I

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL ESCUELA DE INGENIERÍA

PERFORACIÓN DE POZOS DE DESARROLLO PARA EL CAMPO PARAHUACU

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO EN PETRÓLEOS

ALFREDO MARTIN OBANDO MOROCHO

DIRECTOR: ING. VLADIMIR CERÓN G.

Quito, Noviembre 2007

II

DECLARACIÓN

Yo, Alfredo Martín Obando Morocho, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional y que he consultado las referencias bibliográficas que aquí se incluyen en este documento.

A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo,

a la Escuela Politécnica Nacional, según lo

establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.

Alfredo Martín Obando Morocho

III

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Alfredo Martín Obando Morocho, bajo mi supervisión.

Ing. Vladimir Cerón G. DIRECTOR DEL PROYECTO

IV

AGRADECIMIENTOS

A la Escuela Politécnica Nacional y de manera especial a la Facultad de Ingeniería en Petróleos. Al Ingeniero Vladimir Cerón, por haber dirigido adecuadamente el presente proyecto de titulación. A todos y cada uno de los Ingenieros del Departamento de Petróleos, por compartir e impartir sus valiosos conocimientos. A todo el personal de PETROPRODUCCIÓN, que conforman el departamento de Yacimientos y Archivo Técnico, por permitir que el presente trabajo se lleve a cabo. A los Ingenieros Jorge Erazo, Julio Orozco, Pierre Kummert, Nidia Caraguay, Lucia Coral, y de manera infinita y especial al Ingeniero Miguel Ángel Orozco Espinosa, por compartir su tiempo y conocimientos en la culminación de este proyecto.

V

DEDICATORIA A Dios por haberme dado la fuerza y salud para la culminación de este proyecto. A mi Madre por que es mi ejemplo de superación y de vida. A mi Padre por el apoyo. A mis Hermanos: Juan Pablo, Elizabeth, Lenin, Kenlly y Maytte por ser mi apoyo. A mi sobrina Kiara por alegrarme la vida. A mi Tío: Ing. Alejandro Obando por haberme apoyado incondicionalmente en la consecución de este sueño. A toda mi familia por el apoyo brindado. A los mosqueteros por ser hermanos en todo momento. A los amigos por el apoyo brindado.

Martin.

VI

AGRADECIMIENTOS

A Dios por haberme guiado por el camino del bien, por darme el valor y la fuerza para superar las dificultades. A mi mami Sonia por haber creído siempre en mi. A mi Hermano Juan Pablo por haberme apoyado en los momentos más difíciles. A mis abuelos Rafael Obando, Luz Montenegro, Hortensia Coello por ser ejemplo de honradez Tenacidad y esfuerzo. A mi tío Alejito por haberme apoyado cada vez que lo necesitaba. A mis familiares por los consejos, los cuales me ayudan a cumplir mis objetivos. A mis amigos Bernardo y Juanchi, por haber compartido su amistad y sueños. A los mosqueteros y seguidores por haber sido hermanos de vida

Martin.

VII

CONTENIDO RESUMEN………………………………………………………………………….......XIV PRESENTACIÓN……………………………………………………………………….XV CAPÍTULO 1 .......................................................................................................... 1 1

DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL CAMPO PARAHUACU ............. 1 1.1 1.2 1.3 1.3.1 1.3.2 1.4 1.4.1 1.4.2 1.4.3 1.4.4 1.4.5 1.5 1.5.1 1.5.2 1.5.3 1.5.4 1.6 1.6.1 1.6.2 1.6.3 1.6.4 1.6.5 1.6.6 1.7 1.8 1.8.1 1.8.2 1.8.3 1.8.4 1.8.5 1.9

UBICACIÓN GENERAL DEL CAMPO PARAHUACU ....................... 1 GEOLOGÍA DEL CAMPO ................................................................. 5 ESTRATIGRAFÍA .............................................................................. 7 FORMACIÓN BASAL TENA ............................................................. 7 FORMACIÓN NAPO ......................................................................... 7 LITOLOGÍA ..................................................................................... 10 FORMACIÓN BASAL TENA ........................................................... 10 FORMACIÓN “U” SUPERIOR ......................................................... 10 FORMACIÓN “U” INFERIOR .......................................................... 10 FORMACIÓN “T” ............................................................................. 10 FORMACIÓN “HOLLÍN” ............................................................. .....11 AMBIENTE SEDIMENTARIO .......................................................... 11 FORMACIÓN BASAL TENA .................................................. .........11 FORMACIÓN “U” ............................................................................ 11 FORMACIÓN “T” SUPERIOR ......................................................... 12 FORMACIÓN “T” INFERIOR ........................................................... 12 CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DE LOS OBJETIVOS ... 12 CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DEL TOPE DE BASAL TENA............................................................................................... 12 CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DEL TOPE DE “U” SUPERIOR ..................................................................................... 12 CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DEL TOPE DE “U” INFERIOR ....................................................................................... 13 CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DE LA BASE DE “U” INFERIOR ....................................................................................... 13 CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DE LA BASE DE LA ARENISCA “T” SUPERIOR ............................................................. 13 CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DE LA BASE DE LA ARENISCA “T” INFERIOR .............................................................. 14 DETERMINACIÓN DE TOPES Y BASES ....................................... 14 PETROFÍSICA ................................................................................ 15 POROSIDAD (Φ) ............................................................................ 15 PERMEABILIDAD (K) ..................................................................... 17 SATURACIÓN DE FLUIDOS .......................................................... 18 CONDUCTIVIDAD ELÉCTRICA DE ROCAS SATURADAS DE FLUIDOS ......................................................................................... 19 PETROFÍSICA DEL CAMPO PARAHUACU ................................... 20 REGISTROS ELÉCTRICOS ........................................................... 20

VIII

1.10 1.11 1.11.1 1.11.2 1.11.3 1.11.4 1.11.5 1.11.6 1.11.7 1.12 1.13 1.13.1 1.14

CARACTERISTICAS DE LOS CRUDOS ........................................ 26 PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS FLUIDOS ................................. 27 DENSIDAD DEL PETRÓLEO (ρO) .................................................. 28 PRESIÓN DE PUNTO DE BURBUJA (Pb) ...................................... 28 RELACIÓN GAS PETRÓLEO EN SOLUCIÓN (Rs) ........................ 28 FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO (Bo) ........................... 28 VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO (µo) ............................................... 28 VISCOSIDAD DEL AGUA (µw) ........................................................ 29 TENSIÓN INTERFACIAL ................................................................ 29 DETERMINACIÓN DEL CONTACTO AGUA PETRÓLEO.............. 31 PRESIONES ................................................................................... 32 HISTORIAL DE PRESIÓN .............................................................. 32 MECANISMOS DE PRODUCCIÓN ................................................ 34

CAPÍTULO 2 ........................................................................................................ 36 2

CÁLCULO DE RESERVAS ............................................................. 36 2.1 2.2 2.3 2.3.1 2.3.2 2.3.3 2.3.4 2.3.5 2.3.6 2.4 2.4.1 2.5 2.5.1 2.5.2

PETRÓLEO ORIGINAL INSITU (POES)......................................... 36 FACTOR DE RECOBRO ................................................................ 37 RESERVAS ..................................................................................... 38 RESERVAS PRIMARIAS ................................................................ 38 RESERVAS SECUNDARIAS .......................................................... 38 RESERVAS PROBABLES .............................................................. 38 RESERVAS PROBADAS NO DESARROLLADAS ......................... 38 RESERVAS PROBADAS ................................................................ 39 RESERVAS REMANENTES ........................................................... 39 MÉTODO VOLUMÉTRICO ............................................................. 40 MÉTODO DE ISOÍNDICE DE HIDROCARBUROS......................... 40 CURVAS DE DECLINACIÓN .......................................................... 43 TIPOS DE CURVAS DE DECLINACIÓN ........................................ 44 PROCEDIMIENTO .......................................................................... 45

CAPÍTULO 3 ........................................................................................................ 47 3

PLANIFICACIÓN DE LA PERFORACIÓN MEDIANTE LA APLICACIÓN DEL MODELO AREAL ............................................. 47 3.1 3.2 3.2.1 3.3 3.3.1 3.3.2 3.3.3 3.3.4 3.3.5 3.4

HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU ........ 48 POZOS PROPUESTOS .................................................................. 53 PROCEDIMIENTO PARA UBICAR NUEVOS POZOS DE DESARROLLO ................................................................................ 54 ANÁLISIS DE LOS POZOS VECINOS ........................................... 58 PARAHUACU 02 ............................................................................. 58 PARAHUACU 03B .......................................................................... 59 PARAHUACU 05-D ......................................................................... 60 PARAHUACU 07 ............................................................................. 61 PARAHUACU 08 ............................................................................. 62 RESERVAS ESTIMADAS PARA LOS NUEVOS POZOS DE DESARROLLO ................................................................................ 63

IX

3.4.1 3.5 3.5.1 3.6 3.6.1 3.6.2 3.6.3 3.6.4 3.6.5 3.7 3.7.1 3.7.2 3.7.3 3.7.4 3.7.5 3.7.6 3.7.7

MÉTODO VOLUMÉTRICO ............................................................. 63 PREDICCIÓN DE PRODUCCIÓN DE LOS NUEVOS POZOS DE DESARROLLO ................................................................................ 67 PROCEDIMIENTO PARA OBTENER LA PREDICCIÓN DE PRODUCCIÓN ................................................................................ 69 PROPUESTA GEOLÓGICA ............................................................ 77 COORDENADAS DEL OBJETIVO.................................................. 77 TOPES ESTIMADOS DE LAS FORMACIONES ............................. 78 PROGRAMA DE MUESTREO ........................................................ 78 PROGRAMA DE REGISTROS ELÉCTRICOS................................ 79 POZOS DE CORRELACIÓN .......................................................... 80 PROGRAMA DE PERFORACIÓN .................................................. 81 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE PERFORACIÓN ....................... 81 PROGRAMA DIRECCIONAL .......................................................... 82 PROGRAMA DE BROCAS ............................................................. 83 PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN ............................ 83 PROGRAMA DE CEMENTACIÓN .................................................. 84 PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN ........................................... 85 DIAGRAMAS ESTIMADOS DE PROFUNDIDAD VS. TIEMPO DE OPERACIÓN ................................................................................... 88

CAPÍTULO 4 ........................................................................................................ 89 4

ANÁLISIS DE COSTOS DEL PROYECTO ..................................... 89 4.1 4.2 4.2.1 4.2.2 4.2.3 4.2.4 4.2.5 4.2.6

ANÁLISIS TÉCNICO ....................................................................... 89 ANÁLISIS ECONÓMICO ................................................................. 89 COSTOS DE PERFORACIÓN ........................................................ 90 COSTOS DE PRODUCCIÓN .......................................................... 91 INGRESOS DEL PROYECTO ........................................................ 91 VALOR ACTUAL NETO (VAN) ....................................................... 92 TASA INTERNA DE RETORNO (T.I.R) .......................................... 92 TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN ....................... 96

CAPÍTULO 5 ...................................................................................................... 100 5

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................ 100 5.1 5.2

CONCLUSIONES.......................................................................... 100 RECOMENDACIONES ................................................................. 102

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................................. 103 SIGLAS .............................................................................................................. 105 ANEXO 1 ........................................................................................................... 106 VISUALIZACIÓN ISÓPACA DE LA ARENISCA “T” ........................................... 106 ANEXO 2 ........................................................................................................... 108

X

MAPA DE EVALUACIÓN PERSPECTIVA DE LAS ARENAS BASAL TENA, “U” SUPERIOR, “U” INFERIOR, “T” INFERIOR ....................................................... 108 ANEXO 3 ........................................................................................................... 113 TOPES Y BASES............................................................................................... 113 ANEXO 4 ........................................................................................................... 115 POROSIDAD EFECTIVA ................................................................................... 115 ANEXO 5 ........................................................................................................... 117 ÍNDICE DE ARCILLOSIDAD .............................................................................. 117 ANEXO 6 ........................................................................................................... 122 INTERVALO Y ESPESORES NETO DE PETRÓLEO ....................................... 122 ANEXO 7 ........................................................................................................... 124 CÁLCULO DE RESERVAS POR EL MÉTODO DE CURVA DE DECLINACIÓN ........................................................................................................................... 124 ANEXO 8 ........................................................................................................... 130 HISTORICO DE PRODUCCIÓN Y PRODUCCIÓN ACUMULADA DEL CAMPO PARAHUACU ..................................................................................................... 130 ANEXO 9 ........................................................................................................... 133 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN POR POZO DEL CAMPO PARAHUACU........ 133 ANEXO 10 ......................................................................................................... 139 MAPA ESTRUCTURAL DE LA ARENISCA “T” INFERIOR ............................... 139 ANEXO 11 ......................................................................................................... 141 CORTE ESTRUCTURAL ENTRE POZOS DEL CAMPO PARAHUACU ........... 141 ANEXO 12 ......................................................................................................... 144 MAPA DE CARRETERAS DEL CAMPO PARAHUACU .................................... 144 ANEXO 13 ......................................................................................................... 146 DECLINACIÓN DEL CAMPO PARAHUACU ..................................................... 146 ANEXO 14 ......................................................................................................... 148 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU ........................... 148

INDICE DE GRÁFICOS Mapa 1.1 Ubicación del campo Parahuacu ............................................................ 2 Mapa 1.2 Mapa de Ubicación de los Pozos del Campo Parahuacu....................... 4

XI

Figura 1.1 Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente ....................................... 9 Figura 1.2 Historial de Presión de Basal Tena ..................................................... 32 Figura 1.3 Historial de Presión de la Arenisca “U” ............................................... 33 Figura 1.4 Historial de Presión de la Arenisca “T” ................................................ 34 Mapa 3.1 Producción Acumulada de Basal Tena ................................................ 48 Mapa 3.2 Producción Acumulada de “U” ............................................................. 49 Mapa 3.3a Producción Acumulada de “T” ............................................................ 50 Mapa 3.3b Producción Acumulada de “T” ............................................................ 51 Mapa 3.4 Corte de Agua del Campo Parahuacu.................................................. 52 Figura 3.3 Historial de Producción del Pozo Parahuacu 02 Arena “U” inferior ..... 59 Figura 3.4 Historial de Producción del Pozo Parahuacu 03B Arena “U” inferior .. 60 Figura 3.5 Historial de Producción del Pozo Parahuacu 05-D Arena “T” inferior . 61 Figura 3.6 Historial de Producción del Pozo Parahuacu 07 Arena “T” ................. 62 Figura 3.7 Historial de Producción del Pozo Parahuacu 08 Arena “T” inferior ..... 63 Figura 3.8a Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 10 Arena “T” inferior 73 Figura 3.8b Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 10 Arena “T” inferior 73 Figura 3.9a Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 11 Arena “T” inferior 74 Figura 3.9b Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 11 Arena “T” inferior 74 Figura 3.10a Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 12 Arena “T” inferior ............................................................................................................................. 75 Figura 3.10b Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 12 Arena “T” inferior ............................................................................................................................. 75 Figura 3.11a Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 13 Arena “T” inferior ............................................................................................................................. 76 Figura 3.11a Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 13 Arena “T” inferior ............................................................................................................................. 76 Figura 3.12 Diagrama Estimado de Perforación .................................................. 88 Figura 4.1a Tiempo de Recuperación de la Inversión .......................................... 96 Figura 4.1b Tiempo de Recuperación de la Inversión .......................................... 96 Figura 4.2a Tiempo de Recuperación de la Inversión .......................................... 97 Figura 4.2b Tiempo de Recuperación de la Inversión .......................................... 97

XII

INDICE DE TABLAS Tabla 1.1 Ubicación de los Pozos en el Campo Parahuacu .................................. 5 Tabla 1.2 Topes y Bases de las Formaciones del Campo Parahuacu ................. 14 Tabla 1.3 Resultados de la Interpretación Petrofísica del Pozo Parahuacu 09 .... 23 Tabla 1.4 Propiedades Petrofísicas Promedio del Campo Parahuacu................. 24 Tabla 1.5 Propiedades Petrofísicas de los Pozos del Campo Parahuacu ........... 24 Tabla 1.6 Propiedades Promedio de los Fluidos del Campo Parahuacu ............. 29 Tabla 1.7 Propiedades de los Fluidos de los Pozos del Campo Parahuacu ........ 30 Tabla 1.8 Salinidades y Resistividades del Campo Parahuacu ........................... 30 Tabla 1.9 Limite Inferior de Petróleo (L.I.P) del Campo Parahuacu ..................... 31 Tabla 1.10 Historial de Pruebas de Presiones del Campo Parahuacu................. 35 Tabla 2.1 Factores de Recobro del Campo Parahuacu ....................................... 37 Tabla 2.2 Isoíndice de Hidrocarburos .................................................................. 41 Tabla 2.3 Reservas del Campo Parahuacu.......................................................... 42 Tabla 2.4 Petróleo Original en Sitio (POES) ........................................................ 42 Tabla 2.5 Petróleo en Sitio, Reservas Iníciales y Remanentes de cada pozo. .... 43 Tabla 3.1 Reservas Originales del Campo Parahuacu al 31 de Diciembre de 2006 ............................................................................................................................. 47 Tabla 3.2 Áreas de Drenaje de los Pozos del Campo Parahuacu ....................... 55 Tabla 3.3 Análisis de los Nuevos Pozos de Desarrollo para el Campo Parahuacu ............................................................................................................................. 57 Tabla 3.4

Radios y Áreas de Drenaje ............................................................... 64

Tabla 3.5 Propiedades Petrofísicas de los Pozos Propuestos Para el campo Parahuacu ............................................................................................................ 66 Tabla 3.6 Reservas Estimadas de los Pozos Nuevos de Desarrollo del campo Parahuacu ............................................................................................................ 67 Tabla 3.7 Caudales Obtenidos del Campo Parahuacu de la Ecuación 3.10 ........ 68 Tabla 3.8 Caudales Aproximados de los Pozos Vecinos del Campo Parahuacu. 69 Tabla 3.9a Escenario 1ero Caudal Inicial de los Pozos Propuestos ...................... 70 Tabla 3.9b Escenario 2do Caudal Inicial de los Pozos Propuestos ....................... 70 Tabla 3.10a Cálculo de la Predicción de Producción de los Pozos Propuestos del Campo Parahuacu con una Declinación del 15.56% Anual Escenario 1ero .......... 71

XIII

Tabla 3.10b Cálculo de la Predicción de Producción de los Pozos Propuestos del Campo Parahuacu con una Declinación del 15.56% Anual Escenario 2do ........... 72 Tabla 3.11 Estratigrafía Esperada........................................................................ 78 Tabla 3.12 Programa de Muestreo....................................................................... 79 Tabla 3.13 Programa de Perfiles Eléctricos del Pozo .......................................... 80 Tabla 3.14 Programa de Brocas .......................................................................... 83 Tabla 3.15 Programa de Lodos ............................................................................ 84 Tabla 3.16 Programa de Cementación ................................................................ 85 Tabla 4.1 Costo Estimado de Perforación y Completación de un Pozo Vertical. . 90 Tabla 4.2 Cronograma de Perforaciones ............................................................ 91 Tabla 4.3a Resultados Obtenidos del V.A.N y T.I.R de los Pozos Propuestos .... 94 Tabla 4.3b Resultados Obtenidos del V.A.N y T.I.R de los Pozos Propuestos .... 95 Tabla 4.4 Cronograma de Perforación con una Torre .......................................... 98 Tabla 4.5a Perfil de Producción del Campo Parahuacu con los Pozos Adicionales ............................................................................................................................. 98 Tabla 4.5b Perfil de Producción del Campo Parahuacu con los Pozos Adicionales ............................................................................................................................. 99

XIV

RESUMEN El presente proyecto está enfocado a incrementar la producción en el campo Parahuacu mediante la evaluación de registros eléctricos, análisis de parámetros petrofísicos, cálculo de reservas, los cuales permitieron ubicar pozos y desarrollar un programa de perforación de pozos verticales de desarrollo.

El análisis de registros eléctricos permitió determinar las arenas productoras, analizar las propiedades petrofísicas y de fluidos del campo, calcular reservas por medio de los métodos volumétrico y curvas de declinación, proponer coordenadas de ubicación de 4 nuevos pozos de desarrollo en los altos del anticlinal a ser perforados.

Finalmente, se realiza la evaluación técnica económica que permite justificar la rentabilidad y ejecución del proyecto.

XV

PRESENTACION Petroproducción ha visto la necesidad de incrementar la producción de petróleo en los diferentes campos del Oriente Ecuatoriano, por lo que se ha propuesto realizar un estudio de la factibilidad de ubicar pozos que vayan a desarrollar los campos.

Este proyecto de Titulación consta de cinco capítulos. En el primer capítulo se detalla la descripción geológica, ubicación general, geología, estratigrafía, litología, ambiente sedimentario, características estructurales de los objetivos, topes y bases, petrofísica, registros eléctricos, características de los crudos, propiedades físicas de los fluido, contacto agua-petróleo, presiones, mecanismos de producción del Campo Parahuacu.

En el segundo capítulo se realiza el cálculo de reservas remanentes; petróleo original insitu (POES) de cada pozo, factor de recobro, reservas del campo por medio de los métodos volumétrico y curvas de declinación.

En el tercer capítulo se estudian la planificación de la perforación mediante la aplicación del modelo areal, historial de producción, pozos propuestos, análisis de los pozos vecinos, reservas estimadas para los nuevos pozos, predicción de producción de los nuevos pozos de desarrollo, propuesta geológica, programa de perforación aplicable al Campo Parahuacu.

En el cuarto capitulo se realiza el análisis técnico – económico del proyecto; según los costos estimados de las perforaciones y reacondicionamientos para los nuevos pozos y el posible incremento de producción que se obtendrá al ejecutar las perforaciones de pozos.

Y, en el quinto capítulo se presentan las conclusiones y recomendaciones derivadas del presente estudio.

1

CAPÍTULO 1

1

DESCRIPCIÓN

GEOLÓGICA

DEL

CAMPO

PARAHUACU 1.1 UBICACIÓN GENERAL DEL CAMPO PARAHUACU El campo Parahuacu conjuntamente con los campos Atacapi, Carabobo, Pichincha, Cuyabeno, Sansahuari, Shuara, Secoya, Tapi, Tetete, Shushuqui, Pacayacu, Singue, Chanangue, Peña Blanca, Frontera y Víctor Hugo Rúales (VHR) pertenecen al área Libertador.

El campo Parahuacu operado por PETROPRODUCCIÓN se encuentra ubicado en la Cuenca Oriente del Ecuador, a 16 Km. Al sur-este del campo Lago Agrio en la Provincia de Francisco de Orellana, el área de estudio abarca una extensión de aproximadamente 350 Km2 (Mapa 1.1).

Las coordenadas GEOGRÁFICAS y UTM dentro de las cuales se localiza el campo Parahuacu son:

GEOGRÁFICAS: Latitud: 00° 07' 00'' - 00° 01' 00'' N Longitud: 76° 43' 00'' - 76° 38' 00'' W

UTM: Latitud: 10001000 – 10024000 N Longitud: 304000 – 320000 W

2

Mapa 1.1 Ubicación del campo Parahuacu

Fuente: PETROPRODUCCIÓN DEPARTAMENTO DE CARTOGRAFÍA

El campo Parahuacu fue descubierto por el consorcio Texaco-Gulf con la perforación del pozo Parahuacu 01, que arrancó el 4 de octubre de 1968 y fue completado el 17 de noviembre del mismo año, alcanzando la profundidad de 10173 pies, atravesando toda la secuencia estratigráfica ya conocida para esta

3

parte de la cuenca. Obteniéndose una producción comercial de la arenisca “T” de 448 BPPD, con un grado API de 31o y un BSW de 0.2 %.

El campo inicio su etapa operativa con 4 pozos en los primeros días de diciembre de 1978.

En la actualidad en este campo se han perforado 8 pozos de desarrollo y uno de reemplazo (Parahuacu 03B, desplazado 11 metros al norte del pozo Parahuacu 03 colapsado) cabe señalar que 6 pozos se encuentran produciendo con levantamiento artificial, siendo productores en los reservorios “U” y “T” y en la arenisca Basal Tena y 2 pozos se encuentran cerrados.

El pozo Parahuacu 03B fue cerrado el 31 de Marzo del 2007, el pozo Parahuacu 06 no se probó, el pozo Parahuacu 09 fue cerrado por bajo aporte de producción el 8 de Diciembre de 1999 (Mapa 1.2).

El campo tuvo una producción promedia baja de 1382 BPPD, 3 BAPD en diciembre de 2006 y un acumulado de producción de 14,377,560 Bls de petróleo, 187,800 bls de agua y un corte de agua de 0.2% al 1 de diciembre de 2006.

4

Mapa 1.2 Mapa de Ubicación de los Pozos del Campo Parahuacu

Fuente: PETROPRODUCCIÓN (OIL FILE MANAGER)

La ubicación y las coordenadas UTM y Geográficas de los pozos perforados se detallan en la (Tabla 1.1)

5

Tabla 1.1 Ubicación de los Pozos en el Campo Parahuacu Pozo

Coordenadas UTM

Coordenada Geográficas

X

Y

Norte

Oeste

Parahuacu 01

308948.5

10009171

00°04’5 7’’.590

76°43’00’’44

Parahuacu 02

308999.3

10007135

00°03’52’’.300

76°42’58’’.13

Parahuacu 03

309348.9

10011060

00°06’00’’.067

76°42’58’’.30

Parahuacu 03B

309331.0

10011106

00°06’01’’.570

75°42’47’’.40

Parahuacu 04

309488.9

10013123

00°07’07’’.238

76°4 2’42’’.31

Parahuacu 05

308995.2

10006872

00°03’43’’.856

76°42’58’’.23

Parahuacu 07

309308.9

10008262

00°04’28’’.977

76°42’48’’.13

Parahuacu 08

309273.0

10009989

00°05’25’’.000

76°42’49’’.29

Parahuacu 09

309377.0

10009989

00°06’31’’.953

76°42’45’’.34

Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Alfredo Obando

1.2 GEOLOGÍA DEL CAMPO Este campo se encuentra limitado por un terreno de selva al norte del río Aguarico, afluente del río Amazonas. Ubicado sobre el flanco norte del arco de la trans-cuenca, separando la Cuenca Oriente de Ecuador y Perú, hacia el sur de la Cuenca Putumayo en Colombia.

La región ha sido objeto de cinco períodos de deformación estructural, con presencia de fallas, anticlinales y narices estructurales.

La nueva interpretación en base a los resultados de la sísmica 3D confirma la presencia de dos grandes anticlinales controlados por dos fallas inversas respectivamente, que provienen del basamento, además existen pequeñas fallas, con sellos mas pequeños hacia arriba de la serie, hasta desaparecer a nivel de la Basal Tena.

“El campo Parahuacu esta constituido por una estructura anticlinal alargado de orientación Norte–Sur, de 13 Km. de largo, con un ancho promedio de 2 Km., presentando una falla sedimentaria inversa sub-vertical de alto ángulo que sirve

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de sello hacia el este con su lado levantado hacia el oeste; el campo además presenta un cierre estructural de 200 pies de desplazamiento vertical”.1

En este campo aparecen las formaciones cretácicas Tena y Napo con presencia de hidrocarburos, y los yacimientos productores son las areniscas: Basal Tena (secundaria), Napo “U” y Napo “T”.

Las areniscas “U” y “T” tienen cantidades significativas de hidrocarburos, pero sus acuíferos son parcialmente activos y actúan arealmente por zonas a lo largo del campo.

Los datos sísmicos indican que esta falla disminuye hacia arriba y termina en la formación Basal Tena.

La fase compresiva que formó la estructura es de edad turoniana-mastrichtiana y produjo una deformación sin-sedimentaria sincrónica con la depositación de Napo Medio-Superior y Tena Inferior.

En el dominio de esta estructura, se evidencia una primera fase extensiva, también identificada en las estructuras Charapa y Culebra-Yulebra-Anaconda, de edad albiana (contemporáneas a la depositación de Hollín y Napo Basal), definida por un conjunto de fallas normales sin-sedimentarias que no sufrieron inversión posterior.

Para la elaboración del mapa del modelo estructural al tope de la caliza A, se utilizaron el mapa en tiempo al tope de la caliza A de la sísmica 3D para la parte norte del campo Parahuacu, un mapa en tiempo a la base de la caliza A elaborado a partir de las líneas 2D al borde oeste del campo Parahuacu y para la parte sur de la estructura del campo, se usaron 4 líneas 2D antiguas no empatadas con el resto para determinar la ubicación de las fallas (3 líneas OesteEste) y de la parte mas alta del campo (1 línea Norte-Sur).

1

(M. Rivadeneira et. Al. / 1999)

7

1.3 ESTRATIGRAFÍA En base a estudios de núcleos del campo Parahuacu y de los campos adyacentes (Guanta-Dureno, Atacapi), así como los registros eléctricos de los pozos; se concluyo que los yacimientos “U” y “T” son parte de un ambiente deltaico. El rumbo sedimentario es de norte a sur.

1.3.1

FORMACIÓN BASAL TENA

El mapa de depositación ambiental y de datos sísmicos sugiere que Basal Tena fue depositada en un canal erosionado con un potencial hidrocarburífero probado, en una superficie de disconformidad al tope de la formación Napo.

Las profundidades promedio a las que se encuentra esta arena varían entre 8790 a 8820 pies de profundidad.

Esta arenisca de relleno es generalmente delgada, de 16 pies de potencial, se asume que la fuente de hidrocarburos son las lutitas marinas que yacen debajo.

La porosidad más alta obtenida en esta arena es de 16% y esta en el centro del canal cerca del pozo Parahuacu 04.

En el pozo Parahuacu 07 se encontró 8 pies de arena saturada de hidrocarburos.

1.3.2

FORMACIÓN NAPO

Esta formación comprende los reservorios característicos de las unidades “U” y “T”. Por el contrario a la parte basal la cual es muy reducida.

Ambiente predominante deltaico con influencia fluvial predominante y menor influencia mareal. El ancho de los canales sobre la base de presiones, varía entre 130-420 pies para “T” y 900 pies para “U”.

8

Las secuencias arenosas “U” y “T” son cuarzosas en sus partes basales y, contienen abundante glauconita en sus porciones superiores, lo que se corresponde con una etapa de plataforma.

1.3.2.1 Formación “U”

En esta arena el ambiente de depositación predominante es un complejo de canal distributario y esta asociado a las barras de desembocadura y de rebalse depositadas a medida que el mar transgredía, su tendencia es esencialmente paralela al eje estructural, como consecuencia el yacimiento es extremadamente complejo y variable de pozo a pozo.

Las profundidades promedio a las que se encuentra esta arena varían entre 9440 a 9470 pies de profundidad para el nivel superior, 9470 a 9500 pies de profundidad para el nivel intermedio y de 9500 a 9560 pies de profundidad para el nivel inferior.

La saturación de petróleo tiene su mayor desarrollo en la parte central, se muestra una disminución con el decrecimiento de la posición estructural en los pozos Parahuacu 04, Parahuacu 01 y Parahuacu 02.

En el pozo Parahuacu 08 simultáneamente perforado se encontró 15 pies de arena saturada de petróleo con resultados positivos.

1.3.2.2 Formación “T”

Esta arena esta dominada por canales distributarios delgados de arenas de barra de desembocadura. Ninguno de los pozos ha penetrado la sección gruesa del canal.

Las profundidades promedio a las que se encuentra esta arena varían entre 9645 a 9690 pies de profundidad para el nivel superior y de 9690 a 9750 pies de profundidad para el nivel inferior.

9

La porosidad alcanza su valor máximo de cerca del 14% en la barra de desembocadura en el pozo Parahuacu 03 y un espesor de 15 pies, en el pozo Parahuacu 07 se encontró 10 pies de arena saturada de petróleo con buenos resultados (Figura 1.1). Figura 1.1 Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente

E LITOLOGIA

CONTINENTAL

FM CHAMBIRA

MIOCENO F M ARAJUNO

M1 / VIVIAN Yuralpa/Dayuno

5

Armadillo/Auca

CLZ M-2 ARN M-2

CENOMANIANO

ARENISCAS "U"

CLZ B

3

JIVINO/LAGUNA

ARENISCAS " T "

ALBIANO

2

Vista

CLZ C

Auca

ZONA HOLLÍN SUPERIOR

Tapi

FM HOLLIN APTIANO

LUTITAS NEGRAS, CALIZAS ORGANOGENAS,E INTERCALACIONES DE ARENISCAS Y LUTITAS

1

ARENISCAS CUARZOSAS

HIATO MIEMBRO VOLCANICO MISAHUALLI

FM CHAPIZA

SUPERIOR

ARENISCAS ROJAS, CONGLOMERADOS MANTOS VOLCANICOS ARENISCAS Y LUTITAS INTERCALADAS CON ANHIDRITA.

MEDIO

INFERIOR

PERMICO CARBONIFERO (PENSILVIANO)

FM SANTIAGO

HIATO

FM MACUMA

FM PUMBUIZA SILURICO ORDOVICICO/CAMBRICO

CALIZAS INTERCALADAS CON ARENISCAS CUARCITAS Y ARCILLAS ESQUISTOSAS

CALIZAS, LUTITAS Y DOLOMITAS

DEVONICO

PRECAMBRICO PE

MARINO

JURASICO

4

HIATO

MARINO

CRETACICO

MESOZOICO MZ

CLZ A

FORMACION NAPO

Puma

Napo Inf. Napo Med. Napo Sup.

HIATO

MARINO DE AGUA SOMERO

ARN BT

CONIACIANO

PALEOZOICO PZ

ARCILLAS ROJAS ARENISCAS CONCLOMERADOS

HIATO

FM TENA

CLZ M-1

NEOCOMIANO

CONT

FM TIYUYACU

SANTONIANO

TURONIANO

CONCGLOMERADOS, ARENISCAS, ARENISCAS ARCILLOSAS

HIATO

CONTINENT A MARINO

CAMPANIANO

LUTITAS GRIS VERDOSAS

FLUVIAL

HIATO

MARINO CONTIN

MAESTRICHTIANO

ARENISCAS PARDUZCAS INTERCALADAS CON ARCILLAS MULTICOLORES, CONGLOMERADOS ARCILLAS ROJAS

Napo Basal.

PALEOCENO

CONGLOMERADOS, ARENAS Y ARCILLAS

CONTINE

FASE OROGENICA TARDIO ANDINA

FM CURARAY

FM ORTEGUAZA

EOCENO

BREVE DESCRIPCION LITOLOGICA ARENAS AMARILLAS Y ARCILLAS ROJAS, MESETAS DE MATERIAL VOLCANICO

FM. MESA

FASE OROGENICA TEMPRANA ANDINA

NEOGENO

PLIOCENO

OLIGOCENO PALEOGENO

CENOZOICO C Z

EDAD

AMBIENTE

W

PRODUC...

COLUMNA ESTRATIGRAFICA CUENCA ORIENTE

ESQUISTOS GRAFITICOS, ARENISCAS CUARCITICAS BASAMENTO CRISTALINO

METAMORFICOS

MODIFICADO DE DASHWOOD Y ABBOTTS

Colaboracion: Pierre Kummert

Realizado por: Juan Chiriboga / Omar Corozo

Fuente: PETROPRODUCCIÓN DEPARTAMENTO DE CARTOGRAFÍA

10

1.4 LITOLOGÍA

1.4.1

FORMACIÓN BASAL TENA

Litológicamente se trata de una arenisca cuarzosa transparente, hializa, de grano grueso a muy grueso, subangular, mala clasificación, firme, cemento ligeramente calcáreo,

con

hidrocarburos,

florescencia

natural

discontinua

amarilla

blanquecina; corte rápido, residuo café claro.

1.4.2

FORMACIÓN “U” SUPERIOR

Arenisca friable de cuarzo de color gris claro de grano muy fino a fino, de subangular a subredondeada, con cemento calcáreo, con buena presencia de hidrocarburos, de fluorescencia amarilla blanquecina, de corte instantáneo sin residuo.

1.4.3

FORMACIÓN “U” INFERIOR

Se presenta como una arenisca firme de cuarzo monocristalino de color café claro; hialina, firme, grano medio grueso, subangular, mala clasificación, cemento ligeramente silíceo, con trazas de glauconita, saturada de hidrocarburos; corte rápido, florescencia amarillo blanquecina, residuo sin residuo.

1.4.4

FORMACIÓN “T”

Se presenta como una arenisca friable de cuarzo de color gris verdosa, firme de grano muy fino a fino, de subangular a redondeada, mal clasificada, bien glauconítica con cemento calcáreo, saturada de hidrocarburo; fluorescencia blanquecina, corte rápido, sin residuo.

11

1.4.5

FORMACIÓN “HOLLÍN”

Arenisca friable de cuarzo, de color gris claro, hialino de grano medio a grueso, de angular a subangular subredondeado, clasificación regular a seleccionada, hacia abajo el tamaño del grano aumenta, presenta ligeramente granos de glauconita con trazas de hidrocarburos, el cemento es silíceo.

En el Campo Parahuacu no se encontró petróleo en este nivel, pero se podría encontrar pequeños yacimientos de esta arena en la parte más alta del campo, cerca de la falla, donde la estructura está 80 pies más alta que el pozo más alto perforado hasta ahora Parahuacu 07.

1.5 AMBIENTE SEDIMENTARIO

1.5.1

FORMACIÓN BASAL TENA

De acuerdo con la interpretación de los datos sísmicos obtenidos, el ambiente de sedimentación pertenece a facies fluviales, con areniscas generalmente delgadas, cerca de 16 pies de espesor, pero con un potencial hidrocarburífero muy bueno, ya que existen estratos generadores por debajo de esa arenisca.

El pozo Parahuacu 04 fue perforado cerca de un antiguo canal principal, obteniendo una arenisca de alta porosidad (16%).

1.5.2

FORMACIÓN “U”

El ambiente de sedimentación de esta arenisca pertenece a canales fluviales y barras de delta las cuales están ligadas a canales y regresiones.

La dirección de la sedimentación es casi paralela al rumbo de la estructura, debido a lo cual el reservorio varía bastante de un pozo a otro.

12

1.5.3

FORMACIÓN “T” SUPERIOR

El ambiente de sedimentación pertenece a canales fluviales y barras de delta.

1.5.4

FORMACIÓN “T” INFERIOR

Este es el reservorio más importante, su ambiente de sedimentación corresponde a una combinación de canales y barras delta.

El ancho de los canales definido por SSI (Scientific Software Intercomp 2003), sobre la base de presiones varía entre 130-420 pies para “T” y 900 pies para “U”.

Las secuencias arenosas “U” y “T” son cuarzosas en sus partes basales y contienen abundante glauconita en sus porciones superiores, lo que se corresponde con una etapa de plataforma. Las lutitas negras y los cuerpos calcáreos A y B, depositados sobre la secuencia, se desarrollaron en un prodelta según SSI (2003) (Anexo 1).

1.6 CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DE LOS OBJETIVOS

1.6.1

CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DEL TOPE DE BASAL TENA

El anticlinal de Parahuacu se extiende N-S, con 15 Km. de largo y 4 Km. de ancho. Corresponde a un anticlinal fallado, cuya falla inversa con dirección N-S tiene una longitud de 11 Km. con un salto de 250 pies en su flanco Este hay cuatro narices estructurales que se extienden e W-E a NNW con 50 a 90 pies de cierre estructural.

1.6.2

CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DEL TOPE DE “U” SUPERIOR

El anticlinal de Parahuacu de dirección N-S, con 15 Km. de largo y 4 Km. de ancho. La falla inversa “A” de dirección N-S tiene una longitud de 11 Km. con 250

13

pies de salto en su flanco Este. Aparecen cuatro narices estructurales que se extienden en dirección W-E a NNW con 50 a 90 pies de cierre estructural.

1.6.3

CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DEL TOPE DE “U” INFERIOR

El anticlinal de Parahuacu de dirección N-S, con 15 Km. de largo y 4 Km. de ancho. Es un anticlinal fallado cuya falla inversa se extiende 11 Km. en sentido NS, con 250 pies de salto en su flanco Este.

También hay la presencia de cuatro narices estructurales que se extienden en dirección W-E a NNW con 25 a 75 pies de cierre estructural.

1.6.4

CARACTERÍSTICAS

ESTRUCTURALES

DE

LA

BASE

DE

“U”

INFERIOR

El anticlinal de Parahuacu se extiende N-S, con 15 Km. de largo y 4 Km. de ancho. Aparece la falla inversa de 11 Km. de longitud y dirección N-S, con 250 pies de salto en su flanco Este.

También hay la presencia de cuatro narices estructurales que se extienden en dirección W-E a NNW con 25 a 50 pies de cierre estructural.

1.6.5

CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DE LA BASE DE LA ARENISCA “T” SUPERIOR

El anticlinal de Parahuacu con dirección N-S, con 15 Km de largo y 4 Km de ancho. La falla inversa de dirección N.S, tiene 11 Km de largo con 250 pies de salto en su flanco Este.

Se nota la presencia de cinco narices estructurales las cuales se extienden en dirección W-E a NNW con 25 a 50 pies de cierre estructural.

14

1.6.6

CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DE LA BASE DE LA ARENISCA “T” INFERIOR

El anticlinal de Parahuacu de dirección N-S, tiene 15 Km. de largo y 4 Km. de ancho. La falla inversa de dirección N-S posee 11 Km. de largo y 250 pies de salto en su flanco Este. También hay cuatro narices estructurales de dirección WE a NNW con 25 a 50 pies de cierre estructural (Anexo 2).

1.7 DETERMINACIÓN DE TOPES Y BASES Los topes y bases de las formaciones presentes en el campo Parahuacu fueron determinados de los registros de pozos, tomando en cuenta los cambios secuenciales que presentan estos depósitos sedimentarios, los cuales son identificados por las curvas de resistividad, sónico, Gamma Ray, potencial espontáneo, porosidad neutrón y de densidad.

Como ejemplo de cálculo de los topes y bases de los pozos del campo Parahuacu se hace referencia al pozo Parahuacu 09 (Anexo 3).

Los topes y bases de las arenas de cada uno de los pozos se detallan en la (Tabla 1.2) Tabla 1.2 Topes y Bases de las Formaciones del Campo Parahuacu Pozo

U Inferior

Caliza B

T superior

T inferior

Hollín

PT

N

Tope

Base

Tope

Base

Tope

Base

Tope

Base

1

9538

9595

9660

9688

9688

9748

9748

9807

9886

10173

2

9413

9466

9530

9560

9560

9610

9610

9662

9672

9740

3

9510

9584

9650

9678

9678

9717

9717

9754

---

9840

3B

9537

9605

9680

9705

9705

9764

9764

9809

9874

9880

4

9526

9578

9658

9690

9690

9726

9728

9741

---

9840

5

10909

10923

N.R

N.R

11074

11094

11106

11124

---

11200

7

9470

9512

9592

9610

9610

9668

9668

9728

9802

9930

8

9512

9560

9644

9661

9610

9668

9668

9780

9858

9972

9

9535

9578

9664

9682

9682

9722

9722

9780

9850

9880

15

Pozo

E.M.R

Tena

Basal Tena

M-2

Caliza A

U Superior

U Media

N

Pies

Tope

Tope

Base

Tope

Tope

Base

Tope

Base

Tope

Base

1

1008

7717

8815

8855

9406

9438

9476

9476

9513

9513

9538

2

886

7660

8690

8720

9278

9310

9351

9351

9386

9386

9413

3

1006

7798

8804

8826

9368

9401

9446

9446

9480

9480

9510

3B

1012

7812

8828

8846

9395

9427

9473

9473

9507

9507

9537

4

980

7798

8818

8842

9393

9424

9480

9480

9510

9510

9526

5

909

N.R

10156

10168

N.R

N.R

N.R

N.R

N.R

10884

10909

7

969.105

7756

8756

8784

9338

9375

9408

9408

9448

9448

9470

8

1004.74

7782

8804

8830

9376

9411

9452

9452

9488

9488

9512

9

987.46

7803

8837

8844

9398

9430

9473

9473

9505

9505

9535

Fuente: PETROPRODUCCIÓN (OIL FIELD MANAGER) Elaborado por: Alfredo Obando

1.8 PETROFÍSICA Petrofísica es el estudio de las relaciones que existen entre las propiedades físicas y la textura de una roca, es decir, es de interés tanto geológico como de ingeniería.

Saber la petrofísica de la roca reservorio es un factor muy importante dentro de la caracterización de los reservorios y del cálculo de reservas. A continuación daremos una definición acertada de las propiedades petrofísicas del campo Parahuacu.

1.8.1

POROSIDAD (Φ)

La porosidad se la define como el porcentaje del volumen total de una roca, constituida por espacios vacíos, que representa su porosidad absoluta.

La

porosidad

efectiva

es

el volumen total de

los espacios

porosos,

interconectados de manera que permiten el paso de fluidos, a través de ellos. Puede ser clasificada de acuerdo a su origen como primaria y secundaria. La porosidad original se desarrolla durante la depositación de la roca (Anexo 4).

16

Para materiales intergranulares, con una cementación pobre o moderada, la porosidad total es aproximadamente igual a la porosidad efectiva. Para materiales mejor cementados y para calizas, se puede encontrar grandes diferencias entre porosidad total y efectiva.

La porosidad primaria es definida por la porosidad intergranular de areniscas y la porosidad intercristalina y oolítica de algunas calizas, las rocas con porosidad primaria tienen características muy uniformes.

La porosidad secundaria es resultado del desarrollo de fracturas y es encontrada en algunas arcillas y calizas. Se tienen mediciones cuantitativas de porosidad más confiables a partir de muestras de núcleos.

φT =

φT =

φ N − φD 2

x100

Vb − Vs x100 Vb

φe = φT (1 −V sh )

Donde:

ΦT = porosidad total (%) ΦN = porosidad neutrónica (%) ΦD = porosidad density (%) Φe = porosidad efectiva (%) Vb = volumen bruto (cm3) Vs = volumen sólido (cm3) Vsh = índice de arcilla en la zona de interés (%)

(Ec. 1.1)

(Ec. 1.2)

(Ec. 1.3)

17

1.8.2

PERMEABILIDAD (K)

Tomando como referencia la descripción del Instituto Americano del Petróleo API, la permeabilidad es la capacidad de los fluidos de desplazarse entre los espacios que conectan los poros de una masa porosa; o la conductividad de un cuerpo poroso a los fluidos.

En 1856, Henry Darcy investigó el flujo de agua a través de filtros de arena para purificación de agua. Y el resultado de los análisis fue determinado mediante la siguiente ecuación de Darcy.

q=

KA ∆p µ L

(Ec. 1.4)

La constante de proporcionalidad K es una característica del paquete de arena. Darcy realizó sus investigaciones con cilindros de arena saturados 100% de agua.

Donde:

q = caudal a través del cilindro de arena (Bls/día.) K = constante de proporcionalidad (darcys.) A = área transversal (pie2.) ∆p = presión diferencial (psi.) L = longitud (pie.)

Posteriores investigaciones determinaron que la ley de Darcy puede ser utilizada con otros fluidos y que la constante de proporcionalidad K puede ser escrita K como

µ , donde µ es la viscosidad del fluido y K es la constante de

proporcionalidad para la roca. La ecuación generalizada de la ley de Darcy es: q K  dp dz  =−  − gρ  A ds  µ  ds

(Ec. 1.5)

18

Donde:

q = caudal que atraviesa el área transversal (Bls/día.) A = área transversal (pie2.) K = constante de proporcionalidad de la roca (darcys) µ = viscosidad del fluido (cp.) dp ds = gradiente de presión en la dirección s

g = aceleración gravitacional (m/seg2.) ρ = densidad del fluido (gr/cm3.) dz ds = sin θ, donde θ, es el ángulo entre la dirección s y la horizontal

La industria del petróleo ha adoptado el Darcy como unidad de permeabilidad, (usualmente se trabaja en milidarcys) la cual se define de la siguiente manera:

“Un medio poroso tiene una permeabilidad de un Darcy cuando un fluido de una sola fase de un centipoise de viscosidad llena completamente el espacio vacío del medio, fluye a través de este bajo condiciones de flujo viscoso, a un caudal de un centímetro cúbico por segundo por centímetro cuadrado de área transversal, bajo una presión o gradiente hidráulico equivalente a una atmósfera por centímetro”2

1.8.3

SATURACIÓN DE FLUIDOS

Además de la capacidad de almacenamiento y la conductividad de un cuerpo poroso a los fluidos, otra propiedad muy importante es la saturación de fluidos. La cual se describe como la cantidad de fluido disponible en un espacio dado.

En la mayoría de rocas reservorio, se cree que éstas estaban saturadas con agua antes de ser invadidas por el petróleo. Este petróleo no desplaza toda el agua del espacio poroso de la roca. 2

API, Code 27-Recommended Practice for Determining Permeability of Porous Media, Div. of Production, API, Dallas (September 1952)

19

En consecuencia, para determinar la cantidad de hidrocarburos acumulados en un medio poroso es necesario conocer la saturación de fluidos (petróleo, agua y gas) de la formación.

1.8.4

CONDUCTIVIDAD ELÉCTRICA DE ROCAS SATURADAS DE FLUIDOS

Las rocas reservorio están compuestas de minerales, fragmentos de roca y espacio vacío. Los sólidos, con la excepción de algunos minerales arcillosos, no son conductores de la electricidad.

La conductividad eléctrica de la roca depende de la geometría del espacio poroso y del tipo de fluido presente en ese espacio. En el estudio de rocas reservorio los fluidos de interés son petróleo, agua y gas.

El petróleo y el gas no son conductivos, el agua es conductiva cuando tiene sales disueltas. La corriente eléctrica es conducida en el agua mediante el movimiento de iones por lo cual puede ser llamada conductividad electrolítica.

La resistividad de un material es el reciproco de la conductividad y usualmente se la define como la capacidad de un material de conducir corriente eléctrica.

La resistividad de un material está definida por la siguiente ecuación:

ρ=

rA L

Donde:

ρ = resistividad del material expresada en (Ω-m.) r = resistencia expresada en (Ω.) A = área de la sección transversal del conductor expresada en (cm2.) L = longitud del conductor expresada en (cm.)

(Ec. 1.6)

20

1.8.5

PETROFÍSICA DEL CAMPO PARAHUACU

Para determinar las propiedades petrofísicas de los yacimientos del campo Parahuacu se ha procedido ha realizar la evaluación e interpretación de los perfiles eléctricos corridos en los pozos, los mismos que fueron realizados con el programa Interactive Petrophysic (IP), con el propósito de cuantificar los parámetros petrofísicos de las zonas de interés, este programa fue proporcionado por

la

SUBGERENCIA

de

EXPLORACIÓN

y

DESARROLLO

de

PETROPRODUCCIÓN.

Para la evaluación de los perfiles eléctricos se determinó primeramente el volumen de arcilla presente en la formación (Vsh), tomando en cuenta dos indicadores de arcillosidad, principalmente el registro Gamma Ray, y el neutrónico. La porosidad fue derivada principalmente del registro neutrón-density.

El programa Interactive Petrophysic utiliza el método de Gamma Ray (GR) también conocido como método lineal, este se basa en las mayores deflexiones de las curvas del GR ya que estas indican los intervalos de arenisca y arcillas (Anexo 5).

1.9 REGISTROS ELÉCTRICOS Para determinar parámetros que permitan evaluar la formación petrolífera, de una manera rápida, económica y precisa, la utilización de los registros eléctricos como un método indirecto permite obtener información de las formaciones atravesadas durante la perforación del hueco.

El objetivo es de obtener datos de ingeniería igual y de mayor validez que los obtenidos en el análisis de cores, sin embargo ambas técnicas se consideran complementarias, casi todas las propiedades de las rocas de acumulación se reflejan en los perfiles eléctricos pero para algunos casos no se debe esperar gran exactitud a menos que las condiciones del pozo y de la roca sean favorables.

21

Una interpretación completa de los perfiles eléctricos implica obtener la siguiente información del yacimiento. • Litología de las formaciones • Porosidad efectiva del yacimiento • Saturación de fluidos del yacimiento • Permeabilidad de la roca • Espesor de la zona neta productiva • Recuperación y productividad de los fluidos

Para la evaluación de registros eléctricos se han desarrollado varios paquetes computacionales que facilitan el proceso, entre ellos tenemos: Interactive Petrophysic, Workbench, CLAN, QLA, entre otros.

Se asumió una densidad de la matriz de 2.65 g/cc. Y la de fluido de 1 g/cc. Los valores de resistividad del agua (Rw) fueron los determinados a partir de las salinidades del agua de formación.

El procedimiento a seguir es el siguiente: • Leer los valores que indique la curva de GR en la zona de interés. • Seleccionar una zona limpia y libre de arcilla y leer el valor de GR limpio

(GRclean). • Seleccionar la zona que tenga el mayor porcentaje de arcilla y leer el valor

de GR de arcilla (GRsh).

La fracción de arcilla en la zona de interés será determinada por la siguiente ecuación: Vsh =

GR − GRclean GR sh − GRclean

(Ec. 1.7)

Para los cálculos de saturación de agua existen muchos modelos desarrollados, si nos referiremos a arenas consolidadas el modelo más conocido es el de Archie,

22

sin embargo de la experiencia se ha comprobado que para arenas de la Cuenca Oriental el modelo que mejor se ajusta es el de Indonesia, mientras que para la evaluación de calizas el modelo que mejor se ajusta es el de Simandoux junto a otras consideraciones y correlaciones especiales.

Modelo de Archie

1

 aR Sw =  m w  φe R t

n  

(Ec. 1.8)

Modelo de Simandoux

∆=

φem 1 1 Vcl 2 + 4 1 − Vcl Rw Rw Rcl 2

Vcl + ∆ Sw = Rclm φ 1 2 e 1 − Vcl Rw

(Ec. 1.9)

(Ec. 1.10)

Modelo de Indonesia

Sw =

1 Vcl 1− 2

φ 1 Vcl + e R t Rcl Rw (Ec. 1.11)

Para el cálculo de la saturación de agua, las constantes utilizadas son:

F=

a

φm

a = 1.0, m = 2, n = 2

Carbonatos

a = 0.81, m = 2, n = 2

Areniscas consolidadas

a = 0.62, m = 2.15, n = 2

Areniscas no consolidadas

(Ec. 1.12)

23

En la evaluación de registros eléctricos se considera como espesor neto de petróleo al intervalo que cumple con los siguientes parámetros (cutoff) (Anexo 6). Vcl < 50% Porosidad > 10% Sw < 50% En la (Tabla 1.3) se detalla como ejemplo los resultados de la interpretación petrofísica del pozo Parahuacu 09

Tabla 1.3 Resultados de la Interpretación Petrofísica del Pozo Parahuacu 09 SUMARIO DEL REPORTE CUTOFF POZO

: Parahuacu 09

FECHA : 30/08/2007 13:41:18 SUMARIO DEL RESERVORIO #

Zona

1 2

Tope U inferior

3

Espesor

Espesor

Total

Neto

9519.00

719.00

9577.50

58.50

9577.50

9682.00

Tope

Base

8800.00 9519.00

N/G

Av phi

Av Sw

2.50

0.003

0.099

0.583

18.00

0.308

0.103

0.334

104.50

16.50

0.158

0.216

Av Vcl

Phi*H

PhiSo*H

0.231

0.25

0.10

0.213

1.86

1.24

0.269

0.286

3.56

2.60

Ari

4

Tope T superior

9682.00

9722.00

40.00

13.00

0.325

0.114

0.467

0.218

1.48

0.79

5

Tope T inferior

9722.00

9780.00

58.00

21.00

0.362

0.127

0.414

0.130

2.66

1.56

6

9780.00

9877.00

97.00

17.75

0.183

0.219

0.178

0.497

3.88

3.19

Todas las Zonas

8800.00

9877.00

1077.00

88.75

0.082

0.154

0.307

0.265

13.69

9.49

Espesor

Espesor

Total

Neto

N/G

Av phi

Av Sw

Phi*H

PhiSo*H

SUMARIO DE LA ZONA DE PAGO #

Zona

1 2

Tope U inferior

3

Av Vcl

Tope

Base

8800.00

9519.00

719.00

0.00

0.000

---

---

---

---

---

9519.00

9577.50

58.50

17.50

0.299

0.104

0.329

0.211

1.82

1.22

9577.50

9682.00

104.50

16.00

0.153

0.218

0.263

0.291

3.49

2.58

Ari

4

Tope T superior

9682.00

9722.00

40.00

6.50

0.162

0.127

0.407

0.146

0.83

0.49

5

Tope T inferior

9722.00

9780.00

58.00

14.00

0.241

0.127

0.298

0.157

1.78

1.25

6

9780.00

9877.00

97.00

17.75

0.183

0.219

0.178

0.497

3.88

3.19

Todas las Zonas

8800.00

9877.00

1077.00

71.75

0.067

0.164

0.260

0.283

11.80

8.72

Tope

Base

8800.00

CUTOFFS USADOS #

Zona

1 2

Tope U inferior

3

Min.

Phi

Height

PHIE

9519.00

0.

>= 0.08

= 0.08

= 0.08

= 0.08

= 0.08

= 0.08

= 0.08