capÍtulo iii marco metodolÓgico - página inicial10:41z-669… · clasifico como una...
TRANSCRIPT
CAPÍTULO III MARCO METODOLÓGICO
El término metodología se deriva de método, es decir, modo o manera de
proceder o de hacer algo, y logos, estudio. En otras palabras, se entiende por
metodología el estudio de los modos o maneras de llevar a cabo algo, es decir,
el estudio de los métodos. En el campo de la investigación, la metodología es el
área del conocimiento que estudia los métodos generales de las disciplinas
científicas. La metodología incluye los métodos, las técnicas, las tácticas, las
estrategias y los procedimientos que utilizara el investigador para lograr los
objetivos de su estudio.
3.1. Tipo de investigación
La escogencia del tipo de investigación determinará los pasos a seguir del
estudio, sus técnicas y métodos en el mismo. En general determina todo el
enfoque de la investigación influyendo en instrumentos, y hasta la manera de
cómo se analiza los datos recaudados.
Según Fidias Arias (1999), El nivel de investigación se refiere al grado de
profundidad con que se aborda un objeto o fenómeno. Aquí se indicará si se
trata de una investigación exploratoria, descriptiva o explicativa. En cualquiera
de los casos es recomendable justificar el nivel adoptado.
Según Carlos Sabino (1992), El tipo de investigación se refiere al tipo de
conocimiento que el científico espera obtener al finalizar el trabajo, definir
cuáles son sus propósitos y objetivos reales y para evaluar hasta qué punto
será posible alcanzarlos. Se indicará si se trata de una investigación
exploratoria, descriptiva o explicativa.
Una vez estudiados los tipos de investigación existentes, el presente estudio se
clasifico como una investigación descriptiva-explicativa, que de acuerdo con
Fidias Arias (1999):
Descriptiva: consiste en la caracterización de un hecho, fenómeno o supo con
establecer su estructura o comportamiento.
Explicativa: se encarga de buscar el por qué de los hechos mediante el
establecimiento de relaciones causa-efecto
El presente estudio tiene como objetivo realizar un análisis técnico-económico
del proyecto de inyección de agua del yacimiento BACH-18, el mismo podría
definirse como una investigación del tipo descriptiva-explicativa, ya que esta
orientada con lo finalidad de optimar el proyecto de inyección y a su vez,
mejorar el factor de recobro final, tomando en cuenta los diferentes escenarios,
requerimientos y limitaciones técnico-económicas.
3.2. Diseño de Investigación
Según Fidias Arias (1999), El diseño de investigación es la estrategia que
adopta el investigador para responder al problema planteado. En esta sección
se definirá y se justificará el tipo de según el diseño o estrategia por emplear.
Según Sabino (1992) su objeto es proporcionar un modelo de verificación que
permita contrastar hechos con teorías, y su forma es la de una estrategia o plan
general que determina las operaciones necesarias para hacerla.
En este caso el diseño de la investigación puede catalogarse como de campo-
experimental, que de acuerdo Fidias Arias(1999) :
Investigación de Campo: consiste en la recolección de datos directamente de la
realidad donde ocurren los hechos, sin manipular o controlar variable alguna.
Investigación Experimental: proceso que consiste en someter a un objeto o
grupo de individuos a determinadas condiciones o estímulos (variable
independiente), para observar los efectos que se producen (variable
dependiente).
3.3. Fuentes primarias y secundarias
Las fuentes primarias son aquellas que permiten recolectar la información
directamente de sus fuente de origen, estas fuentes permitieron obtener la
información de manera directa del personal de la unidad y de las carpetas de
los pozos donde se registra el historial de vida de cada uno
independientemente, incluyendo todos los trabajos que se han realizado desde
la perforación hasta la actualidad.
Las fuentes secundarias son aquellas que permiten recolectar toda la
información de registros o soportes ya existentes. Entre las fuentes secundarias
que sirvieron de apoyo para la realización de este trabajo se encuentran: los
sistemas de información OFM, CENTINELA, SIOP, SISUB, DIMS,
DOCUMENTUM así como también tesis de grado, entre otros.
Para poder tener acceso a la información referente a cada pozo y al yacimiento
estudiado fue necesario conocer el manejo y funcionamiento de las siguientes
aplicaciones o software:
3.3.1. Centinela
Es el visualizador de información petrolera, que tiene como objetivo
principal el incrementar y afirmar las fortalezas existentes en los procesos de
petróleo y gas, con una alta capacidad de repuestas. Es un programa flexible y
compatible operacionalmente, que satisface las distintas necesidades que
puedan presentarse en el negocio petrolero. Funciona en una verdadera
arquitectura Cliente/Servidor, abierta, con una interfaz gráfica, amigable y
adaptable a las necesidades requeridas en el mundo petrolero.
Centinela es un programa donde se puede consultar, introducir, modificar y
reportar una gama de información, tales como:
Pruebas de pozos.
Muestras de pozos.
Potencial del yacimiento.
Presión (estáticas, volumétricas, de restauración).
Historia de los pozos.
Completación de pozos.
Inyección de agua y gas.
Estado de los pozos.
Sumario de pozos.
Trabajos a guaya.
Temperatura.
Informes para el Ministerio de Energía y Minas.
Producción e inyección diferidas.
Centinela es un software conformado por doce (12) comandos principales, los
más usados en ingeniería de yacimientos son:
Yacimientos.
Pozos.
Muestras.
Pruebas.
Informes.
3.3.1.1. Estructura general
CENTINELA es un sistema corporativo, conformado por Once (11) módulos, tal
como se observa en el diagrama siguiente:
3.3.1.2. Pozo
Facilita el control y seguimiento diario de los parámetros del comportamiento de
producción de los pozos, y mantiene la actualización de los datos históricos de
sus pruebas y muestras.
CENTINELA
GAS AGUA
OLEO
SEILA TABLA
VAPOR
POZO
SEGURIDAD
Consolida los resultados contables del resto de los Módulos para realizar los
balances oficiales de crudo y gas. Adicionalmente posee una
herramienta para calcular y mostrar gráficamente la
declinación de producción total y/o Energética para cada uno
de los yacimientos.
3.3.2. OFM (Oil Field Manager)
Es una Herramienta de gran aplicación que desarrolla un eficiente método para
visualizar, relacionar y analizar comportamientos de producción por pozo y
yacimiento. OFM facilita todas las capacidades esperadas de un visualizador de
datos de primera línea. Como un sistema integrado esta aplicación provee un
poderoso conjunto de herramientas para automatizar tareas, compartir datos y
relacionar la información necesaria. Se puede usar para análisis de pozos y
campos, programas y operaciones de optimización de campos; administración
de reservas, planes de desarrollo, programas de mantenimiento y
administración de flujos de caja. Así mismo, permite trabajar con una amplia
variedad de datos para identificar tendencias, anomalías y pronosticar
producción. Estos tipos de datos son los siguientes:
Datos dependientes del tiempo (mensual, diario y esporádico).
Datos que dependen de la profundidad (registros de los pozos y
diagramas de completación).
Datos estáticos (coordenadas, datos únicos para los pozos, datos de
propiedades geológicas).
OFM permite crear variables calculadas, las cuáles son el producto de
operaciones sobre los datos de entrega o sobre otras variables calculadas
previamente creadas.
Este programa permite también construir gráficos de comportamiento de
producción, los cuáles proporcionan de una manera rápida el comportamiento
histórico de los fluidos producidos por pozo en el yacimiento.
OFM es una herramienta de gran utilidad, ya que a través de este paquete se
puede visualizar el comportamiento de los pozos durante toda su vida
productiva.
La Base de los gráficos del comportamiento de producción son las siguientes
variables:
Petróleo acumulado.
Petróleo neto por día.
% Agua y sedimento.
Relación gas-petróleo.
Petróleo bruto por día.
3.3.3. Carpetas de pozos
Se encuentran en los archivos de la empresa y contienen todos los datos de la
vida del pozo desde sus inicios hasta la actualidad independientemente que se
encuentre activo o inactivo. En él se recopilan datos de rehabilitaciones
aplicadas al pozo, cambio de completaciones hacia otros yacimientos, detalles
de tuberías, informes geológicos, análisis de núcleos y reportes diarios
realizados al pozo en el momento que aplico algún tipo de trabajo. Son muy
útiles y seguros aunque poco prácticos.
Facilita el control y seguimiento de los parámetros del comportamiento de
producción de los pozos, y mantiene la actualización de los datos históricos de
sus pruebas y muestras.
3.3.4. DIMS 32
Utilizado para observar registros y sumarios de pozos desde su perforación. El
DIMS (Drilling Information Management System) es una herramienta creada
para suplantar las carpetas manuales tradicionales por filas electrónicas
guardadas en la computadora. Dims 32 es una nueva generación en cuanto a
software para Windows se refiere y es uno de la gran cantidad de bases de
datos electrónicos desarrollados por Landmark. Con el uso de este paquete se
puede obtener información de reportes diarios y especiales de pozos, entre
otros.
3.3.5. SISUB
El Sistema Integral de Subsuelo Lago (SISUB) es un
programa en el cual se obtiene información acerca de
todos los trabajos de subsuelo que se le realizan a los
pozos de PDVSA, con solo ingresar el número del pozo
se tendrá toda la información referente a cambio de
zonas, trabajos de HUD, lavados químicos, entre otros.
3.4. Metodología a utilizar
A continuación se describe la planificación desarrollada para el logro de los
objetivos de la investigación:
Como primer paso para el desarrollo de la investigación se procedió a la
ubicación del mapa base del yacimiento BACH-18, a partir de la aplicación
Z-MAP PLUS, una herramienta del software OPENWORKS, diseñado y
desarrollado por LANDMARK, en el cual se puede desarrollar modelado de
mapas y superficies. A partir de la elaboración del mapa base (figura ), se
logro verificar la existencia de todos los pozos que penetraron este
yacimiento, ofreciendo una visión de la ubicación areal de los pozos, junto
con el sistema de fallas, contactos y limites del yacimiento que serán
necesarios para el cumplimiento de los objetivos planteados.
Figura 24. Mapa Base del Yacimiento BACH-18.
Con la finalidad de sustentar la investigación con información actual y
confiable se realizo un proceso de recopilación y validación de información,
el cual comenzó con la selección de los pozos a los que se le realizara la
actualización de la ficha de pozo, para cargar los eventos hasta la fecha de
actualización. Con la ayuda de diversos software (Document; Centinela,
Sisub y carpeta de pozo) se realizo la revisión de la data contenida en cada
una de las historias, fichas o diagramas, validando de esta manera la
información referente reacondicionamientos, reparaciones, registros de
presión y producción, historia de producción, entre otros, desde su
completación original, para luego actualizar la información de cada pozo lo
que serviría de fuente de testimonio durante todo el desarrollo de la
investigación.
Como primer objetivo de la investigación se planteó la revisión del modelo
geológico, lo cual se desarrollo con la construcción de secciones
estratigráficas y secciones estructurales .Por su parte el objetivo de
construir secciones estructurales fue observar las variaciones de
profundidad que presentan los diferentes horizontes geológicos entre cada
pozo respecto al plano vertical de la estructura. De igual manera se logro
verificar la geometría y los limites del yacimiento, así como los rasgos
estructurales tales como fallas que pueden distorsionar el flujo de los
fluidos. Con las secciones estratigráficas fue verificar la continuidad lateral
de las unidades geológicas atravesadas por cada pozo, la calidad y el
espesor de las arenas, al igual que los fluidos contenidos en las distintas
arenas de acuerdo a las áreas que han sido drenadas y la fecha de
perforación de los pozos.
Se construyeron tres secciones estructurales, Sección BACHSE_N01 NO-
SE, Sección BACHSE_N02 N-S, Sección BACHSE_E01 O-E, distribuidas
por toda el área del yacimiento, y tomando la mayor parte de pozos interés.
Y una sección estatigrafica, Sección Estratigráfica BACHSE_E02 O-E la
cual permite apreciar la continuidad de las unidades sin mayores
alteraciones en los espesores. Generando un mallado tal del yacimiento
que permitiera relacionar los pozos en entre si, tanto en estructura como en
litología, determinando la posible comunicación existente entre las arenas,
comprobando de esta manera la eficiencia del proceso de inyección. Lo
cual permitió actualizar y comparar los modelos estructurales, estatigrafico,
sedimentologico, petrofísica, ect.
La revisión sísmica del yacimiento BACH-18, se realizo con la finalidad de
limitar el área estudio y verificar las fallas que han sido representadas
mediante los mapas oficiales, antecedentes del yacimiento y la evaluación
del marco estructural del mismo, en correspondencia con el
comportamiento de presión y producción del área estudio.
Se validaron las propiedades de la roca y los fluidos presentes en el
yacimiento; Con la finalidad de llevar a cabo el análisis del comportamiento
de los fluidos en el yacimiento se comenzó recopilando y validando las
pruebas y análisis PVT realizados en el yacimiento, esta búsqueda dio
como resultado: 6 muestras PVT tomadas durante los primeros años de
producción (1956-1958) correspondientes a los pozos BA-353, BA-371,
BA-372, BA-376, BA-385 y BA-387, de los seis (6) análisis PVT’s realizados
a los pozos, sólo tres de ellos (BA-372, BA-376 y BA-387) presentaban
toda la información necesaria para el proceso de validación de las pruebas.
Con el fin de comparar las propiedades de los tres pozos validados para
determinar si se trataban de tres fluidos diferentes y para describir la
variación areal y/o vertical si la hubiese, se graficaron los valores de RGP y
Bo a la presión de burbujeo (Pb), para cada uno de los pozos, y puede
observarse que hay cierta variación entre ellos. Sin embargo, al graficar las
propiedades más importantes en función de la profundidad se aprecia que
existe una clara correlación lineal entre las propiedades y la profundidad del
PVT; este hecho, aunado a la relativa cercanía (distancia aproximada de
1200 m) y ausencia de fallas entre los pozos, es un indicativo de que las
tres muestras corresponden a un mismo fluido y que la variación de las
propiedades ocurre principalmente por la diferencia de profundidades a las
cuales fueron tomadas las muestras . Una vez que se ha comprobado que
los tres PVT´s corresponden a un mismo fluido se selecciona el PVT
representativo a ser utilizado en los estudios y simulaciones del yacimiento,
las variaciones entre las tres muestras se deben solo a su diferencia de
profundidad, por lo que se tomará como PVT representativo del yacimiento
el correspondiente al pozo BA-376 ya que este coincide con la profundidad
datum del yacimiento (5500’).
Posterior a todo lo mencionado se realizo la recopilación de los análisis
fisicoquímicos realizados del yacimiento BACH-18 con sus respectivos
diagramas de Stiff, los cuales fueron validados en base a los siguientes
criterios: La muestra debe tener la misma proporción de iones y cationes;
es decir balaceada; Entre fecha de toma de muestra y el análisis en
laboratorio no se debe pasar de 10 días para obtener resultados confiables.
A fin de definir el patrón de agua de formación e inyección confiable, y se
calcularon los valores promedios de las concentraciones de los distintos
compuestos. Para el yacimiento BACH-18, no se dispone de análisis físico
químicos balanceado antes de iniciar el proyecto de inyección de agua,
razón por la cual el patrón de agua de formación, se basó en la data de los
pozos mas alejados del frente de inyección para el año 2006 de tal manera
que no se vieran influenciada por el agua de inyección. Con los cuales se
logro diferenciar la huella del agua de formación y la huella del agua de
inyección al igual que se conoció. Esto con la finalidad de obtener una
evaluación del proceso de inyección con mayor certeza y confiabilidad.
Se construyo el histórico de producción de agua, petróleo y gas e inyección
de agua para el yacimiento, mediante las aplicaciones OFM, CENTINELA Y
AICO.
Se realizaran los comportamientos de presión para estimar tendencia del
yacimiento. Esta base de datos fue organizada de acuerdo a la sub-unidad
o que se encontraban produciendo para la fecha de toma de la prueba, esta
asignación se realizo según la división de las unidades geológicas
mencionada anteriormente. Se calcularon las presiones la tope de las
perforaciones (Ptp) y al Datum (P. datum) a partir de los valores de
profundidad medida (Prof. Med) y presión medida (P. med), reportados en
las pruebas.
Se realizara el balance de materiales para el cálculo del POES, estimación
del factor de recobro, y mecanismos de producción del yacimiento así como
caracterización del acuífero asociado al mismo
Con la finalidad de evaluar la efectividad del proceso de inyección mediante
el cálculo del factor de recobro primario y secundario, se procedió a realizar
la estimación de las reservas del yacimiento BACH-18. Este análisis se
baso en el estudio de la declinación de la producción del yacimiento.
Como objetivo final, y que engloba todo lo analizado anteriormente, se
realizo la evolución del proceso de inyección de agua en el yacimiento
BACH-18, este proceso de evaluación estuvo enmarcado entre varios
aspectos que fueron importantes analizar para obtener el mayor grado de
certeza posible en el proceso de establecer conclusiones respecto al
método de recuperación estudiado.
Luego se inicio con la carga de los mapas geológicos, los registros de
pozos, los datos petrofísicos, las coordenadas de pozos para crear el
modelo estático en la herramienta Petrel, se realizo la inicialización,
posteriormente se procedió a crear el modelo dinámico, el cual por
lineamiento de la corporación se utilizo el simulador IMEX, simulador de la
empresa Computer Modelling Group (CMG). Este software es capaz de
modelar procesos de agotamiento y de recuperación secundaria, simular
inyección de fluidos en yacimientos de petróleo, procesos de agotamiento
en yacimientos de gas condensado así como el comportamiento de
yacimientos fracturados. El formato para extraer la información de Petrel fue
un RESCUE file el cual incluye las propiedades de la malla así como las
fallas interpretadas. La malla de simulación exportada a IMEX
Se definirán posibles casos para evaluar el efecto de la inyección de agua
en el yacimiento BACH-18 sobre los pozos productores a fin de establecer
las estrategias de explotación.
Se revisaron los elementos de las facilidades de producción y definición de
variables criticas asociadas al manejo de fluidos para cada una de las
estrategias.
Se crearon escenarios de producción, costos e inversiones para cada una
de las estrategias de acuerdo a los parámetros de incertidumbre
calculados.
Se selecciono el escenario óptimo de inversión desde el punto de vista
técnico-económico.
Se visualizo el desarrollo conceptual de la estrategia de explotación
seleccionada de tal manera que permita posteriormente desarrollar en
detalle el plan de ejecución del proyecto.
CAPÍTULO IV
MODELO ESTÁTICO
4.1. Evaluación del modelo geológico del yacimiento
4.1.1. Ubicación geográfica
Esta localizado en el Lago de Maracaibo, hacia el área Sur del Campo de Bachaquero, sobre el
bloque levantado de la prolongación del anticlinal de pueblo viejo, tal como se puede observar en
la Figura 4.1. Es el más importante del mioceno sureste, se encuentra a una profundidad promedio
de 5500´ y esta conformado por cuatro unidades de flujo (U4, U5, U6 y U7).
Extensión: El yacimiento cuenta con un área de 3.357 acres, un volumen bruto de arena
petrolífera de 693.305 acres-pies y una sección productora de 206 pies.
Límites: Se encuentra limitado al Norte por la falla tipo tijera, que lo separa de los yacimientos
BACH 35 y BACH 12; y al Sur-Sureste por un Contacto Agua Petróleo Original (CAPO), ubicado a
una profundidad de de aproximadamente de –6385’.
Figura 25. Ubicación del Yacimiento BACH-18.
MARA
LA PAZLA CONCEP.
LOSCLAROS
BOSCAN
SIBUCARA
CABIMAS
TIA JUANA
MARACAIBOMARACAIBO
BACHAQUERO
LAGUNILLAS
I PUEBLO VIEJO
XIV
BARUAMOTATAN
MENEGRANDE
IX XCEUTA
VV
II
LL
AA
MM
AA
RR
VV
CC
EE
NN
TT
RR
OO
XIIIXIIISUR DEL LAGOSUR DEL LAGO
XI
IIIIV
VV
II
II
II
CC
EE
NN
TT
RR
OO
XV
LAGOLAGO
DEDE
MARACAIBOMARACAIBO
VIICEUTA
CEUTAVVLAMARLAMAR
IIXII
CONVENIO
CNPC
EOCENO
(INTERCAMPO)
BACH-18
SUROESTE SUREST
E
4.1.2. Modelo Estratigrafía y Sedimentológica
La secuencia sedimentaria de los yacimientos BACH 18, corresponden al Miembro Bachaquero de
la Formación Lagunillas, como se puede aprecia en la Columna Generalizada del Campo
Bachaquero Lago esta suprayace al Miembro Laguna también de la Formación Lagunillas, e
infrayace a la Formación Isnotú, unidades sedimentarias del Mioceno, como se puede observar en
la Figura 4.2.
En base a la información bioestratigráfica disponible en el Estudio Integrado, realizado por PDVSA-
Beicip Franlab (1999), el Miembro Bachaquero corresponde al Mioceno Medio a Tardío, asociado a
depósitos continentales, como resultado de la presencia de Cyprideis pascagoualensis/ Cyprideis
aff.ovatta, características de agua dulce.
ER
A
PE
RIO
DO
EP
OC
A
LIT
OL
OG
ÍA
DESCRIPCIÓN
LITOLÓGICA
Arcillas abigarradas y areniscas.
Mbro.
BACHAQUERO
Areniscas poco consolidadas, lutitas y algunos
lignitos.
Mbro.
LAGUNA
Areniscas poco consolidadas, lutitas y algunos
lignitos.
Mbro.
LAGUNILLAS INFERIOR
Areniscas intercaladas con arcillas y lutitas
carbonáceas abigarradas.
Mbro.
LUTITA LA ROSA
Lutitas de gran espesor, marinas con
intercalaciones locales de areniscas.
Mbro.
SANTA BÁRBARA
Arenas basales con intercalaciones de arcillas
laminares.
Lutitas de color gris oscuro.
Mbro.
ARENAS B
INFORMAL
Intercalaciones de areniscas y lutitas de litorales
a costeras, además de areniscas de canales
fluviales y que almacenan las mejores
acumulaciones petroleras en los Mbros. B-X del
Eoceno.
Mbro.
ARENAS C
INFORMAL
Areniscas de grano muy fino, densas, laminares
con bioturbaciones y estructuras de cono en
cono, las cuales fueron depositadas en un
ambiente de llanura de mareas.
PA
LE
OC
EN
O
Calizas arenosas, fosilíferas y areniscas
calcáreas, con intercalaciones de areniscas no
calcáreas de grano fino.
Fm.
MISOA
Fm. ISNOTÚ
N
E
O
G
E
N
O
P
A
L
E
O
G
E
N
O
C
E
N
O
Z
O
I
C
O
UNIDADES
LITOESTRATIGRÁFICAS
Fm. GUASARE
Fm. PAUJI
M
I
O
C
E
N
O
E
O
C
E
N
O
Fm.
LAGUNILLAS
Fm.
LA ROSA
Figura 26. Columna Estratigráfica del Campo Bachaquero Lago
Fuente: Estudios Integrados PDVSA
Según Castellanos y col (2005) “La serie sedimentaria característica del área, comprende 7 ciclos
progradante/retrogradante. Partiendo de abajo hacia arriba se tienen las siguientes unidades lito-
estratigráficas: Unidad 1 del Miembro Santa Bárbara (Fm. La Rosa), Unidad 2 del Miembro
Lagunillas Inferior, Unidad 3 del Miembro Laguna y, las unidades BACH SUP 5 y 6 (Unidad 4),
BACH SUP 4 y 3 (Unidad 5), BACH SUP 2 (Unidad 6) y BACH SUP 1 (Unidad 7) del Miembro
Bachaquero”.
Investigaciones y estudios recientes de estratigrafía secuencial del Miembro Bachaquero, asociada
a la estratigrafía del yacimiento BACH 18, ubicado en la secuencia sedimentaria que comprende
las unidades 4, 5, 6 y 7, siendo la Unidad 4 la sección basal, las unidades 5 y 6 las secciones
intermedias y finalmente la Unidad 7 la sección superior, infrayacente a la Formación Isnotú;
descartá así, la antigua subdivisión que hace referencia de BACH SUP 1 a BACH SUP 6, la cual se
aprecia en los mapas oficiales previos, particularmente en los registros tipos utilizados en la
cartografía mencionada. (Figura 4.3 y 4.4)
El pozo BA1786, fue considerado como un pozo tipo clave, ya que todos los ciclos sedimentarios
que ocurrieron en la zona tienen una expresión en este pozo.
BACH SUP 1
BACH SUP 2
BACH SUP 3
BACH SUP 6
LAGUNA
STA. BÁRBARA
UNIDAD 7(U7)
UNIDAD 6 (U6)
UNIDAD 5 (U5)
UNIDAD 4 (U4)
UNIDAD 3
UNIDAD 1
BACH SUP 4
BACH SUP 5
LA ROSA
ANTERIOR ESTUDIO
CORRELACIONES
Figura 28. Columna Estratigráfica Local/Registro Tipo – Área Sureste-Mioceno
Fuente: Estudios Integrados PDVSA
Las correlaciones estratigráficas realizadas a lo largo del área de estudio, permiten
tipificar un comportamiento en forma de campana, granodecreciente, para los
canales y bordes de canales, variando entre ellos la extensión vertical en el
registro radioactivo o de potencial espontáneo, siendo los primeros de mayor
espesor, y los bordes de menor extensión areal careciendo de buena continuidad,
y finalmente en menor proporción se tienen las llanuras de inundación, con
patrones aserrados principalmente.
Tomando en cuenta, que la sedimentación del Miembro Bachaquero corresponde
a ambiente fluvial con predominio de canales meandriformes, con orientación
preferencial N30°E, se dispone en buena parte de comunicación vertical entre las
asociaciones de facies (canales y bordes de canales), que conforman las unidades
mencionadas (Unidad 4, Unidad 5, Unidad 6 y Unidad 7), del yacimiento en
estudio; producto de la erosión atribuida a los canales sobre las llanuras de
inundación en su movimiento sinusoso.
Con respecto a los sedimentos característicos de estas unidades del Miembro Bachaquero, se
tienen arenas micáceas no consolidadas, de color marrón, con tamaños de granos que oscilan de
gruesos a finos, compuestos principalmente por cuarzo y feldespato potásico, de acuerdo a los
estudios y análisis especiales realizados a los núcleos del pozo BA343 por Core Laboratories en
1956.
Las arenas mencionadas se encuentran interlaminadas con lutitas grises moteadas de color rosado
y amarillo, y limolitas verdosas. De acuerdo al informe consultado del área, (pozo BA343, Core
Laboratories, 1956), todas las muestras examinadas presentan buenas saturaciones de petróleo.
Este factor dificulta la descripción de estructuras sedimentarias; sin embargo, por lo que se decidió
el uso de testigos de los pozos BA2276 y BA2503, pertenecientes a BACH-02, en la evaluación
sedimentológica del área.
4.1.2.1. Secciones estratigráficas
4.1.2.1. 1. Sección BACHSE_E02 O-E
Esta sección estratigráfica, orientada Oeste-Este, comprende los pozos BA2509,
BA1295, BA344A, BA1287, BA371, BA753, BA376, BA759, B285, BA1362,
BA1392, BA1307, BA2628 y BA2629, tal como se muestra en las figura 4.5 y 4.6
Esta línea permite apreciar la continuidad de las unidades descritas previamente
para el Miembro Bachaquero; adicional se distingue la continuidad de las mismas
sin mayores alteraciones en los espesores.
Figura 29. Dirección de la Sección Estratigráfica BACHSE_E02 O-E
En los pozos que atraviesan la sección del Mioceno en su totalidad, se distingue
la continuidad del Miembro Laguna, unidad infrayacente a las unidades en
estudio, y finalmente se tiene la presencia de la Formación la Rosa.
4.1.3. Modelo estructural
Castellanos y col (2005) expresan que “La estructura del yacimiento BACH-18 es de un monoclinal
fallado con forma de triángulo configurando un alto estructural elongado de rumbo
aproximadamente Norte-Sur y Buzamiento Sureste, limitado hacia el Oeste por la falla de Pueblo
Viejo, elemento regional que determina la configuración de las discontinuidades a nivel del Campo
Bachaquero Lago, que a su vez controla un conjunto de fallas normales antitéticas”.
La combinación entre las diferentes fallas normales, aunado a la variación de la dirección del
buzamiento de los flancos generan una serie de compartimientos que presentan comunicación
entre ellos, debido a que los saltos de falla no superan el espesor neto de las unidades del
Miembro Bachaquero, lo que permite la movilidad de los fluidos a través de estos compartimientos.
Para facilitar la ubicación de los pozos en la Costa Oriental del Lago, cada yacimiento se encuentra
dividido en parcelas “imaginarias” que están plasmadas en los mapas de localización. El
yacimiento comprende, desde el Norte hacia el Sur las parcelas A-419, A-420, A-421, A-422, A-
423, A-434, A-433 y A-432, tal como se observa en la figura 4.7.
Figura 30. Sección Estratigráfica BACHSE_E02 O-E Local/Registro Tipo
– Área Sureste-Mioceno
Figura 31. Mapa Estructural, Tope Bachaquero (U7)
4.1.3.1. Secciones estructurales
4.1.3.1.1. Sección BACHSE_N01 NO-SE
La sección se realizo dirección Noroeste-Sureste, de tal manera que pasa por los
pozos BA271, BA752, BA376, BA1514, BA1792, BA1621 y BA1340. En ésta
sección se puede observar claramente el buzamiento de las capas hacia el
Sureste, característico de la estructura periclinal en su orientación preferencial.
También se aprecia buena continuidad de las 4 unidades que conforman el
yacimiento BACH 18, con poca variación de los espesores, siendo la Unidad 4 la
que presenta mayor espesor. Finalmente, como se puede observa en la figura 4.8
se evidencia un CAPO único para el yacimiento BACH 18 a una profundidad de -
6385’ (TVDSS).
257000
257000
259000
259000
261000
261000
263000
263000
265000
265000
10
84
00
0
10
84
00
0
10
86
00
0
10
86
00
0
10
88
00
0
10
88
00
0
10
90
00
0
10
90
00
0
10
92
00
0
10
92
00
0
L
D
DD
D
D
L
L
L
L
L
L
D
L D
D
D L
L
D
D
L
D L
L
D
DL
L
L
D
D
- 61
00
'
- 6 4 0 0 '
B A 5 3 5
B A 1 8 2 3
- 6 1 6 0 '
FS
B A 1 8 6 0
- 4 6 3 2 '
F
B A 1 8 6 0
- 4 6 3 2 '
F
S
B A 1 7 8 1
- 5 5 5 9 '
F
S
B A 8 4 3
- 4 7 9 4 '
F
S
B A 8 9 3
F S
B A 9 1 5
- 5 1 6 7 '
B A 9 5 0
B A 1 0 7 6
- 5 4 0 5 '
FS
B A 1 0 9 0
- 5 2 0 5 '
F
S
B A 1 2 9 4
- 5 7 0 3 '
F
S
B A 1 2 9 7
- 5 6 3 5 '
F
S
B A 1 3 4 0
- 6 2 3 5 '
B A 1 4 0 0 - 5 0 6 7 '
F
S
B A 7 8 4
- 6 3 0 5 '
F S
B A 4 6 1
- 5 3 7 1 '
B A 4 6 4
- 6 6 0 5 '
F
B A 5 1 2
- 4 8 5 1 '
F
S
B A 5 1 9
- 5 3 5 4 '
B A 6 1 7
B A 6 1 9
- 5 7 2 0 '
F
B A 6 1 9
F
S
B A 6 3 7
- 5 1 3 0 '
F
S
B A 7 2 8
- 5 5 8 1 '
F
S
B A 7 3 2
B A 7 3 4
B A 7 5 6
S I
F
S
B A 7 6 9
- 4 8 1 4 '
F
S
B A 2 7 1
- 5 3 8 7 '
FB A 2 7 1
- 5 3 7 9 'F
B A 2 8 0
B A 3 2 2
B A 3 4 3
- 5 3 3 5 '
F
S
B A 3 4 4
- 5 7 0 7 '
F
S
B A 3 4 5
- 5 7 6 6 'F
S
B A 3 6 8
B A 3 7 2
- 5 7 4 4 '
F
S
B A 2 1 9 9
- 4 7 9 4 '
F
S
B A 2 2 0 5
- 5 2 4 3 'F
S
B A 2 2 1 6
- 5 2 3 3 '
B A 2 2 2 3
- 5 4 4 3 '
B A 2 2 2 4
- 4 6 0 0 '
B A 2 2 2 5
- 5 1 4 6 '
B A 2 2 2 6
- 5 1 1 7 ' F
B A 2 2 5 3
- 4 8 4 2 '
F
S
B A 2 2 5 5
- 4 5 8 1 '
B A 2 2 6 3
- 4 6 7 6 '
F
S
B A 2 1 0 6
- 4 5 8 9 '
B A 2 1 0 7
- 5 8 0 0 '
B A 2 1 0 9
FS
B A 2 1 1 7
- 4 5 8 5 '
B A 2 1 7 6
- 5 9 3 5 '
B A 2 1 8 7
- 4 6 7 8 '
F
S
B A 2 1 9 2
- 4 7 7 5 '
F
S
B A 1 9 6 8
- 5 4 2 0 '
B A 1 9 7 3
- 5 2 6 8 '
B A 2 0 1 8
B A 1 8 5 2
- 5 5 5 0 '
B A 1 8 5 5
- 4 5 9 2 '
B A 1 8 5 6
B A 1 8 5 8
- 4 6 8 2 '
B A 1 8 6 0
- 4 6 3 2 '
B A 1 8 6 1
- 4 8 0 4 '
B A 1 8 6 5
- 5 9 7 9 '
B A 1 8 6 6
- 6 1 4 9 '
B A 1 8 6 7
- 6 0 8 6 '
B A 1 8 7 0
B A 1 8 8 2
- 6 3 9 7 '
B A 1 8 8 9
- 6 1 0 0 '
B A 1 8 9 3
B A 1 9 1 7
B A 1 9 2 4
- 5 6 1 6 '
B A 1 7 4 5
- 4 7 9 7 '
B A 1 7 4 8
- 6 0 1 6 '
B A 1 7 5 0
- 5 8 7 2 '
B A 1 7 5 4
B A 1 7 8 1
- 5 5 4 9 '
B A 1 7 8 3
- 4 6 4 4 '
B A 1 7 8 4
- 6 1 2 9 '
B A 1 7 8 6
- 5 3 0 2 '
B A 1 7 8 7
B A 1 7 8 9
B A 1 7 9 1
- 6 3 5 3 '
B A 1 7 9 2
- 5 9 2 0 '
B A 1 7 9 3
- 6 4 1 0 '
B A 1 7 9 5
- 5 8 5 0 '
B A 1 7 9 8
- 5 9 0 3 '
B A 1 8 0 0
- 5 9 8 6 '
B A 1 8 0 1
- 5 9 3 2 '
B A 1 8 0 2
- 6 3 8 0 '
F
S
B A 1 8 0 8
- 5 6 3 3 '
B A 1 8 2 2
B A 1 8 2 6
- 5 9 8 7 '
B A 1 8 2 7
- 5 9 7 7 '
B A 1 8 3 0
- 6 2 7 2 '
B A 1 7 4 0
- 5 9 4 5 '
B A 1 6 3 1
- 5 0 2 8 '
B A 1 6 3 2
- 5 7 9 3 '
B A 1 6 5 0
- 5 7 2 8 '
B A 1 6 6 0
- 5 5 2 0 '
B A 1 6 6 3
B A 1 6 6 4
B A 1 6 6 8
B A 1 6 7 0
- 6 3 3 5 '
B A 1 7 2 8
- 5 3 6 8 '
B A 1 7 2 9
- 6 2 0 3 '
B A 1 5 1 3
- 5 9 9 3 '
B A 1 5 1 4
- 5 8 0 6 '
B A 1 5 1 5
- 5 3 2 3 '
B A 1 5 1 6
- 5 4 9 4 '
B A 1 5 7 3
B A 1 5 7 4
B A 1 5 8 5
B A 1 5 8 8
- 5 5 3 9 '
B A 1 6 2 1
- 6 0 6 4 '
B A 1 6 2 2
B A 1 4 6 1
- 4 6 2 7 '
B A 1 4 8 9
B A 1 4 9 1
F DO
B A 1 4 9 3
- 5 7 9 8 '
B A 1 4 9 4
B A 1 5 1 1
- 5 4 4 9 '
B A 1 3 9 8
- 5 9 0 1 '
B A 1 4 0 0
- 5 0 6 7 '
B A 1 2 8 7
- 5 5 9 9 '
B A 1 2 8 9
- 5 7 2 3 '
B A 1 2 9 1
- 5 6 8 5 '
B A 1 2 9 3
- 5 6 5 4 '
B A 1 2 9 4
- 5 7 3 7 '
B A 1 2 9 4 A
B A 1 2 9 5
- 5 9 2 6 '
B A 1 2 9 6
- 5 9 1 6 '
B A 1 2 9 7
- 5 6 4 9 'B A 1 2 9 8
- 5 7 7 0 '
B A 1 3 0 7
- 5 8 6 2 '
B A 1 3 2 1
B A 1 3 2 2
- 5 7 6 2 '
B A 1 3 2 3
- 5 8 4 5 '
B A 1 3 2 4
- 5 1 7 1 '
B A 1 3 2 5
- 5 7 6 0 '
B A 1 3 2 6
- 4 9 2 0 '
B A 1 3 2 7
- 6 0 4 2 '
B A 1 3 3 2
B A 1 3 4 0
- 6 2 4 0 '
B A 1 3 4 1
- 4 9 2 1 '
B A 1 3 5 5
- 5 9 6 3 '
B A 1 3 5 6
- 5 9 4 0 '
B A 1 3 5 7
- 5 8 6 4 '
B A 1 3 6 0
- 5 1 5 9 '
F
S
B A 1 3 6 1
- 5 8 0 0 '
B A 1 3 6 2
- 5 8 5 1 '
B A 1 3 9 2
- 5 9 1 0 '
B A 1 3 9 3
F DO
B A 1 3 9 5
- 5 8 3 6 '
B A 1 3 9 6
- 5 9 7 5 '
B A 1 3 9 7
- 6 0 0 5 '
B A 1 2 8 5
- 5 7 2 2 '
B A 1 2 0 8
- 5 2 3 6 '
B A 1 2 2 2
- 6 2 3 8 '
B A 1 2 2 7
B A 1 2 4 2
- 4 8 9 2 '
B A 1 2 6 0
- 5 2 4 7 '
F
S
B A 1 2 6 5
- 6 0 3 9 '
F
S
B A 1 0 6 5
- 5 5 3 8 '
B A 1 0 6 7
- 5 8 1 0 '
B A 1 0 7 3
- 5 5 1 4 '
B A 1 0 7 4
- 5 1 8 6 '
B A 1 0 7 5
- 5 0 7 2 '
B A 1 0 7 5
- 5 0 6 4 '
FS
B A 1 0 7 6
- 5 4 0 1 '
B A 1 0 8 2
- 5 3 3 0 '
B A 1 0 8 8
- 5 3 9 4 '
B A 1 0 9 0
- 5 2 0 2 '
B A 1 0 9 3
- 5 1 6 0 '
B A 1 1 1 0
B A 1 1 4 7
- 5 5 8 8 '
B A 1 1 5 5
- 5 7 6 2 '
B A 1 0 6 3
- 5 4 5 0 '
B A 9 3 5
- 5 2 1 1 '
B A 9 3 9
- 5 0 0 0 '
B A 9 5 7
- 5 1 4 4 '
B A 9 6 1
- 4 8 0 0 '
B A 9 6 7
B A 9 7 1
B A 9 7 4
- 4 9 3 6 '
B A 9 7 6
B A 9 8 1
- 5 4 8 7 '
B A 9 9 1
- 5 1 8 5 '
B A 9 9 2
- 5 6 6 5 '
B A 9 9 3
- 5 2 5 1 '
B A 1 0 0 2
- 5 5 6 4 '
B A 1 0 0 3
- 4 7 0 6 '
B A 1 0 0 4
- 5 0 0 3 '
B A 1 0 0 6
- 4 7 9 8 '
B A 1 0 3 0
- 4 9 4 7 '
B A 1 0 3 3
- 4 8 9 1 '
B A 1 0 3 4
- 5 3 8 8 '
B A 1 0 3 5
- 4 8 5 6 '
B A 8 3 7
- 4 9 3 3 '
B A 8 3 9
- 4 8 8 6 '
B A 8 4 0
- 5 3 4 2 '
B A 8 4 3
- 4 7 9 4 '
B A 8 6 6
- 4 8 6 6 '
B A 8 8 5
B A 8 9 3
B A 8 9 3 A
B A 9 1 2
- 4 9 6 1 '
B A 9 1 7
- 5 1 7 6 '
B A 9 3 1
B A 8 1 5
- 5 0 9 4 '
B A 8 1 7
- 5 0 7 4 '
B A 8 2 0
- 5 0 4 1 '
B A 7 2 8
- 5 5 8 9 '
B A 7 3 0
- 5 6 2 3 '
B A 7 3 1
- 5 9 0 5 '
B A 7 3 3
- 5 6 8 5 '
B A 7 4 9
- 5 5 7 0 '
B A 7 5 0
- 5 4 6 0 '
B A 7 5 1
- 5 3 7 4 '
B A 7 5 2
- 5 4 8 9 '
B A 7 5 3
- 5 5 9 1 '
B A 7 5 4
- 5 5 3 1 '
B A 7 5 6
- 5 2 7 7 '
B A 7 5 7
- 5 6 6 0 '
B A 7 5 9
- 5 7 0 6 '
B A 7 6 2
- 5 0 6 2 '
B A 7 6 3
- 4 9 7 4 '
B A 7 6 4
- 4 9 6 9 '
B A 7 6 6
B A 7 6 8
- 4 9 1 7 '
B A 7 6 9
- 4 8 1 4 '
B A 7 7 0
- 4 8 3 9 '
B A 7 7 2
- 5 0 2 9 '
B A 7 8 4
- 6 3 5 8 '
B A 8 1 3
- 5 2 4 2 '
B A 6 9 0
- 5 5 0 1 '
B A 6 9 0
- 5 5 1 9 '
F
S
B A 6 9 2
- 5 4 2 8 '
B A 6 9 3
- 5 3 3 4 '
B A 6 9 4
- 5 8 3 0 '
B A 6 9 5
- 5 4 6 1 '
B A 6 0 8
- 5 1 4 9 '
B A 6 1 1
- 5 2 0 1 '
B A 6 1 4
F
B A 6 1 8
- 5 1 2 4 '
F
B A 6 1 9
- 5 7 2 0 '
B A 6 2 4
- 5 4 0 5 '
B A 6 2 5
- 4 6 8 7 '
B A 6 2 6
- 5 6 1 6 '
B A 6 2 7
- 5 1 3 0 '
B A 6 2 8
- 4 7 0 3 '
B A 6 3 6
B A 6 3 7
- 5 1 3 0 '
B A 6 3 8
- 4 7 1 3 '
B A 6 3 9
B A 6 4 2
- 4 7 2 9 '
B A 6 4 4
- 5 3 2 8 '
B A 6 7 4
- 4 9 3 1 '
B A 6 7 5
- 4 9 0 9 '
B A 6 8 6
- 5 0 3 8 '
B A 4 6 0
B A 4 6 4
- 6 7 6 5 '
F
S
B A 4 6 5
B A 4 6 8
B A 4 9 9
- 6 0 7 1 '
B A 5 0 3
- 5 5 0 8 '
F S
B A 5 0 4
B A 5 1 2
- 4 8 5 1 '
B A 5 1 5
- 5 3 1 6 '
B A 5 1 8
- 5 7 7 8 '
F
S
B A 5 2 0
- 5 1 2 9 '
B A 5 3 5
- 4 7 2 0 '
B A 5 3 5
- 4 7 2 0 '
FS
B A 5 4 5
- 5 9 5 4 '
F
S
B A 5 6 2
- 5 0 5 6 '
F
S
B A 4 5 5
B A 3 4 3
- 5 3 1 9 '
B A 3 4 4
- 5 6 9 1 '
B A 3 4 5
- 5 8 0 6 '
B A 3 4 9
- 5 4 5 2 '
B A 3 5 3
- 5 3 4 6 '
B A 3 5 4
- 4 9 9 1 '
B A 3 5 7
B A 3 6 0
- 6 0 0 2 '
B A 3 6 4
B A 3 6 5
- 5 5 5 2 '
B A 3 7 1
- 5 5 6 0 '
B A 3 7 2
- 5 9 8 1 '
B A 3 7 3
- 5 5 4 0 '
B A 3 7 5
- 5 7 7 2 '
B A 3 7 6
- 5 6 3 8 '
B A 3 7 7
- 5 7 0 9 '
B A 3 7 8
B A 3 8 1
- 5 3 3 1 '
B A 3 8 1
- 5 3 5 1 '
F
S
B A 3 8 5
- 5 8 3 0 '
B A 3 8 7
- 5 4 5 8 '
B A 3 9 3
- 4 7 6 6 '
B A 3 9 5
- 5 0 1 7 'B A 4 0 0
- 4 6 6 8 '
B A 4 0 3
- 5 2 1 2 '
B A 4 0 7
- 4 9 0 0 '
B A 2 6 7
B A 2 7 0
B A 2 7 1
- 5 3 8 7 '
B A 2 7 6
- 5 8 1 4 '
B A 2 8 3
- 5 2 1 1 '
B A 2 8 4
- 4 7 0 2 '
F S
B A 5 5 3
- 6 3 8 8 '
F
B A 6 1 4
F
S
B A 6 3 6
F S
B A 2 3 2 0
B A 1 0 8 4
- 5 1 9 6 '
F
B A 2 2 0 1
F
SB A 2 2 3 6
F
S
B A 2 8 5
- 5 8 3 8 '
B A 4 1 0
- 5 7 7 0 '
F
S
B A 4 4 4
- 4 5 8 1 '
B A 5 5 3
- 6 3 9 6 'F
S
B A 6 4 3
- 5 0 6 4 '
B A 7 6 0
- 4 8 3 2 '
B A 7 7 1
- 5 2 1 9 '
B A 8 8 2
B A 1 0 0 5
- 4 6 4 9 '
B A 1 0 3 6
- 4 8 3 1 '
B A 1 1 4 1
- 5 4 6 7 '
B A 1 3 6 0
- 5 1 7 4 '
B A 1 3 9 4
B A 1 4 8 1
- 6 2 0 5 '
B A 1 8 2 3
- 6 1 5 0 '
B A 1 8 2 8
- 6 0 3 4 '
B A 1 9 3 7
- 5 1 7 0 '
B A 2 1 8 5
B A 2 7 1
S I
F
S
B A 4 6 5
F
S
B A 2 1 8 6
- 4 7 0 6 '
F
B A 2 1 8 6
- 4 7 2 6 '
F
S
B A 2 2 2 6
- 5 1 3 6 '
F
S
B A 2 4 4 5
- 5 0 3 0 '
FS
B A 1 0 8 4
- 5 1 8 7 '
F
S
B A 2 4 6 8
- 4 8 0 5 '
F
S
B A 6 1 8
- 5 1 3 0 'F
S
B A 2 4 9 0
- 4 6 9 8 '
F
S
B A 2 4 9 1
- 4 8 8 0 '
B A 2 4 9 2
- 4 6 0 2 '
FS
B A 2 4 9 3
- 5 7 8 8 '
F
S
B A 2 5 0 4
- 6 2 1 6 '
B A 2 5 0 9
- 6 1 7 7 '
B A 2 5 3 3
- 5 8 0 5 '
B A 2 5 3 6
- 4 9 1 6 '
B A 2 5 3 5
- 4 8 2 5 '
B A 2 5 3 9
- 5 2 0 2 '
V L C 1 4 9 6
B A 2 5 9 3
- 4 9 5 4 '
B A 2 5 9 9
- 5 8 2 9 '
B A 2 6 2 8
- 5 9 5 7 '
B A 2 6 2 9
- 5 9 7 9 '
B A 2 6 3 0
B A 2 6 3 9
- 4 9 7 2 '
FS
L
D
D
L
D
L
- 5 2 4 7 '
D L
DL
- 50
00
'
- 48
00
'
- 49
00
'
- 49
00
'- 5
10
0'
- 50
00
'
-54
00
'- 5
30
0'
- 52
00
'
- 55
00
'
- 47
00
'
- 48
00
'
- 4900'
- 51
00
'
- 50
00
'
- 52
00
'
- 5300'
- 54
00
'
- 55 0 0 '
- 56 0 0 '
- 57
00
'
- 4 8 0 0 '
- 5 7 0 0 '
- 5 6 0 0 '
- 5 3 0 0 '
- 5 4 0 0 '
- 5 5 0 0 '
- 5 2 0 0 '
- 5 1 0 0 '
-5 0 0 0 '
- 4 9 0 0 '
- 5 5 0 0 '
- 5 4 0 0 '
- 5 3 0 0 '
- 5 1 0 0 '
- 5 0 0 0 '
- 4 9 0 0 '
- 5 6 0 0 '
-5 7 0 0 '
- 4 8 0 0 '
-4700'
-58
00
'-5
90
0'
- 63
00
'
- 6 1 0 0 '
- 62
00
'
- 62
00
'
- 61
00
'- 6
00
0'
- 5 7 8 4 '
- 62
00
'
- 61
00
'
- 63
00
'
- 6 0 0 0 '
6 2 0 0 '
- 6 3 0 0 '
- 6 4 0 0 '
- 6 4 0 0 '
- 6 5 0 0 '
- 6 5 0 0 '
-6 6 0 0 '
- 6 7 0 0 '
- 6 6 0 0 '
- 6 8 0 0 '
-66 0 0 '
64
00
'
- 63
00
'
- 62
00
'
6100'
- 60
00
'
59
00
'
- 5800'
-57
00
'
- 56
00
'
- 63 0 0 '
- 65 0 0 '
- 66 0 0 '
- 60
00
'
-59
00
'
60
00
'
- 6 2 0 0 '
- 6 3 0 0 '
- 6 7 0 0 '-64
00
'
- 6 5 0 0 '
- 63
00
'
- 62
00
'
-60
00
'
- 61 0 0 '
- 62 0 0 '- 6
1 0 0 '
6 0 0 0 '
- 5 8 0 0 '
59
00
'
- 59 0 0 '
-5500'
- 55
00
'
- 5 40
0'
- 46
00
'
-46
00
'
-47
00
'
- 60
00
'
-62
00
'
- 61
00
'
- 5 2 0 0 '
- 5 3 0 0 '
- 57 0 0 '
- 5 6 0 0 '
- 5 4 1 8 '
- 5 0 0 0 '
- 5 0 0 0 '
- 5 1 0 0 '
- 5 3 0 0 '
- 5 1 0 0 '
5 2 0 0 '
- 5 7 4 9 '
F DO
U LTIM O PO ZO A C TU A LIZA D O : B A 2629
N- 5 2 0 0 '
-55
00
'
-56
00
'
- 57
00
'
- 54
00
'
- 52
00
'
-50
00
'
-51
00
'
- 53
00
'
- 50
00
'
-51
00
'
- 53
00
'
- 54
00
'
- 55
00
'
- 56
00
'
- 57
00
'
- 52
00
'
- 55
00
'
DL
D
L
- 63
00
'
- 5 9 0 0 '
- 6 1 0 0 '
- 5 8 0 0 '
D
L
- 57
00
'
- 60
00
'
- 56
00
'
- 58
00
'
- 59
00
'
AGUA-376 AGUA-377 AGUA-378 AGUA-379
AG
UA
-401
AGUA-385
AGUA-384 AGUA-383
AGUA-382
AG
UA
-402
AGUA-420
AGUA-419 AGUA-418 AGUA-417
AGUA-416
LA
C-90
AGUA-421 AGUA-422
AGUA-423
AGUA-424 AGUA-425
LA
C-93
AGUA-434 AGUA-433 AGUA-432 AGUA-431 AGUA-430RN-B4-1LAMA-0- 41LAMA-0-10000-40
BACH 12
BACH 18
BACH 77
BASUP 14
BACH 35
4.1.3.1.2. Sección BACHSE_N02 N-S
Esta sección, con dirección Norte-Sur, abarca los pozos BA1631, BA1084, BA357,
BA626, BA344, BA1294, BA1395, correspondientes al yacimiento BACH 18, a lo
largo de la sección se puede apreciar los buzamientos suaves que predominan en
los flancos del pliegue, seccionado por el conjunto de fallas normales que no
sobrepasan los 50 pies de salto vertical, dentro del área del yacimiento BACH 18.
Se distingue con precisión el límite entre los yacimientos BACH 18 y BACH 77,
representado por una falla normal. Como se observa en la figura 4.9
Figura. 32. Sección Estructural BACHSE_N01 NO-SE
4.1.3.1.3. Sección BACHSE_E01 O-E
Esta sección en dirección Oeste-Este, engloba los pozos BA2509_1, BA1295,
BA344A, BA1287, BA371, BA753, BA376, BA759, BA285, BA1362, BA1392,
BA1307, BA2628_1 y BA2629_1. Esta interpretación permite visualizar el conjunto
de fallas, que se encuentran en el yacimiento BACH 18; se aprecia que las
mismas poseen poco desplazamiento vertical, comportamiento por el cual no se
les atribuye un carácter sellante. Dichos saltos no sobrepasan los espesores
promedios de las unidades en contacto a través del plano de falla, permitiendo así,
la movilidad de los fluidos. Este sistema de fallas antitéticas acompañan a la falla
de Pueblo Viejo, al igual que los pliegues propios de los esfuerzos compresivos.
La cual se puede observar en la figura 4.10
Figura 33. Sección Estructural BACHSE_N02 N-S
4.2. GEOFÍSICA
En lo que respecta a la sísmica del área, la misma toma en cuenta el mapa estructural en tiempo,
generado a partir de la interpretación de los reflectores sísmicos asociados a los topes geológicos
de cada pozo, para la Formación Lagunillas y la Discordancia del Eoceno, tal como se puede
observar en la Figura 35.
NBACH 77
BASUP 14
BACH 35BACH 12
BACH 18
Tope Bachaquero
Discordancia Eoceno
2000-
1350-
Pro
fun
did
ad (m
s)
f1
f2
f3
f4
f5
f6
Región
Norte
Región
Sur
NBACH 77
BASUP 14
BACH 35BACH 12
BACH 18
Tope Bachaquero
Discordancia Eoceno
2000-
1350-
Pro
fun
did
ad (m
s)
f1
f2
f3
f4
f5
f6
NBACH 77
BASUP 14
BACH 35BACH 12
BACH 18
Tope Bachaquero
Discordancia Eoceno
2000-
1350-
Pro
fun
did
ad (m
s)
f1
f2
f3
f4
f5
f6
Región
Norte
Región
Sur
Figura 35. Mapa Estructural en Tiempo
Fuente: Estudios Integrados PDVSA
Figura 34. Sección Estructural BACHSE_E01 O-E
La interpretación de los reflectores sísmicos asociados a los topes geológicos de
Tope Bachaquero (Unidad 7), Tope Unidad 4 y Discordancia Eoceno, Se analizo
con el objeto de definir la continuidad de los reflectores y el comportamiento de
las fallas; por lo cual se analizaron varias secciones sísmicas en el área,
utilizando 3 cubos sísmicos diferentes del levantamiento sísmico 3D del Campo
Bachaquero Lago (COL92). La resolución vertical de la sísmica utilizada es de
aproximadamente 100 pies para el Mioceno; por lo tanto, en las secciones
sísmicas no son apreciables los saltos de las fallas menores a 100 pies.
Con la sección sísmica BACHSE_N01, se observar en la parte alta del periclinal la falla tipo tijera
(f2), que separa el yacimiento BACH 12 del yacimiento BACH 18 es normal, a nivel de este corte,
la misma es atravesada por el pozo BA1393. Se aprecia buena continuidad lateral en los
horizontes sísmicos interpretados, excepto donde se encuentra la falla tipo tijera, límite de los
yacimientos BACH 12 y BACH 18, donde el salto de la falla trunca la continuidad de los horizontes,
tal como se muestra en la Figura 36.
Tal como se observa en la figura 37, la sección sísmica BACHSE_N03, corta la región
estructuralmente más elevada del yacimiento BACH 18, es decir, la parte alta del periclinal donde
limita con el yacimiento BACH 35 y la falla tipo tijera (f2), se comporta como inversa. Se observa el
buzamiento de la estructura hacia el Sur y buena continuidad lateral en los horizontes sísmicos
Figura 36. Fallas del Yacimiento BACH 18
Fuente: Estudios Integrados PDVSA
interpretados. Adicionalmente, se identifica al Sur, una falla normal (f3) que limita el yacimiento
BACH 18 con el yacimiento BASUP 14 (antes del pozo proyectado BA1515).
Como se muestra en la figura 38, en la sección sísmica BACHSE_N04 se observa la falla de
Pueblo Viejo (f1), la cual es inversa, divide el Campo Bachaquero Lago en dos bloques, uno
deprimido y otro levantado. En el bloque levantado se localizan los yacimientos del área Sureste.
Donde se identifican los yacimientos BASUP 14 y BACH 18, ambos separados al Sureste por una
falla normal (f4), ubicada al Noroeste del pozo BA2176. Se observa en la sección cercana al pozo
BA545 una falla normal dentro del yacimiento BACH 18.
Figura 37. Sección Sísmica BACHSE_N03
Fuente: Estudios Integrados PDVSA
Adicionalmente se observa buena continuidad lateral de los reflectores sísmicos excepto al
Noroeste, donde los horizontes sísmicos interpretados son truncados por la presencia de la falla de
Pueblo Viejo.
A continuación se muestra en la figura 39 la sección sísmica BACHSE_E01, donde se observa la
falla de Pueblo Viejo (f1), limitando el bloque levantado donde se encuentra el yacimiento BACH
18. Se presenta buena continuidad lateral de los reflectores sísmicos excepto al Oeste, donde los
horizontes sísmicos interpretados son truncados por la falla de Pueblo Viejo.
Figura 38. Sección Sísmica BACHSE_N04
Fuente: Estudios Integrados PDVSA
Como se puede observar en la figura 4.16, la sección sísmica BACHSE_E04. (imagen en 3D)
realizada en dirección Suroeste-Noreste, se presenta el pozo BA2629, último pozo perforado en el
área, el cual permitió extender el área del yacimiento BACH 18, hacia el Noreste. Se identifica al
Noreste del pozo BA2629 la falla tijera (f2), límite Norte del yacimiento BACH 18, con buzamiento
Noreste y a nivel de esta sección es normal. Se presenta buena continuidad lateral de los
reflectores sísmicos excepto al Noreste, donde los horizontes interpretados asociados a los topes
Bachaquero y Unidad 4 se atenúan por la presencia de la falla tipo tijera del yacimiento BACH 18.
Figura 39. Sección Sísmica 3D BACHSE_EO1
Fuente: Estudios Integrados PDVSA
Figura 40. Sección Sísmica 3D BACHSE_EO4
Fuente: Estudios Integrados PDVSA
La sísmica permitió definir claramente los límites del yacimiento.
Al Oeste, se observa con dirección Norte-Sur, se observa una falla de salto
considerable denominada falla de Pueblo Viejo, la misma es una falla inversa con
buzamiento al Este, que separa el Campo Bachaquero Lago en dos regiones, una
zona levantada al Este y otra deprimida al Oeste.
Al Norte, se aprecia una falla (con dirección Noroeste-Sureste y buzamiento Noreste,
la cual separa al yacimiento BACH 18 del yacimiento BACH 12, falla tipo tijera, ya que
la misma limita al Noroeste con el yacimiento BACH 12 es una falla inversa, y pasa a
ser falla normal al Sureste la falla .
Al Noreste, se observan dos fallas normales con dirección Noroeste-Sureste que
limitan al yacimiento BACH 18 con el yacimiento BASUP 14 con buzamiento Suroeste.
Al Sureste, se evidencia una falla normal, con dirección Noroeste-Sureste y
buzamiento Suroeste, la cual limita al yacimiento BACH 77 del yacimiento BACH 18.
Al sur, se muestra el contacto agua-petróleo existentes en el área de estudio.
En general el yacimiento presenta diferentes fallas, en su mayoría normales y de dirección
Noroeste-Sureste, Las cuales presentan una orientación paralela al buzamiento de la estructura
(periclinal), donde se localiza este yacimiento.
4.3. Validación de la profundidad de referencia (datum) del yacimiento
El datum representa un punto de referencia horizontal que divide el yacimiento en dos partes de
igual volumen con el objeto de definir las presiones y temperaturas del yacimiento a un mismo
plano de referencia (profundidad).
Existen varios métodos para determinar el datum, entre ellos el método de Morgan y el método
Volumétrico.
4.3.1. Método de Morgan
El método de Morgan es el más antiguo y usado para obtener el punto de referencia del
yacimiento. Este método consiste en tomar de los mapas estructurales el nivel más alto y más bajo
de la estructura, para luego calcular un promedio entre ellos.
4.3.2. Método Volumétrico
El método volumétrico consiste en superponer un mapa estructural a un isópaco (ANP). Este
método involucra el cálculo del área entre los niveles estructurales promediándose los espesores
de las arenas, para así obtener un volumen de roca por intervalo. El volumen de roca asociado se
va acumulando con la profundidad, una vez obtenido este volumen se gráfica vs la profundidad,
luego con el 50% del volumen total se corta la curva obteniéndose la profundidad promedio o
datum.
Para validar el punto de referencia del área Noroeste del yacimiento BACH-18 se
utilizó el método de Morgan, ya que no se contaba con la herramienta necesaria para el cálculo del
método volumétrico. En la siguiente tabla se muestra el resultado obtenido.
4.4. Contactos agua- petróleo original
A fin de certificar la ubicación del CAPO se revisaron aquellos pozos que datan de los inicios de la
explotación del yacimiento, para de evitar interpretaciones erróneas en los registros de pozos
recientes ubicados en posibles áreas con drenaje, como consecuencia de la movilidad de los
fluidos a través de los cuerpos sedimentarios.
La ubicación del Contacto Agua Petróleo Original (CAPO) del yacimiento BACH 18 se validó
principalmente a partir del pozo BA499 completado en el año 1958, ubicado estructura abajo, en la
parcela A-434. Este pozo se completo cuando se tenia alrededor de 3 años de explotación del
yacimiento, esta diferencia de producción entre el pozo descubridor BA285 y el pozo BA499,
aunado a su ubicación permite decir que no existía drenaje estructura abajo, teniendo así un
registro confiable para la ubicación del CAPO, a nivel del Miembro Bachaquero. A continuación en
la tabla 9 se presentan los pozos revisados.
Datum calculado
Método de Morgan
Datum oficial
5740 pies. 5500 pies.
Tabla 8. Resultado del cálculo de la profundidad de referencia.
Tabla 9. Pozos con CAPO.
El pozo BA271 ubicado estructura arriba, evidencia la existencia de petróleo. Muestra buenas
resistividades en toda la secuencia sedimentaria atravesada por la perforación, la cual llegó hasta
la Discordancia del Eoceno. Siendo los registros de este pozo del año 1954, previo a la explotación
del reservorio a partir de la perforación correspondiente al pozo BA285 en 1955; se descartan
efectos de drenaje en esta zona y se permite corroborar la presencia de un CAPO hacia el
Sur-Sureste del yacimiento BACH 18.
El pozo BA285, pozo descubridor del yacimiento BACH 18, pese a su ubicación hacia el Noreste,
este pozo no dispone de registros confiables, por debajo de -6370’ ya que se presenta muy
arcilloso, para la ubicación del CAPO; sin embargo, la revisión del pozo BA271, con registros
tomados el año anterior permite evaluar la presencia de petróleo en toda la sección en estudio.
El pozo BA345_0 muestra buenas acumulaciones de petróleo a lo largo del Miembro Bachaquero,
por esta razón se puede descartar la presencia de CAPO estructura arriba a inicios de la
explotación del yacimiento BACH 18; reservando así, la ubicación de dicho límite estructura abajo
como se establece a partir de la revisión del pozo BA499.
Para el pozo BA372_0, no atraviesa en su totalidad la Unidad 4; lo cual nos permitiría descartar la
presencia de otras acumulaciones de petróleo por debajo de –6385’, ya que la
secuencia presente muestra altas saturaciones de petróleo.
El pozo BA378, no presenta el registro de Gamma Ray completo. Sin embargo, el registro de
potencial espontáneo en conjunto con los registros de resistividad muestra cierta transición en la
parte basal del Miembro Bachaquero, a pesar de ser muy arcillosa, lo cual corrobora el CAPO
evaluado en el registro del pozo BA499.
El pozo BA385, no presenta el registro de Gamma Ray completo. Sin embargo, con la información
de los registros resistivos se puede corroborar la presencia del CAPO cercana a la profundidad de
–6385’.
Los pozos BA2628 y BA2629, últimos pozos perforados en el área hacia el Sureste y estructura
abajo, reflejaron altas resitividades indicativo de saturaciones de hidrocarburos en las unidades 7,
6 y 5 el pozo BA2629, y en todas las unidades (4, 5, 6 y 7) el pozo BA2628; razón por la
cual actualmente esa zona del yacimiento esté siendo drenada.
En base a la revisión realizada se corroboro una única profundidad para el contacto agua –petróleo
de 6385’.
Figura 41. Mapa de Ubicación de los Pozos Analizados para CAPO.
4.5. Evaluación del modelo petrofísico
La petrofísica constituye una de las herramientas fundamentales para la
evaluación, desarrollo, análisis, y seguimiento de la vida útil de un yacimiento, así
como también para la programación de futuros proyectos.
El yacimiento está conformado por 157 pozos con las curvas de campo disponibles, los cuales se
tomaron en el presente estudio para realizar el modelo petrofísico, teniendo como objetivo principal
la actualización y cuantificación de las reservas de hidrocarburos del área sureste, Mioceno a nivel
del miembro Bachaquero.
El objetivo del estudio petrofísico es proveer la evaluación de las propiedades del yacimiento de
todos los pozos en el área de estudio. Los resultados de estos análisis son: arena neta total (ANT),
arena neta petrolífera (ANP), saturación de agua (Sw), porosidad total (PHIT), porosidad efectiva
(PHIE), volumen de arcilla (Vshl) y permeabilidad (K), los cuales fueron calculados y se generaron
sumarios petrofísicos por pozo y por unidad de flujo.
4.6. Propiedades de la roca
El yacimiento Bach-18, sólo cuenta con los núcleos tomados a los pozos
BA343 y BA365, pero estos no tienen análisis especiales, además el modo de
preservación y la recuperación no fueron los más idóneos debido a la fecha donde
fue muestreado. Por otra parte, el yacimiento BACH 02 ubicado al norte de BACH
18 cuenta con análisis convencional y especial del núcleo tomado al pozo BA2503,
el cual incluye entre otras cosas curvas de permeabilidades relativas y presiones
capilares realizadas a distintas profundidades a lo largo de toda la sección del
mismo. Por lo tanto, tomando en cuenta la similitud geológica existente entre los
dos yacimientos se tomaron los resultados obtenidos del núcleo correspondiente
al pozo BA2503 para determinar las curvas de permeabilidad relativa y de
presiones capilares a ser utilizadas en los estudios convencionales y de
simulación del área en estudio. Razón por la cual el modelo petrofísico está
fundamentado sobre la base de los análisis de los núcleos disponibles en los
pozos BA343 y BA2503.
El núcleo del pozo BA343 está comprendido entre las profundidades 5390’-5440’ y 5550’-5850’
con una longitud de 226’, y el núcleo del pozo BA2503 fue tomado a las profundidades 4978,3’ -
5590,2’ con una longitud de 611,9’.
Se tomaron doce (12) muestras del núcleo BA2503 (numeradas como 113, 305,
722, 817, 906, 1110, 1206, 1307, 1407, 1918, 2003 y 2517) cuya información
relevante para el modelo de simulación proveniente del núcleo es la siguiente:
Análisis convencionales de porosidad, permeabilidad y saturación
Análisis de permeabilidad relativa a la temperatura de yacimiento, gas petróleo y agua
petróleo (12 muestras)
Análisis de presión capilar a 12 muestras
4.6.1. Parámetros petrofísicos utilizados
El modelo petrofísico esta considerando arena, arcilla, agua y petróleo. Mediante la realización de
la técnica de los crossplot se calcularon los parámetros de las arcillas para cada pozo y por unidad
de flujo, tal como se puede observar en la Figura 42. El modelo fue construido basándose en el
set de registros disponibles en todos los pozos evaluados.
Figura 42. Crossplot de RD vs GR. Pozo BA2628 Unidad 7
Para la evaluación de la saturación de agua se utilizó el modelo de Simandoux Modificado y los
siguientes parámetros principales dentro del modelo petrofísico:
PDVSA
BA-2628_1
RD
Rshl = 3
GRcln = 56
GRshl = 130
GR
CALI
Arcilla
GRshl (Gamma Ray de la Arcilla) = calculado mediante un crossplot e histogramas por pozo y por
unidad de flujo
Rshl (Resistividad de la Arcilla) = calculado mediante un crossplot e histogramas por pozo y por
unidad de flujo
Cuarzo
Rho matriz = 2.67 gr/cc
GRshl (Gamma Ray de la Arcilla) = calculado mediante un crossplot e histogramas por pozo y por
unidad de flujo
Rshl (Resistividad de la Arcilla) = calculado mediante un crossplot e histogramas por pozo y por
unidad de flujo
Agua
Rw = 0,4 @ 150 °F
m = 1,8 (basado en núcleo)
n = 1,82 (basado en núcleo)
a = 1
La resistividad del agua de formación (Rw) fue calculada por el método de Pickett Plot tomando en
cuenta una arena limpia en una zona saturada 100% de agua, debido a que no se cuenta con
muestras de agua representativas para realizar los análisis físico-químicos. La saturación de agua
irreducible fue calculada basada en la información de permeabilidad relativa obtenida del núcleo
analizado.
4.6.1.1. Ecuación de permeabilidad
La ecuación de permeabilidad utilizada, está basada en el algoritmo generado inicialmente por
Timur, la cual está incorporada en el módulo de la aplicación utilizada y es la siguiente:
225.2
)*100
(Swirr
PHIEK
………………………………………………………….(Ecuación 4.1)
Donde:
K = Permeabilidad
PHIE = Porosidad Efectiva
Swirr = Saturación de Agua Irreducible
4.6.1.2. Volumen de arcilla y porosidad
El cálculo de los volúmenes de arcilla y porosidad, se basó en la respuesta simultánea de todos los
registros incluidos en el modelo, para el cálculo del índice de arcillosidad se utilizaron las curvas de
Gamma Ray (GR) de cada pozo y en los pozos que no contaban con esta curva se realizó el
cálculo con la curva SP, utilizando las siguientes ecuaciones:
ln)(
ln)(
GRcGRshl
GRcGRIshl
……………………………..………………..…….…..(Ecuación 4.2)
ln)(
ln)(
SPcSPshl
SPcSPIshl
………………………………………………...………..(Ecuación 4.3)
Luego, Este Indice de Arcillosidad se le aplicó la corrección por el modelo de Steibert para realizar
el cálculo del volumen de arcilla, mediante la siguiente ecuación:
)5.1(
)*5.0(
Ishl
IshlVshl
………… ………………………………………………..…(Ecuación 4.4)
Para el cálculo de la porosidad de cada pozo se utilizaron las curvas de Densidad-Neutrón de cada
pozo y en los pozos que no contaban con estas curvas se les cálculo una curva de densidad
sintética a partir de la información generada de los pozos con mayor información.
Como se puede observar en la tabla 10 La mineralogía del núcleo existente, muestra
principalmente arcillas, cuarzo y plagioclasa.
Tabla 10. Análisis de XRD en Núcleos del Pozo BA-2503
TR: Trazas
4.6.2. Validación del modelo petrofísico
El modelo petrofísico fue validado con datos de núcleos, para la porosidad, volumen de arcilla,
saturación de agua y la permeabilidad, a continuación se muestra en la Figura 4.19 y 4.20 la
imagen petrofísica del núcleo de los pozos BA 343 y BA 2503
DEPTH Cuarzo Feldespato Plagioclasas Calcita Dolomita Siderita Halita Pirita Apatito Analcima Ilita+Esmectita Caolinita Clorita Arcilla
pies Potásico y Mica Total
5036,8 60 7 9 1 TR 1 0 TR 0 0 14 4 4 22
5105,2 68 4 4 1 0 2 2 0 0 0 13 4 2 19
5123,6 69 5 4 1 0 3 0 0 0 0 10 5 3 18
5134,7 73 3 5 1 1 TR 0 0 TR 0 12 3 2 17
5144,8 78 3 3 TR 1 1 0 TR 0 0 10 3 1 14
5223,5 81 3 4 1 0 TR 0 0 0 0 7 3 1 11
5243,5 71 5 7 TR 0 2 0 0 0 0 9 4 2 15
5256,6 82 5 4 TR 0 1 0 0 0 0 5 2 1 8
5271,2 52 8 2 13 1 12 0 0 0 0 7 3 2 12
5282,2 75 2 3 0 0 2 0 TR 0 0 11 5 2 18
5295,5 78 5 4 1 TR 1 0 0 0 0 7 3 1 11
5361,7 80 4 6 1 1 0 1 TR 0 0 4 2 1 7
5390,7 81 3 5 0 1 0 0 TR 0 0 5 4 1 10
5439,5 84 3 1 0 1 1 1 TR 0 0 5 3 1 9
5451,5 82 4 4 1 TR TR TR TR 0 0 6 2 1 9
5460,5 78 3 3 0 0 2 1 0 0 0 8 4 1 13
5479,5 80 7 3 TR 1 0 TR 0 0 0 5 3 1 9
5487,5 91 2 1 0 TR TR 0 TR 0 0 3 2 1 6
5505,8 83 5 1 1 1 1 0 0 0 0 5 2 1 8
5522,7 43 2 0 0 0 31 0 TR 0 0 13 8 3 24
5537,2 35 2 0 0 0 35 0 1 0 0 16 9 2 27
5540,5 81 3 2 1 1 2 0 0 0 0 6 3 1 10
5565,1 54 2 0 1 1 22 0 0 0 1 16 2 1 19
5566 76 3 3 0 0 1 1 0 0 0 11 3 2 16
COMPOSICIÓN TOTAL DE LA ROCA (Porcentaje en Peso)
Figura 43. Imagen Petrofísica Pozo BA343
Figura 44. Imagen Petrofísica Pozo BA2503
Los parámetros fueron validados con datos de núcleos y de producción.
Obteniendo los siguientes parámetros de corte o cutoff para la determinación de
ANT y ANP:
Vshl 50%
PHIE 10%
Sw 50%
Tabla 11. Parámetros de Corte ó CutOff
4.6.3. Sumarios petrofísicos
Una vez que sea realizado el cálculo de todos los parámetros petrofísicos y el
escalamiento núcleo-perfil, para definir que modelos de Volumen de Arcilla (Vshl),
Porosidad Efectiva (PHIE), Saturación de Agua (Sw) y Permeabilidad (K), se
utilizaron para realizar la Evaluación Petrofísica de pozos, se generaron los
Sumarios Petrofísicos describiendo los valores promedios de cada una de las
unidades (7, 6, 5 y 4); así como también, el promedio total del yacimiento, los
cuales se pueden observar en las siguientes tablas:
Tabla 12. Sumario Petrofísico. Yacimiento BACH 18
4.6.4. Curvas de Permeabilidad Relativa
Como se explico anteriormente para la construcción de las curvas de
permeabilidad relativa y de presiones capilares se tomaran los resultados
obtenidos del núcleo correspondiente al pozo BA2503 a ser utilizadas en la
simulación del área en estudio.
4.6.5. Sistema agua petróleo
Para la obtención de las curvas de permeabilidad relativas para el sistema agua-petróleo
UNIDAD AN
(Pies)
ANP
(Pies)
Vshl
(%)
PHIE
(%)
Sw
(%)
K
(mD)
TOPE BACHAQUERO 35-160 11-131 13,1 27,4 22 750
TOPE U6 36-114 7-91 13,5 27,1 23 660
TOPE U5 56-172 41-157 14,3 27 25 550
TOPE U4 66-235 0-186 14,6 27,3 26 800
YACIMIENTO BACH18 35-235 0-186 13,9 27,2 24 690
se tomaron doce (12) muestras del núcleo BA2503 mencionadas anteriormente. A continuación se
presenta la tabla 13 donde se muestran las profundidades de cada muestra, la unidad estratigráfica
a la que pertenecen (según modelo estratigráfico actualizado), y los valores de saturación de agua
irreducible (Swi) y saturación de petróleo residual (Sor) obtenidos en el laboratorio a partir de las
curvas de permeabilidad relativa para el sistema agua – petróleo.
Tabla 13. Información General de las Muestras Tomadas en el Núcleo del Pozo BA2503 a partir de las Curvas de Permeabilidad Relativas del Sistema Agua - Petróleo
Muestra Prof.
(pies) Unidad
Permeabilidad
al aire (md)
Porosidad
(%) Swi Sor
113 4982,7 U7
689 31,1 23,8 32,8
305 5027,3 884 29,8 21,3 34,0
722 5013,2
U6
274 30,3 26,1 37,6
817 5129,1 283 30,2 25,9 33,0
906 5149,5 1007 31,2 22,6 33,1
1110 5208,7
U5
1978 33,5 25,6 27,8
1206 5235,7 1972 33,8 23,6 33,0
1307 5267,5 5074 35,3 20,7 33,4
1407 5298,8 2087 33,1 27,4 34,6
1918 5436,3 U4
1219 32,1 23,0 36,8
2003 5452,3 3367 34,4 21,1 35,7
2517 5588,5 U3 262 31,3 30,2 34,7
Se puede observar entre otras cosas la preferencia de la roca a ser humectada al agua y el amplio
rango en las saturaciones irreducibles de agua (Swi) con valores entre 20,7 y 30,2%, y en
saturaciones de petróleo residual (Sor) con valores entre 27,8 y 37,6%. Adicionalmente, la
porosidad de las muestras oscilan entre 29,8 y 35,3% y la permeabilidad entre 262 y 5074 md.
Debido a este amplio rango de valores es necesario analizar el comportamiento de las curvas
correspondientes a cada una de las muestras tomadas al núcleo para validar su comportamiento y
para obtener una o varias curvas representativas a ser utilizadas en el estudio de simulación. La
Figura 45 donde muestra las curvas de permeabilidad relativa al agua y al petróleo obtenidas por
el laboratorio para todas las muestras tomadas al núcleo, y la Figura 46 a la Figura 49 presentan
separadamente las curvas correspondientes a las muestras que pertenecen a las unidades U7, U6,
U5, U4.
Permeabilidad Relativa BACH-18 (Sistema Agua-Petróleo)
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
Sw
Krw
- K
ro
Kr 113
Kr 305
Kr 722
Kr 817
Kr 906
Kr 1110
Kr 1206
Kr 1307
Kr 1407
Kr 1918
Kr 2003
Kr 2517
Figura 45 Curvas de Permeabilidad Relativa de Todas las Muestras del Núcleo del Pozo BA2503 para el Sistema Agua – Petróleo
Figura 46. Curvas de Permeabilidad Relativa del Sistema Agua - Petróleo de las Muestras
Correspondientes a la Unidad U7
Figura 47. Curvas de Permeabilidad Relativa del Sistema Agua - Petróleo de las Muestras Correspondientes a la Unidad U6
Figura 48. Curvas de Permeabilidad Relativa del Sistema Agua - Petróleo de las Muestras Correspondientes a la Unidad U5
Figura 49. Curvas de Permeabilidad Relativa del Sistema Agua - Petróleo de las Muestras Correspondientes a la Unidad U4
Una vez revisadas y validadas las curvas de permeabilidad de cada una de las
muestras basándose en los criterios establecidos en la literatura, se reviso la
distribución de facies a lo largo del núcleo a partir de los registros de litología
tomados al pozo. Como resultado a cada muestra se le asigno un tipo de facies y
se verifico el comportamiento de acuerdo al tipo de facies al cual pertenece,
obteniéndose lo siguiente: hay dos tipos de facies en la unidad U6 ( muestras 722
y 817; barras de canal, muestra 906 canal); razón por la cual para efecto de las
curvas de permeabilidad relativa, se decidió esta unidad en dos = unidad U6
superior y Unidad U6 inferior, al igual que para la unidad U4 fue dividida en dos
muestras 1916 para U4 superior y la muestra 2001 para U4 inferior, por existir
diferencia notable en los valores de permeabilidad, tal como se muestra en las
tablas 14 y 15
Tabla 14. Facies correspondiente a las muestras Tomadas en el Núcleo del Pozo BA2503
M
uestr
a
Prof. (pies)
Unidad Facies
113 4982,7 U
7
Canal
305 5027,3 Canal
722 5013,2 U6 Superior
U6 Inferior
Borde de Canal
817 5129,1 Borde de Canal
906 5149,5 Canal
1110 5208,7 U5 Canal
1206 5235,7 Canal
1307 5267,5 Canal
1407 5298,8 Canal
1918 5436,3 U4 Superior U4 Inferior
Canal
2003 5452,3 Canal
2517 5588,5 U3 Barra distales de desembocadura
A continuación se detalla el procedimiento utilizado para obtener una sola curva
de permeabilidad relativa por cada unidad estatigráfica utilizando las correlaciones
de Corey.
4.6.5.1. Correlaciones de Corey
Las correlaciones de Corey es uno de los métodos más empleados para la
obtención de curvas de permeabilidad relativa promedios o representativas para
los estudios de simulación de yacimiento, las mismas se muestran a
continuación:
own
SorwSwc
SorwSokrowKrow )
1(,
…………………….…………………(Ecuación 4.5)
Donde:
Sw = Saturación de agua
Swc = Saturación de agua connata
So = Saturación de petróleo
Sorw = Saturación de petróleo residual (sistema agua_ petróleo)
Krw = Permeabilidad relativa al agua
Krow = Permeabilidad relativa al petróleo (sistema agua_ petróleo)
Krw´ = Permeabilidad relativa al agua @ saturación de agua residual (Swi)
Krow´ = Permeabilidad relativa al petróleo @ saturación de petróleo residual
(Sorw)
nw = coeficiente de Corey para el agua
now = coeficiente de Corey para el petróleo (sistema agua-petróleo)
Pasos seguidos para obtener la curva de permeabilidad relativa por cada unidad
estratigráfica:
1-Se obtuvieron los puntos extremos de las curvas de permeabilidad relativas
para cada una de las muestras (saturación de agua connata, saturación de
petróleo residual, permeabilidad relativa al agua a la saturación de agua
irreducible, permeabilidad relativa al petróleo a la saturación de petróleo residual).
2- Se validaron las curvas y se descartaron las que no cumplieron con los
comportamientos generales esperados. Como resultado de este procedimiento
se descartaron la muestra 722 y la muestra 1307, por presentar valores de
porosidad y permeabilidad anormales, es decir altos en comparación con los
valores de las demás muestras del núcleo BA2503.
3- Posteriormente se halla la saturación de petróleo y agua normalizada por
medio de las ecuaciones:
Para el petróleo
)1
(SorwSwc
SorwSoSon
…………………………………………...………(Ecuación
4.6)
Para el agua
)1
(SorwSwc
SwcSwSwn
…………………………………………………..(Ecuación
4.7)
Donde:
Son = Saturación de petróleo normalizada
Swn = Saturación de agua normalizada
Swc = Saturación de agua connata
Sw = Saturación de agua
So = Saturación de petróleo
Sorw = Saturación de petróleo residual (sistema agua- petróleo)
4- Se calcula el exponente Corey para el petróleo a partir de los datos de cada
muestra. Por lo que se utiliza la gráfica de Kro en función de la saturación de
petróleo normalizada (Son) en escala logarítmica, realizada durante el proceso de
validación y se calcula la pendiente correspondiente a cada par de puntos
partiendo del punto Kro=1 a Son=1, para lo cual se utiliza la siguiente ecuación:
))log(
)log((
Son
KrowNow ……………………………………………………….(Ecuación
4.8)
Donde:
Now = exponente de Corey para el petróleo (sistema agua petróleo)
Son = saturación de petróleo normalizada
Krow = permeabilidad relativa al petróleo (sistema agua petróleo)
5- Se calcula el exponente Corey para el agua a partir de puntos individuales. Los
exponentes Nw se estiman de modo similar al caso del petróleo, usando las
siguientes ecuaciones para cada par de puntos.
))log()log(
)log()log((
)(
)(
SwnSwn
KrwKrwNw
sorw
sorw
………………………………...……..(Ecuación
4.9)
Donde:
Nw = exponente de Corey para el agua
Swn = saturación de agua normalizada
sorwSwn)(( ) = Saturación de agua normalizada @ saturación de petróleo residual.
Krw = permeabilidad relativa al agua
6- Se graficaron los exponentes obtenidos (No y Nw) en función de la saturación
de agua y se escogen los que presentan una tendencia más uniforme y
posteriormente se calcula el promedio aritmético de los mismos.
7- Finalmente aplicando las ecuaciones de Corey, obtenemos los valores de
permeabilidad relativa al agua y al petróleo para cada una de las muestras.
8- Una vez aplicadas las ecuaciones de corey para cada una de las muestras, se
obtiene un valor promedio de saturación de agua irreducible (Swiprom) y petróleo
residual (Sorprom) de todas las muestra validadas pertenecientes a una misma
unidad utilizando el radio hidráulico medio, el cual se explicara más adelante, y
un promedio aritmético de la permeabilidad relativa del petróleo a la saturación
residual del petróleo. Adicionalmente, se determina la muestra en la cual se
observe mejor el mejor ajuste entre los valores obtenidos en laboratorio y los
valores obtenidos por la correlación de corey, y se toman los exponentes de corey
como los representativos de toda la unidad, a continuación en la tabla 15 se
observan los promedios obtenidos así como las valores de los exponentes de
corey representativos para cada unidad.
Tabla 15. Resultados de la correlación de Corey para el sistema agua-petróleo
9- Obtenida la información requerida, promedio de los puntos extremos, las
correlaciones y coeficientes de corey se construye la curva de permeabilidad
relativa representativa de toda la unidad.
Este procedimiento fue aplicado para cada una de las curvas de permeabilidad
relativa correspondiente a cada unidad estratigráfica, mediante el cual se obtuvo
una curva representativa para cada unidad. Posteriormente se aplico el mismo
procedimiento para obtener la curva de permeabilidad relativo promedio para el
sistema agua petróleo para todo el yacimiento, obteniendo los resultados que se
muestran en la tabla 16
Tabla 16 Curvas Agua Petróleo
UNIDAD MUESTRA
EXP. COREY
(AGUA)
EXP. COREY
(Petróleo) Sw i prom(%) Sorprom(%) Krw max
U7 113 3,9 1,4 22,6 33,4 0,103
U6 SUP. 817 2,8 1,4 25,9 33,0 0,129
U6 INF. 906 3,4 0,8 22,6 33,1 0,199
U5 1110 3,4 0,9 26,3 31,8 0,167
U4 SUP. 1918 2,2 1,0 23,0 36,8 0,136
U4 INF. 2003 2,5 0,9 21,1 35,7 0,139
Sw krw krow
0,25 0,000000 1,0000
0,3 0,000198 0,8670
0,35 0,001688 0,7390
0,4 0,005960 0,6127
0,45 0,014623 0,4887
0,5 0,029363 0,3674
0,55 0,051927 0,2496
0,6 0,084110 0,1367
0,67 0,147000 0,0000
4.6.6. Sistema gas petróleo
Se utilizaron igualmente las (12) muestras del núcleo BA2503 para obtener las
curvas de permeabilidad relativa al gas. A continuación se puede observar desde
la figura 50 a la 53 las curvas de permeabilidad relativa gas-petróleo obtenidas
por el laboratorio para todas las muestras tomadas del núcleo donde se puede
observar una diferencia notoria de los puntos extremos donde la saturación
residual de petróleo (Sor) varía desde 23,0% a 31,3% y la saturación de gas
máxima (Sgmax) entre 39,9% y 51,9%. Se puede observar que al igual que en el
caso de las curvas del sistema agua- petróleo, para este caso se observa un
comportamiento muy variado, por lo que es necesario obtener curvas de
permeabilidad relativa promedio o representativa para cada una de las unidades,
la cual se realizara utilizando las correlaciones de Corey.
Figura 50. Curvas de Permeabilidad Relativa del Sistema Gas - Petróleo de las Muestras Correspondientes a la Unidad U7
Figura 51. Curvas de Permeabilidad Relativa del Sistema Gas - Petróleo de las Muestras Correspondientes a la Unidad U6
Figura 52. Curvas de Permeabilidad Relativa del Sistema Gas - Petróleo de las Muestras Correspondientes a la unidad U5
Figura 53. Curvas de Permeabilidad Relativa del Sistema Gas - Petróleo de las Muestras Correspondientes a la unidad U4
4.6.6.1. Correlaciones de Corey El procedimiento empleado es el mismo que se utiliza para el sistema
agua-petróleo, solo es necesario tomar los nuevos puntos extremos como son
saturación de agua connata, saturación de petróleo residual para el sistema gas
petróleo saturación de gas critica (igual a cero según los valores obtenidos de
laboratorio), permeabilidad relativa al gas a la saturación de liquido irreducible, y
permeabilidad relativa al petróleo a la saturación de liquido máximo (tomada igual
a la unidad). Las ecuaciones utilizadas para estas correlaciones son las
siguientes:
gn
SwcSgc
SgcSgkrgKrg )
1(,
……………………………………..………..…(Ecuación
4.10)
ogn
SorgSwc
SorgcSgkrogKrog )
1(,
………………………………...……………..………(Ecuación
4.11)
Donde:
= Saturación de gas
= Saturación de agua connata
= Saturacion de petroleo residual (sistema gas-petroleo)
= P rmaebilidad relativa del gas
= P rmaebilidad relativa del gas
= Permeabilidad relativa al gas a saturación de liquido irreducible
(Swc+ Sorg)
= Permeabilidad relativa al gas a saturación de gas crutica
= Coeficiente de Corey para el gas
= Coeficiente de Corey para el petróleo
Para obtener las saturaciones normalizadas se utilizo las siguientes ecuaciones
Sg
Swc
Sorg
Krg
Krog
'Krg
'Krog
gn
ogn
)1
1(
SwcSorg
SwcSorgSgSong
………………………………...………..………..………(Ecuación
4.12)
)1
(SwcSorg
SgSgn
………………………………...……………………..……..……(Ecuación
4.13)
Donde:
Song = Saturación de petróleo normalizada (sistema gas- petróleo)
Sgn = Saturación normalizada de gas
Sg = Saturación de gas
Sorg = Saturación de petróleo residual (sistema gas- petróleo)
Swc = Saturación de agua connata (sistema gas – petróleo)
Con respecto a los exponentes de Corey, los mismos se obtienen de manera
similar al sistema agua – petróleo a partir de las siguientes ecuaciones:
))log(
)log((
Son
KrogNog ………………………...…………………………...……..(Ecuación
4.14)
))log()log(
)log()log((
)(
)(
SgnSgn
KrgKrgNg
sgmax
sgmax
……………………………….……...……..(Ecuación
4.15)
Una vez que se aplico el procedimiento se obtiene la curva de permeabilidad
relativo promedio para el sistema gas petróleo para cada unidad del yacimiento,
descartando igualmente la muestra 722 y la muestra 1307, obteniendo los
resultados que se muestran en la tabla 17
Tabla 17. Resultados de la correlación de Corey para el sistema gas-petróleo
Posteriormente se aplico el procedimiento descrito para obtener la curva de
permeabilidad relativa promedio para el sistema gas-petróleo para todo el
yacimiento. A continuacion en la tabla 18 se muestran los resultados obtenidos:
Tabla 18. Resultados de la curva de permeabilidad relativa promedio para el sistema gas-
petróleo para todo el yacimiento
Sg Sliq Krg Krog
0,000 1,00 0,000 1,00000
0,050 0,95 0,002 0,73510
0,100 0,90 0,010 0,51883
0,150 0,85 0,025 0,34730
0,200 0,80 0,049 0,21633
0,250 0,75 0,083 0,12148
0,300 0,70 0,127 0,05800
0,350 0,65 0,182 0,02071
0,400 0,60 0,248 0,00375
0,450 0,55 0,327 0,00001
0,455 0,55 0,335 0,00000
4.6.7. Presión capilar
Con respecto a las pruebas de presión capilar, éstas comprenden dos procesos:
drenaje, que es el desplazamiento de la fase mojante (e.g. agua) por la fase no
mojante (e.g. petróleo), e imbibición, en donde ocurre el desplazamiento de la
fase no mojante por la fase mojante. Para el caso de una roca humectada
preferencialmente al agua, el experimento de drenaje permite obtener, además de
las presiones capilares, la saturación de agua irreducible (Swi) y el de imbibición
la saturación de petróleo residual (Sor).
Ambas pruebas fueron realizadas a las 12 muestras tomadas del núcleo BA2503 usando el método
de la centrifuga para un sistema agua-petróleo.
UNIDAD MUESTRA
EXP. COREY
(Gas)
EXP. COREY
(Petróleo)
Sw i
prom(%)
Sg max
prom(%) Sor prom(%) Krg max
U7 113 2,3 2,7 26,5 45,2 28,3 0,338
U6 SUP. 817 2,2 2,2 27,0 43,3 29,7 0,488
U6 INF. 906 2,7 2,9 27,6 48 24,4 0,281
U5 1110 2,5 2,4 29,0 47,1 23,9 0,237
U4 SUP. 1918 2,0 3,0 25,5 45,9 28,6 0,215
U4 INF. 2003 2,6 3,0 25,3 48,6 26,1 0,23
Los datos de presión capilar obtenidos en laboratorio fueron llevados a condiciones de yacimiento
utilizando la siguiente ecuación:
1/2
lab
yac
lab
yaclabyac PcPc
*)(* ………………………..……….……...……..(Ecuación
4.16)
Donde:
yacPc = Presión capilar a condiciones de yacimiento (lpc)
labPc = Presión capilar a condiciones de laboratorio (lpc)
Los valores de tensión interfacial y ángulo de contacto típicos se presentan a
continuación en la tabla 19 para el sistema agua petróleo a condiciones de
laboratorio y de yacimiento, los mismos son necesarios para llevar los valores de
presión capilar obtenidos en laboratorio a condiciones de yacimiento utilizando la
ecuación de yacPc .
Tabla 19. Resultados de las Pruebas de Presión Capilar Tomadas en el Laboratorio
Muestra
Prof.
(pies) Unidad
Permeabilidad al aire
(md)
Porosidad (%)
Swi (%)
Sor (%)
114 4983,1 U7
1090 33,4 23,2 22,3
306 5028,3 1529 33,2 24,9 23,4
723 5104,3
U6
630 30,0 26,4 20,6
816 5128,4 252 31,9 39,9 21,9
907 5150,3 1269 32,9 30,5 20,1
1111 5209,5
U5
2790 36,7 26,2 16,5
1204 5233,5 2948 35,2 26,9 12,6
1308 5268,4 7809 35,7 16,9 11,4
1406 5297,5 2568 35,2 28,8 17,7
1916 5434,5 U4
3755 35,4 24,2 12,9
2001 5450,6 4963 37,9 18,5 17,8
2519 5590,2 U3 174 30,9 37,9 23,0
Debido a que en términos de heterogeneidad y avance del frente de agua cada
subunidad es independiente se utilizó una región de curvas de permeabilidad
relativa y presión capilar para cada unidad. Para obtener estas curvas promedio
se aplicaron los siguientes procedimientos, función J-Leverett y Métodos
estadístico de Gardin.
Se utilizó la función a dimensional Leverett J definida en base a las propiedades de la roca, para
extrapolar los datos de presión capilar para una roca dada a las rocas de una misma facies pero
con características de humectabilidad, permeabilidad y porosidad diferentes, se obtienen los
valores promedios de permeabilidad y porosidad de cada unidad, para de este modo calcular las
curvas de presión capilar promedio por subunidad. Por lo que para obtener las curvas promedio se
realizo primeramente una revisión de la distribución de facies a lo largo del núcleo a partir de los
registros de litología como se explico anteriormente para la permeabilidad relativa.
4.6.7.1. Función J-Leverett
Según CIED (1997). La función J-Leverett consiste en utilizar una función a
dimensional definida en la base a las propiedades de la roca, y que permite
correlacionar datos de presión capilar tomados de distintas muestras siempre y
cuando la litología y textura de las muestras no cambie notoriamente. La función
viene dada por la siguiente ecuación:
yac
yacPc
SwJ
2/1**2166.0
)( …………………….…….…...……..(Ecuación
4.17)
Donde:
)(SwJ = Función J-Leverett (adim)
yacPc = Presión capilar a condiciones de yacimiento (lpc)
K = permeabilidad a condiciones de yacimiento (dinas/cm)
= Porosidad a condiciones de yacimiento (%)
yac = Tensión interfacial a condiciones de yacimiento (dinas/cm)
A continuación se detalla el procedimiento seguido para obtener las curvas de presiones capilares
promedio en base a la función J-Leveret para cada una de las unidades estratigráficas:
1- Se clasificaron las muestras de acuerdo a la unidad estratigráfica en base a la profundidad
y los topes estratigráficos definidos en el pozo.
2- Se determinaron las facies a lo que corresponden cada una de las muestras con el fin de
analizar el comportamiento de las curvas y descartar aquellas muestras con
comportamiento anómalos.
3- Se convierten los datos de presión capilar de laboratorio a condiciones de yacimiento.
4- Se calculo el valor de J-Leveret para cada punto de la curva y gráfico con la saturación de
agua todas las muestras correspondientes a una misma unidad.
5- Finalmente se trazo para cada unidad la curva que mejor ajusto al comportamiento de los
puntos graficados en el paso anterior.
6- Una vez obtenidos los datos requeridos se aplico las correlaciones J-Leveret, se obtienen
los valores del mismo para la saturación de agua seleccionada. El rango de saturaciones
ira desde valores promedios de saturación de agua irreducible (Swi) para drenaje y el de la
saturación de agua máxima (Swmax) para el proceso de imbibición.
7- Se obtienen los valores promedios de permeabilidad y porosidad de cada unidad y se
sustituyen en la siguiente ecuación para obtener los valores de presión capilar promedios
para cada unidad:
2/1*2166.0
*)(
yac
yac
SwJPc ………………………….…………………....……..(Ecuación
4.18)
Donde:
)(SwJ = Función J-Leverett (adim)
yacPc = Presión capilar a condiciones de yacimiento (lpc)
K = permeabilidad a condiciones de yacimiento (dinas/cm)
= Porosidad a condiciones de yacimiento (%)
yac = Tensión interfacial a condiciones de yacimiento (dinas/cm)
De este modo se obtiene las curvas de presión capilar promedio por subunidad. La Figura 54
ilustra los gráficos de presión versus saturación de la fase mojante para cada subunidad.
Figura 54. Presión Capilar versus Saturación de Agua por Subunidad
Posteriormente, se empleó el procedimiento de normalización y escalamiento de
las curvas para ajustarlas a la saturación inicial de cada subunidad, en función de
la calidad de roca calculada. El procedimiento consiste en normalizar las tablas de
saturación y permeabilidad relativas ingresadas, para de esta forma establecer
rangos de 0 a 1 en cada curva. Luego se normaliza la saturación de entrada para
cada subunidad, considerando los end points particulares de cada uno; se
determina la muestra en la cual se observe un mejor ajuste entre los valores
obtenidos en laboratorio y los valores obtenidos por la correlación de Corey, y se
toman los exponentes de Corey como los representativos de toda la unidad.
Esto permite que cada unidad use un set de permeabilidad relativa y presión
capilar particular en función de la calidad de roca del mismo, honrando los flujos
preferenciales en las zonas más prospectivas. Las Figura 55, Figura 56 y
Figura 57 muestran las curvas de permeabilidad relativas generadas utilizando las
ecuaciones de Corey por subunidad y la comparación entre las subunidades para
los sistemas agua-petróleo y gas-petróleo respectivamente escaladas a los end
point de las curvas de presión capilar.
Figura 55.. Curvas de Permeabilidad Relativa Generadas por Subunidad
Figura 56. Curvas de Permeabilidad Relativa para el Sistema Agua-Petróleo
Figura 57. Curvas de Permeabilidad Relativa para el Sistema Gas-Petróleo
El emplear las curvas de permeabilidad relativa y presión capilares de un estudio de núcleo en un
modelo de simulación, siempre tiene el inconveniente de tener que establecer comparaciones de
escalas diferentes de medición. El volumen de soporte de un tapón de núcleo en el orden de
pulgadas, no es ni la décima parte del tamaño promedio de una celda de simulación (70 mts x 70
mts 19 pies) lo que implica que en términos teóricos no es correcto usar este set de datos en el
modelo. Sin embargo, motivado a la complejidad de un estudio de escalamiento, fuera del alcance
del presente proyecto, se decidió usar las curvas como una referencia inicial y ajustarlas de forma
empírica hasta honrar los frentes de fluido a escala de campo con el simulador. Este procedimiento
es ampliamente empleado en la industria y constituye uno de los elementos claves del cotejo
histórico.
Los end points de las curvas de permeabilidad relativa representan otra incertidumbre importante
dentro del modelo de simulación. Debido a las complejidades e interacciones roca fluido, muchas
suposiciones deben ser hechas para poder emplear la información disponible del laboratorio.
4.6.8. Compresibilidad
Según Hall, H.N, 1998. ” investigo la compresibilidad Cp usando una presión exterior constante, a
esta compresibilidad la denomino compresibilidad efectiva de la formación, aunque realmente es
compresibilidad de los poros . Uso valores de 3000 lpc como presión externa y una presión
interna entre 0 y 1500 lpc.
La compresibilidad del petróleo fue determinada por medio de la correlación de Kartoatmodjo y
Schmidt para P>Pb y la correlación de McCain Rollins y Villena- Lanzi para P<Pb. A partir del PVT
del pozo BA376, a continuación las ecuaciones utilizadas y la tabla 20 con los resultados
obtenidos:
P> Pb Correlación de Kartoatmodjo y Schmidt
……………………..………………………(Ecuación 4.19) P<Pb Correlación de McCain Rollins y Villena- Lanzi ……………………………………………………..……………………………(Ecuación 4.20)
6
35505.076606.03613.05002.0
10
8257.6
Px
TRC
gcAPIs
o
sbAPIboRTPPC ln449.0ln256.0ln402.1ln383.0ln450.1573.7ln
Tabla 20. Compresibilidad del petróleo
El factor de compresibilidad Z se cálculo utilizando el método de Dranchuk y About –
Kassem:
Donde:
A1=0.3265, A2=-1.07; A3=-0.5339; A4=0.01569; A5=-0.0516; A6=0.5475
A7=-0.7361; A8=0.1844; A9=0.1056; A10=0.6134; A11=0.721
Para determinar la compresibilidad del gas se utilizó el método de Mattar, L. Brar, G.S. y Aziz,K, los
resultados obtenidos se muestran en la tabla 21
SR
SR
TR
R
TR
SRSR
rZ
Z
Z
TZpC
1
27.012
……………………...……………(Ecuación 4.21)
SRTR
Z
Presión
(lpca)
Rs
(PCN/BN)
Bo
(BY/BN)
ρo
(g/cc)
µo
(cp)
Co*
(lpc-1)
5015 251 1,127 0,8738 10,54 2,688E-06
4015 251 1,133 0,8689 9,65 3,358E-06
3015 251 1,140 0,8637 8,73 4,471E-06
2700 251 1,142 0,8620 8,44 4,993E-06
2415 251 1,144 0,8606 8,18 5,582E-06
2315 251 1,145 0,8601 8,09 5,823E-06
2215 251 1,146 0,8596 8,00 6,086E-06
2158 251 1,146 0,8592 7,95 6,248E-06
1850 218 1,134 0,8645 9,35 1,050E-04
1550 186 1,122 0,8690 9,76 1,358E-04
1380 168 1,115 0,8720 10,67 1,606E-04
1245 154 1,110 0,8752 11,21 1,865E-04
965 123 1,098 0,8809 12,28 2,699E-04
663 91 1,086 0,8866 14,16 4,650E-04
370 56 1,074 0,8917 16,61 1,083E-03
115 20 1,060 0,8976 20,99 5,898E-03
15 0 1,045 0,9063 24,88 1,131E-01
2
8
22
8
2
83
7
4
655
43
321
exp12
52
rrr
sr
r
sr
rr
srsrsrTR
AAAT
A
TAA
T
AA
T
A
T
AA
Z
SR
La derivada mediante la ecuación de estado desarrollada por Dranchuck, Purvis y
Robinson, esto es:
………...……………………..……(Ecuación 4.22)
sr
srr
ZT
p27.0 ………...……………………………………….…..(Ecuación 4.23)
Donde: A1=0.31506237; A2=-1.0467099;A3=-0.57832729;A4=0.53530771;
A5=-0.61232032; A6=-0.10488813;A7=0.68157001;A8=0.68446549
Tabla 21. Compresibilidad del gas
Como no se dispone de datos PVT para el agua, se determino a partir de las siguientes
correlaciones:
Presion
(lpca)
Rs
(PCN/BN)
g
(adim)
Bg
(PCY/PCN)
Bg
(BY/BN)
ρg
(g/cc)
µg
(cp)
Cg
(lpc-1)
5015 251
4015 251
3015 251
2700 251
2415 251
2315 251
2215 251
2158 251 0,6300 0,00000 0,00000 0,11003 0,01679 4,7165E-04
1850 218 0,6342 0,00834 0,00148 0,09302 0,01612 5,7001E-04
1550 168 0,6346 0,01018 0,00181 0,07622 0,01542 6,9282E-04
1380 186 0,6350 0,01158 0,00206 0,06708 0,01506 7,8106E-04
1245 154 0,6361 0,01302 0,00232 0,05901 0,01480 8,6575E-04
965 123 0,6399 0,01711 0,00305 0,04555 0,01430 1,1101E-03
663 91 0,6522 0,02539 0,00452 0,03196 0,01386 1,5920E-03
370 56 0,6907 0,04671 0,00831 0,01763 0,01352 2,7923E-03
115 20 0,8011 0,15305 0,02723 0,00636 0,01331 8,7901E-03
15 0 1,0041 1,19065 0,21185 0,00099 0,01326 6,6762E-02
7493624 101037049.21034122.21053425.8130237.002505.9 xTxTxTxTC
231060074.1438603.0368.62 SxSwl
La razón de gas disuelto en el agua se determino utilizando la siguiente correlación:
Correlación de Culberson, O.L. y McKetta, J.J., Jr.
Para la determinación del Factor de Compresibilidad del Agua se uso la
Correlación de McCain:
P>Pb
P<Pb
La densidad del agua se cálculo a partir de la correlación de McCain, W.D.,Jr.
Donde :
2CpBpARswp
37242 101654.21091663.11012265.615839.8 TxTxTxA
3102752 1094883.21005553.31044241.71001021.1 TxTxTxxB
285854.00840655.010 ST
swp
sw
R
R
ppcBB bwwbw exp
2742 1050654.51033391.1100001.1 TxTxxVwT
21072139 1025341.21058922.31072834.11095301.1 pxpxTpxpTxVWp
wTwpw VVB 11
…….…………………...…...……………(Ecuación 4.24)
…….…………………...…...……..……(Ecuación 4.26)
…….…………………...…...……………(Ecuación 4.30)
…….…………………...…...…………(Ecuación 4.25)
…….…...…………(Ecuación 4.31)
…….…………………...…...……..……(Ecuación 4.27)
…...……..……(Ecuación 4.28)
w
w
w
wl
BBw
4.62
……………………………………………………………...……..……(Ecuación 4.29)
7493624 101037049.21034122.21053425.8130237.002505.9 xTxTxTxTC
S = es la salinidad en porcentaje por peso de sólidos disueltos (1% = 10.000 ppm)
Para la determinación de la viscosidad del agua se utilizó la correlación de McCain, W.D., Jr.
Factor de corrección por presión:
La compresibilidad del agua se determinó a través de la correlación de Dodson , C.R. y Standing,
M.B. En la tabla 22 se puede observar los resultados obtenidos:
P>Pb
P<Pb
Para determinar
Donde:
4635242 1055586.11047119.51079461.61063951.212166.1
332 1072213.8313314.040564.8574.109
SxSxSxSx
wl
T
SxSS
295 101062.3100295.49994.0 pxpxwl
w
6
210574
10
108.8109267.31077.401052.01034.18546.3 TpxxTpxpxCwp
sw
wp
w RxC
C 3109.81
3926427.0 10121.11014.1107.2102.51 TxTxTxxSC
C
wp
w
T
sw
w
g
T
w
w
wP
R
B
B
P
B
BC
1
CpBP
R
T
sw 2
3102752 1094883.21005553.31044241.71001021.1 TxTxTxxB
…….…...…………(Ecuación 4.32)
…….…...…………(Ecuación 4.33)
…(Ecuación 4.34)
…………………………………………………(Ecuación 4.35)
………………………………………………..………(Ecuación 4.36)
………………………………………(Ecuación 4.37)
Tabla 22. Compresibilidad del agua
4.7. Mapas de isopropiedades
A fin de evaluar la distribución de las propiedades petrofísicas (Arena Neta Total, Arena Neta
Petrolífera, Porosidad, Saturación de Agua y Permeabilidad), una vez obtenido el sumario
petrofísico se procedió con la construcción de los mapas de isovalores, permitiendo definir las
zonas con mejor calidad de roca asociadas a las mayores acumulaciones de hidrocarburo.
Observando cada uno de los mapas de Isopropiedades se evidencia distribución de las mejores
propiedades del yacimiento como son: porosidades, permeabilidades y saturaciones de
hidrocarburo en el mismo sentido y dirección que se encuentran los canales distributarios del
yacimiento en sentido Noreste-Suroeste.
En las Figura 58 y Figura 59, se presentan los mapas de Arena Neta y la Arena Neta Petrolífera,
respectivamente, el mapa de Arena Neta muestra la distribución de los depósitos
Presion
(lpca)
Rsw
(PCN/BN)
Bw
(BY/BN)
ρw
(g/cc)
µw
(cp)
Cw
(lpc-1)
5015 21,13 1,02655 0,9749 0,4335 3,3178E-07
4015 18,15 1,02686 0,9746 0,4103 3,3327E-07
3015 14,77 1,02716 0,9743 0,3893 3,3329E-07
2700 13,63 1,02726 0,9742 0,3831 3,3298E-07
2415 12,55 1,02734 0,9741 0,3777 3,3257E-07
2315 12,17 1,02737 0,9741 0,3758 3,3239E-07
2215 11,78 1,02741 0,9741 0,3740 3,3220E-07
2158 11,55 1,02742 0,9740 0,3729 2,7404E-05
1850 10,32 1,02797 0,9735 0,3674 3,3568E-05
1550 9,09 1,02846 0,9731 0,3622 4,2118E-05
1380 8,37 1,02871 0,9728 0,3594 4,8639E-05
1245 7,80 1,02890 0,9726 0,3572 5,5307E-05
965 6,58 1,02926 0,9723 0,3527 7,4503E-05
663 5,23 1,02961 0,9720 0,3481 1,1337E-04
370 3,88 1,02990 0,9717 0,3438 2,1368E-04
115 2,68 1,03012 0,9715 0,3401 7,1476E-04
15 2,20 1,03020 0,9714 0,3388 5,6050E-03
correspondientes, principalmente a los canales meandriformes, y la dirección preferencial de
sedimentación para el área.
Figura 58. Mapa de Arena Neta
En relación al mapa de Arena Neta Petrolífera se evidencian los cuerpos sedimentarios y sus
respectivas acumulaciones de hidrocarburo, disponiéndose de valores que oscilan entre (0’ – 186’),
al igual que se observa claramente la disminución gradual de los espesores de ANP hacia el Sur
del yacimiento BACH 18, asociados al avance del agua y posición original del CAPO como se
muestra en el mapa de ubicación del CAPA o CAPP.
AN
BACH
18
BACH
77
BAS
UP
14
Figura 59. Mapa de Arena Neta Petrolífera
El mapa de distribución de porosidades efectivas, como se observa en la Figura 60 evidencia que
los mejores valores un rango entre (25 y 29%) están asociadas a la distrubución sinuosa de los
canales meandriformes a lo largo del área de estudio, teniendo valores entre 12 y 20%, para los
depósitos de bordes de canal. En este mapa no se aprecian valores asociados a las llanuras de
inundación debido a que las mismas no cuentan con porosidades efectivas.
Figura 60. Mapa de Porosidad Efectiva
BACH 18
BACH 77
BASUP14
ANP
BACH
18
BACH77
BAS
UP
14
Como se puede observar en el mapa de saturación de agua que se muestra en la Figura 61,
se evidencia claramente que hacia la parte más alta de la estructura se encuentran las
mayores saturaciones de hidrocarburo, las cuales tienen un valor promedio de 76%,
mientras que hacia la zona Sureste del yacimiento se observa un aumento claro en la
saturación de agua.
Figura 61. Mapa de Saturación de Agua
En la Figura 62, se presenta el mapa de permeabilidad, donde se puede observar que las mejores
permeabilidades, varían en un rango entre 600–800mD, corroborándose con la distribución de las
asociaciones de facies características del Miembro Bachaquero.
BACH
18
BASUP
14
BACH
77
Figura 62. Mapa de Permeabilidad
4.8. Construcción del modelo geoestadistico
La malla de simulación empleada para modelar el Yacimiento BACH-18 fue construida mediante la
aplicación PETREL. La principal fuente de información del geomodelo proviene de los registros
eléctricos así como los datos 3D obtenidos a partir del cubo sísmico.
Estos datos se integraron con la información del núcleo BA2503 del yacimiento BACH 02, para así
definir detalladamente la arquitectura del yacimiento. Debido a que área del mioceno sureste no
existen núcleos de data reciente, para los análisis especiales de roca y fluido. El elemento que
genera la mayor incertidumbre es la geometría de los cuerpos de arena así como su disposición
areal y vertical asociada a la naturaleza de deposición de los sedimentos, de índole fluvial.
Las propiedades de la roca yacimiento son de forma general buenas, con
permeabilidades horizontales entre los 600 y 800 mD y porosidades entre 0,25 y
0,29 fr.
Debido a la naturaleza del modelado estocástico de propiedades espaciales, diferentes algoritmos
pueden ser empleados para complementar la información de pozos y sísmica 3D, teniendo
importante repercusiones sobre el flujo de fluidos, al realizar las comparaciones correspondientes
se concluyó que el modelado tipo Píxel ofrece las mayores ventajas a la hora de honrar los
registros de pozos y atributos sísmicos.
BACH 18
BACH 77
BASUP14
4.8.1. Escalamiento de registros a la malla fina
Se emplearon los registros de facies, porosidad y permeabilidad de todos los pozos cargados en
el modelo. El registro de facies es un registro de valores discretos que fue creado en petrel basado
en el comportamiento de los Gamma Ray y Sp.
Las mallas presentan 121 x 132 x 237 celdas en direcciones X, Y y Z respectivamente, para total
de 3.785.364 celdas. Cada una de las unidades del yacimiento se discretizaron verticalmente (
dirección Z) con el siguiente número de capas unidad 7 = 40, unidad 6 = 40 unidad 5 = 40, unidad
4 = 65, laguna = 30, la rosa = 6, y santa barbara = 16.
La primera propiedad a escalar son las facies ya que estas van a influir considerablemente en la
distribución de las demás propiedades petrificas. Este procedimiento se realizo utilizando la opción
Process Diagram Property Modeling Scale Up Well Logs.
Como el escalado de las facies es una propiedad discreta que no se puede promediar
aritméticamente, se utilizo el método “Most of”, que consiste en asignarle a una celda el valor de
la facie que mas se repite en el registro para el intervalo o espesor correspondiente (dirección Z).
Los valores de facies se definieron de la siguiente manera: 0 llanura de inundación, 1 canal, 2
borde de canal, 3 barras distales, 4 lutitas marinas, 5 anteplaya, 6 barras proximales.
Una vez escalado la facies se procedió a escalar la porosidad y la permeabilidad. Para el escalado
de porosidad se empleo el promedio aritmético. Para la permeabilidad se utilizo los promedios
geométricos y armónicos para verificar cual generaba un escalamiento que se ajustara mas al
comportamiento de los registros; la comparación se realizo a través de los histogramas de
frecuencia mostrados en la figura 63 y se determino que el procedimiento geométrico es el mas
apropiado para este modelo.
Figura 63. Histograma de porosidad/permeabilidad
Luego de escalados las facies, porosidad y permeabilidad, se verifico la calidad del escalado, para
el cual se muestra de pozo a través del Well Section Window, en donde se observa
simultáneamente el registro de la propiedad original y las celdas escaladas. En la figura 4.40 se
puede observar que el registro original de facies y porosidad con el de la celda coinciden
mayoritariamente con los valores de los registros. Sin embargo se pudo observar durante el
proceso de verificación que en el caso de las celdas que era traspasadas por un solo pozo, el
escalado arrojaba excelentes resultados, pero en el caso donde las celdas eran traspasadas por
dos o más pozos, el escalado de la celda se ajustaba bien sólo a uno de ellos como se muestra en
la siguiente figura.
Figura 64. Celdas escalada para la facies y la porosidad del pozo BA1034 Well Section del registro original
Figura 65. Celdas escalada para la facies y la porosidad de los pozos BA344 y BA344_A. Well Section del registro original
Por lo descrito anteriormente se elaboro una lista de todos aquellos pozos que compartían celdas
y se solicito al petrofísico que seleccionara para cada celda el pozo a ser utilizado para el
escalado. Los criterios empleados para la selección fueron mayor profundidad, mayor número de
curvas, o pozo más reciente, al aplicar estos criterios se excluyeron 35 pozos. En la tabla 23 se
muestra la lista de los pozos excluidos.
Tabla 23 Lista de los pozos excluidos
BA1075 BA1297-1 BA1781 BA343 BA372 BA387 BA624 BA728
BA1076-A BA1340-1 BA1823-A BA344-A BA373 BA403 BA690-A BA749
BA1141 BA1360-A BA2226-A BA345 BA375 BA518 BA692 BA751
BA1294-1 BA-1631 BA271-0/A/B BA349 BA381 BA553-0/A BA693 BA756
Posteriormente se repitió el proceso de escalado, pero esta vez en los casos de las celdas con
múltiples pozos, se incorporo solo el pozo seleccionado. Los resultados obtenidos se muestran en
el histograma de la figura 66 donde puede apreciarse que se obtuvo un mejor ajuste del escalado
luego de aplicada la metodología descrita.
Figura 66. Histograma
4.8.2. Distribución de facies
Una vez realizado todo el escalado de los registros de pozos a la celda, se obtienen entonces las
facies y propiedades petrofísicas promedio para cada pozo en tres dimensiones que son los datos
de entrada requeridos para la generación del modelo de facies del yacimiento.
La construcción del modelo de facies, se realiza en Petrel a través de Process Diagram Property
Modeling Facies Modeling, para ello es fundamental la construcción de variogramas, los cuales se
realizaron para cada facies de cada unidad y de cada propiedad (porosidad y permeabilidad) en
cada facies y unidad respectiva, para de esta manera determinar la distribución espacial de las
mismas en el yacimiento.
Antes de proceder a la realización de los variogramas, se verifico la distribución vertical (espesor)
de las facies en las celdas en las curvas de proporción vertical como se observa en la figura 67,
así como también que cada unidad contenga las facies que le corresponde.
Figura 67. Curva de proporción vertical para la Unidad 7 y para la facies de llanura de inundación
La construcción de los variogramas se realizo en petrel en Process Diagram Property Modeling
Data Analysis.
Un variograma es una herramienta utilizada para describir la variación espacial de una propiedad
en el yacimiento. El principio del variograma consiste en un grafico de variabilidad en términos de
semi-varianza versus la distancia separación, este es generado encontrando los pares de datos o
puntos con distancia de separación similares y luego calculando el grado de diferencia entre estos
pares.
Entre los modelos de variogramas, el mas utilizado y el que presenta mayor aplicabilidad es el
esférico; sin embargo para la distribución de los datos de este proyecto la curva del método
exponencial es la que presenta un mejor ajuste para los puntos como se puede observar en la
figura 68, por lo que se decidió utilizar este método.
Figura 68. Variograma utilizando el método exponencial
Se procedió a la realización de los varigramas de cada facies, comenzando con la dirección
vertical, utilizando los registros de los pozos cargados, para calcular el nugget y el rango vertical,
una vez establecidos dichos parámetros se procedió a calcular el rango mayor y el rango menor en
dirección horizontal con los datos de las celdas, variando el numero de lag, espesor, band with, y lo
mas importante el ángulo. En la tabla 24 se puede ver un ejemplo de los datos de entrada y el
resultado obtenido del variograma para la facies de canal, así mismo se construyeron las tablas
para todas las facies de todas las unidades.
Tabla 24. Datos del variograma de facies de la Unidad 7
Una vez realizados los variograma, se continúo con la construcción del modelo de facies, Facies
Modeling que es el medio para distribuir las facies, cuyos valores son discretos, en todas las celdas
del modelo. El proceso de modelado de facies implica siete tipos de métodos para modelar las
facies que a su vez se clasifican en tres tipos, deterministicos, estocástico o interactivo.
Para el modelo del proyecto se decidió hacerlo con uno de los métodos estocásticos más
empleados, que es el Sequential Indicator Simulation, (SIS) El indicador secuencial permite una
distribución estocástica de la propiedad, usando histograma predefinido, o respetando el ajuste
direccional, tendencias espaciales o varigramas realizados previamente en Data Analysis. Como se
puede observar en la figura 69.
UNIDAD FACIE NUGGET RGO VERT ANGLE RGO MAYOR RGO MINOR
0. Llanura de 0 20 o 500 500
Inundación
1. Canal 0 20 30 740 350
2. Borde de Canal 0 20 30 1000 200
U7
Figura 69. Variograma de la Unidad 7 para la facies de canal.
Finalmente se obtuvo el modelo de facies para todas las unidades del yacimiento BACH-18, cuya
distribución se muestra en la tabla 25, y la figura 70.
Tabla 25. Distribución de facies para todas las unidades del yacimiento BACH-18
Unidad Facies Ambiente
U7 0 Llanura de inundación 1 Canal
2 Borde de Canal
Fluvial U6
U5
U4
U3 3 Barra dístales 4 Lutitas marinas
6 Barras proximales
De transición
Figura 70. Modelo de facies para la Unidad 5
4.8.3. Distribución de las propiedades petrofísicas
Para la generación del modelo de propiedades petrofísicas, solo se requiere la información del
escalado de registro del pozo a la celda de la porosidad y la permeabilidad, realizado
anteriormente.
La construcción del modelo petrofísico, se realizo a través Process Diagram Property Modeling
Petrophysical Mdeling, comenzando con el modelo de porosidad seguido del modelo de
permeabilidad, para ello fue necesario la realización de los variogramas tanto de porosidad como
de permeabilidad.
Sin embargo, como los métodos geoestadisticos requieren que los datos a ser distribuidos
presenten una distribución normal es fundamental hacer la transformación de los datos, lo cual
puede lograrse mediante una trasformación que se encuentra disponible en Petrel en la pestaña de
Transformation en la Data Analysis. Dicha transformación se realiza mediante el Normal Score que
es la distribución normal estándar de los datos. A continuación en la figura 71 se muestra la
diferencia entre los datos no transformados y los datos transformados con el normal score para la
unidad 6 y la facies de canal.
Figura 71. Diferencia entre la data no transformada y la data transformada por Normal Store
Seguidamente se procedió de la misma manera que para las facies para la construcción de los
variogramas de porosidad y permeabilidad para cada facie de cada unidad. En la tabla 26 se
observa un ejemplo de los datos de entrada introducidos y en la figura 72 el variograma obtenido.
Tabla 26. Datos de entrada del variograma para la unida U7
Figura 72. Variograma de porosidad para la Unidad 7 y la facies de canal
Finalizada la construcción de los variogramas requeridos, se realizo la construcción del modelo
petrofísico, Petrel ofrece varios algoritmos para modelar la distribución de las propiedades
petrofísicas en un modelo de yacimiento, utilizando los datos de pozos, la realización de facies,
variogramas, variables secundarias y/o datos de tendencia que se pueden utilizar como datos de
entradas. Se selecciono el método Sequential Gaussian Simulation, por ser una propiedad con
valores continuos y ser el más recomendado. También se modela la propiedad respetando la
transformación de la data y el variograma elaborado previamente de Data Analysis. En la figura 73
se puede observar el procedimiento que se llevo acabo.
Figura 73. Ventana de Petrel para el modelado petrofísico de la porosidad
Con respecto al modelo de la permeabilidad, igualmente se construyeron variogramas y se empleo
la misma metodología que para la porosidad, con la excepción de que se combinaron dos
métodos para la construcción del modelo, el SGS (Sequential Gaussian Simulation) y el Co-Kriging,
seleccionando la propiedad de porosidad para que realice el modelo siguiendo la relación lineal
que tienen ambas propiedades. Finalmente se obtiene el modelo de porosidad y permeabilidad del
yacimiento BACH 18 como se muestra en la Figuras 74, respectivamente
Figura 74. Modelo de Porosidad /permeabilidad para la Unidad 5
4.8.4. Construcción de múltiples modelos
Una vez obtenidos el modelo de facies, porosidad y permeabilidad, como se explico anteriormente,
se procedió a la construcción de múltiple modelos para luego seleccionar de entre ellos los mejores
para el modelo de simulación.
Se inicio con el modelo de facies a través de Process Diagram Common, en donde se especifica el
numero de realizaciones que se desean hacer para el modelo de facies.para el modelo de estudio
se decidió seleccionar veinte realizaciones de facies, como el numero de realizaciones optimas.
Luego estas realizaciones se compararon entre si a través de los histogramas y de las curvas de
distribución acumulada, seleccionando las tres mayores realizaciones que se aproximen mas a los
datos de pozo, como se observa en la figura 75.
Figura 75. Histograma de las veinte realizaciones de facies
Una vez escogidas las tres mejores realizaciones de facies, se procedió con las realizaciones de
porosidad a través de la ventana de Petrel Process Diagram Property Modeling Petrophysical
Modeling.
Para cada una de las tres realizaciones de facies escogidas se elaboraron 20 realizaciones de
porosidad, para un total de 60 realizaciones, las cuales fueron analizadas con los histogramas y las
curvas de distribución acumulada y se seleccionaron las dos mejores realizaciones en cada caso.
Posteriormente con cada una de las dos mejores realizaciones de porosidad se elaboraron diez
realizaciones de permeabilidad, las cuales se analizaron de igual manera con los histogramas y se
seleccionaron las dos mejores realizaciones de permeabilidad, para obtener de esta manera un
total de doce modelos. En la tabla 4.20 se muestra de manera resumida.
Tabla 27. Resumen de las Realizaciones Construidas
20 Realizaciones de Facies
20 Realizaciones de Porosidad
10 Realizaciones de Permeabilidad
Facies 1
Porosidad 8 Permeabilidad 7
Permeabilidad 10
Porosidad 20 Permeabilidad 3
Permeabilidad 8
Facies 15
Porosidad 10 Permeabilidad 4
Permeabilidad 6
Porosidad 18 Permeabilidad 4
Permeabilidad 5
Facies 19
Porosidad 13 Permeabilidad 2
Permeabilidad 8
Porosidad 16 Permeabilidad 5
Permeabilidad 6
Posteriormente se generan dos posible modelos geoestadisticos para exportarlos al simulador
Eclipse, comparar el comportamiento de producción de cada uno de estos y seleccionar el que
logre reproducir mejor la data de producción real del yacimiento.
4.8.5. Calculo del petróleo original en sitio (POES)
Para el cálculo del volumen se debe definir previamente diferentes parámetros, entre ellos, el
contacto agua petróleo, saturación de agua, factor volumétrico del petróleo, el NTG, y la porosidad.
En lo que respecto al contacto agua petróleo se procedió a cargar en Petrel a través de la ventana
Process Diagram Structural Modeling Make Contacts, la profundidad del contacto para cada unidad
y cada segmento de la malla, validado anteriormente con los registros de los pozos.En la Figura 76
se observa el mapa de contactos agua petróleo para las unidades U7, U6, U5, U4.
Figura 76. Mapa de contactos agua petróleo para las unidades U7, U6, U5, U4
El cálculo del NTG como registro, se obtiene por medio de Global Well en la barra Imput, a través
de la calculadora.
Los registros de los parámetros utilizados para el cálculo del NTG (Vsh, Porosidad, RD) se
compararon en un Well Section con el NTG obtenido, a fin de escalar del registro a la celda a
través de Process Diagram Property Modeling Scale Up Well Logs, al igual como se trabajo las
facies, la porosidad y la permeabilidad, tal como observar en la figura 77.
Figura 77. Well Section del registro original de Vsh, Porosidad, RD y NTG calculado
En cuanto los valores de saturación de agua y el factor volumétrico del petróleo se obtuvieron a
partir del análisis de propiedades de los fluidos del área.
Obtenida toda la información requerida se procedió al cálculo del POES a través de Process
Diagram Utilities Volume Calculation, en esta ventana se crea un nuevo caso, se selecciona la
malla a utilizar, el NTG escalado y la porosidad con la que se desea realizar el cálculo del volumen,
el cálculo se realizo con las seis porosidad escogidas de las realizaciones efectuadas
anteriormente para el proyecto. En la tabla 28 se puede observar los resultados obtenidos.
Tabla 28. Resultados de POES para las diferentes porosidades
20 Realizaciones de Facies
20 Realizaciones de Porosidad
POES
Facies 1
Porosidad 8 1132,86
Porosidad 20 1129,04
Facies 15
Porosidad 10 984,23
Porosidad 18 986,87
Facies 19
Porosidad 13 985,62
Porosidad 16 987,17
CAPITULO V
MODELO DINÁMICO
5.1. Validación de las propiedades de los fluidos
La representación de las propiedades físicas de los fluidos presente en el
yacimiento es de vital importancia para el monitoreo y seguimiento del yacimiento,
ya que permiten evaluar el comportamiento durante las diferentes etapas de
recobro a las que los yacimientos son sometidos, con la finalidad de optimizar la
producción, estimar las reservas, y evaluar el valor de los hidrocarburos.
Las propiedades físicas de los fluidos se obtienen por medio del análisis de
muestras de fluidos durante la etapa inicial de producción del mismo.
Normalmente se determinan en el laboratorio mediante análisis de muestras de
fluidos tomadas en el fondo del pozo o mediante la apropiada recombinación de
muestras tomadas en superficie.
La confiabilidad de estas pruebas dependerá de la veracidad de las mediciones
realizadas en el laboratorio y también de la muestra de fluido tomada, la cual debe
ser lo más representativa posible, de manera que esta simule de forma correcta el
comportamiento del yacimiento.
La prueba PVT, consiste en determinar las relaciones de presión, volumen y
temperatura para una mezcla de hidrocarburos (líquido y gas) en particular, dado
que estos tres parámetros: presión, volumen y temperatura son los que gobiernan
en gran parte el comportamiento de un yacimiento de petróleo. El análisis P.V.T.,
aporta datos importantes, entre estos datos se encuentra la composición del crudo
y sus propiedades, datos acerca del pozo y la formación, prueba de liberación
flash, prueba de liberación diferencial, prueba de separadores y la prueba de
viscosidad del crudo en función de la presión la cual es la más consistente de
todas.
5.2. Verificación de los análisis P.V.T dentro del área en estudio
El yacimiento Bachaquero-18 dispone de 6 muestras PVT tomadas durante los
primeros años de producción (1956-1958) correspondientes a los pozos BA353,
BA371, BA372, BA376, BA385 y BA387. En la Figura 78 se aprecia la ubicación
de los pozos en el mapa base.
Figura 78. Ubicación de los pozos con Muestras PVT para el yacimiento BACH-18
De los seis (6) análisis PVT’s realizados a los pozos, sólo tres de ellos (BA372, BA376 y BA387)
presentaban toda la información necesaria para el proceso de validación de las pruebas.
En las tablas 29 y 30 se muestra la data necesaria para llevar a cabo la validación de las pruebas
y se señala con una “” la información disponible, y con una “X” la información faltante de cada
PVT, y la información disponible de los analisis PVT realizados.
Tabla 29. Información disponible en los Análisis PVT realizados a los pozos del Yacimiento Bach-
18.
Prueba de Densidad BA-353 BA-371 BA-372 BA-376 BA-385 BA-387
1Densidad del petróleo a la presión de burbujeo
de la prueba diferencial (Bofb)X X S S X S
2 Rs en el separador X X S S X S
3 Grav esp. del gas en separador X X X X X X
4 Rs en el tanque X X S S X S
5 Grav esp. del gas en tanque X X X X X X
6 °API del petroleo en tanque S S S S X S
7 Bo en prueba de separación flash (Bofb) S X S S S S
Prueba de la Función Y
8 Tabla de volumen relativo vs presión X S S S X S
Prueba de Balance de Materiales
9 Tabla de Rs vs presión X S S S S S
10 Tabla de Bo vs presión X S S S S S
11 Tabla de dens. del petróleo vs presión X S S S X S
12 Tabla de gravedad especifica del gas vs presión X S S S X S
13 °API residual X S S X S
Prueba de Desigualdad
Tabla de Bg vs presión ( información adicional a
prueba de balance de materiales)14 X (1) (1) (1) (1) (1)
(1): Propiedad obtenida por medio de correlaciones usando programa KAPPAPVT de la empresa KAPPA (Correlaciones
empleadasi: Factor de compresibilidad (Z): Beggs, H.D y Brill, J.P.; Factor Volumétrico del gas (Bg): Ecuación de estado).
Tabla 30. Información disponible en los Análisis PVT realizados a los pozos del Yacimiento Bach-
18.
BA-371 BA-372 BA-376 BA-385 BA-387
Fecha de
Completación02/10/1956 01/10/1956 14/10/1956 28/11/1956 20/12/1956
Fecha Muestra
PVT09/10/1956 10/04/1957 26/04/1957 17/06/1958 21/03/1957
Profundidad de
Completación (ft)6535 6000 5660 - 5474
Profundidad de la
Muestra (ft)5455 5900 5500 5720 5350
Presión Yac (lpc) 2538 2604 2449 2525 2363
Temperatura Yac
(°F)172 178 179 179 179
BPD 671 1320 1780 - 2043
%AyS 0 0 0 - 0
RGP (PCN/BN) 163 222 238 - 247
°API residual 15,4 17,1 17,8 - 17,9
Temperatura de la
Prueba (°F)172 178 179 179 179
RGP de la Prueba
(PCN/BN)181 236 251 160 265
Presión de
Burbuja (lpc)1790 2117,7 2157,7 2184 2293,7
Presión (lpc) V/Vb5000 0,983
34000 0,988
83000 0,994
72400 0,998
32300 0,998
92200 0,999
62143 1,000
02088 1,005
31995 1,015
11900 1,026
11595 1,072
61310 1,142
41060 1,241
0765 1,449
9470 1,949
2260 3,043
0
A continuación se detallan las pruebas realizadas a los tres pozos que
presentaban la información necesaria para el proceso de validación.
5.2.1. Prueba de expansión a composición constante
A continuación en la tabla 5.3 se muestran los valores de los volúmenes relativos de los fluidos
(gas y petróleo) para distintos valores de presión (V/Vs vs presión) obtenidos de la prueba de
liberación de los tres pozos que presentan información.
Tabla 31. Resultados de la prueba de expansión a composición constante.
Pozo BA372 (178°F) Pozo BA376 (179°f) ) Pozo BA387 (179°f)
Presión (lpc) V/Vb
5000 0,9838
4000 0,9894
3000 0,9954
2500 0,9985
2400 0,9992
2300 0,9999
2279 1,0000
2228 1,0044
2187 1,0082
2110 1,0155
2032 1,0239
1790 1,0567
1528 1,1078
1260 1,1842
995 1,3191
680 1,6123
350 2,5476
Presión (lpc) V/Vb
5000 0,9830
4000 0,9885
3000 0,9944
2400 0,9981
2300 0,9987
2200 0,9993
2103 1,0000
2035 1,0066
1950 1,0155
1860 1,0256
1588 1,0673
1310 1,1319
1058 1,2273
780 1,4135
550 1,7319
290 2,6656
5.2.2. Validación de la Prueba: Linealidad de la Función Y
Las Figura 79,80,81, y las tabla 32,33,34 se muestran los comportamientos de la Función Y,
donde puede apreciarse como los valores de V/Vb obtenidos presentan el comportamiento lineal
deseado. Adicionalmente, la presenta la comparación entre los valores de la prueba y los valores
obtenidos empleando la correlación lineal que mejor se ajusta a los puntos de la mism
Función Y vs. Presión
y = 0,0009x + 3,3104
R 2 = 0,9895
0
1
2
3
4
5
6
0 500 1000 1500 2000 2500 Presión
"Y
"
Función Yoriginal
Función Ycal
Lineal (Función Yoriginal )
Función "Y" vs Presión
y = 0,0009x + 3,2228
R 2 = 0,9864
0
1
2
3
4
5
6
0 500 1000 1500 2000 2500
Presión (lpca)
"Y"
Función Yoriginal
Función Ycal
Lineal (Función Yoriginal)
Pozo BA-376
PB=257,7 LPCA
(0.30% ERROR)
Pozo BA-372
PB=2117,3 LPCA
(0.12% ERROR)
Figura 79. Comportamiento de la Función Y del BA372
Figura 80. Comportamiento de la de la Función Y del
BA376
Tabla 32. Resultados de la Validación de la Función Y del pozo BA372
Tabla 33. Resultados de la Validación de la Función Y del pozo BA376
Función Y vs. Presión
y = 0,0009x + 3,0863
R 2 = 0,9959
0
1
2
3
4
5
6
0 500 1000 1500 2000 2500
Presión
"Y"
Función Yoriginal
Función Ycal
Lineal (Función Yoriginal)
Presión (lpca) V/Vb Función "Y"Función
"Y"calV/Vb cal %Error
2117,7 1,0000 1,0000
2049,7 1,0066 5,0266 5,1551 1,0064 0,02
1964,7 1,0155 5,0242 5,0786 1,0153 0,02
1874,7 1,0256 5,0633 4,9976 1,0259 0,03
1602,7 1,0673 4,7746 4,7528 1,0676 0,03
1324,7 1,1319 4,5385 4,5026 1,1330 0,09
1072,7 1,2273 4,2859 4,2758 1,2278 0,04
794,7 1,4135 4,0261 4,0256 1,4135 0,00
564,7 1,7319 3,7575 3,8186 1,7202 0,68
304,7 2,6656 3,5724 3,5846 2,6599 0,21
0,12%Error relativo promedio absoluto
Presión (lpca) V/Vb Función "Y"Función
"Y"calV/Vb cal %Error
2157,7 1,0000 5,1647 1,0000
2102,7 1,0053 4,9353 5,1152 1,0051 0,02
2009,7 1,0151 4,8770 5,0315 1,0146 0,05
1914,7 1,0261 4,8626 4,9460 1,0257 0,04
1609,7 1,0726 4,6892 4,6715 1,0729 0,03
1324,7 1,1424 4,4159 4,4150 1,1424 0,00
1074,7 1,2410 4,1814 4,1900 1,2405 0,04
779,7 1,4499 3,9283 3,9245 1,4503 0,03
484,7 1,9492 3,6363 3,6590 1,9433 0,30
274,7 3,0430 3,3552 3,4700 2,9754 2,22
0,30%Error relativo promedio absoluto
Pozo BA-387
PB=2293,7 LPCA
(0.16% ERROR)
Figura 81. Comportamiento de la de la Función Y del BA387
Tabla 34. Resultados de la Validación de la Función Ydel pozo BA387
5.2.3. Prueba de Liberación Diferencial
Los resultados de la prueba se muestran a continuación tablas 35,36,37. Esta prueba de liberación
ofrece el gas en solución (Rs), el factor volumétrico (Bo), la densidad del petróleo (o) y de la
gravedad específica del gas (g) a diferentes presiones, así como la gravedad API del crudo
residual. En estos casos se dispone de todas las propiedades requeridas para realizar la validación
de la prueba por los métodos de balance de materiales y prueba de desigualdad.
ºAPI crudo residual = 17,1 @ 60ºF
Presión
(psim)
Rs
Experimental(PCN/BN)
Bo (BY/BN)Den-Oil
(g/cc) g
5000 1,1190 0,8717
4000 1,1250 0,8769
3000 1,1320 0,8818
2103 236 1,1380 0,8668
1820 206 1,1270 0,8716 0,6304
1535 176 1,1160 0,8763 0,6300
1230 144 1,1050 0,8810 0,6305
930 112 1,0940 0,8857 0,6348
630 80 1,0830 0,8909 0,6451
310 43 1,0700 0,8967 0,6825
90 15 1,0560 0,9043 0,7738
0 0 1,0440 0,9112 0,9763
Presión(lpca)
V/Vb Función "Y" Función Ycal V/Vb cal %Error
2293,7 1,0000 1,0000
2242,7 1,0044 5,1683 5,1047 1,0045 0,01
2201,7 1,0082 5,0958 5,0678 1,0082 0,00
2124,7 1,0155 5,1317 4,9985 1,0159 0,04
2046,7 1,0239 5,0495 4,9283 1,0245 0,06
1804,7 1,0567 4,7788 4,7105 1,0575 0,08
1542,7 1,1078 4,5159 4,4747 1,1088 0,09
1274,7 1,1842 4,3399 4,2335 1,1888 0,39
1009,7 1,3191 3,9852 3,9950 1,3183 0,06
694,7 1,6123 3,7591 3,7115 1,6202 0,49
364,7 2,5476 3,4177 3,4145 2,5491 0,06
0,16%Error relativo promedio absoluto
Presión(psim)
Rs
Experimental(PCN/BN)
Bo (BY/BN) Den-Oil (g/cc) g5000 1,1270 0,8738
4000 1,1330 0,8689
3000 1,1400 0,8637
2143 251 1,1460 0,8592
1835 218 1,1340 0,8645 0,6342
1535 186 1,1220 0,8701 0,6346
1230 154 1,1100 0,8752 0,6361
950 123 1,0980 0,8809 0,6399
648 91 1,0860 0,8866 0,6522
355 56 1,0740 0,8917 0,6907
100 20 1,0600 0,8976 0,8011
0 0 1,0450 0,9063 1,0041
Tabla 35 .Resultados de la prueba de liberación diferencial del pozo BA372
Tabla 36 .Resultados de la prueba de liberación diferencial del pozo BA376
5.2.4. Validación de la Prueba: Balance de Materiales
Las tablas 38,39,40, muestran los resultados de la prueba de balance de materiales realizado al
ensayo de liberación diferencial de los pozo BA372, BA376, BA378. Los errores relativo promedio
entre los valores del gas en solución presentados en el PVT (Rs Experimental) y los obtenidos a
través del balance de materiales (Rs calculado) son inferiores al 5% permitido, por lo que las
pruebas realizadas se consideran satisfactorias.
ºAPI crudo residual = 17,8 @ 60ºF
ºAPI crudo residual = 17.9 @ 60ºF
Presion (psim)
Rs Experimental
(PCN/BN)
Bo (BY/BN) Den-Oil (g/cc) g
5000 1,1300 0,8716 4000 1,1370 0,8667 3000 1,1440 0,8615 2279 265 1,1490 0,8575 2000 234 1,1370 0,8629 0,6294 1710 203 1,1260 0,8673 0,6295 1410 171 1,1150 0,8723 0,6316 1100 137 1,1040 0,8769 0,6340 822 107 1,0930 0,8818 0,6403 553 78 1,0830 0,8866 0,6523 255 41 1,0690 0,8929 0,6899 85 16 1,0580 0,8983 0,8061 0 0 1,0450 0,9057 1,0160
Tabla 37 .Resultados de la prueba de liberación diferencial del pozo BA387
Tabla 38. Balance de Materiales realizado a la prueba de liberación diferencial del pozo BA372
Presión
(psim)
Rs
Experimental
(PCN/BN)
Masa de
petróleo (grs)
Masa de gas
(grs)
Volumen de gas
(PCN)
Rs calculado
(PCN/BN)%DIF
0 0 951,28 0 0 0 0
90 15 954,94 3,66 0,108 17,16 14,42
310 43 959,47 4,53 0,169 43,97 2,26
630 80 964,84 5,38 0,227 80,05 0,06
930 112 968,96 4,11 0,184 109,24 2,46
1230 144 973,51 4,55 0,206 142,07 1,34
1535 176 977,95 4,45 0,203 174,37 0,93
1820 206 982,29 4,34 0,199 205,94 0,03
2103 236 986,42 4,13 0,189 235,92 0,03
2,69%Error relativo promedio absoluto
Presión (psim)
Rs
Experimental
(PCN/BN)
Masa de
petróleo (grs)
Masa de gas
(grs)
Volumen de
gas (PCN)
Rs calculado
(PCN/BN) %DIF
0 0 946,82 0 0 0 0
100 20 951,46 4,63 0,133 21,14 5,69
355 56 957,69 6,23 0,224 56,76 1,36
648 91 962,85 5,16 0,215 90,99 0,01
950 123 967,23 4,38 0,194 121,76 1,01
1230 154 971,47 4,24 0,191 152,14 1,21
1535 186 976,25 4,78 0,217 186,57 0,30
1835 218 980,34 4,09 0,186 216,09 0,87
2143 251 984,64 4,30 0,195 247,15 1,53
1,50 % Error relativo promedio absoluto
Presión
(psim)
Rs
Experimental
(PCN/BN)
Masa de
petróleo (grs)
Masa de gas
(grs)
Volumen de
gas (PCN)
Rs calculado
(PCN/BN)%DIF
0 0 946,19 0 0 0 0
85 16 950,40 4,21 0,119 18,99 18,70
255 41 954,51 4,11 0,147 42,34 3,27
553 78 960,19 5,68 0,237 80,04 2,62
822 107 963,81 3,62 0,160 105,46 1,44
1100 137 968,10 4,29 0,193 136,15 0,62
1410 171 972,61 4,52 0,205 168,79 1,29
1710 203 976,58 3,97 0,181 197,55 2,69
2000 234 981,12 4,54 0,208 230,56 1,47
2279 265 985,27 4,15 0,190 260,77 1,60
1,87%Error relativo promedio absoluto
Tabla 39. Balance de Materiales realizado a la prueba de liberación diferencial del pozo BA376
Tabla 40. Balance de Materiales realizado a la prueba de liberación diferencial del pozo BA387
5.2.5. Validación de la prueba: Prueba de Desigualdad
Los resultados obtenidos al realizarle la prueba de desigualdad a la prueba de
separación diferencial a los pozos BA372, BA376, BA378; comprueba que en
todos los intervalos de presión la desigualdad es satisfecha. Por lo tanto, las
pruebas de separación diferencial de los pozos se consideran validadas. A
continuación se muestran los resultados en las tabla 41,42 y 43.
Presión (lpca)
p-Int
(lpca)
Rs (PCN/BN)
Bo (BY/BN)
Bg (*)
(PCY/PCN) Bob/ P Bg Rsd
/ P Cond > 0
2158 251 1,1460 1850 308 218 1,1340 0,0087 3,90E-05 0,0002 0,0001 1550 300 186 1,1220 0,0105 4,00E-05 0,0002 0,0002 1245 305 154 1,1100 0,0133 3,93E-05 0,0002 0,0002 965 280 123 1,0980 0,0175 4,29E-05 0,0003 0,0003 663 302 91 1,0860 0,0260 3,97E-05 0,0005 0,0005 370 293 56 1,0740 0,0476 4,10E-05 0,0010 0,0010 115 255 20 1,0600 0,1558 5,49E-05 0,0039 0,0039 15 100 0 1,0450 1,2028 1,50E-04 0,0428 0,0427
Tabla 42. Resultados de la Prueba de Desigualdad del pozo BA376
Tabla 41. Resultados de la Prueba de Desigualdad del pozo BA372
Presión
(lpca)p-Int
(lpca)
Rs(PCN/BN)
Bo
(BY/BN)
Bg (*)(PCY/PCN)
Bob
/
P BgRsd
/
P Cond > 0
2117,
7
23
6
1,138
01834,
7
28
3
20
6
1,127
0
0,008
8
3,89E-
05
0,000
2
0,000
11549,
7
28
5
17
6
1,116
0
0,010
5
3,86E-
05
0,000
2
0,000
21244,
7
30
5
14
4
1,105
0
0,013
3
3,61E-
05
0,000
2
0,000
2944,
7
30
0
11
2
1,094
0
0,017
9
3,67E-
05
0,000
3
0,000
3644,
7
30
080 1,083
0
0,026
7
3,67E-
05
0,000
5
0,000
5324,
7
32
043 1,070
0
0,054
3
4,06E-
05
0,001
1
0,001
1104,
7
22
015 1,056
0
0,171
0
6,36E-
05
0,003
9
0,003
814,
790 0 1,044
0
1,225
4
1,33E-
04
0,036
4
0,036
2
Es importante resaltar que para realizar la prueba de desigualdad se requiere el
valor del factor volumétrico del gas (Bg) y el mismo no se reporta en el informe
PVT disponible de los pozos, por lo que fue necesario calcularlo usando
correlaciones mediante el programa KAPPAPVT (correlaciones empleadas: Factor
de compresibilidad: Beggs, H.D y Brill, J.P.; Factor Volumétrico del gas (Bg):
Ecuación de estado).
5.2.6. Prueba de Separadores
A continuación en las tablas 44,45 y 46, se ilustran los datos de la prueba de
separadores reportados:
Presión(lpca
)
p-Int
(lpca
)
Rs(PCN/BN
)
Bo
(BY/BN)
Bg (*)
(PCY/PCN
)
Bob / /P BgRsd/DP Cond > 0
2293,7 265 1,149
02014,7 279 234 1,137
0
0,008
0
4,30E-
05
0,0002 0,0001
1724,7 290 203 1,126
0
0,009
4
3,79E-
050,000
2
0,000
11424,7 300 171 1,115
0
0,011
6
3,67E-
050,000
2
0,0002
1114,7 310 137 1,104
0
0,0150 3,55E-
050,000
3
0,0003
836,
7
278 107 1,093
0
0,020
4
3,96E-
05
0,000
4
0,0004
567,7 269 78 1,083
0
0,030
6
3,72E-
05
0,000
6
0,000
6269,7 298 41 1,069
0
0,065
8
4,70E-
05
0,001
5
0,0014
99,7 170 16 1,058
0
0,180
0
6,47E-
050,004
7
0,0046
14,7 85 0 1,045
0
1,227
3
1,53E-
040,041
1
0,0410
Tabla 43. Resultados de la Prueba de Desigualdad del pozo BA387
Tabla 44. Datos de la prueba de separadores del pozo BA372
Presión
Sep.(psig)
Temp. Sep.
(ºF)GOR Sep. GOR Tanque ºAPI Tanque Bo g Sep. g Tanque
25 90 226 6 17,4 1,136 - -
Presión Sep.
(psig)
Temp. Sep.
(ºF)GOR Sep. GOR Tanque ºAPI Tanque Bo g Sep. g Tanque
25 90 239 6 18,1 1,14 - -
Presión Sep.(psig)
Temp. Sep.
(ºF)GOR Sep. GOR Tanque ºAPI Tanque Bo g Sep. g Tanque
0 90 267 - 17,8 1,152 0,7247 -
30 90 250 9 18,2 1,144 - -
60 90 237 20 18,4 1,141 - -
100 90 225 33 18,3 1,142 - -
5.2.7. Validación de la prueba: Prueba de Densidad
Debido a que la gravedad específica del gas a condiciones del separador y del
tanque no fue suministrada por el laboratorio, esta prueba de validación no pudo
realizarse a ninguno de los pozos.
5.2.7.1. Prueba de Viscosidad
Las tablas 47 y 48, presenta los valores reportados de la viscosidad del crudo
para un rango de presiones y a la temperatura de 178°F. Debido a que la
viscosidad del gas no se reporta en el informe, fue necesario calcularla utilizando
Tabla 45. Datos de la prueba de separadores del pozo BA376
Tabla 46. Datos de la prueba de separadores del pozo BA387
el programa KAPPAPVT (Correlación empleada: Lee, A.L); obteniendo los
siguientes resultados:
Tabla 47. Resultados de la prueba de viscosidad de petróleo.
Pozo BA372 (178°F) Pozo BA376 (179°F) Pozo BA387 (179°F)
Tabla 48. Valores de viscosidad del gas.
Pozo BA372 (178°F) Pozo BA376 (179°F) Pozo BA387 (179°F)
Presión
(lpca) (cps
4015 10,42
3015 9,44
2515 8,91
1900 9,12
1560 10,37
1275 11,42
935 13,29
625 15,50
355 18,26
155 21,33
15 28,95
Presión
(lpca)o(cps)
4015 9,65
3015 8,73
2515 8,24
1805 9,02
1495 10,09
1225 11,25
915 12,58
605 14,53
315 17,29
145 20,11
15 24,90
Presión
(lpca)o
(cps)
4014,7 8,50
3014,7 7,74
2514,7 7,37
2054,7 7,87
1729,7 8,89
1464,7 9,80
1154,7 11,08
756,7 13,12
494,7 14,98
174,7 18,51
14,7 23,37
Presión
(lpca) gcps
4015 0,0225
3015 0,0194
2515 0,0179
1900 0,0162
1560 0,0154
1275 0,0148
935 0,0142
625 0,0138
355 0,0135
155 0,0133
15 0,0132
Presión
(lpca)g(cps)
4015 0,0225
3015 0,0194
2515 0,0179
1805 0,0160
1495 0,0153
1225 0,0148
915 0,0142
605 0,0138
315 0,0135
145 0,0133
15 0,0133
Presión(lpca)
g
(cps)
4014,7 0,0225
3014,7 0,0194
2514,7 0,0179
2054,7 0,0166
1729,7 0,0158
1464,7 0,0152
1154,7 0,0146
756,7 0,0140
494,7 0,0137
174,7 0,0134
14,7 0,0133
Presion vs. Viscosidad del Gas
0
0,005
0,01
0,015
0,02
0,025
0 1000 2000 3000 4000 5000
Presión (lpca)
Vg
(cp
)
A continuación en las figuras 82,83 y 84 se muestra el comportamiento de
Presión vs. Viscosidad correspondiente al petróleo y gas.
Figuras 82. Comportamiento de Presión vs Viscosidad de petróleo / Presión vs. Viscosidad del
gas del pozo BA372
Figuras 83. Comportamiento de Presión vs Viscosidad de petróleo / Presión vs. Viscosidad del
gas del pozo BA376
Presión vs. Viscosidad del Gas
0
0,005
0,01
0,015
0,02
0,025
0 1000 2000 3000 4000 5000
Presión (lpca)
Vg
(cp
)
Presión vs. Viscosidad del petróleo
0
5
10
15
20
25
30
35
0 1000 2000 3000 4000 5000Presión (lpca)
Vo
(cp
)
Presión vs. Viscosidad del Gas
0
0,005
0,01
0,015
0,02
0,025
0 1000 2000 3000 4000 5000
Presión (lpca)
Vg
(cp
)
Presión vs. Viscosidad del petróleo
0
5
10
15
20
25
0 1000 2000 3000 4000 5000
Presión (lpca)
Vo
(cp)
Presión vs. Viscosidad del petróleo
0
5
10
15
20
25
30
0 1000 2000 3000 4000 5000
Presión (lpca)
Vo
(cp)
Figuras 84. Comportamiento Presión vs Viscosidad de petróleo / Presión vs. Viscosidad del gas
del pozo BA387
5.3. PVT Combinado
Durante el flujo de los fluidos desde el yacimiento hasta el tanque ocurren los dos
procesos de liberación: instantánea y diferencial. Debido a que los valores de Bo y
Rs proporcionados por el análisis PVT provienen sólo de la prueba de liberación
diferencial, es necesario hacer correcciones por efecto de las condiciones de
separación, y construir un PVT combinado que pueda ser empleado en el estudio
del yacimiento. Los resultados de la corrección de Rsd (Rs*) se muestran en la
tabla 49 y los de Bod (Bo*) en la tabla 50.
Tabla 49. Resultados de la corrección del Rs .
Pozo BA372 (178°F) Pozo BA376 (179°F) Pozo BA387 (179°F)
Presión(lpc) Rsd(PCN/BN) Rs*(PCN/BN)
5000 236 232
4000 236 232
3000 236 232
2400 236 232
2300 236 232
2200 236 232
2103 236 232
1820 206 202
1535 176 172
1230 144 140
930 112 108
630 80 76
310 43 39
90 15 11
0 0 0
Presión (lpc) Rsd (PCN/BN) Rs* (PCN/BN)
5000 265 257
4000 265 257
3000 265 257
2500 265 257
2400 265 257
2300 265 257
2279 265 257
2000 234 226,2
1710 203 195,4
1410 171 163,7
1100 137 129,9
822 107 100,1
553 78 71,3
255 41 34,6
85 16 9,7
0 0 0
Presión(lpc) Rsd(PCN/BN) Rs*(PCN/BN)
5000 251 245
4000 251 245
3000 251 245
2400 251 245
2300 251 245
2200 251 245
2143 251 245
1835 218 212,2
1535 186 180,3
1230 154 148,5
950 123 117,7
648 91 85,8
355 56 51,0
100 20 15,2
0 0 0
Tabla 50. Resultados de la corrección del Bo .
Pozo BA372 (178°F) Pozo BA376 (179°F) Pozo BA387 (179°F)
Los pozos BA371, BA385, BA353, no validad debido a lo siguiente:
Pozo BA-371:
En el pozo BA371, para el comportamiento de la Función “Y”, no se observar el
comportamiento lineal esperado y que la presión de burbujeo se encuentra subestimada. Al
realizar la sensibilidad con la presión de burbujeo no fue posible lograr el comportamiento lineal
deseado por lo tanto esta prueba no se considera.
No se dispone de todas las propiedades requeridas para algunos intervalos de presiones para
realizar la validación de la prueba por los métodos de balance de materiales y prueba de
desigualdad, razón por la cual se hizo necesario hallar los valores de dichos parámetros por
medio de las gráficas suministradas en el informe PVT.
Los resultados del balance de materiales realizado con los datos de la prueba de liberación
diferencial, presentan un error relativo promedio entre los valores del gas en solución
presentados en el PVT (Rs Experimental) y los obtenidos a través del balance de materiales
(Rs calculado) es de 29,56%, el cual es superior al 5% permitido, por lo que la prueba
realizada no se considera satisfactoria.
Presión(lpc) Bod(BY/BN) Bo*(BY/BN)5000 1,127 1,121
4000 1,133 1,1273000 1,140 1,1342400 1,144 1,138
2300 1,145 1,139
2200 1,146 1,140
2143 1,146 1,140
1835 1,134 1,128
1535 1,122 1,116
1230 1,110 1,104
950 1,098 1,092
648 1,086 1,080
355 1,074 1,068
100 1,060 1,054
0 1,045 1,040
Presión(lpc)
Bod(BY/BN) Bo*(BY/BN)
5000 1,119 1,117
4000 1,125 1,123
3000 1,132 1,130
2400 1,136 1,134
2300 1,137 1,135
2200 1,137 1,135
2103 1,138 1,136
1820 1,127 1,125
1535 1,116 1,114
1230 1,105 1,103
930 1,094 1,092
630 1,083 1,081
310 1,070 1,068
90 1,056 1,054
0 1,044 1,042
Presión(lpc) Bod(BY/BN) Bo*(BY/BN)
5000 1,130 1,123
4000 1,137 1,129
3000 1,144 1,136
2500 1,147 1,139
2400 1,148 1,140
2300 1,149 1,141
2279 1,149 1,141
2000 1,137 1,129
1710 1,126 1,118
1410 1,115 1,107
1100 1,104 1,096
822 1,093 1,085
553 1,083 1,075
255 1,069 1,062
85 1,058 1,051
0 1,045 1,038
Durante la prueba de desigualdad a la prueba de separación diferencial; se
comprueba que en todos los diversos intervalos de presión la desigualdad es
satisfecha.
El informe PVT no presenta los resultados de la prueba de separadores para
este pozo, por lo que la prueba de validación de densidades no se pudo
realizar.
Pozo BA385:
El pozo BA385 solo dispone de los resultados de la prueba de liberación
diferencial, la cual es insuficiente para llevar a cabo el proceso de
validación y caracterización del fluido.
El pozo BA353
La información general disponible en el informe PVT de este pozo es
escasa e insuficiente para llevar a cabo la validación y caracterización del
fluido
5.4. PVT representativo
Validaron 3 análisis PVT de los 6 existentes correspondientes a los pozos
BA372, BA376 y BA387, obteniéndose en el proceso de validación de los PVT los
resultados que se muestran en la tabla 5.12.
Tabla 51. Resumen de los resultados obtenidos en la validación de los PVT’s
BA-372 BA-376 BA-387 BA-371 BA-385 BA-353Prueba de Densidad
Prueba de la Función Y S S S X
Prueba de Balance de Materiales S S X
Prueba de Desigualdad
PVT Validado S S S X X X
: Prueba validada X: Prueba no validada : No presenta suficiente información
Con el fin de comparar las propiedades de los tres pozos validados para
determinar si se trataban de tres fluidos diferentes y para describir la variación
areal y/o vertical si la hubiese, se graficaron los valores de RGP y Bo a la presión
de burbujeo (Pb), para cada uno de los pozos, y puede observarse que hay cierta
variación entre ellos.
Sin embargo, al graficar las propiedades más importantes en función de la
profundidad se aprecia que existe una clara correlación lineal entre las
propiedades y la profundidad del PVT; Este hecho, aunado a la relativa cercanía
(distancia aproximada de 1200 m) y ausencia de fallas entre los pozos, es un
indicativo de que las tres muestras corresponden a un mismo fluido y que la
variación de las propiedades ocurre principalmente por la diferencia de
profundidades a las cuales fueron tomadas las muestras, como se puede observar
en las figuras 85,86,87 y 88.
Figura 85. Comportamiento de la RGP para los tres PVT validados
Figura 86. Comportamiento de Pb y Bo para los tres PVT validados
Figura 87. Variación de la gravedad API con profundidad para los tres PVT validados
Figura 88. Variación de Bo con profundidad para los tres PVT validados
Una vez que se ha comprobado que los tres PVT´s corresponden a un mismo
fluido se selecciona el PVT representativo a ser utilizado en la simulación del
yacimiento, las variaciones entre las tres muestras se deben solo a su diferencia
de profundidad, por lo que se tomará como PVT representativo del yacimiento el
correspondiente al pozo BA376 ya que este coincide con la profundidad datum del
yacimiento (5500’).
5.5. Validación de la presión de burbuja a partir de la data de producción
Mediante el análisis de producción puede estimarse la presión de burbuja (Pb) y la relación de
solubilidad del gas (Rs), realizando un gráfico de presión en función de producción acumulada
(Np), el punto en el cual ocurre un cambio evidente en la pendiente de la curva corresponde a la
presión de burbuja del crudo. Por otra parte, si se analiza un gráfico de relación gas – petróleo
(RGP) en función de producción acumulada se puede observar un comportamiento lineal y casi
constante de la RGP durante los primeros años de producción que se mantiene siempre que la
presión este por encima de la presión de burbuja; este valor de RGP corresponde a la Rs del
crudo.
A continuación en las figuras 89 y 90 se muestra el comportamiento de la presión
y RGP en función de la producción acumulada, en donde puede estimarse una
presión de burbuja aproximada de 2147 psia; y una Rs estimada de 312 pcn/bn.
Se puede observar que a pesar de que hay pocas mediciones en los primeros
años de producción, los valores de Pb y Rs son similares a los proporcionados por
los análisis PVT.
Figura 89. Presión vs Producción Acumulada del yacimiento Bachaquero 18 para la estimación de
la presión de burbuja
Figura 90. RGP vs Producción Acumulada del yacimiento Bachaquero 18 para la estimación
de Rs.
A continuación la tabla 5.13 se muestra la comparación de los valores Pb y Rs
obtenidos de la data de producción:
Tabla 52. Comparación de los valores de Pb y Rs obtenidos a partir de la data de
producción con los correspondientes al análisis PVT
Pb (psia) Rs (pcn/bn)
Análisis PVT 2158 251
Producción 2147 312
Diferencia (%) 0.56 19.03
5.6. Análisis de fisicoquímicos para el agua de formación e inyección
Se recolectaron 20 análisis físico-químicos del área de estudio y se validaron basándose en los
siguientes criterios:
1. La muestra debe tener la misma proporción de iones y cationes; es decir balanceada.
RGP vs NP del Yacimiento Bachaquero 18
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
0 50 100 150 200 250 300 350
NP (MMBN)
RG
P (P
CN
/BN
)
2. Entre fecha de toma de muestra y el análisis en laboratorio no se debe pasar de 10 días para
obtener resultados confiables.
A continuación en la tabla 53 se muestran los resultados obtenidos.
Tabla 53. Data de Fisicoquímicos recolectada y validada
5.6.1. Patrón del agua de formación
Para definir el patrón del agua de formación se requiere los análisis fisico-químicos disponibles
antes de la aplicación del proyecto de inyección, los cuales son validados en función de los
criterios anteriormente mencionados y en base a los parámetros característicos del agua presente
en el área.
Para el yacimiento BACH-18 no se dispone de análisis físico químicos
balanceados antes de la inyección, razón por la cual el patrón de agua de
formación, se basó en la data de los pozos BA1090, BA1289, BA357, BA376,
BA1362, los cuales se encuentra estructuralmente mas alejados del frente de
inyección para el año 2006 de tal manera que no se vieran influenciada por el
agua de inyección.
Se utilizó los gráficos de Stiff con el objeto de determinar el comportamiento del
agua de formación, estos gráficos son realizados a partir de los análisis
fisico-químicos del agua. A continuación se detalla la historia de los pozos
productores que cuentan con análisis físico-químico validado.
5.6.1.1. Pozo BA357
El pozo BA357 fue completado originalmente en el yacimiento BACH-18 como productor,
cañoneando el intervalo 5440’-5987’ selectivo, el mismo se ubica en la parcela A421. Para
19/09/1956 se recompleto como productor doble de los yacimientos BACH-18 (5440’-5987’)
N° de muestras Balanceadas Días entre toma y análisis ≤ 10
20 15 9
selectivo y LAGNA-04 (6085’-6110’). El 17/07/1973 se recompletó como productor sencillo en el
yacimiento BACH-18, colocando un tapón puente a 5720’. Cañoneo el intervalo 5485’-5510’ y
recañoneo el intervalo 5440’-5631’ selectivo. El 17/01/1975 se reparo arena de gas cementando
el intervalo 5440’-5631’selectivo y abrió adicionalmente el intervalo 5525’-5640’ selectivo. Para el
16/08/1978 se realizo limpieza y abrió adicionalmente el intervalo 5505’-5700’ selectivo,
recañoneo el intervalo 5525’-5640’ selectivo. El 06/12/1984 se recañoneo el intervalo
5440’-5640’ sel. (Unidad U7/U6/U5) completación que se mantiene actualmente a diciembre
2011.
A fin de obtener la huella del agua de formación se tomo muestra de agua en cabezal del pozo
BA357 el 01/12/2006, se realizo el análisis físico-químico y su correspondiente diagrama de stiff,
a continuación en la figura 91 se muestra los resultados obtenidos.
Help
ORIGEN DE LA MUESTRA: BA 357 FECHA DE TOMA:
LUGAR DE TOMA: FECHA ANALISIS:
OBSERVACIONES: ANALIZADO POR:
p.p.m. 6628.00 p.p.m. #### K mult.
CALCIO 339.30 CRUDO EN AGUA 0.00 Ca 0.790
MAGNESIO 8.50 SOLIDOS SUSPENDIDOS 0.00 Mg 1.338
SODIO 1709.20 SOLIDOS TOT. DISUELTOS 6628.00 Na 1.000
BICARBONATOS 2752.00 ALCALINIDAD TOTAL 2255.00 HCO3 0.270
CARBONATOS 0.00 DUREZA CARBONATICA 0.00 CO3 0.633
SULFATOS 600.00 DUREZA NO CARBONATICA 0.00 SO4 0.537
CLORUROS 1219.00 DUREZA TOTAL 881.50 Cl 1.000
SULFURO 0.00 TEMP. LABORATORIO ºF 76.00 Fe 1.000
HIDROXIDOS 0.00 RESISTIVIDAD Ohm-m 1.207 K 0.933
HIERRO TOTAL 0.00 INDICE DE LANGELIER 0.00
SILICE 1875.00 pH @ TEMP. LABORATORIO 8.30
POTASIO 0.00 TURBIDEZ (U.N.T.) 0.00 Factor de EscalaNa 10 Cl
4272.45 ppm Equivalente de NaCl TEMP. Tr 155 Ca 10 HCO3
Rw @ 75 ºF 1.256 Mg 10 SO4
CLASIFICACION SULIN METEORICA Rw @ Tr ºF 0.635 Fe 1 CO3
BALANCE IONICO 0.02 meq/lt TOLERANCIA 0.10 BALANCEADA
-7.432 10 Na
-1.693 20 Ca
-0.07 30 Mg
0 91.95 40 Fe
0 40 CO3
1.2492 30 SO4
4.5105 20 HCO3
3.4376 10 Cl
91.97
Balance -0.02
01-Dic-06
TIA JUANA
14-Dic-06
10
20
30
40
- 20 - 15 - 10 - 5 0 5 10 15 20
DIAGRAMA DE STIFF
Cl
Fe
Mg
Ca HCO3
CO3
SO4
Na
15 1520 2010 105 5 0
CARACTERIZACION DEL AGUA DE FORMACION A PARTIRDE ANALISIS FISICO-QUIMICOS DE LABORATORIO
DISEÑADO POR LEONARDO BRICEÑO /07/2001
PDVSA
Figura 91. Diagrama de stiff de la muestra tomada al pozo BA357
5.6.1.2. Pozo BA376
El pozo BA 0376 fue completado el 14/10/1956 como productor sencillo en el yacimiento BACH-
18, cañoneándose el intervalo 5678’ – 6185’ selectivo. Se encuentra ubicado estructuralmente
al Noreste del yacimiento, en la parcela A422. El Work Over mas reciente se realizo el
24/06/1978 a fin de reparar arena de agua, cementando el intervalo 5972’ – 6025’ y recañoneo
los intervalos 5678’ – 5690’, 5820’ – 5840’ y 5900’ – 5910’ y abrió adicionalmente
los intervalos 5670’ – 5678’ y 5800’ – 5810’, (Unidad U7/U6/U5)
El 05 /12/2006 se tomo muestra de agua en cabezal del pozo BA376, para realizar el análisis
físico-químico a fin de obtener la huella del agua de formación, a continuación en la figura 92 se
puede observar los resultados obtenidos.
Help
ORIGEN DE LAMUESTRA:
BA 376 FECHA DE TOMA:
LUGAR DE TOMA: FECHA ANALISIS:
OBSERVACIONES:ANALIZADO POR:
p.p.m. 5855.80 p.p.m. #### K mult.
CALCIO 77.20 CRUDO EN AGUA 0.00 Ca 0.799
MAGNESIO 13.60 SOLIDOS SUSPENDIDOS 0.00 Mg 1.359
SODIO 1773.50 SOLIDOS TOT. DISUELTOS 5855.80 Na 1.000
BICARBONATOS 2227.00 ALCALINIDAD TOTAL 1825.00 HCO3 0.273
CARBONATOS 0.00 DUREZA CARBONATICA 0.00 CO3 0.653
SULFATOS 562.50 DUREZA NO CARBONATICA 0.00 SO4 0.546
CLORUROS 1202.00 DUREZA TOTAL 248.50 Cl 1.000
SULFURO 0.00 TEMP. LABORATORIO ºF 74.00 Fe 1.000
HIDROXIDOS 0.00 RESISTIVIDAD Ohm-m 1.366 K 0.935
HIERRO TOTAL 0.00 INDICE DE LANGELIER 0.00
SILICE 0.00 pH @ TEMP. LABORATORIO 8.10
POTASIO 0.00 TURBIDEZ (U.N.T.) 0.00 Factor de Escala
Na 10 Cl
3971.46ppm Equivalente deNaCl
TEMP. Tr 155 Ca 10 HCO3
Rw @ 75 ºF 1.346 Mg 10 SO4
CLASIFICACION SULINMETEORICA Rw @ Tr ºF 0.680 Fe 1 CO3
BALANCE IONICO0.03 meq/lt TOLERANCIA 0.10 BALANCEADA
-7.711 10 Na
-0.385 20 Ca
-0.112 30 Mg
0 82.08 40 Fe
0 40 CO3
1.1711 30 SO4
3.6501 20 HCO3
3.3896 10 Cl
82.11
Balance -0.03
05-Dic-06
TIA JUANA
15-Dic-06
10
20
30
40
-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20
DIAGRAMA DE STIFF
Cl
Fe
Mg
Ca HCO3
CO3
SO4
Na
15 1520 2010 1055 0
CARACTERIZACION DEL AGUA DE FORMACION A PARTIR
DE ANALISIS FISICO -QUIMICOS DE LABORATORIODISEÑADO POR LEONARDO BRICEÑO / 07/ 2001
PDVSA
Figura 92. Diagrama de stiff de la muestra tomada al pozo BA376
5.6.1.3. Pozo BA1090
El pozo BA 1090 fue completado como pozo productor sencillo en el yacimiento BACH-18 el
25/06/1970, cañoneado el intervalo 5698’ – 5838’. Para el 26/03/1996, se decidió recompletar
sencillo direccional en el yacimiento B-3-X, cañoneado el intervalo 6695’ – 6710’. Debido a la
poca producción de petróleo en el yacimiento B-3-X se recompletó el pozo en el yacimiento
BACH-18. Se bajó tapón y se asentó a 5820’ (aislando el intervalo 6695’ – 6710’), se cañoneo
los intervalos 5678’ – 5693’, 5745’ – 5760’ y 5780’ – 5790’ (Unidad U4)
El 01/12/2006 se tomo muestra de agua en cabezal del pozo, para realizar el análisis físico-
químico obteniendo el siguiente resultado, tal como se muestra en la figura 93.
Figura 93. Diagrama de stiff de la muestra tomada al pozo BA1090
5.6.1.4. Pozo BA1289
El 16/04/1974 se completo el pozo BA 1289 0 como pozo productor por gas lift en el Yacimiento
BACH-18 cañoneándose el intervalo 5720’-6030’ selectivo. El 15/06/1979 se reparó por alta
producción de agua, aisló el intérvalo 5985’-6030’ selectivo, colocando tapón puente de hierro a
5950’. Para 13/02/1994 se recañoneó el intervalo 5985’-5990’ y se adiciono el intervalo 6177’-
6187’ (Unidad I/U7/U6/U4)
El 01 /12/2006 se tomo muestra de agua, para realizar el análisis físico-químico a fin de obtener
la huella del agua de formación. En la figura 94 se puede observar los resultados obtenidos.
Help
ORIGEN DE LA MUESTRA: BA 1090 FECHA DE TOMA:
LUGAR DE TOMA: FECHA ANALISIS:
OBSERVACIONES: ANALIZADO POR:
p.p.m. 6019.50 p.p.m. #### K mult.
CALCIO 42.10 CRUDO EN AGUA 0.00 Ca 0.797
MAGNESIO 0.90 SOLIDOS SUSPENDIDOS 0.00 Mg 1.354
SODIO 1900.50 SOLIDOS TOT. DISUELTOS 6019.40 Na 1.000
BICARBONATOS 2550.00 ALCALINIDAD TOTAL 2090.00 HCO3 0.272
CARBONATOS 0.00 DUREZA CARBONATICA 0.00 CO3 0.649
SULFATOS 0.00 DUREZA NO CARBONATICA 0.00 SO4 0.544
CLORUROS 1526.00 DUREZA TOTAL 108.50 Cl 1.000
SULFURO 0.00 TEMP. LABORATORIO ºF 80.00 Fe 1.000
HIDROXIDOS 0.00 RESISTIVIDAD Ohm-m 1.329 K 0.934
HIERRO TOTAL 0.50 INDICE DE LANGELIER 0.00
SILICE 0.00 pH @ TEMP. LABORATORIO 8.30
POTASIO 0.00 TURBIDEZ (U.N.T.) 0.00 Factor de EscalaNa 10 Cl
4156.09 ppm Equivalente de NaCl TEMP. Tr 155 Ca 10 HCO3
Rw @ 75 ºF 1.289 Mg 10 SO4
CLASIFICACION SULIN METEORICA Rw @ Tr ºF 0.652 Fe 1 CO3
BALANCE IONICO 0.02 meq/lt TOLERANCIA 0.10 BALANCEADA
-8.263 10 Na
-0.21 20 Ca
-0.007 30 Mg
-0.002 84.81 40 Fe
0 40 CO3
0 30 SO4
4.1795 20 HCO3
4.3033 10 Cl
84.83
Balance -0.02
01-Dic-06
TIA JUANA
09-Dic-06
10
20
30
40
- 20 - 15 - 10 - 5 0 5 10 15 20
DIAGRAMA DE STIFF
Cl
Fe
Mg
Ca HCO3
CO3
SO4
Na
15 1520 2010 105 5 0
CARACTERIZACION DEL AGUA DE FORMACION A PARTIRDE ANALISIS FISICO-QUIMICOS DE LABORATORIO
DISEÑADO POR LEONARDO BRICEÑO /07/2001
PDVSA
Help
ORIGEN DE LA MUESTRA: BA1289 FECHA DE TOMA:
LUGAR DE TOMA: FECHA ANALISIS:
OBSERVACIONES: ANALIZADO POR:
p.p.m. 5415.60 p.p.m. #### K mult.
CALCIO 106.60 CRUDO EN AGUA 0.00 Ca 0.805
MAGNESIO 0.90 SOLIDOS SUSPENDIDOS 0.00 Mg 1.372
SODIO 1704.10 SOLIDOS TOT. DISUELTOS 5415.50 Na 1.000
BICARBONATOS 1780.00 ALCALINIDAD TOTAL 1459.00 HCO3 0.275
CARBONATOS 0.00 DUREZA CARBONATICA 0.00 CO3 0.666
SULFATOS 150.00 DUREZA NO CARBONATICA 0.00 SO4 0.552
CLORUROS 1674.00 DUREZA TOTAL 269.50 Cl 1.000
SULFURO 0.00 TEMP. LABORATORIO ºF 73.00 Fe 1.000
HIDROXIDOS 0.00 RESISTIVIDAD Ohm-m 1.477 K 0.936
HIERRO TOTAL 1.50 INDICE DE LANGELIER 0.00
SILICE 0.00 pH @ TEMP. LABORATORIO 8.10
POTASIO 0.00 TURBIDEZ (U.N.T.) 0.00 Factor de EscalaNa 10 Cl
4038.08 ppm Equivalente de NaCl TEMP. Tr 155 Ca 10 HCO3
Rw @ 75 ºF 1.325 Mg 10 SO4
CLASIFICACION SULIN METEORICA Rw @ Tr ºF 0.670 Fe 1 CO3
BALANCE IONICO 0.01 meq/lt TOLERANCIA 0.10 BALANCEADA
-7.409 10 Na
-0.532 20 Ca
-0.007 30 Mg
-0.005 79.49 40 Fe
0 40 CO3
0.3123 30 SO4
2.9174 20 HCO3
4.7207 10 Cl
79.5
Balance -0.01
01-Dic-06
TIA JUANA
10-Dic-06
10
20
30
40
- 20 - 15 - 10 - 5 0 5 10 15 20
DIAGRAMA DE STIFF
Cl
Fe
Mg
Ca HCO3
CO3
SO4
Na
15 1520 2010 105 5 0
CARACTERIZACION DEL AGUA DE FORMACION A PARTIRDE ANALISIS FISICO-QUIMICOS DE LABORATORIO
DISEÑADO POR LEONARDO BRICEÑO /07/2001
PDVSA
Figura 94. Diagrama de stiff de la muestra tomada al pozo BA1289
5.6.1.5. Pozo BA1362
El pozo BA1362 fue completado originalmente en el yacimiento BACH-18 el 31/12/1975, en el
intervalo 5930’-6065’selectivo. Debido a la alta producción de agua el 28/06/1986 se cemento
todo el intervalo abierto y recañoneo el intervalo 5930’-5972’selectivo, y se abrió adicionalmente
el intervalo 5910’-5950’ selectivo. Para el 14/11/1989 se abrió adicionalmente el intervalo 5892’-
5897’. El trabajo de Work Over mas reciente se realizo el 24/09/2003 se realizo limpieza hasta
5980’ tope del cemento, bajo y fijo retenedor de cemento a 5960’ para aislar con cemento el
intervalo 5967’-5972’ y recañoneo los intervalos: 5930’-5950’, 5892’-5925’ selectivo,
adicionalmente se realizoo un forzamiento de alta conductividad “STIMPAC” en el intervalo
abierto.
El 01 /12/2006 se tomo muestra de agua, para realizar el análisis físico-químico a fin de obtener
la huella del agua de formación, tales resultados se muestran en la figura 95.
Help
ORIGEN DE LA MUESTRA: BA1362 FECHA DE TOMA:
LUGAR DE TOMA: FECHA ANALISIS:
OBSERVACIONES: ANALIZADO POR:
p.p.m. 5938.70 p.p.m. #### K mult.
CALCIO 25.30 CRUDO EN AGUA 0.00 Ca 0.798
MAGNESIO 33.20 SOLIDOS SUSPENDIDOS 0.00 Mg 1.356
SODIO 1880.20 SOLIDOS TOT. DISUELTOS 5938.70 Na 1.000
BICARBONATOS 1914.00 ALCALINIDAD TOTAL 1568.00 HCO3 0.273
CARBONATOS 0.00 DUREZA CARBONATICA 0.00 CO3 0.651
SULFATOS 600.00 DUREZA NO CARBONATICA 0.00 SO4 0.545
CLORUROS 1486.00 DUREZA TOTAL 199.50 Cl 1.000
SULFURO 0.00 TEMP. LABORATORIO ºF 73.00 Fe 1.000
HIDROXIDOS 0.00 RESISTIVIDAD Ohm-m 1.347 K 0.935
HIERRO TOTAL 0.00 INDICE DE LANGELIER 0.00
SILICE 390.00 pH @ TEMP. LABORATORIO 8.20
POTASIO 0.00 TURBIDEZ (U.N.T.) 0.00 Factor de EscalaNa 10 Cl
4280.83 ppm Equivalente de NaCl TEMP. Tr 155 Ca 10 HCO3
Rw @ 75 ºF 1.254 Mg 10 SO4
CLASIFICACION SULIN METEORICA Rw @ Tr ºF 0.634 Fe 1 CO3
BALANCE IONICO 0.03 meq/lt TOLERANCIA 0.10 BALANCEADA
-8.175 10 Na
-0.126 20 Ca
-0.273 30 Mg
0 85.74 40 Fe
0 40 CO3
1.2492 30 SO4
3.137 20 HCO3
4.1905 10 Cl
85.77
Balance -0.03
01-Dic-06
TIA JUANA
08-Dic-06
10
20
30
40
- 20 - 15 - 10 - 5 0 5 10 15 20
DIAGRAMA DE STIFF
Cl
Fe
Mg
Ca HCO3
CO3
SO4
Na
15 1520 2010 105 5 0
CARACTERIZACION DEL AGUA DE FORMACION A PARTIRDE ANALISIS FISICO-QUIMICOS DE LABORATORIO
DISEÑADO POR LEONARDO BRICEÑO /07/2001
PDVSA
Figura 95. Diagrama de stiff de la muestra tomada al pozo BA1362
Una vez analizado y validados los diagramas de stiff disponible, se dispone de 5 muestras
representativas para definir el patrón de agua, las cuales permitieron obtener el siguiente patrón y
concentraciones promedios para el yacimiento para las unidades U7/U6/U5, U4 y U7/U6/U5/U4 el
cual se muestra desde la figura 96 a figura 98.
Figura 96. Patrón del agua de Formación. BACH-18 U7/U6/U5
Figura 97. Patrón del agua de Formación. BACH-18 U4
UNIDAD U 4
Sales Catión ppm Anión ppm
NaCl Na+ 1900,50 Cl- 1526,00
Ca(HCO3)2 Ca++ 42,10 HCO3- 2550,00
MgSO4 Mg++ 0,90 SO4= 0,00
FeCO3 Fe++ 0,50 CO3= 0,0
UNIDAD U7/U6/U5
Sales Catión ppm Anión ppm
NaCl Na+ 1741,35 Cl- 1210,50
Ca(HCO3)2 Ca++ 208,25 HCO3- 2489,50
MgSO4 Mg++ 11,05 SO4= 581,25
FeCO3 Fe++ 0,00 CO3= 0
Figura 98. Patrón del agua de Formación. BACH-18 U7/U6/U5/U4
5.6.2. Patrón del agua de Inyección
Con el fin de caracterizar el agua de inyección se realizaron análisis físico-químico
al agua de la planta de inyección PIA BA1340 (Entrada y Salida), así como
también a los pozos inyectores BA1327, BA-882. La historia de los pozos
inyectores que cuentan con análisis físico-químico validado se detalla a
continuación.
5.6.2.1. Pozo inyector BA1327
El pozo BA 1327 0 fue completado originalmente como productor en el yacimiento BACH-18 el
22/06/1975, cañoneándose el intervalo 6130’-6233’selectivo. Para el 21/01/1976 se aisló con
Sales Catión ppm Anión ppm
NaCl Na+ 1793,50 Cl- 1421,40
Ca(HCO3)2 Ca++ 118,10 HCO3- 2244,60
MgSO4 Mg++ 11,42 SO4= 0,00
FeCO3 Fe++ 0,40 CO3= 0
UNIDAD U7/U6/U5/U4
tapón de cemento puesto a 6155’ en el intervalo 6190’-6233’sel, y abrió adicionalmente
los intervalos 6128’-6135’; 6103’-6108’; 6085’-6090’. El 24/09/1982 se cemento el intervalo
6085’-6135’ selectivo; se abrió adicionalmente el intervalo 6112’-6117’ y recañoneó el intervalo
6085’-6108’ selectivo. Para 16/06/1986 abrió adicionalmente los intervalos 6128’-6133’ y
6175’-6190’; realizó Forzamiento Arena Petróleo al intervalo abierto. El 07/05/1989 recañoneó el
intervalo 6085’-6190’ selectivo. El 04/09/1989 fue clasificado HW. Debido a que el pozo
presentó alto corte de agua, se decidió convertir el pozo en un inyector de agua, y completó el
04/10/1989 como inyector de agua en intervalo (6085’-6410’) selectivo (Unidad U5/U6/U7).
Desde junio del 2008 se encuentra cerrado (CW) por paro de la PIA BA1340, debido a daños en
el motor principal.
A fin de obtener la huella del agua de inyección a nivel del pozo BA1327 se tomo muestra de
agua en cabezal del pozo el 13/05/2007, se realizo el análisis físico-químico y su
correspondiente diagrama de stiff, tal como se puede observar en la figura 99.
Help
ORIGEN DE LA MUESTRA: BA 1327 FECHA DE TOMA:
LUGAR DE TOMA: FECHA ANALISIS:
OBSERVACIONES: ANALIZADO POR:
p.p.m. 3342,10 p.p.m. 3,5240 K mult.
CALCIO 10,00 CRUDO EN AGUA 0,00 Ca 0,860
MAGNESIO 12,90 SOLIDOS SUSPENDIDOS 0,00 Mg 1,449
SODIO 1269,70 SOLIDOS TOT. DISUELTOS 3342,00 Na 1,000
BICARBONATOS 63,00 ALCALINIDAD TOTAL 52,00 HCO3 0,287
CARBONATOS 0,00 DUREZA CARBONATICA 0,00 CO3 0,749
SULFATOS 37,50 DUREZA NO CARBONATICA 0,00 SO4 0,587
CLORUROS 1949,00 DUREZA TOTAL 78,00 Cl 1,000
SULFURO 0,00 TEMP. LABORATORIO ºF 78,00 Fe 1,000
HIDROXIDOS 0,00 RESISTIVIDAD Ohm-m 2,394 K 0,946
HIERRO TOTAL 0,50 INDICE DE LANGELIER 0,00
SILICE 0,00 pH @ TEMP. LABORATORIO 7,80
POTASIO 0,00 TURBIDEZ (U.N.T.) 0,00 Factor de EscalaNa 10 Cl
3286,1 ppm Equivalente de NaCl TEMP. Tr 155 Ca 10 HCO3
Rw @ 75 ºF 1,610 Mg 10 SO4
CLASIFICACION SULIN METEORICA Rw @ Tr ºF 0,814 Fe 1 CO3
BALANCE IONICO 0,01 meq/lt TOLERANCIA 0,10 BALANCEADA
-5,5207 10 Na
-0,0499 20 Ca
-0,1061 30 Mg
-0,0018 56,77 40 Fe
0 40 CO3
0,0781 30 SO4
0,1033 20 HCO3
5,4962 10 Cl
56,78
Balance -0,01
13-May-07
TIA JUANA
14-May-07
DIAGRAMA DE STIFF10
20
30
40
-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20
Cl
Fe
Mg
Ca HCO3
CO3
SO4
Na
15 1520 2010 10 5 5 0
CARACTERIZACION DEL AGUA DE FORMACION A PARTIR
DE ANALISIS FISICO-QUIMICOS DE LABORATORIODISEÑADO POR LEONARDO BRICEÑO /07/2001
PDVSA
Figura 99. Diagrama de stiff de la muestra tomada al pozo BA1327
5.6.2.2. Pozo inyector BA1882
Fue completado originalmente en el yacimiento BACH-18 como inyector de agua, cañoneándose
el intervalo 6454’-6637’ selectivo (Unidad U6/U7). Desde junio del 2008 se encuentra cerrado
(CW) por paro de la PIA BA1340, debido a daños en el motor principal.
Se tomo muestra de agua en cabezal del pozo el 13/05/2007, se realizo el análisis físico-
químico y su correspondiente diagrama de stiff, como se puede observar en la figura 100.
Figura 100. Diagrama de stiff de la muestra tomada al pozo BA1882
5.6.2.3. PIA BA1340
El proyecto de inyección de agua para el yacimiento se realiza por medio de la plata de inyección
de agua PIA BA1340, la cual inyecta agua del lago tratada con bactericida, secuestraste
de oxigeno, entre otros.
A fin de caracterizar el patrón del agua de inyección se tomo muestra de agua a la entrada y
salida de la planta el 13/05/2007, se realizo el análisis físico-químico y sus correspondientes
diagramas de stiff´s, tal como se puede observar en la figura 101.
Help
ORIGEN DE LA MUESTRA: BA 1327 FECHA DE TOMA:
LUGAR DE TOMA: FECHA ANALISIS:
OBSERVACIONES: ANALIZADO POR:
p.p.m. 3342.10 p.p.m. #### K mult.
CALCIO 10.00 CRUDO EN AGUA 0.00 Ca 0.860
MAGNESIO 12.90 SOLIDOS SUSPENDIDOS 0.00 Mg 1.449
SODIO 1269.70 SOLIDOS TOT. DISUELTOS 3342.00 Na 1.000
BICARBONATOS 63.00 ALCALINIDAD TOTAL 52.00 HCO3 0.287
CARBONATOS 0.00 DUREZA CARBONATICA 0.00 CO3 0.749
SULFATOS 37.50 DUREZA NO CARBONATICA 0.00 SO4 0.587
CLORUROS 1949.00 DUREZA TOTAL 78.00 Cl 1.000
SULFURO 0.00 TEMP. LABORATORIO ºF 78.00 Fe 1.000
HIDROXIDOS 0.00 RESISTIVIDAD Ohm-m 2.394 K 0.946
HIERRO TOTAL 0.50 INDICE DE LANGELIER 0.00
SILICE 0.00 pH @ TEMP. LABORATORIO 7.80
POTASIO 0.00 TURBIDEZ (U.N.T.) 0.00 Factor de EscalaNa 10 Cl
3286.1 ppm Equivalente de NaCl TEMP. Tr 155 Ca 10 HCO3
Rw @ 75 ºF 1.610 Mg 10 SO4
CLASIFICACION SULIN METEORICA Rw @ Tr ºF 0.814 Fe 1 CO3
BALANCE IONICO 0.01 meq/lt TOLERANCIA 0.10 BALANCEADA
-5.521 10 Na
-0.05 20 Ca
-0.106 30 Mg
-0.002 56.77 40 Fe
0 40 CO3
0.0781 30 SO4
0.1033 20 HCO3
5.4962 10 Cl
56.78
Balance -0.01
13-May-07
TIA JUANA
14-May-07
10
20
30
40
- 20 - 15 - 10 - 5 0 5 10 15 20
DIAGRAMA DE STIFF
Cl
Fe
Mg
Ca HCO3
CO3
SO4
Na
15 1520 2010 105 5 0
CARACTERIZACION DEL AGUA DE FORMACION A PARTIRDE ANALISIS FISICO-QUIMICOS DE LABORATORIO
DISEÑADO POR LEONARDO BRICEÑO /07/2001
PDVSA