CRUDOS PESADOS EN LATINOAMERICA

UNIVERSIDAD AUTONOMA ¨GABRIEL RENE MORENO¨

FACULTAD INTEGRAL DEL CHACO

CAMPO TÍA JUANA

INTRODUCCION

El Campo Tía Juana (tierra) está ubicado entre las ciudades de Cabimas y Lagunillas en la parte septentrional de la Costa Oriental del Lago Maracaibo (VENEZUELA). Se encuentra dividido en dos campos: Tía Juana Principal y Tía Juana Este en los cuales se reparten áreas para 18 proyectos térmicos (17 de inyección alterna de vapor y uno de inyección continua de vapor). Desde el punto de vista del yacimiento, el campo es una acumulación de petróleo pesado (POES mayor de 11000 MMbn), que cubre una superficie de más de 39000 acres, donde se han perforado cerca de 27000 pozos de los cuales más de 1800 pozos todavía se encuentran activos.

Campo: TIA JUANA

INTRODUCCIÓNUBICACIÓN GEOGRÁFICA:

Campo: TIA JUANA

GEOLOGÍAa) ESTRUCTURA

Campo: TIA JUANA

GEOLOGÍAB) ESTRATIGRAFÍA

La secuencia estratigráfica del Post-Eoceno en el campo Tía Juana está constituida de base a tope por la Formación La Rosa del Mioceno, que yace discordantemente sobre la formación Misoa de edad Eoceno, a continuación se encuentra la Formación Lagunillas del Mioceno subdividida en cuatro miembros (Lagunillas inferior, el más productor, Ojeda el mas lutítico, Laguna y Bachaquero) y, por último la Formación La Puerta de edad Mioplioceno. Los contactos entre estas tres principales formaciones son concordantes. La Formación La Rosa (70 pies de espesor) está constituida por lutitas laminares de color gris verdoso, que se presentan en intercalaciones de capas de areniscas de poco espesor. La Formación Lagunillas (1260 pies de espesor) contiene lutitas, arcillas y arenas con algunas capas de lignito. La Formación La Puerta es una secuencia de arcillas blancas y grises, arenas arcillosas y arenas grises.

Campo: TIA JUANA

PROPIEDADES PETROFISICAS

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

RESERVAS ESTIMADAS AL 31/12/1996

Campo: TIA JUANA

COMPORTAMIENTO DEL YAC. HASTA EL 31/12/1996a) HISTORIA DE PRODUCCION, INYECCION Y PRESIONSe han realizado 18 proyectos térmicos, (7 IAV en el campo Tía Juana principal, uno de los cuales es el de las Áreas Periféricas que bordean el campo y 11 en Tía Juana Este, incluyendo el proyecto de IVC, M-6). Se inyectaron 34,1 millones de toneladas de vapor en 2266 pozos y se recuperaron 1775 MMbn de petróleo, estimándose que 1039 MMbn son adicionales a lo que se hubiera podido producir por agotamiento natural. Se inyectaron aproximadamente 4675 toneladas de vapor por ciclo.

Campo: TIA JUANA

COMPORTAMIENTO DEL YAC. HASTA EL 31/12/1996

B) MECANISMOS DE PRODUCCIONLos principales mecanismos de producción que activan los yacimientos de la formación Lagunillas del campo Tía Juana son el empuje por gas en solución y la compactación. Este fenómeno es de especial relevancia en los yacimientos constituidos por arenas no consolidadas, como las de Tía Juana y otros campos de la Costa del distrito Bolívar. La compactación se debe a la disminución de la presión de los fluidos en el yacimiento por la producción de los mismos, incrementando a su vez la presión ejercida sobre el por los estratos supra yacentes.

CAMPO LAGUNILLAS

Campo: LAGUNILLAS

INTRODUCCIONEl yacimiento Lagunillas (lago) Inferior-07 (LL-07) está ubicado en la Costa Oriental del Lago Maracaibo, frente a la población de Lagunillas y al norte de Bachaquero (VENEZUELA). Comenzó su vida productiva en mayo de 1926 y en él se han completado 960 pozos a una profundidad de aproximadamente de 4200 piés. Cubre una extensión de unos 31000 acres y su POES es de 3830 MMbn de crudo pesado. A partir de 1984. Se le ha inyectado agua del Patio de Tanques de Lagunillas con la finalidad de incrementar el recobro del petróleo manteniendo la presión y eliminando el drenaje de las aguas efluentes hacia el Lago de Maracaibo.

Campo: LAGUNILLAS

INTRODUCCIÓNUBICACIÓN GEOGRÁFICA:

Campo: LAGUNILLAS

GEOLOGÍAa) ESTRUCTURA

Campo: LAGUNILLAS

GEOLOGÍAB) ESTRATIGRAFÍA

El yacimiento LL-07 está constituido por los Miembros Laguna y Lagunilla Inferior de la Formación Lagunilla y los Miembros La Rosa y Santa Bárbara de la Formación La Rosa, de edad Mioceno. Infra yace concordantemente al Miembro Bachaquero, también de la Formación Lagunillas y supra yace discordantemente a las formaciones del Pos-Eoceno. El miembro más importante es el Lagunillas Inferior, que contiene el 89% del POES. Este, a su vez, ha sido dividido en tres capas: LL-A, LL-B y LL-C. (El Miembro Laguna fue subdividido en cuatro lentes desde La A hasta La D y a la Formación La Rosa, en LRA y LRB)

Para definir las propiedades petrofísicas del campo LL-07, se han utilizado datos provenientes de unos 800 pozos, de los cuales solo 31 tienen los registros de porosidad. Por otra parte existen pocas muestras de núcleos. Se ha escogido una resistividad de 12 ohm-m como punto de corte para estimar el espesor de arena neta petrolífera (ANP). A continuación se muestranlos rangos de espesor, porosidad, y saturación para las capas que conforman el miembro Lagunillas Inferior.

Campo: LAGUNILLAS

PROPIEDADES PETROFISICAS

Campo: LAGUNILLAS

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

PARA :

Campo: LAGUNILLAS

RESERVAS ESTIMADAS AL 31/12/1996

SE TIENEN LOS SIGUIENTES RESULTADOS:

Campo: LAGUNILLAS

COMPORTAMIENTO DEL YAC. HASTA EL 31/12/1996a) HISTORIA DE PRODUCCION, INYECCION Y PRESION

El yacimiento LL-07 inicio su vida productiva en mayo de 1926 y hasta diciembre de 1996 había producido 1512 MMbn de petróleo pesado de 18°API, 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 mecánico a una tasa promedio (a diciembre de 1996) de 34,250 bppd con una RGP de 850 pcn/bn. La tasa de declinación anual era de 7,2% hasta 1979 fecha en la cual se completaron mas pozos en el yacimiento, con lo cual se incremento la producción hasta 1984. En febrero se inicio el proyecto de inyección de aguas efluentes en el flanco sur. La producción siguió declinando a una tasa de 1.8% anual. Desde 1991 la producción se mantuvo constante por encima de los 30000 bppd. Se inyectaron aguas efluentes provenientes del patio de tanques de Lagunillas mediante 10 pozos inyectores principalmente en los lentes: LL-A, LL-B, LL-C, a una taza de 90 y 110 bapd, con un acumulado de 446 Bbls de agua. Se observo que el agua inyectada en el LL-C, que se encontraba anegado estaba invadiendo el lente LL-B por comunicación vertical.

Campo: LAGUNILLAS

COMPORTAMIENTO DEL YAC. HASTA EL 31/12/1996a) HISTORIA DE PRODUCCION, INYECCION Y PRESION

Campo: TIA JUANA

COMPORTAMIENTO DEL YAC. HASTA EL 31/12/1996La presión original del yacimiento igual a la de saturación era de 1785 lpca y declino a una tasa de agotamiento de 0, 67 lpca/MMbn. En 1984, cuando alcanzo la presión de 780 lpca, después de acumular 1400MMbn de petróleo, se inicio la inyección de agua. A raíz de ello la presión actual del yacimiento se incremento hasta alcanzar los 911 lpca en la actualidad, lo cual indica el proyecto positivo del efecto de recuperación secundaria (entre 1000 y 1400 lpca observado en las zonas no drenadas, entre 600 y 800 lpca en las zonas de producción y entre 900 y 1200 lpca en la zona cercana a los inyectores). El remplazo acumulado de fluidos es de 78%. En seis pozos se está probando con éxito la inyección alternada de vapor, otra técnica de recuperación que permitirá recuperar las cuantiosas reservas remanentes de petróleo pesado que existen.

COMPORTAMIENTO DEL YAC. HASTA EL 31/12/1996

B) MECANISMOS DE PRODUCCION

El mecanismo de producción preponderante en el yacimiento Lagunillas Inferior-07 es la compactación de las rocas sobre todo en la parte centro-oriental. Asimismo el empuje hidráulico a contribuido en forma muy importante y en menor cuantía el empuje por gas en solución. Finalmente la inyección de aguas efluentes ha sido exitosa en el mantenimiento de la presión en el yacimiento, y , por lo tanto debe considerarse como otro mecanismo de producción.

CONCLUSIONES:

•La inyección alterna de vapor, y la inyección de vapor en ciclos consiguieron un incremento en la producción debido a la reducción de la viscosidad, adicionalmente la eficiencia de levantamiento se incrementa.•En campos petroleros de crudo pesado, donde el costo del diluente sea una parte considerable del costo de producción, se puede mantener la producción reduciendo la inyección del mismo, sin embargo es recomendable efectuar primeramente un análisis económico, que permita justificar la instalación de un equipo de calentamiento, ya sea directo o indirecto.•Se incrementa el tiempo de vida de los pozos productores mediante la recuperación terciaria.

Campos: TIA JUANA y LAGUNILLAS (VENEZUELA)

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