CAMPO LA CONCEPCIÓN

Integrantes:

Jonathan Zhunio

Jonathan Silva

Lizbeth Vazquez

Dayanis Villafañe

Universidad Central de VenezuelaFacultad de Ingeniería

Escuela de PetróleoGeología Petrolera II

1Caracas, 26 de febrero de 2013

• Ubicación del Campo• Reseña Histórica• Yacimientos No Convencionales en el Campo• Estructura y Estratigrafía grupo Cogollo (Cretácico)• Relación Reserva-Producción• Historial de Producción• Proyecto de Revitalización del Campo (Gp Cogollo) • Líneas de Flujo, Áreas de Drenaje de los Yac Cretacicos• Factor de recobro (2005)• Tecnología Aplicada• Problemas sin Resolver y Trabajos Futuros

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Está ubicado a unos 23Km alsuroeste de la ciudad deMaracaibo, con un áreaaproximada de 214Km2 y a 18Km al este y en paralelo a laalineación La Paz-Mara-ElMoján.

http://www.pdv.com/lexico/camposp/cp015.htm3

Reseña históricaLa producción inicial se obtuvo de arenas del Paleoceno y Eoceno (36.7°API)

sin diferenciar el yacimiento abierto. La mayor parte del crudo eoceno oscilaentre 27 y 38° API con un porcentaje de agua de 5.5% y 6.3%. A partir de1948 se inició la producción cretácica, con alta gravedad de petróleo liviano.

En El Socorro las arenas inferiores Ramillete y Punta Gorda se presentaronmojadas. Las Arenas Superiores produjeron petróleo y gas. Gas libre fuedescubierto por los pozos C-217 y C-219.

Hasta la actualidad, con el uso de la simulación Monte-Carlo y algunaspropiedades petrofísicas calculadas, se puede decir que, el reservorio deorigen cretácico ha producido 97MMBN de un POES de 440MMBN de crudoliviano (entre 35°-37° API), siendo la actual producción, según la empresaoperador de 12300 BD, obteniéndose un Factor de Recobro del 22%

http://www.petroleoamerica.com/2011/03/campo-la-concepcion.html 4

• Se evidenció presencia de hidrocarburos en 1924 cuando laVenezuelan Oil Concessions (Shell) perforó el pozo C-1.

• Entre los años 1952-1963 la tasa de producción mantuvo unpromedio de 7000BN/día.

• La tasa fue decayendo paulatinamente a valores próximos alos 2000BN/Día hasta el año 1997.

• A partir de 1997, se inició una reinterpretación sísmica 2D quepermitió una revaluación de los datos para comenzar unacampaña de perforación de rentradas de 6 pozos existentes.

Reseña histórica

http://www.petroleoamerica.com/2011/03/campo-la-concepcion.html 5

• Para el año 2000, se tomaron y generaron datos de símica 3Dde 376Km2 , lo que permitió la ubicación eficaz de 8 nuevospozos

• En el año 2003, se usó la tecnología “4D sandbox analogmodelling” para el desarrollo del modelo geológico

• Posteriormente, se realizó un proyecto de revitalización del campo, el cual, se desarrolló en las siguientes Campañas:

1. 6 pozos de reingreso perforados

2. 12 pozos nuevos perforados

3. 9 pozos nuevos perforados hasta enero del 2005

Reseña histórica

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EstratigrafíaSección esquemática del campo La Concepción. Columna estratigráfica generalizada del campo

La Concepción.

Fuente: Paper SPE 97384, Techonologies and Explotation Strategies Applied to the Development of a naturally. Fractured Carbonate Reservoir: The Cretaceous Cogollo Group in La Concepción Field, Maracaibo Basin, Venezuela. Petrobras Energia Venezuela. Fig.4, Pág.12

Fuente: Yacimientos no Convencionales en el Campo La Concepción, Cuenca de Maracaibo. Fig.2, Pág..3

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Fuente: Paper SPE 97384, Techonologies and Explotation Strategies Applied to the Development of a naturally. Fractured Carbonate Reservoir: The Cretaceous Cogollo Group in La Concepción Field, Maracaibo Basin, Venezuela. Petrobras Energia Venezuela. Fig.3,Pág.12.

EstructuraMapa estructural de subsuelo al tope del Grupo Cogollo y secciones transversales de las estructuras.

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Orientación de las fallas y dirección de los esfuerzos

Fuente: Paper SPE 97384, Techonologies and Explotation Strategies Applied to the Development of a naturally. Fractured Carbonate Reservoir: The Cretaceous Cogollo Group in La Concepción Field, Maracaibo Basin, Venezuela. Petrobras Energia Venezuela. Fig.5, Pág.12

Compilación de la data obtenida a través de análisis de núcleos y registro de sonido.

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YNC del Campo La Concepción

1. Gas somero de sedimentos poco consolidados (Mioceno- Eoceno Superior)

2. Gas de arenas compactas de la Fm. Misoa (tight gas sands)

3. Gas y/o petróleo en la secuencia silico-carbonática fracturada de la Fm. Guasare

4. Gas de las lutitas orgánicas de la Fm. La Luna (source rock gas)

5. Gas y/o petróleo de los carbonatos compactos del Grupo Cogollo (tight HC carbonates)

6. Petróleo de los niveles dolomíticos de la Fm. Apón del Grupo Cogollo

7. Petróleo del basamento fracturado

PORRAS J, MACHADO V, CHININOS N. Yacimientos no convencionales en el campo concepción, Cuenca de Maracaibo, Empresa mixta Petrowayu (2006)10

RPR = 88 %

Fuente: Gonzalez de Juana, Pag 997, Cuenca de Lago Maracaibo, Principales áreas productoras.

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Factores que alteran la estimación del RPR

• Descubrimiento de nuevos yacimientos, aumento de la extensión y/ revisión de losactuales yacimientos, que aumenten las reservas de hidrocarburos y subsiguiente aello, agreguen valor al POES, GOES, COES, GCOES y GSOES. Reduce el RPR y aumentala vida productiva del campo.

• Aplicación de nuevas tecnologías que aumenten el petróleo movible (que mejoren elfactor de recobro). Aumenta el RPR y reduce la vida productiva del campo.

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MARCHAL D, GONZALEZ I, BENITO J, BALSEIRO P, Tachnologies and Exploration Strategies Applied to the Develpment of Naturally Fractured Carbonated Reservoir: The Cretaceous Cogollo in La Concepcion Field, Maracaibo Basin, Venezuela (2005)

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OBJETIVO GENERAL:

• Reconocer las características principales que impulsan la productividad y desempeño de los yacimientos del cretácico.

• Identificación original del principal origen de las fracturas, responsables de la productividad de los pozos, caracterizar su distribución.

OBJETIVOS ESPECIFICOS:

1. Delimitación de las estructuras y comprensión de su cinemática2. Caracterizar el sistema productivo permeable3. Describir y cuantificar el sistema de almacenamiento

Se desarrollo en 3 campañas….

Con el fin de mejorar la comprensión de la heterogeneidad y de la comunicación hidráulica lateral en el yacimiento.

MARCHAL D, GONZALEZ I, BENITO J, BALSEIRO P, Tachnologies and Exploration Strategies Applied to the Develpment of Naturally Fractured Carbonated Reservoir: The Cretaceous Cogollo in La Concepcion Field, Maracaibo Basin, Venezuela (2005)

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El sistema productivo permeable, consta deredes de fracturas asociadas a fallas, por loque se decidió centrar los nuevos pozos en lasfallas.

Sísmica 3D: con el objetivo localizar las redesde fracturas asociadas a las zonas de fallas yoptimizar la ubicación de los pozos.

Limitaciones

Las Megafracturas caían por debajo de laresolución sísmica.

Esquema de Simulación numérica de la líneas de flujo en campo, tendencia de desplazamiento hacia la falla principal.

MARCHAL D, GONZALEZ I, BENITO J, BALSEIRO P, Tachnologies and Exploration Strategies Applied to the Develpment of Naturally Fractured Carbonated Reservoir: The Cretaceous Cogollo in La Concepcion Field, Maracaibo Basin, Venezuela (2005)

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Tipo A: mayor radio de drenaje, mayor producción en las zonas de fallas que producencomplejas redes de fracturas bien comunicadas, Tipo B: flujo radial corto, zona dañadavinculada al proceso de fallamiento, zonas adyacentes a la falla o punta de fallas. Tipo C:deficiente flujo radial por la mala conectividad de las redes de fracturas, Tipo D: pozos secos

MARCHAL D, GONZALEZ I, BENITO J, BALSEIRO P, Tachnologies and Exploration Strategies Applied to the Develpment of Naturally Fractured Carbonated Reservoir: The Cretaceous Cogollo in La Concepcion Field, Maracaibo Basin, Venezuela (2005)

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Características del yacimiento, Proyecto de Revitalización 2000-2005

MARCHAL D, GONZALEZ I, BENITO J, BALSEIRO P, Tachnologies and Exploration Strategies Applied to the Develpment of Naturally Fractured Carbonated Reservoir: The Cretaceous Cogollo in La Concepcion Field, Maracaibo Basin, Venezuela (2005)

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Año Np Factor de Recobro

2005 92 MMBN 21%

2006 97 MMBN 22%

2013 132 MMBN 30%

Suponiendo en el caso ideal que:

• Desde el 2004 hasta la actualidad (2013) el campo ha estado produciendo un Np anual alrededor de los 5MMBN.

• No se ha aumentado el valor del POES.

Aunque si se considera el caso real:

• El POES aumenta > 440 MMBN por descubrimiento, extensión y/o revisión, en base a estudios de YNC de otros niveles realizados en el 2005-2006

• El Np sigue la tendencia declinatoria o variable de 5, 4.9, 4.4 MMBN

El FR estimado para el 2013 es de 31% ± 2% Estando 30% en el intervalo19

- Perforación bajo balance.

- Método térmico de remoción de parafinas.

- Sistema de levantamiento artificial Gas Lift.

- Las bombas electro sumergibles.

http://www.petroleoamerica.com/2011/03/campo-la-concepcion.html 20

-Perforación de Dirección con respecto a frecuencia de fractura.

-Estudio sedimentológico y estratigráfico integrado.

-Desafíos en Operaciones de Perforación.

-Los sistemas de levantamiento artificial.

Problemas sin resolver y Trabajo Futuro

MARCHAL D, GONZALEZ I, BENITO J, BALSEIRO P, Tachnologies and Exploration Strategies Applied to the Develpment of Naturally Fractured Carbonated Reservoir: The Cretaceous Cogollo in La Concepcion Field, Maracaibo Basin, Venezuela (2005)

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• Considerando los yacimientos naturalmente fracturados de occidente y los yacimientos de crudos extrapesados de oriente, Venezuela es pionera del desarrollo de estos yacimientos y debería de tener la tecnología necesaria para la administración de estos yacimientos.

• Los YNC surgen como alternativa para satisfacer la creciente demanda de hidrocarburos, derivada de la declinación permanente y constante de los yacimientos convencionales.

• Han sido identificados siete tipo de yacimientos no convencionales, tanto de gas como de petróleo en el Campo de La Concepción

• El desarrollo de estos YNC ira paralelo de un precio sostenido y elevado de hidrocarburos, que los haga competitivos y rentables en el mercado energético.

• Producir de estos yacimientos implica un fuerte desarrollo y aplicación de tecnologías, soportado por los altos precios del crudo. Implica el descubrimiento de eventuales áreas prospectivas distintas y lejanas a las tradicionales, además de que agrega valor a la compañía mediante la incorporación de nuevas reservas.

PORRAS J, MACHADO V, CHININOS N. Yacimientos no convencionales en el campo concepción, Cuenca de Maracaibo, Empresa mixta Petrowayu (2006)22

1. PORRAS J, MACHADO V, CHININOS N. Yacimientos no convencionales en el campo concepción, Cuenca de Maracaibo, Empresa mixta Petrowayú (2006)

2. SALAS A. Trabajo d e Grado: Detección de zonas fracturadas integrando atributos sísmicos y registros de imagen – Campo la concepción UCV (2006)

3. GONZALEZ J. Geología de Venezuela y sus cuencas petrolíferas, caracas 1980

4. MARCHAL D, GONZALEZ I, BENITO J, BALSEIRO P, Tachnologies and Exploration Strategies Applied to the Develpment of Naturally Fractured Carbonated Reservoir: The Cretaceous Cogollo in La Concepcion Field, Maracaibo Basin, Venezuela (2005)

5. MEM. Dirección de Exploración y Producción de Hidrocarburos

6. Campo Concepcion www.petroleoamerica.com

7. PDVSA-INTEVEP, 1997 Campo La Concepción, Campos Petrolíferos de Venezuela http://www.pdv.com/lexico/camposp/cp015.htm

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25Daniel Andrés Salas Marquina, Trabajo d e Grado: Detección de zonas fracturadas integrando atributos sísmicos y registros de imagen –Campo la concepción (2006)