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7/30/2019 yacimientos de hidrocarburos en venezuela
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7/30/2019 yacimientos de hidrocarburos en venezuela
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Captulo 2
Yacimientos de Hidrocarburos en Venezuela
Introduccin
Ta Juana (tierra)
Lagunillas (lago)
Ta Juana (lago)
CeutaMara Oeste
Silvestre
Oveja
Santa Rosa
Carito Central
El Furrial
Pedernales
Cerro Negro
7/30/2019 yacimientos de hidrocarburos en venezuela
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Introduccin
En los ltimos ochenta aos, Venezuela
se ha destacado como uno de los pases
petro leros ms impor tan tes del mundo porel volumen de sus reservas, su potencial de
produccin y la variedad de sus crudos. En
este captulo se describen las acumulaciones
de h idrocarburos desde el pun to de v is ta de
su explo tacin , en pr imer trmino a grandes
rasgos cuenca por cue nca, y a continuacin ,
se describen en forma ms especfica 12
yacimientos t p icos escogidos en tre los
diferentes campos petrolferos del pas. Para
cada uno de ellos, se define la situacin
geogrf ica y geolgica, se ind ican laspropiedades petrofsicas y termodinmicas,
se cuantif ican las reservas y la extraccin de
los fluidos y se sealan los mecanismos de
produccin que los caracterizan.
Ubicacin geogrfica
En Venezuela se han identif icado unos
360 campos petrolferos que representan
ms de 17.300 yacimientos de hidrocarburosen una ex tensin de 11 ,9 mil lones de
hectreas (13% del territorio nacional) , de
las cuales el 52% se encuentra en la
Provincia Oriental y el resto en la Provincia
Occidental. (ver Fig. 1.0 en el captulo de
Geo loga y la Tabla 2.1).
Descripcin general
Antes de describir las diferentes acumu-
laciones de hidrocarburos, es impor-tante
destacar que en Venezuela se produ-cenesencialmente todos los t ipos de crudos
existentes en el mundo, cuya clasificacin
por gravedad especfica en grados API es
la siguiente:
PROVINCIA OCCIDENTAL
1) Cuenca de Maracaibo
Las principales acumulaciones de hidro-
carburos se encuentran en las aren iscas de
origen deltaico del Eoceno y del Mioceno.
Una tende ncia general ind ica que los crudos
ms livianos y los condensados yacen en las
f o r mac io n es ms an t ig u as y p r o f u n d as
(Cretcico, Basamento, Paleoceno, Eoceno).
Y A C I M I E N T O S D E H I D R O C A R B U R O S E N V E N E Z U E L A
12
Provincia OccidentalCuenca Area Campos pet rolferos principales
Maracaibo Costa Occidental La Paz, Boscn, Concepcin, Mara, Los Claros,Urdaneta, Los Manueles, Tarra
Centro Lago Lam a, Lam ar Centro
Costa Oriental* Ta Juana, Lagunillas, Bachaquero,Ceuta, Mot atn, Barua, Ambrosio
Falcn Occiden tal Tiguaje, Hombre Pintado, Med ia, El Mene
Orient al La Vela, La Ensenada, Cum arebo
BarinasApure Barinas Silvestre, Silvn, Sinco, PezMingo
Apure Guafita, La Victoria
* Llam ada tambin Costa del Distrito Bolvar o Campo Costanero Bolvar.
Provincia OrientalCuenca Area Campos pet rolferos principales
Maturn* * Anaco Santa Rosa, San Joaqun, El Roble, Santa Ana . . .
Of ici na M el on es, Of ici na Cen tr al , Yo pal es, Ovej a, Or it up an o,
Dacin, Ostra, Mata. . .
Norte de Monagas El Furrial, Santa. Brbara, Jusepn, Carito, Pedernales,Quiriquire
Sur de Monagas Jobo, Morichal, El Salto, Pi ln
Faja del Orinoco Cerro Negro, Hamaca, Zuata, Machete
Gurico* * Las Mercedes Beln, Guavinita, Palacio
** Subcuenca
Bitumen (B) Promedio 8,2
Crudos extr apesados (XP) hasta 9,9
Crudos pesados (P) de 10,0 hasta 21,9
Crudos medi anos (M) de 22,0 hasta 29,9
Crudos livianos y (L)condensados (C) ms de 30
Tabla 2.1
Ubicacin geogrfica de los campos petrolferos principales en Venezuela.
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Y A C I M I E N T O S D E H I D R O C A R B U R O S E N V E N E Z U E L A
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a) Costa Oriental del Lago
En la zona terrestre se encuentran los
campos de Cabimas, Ta Juana, Lagunillas
y Bachaquero que producen crudo pesadoproveniente de las formaciones Lagunillas
y La Rosa de edad Mioceno por encima
de la discordancia del Eoceno (Fig. 2.1).
Estos yacimientos se extienden en un franja
en e l Lag o a may o r es p r o f u n d id ad es
afectando las propiedades de los f luidos,
que resu ltan crudos pesados y medianos.
Las areniscas de la formacin Misoa
constituyen el principal reservorio de hidro-
carburos del Eoceno. Los crudos son de
medianos a livianos segn la profundidad.Las arena s "B", subdivididas e n n ueve miem-
bros, producen crudos medianos especial-
mente de la B7 a la B5 y en menor escala,
petrleo liviano. Las arenas "C" contienen
acumulaciones de crudos livianos y los
miembros C7 al C4 son los principales
productores.
Se descubr i tambin conde nsado y gas
a nivel del Cretcico en el campo Ambrosio
al norte del Lago, cerca de Cabimas.
Los mecanismos de produccin predo-
minantes son: gas en so lucin , empuje
hidrulico, compactacin e inyeccin de gas
y /o agua, para mantenimiento de la pres in
dentro de los yacimientos.
Como ejemplos tpicos de yacimientos
de la Costa Oriental del Lago se puede referir
a los descriptos al final de este captulo, como
son los de Ta Juan a, Lagun illas Inferior07, el
B6X.03, y el Eoceno "C" VLG/3676 del
campo Ceuta.
b) Cen tro de l Lago
Los principales campos petrolferos son
Lama, Lamar y Centro. En esta rea, la pro-
duccin proviene esencialmente del Eoceno,(Arenas "B" y "C") y parcialmente del Mio-
ceno, Formacin La Rosa, Miembro Santa
Brbara. Los crudos son pr incipalmente
livianos. De las calizas de la Formacin
Guasare, de edad Paleoceno se produce
crudo liviano. El Grupo Cogollo, que incluye
las Formaciones Maraca, Lisure y Apn, as
como la Formacin La Luna y el Miembro
Socuy, todos del Cretcico, produce crudos
livianos de sus intervalos fracturados. En la
Tabla 2.2 se detallan algunas caractersticasdel campo Lama que describen en forma
general las acumulaciones petro l feras
presentes en el Centro del Lago.
c) Costa Occidental del Lago
Los campos petroleros ms importantes
del rea son Boscn, MaraLa Paz, Urdaneta
en el norte y TarraLos Manueles en el sur.
En general, el petrleo es liviano cuando
proviene del Basamento y de las calizas del
Cretcico y pesado a mediano cuando se
encuentra en el Terciar io (Eoceno,
Formacin Misoa en el norte, Formacin
Mirador en el sur) . Existen excepciones,
como los campos Boscn y Urdaneta , que
producen crudos pesados del Eoceno y
Mara, con crudo de 16API, del Cretcico.
(Ver yacimiento Cretcico DM115 al final
del captulo). El campo La Paz produce
crudo liviano de l Cretcico y Basame nto, sin
embargo el campo cercano La Concepcin es
un productor de crudo y de gas libre del
Terciario. En el sur, las principales
acumulaciones se encuentran en el Terciario
constituidas por crudos livianos y medianos,
mientras que las cal izas del Cretcico
contienen gas y condensado. En la zona
Central se encuentran las cal izas del
Cretcico con petrleo liviano/mediano en
los camp os Alpuf, San Jos y Machiques.
Formacin* Gravedad Profundidad POES* Factor de Empuje* * *M iembro API (M pies) (M M bn) recobro (%)
Santa Brbara (a) 2932 711 750 30 1, 2
Misoa (b) 2934 7,113,5 7600 40 1, 2, 4
Guasare (c) 3538 1017,5 10 17 2, 3
S/L/C (d) 3242 12,420 720 21,5 1, 2, 3
* (a) Mi oceno, (b) Eoceno, (c) Paleoceno, (d) Cretcico Socuy/La Luna/Cogoll o.* * Petrleo Original En Sitio.
* * * 1. Hidrulico, 2. Gas en solucin, 3. Capa de gas, 4. Expansin.
Yacimiento
(Area lacustre)
Superior
Medio
Inferior
Laguna
Miembro
Bachaquero
Laguna
Lagunillas
Inferior
Lagunillas
Inferior
Sta.
Brb.
Inf.
S
up.
S
up.
Inf.
Sta.
Brb.
Formacin
Lagunillas
LaRosa
EDAD
MIOCENO
BAsup10
BAsup57
BA2
BAmed38
BA12
BAinf59
BA16
A3
A10
LL345
LL711
LL12
LL34
LR11
581471
5805
EOCENO
Figura 2.1
Tabla 2.2
Nomenclatura est ratigrfica
de los yacimientos
del M iocenoCosta del
Distrito Bolvar (Fuente:
Roger J.V. et al., 1989)
Caractersticas de las arenas productoras del campo Lama en el Centro del Lago.
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2
2) Cuenca de Falcn
Las acumulaciones petrolferas ocurren
en rocas del Oligomioceno. En general, el
petrleo de los campos ubicados al oeste de
Falcn (Tiguaje, El Mene, Hombre Pintado) y
de algunos cam pos d el este (Mene de Acosta,
Cumarebo) p rocede d e areniscas. En las reas
de La Ensenada y La Vela, la produccin
proviene de carbonatos. Los crudos son livia-
nos con bajo contenido de azufre y metales.
3) Cuenca de BarinasApure
a) Barinas
Produce crudos pesados a medianos de
la Fo rm a ci n G ob e rn ad o r (m ie m bro s A y
B) d e ed ad Eo cen o y c ru d o med ian o d e la
Formacin Escandalosa (miembro P) del
Cretcico. En el Area Sur se encuentran los
camp os PezMingo, Hato, Sinco; en e l Area
Central, el campo Silvestre, (Ver yacimiento
P1/2 (0017) al final del cap tulo) y e n e l Area
Norte: Silvan, Maporal y Palmita. El empuje
h id r u l ico co n s t i tu y e e l mecan ismo d e
produccin dominante.
b) Apure
El c r u d o l iv ian o p r o v ien e d e d o s
campos: Guafita (Formacin Carbonera del
Oligoceno, miembros A y B) y La
Victor ia (Formacin Escandalosa del
Cretcico). Los mecanismos de produccin
utilizados son el hidrulico y la expansin
de los f luidos.
PROVINCIA ORIENTAL
1) Subcuenca de Maturn
Las acumulaciones ms impor tan tes
pertenecen a las formaciones del Terciario,
pr incipalmente a las del Oligoceno
(Formacin Merecure) y del Mioceno
(Formaciones Oficina y Merecure), (Fig. 2.2).
Se estima que hay ms de diez mil yaci-
mientos probados, dentro de los cuales pre-
domina el tipo de yacimiento pequeo, con
caractersticas muy variadas de rocas y de
fluidos y donde se observan todos los tipos
de mecanismos naturales de produccin.
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3
Formacin y
rangos de
profundidad
Oficina
10005000 pies
Merecure
2501500 pies
Temblador
8002000 pies
EDAD
TERCIARIO
MIOCENOINFERIOR-MEDIO
OLIGO
CENO
Arena
AQA6
Azul
Moreno
Naranja
Verde
Amarillo
Colorado
BA710
CD
F
H
IJ
KL
MN
UP
RST
U
Miembro
CRETACICO
Intervalo
en
explotacin
Figura 2.2
Columna estratigrfica de la formacin OficinaArea Mayor de Oficina. Fuente:
Roger J.V. et al., 1989)
MMb
n
40.000
30.000
20.000
10.000
0
C L M P XP C L M P XP C L M P XP
Venezuela Occidente Oriente
4
Porcentaje del total de cada regin
12.087
8.430
10.956
16.370
34.823
108
4.665
6.340
9.716
1.979
3.7654.676
6.654
34.819
67
322
30
47
79
1312
15
22
48
4
30
Figura 2.3 a
Reservas remanentes de petrleo (1996) por regin y t ipo.
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2) Subcuenca de Gurico
El intervalo productor de la subcuenca
de Gurico abarca la Formacin Tigre del
Cretcico y las Formaciones La Pascua,
Roblecito y Chaguramos del Terciario. La
produccin comercial se encuentra en elArea Mayor de Las Mercedes, donde existen
2 0 acu mu lac io n es d e h id r o car b u r o s
distribuidas en siete campos. Los crudos son
de baja gravedad y alta viscosidad hacia el
sur, de cond ensado y de gas asociado y gas
l ib r e h ac ia e l n o r te co n g r av ed ad es
transicionales en el centro. En los inicios de
su vida productora, los yacimientos tenan
un empuje h idru lico , luego reemplazado,
con el t iempo, por la segregacin de gas
como mecanismo de produccin .
Reservas estimadas al 31/12/1996
Para fine s de 1996, las reservas totales de
hidrocarburos en Venezuela, que compren-
den reservas probadas, probables y posibles,
son de ms de 200.000 millones de barriles de
petrleo y 242.000 MMMpc de gas, que
incluyen unos 30.000 de gas no asociado.
A nivel internacional, Venezuela ocupa el
sexto lugar entre los pases con mayor
volumen de reservas probadas remanentes de
petrleo, el sptimo en cuanto a reservasprobadas remanentes de gas y el sexto lugar
en produccin anual de petrleo.
En el cuadro siguiente se indican las
reservas probadas es t imadas de petr leo y
de gas al 31 de diciembre de 1996 y se
muestran por rea y t ipo de crudo en las
Figuras 2.3a, 2.3b y 2.3c.
Las r ese r v as p r o b ad as r eman en tes
de gas libre son de 13.600 MMMpc de las
cuales 97% estn en el Oriente y el resto en
el Occidente .
Produccin hasta el 31 /12/1996
Durante las ltimas ocho dcadas, hasta
diciembre de 1996, Venezuela ha producido
48.600 MMbls. de petrleo (Fig. 2.4), 64.600
MMMpc de gas asociado y e n solucin y 585
MMMpc de gas libre a travs de casi 40.000
pozos. Durante 1996 la capacidad de produ-
ccin fue de 3,4 MMbppd (ver distr ibucin
porcentual por regin, rea geogrfica y tipo
de crudo en las Figuras. 2.5a y 2.5b) a travs
de 14.900 pozos activos. Por otra parte,
existen otros 15.000 pozos reactivables.
Petrleo Gas *(M M bls) (M M M pc)
Original en sitio 838.680 291.629
Factor de recobro (%) 14,5 66,6
Reservas remanentes 72.666* * 129.610
* Incluye gas asociado, y en solucin as como tambin23.070 MMM pc de gas inyectado.
** Incluyen 2263 MMbl s de bitumen de la Fajapetrolfera del Orinoco. (Area Bitor)
Faja
Oriente
Occidente
Barinas-Apure
Maracaibo
Faja
Gurico
S.Monagas
N.Monagas
San TomAnaco
37% 58% 58% 42%
92% 99,4%
57%
48%41%
5%
5% 1%
17%
8%6%
11%1%
0,6%8%
5%
Petrleo Gas asociado
y en solucin
Venezuela
Occidente
Oriente
Figura 2.5 b
Produccin anual de petrleo
y gas (1996) por regin y
rea geogrfica.
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La explotacin de las acumulaciones
de h idrocarburos venezolanos se ha hecho
mediante agotamiento natural (f lujo natural,
levantamiento artif icial por gas, bombeomecn ico y b o mb eo e lec t r o su mer g ib le ) ,
por recuperacin mejorada (inyeccin alter-
nada de vapor, combustin en sitio, inyeccin
de polmeros y otros) y, durante los ltimos
cincuenta aos, por recuperacin secundaria
para mantener las presiones y desplazar can-
tidades adicionales de petrleo del yaci-
miento (inyeccin de gas y/o agua, inyeccin
continua de vapor). En la Tabla 2.3 se
detal lan los esfuerzos de recuperacin
secundaria en Venezuela (segn el Ministeriode Energa y Minas, ao 1996). Yacimientos tpicos de hidrocaburos
En la Fig. 2.6 y en el cua dro d e arriba se
identif ican doce yacimientos considerados
t p icos de la reg in donde es tn ubicados.
Cad a u n o d e es to s y ac imien to s se h a
descr ip to desde el punto de v is ta de la
g eo lo g a d e p r o d u cc i n , p e t r o f s ica e
ingeniera de yacimientos.
Y A C I M I E N T O S D E H I D R O C A R B U R O S E N V E N E Z U E L A
7
Maracaibo Altagracia
Cabimas
Ta Juana
Lagunillas
Bachaquero
Lagode
Maracaibo
0 50 km
1
2
4
3
5Mara Oeste
Ceuta
B-6-X.03
LL-07
Silvestre6
0 40 km
Barinas
El Furrial
PedernalesEl Carito
Santa Rosa
Oveja
Barcelona
Cumana
Ciudad Bolivar
Tucupita
Maturin
0 50 km
8
7
9 1011
12Area Bitor Orin
oco
N
Figura 2.6
Ref . Campo Yacimiento
1 Ta Juana FormacinLagunillas
2 Lagunillas Lag. Inf.07
3 Ta Juana B6X.03
4 Ceuta Eoceno C /VLG3676
5 Mara Oeste Cretcico DM115
6 Silvestre P1/2 (0017)
7 Oveja J3 (OM100)
8 Santa Rosa RG14COEF
9 El Carito Arenas de Naricual
10 El Furrial Arenas de Naricual
11 Pedernales Arenas P2
12 Cerro Negro Miembro Morichal
Ubicacin geogrfica de 12 yacimientos tpicos.
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8
Introduccin
El camp o Ta Juan a (tierra) est ub icado
en t r e l a s c iu d ad es d e Cab imas y
Lagunillas en la parte septentrional dela costa oriental del Lago de Maracaibo
(Fig. 2.7). Se encuentra dividido en dos
camp os: Ta Juan a Principal y Ta Juana Este,
en los cuales se reparten reas para 18
proyectos trmicos (17 de inyeccin alterna
de vapor y uno de inyeccin continua
de vapor) . Desde el punto de v is ta del
yacimiento , e l campo es una acumulacin
de petrleo pesado (POES mayor de 11.000
MMbn) que cubre una superf icie de ms de
39.000 acres, donde se han perforado cercade 2700 pozos, de los cuales ms de 1800
todava se encuentran activos.
Geologa
a) Estructura
Estructuralmente, el campo Ta Juana
est constituido por un monoclinal de rumbonoroeste-sureste con un buzamiento prome-
dio suave de 4 a 6 grados hacia el suroeste.
Las fallas que lo cruzan son de direcciones
normales y desp lazamientos var iab les
(entre 20 y 250 pies). Las principales tienen
una direccin preferencial noroeste-sureste
(Fig. 2.8)
b) Estratigrafa
La secuencia estratigrfica (Fig. 2.9) del
Post-Eoceno en el campo Ta Juana est
constituida, de base a tope por la Formacin
La Rosa del Mioceno, que yace discor-
dantemente sobre la Formacin Misoa de
edad Eoceno, a continuacin se en cuentra la
Formacin Lagunil las del Mioceno
subdividida en cuatro Miembros (Lagunillas
Inferior, el ms productor, Ojeda, el ms
luttico, Lagun a y Bacha que ro) y, por ltimo,
la Formacin La Puer ta de edad Mio-
Plioceno. Los contactos entre estas tres
principales formaciones son concordantes.
La Formacin La Rosa (70 pies de espesor)est constituida por lutitas laminares de
color gr is verdoso , que se presentan en
intercalaciones de capas de areniscas de
po co e speso r. La Forma cin Lagunillas (1260
pies de espesor) contiene lutitas, arcillas y
arenas con algunas capas de lignito. La
Formacin La Puerta es una secuencia de
arcillas blancas y grises, arenas arcillosas y
arenas grises.
Figura 2.7
Boscan
Tia Juana
Lagunillas
Bachaquero
MeneGrande
Machango
Cabimas
Maracaibo
N
Figura 2.8
250'
750'
250'
7
50'
1250'
1250'
1750'
2250'
1750'
1250'
750'
N
Lago
de
Maracaibo
L
L
LL
LL
L
LD
D
D
D
D
LD
LD
L D
L D
D
LD
L
L D L
D LD L
D L
DL
D L
DL
DL
D L
D L
D L
DL D
L D
LD
LD
L D
DD
L D
D
L
D
Estructural
Falla Tope Lagunil las Inferior
Ubicacin geogrfica del
campo Ta Juana.
M apa estructural del yacimien to Ta Juana.
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c) Ambiente de sedimentacin
El Miembro Lagunillas Inferior en el
camp o T a Ju an a es t r ep r esen tad o
pr incipalmente por sed imentos no mar inosparlicos, con eventuales incursiones del
mar. Hacia el noroeste, la parte inferior est
co n f o r mad a p o r d ep s i to s d e ab an ico
aluvial y depsitos f luviales. Son comunes
las areniscas conglomerticas y los conglo-
merados de clastos de arcilita y matriz
arenosa, con algunos intervalos de facies de
arcilitas y heterolitas. Hacia el tope la
seccin es menos arenosa, hacindose ms
frecuentes los depsi tos parl icos , con
areniscas de grano med io a f ino .
Propiedades petrofsicas
La formacin es u na secu encia de lutitas
y d e a r en as n o co n so l id ad as d e a l t a
porosidad, alrededor del 36% (Fig. 2.9). Las
permeabilidades oscilan entre 2 y 6 darcys,
la saturacin de agua irreducible es de
alrededor del 10%. Las principales arcillas
son la caolinita, la ilita y la montmorilonita
c o n v o l m e n e s q u e p u e d e n a l c a n z a r
de 10 a 20%. Los puntos de corte cutoffs
tpicos son: porosidad 20%, saturacin de
agua 50%, Vcl 50%. Los parmetros de
interpretacin son: a=1, m*=1,6, n*=2,0,
rg=2,66 gr/cm3 para la ecuacin Waxman-
Smits; la salinidad se encuentra entre 2500 y
3500 ppm equivalente NaCl.
Propiedades de los fluidos
Para una presin de saturacin de 725
lpca a una temperatura de 113F, el factor
volumtr ico de formacin para el petr leo es
1,05 by/bn y la relacin gas-petrleo inicial
90 pcn/bn. Estos valores constituyen un pro-
medio y varan segn la profundidad en la
cual se encuentran los intervalos produc-
tores. La gravedad del crudo flucta e ntre 9,2
y 14API (12API como promedio) y la
temp eratura, entre 100 y 125 F. La presininicial estaba comprendida entre 400 y 1000
lpca y la viscosidad del crudo, a 100F y
presin atmosfrica, entre 1500 y 70.000 cp.
Reservas estimadas al 31/12/1996
El clculo de las reservas se basa en un
rea de 39.429 acres, un valor promedio
para el espesor de la arena de 130 p ies ,
po rosidad 36%, saturacin de p etrleo 68% y
factor volumtrico de formacin de petrleo
1,05 by/bn. Los resultados oficiales indican
un POES de 11.114 MMbn, un factor de
recobro del 25% y 1002 MMbn de reservas
remanentes .
Comportamiento del yacimiento
hasta el 31 /12/1996
a) Historia de produccin, inyeccin y presin
El campo Ta Juana fue descubierto en
el ao 1928. Desde entonces hasta 1959, la
produccin promedio fue de 75 Mbppd en
fro, acumulando 418 MMbn provenientes de900 pozos. Desde 1957 hasta 1962 se
l levaron a cabo pruebas de recuperacin
trmica en el campo, ta les como inyeccin
alternada de vapor (IAV), combustin en
sitio (seca y hmeda) y sandwich trmico.
Y A C I M I E N T O : F O R M A C I O N L A G U N I L L A S C A M P O : T I A J U A N A ( T I E R R A )
9
2300
2500
2400
2600
GR
0 (gAPI) 120
ILMProf.
(pies)Formacin(EDAD)
Miembro
Lagunillas(M
IOCENO)
Laguni
llasInferior
LaRosa
.2 (ohm-m) 2000
ILD
Figura 2.9
Registro tipo de Lagunillas
Inferior en Ta Juana.
0
Qo(Mbpd)
RGP(pcn/bn)
Pozos-mes
150
0
400
0
1000
2000
3000
4000
0
1000
500
1500
0
40
20
80
60
NP(MMbn)
AyS(%)
'52 '56 '60 '64 '68 '72 '76 '80 '84 '88 '92 '96
Ao
Pruebaspiloto.Recup.trmica
Cierre pormercado
M-6ICV
NacionalizacinPrueba IAV
a gran escala
IAV+aditivos
GeneralizacinIAV
Pozos-mes
QoNP
RGP
AyS
Historia de produccin del campo Ta Juana.
Figura 2.1 0
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2 12
En g en era l, e l Miemb r o Lag u n a r ep resen ta u n a
p r og ra d ac i n m s d b il q u e la d e l La gu n illa s
In fe rio r, p uesto q ue en l se encu en tran
m e no s a re na s y m s d elga da s, y la se dim e n-tac i n flu v ia l n o p ar ece h ab erse ex ten d id o tan
le jo s h a cia e l o e ste y e l s uro e ste , c o m o o c ur re
en el Miembro Lagunil las Inferior.
Propiedades petrofsicas
Para d efin ir la s p r o p ied ad es p e t ro fs icas
d e l y ac im ie n to LL0 7 s e h a n u tiliz ad o d a to s
p r ov en ie n te s d e u n o s 8 00 p o z os , d e lo s c u ale s
s lo 31 tie n e n re g is tr os d e p o ro sid a d. P o r o tra
p a rte , e xiste n p o ca s m u e stra s d e n cle o s. Se
h a e sco gid o u na re sistivid ad d e 12 o hm -mc o m o p u n to d e c o rt e p ara e stim a r e l e sp e so r
d e are na n eta p etro lfe ra (ANP). A co n-
tin u ac i n se m u e stra n lo s ra n go s d e e sp e so r,
p oro sid ad y satu raci n d e p etr le o p ara
las cap as q u e co n fo rm an el Mie m b ro
Lagun illas Inferior.
La s a re nas d el Mie mb ro La gu na y d e la
Fo rm aci n La Ro sa n o tie ne n p ro pie dad es
p etro fsicas tan a tractivas co m o la d e l
Mie mb ro La gu nillas n i tam po co tan b ue na
continuidad lateral.
Se ha determinado que la relacin
permeabilidad-espesor vara entre 25 y 275
d ar cy s /p ie , d e lo cu a l s e d ed u ce u n a
permeabil idad promedio para el yacimiento
de 1500 md, lo cual est validado por el
anlisis de un ncleo.
Y A C I M I E N T O : L A G U N I L L A S I N F E R I O R 0 7 C A M P O : L A G U N I L L A S ( L A G O )
Figura 2.1 5
Registro tipo del yacimiento LL07.
0
'56 '60 '64 '68
20
40
0
40
80
0
1000
2000
0
200
400
'72 '76 '80 '84 '88 '92 '9
RG
P(pcn/bn)
Qo(Mbppd)
AyS(%)
Ao
Pozosact.
Figura 2.1 6
Historia de produccin del yacimiento LL07.
LLA LLB LLC
Espesor (pies) 2051 2654 1743
Porosidad (%) 18,629,1 22,429,7 27,133,1
Saat . de Pet . (%) 84,685,9 76,285,0 30,267,2
3500
3700
3600
3800
GR
(gAPI) 1000.0
(ohm-m) 20000.2
CALI
(in.) 180.8
RHOB
(g/cm3) 8.91.9
IDLProf.(pies)
(MIOCENO)
Lagu
nillas
L
aRosa
LaRosa
Lagu
nillasInferior
Lagu
na
La A
La B
La C
La D
LL A
LL B
LL C
LR A
LR BSta.
Brbara
3900
Miembro
Formacin
(AGE)
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2
Propiedades de los fluidos
Sobre la base de los anlisis de PVT
(muestras tomadas a 3700 pbnm y a una
temperatura de 140F) se obtuvieron las
siguientes propiedades de los f luidos del
yacimie nto LL07:
Reservas estimadas hasta
el 31/12/1996
Para calcular las reservas se tomaron
como datos bsicos promed io un espesor de
68 pies, un rea productiva de 31.639 acres,
una porosidad de 30% y una saturacin de
petr leo de 84%. A continuacin se
presentan los resultados:
El Miembro Lagunillas Inferior contiene
el 89% del POES (LLA = 40%, LLB = 35% y
LLC = 14%), el Miembro Laguna un
promedio del 10% y la Formacin La Rosa,men os del 1%.
Comportamiento del yacimiento
hasta el 31 /12/1996
a) Historia de produccin, inyeccin y presin
El yacimiento LL07 inici su vida
produ ctiva en m ayo de1926 y hasta diciembre
de 1996, haba producido 1512 MMbn de
petrleo pesado de 18API, 179 MMbls de
agua y 863 MMMpc de gas. En el yacimiento
se completaron 960 pozos, de los cuales 284
son actualmente productivos mediante
bombeo mecnico a una tasa promedio (a
diciembre de 1996) de 34.250 bppd con una
RGP de 850 pcn/bn y 47% de A y S. La tasa
de declinacin anual era del 7,2% hasta 1979,
fecha en la cual se comp letaron m s pozos en
el yacimiento, con lo cual se increment la
produ ccin h asta 1984. En febrero de ese ao
se inici el proyecto de inyeccin de aguas
efluentes en el flanco sur. La produccin
sigui declinando a una tasa de 1,8% anual.Desde 1991, la produccin se mantuvo
constante por encima de los 30.000 bppd.
(Fig. 2.16) Se inyectaron aguas efluentes
p r o v en ien tes d e l Pa t io d e Tan q u es d e
Lagunillas, mediante 10 pozos inyectores,
principalmente en los lentes LLA, LLB,
LLC a una tasa de entre 90 y 110 Mbapd,
con un acumulado de 446 MMBls de agua.
(Fig. 2.17). Se o bserv q ue el agua inyectada
en e l lente LLC, que se en contraba an egado ,
es taba invadiendo el len te LLB porcomu nicacin vertical.
La p resin o riginal del yacimiento, igual a
la de saturacin, era de 1785 lpca y declin a
una tasa de agotamiento de 0,67 lpca/MMbn.
En 1984, cuando alcanz la presin de 780
lpca, despus de acumular 1400 MMbn de
petrleo, se inici la inyeccin de agua. (Fig.
2.18). A raiz de ello, la presin actual del
yacimiento se increment, hasta alcanzar los
13
0
100
200
300
400
500
0
30
60
90
120
150
' 84 ' 85 ' 86 ' 87 ' 88 ' 89 ' 90 ' 91 ' 92 ' 93 ' 94 ' 95 ' 96
Tasa de inyeccin de agu a por d a, QiwInyeccin de agua acumulada, Wip
Ao
Qiw(Mbapd)W
ip(MMbls)
Figura 2.1 7
Historia de inyeccin del yacimiento LL07.
POES 3828 MMbn
Factor de recobro* 44,75 %
Reservas remanentes 201 MMbn
* Entre prim ario (39,29%) y secundario (5,46%).
Presin original 1785 lpca
Presin de bur bujeo, pb 1785 lpca
Factor volumtrico del petrleo @ pb 1,145 by/bn
RGP @ pb 213 pcn/bn
Viscosidad del petrleo @ pb 21 cp
Gravedad del petrleo 8 API
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2
Existen indicios de comunicacin entre
el Area Sur03 y los yacimientos B7X.04 y
B6X.10, as como entre el extremo sur del
yacimiento y el B6X.85.
b) Estratigrafa
El yacimiento B6X.03 forma parte de
las arenas "B" de la Formacin Misoa de
ed ad Eo cen o , p e r ten ec ien te a l r ea
g eo l g ica Eo cen o N o r te d e l Lag o d e
Maracaibo, (Fig. 2.21). Suprayace e infrayace
concordantemente a los Miembros B-7-X y
B-5-X, respectivamen te.
El yacimiento B6X.03 se divide
generalmente en tres unidades estratigrficas
denominadas, de tope a base, intervalos A,
B y C A presenta las caractersticas
geolgicas y petrofsicas ms pobres, su
espesor promedio es de 15 p ies y se
encuentra erosionado en varios sitios. B y
C, tienen un espesor promedio de 60 pies
cada una. Los cuerpos de arenas en cada
in tervalo son masivos y presentan buena
transmisibilidad vertical dentro de cada uno
de ellos.
c) Ambiente de sedimentacin
Se identif ican seis tipos de sedimen-
tacin predominantes : abanico de ro tura,
p laya, bar ra de desembocadura, canal pr in-
cipal, canal d istr ibutario y frente deltaico.
500
0
4700
500
0
550
0
5500
6000
A-01
SUR-03
NOR-02
NOR-01
SUR-01
SUR-02
NOR-03
D L
D L
D L
L D
L D
L D
LD
4700
B-6-X.01
B-6-X.29
B-6-X.49
B-6-X.02
B-6-X.93
B-6-X.10
B-6-X.85
Ejes del anticlinal
Lmite de rea
L
DFalla
Estructural
N
M apa estructural del yacimiento B6X.03.
Y A C I M I E N T O : B 6 X . 0 3 C A M P O : T I A J U A N A ( L A G O )
15
Area Datum Temp Gravedad Rsi pb Bob ob
pbnm F API pcn/bn Ipca by/bn cp
B6X.03 5600 184 25,0 305 1720 1,201 3,80
Norte-01 5600 184 25,0 305 1720 1,201 3,80
Norte-02 5275 178 26,0 379 1816 1,238 2,15
Norte-03 5200 177 26,5 396 1838 1,246 2,10
Sur-01 5800 187 22,1 260 1646 1,179 5,30
Sur-02 5950 190 20,9 226 1602 1,162 7,10
Sur-03 5200 177 26,5 396 1838 1,246 2,10
Tabla 2.4
Figura 2.2 0
Propiedades de los fluidos del yacimiento B-6-X.03 y de sus seis sectores.
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2 16
Y A C I M I E N T O : B 6 X . 0 3 C A M P O : T I A J U A N A ( L A G O )
Propiedades petrofsicas
La informacin proviene de 24 ncleos
de 24 pozos con cerca de 1500 mediciones
de porosidad y 1900 de permeabilidad. Sedemostr que la cor relacin de la per -
meabil idad versus la porosidad es muy
pobre en cada uno de los ncleos d ispo-
nibles. Por ello, se establecieron dos grupos
de correlaciones en funcin del or igen de
los sed imentos que conforman la matr iz
p o r o sa . Las d o s ecu ac io n es r esu l tan tes
f u e r o n co n s id e r ad as co mo h er r amien tas
fiables para obtener la distr ibucin del
rea y tendencias de la permeabil idad , en
todos los estratos y zonas del yacimiento.Sobre la base de 55 pruebas de presin
capilar por drenaje se obtuvo una correlacin
de la saturacin irreducible del agua en
funcin de la permeabil idad y de la
porosidad. A continuacin se indican los
rangos de algunas propiedades petrofsicas
del yacimiento:
Propiedades de los fluidos
En la Tabla 2.4 se muestran los valores
promedio de las propiedades de los f lu idos
del yacimiento B6X.03 para los seis
sectores que lo integran:
El anlisis del agua de formacin del
yacimiento muestra 8000 ppm de cloruro
con 3000 ppm d e b icarbonatos .
Reservas estimadas al 31/12/1996
Las reservas del yacimiento B6X.03,
como las de las reas don de se inyecta agua,
se indican en la Tabla 2.5.
Figura 2.2 1
6900
6800
7100
7000
7200
GR Prof.
(pies)0 (gAPI) 150
RXO
1 (ohm -m ) 1000
SFLU
1 (ohm-m) 1000
ILD
1 (ohm-m) 1000
RHOB
1.9 2.9
NPHI
45 (p.u.) -15
(g cm3)
Formaci
n
(EDAD)
Miembro CALI
4 (pulg.) 14
B6X
B7X
Misoa(EOCE
NO)
B5X
Permeabilidad 63 a 144 md
Porosidad 14 a 15,2%
Saturaci n de petr leo 77,7 a 85,2%
Registro tipo del yacimiento B-6-X.03.
B6X .03 Norte-01 Norte-02 Sur-01 Sur-02
Area (acres) 16.663 1200 2030 1920 2240
Espesor (pies) 186 186 186 186 166
POES (MMbn) 2528 164 277 247 257
Fact.recobro prim.(%) 20,4 26,9 29,0 26,6 18,1
Fact.recobro sec. (%) 9,8 20,8 12,7 14,5 13,2
Reservas reman. (MMbn) 308 13 17 7 58
Tabla 2.5
Reservas estimadas del yacimiento B-6-X.03 y de las reas
en donde se inyecta agua.
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2 22
Introduccin
El yacimiento Cretcico DM115 del
campo Mara Oeste es t ub icado al
noroeste de Maracaibo , a unos 8 kmdel cam po Mara (Fig. 2.30). Desde 1951
produce petr leo pesado subsaturado de
15API proveniente del Cretcico (datum:
5 5 0 0 p b n m) y p r in c ip a lmen te d e la
Formacin Apn, parte inferior del Grupo
Cogollo. Los pozos se encuentran com-
pletados a hoyo ab ier to en la seccin
correspond iente al Grupo Cogollo .
Geologa
a) EstructuraLa interpretacin estructural se bas en
el anlisis de lneas ssmicas migradas 2D
obtenidas en 1982, conjuntamente con la
correlacin es trat igrf ica de los pozos
perforados en el rea. Se elabor en tonces
u n map a es t r u c tu r a l a l n iv e l d e l
Miembro Socuy, Formacin Coln (Fig .
2.31). El principal linea mien to e structural es
una falla mayor inversa de rumbo N45E en
su ramal oeste y S60E en su ramificacin
este. Esta falla inversa, con un salto vertical
promedio de 3500 p ies en su par te cen tral ,d iv ide el rea en un b loque depr imido al
norte (buzamiento menor de 20, cortado
po r fallas inversas de rumb o N20O y N10E
as como fal las normales de d ireccin
N25O) don de n o se han per forado p ozos, y
un b loque levantado al sur del camp o ( fallas
n o r males d e r u mb o N 3 0 O , co n sa l to s
verticales entre 50 y 1000 pies y buzamiento
entre 75 y 85). Otras fallas menores,
perpendiculares a la mayor inversa con
buzamiento entre 50 y 55, dividen el reaen s iete b loques con buzamiento al sur de
ms o meno s 20 , dos de los cuales han s ido
explo tados. No se d etectaron contactos gas-
petrleo, lo cual indica la ausencia de una
capa de gas inicial. Tampoco se encontraron
co n tac to s ag u a- p e t r leo , p e r o se h an
estimado entre 6500 y 7500 pbnm.
b) Estratigrafa
La columna estratigrfica del Cretcico
en el campo Mara Oeste t iene un espesor
promedio de 3000 pies. Esta seccin des-cansa d iscordantemente sobre rocas del
Paleozoico , e in frayace concordantemen te a
la Formacin Guasare del Paleoceno. La
seccin cretcica, de base a tope, est
constituida por la Formacin Ro Negro (65
pies), el Grupo Cogollo (1400 pies) y las
Formaciones La Luna (340 pies) y Mito
Juan/Coln (1200 pies).
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La Paz
Boscan
Bajo
Grande
Lago
de
Maracaibo
Mara
Mara Oeste
N
Figura 2.3 0
570
0'4
900'
410
0'
7300'
650
0'890
0'
85
00'
690
0'5
300'
370
0'
8900'
4100'
5700'5
700'
1100'
4900'
650
0'
8100'
73
00'
2900'
7700'
9300'
8900'
7300'
8900'
8100'
6900'
610
0'
610
0'
490
0'450
0'
410
0'L
L
L
L D
D
D
D
LD
LD
LD
LD
LD
LD
LD
LD
LD
L
D
LD
LDL
D
L
D
Estructural
L
DFalla
Pozo
0 0.5 1.0 km
N
Figura 2.3 1
M apa estructural del yacimiento Cretcico DM115.
Ubicacin geogrfica del
campo Mara Oeste.
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24
Propiedades de los fluidos
En la Fig . 2 .33 se observan los
resultados obtenidos del anlisis PVT de una
muestra de fondo de gravedad de 15,7 APItomada a 5500 pbnm y a una temperatura de
157F.
Reservas estimadas al 31/12/1996
Teniendo en cuenta que el yacimiento
Cretcico DM115 es f racturado y
heterogneo y las propiedades de las rocas
se encue ntran afectadas de un al to grado de
in cer t id u mb r e , s e h an h ech o v a r ias
revisiones de las reservas. La ltima fue
realizada en agosto de 1995, y arroj lossiguientes resultados:
Comportamiento del
yacimiento hasta el 31/12/199 6
a) Historia de presin y produccin
El yacimiento Cretcico DM115 del
campo Mara Oeste fue descubier to en 1951con la perforacin del pozo DM115. Hasta
la fecha se han p er forado 14 pozos, c inco de
los cuales se encuentran activos y uno
abandonado por al ta produccin de agua
durante su e valuacin me diante prueba DST.
La p roduccin acumu lada del yacimien-
to es de 27,8 MMbn de petrleo, 3,9 MMbn
de agua y 7,2 MMMpcn de gas. Actualmente
el yacimiento produce 6,6 Mbppd, con 15%
de A y S y una RGP de 800 pcn/bn
(Fig. 2.34) por bombeo electrosumergible yflujo natural.
Formacin CNP/ANP Porosidad Saturacin(pies) (%) de agua (%)
La Luna 24/125
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2
Introduccin
El yacimiento P1/2 (0017) del campo
Silvestre se en cuen tra situado a uno s 35
km al sureste de la ciudad de Barinas
(Fig 2.36). Abarca un rea de 482 acres
y t iene un e spesor promed io de 59 p ies .
La explotacin comercial de este yacimiento
comenz en 1962, dos aos despus de su
descubrimiento. Es un yacimiento altamente
subsaturado con pres in d e bu rbujeo d e 175
lpca, s iendo la or ig inal de 4120 lpca.
Produce, mediante bombeo electrosumer-
gible, un crudo mediano de 23,5 API, prc-
t icamente s in gas (19 pcn/bn) , pero con un
gran volumen de agua, que representa ms
del 60% del total acumulado de los f luidos.
Geologa
a) Estructura
El campo Silvestre se encuentra
estructuralmen te ms elevado qu e los dem s
de la Cuenca de Barinas. La estructura del
y a c i m i e n t o c o r r e s p o n d e a u n p e q u e o
domo que presenta un buzamiento suave de
2 grados en su flanco norte y muestra fallas
que buzan hacia el este, el oeste y el sur.
La falla con rumbo noreste presenta buza-
miento al sur con un desplazamiento de
aproximadamen te 50 p ies . Con un desplaza-
miento similar y un buzamiento al este se
presenta una falla de rumbo noroeste (Fig.
2.37). Los lmites del yacimiento P1/2
(0017) son: al norte y al este un contacto
agua-petr leo a 9450 pbn m, mientras que al
sur, al oeste y al este se encuentran fallas
normales .
b) Estratigrafa
La Formacin Escandalosa, de edad
Cretcico temprano ha sido subdividida en
cuatro Miembros denominados "S" "R" "P"
"O" en orden ascendente, siendo el "P" el
pr incipal productor de la cuenca. Este
Miembro est compuesto de dos intervalosde arena separados por una lutita delgada
(Fig.2.38). En el yacimiento P1/2 (0017),
esta capa luttica lenticular presenta un
desarrollo irregular y delgado, p or lo cua l se
pu ede considerar que la P1 y la P2 forman
un so lo len te hom ogneo, po r lo me nos a los
efectos del compor tamiento de produccin .
A partir de las pruebas iniciales se cal-
cul una presin original de 2580 lpca (ms
de 1400 lpca por encima de la presin de
burbujeo), la cual ha declinado en formaprogresiva, siendo actualmente de alrededor
de 2000 lpca, lo q ue indica qu e e l yacimiento
contina subsaturado (Fig. 2.35).
b) Mecanismos de produccin
La pr incipal fuente de energ a del
y ac imien to , t en ien d o en cu en ta e l
compor tamiento de su pres in/produccin ,
es u n emp u je h id r u l ico co mb in ad o
p r o b ab lemen te co n la co mp ac tac i n d e
las calizas fracturadas.
Y A C I M I E N T O : C R ET A C I C O D M - 1 1 5 C A M P O : M A R A O E S T E
25
0
1900
2000
2100
2200
2300
2400
2500
2600
2700
2800
5 10 15 20
Presin(lpca)
Produccin acumulada (MMbn)
Variospozos
Figura 2.3 5
Historia de presin del yacimiento Cretcico DM115.
Y A C I M I E N T O : P 1 / 2 ( O O 1 7 ) C A M P O : S I L V E S T R E
Figura 2.3 6
AreaNorte
AreaCentral
AreaSur
Silvestre
Silvan Maporal
EsteroPalmita
Paez-Mingo
Hato
Barinas
Sinco
N
Ubicacin geogrfica del
campo Silvestre.
7/30/2019 yacimientos de hidrocarburos en venezuela
28/49
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2
Y A C I M I E N T O : P 1 / 2 ( O O 1 7 ) C A M P O : S I L V E S T R E
La salinidad del agua juega un rol
importante en la interpretacin. Los perfiles
(SP, resistividad, porosidad en la zona de
agua) t ienden a mostrar una sal in idad de
alrededor de 10.000 ppm (NaCl), mientras
que, en las muestras el nivel es ms bajo.
Los volmenes de arcillas son pequeos y se
observan principalmente caolinitas.
Propiedades de los fluidos
La informacin PVT proviene de una
muestra de fondo tomada en marzo de 1958
(datum: 9383 pbnm, temperatura: 290F).
Los resultados del anlisis fueron validados
med iante la utilizacin de correlaciones ob te-
nidas para crudos de l Oriente d e Venezu ela y
son las siguientes:
Reservas estimadas al 31/12/1996
Se estimaron las reservas utilizando el
mtodo volumtrico :
Comportamiento del yacimiento
hasta el 31 /12/1996
a) Historia de produccin y presin
Mediante bombeo mecnico y electro-
sumergible se produjeron ms de 8,3 MMbn
entre petrleo mediano (3,2 MMbn) y agua
(5,1 MMbn; 61,5% del fluido) (Fig. 2.39). La
produccin promedio de d iciembre de 1996
indicaba 50 bppd, 86% de A y S y una RGP
d e 2 0 0 p cn /b n .
La presin original del yacimiento fue
establecida en 4120 lpca sobre la base del
valor de la presin esttica en el pozo
descubridor (ao 1957). En los aos 1976,
1986 y 1988, se determinaron n iveles
es tt icos y d inmicos de f lu idos . Las
presiones medidas y calculadas al datum seencuen tran den tro de u n rango esperado . En
ms de 25 aos de produccin la pres in no
ha bajado de 3350 lpca.
b) Mecanismo de produccin
Las caractersticas y el comportamiento
del yacimiento indican que el principal
mecanismo de produccin es un empuje
hidrulico.
27
Petrleo original en sitio 36 MMbn
Factor de recobro 29,8 %
Reservas remanentes 7,5 MMbn
1000
2000
3000
4000
5000
6000
Fluidoacumulado(Mbn),Presin(lpca)
10
50
100
AyS(%)
'62 '65 '70 '75 '80 '85 '90 '95 '97
Ao
38003600
38503726
4120
3354
WpNp
AySPresin
Figura 2.3 9
Historia de produccin y presin del yacimiento P-1/2 (0017).
Presin orig inal, pi 4120 lpca
Presin de bu rbujeo, pb 175 lpca
Relacin gas/petrleo @ pb 19 pcn/bn
Factor volumtrico del petrleo @ pi 1,1133 by/bn
Factor volumtrico del petrleo @ pb 1,153 by/bn
Viscosidad del petrleo @ pi 2,20 cp
Gravedad del petr leo 23,5 API
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282
Figura 2.4 0 Introduccin
El yacimiento J3 (OM100) del campo
Oveja se encuentra a un os 20 km al suro-
este de San Tom, Estado Anzotegui(Fig.2.40) y abarca una superficie de casi
2300 acres . La produccin comercial
comen z en jun io de 1954. Para man tener la
presin que declinaba, a partir de 1957 y
durante t res aos se le inyect agua y
posteriormente gas, desde 1963 hasta la
fecha. Se trata de un yacimiento que produjo
unos 55 MMbn de petr leo pesado de 20
API, de los cuales 37 MMbn, o ms del 25%
del POES, se deben principalmente a la
inyeccin de gas que logr mantener lapres in del yacimiento durante ms de
12 aos.
Geologa
a) Estructura
La estructura del yacimiento OM100,
arena J3, consiste en un h om oclinal de rum -
bo noroeste-sureste y buzamiento de aproxi-
madame nte dos grados hacia el nores te .
Los lmites del yacimiento (Fig. 2.41)
son: al norte, una falla normal con desplaza-
miento de aproximadamente 50 p ies , de
rumbo noreste-suroeste y buzamiento al sur
y un contacto agua-petrleo a 3426 pbnm; al
sur, una falla normal con desplazamiento de
ms o menos 150 pies, de direccin este-
oeste y bu zamiento h acia el sur. Tanto al este
como al oeste los lmites estn representados
por rocas y adelgazamiento de la arena.
b) Estratigrafa
La arena J-3 se encuentra en la parte
media de la columna estratigrfica de la
Formacin Of icina, de edad Mioceno tem-
prano a medio , suprayacente a las arenas de
la Formacin Merecure.
En el centro del yacimiento OM100 la
arena J3 alcanza un espesor mayor de 50
pies, que se reduce hacia el este y el oeste
del mismo.
c) Ambiente de sedimentacin
La arena J3 se interpreta como un
depsi to de ambiente f luv iodeltaico , en
forma de barras meandrinas, a partir de la
forma de la SP, y de lo que se conoce de la
Formacin Oficina.
Propiedades petrofsicas
La evaluacin petrofsica se realiz ana-
lizando 13 pozos que contaban con el juego
completo de registros de resistividad y de
porosidad (Fig . 2 .42) . Se determinaron
valores de porosidad segn los registros de
densidad y neutrn correg idos por la
influencia del contenido de arcilla en la
arena. Los valores promedio resultantes son
comparables con los obtenidos de ncleos
tomados en dos po zos.
Y A CI M I E N T O : J - 3 ( O M 1 0 0 ) C A M P O : O V E J A
M apa estructural del yacimiento J-3 (OM100).
Ubicacin geogrfica
del campo Oveja.
El Tigre
Oveja
Ostra
Ganso
Guara Este
SanTom
GuaraCentral
OficinaCentral
OficinaNorte
OcaOleos
MigaYopales Sur
0 10 km N
-3191
3200'
3400'
C.A.P.O. @3426'(EST)
3300'
C.G.P.O. @-3181'(EST)
-3250'
3350'
3100'
D
D
D
D
L
L
L
L
Estructural
L
D
Falla
Pozo productor
Limite de Roca
Pozo in yector (gas)
Pozo iny ector (ag.)
N
Figura 2.4 1
V al or es p ro m ed io Ra ng o
Porosidad (%) 30,2 29,033,4
Saturacin de agua (%) 10,9 4,817,0
Permeabilidad (md) 2384 9584267
Otros datos de in ters:Resistividad de Porosidad de lala arcilla (Rsh): 1,52 ohm-m, arcilla= 18,6%Volumen de Resistividad del aguala arcilla (VSh): 13,5 %, (Rw ) = 0,103 ohm -m
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Propiedades de los fluidos
Se estimaron las propiedades de los
fluidos del yacimiento J3 (OM100)
mediante correlaciones con valores de otrosyacimientos similares. A continuacin se
muestran los parmetros obtenidos, as como
otros datos relevantes:
Reservas estimadas al 31/12/1996
El yacimiento J-3 (OM100) cubre una
superficie de 2280 acres y un espesor de
arena neta petrolfera promedio de 33,67
pies. Se calcularon las reservas utilizando el
mtodo volumtr ico , con los s igu ien tes
resu ltados expresados:
Comportamiento del
yacimiento hasta el 31/12/199 6
a) Historia de produccin, inyeccin y presin
El yacimiento J-3 (OM100), fue
descubier to con la per foracin del pozo
O M 1 0 0 en 1 9 5 2 , p e r o su p r o d u cc i ncomercial se inici en junio de 1954.
La p ro d u cc i n a cu m u la d a a lc an z lo s 5 5
MMb n d e p etr le o m ed ia nte flu jo n atu ra l y
b om beo m ecn ico , 7 MMbn de agu a y 74
MMMp cn d e g as ( Fig . 2 .4 3) . Par a d ic iemb r e d e
1 99 6 la p ro d u cc i n p ro m e d io e ra d e 3 70 b p p d
co n 39% d e A y S y u na RG P d e 1100 p cn / bn .
Y A CI M I E N T O : J - 3 ( O M 1 0 0 ) C A M P O : O V E J A
292
Figura 2.4 2
4000
4200
4100
4000
I2
I3
I4I5
I6
J1
J2
J3
K
L0
L1
L2
Oficina(MIOCENO
TEMPRAN
OA
MEDIO)
GR
(gAPI) 1500
NPHI
(p.u.) 0.060
SP
(MV) 0.0200
(ohm-m)
(ohm-m)
20000.2
20000.2
CALI
(pulg.) 180.8
RHOB
(g/cm 3) 2.651.65
SFLU
ILOProf.(pies)
Formacin
(EDAD)
Arena
Datum 3300 pbnm.
Temperatura 149 F
Presin inicial 1482 lpca
Presin de b urbujeo, pb 1482 lpca
Relacin gas-petrleo @ pb 209 pcn/bn
Factor volumtrico del petrleo @ pb 1,127 by/bn
Factor volum trico del gas @ pb 1,667 pcy/pcn
Viscosidad del petr leo @ pb 4,65 cp
Gravedad del petrleo 20,0 API
POES 149,3 MMbn
Factor de recobro* 37,5 %
Reservas remanentes 0,7 MMbn
* Incluye el prim ario (12,6%) y el secundario (24,9%) princi-palmente debido a la inyeccin de gas.
Perfil tipo del yacimiento J-3 (OM-100).
'54 '57 '60 '63 '66 '69 '72 '75 '78 '81 '84 '87 '90 '93 '96
RGP
AyS
Qo
Ao
0
20
40
60
80
20
0
40
60
0
2
4
6
GP (MM Mpcn)
Qo (Mbppd)
NP (MM bn)
0
0
10
0
70
20
AyS (%)
WP (Mbn)
GP
WP
NP
RGP (Mpcn b n)
5
30
10
Historia de produccin del yacimiento J-3 (OM 100).
Figura 2.4 3
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Propiedades de los fluidos
Los resultados de 22 anlisis PVT en la
zona de l petrleo y cinco en la zona de gas y
condensado, as como las medidas de pre-siones y prueb as iniciales de produ ccin indi-
can, desde el tope hasta la base, la siguiente
distribucin de fluidos: gas, condensado,
pe trleo voltil, liviano y me diano (Fig. 2.53).
Esta gradacin determina una variacin de las
propiedades de los f luidos con respecto a la
profundidad, como se puede apreciar en la
Tabla 2.8. A continuacin se indican otros
datos relevantes:
Existe una zona de transicin de gas a
lquido de aproximadamente 200 pies, donde
se observa la presencia de un fluido crtico,
para el cual la viscosidad y densidad del gas
y el petrleo tienen valores muy similares. En
este tipo de yacimientos, para obtener el
mayor recobro de hidrocarburos, la presin
debe mantenerse p or encima de la mn ima de
roco (en este caso 7000 lpca), para as evitar
una prd ida de petr leo condensado debida
a una conde nsacin retrgrada (formacin de
l qu idos en el yacimiento) as como a
depsitos de asfaltenos en la roca.
Reservas estimadas al 31/12/1996
La arenas de la "Formacin Naricual"
presentan una capa de gas condensado de
considerable d imensin (m = 1 ,2) . Las
reservas estimadas de petrleo en MMbn,
incluyendo las del condensado, se mue stran
en el siguiente cuadro:
Y A C I M I E N T O : A R E N A S D E N A R I CU A L C A M P O : C A R I T O C EN T R A L
352
GR
0 (gAPI) 200MSFL
1 (ohm.m) 1000
NPHI
.45LLS
-.15
Prof.
(pies)
(V V)
RHOB
1.9 2.9(g cm3)
DTCO
140 40(ms ft )
DTSM
240 40(ms ft)
Formacin
(EDAD)
Arena
CALI
4 (pulg.) 14
LLD
14600
14400
14200
15000
14800
15200
"Naricual"(OLIGOCENO)
"NaricualSuperior"
"NaricualMedio"
"NaricualIn
ferior"
Figura 2.5 2
Datum 14.040 pbnm.
Temperatura promedio 280 F
Presin original al datum 11.367 lpca
Gravedad del petrleo 2032 API
Gr aved ad del gas co nd en sad o 33,535,5 API
Registro tipo de las Arenas de Naricual en el campo Carito Central. Lquidos originales en sitio 1883 MMbn
Factor de recobro* 58 %
Reservas remanentes 838 MMbn
* Entre primario (28%) y secundario (30%).
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2
Figura 2.5 5
Y A C I M I E N T O : A R E N A S D E N A R I C U A L C A M P O : E L F U R R I A L
Introduccin
El campo El Furrial est situado al norte
del Estado Monagas a unos 35 km al oeste
de Maturn, (Fig. 2.55). La formacin quese denomina localmente "Formacin
Naricual" del campo El Furrial, con un POES
de 6900 MMbn, es una de las mayores reser-
vas de petrleo mediano del rea. La colum-
na de hidrocarburos est constituida por un
crudo de naturaleza asfaltnica, caracterizado
por la variacin de su gravedad API, del
contenido de asfaltenos y de las propiedades
termodinmicas con la profundidad. Los yaci-
mientos son de tipo volumtrico altamente
subsaturados, sin capa de gas, habindosedeterminado que la actividad del acufero se
encuentra inhibida por la presencia de una
capa de bitumen. Para evitar la cada de la
presin hasta el punto crtico cuando se pre-
cipitan los asfaltenos, se est inyectando agua
dentro del yacimiento, lo cual incrementar
significativame nte e l recobro final de p etrleo.
Geologa
a) Estructura
La estructura en el tope de las areniscas
oligocenas, es decir, el tope de la acumula-
cin, es la de un anticlinal asimtrico de 10 km
de ancho por 8 de largo y de rumbo N 70 E.
El buzamiento del flanco norte vara entre 18
y 24 y el del flanco sur entre 16 y 21. Este
anticlinal est cortado en sus flanco s po r fallas
inversas aproximadamente paralelas al eje dela estructura: las del flanco norte con el lado
descendido al norte y las del flanco sur con el
lado descendido al sur. Un sistema de fallas
normales de lados descendidos al este cortan
transversalmente la estructura. (Fig. 2.56).
Los lmites de los yacimientos al norte
y al sur estn determinados por una capa
de bitumen ("Tar mat") presente en toda
la estructura, mientras que al este y al oeste
los lmites estn constituidos por fallas
normales que separan El Furrial de loscampos adyacentes, El Corozo, y Carito
respectivamente.
b) Estratigrafa
La columna estratigrfica penetrada en
El Furrial comprende ms de 16.000 pies de
sedimentos , cuyas edades van desde el
Cretcico Supe rior hasta el Reciente. Toda la
seccin es fundamentalmente siliciclstica.
La m ayor parte del pe trleo de l campo El
Furrial, lo mismo que la de los yacimientos
del camp o Carito, se en cuentra en un as areni-scas conocidas localmente como "Formacin
Naricual", y consideradas hasta el momento
de edad Oligoceno . Esta suposicin, as como
la nomenclatura litoestratigrfica del rea, se
encuentran en proceso de revisin. Estas
arenas se d ividen en tres paque tes estratigr-
ficos diferentes, separados por capas lutticas
de gran extensin (Fig. 2.57): Naricual
Inferior, con espesores de alrededor de 400
pies, Naricual Medio, tambin de unos 400
pies y Naricual Supe rior, con un prom edio de700 pies. El comportamiento de la presin
(Fig. 2.58) indica que existe algn tipo de
comu nicacin e ntre los tres paqu etes, a pesar
de la presencia de las extensas capa s de lutita
que los separan. La "Formacin Naricual"
suprayace a unas lutitas, muy probablemente
preoligocenas, e infrayace a las lutitas de la
37
El Furrial
Maturn
SantaBrbara
CaritoCentral
CaritoNorte
CaritoOeste
50 km0
N
-1600
0' -16
000'
-160
00'
-160
00'
-170
00'
-15000'
Carito
El CorozoL
D
LD
LD
LD
L D
Estructural
L
DFalla
Pozo productor
Pozo iny ector
N
Figura 2.5 6
M apa estructural de las Arenas de Naricual , campo El Furrial.
Ubicacin geogrfica del
campo El Furrial.
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2 38
Formacin Car ip i ta , Oligomioceno, que
const i tuye el sel lo reg ional para las
acumulaciones ms antiguas de hidrocar-
buros en rocas oligocenas d e los yacimientos
de Sta. Brbara, Carito Norte, Carito Oeste,
Carito Central, El Corozo y El Furrial. Es
necesario recalcar que la estratigrafa aqu
descripta es informal y est en revisin.
c) Ambiente de sedimentacin
El paquete Naricual Inferior se deposit
en un ambiente mar ino prximo costero ,
formado por canales es tuar inos y de mareas ,paleosuelos, barras y bahas litorales. El
paquete Naricual Medio estara depositado
en un ambiente ner t ico in terno con una
superf icie de condensacin en su base y el
Naricual Superior, en un ambiente marino
costero con predominio de bar ras y bahas
costeras as como canales es tuar inos y
paleosuelos .
Propiedades petrofsicas
En la Tabla 2 .9 se ind ican lasp r o p ied ad es p e t r o f s icas p r o med io p a r a
cada paquete de Arenas de Naricual.
A partir de pruebas de restauracin de
presin y DST, desde el punto de vista
macroscpico , la "Formacin Nar icual
puede caracter izarse como relat ivamente
hom ognea y de al ta capacidad de f lu jo .
Para calcular la saturacin de agua
(sal in idad de aproximadamente 1800 ppm
equivalente NaCl) se utiliz la frmula de
Simandoux (m = n = 1,89, a = 0,81). Se
d e te r min la p o r o s id ad med ian te u n a
frmula don de las densidades de la matriz y
del f lu ido eran de 2 ,65 y 0 ,89 gr /cc,
respectivamente. Se estim la permeabilidad
en funcin de la porosidad efectiva, la
saturacin de agua y la arcillosidad, la cual,
en las mejores zonas, es inferior al 5%.
Propiedades de los fluidos
Exis te una relacin l ineal en tre la
profundidad y la temperatura. El gradiente
geotrmico es de 1,43 F/100 pies, con 272
F a 13.000 pbnm.. Existen variaciones
significativas en las caractersticas qumicas
d e lo s f lu id o s y en la s p r o p ied ad es
termodinmicas de los hidrocarburos, tanto
en sentido areal como vertical, lo cual
guarda relacin con la gravedad API, tal
como se observa en la Tabla 2.10.
Figura 2.5 7
GR
2 2000
2 2000
Prof.(pies)0 (gAPI) 200
ILM
(ohm-m)
ILD
(ohm-m)RHOB
1.9 2.9
NPHI
.45 (V/V) -.15
(g cm3)
CALI
6 (pulg.) 16
15500
15400
15300
15200
15100
15000
Form.(EDAD)
"FormacinNaricual"(OLIGOCENO)
Arena
"NaricualMedio"
"NaricualSuperior"
Registro parcial de la
Formacin Naricual
en el campo El Furrial.
Propiedades petrof sicas de las Arenas de Naricual , campo El Furrial.
M iembro Porosidad Permeabilidad Sat . de `ANP(%) (md) agua (%) (pies)
Naricual Inferior 14,8 268 8,3 290
Naricual Medio 15,1 370 7,7 162
Naricual Superior 15,3 509 7,2 220
Tabla 2.9
Y A C I M I E N T O : A R E N A S D E N A R I C U A L C A M P O : E L F U R R I A L
7/30/2019 yacimientos de hidrocarburos en venezuela
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2
La variacin de las propiedades termo-
dinmicas de la co lumna de los h idro-
carburos ha or ig inado la formacin de una
capa b i tuminosa de muy al ta v iscosidad enla base de la es tructura, de espesores
v ar iab les a t r av s d e to d o e l camp o .
Igualmente se formaron zonas de transicin
d e c r u d o m e d i a n o a b i t u m e n c u y o s
espesores fueron es t imados en unos 350
pies. En la siguiente tabla se muestran tres
zo n as d i f e r en tes d e f lu id o s , co n la s
profundidades en pbnm.:
Reservas estimadas al 31/12/1996
Se calcul el POES del yacimiento
med ian te s imu lac i n co n s id e r an d o la
columna de h idrocarburos con gravedad
superior a 16API. Las reservas se muestran a
continuacin:
Se han real izado es tudios que han
permitido planificar la implementacin de
un proyecto de inyeccin de gas m iscib le de
alta presin (7000 lpca) en la cresta del
yacimiento para 1998 con un incremen to de
recobro es t imado en 333 MMbn de petr leo
(5% del POES).
Comportamiento de los yacimien-
tos hasta el 31 /12/1996
a) Historia de produccin, inyeccin y presin
Hasta la fecha hay 58 pozos productores
de crudo. La produccin acumulada desde
1986 es de 779 MMbn de petrleo, siendo
la produccin actual de 370 Mbppd. (Fig.
2.58).
Y A C I M I E N T O : A R E N A S D E N A R I C U A L C A M P O : E L F U R R I A L
39
Petrleo Original en Sitio 6881 MM bn
Factor de recobro* 46,65 %
Reservas remanentes 2431 MMbn
* Entre factor de recobro primario (13,45%)y secundario (33,2%)
S ec t or To pe z on a To pe c ap a N i ve l c ru dot ransicin bitumen 16API
Norte 15.400 15.800 15.700
Sur 14.650 14.900 14.800
Este 15.250 15.400 15.300
Propiedades qumicas:
Gravedad Asfalt enos Azuf re Vanadio Hierro(API) (% peso) (% peso) (ppm) (ppm)
29.6< 8 0,636,0 0,692,41 6,4562 2,21391,0
Propiedades termodinmicas:
Gravedad pb RGP a pb Bo Visc pet.(API) (lpca) (pnc/bn) (by/bn) a pb (cp)
29,6< 8 48601517 1436245 1,9151,249 0,263,2
Tabla 2.1 0
0
100
200
300
Qo(Mbpd)
'86 '87 '88 '89 '90 '91 '92 '93 '94 '95 '96
Ao
0
100
200
300
400
500
600
700
Np(MMbls)
Nar. Sup.
Nar. Med.
Nar. Inf.
6000
8000
10000
12000
Presin(lppc)
Qo
Np
Figura 2.5 8
Historia de produccin y presin de las Arenas de Naricual , campo El Furrial.
0
100
200
300
400
500
600
Inyeccinacumulada(M
Mbls)y
Tasadeinyeccin(Mb
apd)
'92 '93 '94 '95 '96
Ao
Planta
6 Mbapd
Planta
50 Mbapd
Planta
400 Mbapd
Planta550 Mbapd
Inyeccin acumulada
Tasa de i nyeccin
Historia de inyeccin de las Arenas de Naricual , campo El Furrial.
Propiedades qumicas y termodinmicas de las Arenas de Naricual , campo El
Furrial.
Figura 2.5 9
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2 44
b) Estratigrafa
La columna estratigrfica del Area Bitor
tiene un promedio de 3000 pies de espesor
(Fig. 2.67). La Formacin Oficina de edad
Mioceno temprano, depositada sobre una
discordancia Pre-Terciaria ha sido dividida
arbitrariamente en 16 unidades productoras:
Miem bro Morichal (0-16 hasta 0-11), Miem bro
Yabo (0-10 hasta 0-9) y Miembro Jobo/Piln
(0-8 hasta 0-4). Las tres unidades restantes
per tenecen a la seccin basal de la
Formacin Freites suprayacente (Mioceno
Medio). La Formacin Las Piedras (Mioceno
tardo a Plioceno) suprayace a Freites en
con tacto discordan te y, a continu acin, se
encue ntra la Formacin Mesa (Pliostoceno)
c) Ambiente de sedimentacin
La interpretacin de los ambientes y
litofacies est ntimamente relacionada con
unidades productoras. Especficamente, en lassecciones fluviales del Miembro Morichal, no se
puede establecer una correlacin "pico a pico"
puesto que no existen intervalos lutticos
regionales o de suficiente extensin lateral que
perm itan su identificacin, sino grand es paq uetes
de arenas macizas con buen desarrollo vertical y
coalescen cia ho rizontal. (Fig. 2.67).
Propiedades petrof sicas
La evaluacin petrofsica de las Unidades
de los Miembros Morichal, Yabo y Jobo/Pilnes resu ltado del es tudio de 70 pozos
disponib les con per f i les de porosidad
adecuados (densidad y neutrn) y de 206
pozos con curvas de resistividad solamente
(laterolog), as como del anlisis de ncleos
de dos pozos y de muestras de cuatro pozos.
Los resultados se presentan a continuacin:
Los puntos de corte utilizados para la
evaluacin petrofsica y estimacin de la
arena neta de bitumen en los pozos con per-
files de po rosidad son los siguientes: Sw=45%,
Vsh=40%, Porosidad=20%, Swi=7%. Los
parmetros petrofsicos fueron los siguientes:
Rw=0,50 ohm-m, a=1,0, n=2,0 y m=1,7.
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2900'
2800'
2600'
2300'
2200'
2200'
2100'
Tope Miembro Morichal
(Sin escala)
N
EstructuralLimite de parcelaFalla
Figura 2.6 6
M apa estructural ilustrado del M iembro M orichal.
Rango M iembroMorichal
Espesor neto (pies) 150 a 470 218
Volumen de arcil la (Vsh)-% 5 a 12 8
Porosidad (%) 28 a 35 31
Permeabili dad (md) 4000 a 20.000 11.000
Saturaci n de agua (%) 11 a 26 18
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Es de notar que los bajos valores de resis-
tividad que presentan los registros, tanto en la
base como en el tope de las arenas macizas,
se deben bsicamente a cambios granulo-
mtricos normales de la litofacies, y pueden
ser acompaados por un aumento de la arcil-
losidad, pero no asociados con alta saturacin
de agua. Tambin se consider como arena
comercial un espesor no menor de 40 pies.
Para el Miembro Morichal los valores
p r o med io p o n d er ad o s d e A N B so n :
Sw=18,2%, Vsh= 8%, porosidad=31%,
permeabilidad=11.000 md y espesor=218 pies.
Propiedades de los fluidos
En la tabla siguiente se compara el
promedio de las propiedades de los f lu idos
en var ios pozos (datum: 2500 pbnm .) con el
PVT del pozo CO-04, considerado como el
ms representativo del rea.
El conten ido de me tales en el Area Bitor
es: 3,8% de azufre, 80 ppm de nquel y 300
p p m d e v an ad io .
Reservas estimadas al 31/12/1996
En la Tabla 2.11 se mu estran las reservas
de bitumen en MMbn del Area Bitor, que
constituye aproximadamente el 1,6% del
POES de la Faja Petrolfera del O rinoco.
Comportamiento del yacimiento
hasta el 31 /12/1996
a) Historia de produccin
Las reservas remanentes del Miembro
Morichal representan el 96% del Area Bitor,
g r an p a r te d e la cu a l s e en cu en t r aactualmente en explo tacin e incluye la
prueba p i lo to in iciada en 1984 en los
Blo q u es Ex p er imen ta les d e P r o d u cc i n
(BEP) . Debido a las numerosas pruebas de
campo de toda ndole efectuadas en el
perodo 1984-1996 y a los cierres impre-
v is tos , resu l ta d if c i l anal izar e l com-
por tamiento h is tr ico de la produccin .
45
For
m.
(EDAD)
Miem
bro
Piln
Jobo
Yabo
Morichal
Freites
(MIOCENO
MEDIO)
Oficina(MIOCENO
TEMPRA
NO)
Rayos Gamma Unidad
F1
F2
F3
04
05
06
07ab
07c
08
09
010
011a
011b
012
013
014
015
016
Ambiente
Marino Somero
Margen deltaico
Plano deltaico bajoa frente deltaico
Depsitos deltaicos
Episodios marinos
API
Zona costera
Depsitos entre
mareas (marinos)
Plano deltaico bajo
Depsitos fluviales
Depsitos marinos
Basamento Igneo-Metamorfico (PRE-TERCARIO)
017
TerrestreRelleno de valle
Figura 2.6 7
Unidades estratigrficas
en el Area Bitor.
M orichal Jobo Piln Total
Bit um en original en siti o (M Mbn) 18.541 1055 21 19.617
Factor de recobro (%) 12,2 9,0 19,0 12,0
Reservas remanentes (MMbn) 2166 95 2 2263
Tabla 2.1 1
Promedio PVT-CO-04
Presin de burbujeo* , pb (lpca) 1143 1040
RGB @ pb (pcn/bn) 72 79
FVF del bitumen @ pb (by/bn) 1,047 1,047
Viscosidad bitum en @ pb (cp) 71.000 19.342
Temperatura (F) 131 126
Gravedad del bitu men (API) 8,1 7,1
* Considerada igual a la presin original.
Reservas estimadas del Area Bitor (1996).
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2 46
Se puede mencionar que la produccin
acumulada hasta la fecha es de 96 MMbn de
bitumen, ob ten ido pr incipalmente mediante
bombeo mecnico (Dic. 96 : 70 Mbbpd con
12% A y S y RGB de 160 pcn/ bn) y q ue hasta
Julio de 1996 se haban perforado 349
pozos, incluyendo cuatro pozos hor izontales
en los cuales se utiliz con xito el bombeo
electrosumergib le con dosif icacin de
diluente a n ivel de la en trada de la bomba.
Igualmente, se hicieron 23 reperforaciones
horizontales completadas inicialmente con
bombeo de cavidad progresiva. Otras prue-
bas de campo realizadas incluyen la inyec-
cin cclica de vapor, la perforacin de
pozos espaciados a 150, 300 y 400 metros,
los cambios de d iso lvente a n ivel de p ozo y
d i f e r en tes man er as d e co mp le tac i n d e
pozos (Fig. 2.68).
b) Mecanismos de produccin
Se supone que, o r ig inalmente el crudo
en el Miembro Morichal estaba saturado de
gas a su presin inicial, lo cual implica que
un p osib le me canismo de produccin pod r a
ser e l empuje por gas en so lucin . Del
mismo m odo, la com pactacin podr a incid ir
f av o r ab lemen te en la r ecu p er ac i n d ebitumen, como ocurre en la Costa Bolvar,
pero todava la produccin es relativamente
muy pequea en comparacin con el BOES
y no se ha observado subsidencia hasta la
fecha. Otro posib le mecanismo de pro-
duccin a considerar es e l empuje h idru-
lico. Efectivamente, e xiste incu rsin de agua,
s i b ien an no se conoce exactamente la
fuente, ni si es o no activa. Hasta que no se
obtenga mejor in formacin a t ravs de
estudios especiales y anlisis de comporta-
miento de produccin y pres in del Area
Bitor, slo se debe considerar el empleo de
los mecanismos mencionados.
Este captu lo fu e escrito por J-C. Bern ys
con la colaboracin de L.Zamora, S.Antnez (MEM), F.Chiquito (PDVSA), A.Herrera (BITOR),
F.Rodrguez (Corpoven), O.Romero (Lagoven) y O.Surez (Maraven),
y la con tribu cin de M.Miln (MEM), F.Garca (PDVSA), I.Ben zaqu n (BITOR), P.Talarico y
D.Flores (Corpoven ), C.Cam acho, L. Escan dn y K.Larrau ri (Lagoven ), M.Ram paz zo,
X.Veren zuela, J.C.Ustriz y M.Mnd ez (Mara ven), E.Caz ier, B.Cu nnin gham y H.Torres (BP de
Venezuela).
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0
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'84'83 '85 '86 '87 '88 '89 '90 '91 '92 '93 '94 '95 '96
Pozos activo s
Corte de agua, AyS (%)
Relacin gas bitumen RGB (pcn/bn)
Tasa de produccin de bitumen Qb (bppd)
Ao
Figura 2.6 8
Historia de produccin del
Area Bitor.
A U T O R Y C O L A B O R A D O R E S
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