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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELAUNIVERSIDAD DEL ZULIAFACULTAD DE INGENIERÍADIVISIÓN DE POSTGRADOPROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE PETRÓLEOCONTROL DE LA PRODUCCIÓN DE AGUA MEDIANTE LADETERMINACIÓN DE LA TASA CRÍTICA Y LA APLICACIÓN DEGELES MODIFICADORES DE PERMEABILIDAD RELATIVA EN ELYACIMIENTO B-SUP VLG-3729 DEL CAMPO CEUTATrabajo de Grado presentado ante laIlustre Universidad del Zuliapara optar al Grado Académico de:MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEOAutor: Ing. Néstor Orlando Bonilla OríficeTutor: PhD. Orlando ZambranoMaracaibo, julio de 2010

Bonilla Orífice, Néstor Orlando. Control de la producción de agua mediante la determinaciónde la tasa crítica y la aplicación de geles modificadores de permeabilidad relativa en elYacimiento B-SUP VLG-3729 del Campo Ceuta. (2010). Trabajo de Grado. Universidad delZulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo. Venezuela. 189 p. Tutor: Prof.Orlando Zambrano.RESUMENEl mecanismo de producción predominante del Yacimiento B-SUPERIOR VLG-3729 es elempuje hidráulico, debido a la existencia de un acuífero moderadamente activo, el cual se hadesplazado hasta saturar completamente la arenas inferiores de los pozos que se encuentranperforados buzamiento abajo del yacimiento. Adicionalmente en los últimos 3 años se haproducido un incremento abrupto en el corte de agua de algunos pozos ubicados estructura arriba,como consecuencia del aumento de la tasa de producción, lo que ha generado un flujopreferencial de agua desde el acuífero hacia los pozos productores en las arenas de mayorpermeabilidad, reduciendo considerablemente la producción de crudo, incrementando los costospara la disposición del agua, requiriendo mayores volúmenes de gas de inyección delevantamiento, dejando mayores volúmenes de reservas de crudo. Por esto se hace imperativa laestimación de la tasa crítica o tasa optima para evitar la irrupción prematura de agua y/o elincremento del corte actual. De esta forma se reducirán los costos de producción, se incrementarála recuperación de hidrocarburo y se alargará la vida útil del yacimiento. Dicha tasa se determinómediante análisis probabilístico utilizando las correlaciones de Dietz, para lo cual se utilizó unprograma comercial. Se revisaron los pozos con problemas de agua para evaluar la factibilidad deaplicación de geles modificadores de permeabilidad relativa como método de control de agua, serealizaron las propuestas de inyección respectivas y se plantearon los programas operacionales aseguir y se determinó la rentabilidad de los mismos. Se observó que al producir los pozos pordebajo de la tasa crítica se puede controlar el incremento del corte de agua con una reducción de157 BND de crudo, además con la inyección de geles se pueden reducir 1214 BAD lo queincrementaría la producción de crudo en 659 BND.Palabras clave: geles, permeabilidad relativa, tasa crítica, producción de agua, Ceuta.Correo Electrónico: bonillaorifice@yahoo.es

Bonilla Orífice, Néstor Orlando.Water production control through critical rate determinationand the application of relative permeability modifying gels at B-SUP VLG-3729 Reservoirof Ceuta field. (2010). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. Divisiónde Postgrado. Maracaibo. Venezuela. 189 p. Tutor: Prof. Orlando Zambrano.ABSTRACTThe relevant production mechanism of reservoir B-SUPERIOR VLG-3729 is the hydraulic push,due to the existence of a moderately active aquifer, which has displaced to completely saturatethe sands below the wells unleveled perforated under the reservoir. Additionally, during the past3 years, an abrupt increasing of water interruptions at some wells located upward the structurehas occurred, as a consequence of the increasing production rate, which has generated a waterpreferential flow from the aquifer to the producing wells in the sands of higher permeability,considerably decreasing oil production, increasing costs for water disposition and requiringhigher levels of gas for lifting, leaving higher levels of oil reserves. Therefore, it is imperative theestimation of critical rate or optimal rate to avoid the premature water irruption and/or thegrowing of current interruption. In this manner, production costs will reduce, hydrocarbonrecovery will increase and the life time of the reservoir will be longer. That rate was determinedthrough probability analysis using Dietz correlations. Wells presenting water problems wererevised in order to evaluate feasibility to apply relative permeability modifying gels as a methodfor water control by fingering, injection proposals were performed, operational programs werestated and their profitability was determined. It was observed that when wells produce below thecritical rate, the increasing of water interruption can be controlled with a reduction of 157 BNDof oil, furthermore, with gels injection 1214 BAD can be reduced, which would increase the oilproduction at 659 BND.Key words: gels, relative permeability, critical rate, water production, Ceuta.E-mail: bonillaorifice@yahoo.es

DEDICATORIAA Dios, por brindarme la vida, salud, bienestar y por ayudarme en cada uno de mis pasos para laconsecución de mis metas.A mis padres Eve y Néstor, por el apoyo incondicional que me ofrecen en todo momento en lopersonal y profesional. Cada uno de mis logros es por y para ustedes, por lo grandiosos que son,los amo con todo mi corazón.A mis hermanos Yonnell, Juan y Nerza, porque son muy importantes para mí y hancontribuido en mi desarrollo personal y de carrera, siempre cuento con ustedes. Dios los bendigasiempre.A mi sobrina, por ser tan espontanea, ocurrente y aplicada, por sus eternas frases. Que dios teacompañe siempre.A mi abuela Yoni, por los consejos, por impartir sus valores, por el apoyo y por ser tan jovial.A Ligia, por compartir el desarrollo de este nuevo reto, por colaborar en todo momento, por susbuenos consejos y por la increíble persona que es.

AGRADECIMIENTOSA Dios por darme fortaleza, apoyo e impulso, por ser mi guía iluminándome el camino y poracompañarme en todo momento.A mis padres Eve y Néstor por ser maravillosos padres, por sus excelentes valores, consejos ypor el extraordinario apoyo, estaré eternamente agradecido.A Ligia por sus consejos, dedicación y gran esfuerzo durante la realización de esta investigación,en especial cuando el nivel de exigencia fue bastante alto. Por ser una gran fuente de amor.Al profesor Orlando Zambrano por ser un excelente profesional muy humano y colaborador,gracias por todo el apoyo.A la Universidad del Zulia por formarme como profesional.A todos mis familiares y amigos que de una u otra forma me dieron palabras de aliento en losmomentos difíciles y que aportaron un grano de arena para construir esta meta, mi maestría.A todos muchas gracias.Néstor Bonilla

TABLA DE CONTENIDOPáginaRESUMEN ...................................................................................................................................... 3ABSTRACT .................................................................................................................................... 4DEDICATORIA .............................................................................................................................. 5AGRADECIMIENTOS ................................................................................................................... 6TABLA DE CONTENIDO ............................................................................................................. 7LISTA DE FIGURAS ................................................................................................................... 12LISTA DE TABLAS ..................................................................................................................... 14INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................... 15CAPITULO I ................................................................................................................................. 17DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO .............................................................................................. 171.1. Planteamiento y formulación del problema ....................................................................... 171.2. Justificación y delimitación de la investigación ................................................................ 181.3. Objetivos de la investigación ............................................................................................. 191.3.1. Objetivo general ........................................................................................................ 191.3.2. Objetivos específicos ................................................................................................. 191.4. Antecedentes de la investigación ....................................................................................... 191.5. Metodología a utilizar ........................................................................................................ 211.6. Viabilidad de la investigación ........................................................................................... 221.7. Resultados esperados de la investigación .......................................................................... 22Cronograma de actividades ....................................................................................................... 23CAPITULO II ................................................................................................................................ 24GEOLOGIA DEL AREA DE ESTUDIO ..................................................................................... 242.1. Ubicación geográfica del área ........................................................................................... 242.2. Modelo geológico .............................................................................................................. 242.2.1. Descripción geológica ............................................................................................... 242.2.2. Descripción estratigráfica y sedimentologica ............................................................ 252.2.3. Descripción litológica ................................................................................................ 262.2.4. Análisis por estratigrafía secuencial .......................................................................... 272.2.5. Límites y unidades estratigráficas ............................................................................. 302.2.6. Descripción de la unidad Sedimentaria B-4 .............................................................. 322.2.7. Descripción de la unidad Sedimentaria B-3/B-2 ....................................................... 342.2.8. Descripción de la unidad Sedimentaria B-1 .............................................................. 352.2.9. Geometría y evolución sedimentológica de unidades ............................................... 362.2.10. Unidad Genética B-4 ................................................................................................. 362.2.11. Unidad Genética B-1 ................................................................................................. 382.2.12. Estudios de petrografía .............................................................................................. 39

Página2.2.13. Características petrográficas y diagenéticas de las arenas B-4 .................................. 392.2.14. Características texturales en arenas de B-4. .............................................................. 392.2.15. Mineralogía detrital en las arenas de B-4 .................................................................. 402.2.16. Estimación de pérdida de porosidad en las arenas de B-4 ......................................... 402.2.17. Calidad de yacimiento y procesos diagenéticos de las arenas B-4 ............................ 40CAPITULO III .............................................................................................................................. 43MARCO TEÓRICO ...................................................................................................................... 433.1. Permeabilidad .................................................................................................................... 433.1.1. Tipos de permeabilidad ............................................................................................. 443.1.2. Permeabilidad relativa agua-petróleo ........................................................................ 453.1.3. Permeabilidad relativa gas-petróleo .......................................................................... 473.1.4. Curvas de permeabilidades relativas ......................................................................... 483.1.5. Factores que afectan la permeabilidad....................................................................... 503.1.6. Medición de la permeabilidad ................................................................................... 503.1.7. Determinación de permeabilidad relativa .................................................................. 513.2. Saturación de fluidos ......................................................................................................... 523.3. Tensión superficial e interfacial ........................................................................................ 533.4. Humectabilidad .................................................................................................................. 533.5. Presión capilar ................................................................................................................... 543.5.1. Métodos para medir presión capilar .......................................................................... 593.6. Heterogeneidad del yacimiento ......................................................................................... 603.7. Movilidad .......................................................................................................................... 603.8. Razón de movilidad ........................................................................................................... 603.9. Fuerzas viscosas ................................................................................................................ 623.10. Teoría VISCAP ................................................................................................................ 623.11. Tasa crítica ....................................................................................................................... 633.12. Producción de agua excesiva ......................................................................................... 633.12.1. Mecanismos de alta producción de agua asociados a la completación ..................... 633.12.1.1. Fuga de revestidores ........................................................................................... 633.12.1.2. Comunicación por detrás del revestidor ............................................................. 643.12.2. Mecanismos asociados al yacimiento ........................................................................ 643.12.2.1. Empuje de agua de fondo .................................................................................... 643.12.2.2. Ruptura de las barreras ....................................................................................... 643.12.2.3. Conificación ........................................................................................................ 653.12.2.3.1. Métodos de determinación de tasa crítica por conificación ......................... 663.12.2.3.1.1. Muskat and Arthur ................................................................................. 663.12.2.3.1.2. Meyer y Garder ...................................................................................... 663.12.2.3.1.3. Chaney, Noble, Henson y Rice .............................................................. 673.12.2.3.1.4. Chierici Et Al ......................................................................................... 673.12.2.3.1.5. Chaperon ................................................................................................ 683.12.2.3.1.6. Schols .................................................................................................... 683.12.2.3.1.7. Yang y Wattenbarger ............................................................................. 68

Página3.12.2.3.1.8. Guo y Lee .............................................................................................. 693.12.2.3.1.9. Hoyland ................................................................................................. 693.12.2.3.1.10.Sobocinski y Cornelius ......................................................................... 693.12.2.3.1.11.Bournazel y Jeanson .............................................................................. 713.12.2.3.1.12.Kuo y Desbrisay .................................................................................... 723.12.2.3.1.13.Craft y Hawkins .................................................................................... 723.12.2.4. Adedamiento y flujo de agua a través de canales de alta permeabilidad ............ 733.12.2.4.1. Inestabilidad viscosa de la interfase agua – petróleo ................................... 743.12.2.4.2. Tipos de desplazamientos de petróleo por agua ........................................... 743.12.2.4.2.1. Desplazamientos estables ................................................................................. 753.12.2.4.2.2. Desplazamientos inestables .............................................................................. 763.12.2.4.3. Criterios de inestabilidad de Dietz................................................................ 773.12.2.4.4. Ecuaciones predictivas del recobro en desplazamientos inestables ............. 793.12.2.5. Estimulación fuera de zona ................................................................................. 793.12.2.6. Flujo de petróleo reducido debido a daños de la formación. .............................. 803.12.3. Prevención de la alta producción de agua ................................................................. 803.12.3.1. Prevención de fuga de revestidores .................................................................... 803.12.3.2. Prevención de canalización por detrás del revestidor. ........................................ 813.12.3.3. Prevención de la conificación. ............................................................................ 813.12.3.4. Prevención de la canalización a través de canales de alta permeabilidad........... 823.12.4. Identificación y diagnóstico del origen del agua. ...................................................... 833.12.4.1. Registro de producción (PLT) ............................................................................ 833.12.4.2. Diagnóstico de los problemas de agua (K. S. CHAN) ........................................ 843.12.4.3. Registro de cementación (CBL, VDL) ............................................................... 863.12.4.4. Registro de flujo de agua "Water Flow Log" ...................................................... 873.12.4.5. Registro de saturación (RST) .............................................................................. 883.12.4.6. Correlaciones estratigráficas ............................................................................... 883.12.4.7. Clasificación de las aguas de formación ............................................................. 883.12.4.8. Composición química ......................................................................................... 893.12.4.9. Caracterización ................................................................................................... 903.12.4.9.1. Métodos de identificación gráfica para caracterizar aguas de formación. ... 923.12.5. Técnicas de control de agua....................................................................................... 953.12.5.1. Mecánicas ........................................................................................................... 953.12.5.2. Químicas ............................................................................................................. 963.12.5.3. Fluidos bloqueantes ............................................................................................ 963.12.5.4. Fluidos modificadores de permeabilidad relativa ............................................... 963.12.5.5. Fluidos controladores de movilidad del agua ..................................................... 963.12.5.6. Sistemas gelificantes ........................................................................................... 973.12.5.6.1. Objetivo ........................................................................................................ 973.12.5.6.2. Características de los sistemas gelificantes .................................................. 973.12.5.6.3. Tipos de sistemas gelificantes ...................................................................... 983.12.5.6.3.1. Polimerización ........................................................................................ 983.12.5.6.3.2. Agentes reticulantes ............................................................................... 993.12.5.6.3.3. Rompedores ............................................................................................ 993.12.5.6.3.4. Efecto DPR ............................................................................................. 993.12.5.6.4. Ventajas del uso de sistemas gelificantes ................................................... 1003.12.5.6.5. Desventajas del uso de sistemas gelificantes ............................................. 1013.12.5.6.6. Aplicaciones de los sistemas gelificantes................................................... 101

Página3.12.5.6.7. Sistemas gelificantes comerciales .............................................................. 1013.12.5.7. Geles ................................................................................................................. 1033.12.5.7.1. Clasificación de los geles ........................................................................... 1033.12.5.7.2. Características de los geles ......................................................................... 1053.12.5.7.3. Variables importantes para la formulación de un gel ................................. 1063.12.5.7.4. Variables que afectan las características de los geles ................................ 1073.12.5.7.5. Aplicación de geles en operaciones de producción .................................... 1083.12.5.7.6. Parámetros a considerar al momento de realizar inyección de Multigel 1083.12.5.7.7. Técnicas de colocación del gel ................................................................... 1103.12.5.7.7.1. Con unidad de tubería continua ............................................................ 1103.12.5.7.7.2. Sin unidad de tubería continua ............................................................. 1113.12.5.7.8. Criterios generales de selección de pozos candidatos ................................ 1123.12.5.7.8.1. Criterios de yacimientos ....................................................................... 1123.12.5.7.8.2. Criterios de producción ........................................................................ 1123.12.6. Bases de datos y aplicaciones .................................................................................. 1133.12.7. Nomenclatura de los modelos de tasa crítica........................................................... 114CAPITULO IV ............................................................................................................................ 116MARCO METODOLÓGICO ..................................................................................................... 1164.1. Generalidades .................................................................................................................. 1164.2. Tipo de investigación ...................................................................................................... 1164.3. Metodología y procedimientos empleados ...................................................................... 1174.3.1. Recopilación y organización de la información ...................................................... 1174.3.2. Validación de la información .................................................................................. 1184.3.2.1. Actualización de las historias de los pozos ......................................................... 1184.3.2.2. Análisis PVT ....................................................................................................... 1184.3.2.3. Análisis de presión .............................................................................................. 1194.3.2.4. Análisis de núcleos ............................................................................................. 1204.3.2.5. Petrofísica ........................................................................................................... 1244.3.2.6. Registros PLT y de cementación ........................................................................ 1244.3.2.7. Datos generales del Yacimiento B-SUP VLG-3729 ........................................... 1254.3.2.8. Validación de análisis físico-químicos de agua de formación ............................ 1254.3.3. Determinación del mecanismo de producción......................................................... 1254.3.4. Comportamiento de producción .............................................................................. 1264.3.5. Gráficos de Chan ..................................................................................................... 1264.3.6. Determinación de la tasa crítica............................................................................... 1264.3.7. Factibilidad de inyección de geles ........................................................................... 1274.3.7.1. Identificar el problema ........................................................................................ 1274.3.7.2. Criterios de selección de pozos ........................................................................... 1284.3.7.3. Selección del polímero ........................................................................................ 1294.3.7.4. Pruebas de desplazamiento en medio poroso ..................................................... 1304.3.7.5. Colocación del tratamiento ................................................................................. 1334.3.7.6. Procedimiento del tratamiento ............................................................................ 1344.3.7.7. Recomendaciones después de aplicar el tratamiento .......................................... 1354.3.8. Análisis económico ................................................................................................. 136

PáginaCAPITULO V ............................................................................................................................. 137ANÁLISIS DE RESULTADOS .................................................................................................. 1375.1. Historias de los pozos ...................................................................................................... 1375.2. Análisis PVT ................................................................................................................... 1375.3. Análisis de presiones ....................................................................................................... 1375.4. Análisis de núcleos .......................................................................................................... 1395.5. Datos petrofísicos ............................................................................................................ 1415.6. Registros PLT y de cementación ..................................................................................... 1425.7. Datos generales del Yacimiento B-SUP VLG-3729 ....................................................... 1485.8. Análisis físico-químicos de agua de formación ............................................................... 1495.9. Determinación del mecanismo de producción................................................................. 1525.10. Comportamiento de producción .................................................................................. 1575.11. Gráficos de Chan ......................................................................................................... 1605.12. Determinación de la tasa crítica................................................................................... 1655.13. Factibilidad de inyección de geles ............................................................................... 1705.13.1. Diseño del tratamiento de gel .................................................................................. 1725.13.1.1. Calculo del volumen de gel a inyectar .............................................................. 1725.13.1.2. Calculo de la tasa de bombeo ........................................................................... 1735.13.2. Aplicación de gel a nivel de campo ......................................................................... 1765.13.3. Programa operacional generalizado para la aplicación del gel................................ 1775.13.4. Evaluación económica ............................................................................................. 178CONCLUSIONES ....................................................................................................................... 186RECOMENDACIONES ............................................................................................................. 187REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................................................................................ 188

LISTA DE FIGURASFiguraPáginaFigura 1. Ubicación geográfica del Yacimiento B-SUP VLG-3729 ............................................................ 24Figura 2. Columna estratigráfica de Área 8 Sur ........................................................................................... 25Figura 3. Ubicación de pozos con núcleos ................................................................................................... 27Figura 4. Distribución de los pozos con núcleos .......................................................................................... 28Figura 5. Análisis genético secuencial del pozo VLG3873 ......................................................................... 30Figura 6. Límites estratigráficos por índices palinológicos ......................................................................... 31Figura 7. Sección sur-norte con pozos con núcleos y límites estratigráficos ............................................... 32Figura 8. Evolución de ambientes sedimentarios en la unidad B-4 ............................................................. 37Figura 9. Evolución de ambientes sedimentario en la unidad B-1 ............................................................... 38Figura 10. Fotomicrografía 1. Pozos VLG-3873 y VLG-3863 .................................................................... 41Figura 11. Fotomicrografía 2. Pozos VLG-3873 y VLG-3863 .................................................................... 42Figura 12. Sistema de flujo .......................................................................................................................... 43Figura 13. Inyección de fluidos en un tapón ................................................................................................ 44Figura 14. Curvas de Permeabilidad Relativa .............................................................................................. 48Figura 15. Saturación del medio poroso ....................................................................................................... 52Figura 16. Elevación capilar......................................................................................................................... 54Figura 17. Condiciones de humectabilidad, fases A, B, y un sólido ............................................................ 56Figura 18. Representación de las fuerzas interfaciales que actúan en el contacto de dos fases y un sólido 57Figura 19. Distribución de fluidos para varias humectabilidades parciales ................................................. 58Figura 20. Filtraciones en el revestidor, en la tubería de producción ........................................................... 63Figura 21. Flujo detrás del revestidor ........................................................................................................... 64Figura 22. Conificación o formación de cúspide ......................................................................................... 65Figura 23. Empaque de Arena, según Sobocinski ........................................................................................ 69Figura 24. Altura Adimencional del Cono Vs Tiempo Adimencional ........................................................ 70Figura 25. Adedamiento ............................................................................................................................... 74Figura 26. Desplazamiento estable e inestable, yacimiento horizontal ........................................................ 75Figura 27. Desplazamiento estable e inestable, yacimiento inclinado ......................................................... 75Figura 28. Tipos de desplazamientos en yacimientos inclinados ................................................................. 78Figura 29. Tratamiento de obstrucción ........................................................................................................ 82Figura 30. Diagnóstico de conificación ........................................................................................................ 84Figura 31. Agua proveniente de las cercanías del pozo ............................................................................... 84Figura 32. Zona ladrona de alta permeabilidad ............................................................................................ 85Figura 33. Barrido normal de un yacimiento ............................................................................................... 85Figura 34. Adedamiento ............................................................................................................................... 86Figura 35. Resistividad de soluciones de NaCl ............................................................................................ 93Figura 36. Composición equivalente de NaCl.............................................................................................. 94Figura 37. Diagrama de Stiff ........................................................................................................................ 95Figura 38. Colocación por punta de tubería ............................................................................................... 110Figura 39. Aislamiento Mecánico con empacadura doble-inflable ............................................................ 110Figura 40. Inyección Dual .......................................................................................................................... 111Figura 41. Diagrama de la metodología utilizada ...................................................................................... 117Figura 42. Núcleos tomados en el yacimiento B-SUP VLG-3729 ............................................................. 120Figura 43. Grafico de Swc vs. FZI, Unidad B-4 ........................................................................................ 122Figura 44. Grafico de Sor vs. FZI, Unidad B-4 .......................................................................................... 123Figura 45. Curva de Pcwo Promedio, Unidad B-4, Región 3 (VLG-3863) ............................................... 124Figura 46. Materiales utilizados para la prueba de desplazamiento ........................................................... 131Figura 47. Armado de la celda ................................................................................................................... 132

FiguraPáginaFigura 48. Esquema de tratamiento para la simulación del ensayo en núcleo ........................................... 132Figura 49. Operación para inyectar gel de forma selectiva ........................................................................ 133Figura 50. Curva de KoKw promedio, Unidad B-4, Región 3 (VLG-3863).............................................. 139Figura 51. Curva de KoKg promedio, Unidad B-4, Región 3 (VLG-3863) .............................................. 140Figura 52. Correlación Ko-K, Unidades B-1 & B-4 .................................................................................. 140Figura 53. Registro de producción del pozo VLG-3846. 22/03/2007 ........................................................ 143Figura 54. Registro de producción del pozo VLG-3847. 23/06/2007 ........................................................ 144Figura 55. Registro de producción del pozo VLG-3847. 26/06/2009 ........................................................ 145Figura 56. Registro de producción del pozo VLG-3856. 13/06/2007 ........................................................ 145Figura 57. Registro de producción del pozo VLG-3878. 15/03/2007 ........................................................ 146Figura 58. Registro de producción del pozo VLG-3884. 17/06/2007 ........................................................ 147Figura 59. Registro de producción del pozo VLG-3908. 15/10/2007 ........................................................ 147Figura 60. Datos del Yacimiento B-SUPERIOR VLG-3729 ..................................................................... 148Figura 61. Diagrama STIFF. Muestra del 13/05/09 del pozo VLG-3846 .................................................. 150Figura 62. Diagrama STIFF. Muestra del 15/05/09 del pozo VLG-3847 .................................................. 151Figura 63. Diagrama STIFF. Muestra del 16/03/07 del pozo VLG-3856 .................................................. 151Figura 64. Gráfico de presión vs NP en Región 3 ...................................................................................... 154Figura 65. Mecanismo de producción de la Región 3, según patrones ...................................................... 155Figura 66. Correlación de Presión por Sub-Unidad, Unidad B-4, Región 3, 4 y 6 .................................... 155Figura 67. Mapa de diferencia de presiones entre Sub-Unidades, Unidad B-4.......................................... 156Figura 68. Comportamiento de producción del Yacimiento B-Sup. VLG-3729 ....................................... 157Figura 69. Comportamiento de la Región 3 del Yacimiento B-Sup. VLG-3729 ....................................... 157Figura 70. Comportamiento de producción del pozo VLG-3846............................................................... 158Figura 71. Comportamiento de producción del pozo VLG-3847............................................................... 158Figura 72. Comportamiento de producción del pozo VLG-3856............................................................... 159Figura 73. Comportamiento de producción del pozo VLG-3878............................................................... 159Figura 74. Comportamiento de producción del pozo VLG-3884............................................................... 160Figura 75. Comportamiento de producción del pozo VLG-3908............................................................... 160Figura 76. Gráfico de Chan del pozo VLG-3846 ....................................................................................... 161Figura 77. Gráfico de Chan del pozo VLG-3847 ....................................................................................... 161Figura 78. Gráfico de Chan del pozo VLG-3856 ....................................................................................... 162Figura 79. Gráfico de Chan del pozo VLG-3878 ....................................................................................... 162Figura 80. Gráfico de Chan del pozo VLG-3884 ....................................................................................... 163Figura 81. Gráfico de Chan del pozo VLG-3908 ....................................................................................... 163Figura 82. Mapa de burbuja de la tasa de petróleo ..................................................................................... 164Figura 83. Mapa de burbuja del corte de agua ........................................................................................... 164Figura 84. Mapa de burbuja de la relación gas petróleo ............................................................................ 165Figura 85. Cálculo probabilístico de la tasa crítica para el pozo VLG-3846 ............................................. 168Figura 86. Cálculo probabilístico de la tasa crítica para el pozo VLG-3847 ............................................. 168Figura 87. Cálculo probabilístico de la tasa crítica para el pozo VLG-3856 ............................................. 169Figura 88. Cálculo probabilístico de la tasa crítica para el pozo VLG-3878 ............................................. 169Figura 89. Cálculo probabilístico de la tasa crítica para el pozo VLG-3884 ............................................. 169Figura 90. Cálculo probabilístico de la tasa crítica para el pozo VLG-3908 ............................................. 169Figura 91. Resultado de los factores de resistencia residual ...................................................................... 170Figura 92. Muestras de a) control, b) de ensayo y c) inicial ...................................................................... 171Figura 93. Resultados obtenidos en laboratorio ......................................................................................... 172Figura 94. Análisis económico de la inyección de geles en el pozo VLG-3846 ........................................ 180Figura 95. Análisis económico de la inyección de geles en el pozo VLG-3847 ........................................ 181Figura 96. Análisis económico de la inyección de geles en el pozo VLG-3856 ........................................ 182Figura 97. Análisis económico de la inyección de geles en el pozo VLG-3878 ........................................ 183Figura 98. Análisis económico de la inyección de geles en el pozo VLG-3884 ........................................ 184Figura 99. Análisis económico de la inyección de geles en el pozo VLG-3908 ........................................ 185

TablaLISTA DE TABLASPáginaTabla 1. Datos requeridos para determinar el gradiente de yacimiento ...................................... 119Tabla 2. Resultados de la prueba de restauración de presión del pozo VLG-3863 ..................... 139Tabla 3. Evaluación petrofísica del pozo VLG-3846 .................................................................. 141Tabla 4. Evaluación petrofísica del pozo VLG-3856 .................................................................. 141Tabla 5. Evaluación petrofísica del pozo VLG-3878 .................................................................. 141Tabla 6. Evaluación petrofísica del pozo VLG-3884 .................................................................. 142Tabla 7. Evaluación petrofísica del pozo VLG-3908 .................................................................. 142Tabla 8. PLT del pozo VLG-3846 ............................................................................................... 143Tabla 9. PLT del pozo VLG-3847 ............................................................................................... 143Tabla 10. Segundo PLT del pozo VLG-3847 .............................................................................. 144Tabla 11. PLT del pozo VLG-3856 ............................................................................................. 145Tabla 12. PLT del pozo VLG-3878 ............................................................................................. 146Tabla 13. PLT del pozo VLG-3884 ............................................................................................. 147Tabla 14. PLT del pozo VLG-3908 ............................................................................................. 147Tabla 15. Pozos cañoneados en más de una unidad del Yac. B-Sup. VLG-3729 ....................... 148Tabla 16. Distribución de la producción de B-1 a B-5. Abril 2010 ............................................ 149Tabla 17. Análisis físico-químico de muestra del pozo VLG-3846 ............................................ 150Tabla 18. Análisis físico-químico de muestra del pozo VLG-3847 ............................................ 150Tabla 19. Análisis físico-químico de muestra del pozo VLG-3856 ............................................ 151Tabla 20. Viscosidad y emulsión de muestras de agua de Región 3 ........................................... 152Tabla 21. Pruebas de presión validadas en Región 3 .................................................................. 153Tabla 22. Datos para el cálculo de la tasa crítica del pozo VLG-3846 ....................................... 165Tabla 23. Cálculos iníciales para el pozo VLG-3846 .................................................................. 166Tabla 24. Datos y cálculos iníciales para el pozo VLG-3847 ..................................................... 166Tabla 25. Datos y cálculos iníciales para el pozo VLG-3856 ..................................................... 167Tabla 26. Datos y cálculos iníciales para el pozo VLG-3878 ..................................................... 167Tabla 27. Datos y cálculos iníciales para el pozo VLG-3884 ..................................................... 167Tabla 28. Datos y cálculos iníciales para el pozo VLG-3908 ..................................................... 167Tabla 29. Tasas de mantenimiento de producción para los pozos en estudio ............................. 168Tabla 30. Tasas probabilísticas para el mantenimiento de la producción ................................... 170Tabla 31. Tabla de consistencia del Gel ...................................................................................... 171Tabla 32. Datos para calcular volumen, tasa y tiempo de bombeo de gel................................... 174Tabla 33. Resultados de inyección de geles del pozo VLG-3846 ............................................... 174Tabla 34. Resultados de inyección de geles del pozo VLG-3846 con tasa optima ..................... 174Tabla 35. Resultados de inyección de geles del pozo VLG-3847 con tasa optima ..................... 175Tabla 36. Resultados de inyección de geles del pozo VLG-3856 con tasa optima ..................... 175Tabla 37. Resultados de inyección de geles del pozo VLG-3878 con tasa optima ..................... 175Tabla 38. Resultados de inyección de geles del pozo VLG-3884 con tasa optima ..................... 175Tabla 39. Resultados de inyección de geles del pozo VLG-3908 con tasa optima ..................... 176Tabla 40. Resumen de los resultados para la inyección de geles ................................................ 176

INTRODUCCIÓNLos acuíferos son de gran ayuda en los yacimientos de hidrocarburo, ya que proporcionanenergía adicional que en ciertos casos ayudan a mantener la presión incrementando el recobro.Pero en muchos casos la presencia del acuífero trae problemas asociados a la irrupción prematurade agua, precipitación de carbonatos, gastos adicionales para el tratamiento y disposición delagua, excesivo consumo de gas de levantamiento, entre otros. En el caso del Yacimiento B-SUPERIOR VLG-3729 se ha producido un incremento abrupto en el corte de agua de algunospozos ubicados estructura arriba, como consecuencia del aumento de la tasa de producción, loque ha generado un flujo preferencial de agua desde el acuífero hacia los pozos productores enlas arenas de mayor permeabilidad, reduciendo considerablemente la producción de crudo ydejando mayores volúmenes de reservas de crudo en el yacimiento.En el presente trabajo se presenta el planteamiento del problema, la justificación, alcance ydelimitación, para proporcionar de manera rápida una idea del proyecto. Seguidamente sepresenta la descripción geológica del área, donde se visualiza la ubicación y sus característicasprincipales. Posteriormente se observa el soporte teórico utilizado para realizar el desarrollo delproyecto.La metodología empleada se describe a continuación: se realizó un análisis integral de lainformación necesaria para diagnosticar la causa del incremento del corte de agua, entre lascuales se destacan historias de pozos, análisis PVT, pruebas RFT, pruebas estáticas, restauraciónde presión, análisis de núcleos, propiedades petrofísicas, registros PLT, registros de cementación,datos de completación, de yacimiento, tales como POES, reservas recuperables, reservasremanentes, factor de recobro, espesores cañoneados, radios de drenaje, arenas donde fueroncompletados, %AyS de los registros PLT y análisis físico-químicos de agua de formación.Luego se determinó el mecanismo de producción mediante análisis de declinación de presión.Se realizaron los gráficos de Chan que sirvieron de ayuda junto a toda la información validadainicialmente para realizar el cálculo de la tasa crítica mediante análisis probabilístico ydeterminístico utilizando las correlaciones existentes y un programa comercial. Además serevisaron los pozos con problemas de agua y se evaluó la factibilidad de aplicación de geles15

modificadores de permeabilidad relativa como método de control de agua, se realizaron laspropuestas de inyección respectivas y se plantearon los programas operacionales a seguir, sedeterminaron los volúmenes de inyección y se realizó análisis económico para determinar larentabilidad de los mismos.Entre los resultados obtenidos se tiene que al producir los pozos por debajo de la tasa crítica sepuede controlar el incremento del corte de agua con una reducción de 157 BND de crudo, ademáscon la inyección de geles se pueden reducir 1214 BAD lo que incrementaría la producción decrudo en 659 BND.16

CAPITULO IDESCRIPCIÓN DEL PROYECTO1.1.Planteamiento y formulación del problemaEl Yacimiento B-Superior VLG-3729 se encuentra ubicado al sureste del Campo Ceuta y seextiende sobre las subdivisiones del mismo denominadas Área 8 Sur (Lago) y Tomoporo(Tierra). Inicio su explotación en el año 1988 con la perforación del pozo VLG-3729 hacia ellago para luego continuar su delimitación o extensión con la perforación de los pozos en tierraTOM-7 (1999), TOM-8 (2000) y TOM-9 (2000).Comprende un homoclinal de bajo buzamiento asociado a un sistema transgresivo generadorde una falla normal principal, y un conjunto de fallas secundarias que originaron a su vez lacompartamentalización del yacimiento en seis regiones, y comprende las Unidades B-1 a B-5,donde B-1 y B-4 presentan las mejores rocas almacén con un espesor aproximado de 500 piescada una, siendo las responsables de prácticamente de la totalidad del POES y la producción delcampo. El ambiente sedimentario es deltáico localmente estuarino con influencias de mareas, endonde continuas regresiones y progradaciones marinas originaron siete y nueve sub-unidadesgenéticas en B-1 y B-4, respectivamente.Tanto la porosidad como la permeabilidad varían en intervalos de 10 a 15 % y 50 a 500 mD,respectivamente. Presentó una presión inicial de 7500 Lpc, mientras que la presión actual varíaentre las 2500 y 6000 Lpc dependiendo de la región y sub-unidad. Está compuesto por crudonegro subsaturado de aproximadamente 22.5 °API y una presión de burbujeo cercana a las 1500Lpc, con una leve variación composicional con profundidad. Su roca posee una humectabilidadintermedia y sus mecanismos de producción varían entre expansión roca-fluido y empujehidráulico.El yacimiento cuenta con un POES de 5217 MMBN, actualmente está en su etapa derecuperación primaria y en busca de recuperar la mayor cantidad de petróleo surge la necesidadde analizar las correlaciones disponibles para la determinación de la tasa critica del Yacimiento17

B-Superior VLG-3729, en la región 3 y factibilidad de inyección de geles para evitar, disminuiry/o controlar la producción de agua.La presencia de fluidos indeseables como el agua ocasionan graves problemas, entre los cualesse tienen: disminución del potencial de producción por aumento del corte de agua y/o gas,arenamiento de pozos, avance de los contactos agua-petróleo o gas/petróleo, agotamientoacelerado de los yacimientos, entre otros; dificultando las tareas de levantamiento artificial,procesos de separación, bombeo, tratamiento y disposición de estos fluidos, aumentando loscostos de operación. Es por ello, que una de las formas más económicas de evitar o minimizar laproducción de agua es mediante la predicción de la tasa crítica y/o de mantenimiento a través demodelos o correlaciones existentes en la literatura y la inyección de geles modificadores depermeabilidad.1.2.Justificación y delimitación de la investigaciónLa alta producción de agua, constituye uno de los problemas que afectan considerablemente laproducción de petróleo, reduciendo la capacidad de aporte de la arena productora aumentando loscostos de producción. Existen en la literatura una amplia gama de modelos y/o correlaciones quepermitan realizar los cálculos pertinentes a fin de evitar, disminuir y/o controlar el problema deproducción de agua, resulta oportuna y conveniente la determinación de la tasa crítica deproducción mediante un análisis integral del sistema pozo-yacimiento. Esto proporcionará unaherramienta de fácil uso y aplicación en el monitoreo y control de fluidos indeseables,permitiendo plantear soluciones para optimizar la producción de los pozos y alargar su vidaproductiva, maximizando el recobro de las reservas y reduciendo costos de operación.Delimitación de la Investigación:• Espacial: El estudio propuesto se realizará en la Segregación Lagotreco ubicada en el Edif. ElMenito en Lagunillas, estado Zulia.• Temporal: El tiempo estimado para la ejecución de este proyecto se estimó en un lapso de seis(6) meses comprendido entre Diciembre de 2009 y Mayo de 2010.18

1.3.Objetivos de la investigación1.3.1.Objetivo generalEstudiar la factibilidad de reducir la irrupción de agua en el Yacimiento B-SUP VLG-3729 delCampo Ceuta mediante la determinación de tasa crítica y la aplicación de geles modificadores depermeabilidad relativa.1.3.2.Objetivos específicos• Determinar el mecanismo de producción mediante análisis de declinación de presión.• Calcular la tasa crítica de producción de agua.• Analizar el desempeño de las estimaciones probabilísticas con datos disponibles.• Determinar la factibilidad de aplicación de geles modificadores de permeabilidad relativa parareducir la producción de agua.1.4.Antecedentes de la investigación• Determinación computarizada “DIADECRIT” de Tasa Máxima de Producción de Petróleo porefecto del Alto Corte de agua. Fuenmayor, R. Junio, 2003. En este trabajo se desarrolló unsoftware que permite determinar la causa de la producción abrupta de agua basándoseprincipalmente en correlaciones disponibles en la literatura. Se seleccionó un yacimientoespecífico, cuyo mecanismo de producción predominante era el empuje hidráulico. Se evaluaronpropiedades petrofísicas, PVT, comportamiento de presión por lente, datos de completación, paraasí construir mediante la utilización del software gráficos de diagnóstico de Chan y Método deLSU (Universidad de Louisiana), utilizando correlaciones para determinar la tasa crítica o demantenimiento en los casos donde el agua ya había irrumpido. De forma similar serán analizadoslos pozos en este estudio.• “Evaluar el riesgo en la determinación de tasas óptimas de producción mediante modelosprobabilísticos en el yacimiento B-6/9 LRF-049, Bloque VI Lamar, para lograr una explotacióneficiente y rentable del yacimiento”. Jiménez, Ángel. (2002). En este estudio propuso optimar laproducción de los pozos, mediante la determinación y evaluación del riesgo asociado a lasmáximas tasas de producción permisibles, haciendo uso de esquemas probabilísticos quecontribuyan a disminuir la incertidumbre asociada a las diferentes variables (Yacimiento / Pozos),19

eflejadas tanto en la actualidad como en trabajos futuros, para así lograr una explotacióneficiente y rentable del yacimiento. Con este trabajo se aportan algunos modelos probabilísticospara desarrollar las correlaciones para el caso en estudio.• “Determinación de la tasa crítica de producción del Campo Motatán Domo Sur”. Méndez O.,Carlos y Urdaneta A., Miguel A. (2001). El propósito de este trabajo de investigación se orientó adeterminar las tasas máximas permisibles (críticas), a la cual se deben producir los pozos quepermitan minimizar los altos cortes de agua, y en futuros planes de desarrollo evitar la irrupciónprematura del agua en el área Domo Sur del Campo Motatán, caracterizada por la presencia denumerosas fallas y fracturas que complican la geometría y configuración del sistema petrolífero.La metodología empleada incluyó la construcción de los gráficos de diagnóstico de K. S. Chancon los cuales se determinó la causa que lleva a estos pozos a producir con altos cortes de agua,haciendo énfasis en los casos de flujo preferencial a través de canales de alta permeabilidad /adedamiento. Este trabajo nos permite visualizar las correlaciones disponibles y la metodologíapara el caso de producción de agua por adedamiento.• “Determinación de tasas optimas de producción en el Bloque VI Lamar mediante el uso de unmodelo de simulación 3D”. Jiménez U., Eliezer A. (2000). La finalidad de este trabajo deinvestigación fue desarrollar un modelo que simule las condiciones adecuadas de flujo de unpozo, con la intención de obtener, desde el punto de vista determinístico, la tasa óptima que seaeconómicamente rentable con respecto a la inversión, y maximizar el recobro final delyacimiento. Fue desarrollado en los pozos situados en el área Norte - central de Bloque VI Lamarde la Segregación Lagocinco, a nivel de los yacimientos C-3, C-4 y C-5. La metodología usadafue primeramente la aplicada para la generación y actualización de un modelo de simulaciónnumérica, ya que esta actividad se llevó a cabo en el Modelo de Bloque VI Lamar realizado porInternational Reservoir Technologies (IRT). Finalmente, se hizo la evaluación económica de cadacaso/pozo, usando el Modelo de Análisis Económico de Producción (MAEP), donde se obtuvolos reportes financieros finales. En esta investigación se realizó un análisis integral al evaluar elsistema pozo-yacimiento utilizando un modelo de simulación 3D y concluyendo con el análisiseconómico respectivo para cada caso de determinación de la tasa óptima y económicamenterentable.20

• “Determinación de la tasa crítica del yacimiento C-7, SVS-5”. Zambrano C., Yohan E. (2000).El propósito de este estudio fue calcular la tasa crítica de producción de los pozos del yacimientoC-7, SVS-5, ubicado en el Flanco Oeste de la Segregación Lagomedio, y de esta forma establecercriterios que permitan controlar la alta producción de agua. La metodología usada consistió en laconstrucción de los gráficos de diagnóstico de la relación agua-petróleo (RAP) y su derivada(RAP’) vs. Tiempo y los comportamientos de producción de cada pozo, con los cuales sedeterminó la causa que lleva a estos pozos a producir con alto porcentaje de agua, haciendoénfasis en los casos de conificación. Esta investigación permite conocer un plan de trabajo para ladeterminación de la tasa crítica de producción de agua y las causas que lo originan, siendo esto deutilidad para este trabajo.• “Factibilidad de inyección de geles en pozos pertenecientes a los Bloques III y IV del Lago deMaracaibo”. Chinchilla y Osorio, marzo 2007. En este estudio se evaluó la posibilidad deinyectar geles modificadores de permeabilidad relativa en las arenas con producción de aguaestratificada de los Yacimientos VLC-0052/VLD-0192. Se estructuró una metodología de trabajopara la selección de los pozos candidatos, se analizó mediante pruebas de laboratorio lafactibilidad de aplicación de la tecnología evaluando así en medio poroso el gel a condiciones deyacimiento. Este trabajo presenta gran valor para la presente investigación, debido a que los gelesfueron probados en pozos reales y no solo a través de ensayos, de donde se pueden obtener losparámetros de aplicación y así realizar una comparación asertiva.1.5.Metodología a utilizarPara llevar a cabo este estudio se realizarán una serie de pasos y procedimientos con el fin dealcanzar los objetivos planteados, como se describe a continuación:•Fase I: Recopilación, validación de la información existente y definición de la base teórica quesustente el trabajo de investigación.•FASE II: Análisis, clasificación y verificación de las correlaciones, para determinar las quemejor se apliquen al yacimiento en estudio, obteniendo el mejor ajuste posible con ladeterminación de las causas del problema.21

•Fase III: Análisis probabilístico para estimar cuales serán las tasas de producción esperadas enlos pozos para reducir y/o controlar la producción de con el diseño de una hoja de cálculoespecífica de acuerdo a la causa de mayor impacto en la irrupción de agua.•FASE IV: Estructuración de las propuestas operacionales para la inyección de geles, definiendoel programa a seguir en cada uno de los trabajos recomendados, junto a las respectivasevaluaciones económicas.•FASE V: Evaluación de los resultados obtenidos, emisión de Conclusiones, Recomendaciones yPresentación del trabajo definitivo.Elaboración del Trabajo Especial de Grado y Presentación Final.1.6.Viabilidad de la investigaciónPara la realización del presente estudio, se cuenta con toda la información, instalaciones ypozos para realizar el estudio de control y factibilidad. Asimismo, se cuenta con la asesoría detutores que tiene una amplia y excelente experiencia en el tema de investigación planteado.1.7.Resultados esperados de la investigaciónEsta investigación tiene la finalidad de determinar la tasa crítica y la factibilidad de inyecciónde geles para reducir la producción de agua, incrementar la recuperación de crudo y optimizar lapotencialidad del Yacimiento B Superior, VLG-3729, Región 3, para alargar su vida productiva.Además se busca la aplicación de los resultados obtenidos en este estudio para realizar unaprueba piloto con geles modificadores de permeabilidad, lo que permitirá implantar la aplicaciónde dichos geles en la mayor cantidad de pozos. Para su difusión, el presente trabajo seráentregado en físico y digital a los ingenieros custodios del área (PDVSA) y a la biblioteca de ladivisión de Postgrado de Ingeniería de LUZ; y en caso de ser requerido por el jurado evaluador opor la empresa PDVSA, se desarrollará un artículo técnico sobre la metodología de investigación,el cual se presentará en congresos, seminarios y/o revistas técnicas de ser necesario.22

1.8.Cronograma de actividadesCRONOGRAMA DE ACTIVIDADES (2009-2010)Determinación de la tasa crítica y factibilidad de aplicación de geles modificadores de permeabilidad relativa parareducir la irrupción de agua en el Yacimiento B-SUP VLG-3729 del Campo Ceuta”.Actividad Dic. Ene. Feb. Mar. Abr. May.FASE I: Revisión bibliográficaRecopilación, validación de la informaciónexistente y definición de la base teórica quesustente el trabajo de investigación.FASE II: Análisis, clasificación yverificación de las correlaciones.Análisis, clasificación y verificación de lascorrelaciones.FASE III: Análisis probabilístico.Análisis probabilístico.FASE IV: Estructuración de laspropuestas operacionales para lainyección de geles.Estructuración de las propuestasoperacionales para la inyección de geles.FASE V: Elaboración de Informe ypresentación finalEvaluación de los resultados obtenidos,Conclusiones, Recomendaciones yPresentación final.23

CAPITULO IIGEOLOGIA DEL AREA DE ESTUDIO2.1.Ubicación geográfica del áreaEl Yacimiento B-Sup VLG-3729 está ubicado en los Campos Ceuta y Tomoporo, en lago ytierra respectivamente, al sureste de la Cuenca del Lago de Maracaibo (Figura 1). Inició suexplotación en el año 1988 con la perforación del pozo VLG-3729.Figura 1. Ubicación geográfica del Yacimiento B-SUP VLG-3729. (PDVSA, 2010)2.2.Modelo geológico2.2.1.Descripción geológicaEl yacimiento comprende un homoclinal de bajo buzamiento asociado a un sistematransgresivo generador de una falla normal principal, y un conjunto de fallas secundarias queoriginaron a su vez la compartamentalización del yacimiento en seis regiones. Pertenece a laFormación Misoa del Eoceno, y comprende las Unidades B-1 a B-5, donde B-1 y B-4 presentanlas mejores rocas almacén con un espesor aproximado de 500 pies cada una, siendo lasresponsables de prácticamente la totalidad del POES y la producción del campo. El ambientesedimentario es deltáico localmente estuarino con influencias de mareas, en donde continuasregresiones y progradaciones marinas originaron siete y nueve sub-unidades genéticas en B-1 y24

B-4 respectivamente. Tanto la porosidad como la permeabilidad varían en rangos de 10 a 15 % y50 a 500 mD. respectivamente.2.2.2.Descripción estratigráfica y sedimentológicaLa secuencia estratigráfica en el área donde se ubica el yacimiento está constituida, de tope abase, por las formaciones El Milagro y Onia, de edad Pleistoceno-Plioceno, de ambientes deltáicoy lacustre, respectivamente. La secuencia prosigue con las formaciones La Puerta y Lagunillas,de edad Mioceno, compuestas por depósitos continentales y marinos deltáicos respectivamente yculmina con la Formación La Rosa, también de edad Mioceno y representada por sedimentos deorigen marino. Infrayacen en forma discordante las lutitas de la Formación Paují, de edad EocenoMedio, la cual se encuentran parcialmente erosionadas. Ver Figura 2.PLEISTOCENOPLIOCENOFORMACION MILAGROFORMACION ONIAFORMACION LA PUERTAMIOCENOER-EOEOCENOER-PCFMLAGUNILLASFMMISOABACH-1BACH-2MIEMBROBACH-3BACHAQUEROLAG-1MIEMBROLAG-2LAGUNALAG-3LAGUNILLASINFERIORFORMACIÓN LA ROSA)FORMACIÓN PAUJÍ ( P.E )ARESUPERIORNAS“B”INFERIORARESUPERIORNAS“C”INFERIORB-1B-2B-3B-4B-5B-6 / 9C-1C-2C-3C-4C-5C-6C-7B-40B-41B-42B-43B-44B-45B-46B-47B-48PALEOCENOGUASAREFigura 2. Columna estratigráfica de Área 8 Sur. (PDVSA, 2010)En contacto concordante se encuentra la secuencia completa de la Formación Misoa (EocenoInferior a Medio) integrada por areniscas y lutitas de ambiente deltaico. La sección superior de laFormación Misoa la integran las arenas B clasificadas informalmente en B-Superior (B-1 a B-5)25

y B-Inferior (B-6 a B-7); mientras que la sección inferior la conforman las arenas C con losintervalos C-Superior (C-1 a C-3) y C-Inferior (C-4 a C-7). Subyacente y en contacto discordanteencontramos las calizas de la Formación Guasare de edad Paleoceno. Figura 2.2.2.3.Descripción litológicaUna facies es una unidad de roca con características específicas (físicas, químicas ybiológicas) que la diferencian de otras unidades rocosas. Idealmente, debería ser una unidad deroca que se formó bajo ciertas condiciones de sedimentación, reflejando un proceso particular, unconjunto de condiciones, o bien el ambiente de sedimentación.En el área la codificación de facies empleada para subdividir las unidades rocosas es la creadapor Rodríguez (1988) con algunas modificaciones, porque además de emplear el término faciesen un sentido enteramente descriptivo, el citado autor incorpora a estas facies valores deporosidad y permeabilidad. Rodríguez identificó y codificó las facies observadas en los núcleosdel yacimiento Eoceno C en el Bloque III del Lago de Maracaibo, basándose en parámetroslitológicos, texturales, color, estructuras sedimentarias, composición mineralógica y grado debioturbación. A continuación se presenta la descripción de las facies empleadas en el área.Facies S: Arenisca de grano grueso a muy grueso, incluso conglomerática, subangulares asubredondeados y con un escogimiento de moderado a pobre. Presenta localmente estratificacióncruzada de bajo ángulo. La bioturbación es escasa o está ausente.Facies S3: Arenisca de grano medio a grueso, subangulares a subredondeados y con unescogimiento de moderado a bueno. Localmente se observan gránulos de cuarzo dispuestos alplano de estratificación. Presenta estratificación cruzada de bajo y alto ángulo. La bioturbación esescasa o ausente.Facies S11: Arenisca de grano fino a medio, subangulares a subredondeados y con unescogimiento de moderado a bueno. Presenta laminación cruzada variada. La bioturbación varíade escasa a moderada.26

Facies S1: Arenisca de grano fino a medio, subangulares a subredondeados y con unescogimiento de moderado a bueno. Presenta láminas continuas de arcilla. La bioturbación varíade escasa a moderada.Facies S2: Areniscas arcillosas de grano muy fino a fino, subredondeados y con unescogimiento de moderado a bueno. Presenta estructuras tipo flaser y rizaduras de corriente. Labioturbación varía de escasa a moderada.Facies S2B: Areniscas arcillosas de grano muy fino a fino, subredondeados y con unescogimiento de moderado a bueno. Presenta estructuras tipo flaser y rizaduras de corriente(oscurecidas debido a la intensa bioturbación).Facies H: Intercalaciones de arenisca de grano variable (comúnmente fino a muy fino) conlutitas, se presentan en bandas delgadas y láminas. Es común observar estructuras lenticulares yde carga. La bioturbación varía de escasa a moderada.2.2.4.Análisis por estratigrafía secuencialEn el Yacimiento B-Superior VLG-3729 del área 8 Sur del Campo Ceuta se dispone deinformación de núcleos en los pozos VLG-3829, VLG-3863, VLG-3873, VLG-3890, VLG-3891y TOM-09ST. Ver Figura 3.NVLG-3829VLG-3850VLG-37293857VLG-3873VLG-3822VLG-3863VLG-3891TOM-10TOM-7TOM- TOM-1512TOM-8TOM-13TOM-11TOM-9STVLG-3890TOM-9VLG-3848LACEIBAFigura 3. Ubicación de pozos con núcleos. (PDVSA, 2010)27

Los núcleos cortados en el pozo VLG-3829 abarca parcialmente las unidades estratigráficasinformales B-2, B-3 y en menor proporción B-4. El núcleo del pozo VLG-3863 comprende laparte basal de B-3, todo B-4, tope y parte media de B-5. En el pozo VLG-3873 la informaciónabarca la base de B-3, todo el yacimiento B-4 y la parte superior de B-5. El núcleo cortado en elpozo VLG-3890, abarca parcialmente la parte inferior de las arenas básales de la formación Paujíasí como todo el espesor de B-1. El Núcleo VLG-3891 abarca todo el espesor de B-1 de laFormación Misoa. Ver Figura 4.Figura 4. Distribución de los pozos con núcleos. (PDVSA, 2010)El total de pies recuperados es de 4525.25 pies, correspondiendo 503’ para el pozo VLG-3829,604’ continuos para el pozo VLG-3863, 562’ continuos para el VLG-3873, 698’ para el VLG-3890, 483’ para el VLG-3891 y 1593,8’ para el TOM-09ST.Se dispone además de 228 kms2 de levantamiento sísmico 3D, perfiles eléctricos y muestrasde canal para 82 pozos; así como de tres sismogramas sintéticos para los pozos VLG-3848, VLG-3858 y VLG-3783, que sirvieron para calibrar la sísmica con la información de pozos.El análisis de los núcleos, sísmica 3D y registros convencionales (rayos gamma, resistividad,neutrón, densidad y sónico) tomados en los pozos VLG-3829, VLG-3863, VLG-3873, VLG-3890 y VLG-3891 y su integración con el resto de los pozos, permitió diferenciar unidadesestratigráficas informales mayores; a nivel de las areniscas B-Superior de la Formación Misoa deedad Eoceno Medio.28

La metodología aplicada para definir la arquitectura estratigráfica y de facies en la secuenciaque incluye al Yacimiento B-Superior VLG-3729 (Formación Misoa, de edad Eoceno) fue lapropuesta por Galloway, denominada análisis genético secuencial. Ésta consiste en dividir elperfil geológico en unidades estratigráficas, genéticamente correlacionables, limitados en su topey su base por superficies marinas de máxima inundación (MFS) o superficies de inundaciónasociados a eventos marinos de poca extensión (mfs y/o Fs), definiendo así una unidad genética.Las unidades de flujo fueron definidas en función de estas unidades genéticas.Para mejoras en la resolución de nuestra interpretación se hicieron subdivisiones de lasecuencia a nivel de parasecuencias y/o unidades de tipo genéticas menores (ciclos sedimentariosmenores). Primero se dividió el registro geológico del área en cincos unidades genéticas mayorescomo son: U-Gen-B-5, U-Gen-B-4, U-Gen-B-3, U-Gen-B-2 y U-Gen-B-1. Luego se hicieronsubdivisiones menores en las unidades más importantes desde el punto de vista de roca reservorioU-Gen-B-4 y U-Gen-B-1:U-Gen-B-4: se subdividió en nueve (9) unidades genéticas: U-Gen-B-4-8, U-Gen-B-4-7, U-Gen-B-4-6, U- Gen-B-4-5, U-Gen-B-4-4, U-Gen-B-4-3, U-Gen-B-4-2, U-Gen-B-4-1 y U-Gen-B-4-0.U-Gen-B-1: se subdividió en siete (7) unidades genéticas: U-Gen-B-1-6, U-Gen-B-1-5, U-Gen-B-1-4, U-Gen-B-1-3, U-Gen-B-1-2, U-Gen-B-1-1 y U-Gen-B-1-0. Ver Figura 5.29

UNIDADES GENETICAS MAYORESU.Gen.-B5B2UNIDAD GENETICA -B1U.GenUNIDAD GENETICA -B4B3U.GenUnidades deProducci ónGen-B1B1-0U-GenGen-B1B1-2B1-3B1-6U-GenGen-B1U-GenGen-B1B1-4MFSMFSFsMFS~FsFsmfsB1-1 U-GenU-GenGen-B1B1-5CICLOS SEDIMENTARIOS /Unidades GenéticasSecuencialesPATRON SEDIMENTARIOSET deParasecuenciasUnidades deProducciónB4-0B4-3Gen-B4B4--6 U-GenGen-B4B4--5 U-GenGen-B4U-GenGen-B4B4-1Gen-B4U-GenGen-B4B4-2CIC LOS SEDIMENTARIOS /Unidades GenéticasSecuencialesPATRON SEDIMENTARIO7U-GenGen-B4106Fs9mfsU.Gen.-B2U-GenGen-B154MFS ~FsMFSFsMFS ~FsB4 -4 U-GenGen-B48754mfsmfsmfsMFSU.Gen.-B3U-GenGen-B1321FsMFSFsMFS ~FsFsFsMFSB4-7 U-GenU-GenGen-B4B4-8 U-Gen321mfsmfsmfsMFSU-Gen: Unidad GenéticaMFS: Máxima MSuperficie de Inundación mfs: : Superficie de inundación n marina Fs: Superficie de InundaciónProgradaciónRetrogradaciónAgradaciónCiclos SedimentraiosFigura 5. Análisis genético secuencial del pozo VLG3873. (PDVSA, 2010)2.2.5.Límites y unidades estratigráficasPara la definición de las superficies o límites estratigráficos se utilizaron cincos pozos dereferencia o pozos guías. Los pozos VLG-3891, VLG -3873 y VLG-3829 situados al norte, enuna zona conocida como Región 1 del Área 8 Sur; los pozos VG-3863 y VLG-3890 ubicadoshacia sur, en la Región 3. La elección de los pozos referencia fue debido a que estos pozospresentaron núcleos dentro del intervalo estudiado. Los pozos VLG-3873 y VLG-3829presentaron la unidad inferior y media nucleadas (comprenden las unidades géticas U-Gen-B-5,30

U-Gen-B-4, U-Gen-B-3 y U-Gen-B-2), mientras que los pozos VLG-3891 y VLG-3890presentaron la unidad superior nucleada (U-Gen-B-1 y parte de las arenas basales de laFormación Paují). Esto permitió tener una completa caracterización sedimentaria y estratigráficade toda la columna que incluye B-Superior en el área.Una vez revisados todos los perfiles de los pozos en el área, se definieron 20 límitesestratigráficos relacionados con superficies de máxima inundación (MFS) y/o con eventos deinundación relacionados con procesos marinos (mfs y/o Fs). Para la definición de los limitesestratigráficos se utilizo la data bio-estratigráfica proveniente del estudio de los cincos núcleos enel área. En ella se relacionó el alto índice de abundancia de palinomorfos de origen marino odinoflagelados con las superficies de máxima inundaciones. Fue utilizado sólo este índice de altaabundancia palinomórfica debido a que el contenido de foraminíferos y de nanofósiles calcáreofue de escaso a ninguno. Ver Figura 6.Figura 6. Límites estratigráficos por índices palinológicos. (PDVSA, 2010)También fueron relacionados estos límites estratigráficos (MFS, mfs y Fs) con litofaciesrelacionadas con ciclos de baja energía y de sedimentación homogénea de tipo lutítica (facies“L”), nivel en las cuales se aprecia tanto en núcleo como perfil una convergencia de los patronesde sedimentación estrato y grano decreciente del nivel estratigráfico infrayacente con los patronesestrato y grano creciente del nivel estratigráfico suprayacente sucesivo. Ver Figura 7.31

Figura 7. Sección sur-norte con pozos con núcleos y límites estratigráficos. (PDVSA, 2010)Establecidos los límites estratigráficos en los pozos con núcleos de toda la sección evaluada,se extrapoló esta información a toda el área de estudio, definiéndose así 19 unidadesestratigráficas de tipo genética. El establecimiento de estas unidades genéticas junto a laintegración de los análisis de fluidos adecuados permitió la definición de las diferentes unidadesde flujo dentro de la secuencia evaluada.2.2.6.Descripción de la unidad Sedimentaria B-4El análisis de las rocas observadas en esta unidad en conjunto con las estructurassedimentarias e icnogéneros identificados, además de las asociaciones de facies definidas y losresultados bioestratigráficos, permiten interpretar el ambiente de sedimentación como un32

ambiente deltaico localmente estuarino con influencias de mareas, caracterizado por depósitos decanales distributarios estuarinos, canales de mareas, barras de mareas y llanuras de mareas.Los procesos de sedimentación dominantes parecen haber sido fluviales y de mareas, como loindica la abundancia de estructuras unidireccionales y bidireccionales (mud drapes, superficies dereactivación de energía, estratificación cruzada de alto y bajo ángulo). Por otra parte, el estudiode las asociaciones de icnofósiles presentes en los núcleos de esta unidad, permite asignar lossedimentos aquí representados a la icnofacies Skolithos y Cruziana. La icnofacies Skolithoscorresponde a niveles relativamente altos de energía, concentrándose mayormente en losdepósitos de canales distributarios estuarinos. La icnofacies Cruziana es más característica desustratos submareales (Pemberton et. al, 1993) y puede ser reconocida ampliamente en losdepósitos de llanuras de mareas, barras de mareas y canales de mareas.La microfauna y microflora analizada en este intervalo corresponde a ambientes que varían depróximo-costeros a nerítico interno (Farias et. al, 2006), los cuales están en correspondencia conlos ambientes interpretados para esta unidad.Dado que el entendimiento de la configuración de los diferentes sistemas depositacionales enun análogo deltaico moderno es clave para la comprensión de los procesos, escalas y geometríasque formaron los sistemas depositacionales en el pasado geológico.Se propone que el Delta del Orinoco en su porción más meridional puede representar un buenanálogo para este tipo de ambientes. La zona más meridional del Delta del Orinoco poseecaracterísticas propias de un estuario debido a que en esta parte del delta, es más intenso el efectode las mareas, que sumado al de las corrientes y al del propio caudal del río (es el más caudalosobrazo o caño del delta), redistribuyen los sedimentos hacia zonas más distales en los períodos dereflujo de las mareas; en tanto que en los períodos de flujo hacia tierra pueden transportarmaterial bioclástico y organismos horadadores vivos dentro de los canales distributarios.La geometría de los depósitos sedimentarios está controlada por la morfología depositacionalde los cuerpos arenosos y por los patrones de apilamiento (Allen et. al, 1994). La determinaciónde esta geometría es más sencilla en depósitos de arena aislados, los cuales pueden analizarsecomo el cuerpo de arena original, es decir canal, barra o abanico de rotura. Sin embargo, en33

depósitos arenosos como los observados en el Yacimiento B-Superior VLG-3729 a nivel de laUnidad B-4, la amalgamación vertical y lateral de las arenas resulta en cuerpos mayores y máscomplejos, haciendo de esta manera más problemática la determinación de la geometríaindividual de los depósitos de arenas.2.2.7.Descripción de la unidad Sedimentaria B-3/B-2Esta unidad posee un alto contenido de facies arcillosas. El espectro de estructurassedimentarias e icnológicas evidencian un dominio de procesos maréales con depósitos dellanuras de mareas, barras y canales de mareas. La identificación de estructuras primarias deordenamiento interno se hace difícil debido al alto grado de bioturbación presente en estas rocas.Otros rasgos distintivos en los núcleos de esta unidad es la presencia de clastos de lutitasideritizados y restos de conchas que se atribuyen al flujo y reflujo hacia tierra de las corrientesmaréales, que sirven de medio de transporte para el material bioclástico. Adicionalmente, lapresencia de abundante contenido de materia orgánica, láminas carbonosas y niveles con signosde oxidación permite suponer que la sección estratigráfica de interés estuvo próxima a zonasemergentes.El análisis de las estructuras biogénicas revela una abundancia de trazas fósilescorrespondientes a las icnofacies Cruziana (icnogéneros Teichichnus, Chondrites,Rhizocorallium, Asterosomas) y Skolithos (icnogéneros Thalassinoides, Ophiomorphas,Diplocraterion y Skolithos). La icnofacies Cruziana se encuentra mayormente en los depósitos delas llanuras de mareas, en tanto que los arreglos de la icnofacies Skolithos son más típicos de losdepósitos arenosos de las barras y canales de mareas.En general, la amplia abundancia y moderada diversidad de los icnogéneros hallados en lasrocas de esta unidad revelan condiciones paleoecológicas con niveles de energía de moderados abajos en aguas someras salobres (Pemberton et. al, 1993). Por otra parte la evidenciabioestratigráfica indica la existencia de algunas especies características de ambientes neríticosinternos a externos a próximo-costeras, lo que está en concordancia con los sub-ambientesinterpretados. Localmente, en las rocas de esta unidad pueden observarse estructuras tipo“Hummocky” (estratificación en forma de hamaca), especialmente hacia la parte superior de B-2lo que podría indicar la transición de una sedimentación dominada por procesos maréales a una34

dominada por procesos del oleaje, hacia las unidades más superiores. Para esta unidad no fueronelaborados mapas paleoambientales debido a la carencia de cuerpos arenosos prospectivos.2.2.8.Descripción de la unidad Sedimentaria B-1Los depósitos de esta unidad muestran, en general, tendencias de engrosamientogranulométrico hacia el tope y los patrones de apilamiento, a gran escala, revelan un sistemaprogradante. La conjunción de las distintas líneas de evidencias sedimentológicas, icnológicas ybioestratigráficas permiten proponer esta unidad como el resultado de la sedimentación en unsistema depositacional próximo-costero de isla de barreras, con depósitos de plataforma,anteplaya, barras costeras, canales de mareas y lagunas costeras. El proceso de sedimentacióndominante en esta configuración ambiental es el oleaje seguido por la acción de las mareas.En esta unidad se observa un dominio de litotipos arenosos con respecto a los lutíticos(relación 60:40 percentil). La fuerte bioturbación que presentan los sedimentos de anteplaya,aunados a la presencia de algunas estructuras sedimentarias (estratificación cruzada de bajo y altoángulo, estratificación bidireccional y hummocky), permiten inferir un ambiente de alta energíainfluenciado por el oleaje. Por otra parte, el estudio de las asociaciones de icnofósiles presente enlos núcleos de esta unidad, permite asignarle a estas rocas las icnofacies Skolithos y Cruzianainferior a media. La primera de ellas corresponde a niveles relativamente altos de energía decorriente u olas, y típicamente se desarrolla en sustratos ligeramente lodosos a limpios, bienescogidos y no consolidados, condiciones que ocurren comúnmente en la playa baja y anteplaya(Pemberton et. al, 1993). La icnofacies Cruziana es más característica de estratos submareales,pobremente escogidos e inconsolidados.Bioestratigráficamente la Unidad B-1 corresponde a ambientes de nerítico interno a neríticoexterno y en algunos casos condiciones marino abiertas, lo cual está en concordancia con elsistema próximo-costero de isla barrera, aquí propuesto.Para este tipo de ambientes de isla de barrera con influencia del oleaje, existen muchosanálogos modernos. Sin embargo, a pesar de la fuerte influencia del oleaje evidenciada en lanaturaleza de los sedimentos, existe un componente mareal bien marcado. Se propone un sistemaque se corresponde a una isla barrera que se interpone en la salida de una boca del estuario. En35

este tipo de sistemas las olas predominan como proceso predominante, limitando su efecto sobrela zona detrás de la isla de barrera, donde se depositan sedimentos finos en un ambiente de aguassalobres. En zonas donde existe un componente mareal subordinado, como el caso mostrado; laacción misma de las mareas puede erosionar la barrera creando canales de mareas que permiten elpaso de las mareas hacia áreas más internas, dominando así la distribución de sedimentos en estaszonas internas.2.2.9.Geometría y evolución sedimentológica de unidadesEn base en las asociaciones de facies definidas, la naturaleza del contacto entre ellas y lospatrones generales de apilamiento, la sección analizada en este estudio puede ser subdividida, agran escala, en tres entidades sedimentarias mayores bien diferenciadas, a saber: una inferior, quecorrespondería a la unidad estratigráfica informal B-4, dominantemente retrogradante; otraintermedia, que correspondería a las unidades estratigráficas informales B-2 y B-3,dominantemente arcillosas y sin una tendencia clara; y finalmente, una superior que secorresponde con la unidad estratigráfica informal B-1, con un claro carácter progradante. Estasentidades sedimentarias corresponden a asociaciones de facies que coexisten en equilibrioproducto de un evento de sedimentación mayor. Las unidades B-4 y B-1, debido a su carácter deyacimientos han sido subdivididas estratigráficamente en unidades sedimentarias menores (B-4.8/4.0 y B-1.6/1.0), a objeto de mostrar una evolución más detallada de los sistemassedimentarios interpretados para dichas unidades. Las sub-unidades así establecidas fueroncorrelacionadas al resto de los pozos del área empleando los marcadores estratigráficos clavesreportados por bioestratigrafía (Farias et. al, 2006) y los identificados en sedimentología:superficies erosivas y/o superficies con la icnofacies Glossifungites.2.2.10.Unidad Genética B-4Ambiente de sedimentación Deltáica con influencia de marea. En este ambiente se presenta unsistema de canales distributarios estuarinos con excelentes característica como roca almacén, conlitofacies predominantes de acuerdo al análisis de núcleo de tipo S y S3, generalmente concontacto abrupto en la base (definido por las electrofacies y por los núcleos) y con una direcciónde sedimentación estimada desde el sur hacia el norte preferentemente, con ciertas variaciones decanales que proceden desde el sureste hacia el noreste.36

Ocasionalmente sobre todo hacia la parte norte (Región 1) los canales estuarinos tienden aorientarse en una dirección suroeste-noreste. Esto ocasionado por el factor denominado “gradientadvantages” (George Allen, 1993), en las cuales los ríos cambian de una dirección a otra cuandola pendiente no le es favorable para seguir su sedimentación. En la misma unidad genética, máshacia el norte del área, las características en los núcleos y las electrofacies evidencian lasinfluencias del régimen de marea sobre cada uno de los depósitos que conforman la unidad.Hacia esta área, se produce una sedimentación de canales de mareas y barras de mareas quesiguen una orientación desde el norte hacia sur (paralelo y subparalelo a los canales estuarinos),con ciertos cambios hacia el sureste y suroeste causado por la oblicuidad en la influencias de losregímenes maréales. La geometría dominante de los cuerpos de arena en la unidad B-4 puede serdescrita como depósitos arenosos a veces sinuosos y otras veces alargados en la dirección delaporte de sedimentos. Al mapear los cuerpos de arenas de B-4, se evidencia que la dirección desedimentación los canales distributarios estuarinos, los cuales muestran excelente continuidad loscuales evolucionan al norte como zonas de barras de mareas. La mayoría de estos canalesdistributarios están amalgamados lateralmente, por lo que exhiben anchos de varios kilómetros yespesores variables, hasta en el orden de 40 pies cuando se apilan verticalmente. Ver Figura 8.Figura 8. Evolución de ambientes sedimentarios en la unidad B-4. (PDVSA, 2010)37

Los depósitos de barras costeras se disponen paralelos a paleolínea de costa, mostrando unamuy buena continuidad. Sin embargo, esta continuidad puede verse interrumpida por la irrupciónde las mareas, que al cortar la isla de barrera redistribuye los sedimentos en forma de canales ybarras de mareas. Ver Figura 9.2.2.12.Estudios de petrografíaLos aspectos petrográficos y diagenéticos más relevantes de las arenas B-1 y B-4 estánbasados en estudios realizados para los pozos VLG-3890, VLG-3891 con núcleos tomados en B-1, y VLG-3873, VLG-3863 en B-4. Según la información estratigráfica, las arenas de B-1presentan 6 subdivisiones: B-1.0, B-1.1, B-1.2, B-1.3, B-1.4, B-1.5, B-1.6, en el caso del pozoVLG-3890 se seleccionaron muestras sólo hasta la arena B-1.5 y el pozo VLG-3891 sí abarcótodas las arenas, siendo B-1-1 y B-1.3 quienes presentan mejores características deprospectividad.Las arenas de B-4, se divide en 9 arenas: B-4.0, B-4.1, B-4.2, B-4.3, B-4.4, B-4.5, B-4.6, B-4.7 y B-4.8. B-4.2, B-4.7 y B-4.8 presentan mejores características de prospectividad.2.2.13.Características petrográficas y diagenéticas de las arenas B-4Las facies sedimentarias que caracterizan a esta arena son S11 y S3, siendo la litología másfrecuente la arenisca cuarzosa.2.2.14.Características texturales en arenas de B-4.Los aspectos texturales de las arenas B-4.2 en el pozo VLG-3863, comprenden tamaño degrano principalmente medio, sólo una muestra evidencia tamaño de grano muy grueso inferior.Las características de escogimiento varían entre bueno a muy pobre predominando elescogimiento moderado. La compactación entre los granos es moderada a baja, observándoseprincipalmente contactos longitudinales, puntuales y menores contactos cóncavos convexos, enuna muestra, se observa el predominio de contactos puntuales. Dentro de las estructurassedimentarias se observa laminación muy suave producto de la variación en el contenido dearcilla, menor laminación por alineamiento de granos y láminas arcillosas ricas en siderita.39

En el pozo VLG-3873, los aspectos texturales comprenden tamaño de grano principalmentemedio. Las características de escogimiento varían entre moderado a pobre. La compactaciónentre los granos es baja a alta, observándose principalmente contactos longitudinales y menorescontactos puntuales y cóncavos convexos. Dentro de las estructuras sedimentarias se observalaminación muy suave producto de la variación en el contenido de arcilla.2.2.15.Mineralogía detrital en las arenas de B-4Los granos detríticos de las arenas B-4.2 en el pozo VLG-3863 se encuentran representadospor abundante cuarzo monocristalino (< 81,2%) y menor cuarzo policristalino (0,4 a 6%).Los granos de feldespatos son muy escasos, observándose sólo feldespatos potásicos.Los fragmentos líticos son principalmente del tipo chert (hasta 1.6%). Dentro de los granosaccesorios los minerales pesados son comunes, principalmente minerales de titanita y algunastrazas de epidoto y circón. Asimismo, se observa mica moscovita en cantidades trazas hasta un0.4% a 16236,4 pies se evidencia arcilla alogénica laminada en un 2.8%.Por su parte en el pozo VLG-3873 la mineralogía detrital se encuentra representada porabundante cuarzo monocristalino (< 85%) y menor cuarzo policristalino (5 – 5.3%). Muchos delos granos de cuarzo se encuentran corroídos. Los fragmentos líticos son principalmente del tipochert (hasta 1.0%), líticos indeterminados (trazas hasta a un 1%) y fragmentos volcánicos (0.7%).Dentro de los granos accesorios los minerales pesados y micas moscovita en trazas.2.2.16.Estimación de pérdida de porosidad en las arenas de B-4La pérdida de porosidad para las arenas B-4.2 en los pozos VLG-3863 y VLG-3873 ocurreprincipalmente por efecto de la compactación. Esto se corrobora con: la teoría de Lundegard(1992) ya que los índices de compactación son cercanos a 1% y con la moderada cantidad decontactos cóncavo-convexos en la granulometría que componen la textura de estas rocas.2.2.17.Calidad de yacimiento y procesos diagenéticos de las arenas B-4La porosidad intergranular primaria de las muestras de las arenas B-4.2 en el pozo VLG-3863es moderada a buena. Algunas muestras evidencian porcentajes de cementos (cuarzo + caolinita +40

arcillas indiferenciables + siderita + óxidos de hierro + pirita), los cuales reducen muy localmentelos valores reportados de porosidad medidos en sección fina y en los análisis del núcleo. Engeneral, los poros están bien preservados con gargantas de poro muy limpias. Los valores deporosidad intergranular primaria medidos en sección fina alcanzan hasta un 16%, por datos delnúcleo oscilan entre 16,6 y 17.6%. La porosidad secundaria es menor, y principalmente es debidaa la disolución de fragmentos líticos arcillosos. La calidad de yacimiento es buena a excelente.Para el pozo VLG-3873, la porosidad intergranular primaria de las muestras de las arenas B-4.2, es moderada a buena. Algunas muestras evidencian porcentajes de cementos (cuarzo +caolinita + arcillas autigénicas + pirita), los cuales reducen muy localmente los valores reportadosde porosidad medidos en sección fina y en los análisis del núcleo. En general, los poros estánbien preservados con gargantas de poro muy limpias. Los valores de porosidad intergranularprimaria medidos en sección fina alcanzan hasta un 19,4%, por datos del núcleo oscilan entre15,3 y 16.3%. La porosidad secundaria es menor, y principalmente es debida a la disolución defragmentos líticos arcillosos. La calidad de yacimiento es buena a excelente. Ver Figura 10 y 11.abcdFigura 10. Fotomicrografía 1. Pozos VLG-3873 y VLG-3863. (PDVSA, 2010)41

Los principales procesos diagenéticos observados en las arenas B-4.2 son:• Sobrecrecimientos de cuarzo muy finos y discontinuos, con valores entre 1.6 a 2%.• Precipitación de caolinita ocluyendo poros y varía entre 0.8 y 2%.• Arcillas indiferenciables infiltradas (hasta 1.6%).• Precipitación de siderita está presente en algunas muestras en forma de finos cristalesreemplazando arcillas.• Precipitación de pirita desde cantidades trazas hasta un 0.4%.• Arcillas autigénicas recubriendo granos de cuarzo (1.0 – 1.7%).• Caolinita ocluyendo poros primarios (0.7 -1.3%).• Pirita rellenando poros y reemplazando granosabcdeFigura 11. Fotomicrografía 2. Pozos VLG-3873 y VLG-3863. (PDVSA, 2010)Las arenas B-4.2 provienen principalmente del sector interior cratónico. El mismocorresponde a areniscas cuarzosas (cuarzoareniscas), las cuales son producto de la erosión derocas graníticas o gnéisicas.42

CAPITULO IIIMARCO TEÓRICO3.1.PermeabilidadEs una propiedad inherente a la roca y se define como la capacidad que tiene una roca detransmitir los fluidos dentro del volumen poroso interconectado. Es medida en milidarcy (mD) oDarcy (D) en honor al Francés Henry Darcy, quien fue el primero en estudiar el paso del fluido(agua) a través de un medio poroso (filtro de arena) como lo muestra la siguiente figura:LqAk=q LA PEc. 1P1dLP2Figura 12. Sistema de flujo. (Rujano, 2010)La permeabilidad se describe como el flujo de un centímetro cúbico de líquido con viscosidadde un centipoise moviéndose a través de un centímetro cúbico de roca con un diferencial depresión a una atmósfera. Esta es una propiedad petrofísica dinámica la cual relaciona el flujo conun diferencial de presión y es intrínseca al medio poroso ya que no depende del fluido, ni de latasa o diferencial de presión.En los experimentos iníciales, Darcy no consideró la viscosidad del fluido como variable.Posteriormente Muskat desarrolló esta ecuación para la industria petrolera, tomando en cuentadicho parámetro. La expresión matemática de la Ley de Darcy es la siguiente:Donde:V: velocidad aparente de flujo, cm/seg.q k dPV *A dLEc. 243

q: tasa de flujo, cc/seg.A: área perpendicular al flujo, cm2.K: permeabilidad, Darcy.: Viscosidad, cp.dp/dl: gradiente de presión en la dirección del flujo, atm/cm.3.1.1.Tipos de permeabilidadPermeabilidad absoluta (k): se refiere a la capacidad que tiene un fluido para fluir a través deun medio poroso (roca) cuando la formación está totalmente saturada con ese mismo fluido. Esdecir, cuando existe una sola fase, la cual satura 100% el medio poroso. Esta es diferente de lapermeabilidad efectiva que relaciona dos o más fluidos presentes en la misma roca.Permeabilidad efectiva (ke): es la capacidad que tiene un fluido de fluir a través de una rocacuando otro fluido inmiscible se encuentra presente en el mismo medio poroso. Es decir, cuandoexiste más de una fase en el medio poroso, las cuales fluyen simultáneamente. Se denota comoKeo (permeabilidad efectiva al petróleo), Keg (permeabilidad efectiva al gas), Kew(permeabilidad efectiva al agua). Siempre es menor a la permeabilidad absoluta.El modelo de Darcy solo aplica para una fase de flujo. Sin embargo, es importante entenderlos movimientos de los fluidos en el yacimiento, ya que en yacimientos de petróleo o gascoexisten dos o más fluidos. Una versión modificada de la ley de Darcy se aplica para lapermeabilidad efectiva para un solo fluido que está en función de la saturación y lahumectabilidad, siendo este fluido petróleo, gas o agua.qoqwALSo, Swqo o LKeo=A pEc. 3pFigura 13. Inyección de fluidos en un tapón. (Rujano, 2010)Keo = Kro*K Ec. 4 Kew = Krw*K Ec. 544

Permeabilidad relativa (kri): Se define como el cociente de la permeabilidad efectiva de unfluido a una saturación determinada entre la permeabilidad absoluta de ese mismo fluido a lasaturación total.KriKKeEc. 6El cálculo de la permeabilidad relativa permite comparar dos fluidos inmiscibles que fluyenuno en presencia del otro en un mismo medio poroso, ya que un fluido en presencia de otroinhibe el flujo. Esta permeabilidad puede ser expresada en porcentaje o fracción. Para un sistemade fluido simple, la permeabilidad relativa de ese fluido es 1. La permeabilidad absoluta esmedida en el laboratorio usando muestras de tapones o núcleos enteros y generalmente se usa gas(aire) como fluido inyector, ya que no reacciona con las muestras. Sin embargo, a altas tasas deflujo ocurren desprendimientos internos en las muestras que causan altos valores depermeabilidad. Las mediciones de la permeabilidad relativa son usadas para describircuantitativamente el transporte simultáneo de dos o más fluidos inmiscibles a través de una rocade formación. Estas mediciones dependen principalmente de las saturaciones de los fluidos. Laspruebas del flujo de fluidos en los sistemas de drenaje e imbibición son elaboradas usando elmétodo de estado estable y no-estable.3.1.2.Permeabilidad relativa agua-petróleoBuckley y Leverett derivaron una expresión de la Ley de Darcy la cual relaciona el flujofraccional con la relación de la permeabilidad relativa.El flujo fraccional de petróleo, agua o gas puede ser determinado de las pruebas delaboratorio. La ecuación para flujo fraccional puede ser derivada de la ecuación de Darcy.Ley de Darcy:KA PQL (14700 )Ec. 7Flujo fraccional de petróleo:foqoqoqwEc. 8Sustituyendo una ecuación en la otra, se tiene:fo11Kw*KOOWEc. 945

Existen varios factores que influyen en la permeabilidad relativa agua petróleo. Lascaracterísticas de un yacimiento están afectadas por la litología de las rocas que lo componen. Lapermeabilidad relativa agua petróleo es función de:• Geometría de los poros de las rocas del yacimiento.• Según muchos investigadores, la geometría de los poros influye en la permeabilidad relativaagua petróleo. Esto se debe a que existen ciertas propiedades que afectan la geometría de losporos y a su vez la permeabilidad relativa agua petróleo, las cuales son:- Tamaño de los granos.- Forma de los granos.- Escogencia de los granos.- Arreglo de los granos.- Arcilla intergranular.Estos parámetros están relacionados y afectan las propiedades del yacimiento tales como:permeabilidad, porosidad, saturación de agua irreducible. En general, exámenes microscópicoshan demostrado que rocas con grandes poros interconectados y correspondientes a pequeñasáreas superficiales presentan una gran diferencia entre la saturación inicial de agua y la saturaciónresidual de petróleo.Rocas con pequeños poros interconectados presentan un rango de saturación pequeño. Ahorabien, las curvas de permeabilidad relativa agua petróleo son muy similares para litologíassimilares, así existen diferencias entre sus permeabilidades al aire.Diferentes tipos de roca con la misma permeabilidad al aire tendrán diferentes característicasen la curva de permeabilidad relativa agua petróleo.• Humectabilidad de la rocaLa humectabilidad de las rocas influye en la permeabilidad relativa agua petróleo. Para rocasfuertemente humectables por petróleo, la curva de permeabilidad relativa agua petróleo a lasaturación de petróleo residual probablemente será mayor de 0.5. Sin embargo con solo la curvade permeabilidad relativa agua petróleo no se puede inferir que una roca es fuertemente46

humectable por petróleo porque muchas veces la presencia de canales interconectados dentro delos poros puede presentar este mismo comportamiento.Para rocas fuertemente humectables al agua, la curva de permeabilidad relativa al agua a lasaturación residual de petróleo tendrá un valor menor que 0.1. Es de hacer notar que con sólo lacurva de permeabilidad relativa agua petróleo no se puede inferir lo anteriormente explicado yaque la presencia de arcilla hinchable o taponamiento debido a la presencia de partículas finaspueden presentar este mismo efecto.• Caudal de flujoSegún pruebas realizadas en el laboratorio el caudal de flujo está directamente relacionado conla presión de flujo. Se ha demostrado que a mayor presión de flujo, mayor es el caudal. Esto seobserva en las curvas de permeabilidad relativa al petróleo ya que la inyección de agua no seráeficiente ni homogénea, presentando la gráfica una alta saturación de petróleo residual (Sor).• Saturación de agua irreducibleSu influencia es tan grande debido a que es el punto de partida o punto de origen de la curvade permeabilidad relativa agua petróleo. Este valor también está estrechamente relacionado a lahumectabilidad de la roca, según algunos investigadores si la Swi > 25 % la muestra eshumectable al agua y si Swi < 15 % es humectable al petróleo. Sin embargo, sólo con esteparámetro, no se puede determinar si el núcleo es humectable al agua o al petróleo.3.1.3.Permeabilidad relativa gas-petróleoLa permeabilidad relativa gas petróleo, es realizada para investigar las características de flujodel yacimiento, el cual está produciendo por gas en solución, expansión de la capa de gas o dondeuna recuperación secundaria por inyección de la capa de gas esté planeada. El cálculo de lapermeabilidad relativa gas petróleo se basa en el mismo principio físico que la prueba depermeabilidad relativa agua petróleo. Las principales diferencias son:- Debido a las diferencias de viscosidades entre el gas y el petróleo, el punto de ruptura ocurremuy temprano.- La fase no mojante es representada por el gas y la fase mojante por el petróleo.47

KrOKrw3.1.4.Curvas de permeabilidades relativasPara un medio poroso determinado, las permeabilidades efectivas y por consiguiente, laspermeabilidades relativas a un fluido específico, en un sistema saturado por más de un fluido,dependen de las características de humectabilidad y de la saturación.Considérese un medio poroso saturado con dos fluidos, a uno de ellos se le denominahumectante y al otro no humectante. Si el sistema está saturado con gas y petróleo, la fasehumectante o mojante será el petróleo, en cambio, en el caso de que existan petróleo y agua en elmedio poroso, por lo general, se le considera al agua como fase humectante, aunque se conocenmuchos casos de humectabilidad preferencial al petróleo o intermedia. Establecida lahumectabilidad para un determinado medio poroso, las permeabilidades relativas son funciónúnicamente de la saturación de uno de los fluidos, referido por lo general a la fase humectante,SH o SM.Así se determina la permeabilidad relativa mediante la medida de los parámetros básicos y laaplicación de la ecuación de Darcy a cada una de las fases a las saturaciones de la fasehumectante. Los resultados se presentan gráficamente, obteniéndose curvas similares a lasseñaladas en la Figura 14. Las cuales se denominan Curvas de Permeabilidades Relativas a lasfases humectante y no humectante.Permeabilidad Relativa1,000,900,800,700,600,500,401,000,900,800,700,600,500,400,300,200,100,00SwirrSor0,300,200,100,000,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0Saturación de Agua (Sw)Permeabilidad relativa al aguaPermeabilidad relativa al petroleoFigura 14. Curvas de Permeabilidad Relativa. (Rujano, 2010)48

Las curvas de permeabilidad relativa presentan una serie de características, las cuales sonindependientes del fluido que constituya la fase humectante y son las siguientes:• La permeabilidad relativa a la fase humectante se caracteriza por una declinación rápida ensu valor para pequeñas reducciones de saturación a elevadas saturaciones de dicha fase.• La saturación a la cual la fase humectante comienza a fluir o ser móvil, se denominasaturación irreducible o crítica o de equilibrio. Este valor generalmente oscila entre 5 y 30%cuando la fase humectante es agua.• La saturación a la cual la fase no humectante comienza a fluir o ser móvil se llama saturacióncrítica o de equilibrio o residual, de la fase no humectante y depende de la mayor o menorhumectabilidad.• La permeabilidad relativa de la fase no humectante es igual a uno para saturaciones de dichafase menores a 100 %. Ello indica que parte del espacio poroso disponible, aunqueinterconectado, contribuye poco a la capacidad conductiva de los fluidos.• El efecto que produce una variación de saturación, es disponer más poros o canales al flujode la fase cuya saturación aumenta y lo contrario para la otra fase.• De esta característica se concluye que el flujo en el medio poroso es flujo por canales, esdecir, que cada fase, humectante o no humectante, se desplaza por su propia red de canalesselectos, pero todos ellos tienen el mismo fluido mojante.• La curva suma de las permeabilidades relativas a ambas fases es menor o igual que la unidady dicha curva representa la interacción mutua entre las fases. Este hecho indica que cuandoexisten dos fases en un medio poroso, cierta porción del mismo no contribuye a la capacidadconductiva de los fluidos presentes, al menos a ciertas saturaciones.• El punto de intersección de las dos curvas de permeabilidades relativas ocurre a cualquiervalor de saturación. La ubicación de dicho punto indica cualitativamente los siguientes aspectos:• Si la saturación de agua determinada por registros eléctricos es igual o mayor que lasaturación correspondiente a dicho punto, la tasa de crudo del pozo será baja y alta declinación,aumentando rápidamente el porcentaje de agua.• Cuando se utilizan curvas de permeabilidades relativas para predecir el comportamiento delyacimiento, bien sea en un proceso de inyección de gas y/o agua o por agotamiento natural, esmuy conveniente trabajar con la razón de permeabilidades relativas.49

3.1.5.Factores que afectan la permeabilidadLa permeabilidad en areniscas puede ser afectada por el tamaño y la forma del grano, elempaque, cementación, presión de sobrecarga, grado de compactación de la roca, contenido dearcilla y la distribución del tamaño del poro. Además, es importante tomar en cuenta que lasmedidas de permeabilidad están afectadas a su vez por el efecto de deslizamiento de lasmoléculas y por la presencia de líquidos reactivos en el medio poroso.3.1.6.Medición de la permeabilidadExisten medidas directas e indirectas para medir la permeabilidad.• Medida indirectas: cuando no se dispone de núcleos, estas se puede determinar mediantecorrelaciones o métodos indirectos tales como:- Pruebas de restauración y declinación de presión de pozos.- Correlación de permeabilidad en función de porosidad.• Medidas directas: mediante núcleos, utilizando gases o líquidos.- Permeámetro Standard.- Permeámetro Ruska Universal.- Permeámetro de gas.Las medias de permeabilidad obtenidas por estos métodos son absolutas, pues en dichosaparatos sólo se pueden hacer fluir un fluido a través de las muestras de núcleos, y ese fluido esun gas (aire comprimido, nitrógeno, entre otros.) Actualmente en el laboratorio, el método que seusa con mayor grado de confiabilidad es el permeámetro de gas; este permeámetro está adaptadoa la ley de Darcy mediante la siguiente ecuación:KgCqaALDonde:Kg: Permeabilidad al gas (mD).qa: Tasa de flujo de gas, (cc/seg. a condiciones atmosféricas).C: Constante que depende de presión y Viscosidad del gas.Ec. 1050

3.1.7.Determinación de permeabilidad relativaLas permeabilidades relativas se calculan en el laboratorio aplicando el método de estadoestable y el método de estado no-estable.a) Método de Estado EstableEs una técnica utilizada para determinar la permeabilidad relativa de datos en donde dos o tresfluidos son inyectados al mismo tiempo en la muestra (tapón), a tasa y presión constante duranteun tiempo extendido hasta alcanzar el equilibrio. La permeabilidad efectiva para cada fase seobtiene utilizando la ley de Darcy que considera la medición de los gradientes de presión, caudal,y las saturaciones. Por lo general, las curvas de permeabilidad relativa frente a la saturación seobtienen mediante el cambio de la relación de las tasas de inyección hasta que se alcanza elequilibrio. Este proceso es repetitivo y los cambios de saturación son controlados para serunidireccional y así evitar la histéresis.El método de estado estable es una técnica que requiere de mucho tiempo, y por lo tanto esmuy costoso, ya que cada nivel de saturación requiere de muchas horas o días para llegar alequilibrio. Además, estos métodos requieren de mediciones de saturaciones de fluidoindependientes en el núcleo.b) Método de Estado No-estableEs la técnica más rápida de laboratorio para determinar las curvas de permeabilidad relativa;todo un conjunto de datos de las curvas de permeabilidad relativa frente a la saturación se puedeobtener en pocas horas debido a que no es necesario alcanzar el equilibrio en la saturación. Esteproceso implica el desplazamiento de los fluidos in situ mediante la inyección de una tasaconstante (o presión) de un fluido drenable, mientras que el volumen efluentes son vigiladoscontinuamente. Los datos resultantes se analizan y un conjunto de curvas de permeabilidadrelativa son calculadas utilizando varios métodos matemáticos.Existen algunas ecuaciones utilizadas para todos los análisis, la ecuación lineal de Buckley-Leverett considera el desplazamiento de fluidos inmiscibles e incompresibles. Se refiere al nivelde saturación en todos los puntos en tiempo, el coeficiente de viscosidad de fluidos, presión51

capilar, las tasas de flujo y la permeabilidad relativa. Los métodos de Welge, Johnson-BosslerNaumann y Jones-Roszelle también son utilizados para el análisis. Algunas desventajas son:Para el método de estado no-estable:- Las curvas de permeabilidad relativa no llegan al nivel de saturación completo y el valor delpunto final de datos podría ser limitado.- Se presentan algunas discontinuidades en la presión capilar a la entrada y salida en la cara delos tapones que pueden resultar en un recobro distorsionado en los valores de presión medidos.Estos problemas mencionados anteriormente se reducen con la prueba de estado estable, sinembargo, ésta también presenta algunas desventajas:- Crea incertidumbre en la distribución de fluidos, si estos son o no representativos del procesode desplazamiento.- Existen limitaciones experimentales causadas por la necesidad de calcular saturaciones.3.2.Saturación de fluidosEs la fracción del volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos presentes. Ver Figura15. Matemáticamente dichas saturaciones serán:S o1Volumen de Petróleo* 100Volumen PorosoVolumen de AguaS w* 100Volumen PorosoVolumen de GasS g*100Volumen PorosoEc. 11Ec. 12Ec. 13Donde la sumatoria S S SEc. 14owgAGUAGASPETROLEOGRANOS DE ARENAMATERIALCEMENTANTEFigura 15. Saturación del medio poroso. (González, 2005)52

La determinación de la saturación de los fluidos presentes en los diferentes estratos de unyacimiento puede realizarse, al igual que la Porosidad y la Permeabilidad de dos formasdiferentes:• Mediante registros de pozos, los cuales miden propiedades eléctricas y radioactivas (registroseléctricos, neutrón, FDC entre otros) que permiten identificar los fluidos contenidos en elyacimiento.• En el laboratorio, haciendo uso de los métodos de la Retorta y de Extracción por Solventes.3.3.Tensión superficial e interfacialLa tensión superficial (o tensión interfacial) es el resultado de las fuerzas moleculares quecausan que la superficie de un líquido asuma el tamaño más pequeño posible, y que actúe comouna membrana bajo tensión. Estas fuerzas causan atracción entre las moléculas de la mismasustancia (cohesión) y entre moléculas de diferentes sustancias (adhesión). La tensión deadhesión la cual es función de la tensión interfacial determina cual fluido preferentemente mojaal sólido. La combinación de todas estas fuerzas determina la humectabilidad y la presión capilarde las rocas.La tensión superficial está reservada a la tensión ejercida en la superficie de un líquido, el cualestá en contacto con su vapor o con el aire, y puede medirse mediante la observación de la fuerzarequerida para halar un alambre delgado a través de la superficie. El término de tensióninterfacial es utilizado para definir la tensión de la superficie de separación o interfase entre doslíquidos inmiscibles, pero en sentido estricto la tensión superficial es también tensión interfacial.3.4.HumectabilidadSe refiere a la tendencia de un fluido a adherirse a una superficie sólida, en presencia de otrofluido inmiscible, tratando de ocupar la mayor área de contacto posible con dicho sólido. Estatensión de adhesión ocurre cuando existe más de un fluido saturando el yacimiento, y es funciónde la tensión interfacial. Otro término sinónimo utilizado es el de mojabilidad, denominandofluido mojante o humectante al que presenta mayor tensión de adhesión con la roca delyacimiento.53

3.5.Presión capilarSe define presión capilar como la diferencia de presión a través de la interfase, o tambiéncomo las fuerzas retentivas, que impiden el vaciamiento total del yacimiento. Las fuerzascapilares presentes en el yacimiento se originan por la acción molecular de dos o más fluidosinmiscibles (petróleo, agua y gas) que coexisten en dicho medio. En un yacimiento de granespesor que contenga agua e hidrocarburos, la saturación puede variar desde 100% de agua en laparte inferior de la zona hasta una zona máxima de petróleo (y una saturación de aguairreducible) en la parte superior. Existe una transición gradual entre estos dos extremos desaturación. El intervalo de transición puede ser muy corto para formaciones porosas y permeableso muy largo para formaciones de baja permeabilidad.Tanto el agua como el petróleo están presentes en los poros de las rocas, el agua, que es la faseque comúnmente humedece, recubre las paredes de los poros y llena los canales de los poros máspequeños. El petróleo tiende a acumularse en los poros más grandes. El tamaño de los poros delas arenas oscila desde decenas de micrones para los poros grandes hasta fracciones de un micrónpara la garganta entre poros. Estos poros con un diámetro inferior a un micrón actúan comocapilares. La presión capilar se puede observar siempre que dos fases miscibles estén presentes enun tubo capilar y es definida como la caída de presión a lo largo de la curva de la interfase dellíquido.AirerØhAguaFigura 16. Elevación capilar. (González, 2005)Cuando un tubo capilar es sumergido en algún líquido se produce la elevación del líquido através del tubo capilar representando así el equilibrio entre el peso de la columna del líquido y lapresión capilar. La ecuación de Laplace establece que:2TCosP crEc. 1554

Donde:Pc = Presión Capilar en dina/cm 2.T = Tensión Superficie del agua en contacto con el vidrio en dina/cm.= Ángulo de contacto del menisco con el tubo capilar.r = Radio del tubo capilar en cm.En una situación de equilibrio:Pc2TCosrhwgEc. 16Donde:h = Altura de la columna de agua en cm.w = Densidad del agua en gr/cm 3 .g = Aceleración de la gravedad en cm/seg 2 .Despejando la altura de la ecuación anterior se tiene:2TCoshr gwEc. 17Se puede inferir inmediatamente que mientras más fino sea el tubo capilar, más alta será lacolumna de agua, debido a la mayor presión del capilar. Para considerar la altura que alcanza elagua en una roca parcialmente saturada con petróleo, se debe modificar la formula anterior, lacual fue establecida para el caso de una interfase agua-aire, para incluir ahora la tensióninterfacial entre los dos líquidos inmiscibles y sus respectivas densidades.La tensión interfacial entre los dos líquidos es aproximadamente igual a la diferencia entre latensión superficial de cada líquido en contacto con el aire:T1 2T1T2Ec. 18La ecuación que incluye la altura puede ser descrita de la siguiente manera:h2 Tr1T21 2CosgEc. 19Donde los subscritos 1 y 2 reflejan al agua y al petróleo respectivamente.El agua alcanzará una elevación mayor mientras menor sea la diferencia de densidad entre loslíquidos y menor sea el radio del capilar.55

Esto se puede explicar de otra manera, si A y B son dos puntos, justo por encima y debajo dela interfase, la diferencia de presión PA – PB, es la presión capilar. Dicha diferencia puedeevaluarse de consideraciones hidrostáticas:PPABPPPPP hgPOWhgEc. 20Luego:P P ( ) ghABWOPcEc. 21Por lo tanto la presión capilar puede calcularse también por la formula:Donde:h = distancia entre el contacto agua petróleo y el nivel de agua libre, pies.w = densidad del agua, lbs/pie 3 .o = densidad del petróleo, lbs/pie 3 .144 = factor de conversión.Pch(144wo)Ec. 22Los datos de presión capilar proveen información muy útil sobre el radio de la garganta deporo efectivo, permeabilidad y al ser convertidos a condiciones de superficie, también proveen unestimado de la elevación de la columna de hidrocarburos necesaria para producir una saturaciónde agua determinada en un tipo de roca determinado. Pruebas de presión capilar por inyección demercurio, pruebas en sistemas agua-petróleo y aire-salmuera son corridas en diferentescombinaciones para determinar los parámetros antes mencionados. La magnitud de la saturaciónde agua en cualquier altura en el yacimiento es función de efecto y tamaño de distribución de losgranos. El efecto de este factor sobre la relación de presión capilar vs. Saturación de agua puedeanalizarse como sigue: si todos los capilares fuesen del mismo tamaño y con radio igual, lacurvatura de presión capilar sería horizontal, ya que el agua alcanzaría la misma altura de todoslos tubos y por lo tanto dicha presión capilar sería constante.Figura 17. Condiciones de humectabilidad, fases A, B, y un sólido. (González, 2005)56

En la Figura 17 se observa lo siguiente: a) Humectabilidad parcial de B sobre el sólido S, b)Humectabilidad parcial de A sobre S, y c) Humectabilidad completa de B sobre S.Una forma de conocer el valor del ángulo de humectación– Dupre, la cual corresponde a la ecuación:es mediante la ecuación de YoungAS- BS = AB Cos Ec. 23Figura 18. Representación de las fuerzas interfaciales que actúan en el contacto de dos fases A yB con un sólido. (González, 2005)Donde ij representa la energía de superficie entre las fases i y j como se observa en la Figura18. Los vectores ij representan las energías de superficie entre las fases i y j. Esta ecuación esválida en el caso que el sólido no presente irregularidades químicas (diferentes composiciones) ofísicas (porosidades) cerca del punto de contacto de las tres fases. De lo contrario, la ecuaciónsólo será valedera en áreas específicas del sólido.Para un sistema de agua-petróleo, los ángulos de contacto menores de 50 (medidos a travésde la fase acuosa por ser más densa), indican condiciones de humectado por agua, mientras queángulos mayores de 130° indican humectabilidad por petróleo. Un ángulo de contacto de 50° a130° indica que la superficie de la roca tiene igual preferencia por agua que por petróleo, es decir,humectabilidad intermedia. Hasta hace poco se creía que la mayoría de los yacimientos eranhumectados por agua, pero recientemente, trabajos sobre determinaciones de humectabilidadsugieren que algunos pueden presentar humectabilidad intermedio y concluyen que la mayoría,definitivamente, poseen condiciones diferentes a las de humectado por agua. Debido a que esteparámetro determina la distribución de los fluidos en el espacio poroso, la humectabilidad juegaun papel determinante en la planificación de la explotación de un pozo. Seguidamente se presentaen forma gráfica la influencia que tiene la humectabilidad sobre la ubicación de los fluidos en unmedio poroso con una saturación de agua de aproximadamente 20%.57

a) mojada por agua b) mojada por petróleoFigura 19. Distribución de fluidos para varias humectabilidades parciales. (González, 2005)En la figura anterior puede notarse como el fluido mojante se encuentra en los poros máspequeños. En términos generales, coincidimos en la afirmación de que el ángulo se denominaángulo de contacto cuando:< 90°, el fluido humecta al sólido y se llama fluido humectante.> 90°, el fluido se denomina fluido no-humectante.Explícitamente se tiene que una tensión de adhesión de cero indica que los fluidos tienen igualafinidad por la superficie. La humectabilidad tiene sólo un significado relativo. Teóricamente,debe ocurrir humectabilidad o no-humectabilidad completa cuando el ángulo de contacto es 0° o180° respectivamente. Sin embargo, un ángulo de cero es obtenido sólo en pocos casos (aguasobre vidrio), mientras que un ángulo de 180° es casi nunca alcanzado (mercurio sobre acero =154°).Con respecto al ángulo de contacto de avance (Advancing contact angle), señalaremos queestamos en su presencia cuando el agua está en contacto con el petróleo sobre una superficiesólida previamente en contacto con el petróleo.El ángulo de contacto de retroceso (Receding contact angle), se determina cuando el petróleoestá en equilibrio con el agua sobre una superficie previamente cubierta con agua.La variación de la relación presión capilar vs. saturación de agua, obviamente depende de lanaturaleza de los fluidos y sólidos envueltos, ya que se conoce que el ángulo de contacto y latensión interfacial es particular para cada sistema roca-fluidos considerado.58

3.5.1.Métodos para medir presión capilarExisten varios métodos para medir la presión capilar en el laboratorio entre los cuales se tienen:• Método del Plato Poroso.• Método de la Centrifuga.• Método de Inyección de Mercurio.Método de la CentrífugaEn este método se emplea una centrífuga de alta velocidad para aumentar la diferencia depresión entre las fases.Ventajas:- Es rápido.- El instrumental es más elaborado, pero no es necesario asegurar contactos capilares. Eldrenaje de la fase desplazada es directo.- Permite hacer mediciones de Drenaje e Imbibición.- Permite definir perfectamente la presión umbral de muestras poco permeables.- Permite alcanzar presiones capilares más elevadas que con el método de Estados Restaurados.- Compara favorablemente con el método de Estados Restaurados en todo el rango desaturaciones.Desventajas:- El cálculo es indirecto. La saturación de fases varía a lo largo de la muestra.Método de Inyección de MercurioEn este método se emplea mercurio como fase no-humectante (el vacío, o vapor de Hg actúacomo fase humectante).Ventajas:- Es un método rápido.- Permite trabajar sobre muestras de geometría variable (Cuttings, recortes).- Permite hacer mediciones de Drenaje e Imbibición.- Permite definir perfectamente la presión umbral.59

- Permite alcanzar presiones capilares muy elevadas.- El cálculo es sencillo y directo.- Permite obtener la distribución de diámetros porales (Gargantas Porales) del sistema.Desventajas:- Compara favorablemente con el método de Estados Restaurados sólo hasta la saturación deagua irreductible. No permite obtener la saturación irreductible de agua (Swirr) pues la fasehumectante (vacío) luego de hacerse discontinua, es infinitamente compresible.- Inutiliza las muestras para ensayos posteriores.3.6.Heterogeneidad del yacimientoTodos los yacimientos varían areal y verticalmente en sus propiedades. En los cálculos dedesplazamiento se debe tomar en cuenta la variación de la permeabilidad. Dykstra y Parsonsdefinen un coeficiente de variación de permeabilidad, V, que mide la heterogeneidad delyacimiento. Para determinar V, las permeabilidades se arreglan en orden decreciente. Elporcentaje del numero de valores de permeabilidad que exceden cada valor tabulado se calculadividiendo por n+1, donde n es el numero de muestras. Los porcentajes se representan en unpapel Log probabilísticos. La variación de permeabilidad se calcula mediante:VK50%K84.1%K10%Ec. 24Un valor de V=0 es un yacimiento uniforme. Un yacimiento heterogéneo altamenteestratificado tendrá un V cercano a 1.3.7.MovilidadEs la facilidad con la cual un fluido se mueve en el yacimiento, se calcula como la relaciónentre la permeabilidad efectiva de la roca a un fluido y la viscosidad de este.oKooKw; w ;wgKggEc. 253.8.Razón de movilidadLa razón de movilidad se designa por la letra M con dos subíndices que indican la fasedesplazante y la fase desplazada y se define como la movilidad de la fase desplazante dividida60

por la movilidad de la fase desplazada. Cuando el agua es la fase desplazante y el petróleo la fasedesplazada, la razón de movilidad se define como:Kww , o *wKooEc. 26Un aspecto importante en la definición de la razón de movilidad es la evaluación de lapermeabilidad efectiva a cada fase. Las afirmaciones adoptadas con base en resultadosexperimentales son:La permeabilidad efectiva a la fase desplazante se evalúa a la saturación promedio de dichafase en la zona del yacimiento invadida, esto es, detrás del frente de invasión. La permeabilidadefectiva a la fase desplazada se evalúa a la saturación de dicha fase en la zona delante del frentede invasión, los valores de M, comúnmente encontrados, están en el rango de 0.02 a 2. Debido ala influencia de M sobre las eficiencias de barrido areal y vertical, donde a bajos valores de M seobtienen mejores resultados que a altos valores, se ha adoptado la convención de denominarrazón de movilidad favorable la que es menor a la unidad, y no favorable la que es mayor de launidad. Es decir, si M1 la razón de movilidad esdesfavorable, mientras mayor sea M menor será el recobro en el momento de alcanzarse laruptura; en consecuencia, mayor será la cantidad de agua producida para recuperar la mismacantidad de petróleo, esto se debe a dos efectos:• Pequeñas áreas barridas a la ruptura.• Influencia del grado de estratificación.En yacimientos heterogéneos, las características de las permeabilidades relativas varían areal yverticalmente, como resultado, el fluido desplazante (agua) no formará un frente uniforme amedida que avanza y tenderá a canalizarse hacia los estratos o áreas que tengan mayor razón demovilidad. A medida que el desplazamiento progresa, la razón de movilidad sigue aumentando enlas partes del yacimiento previamente contactadas por el agua. Cuando dos fluidos están enmovimiento simultaneo, por ejemplo agua y petróleo, la razón de la movilidad del agua a la delpetróleo determina las tasas individuales del flujo, y, por consiguiente, los cortes de agua.61

3.9.Fuerzas viscosasLas fuerzas viscosas se reflejan en la magnitud de la caída de presión que ocurre comoresultado del flujo de un fluido a través de un medio poroso. Una de las aproximaciones mássimples utilizada para calcular dichas fuerzas considera que el medio poroso está formado por unconjunto de tubos capilares paralelos. Con esta suposición, la caída de presión para flujo laminara través de un solo tubo vendrá dada por la ley de Poiseuille.8* * l * vEc. 27P2r gc3.10.Teoría VISCAP*El nombre significa: VIS: fuerzas viscosas y CAP: fuerzas capilares.Fuerzas Viscosas:De la ecuación de Darcyq** LpK * AEc. 28Suponiendo P como gradiente “L” se elimina, para un medio poroso la permeabilidad esconstante y por definición “q/A” es la velocidad de flujo, luego las fuerzas viscosas que actúan enun medio poroso pueden medirse por la cantidad “v* ”.Fuerzas capilares:Las fuerzas capilares se miden por la tensión superficial o interfacial y el ángulo de contacto,ya que r (radio capilar) se supone constante, puesto que k es constante. Luego, las fuerzascapilares que actúan en un medio poroso pueden medirse por la cantidad σ.cos (θ). La teoríaVISCAP examina la razón de fuerzas viscosas a fuerzas capilares.RazónVISCAPFvFcEsta razón representa un numero adimensional.v ** CosEc. 29Análisis de las fuerzas presentes en el flujo de fluidos:• Si la velocidad de flujo aumenta, las fuerzas viscosas aumentan.• Si la viscosidad del fluido aumenta, las fuerzas viscosas aumentan.• Si la tensión interfacial aumenta. Las fuerzas capilares aumentan.• Si el ángulo de contacto aumenta, cos( ) disminuye y las fuerzas capilares disminuyen.62

En teoría, es posible, lograr un balance de fuerzas capilares y viscosas y se comprueba que elpetróleo residual se reduce a medida que se va logrando el balance de fuerzas.3.11.Tasa críticaEs la máxima tasa de producción que minimiza el desequilibrio roca-fluido, entendiéndose porroca la migración de arenas y finos y por fluido la producción de agua en problemas inherentes alyacimiento por conificación o adedamiento.3.12.Producción de agua excesivaLa excesiva producción de agua es un problema común encontrado en pozos productores depetróleo y puede ser causada por fuga en los revestidores, comunicación por detrás del revestidor,flujo preferencial a través de zonas de alta permeabilidad en el yacimiento, adedamiento oconificación. Los registros de producción pueden ser usados para localizar la fuente de laproducción de agua y ayudan a determinar la causa fundamental de la producción de agua nodeseada.3.12.1.Mecanismos de alta producción de agua asociados a la completación3.12.1.1.Fuga de revestidoresLas filtraciones en el revestidor, tuberías de producción, empacaduras y en los cuellos, confrecuencia son causadas por prácticas de completación deficientes (las uniones en los revestidoresquedan flojas y no producen sello, o se aprietan demasiado causando un excesivo esfuerzo quefractura la tubería), o tuberías incompatibles con las condiciones del hoyo (temperatura,materiales corrosivos, presiones, etc.). Las fugas en los revestidores son frecuentementeobservadas por un súbito y rápido incremento del corte de agua. Ver Figura 20.Figura 20. Filtraciones en el revestidor, en la tubería de producción. (González, 2005)63

3.12.1.2.Comunicación por detrás del revestidorLa existencia de fallas en la cementación primaria puede provocar la conexión de zonasacuíferas con zonas de hidrocarburos. Estos canales permiten que el agua fluya por detrás delrevestidor e invada el espacio anular. Generalmente cuando existe canalización se observa unrápido incremento del corte de agua después de un trabajo de estimulación, o inmediatamentedespués de la completación. Los registros de cementación indican la posibilidad de que existacanalización a través del cemento por detrás del revestidor. Este flujo de agua se puede detectarmediante los registros de producción que verifique el flujo por detrás del revestidor (SPECTRALFLOW LOG o WATER FLOW LOG) basados en la activación de oxígeno en conjunto con losregistros de temperatura, trazas radioactivas, ruidos. La solución principal consiste encementaciones forzadas de alta resistencia, fluidos a partir de resinas colocados en el espacioanular, o fluidos basados en geles de menor resistencia colocados en la formación para detener elflujo dentro del espacio anular. Ver Figura 21.Figura 21. Flujo detrás del revestidor. (González, 2005)3.12.2.Mecanismos asociados al yacimiento3.12.2.1.Empuje de agua de fondoEste mecanismo es el que ocurre comúnmente y en el cual la producción de agua es inevitable.Cuando en un yacimiento la energía es aportada por un acuífero activo, al producirse ladepleción, el agua desplaza lentamente al petróleo, ocasionando un barrido eficiente delyacimiento y una alta producción de agua a lo largo de la vida productiva del pozo.3.12.2.2.Ruptura de las barrerasLas barreras naturales, como capas densas de lutitas que separan las zonas de petróleo de unacuífero pueden romperse por varias razones. Si la caída de presión durante la producción excede64

la que puede soportar la barrera, esta fallaría, permitiendo al agua comunicarse a través de laruptura en la capa. Las barreras pueden también fracturarse o disolverse como resultado defracturamientos hidráulicos o tratamientos de acidificación de la matriz ocasionado un rápidoaumento en la producción de agua.3.12.2.3.ConificaciónLa conificación ocurre cuando el agua fluye aprovechando la permeabilidad vertical desde elCAP hacia las perforaciones del intervalo completado. El fenómeno se origina cuando eldiferencial de presión del pozo es superior al gravitatorio. La irrupción del agua ocurre en la parteinferior del intervalo completado, por lo que debe existir un CAP definido y al no existir barrerasen el flujo vertical del agua cuando el diferencial de presión del pozo supera al gravitacional seproducirá la conificación. Ver Figura 22. En muchos yacimientos la permeabilidad vertical esmucho menor que la permeabilidad horizontal favoreciendo la recuperación de petróleo concortes de agua. La conificación puede ser evitada si los pozos se producen por debajo de la tasacrítica.Figura 22. Conificación o formación de cúspide. (González, 2005)En un pozo productor la conificación ocurre cuando el agua fluye verticalmente desde el CAPhacia las perforaciones del intervalo completado. El fenómeno se origina cuando el diferencial depresión del pozo es superior al diferencial de presión gravitatorio, el cual tiende a mantener elpetróleo sobre el agua, es decir:P Pwell Pwf 0.433* w o * hcEc. 30En la ecuación anterior no hay inferencia en cuanto al tiempo para la irrupción. La inferenciaes que siempre cuando esta desigualdad sea satisfecha la conificación ocurrirá instantáneamente.65

Históricamente, las investigaciones iníciales en el campo de conificación de agua fueronconcentradas en su eliminación, enfocando todos los esfuerzos de ingeniería en crear una barrerafísica a nivel del yacimiento que restringiera el movimiento vertical del agua, pero los resultadosfueron desalentadores. Howard y Fast (Amoco) tenían la idea de inyectar un “Pancake” decemento justo encima de los intervalos completados para que actuase como barrera almovimiento vertical del agua. En el campo, los resultados preliminares fueron decepcionantes yaque la formación se fracturaba. Aunque la panacea de la conificación no fue descubierta elfracturamiento hidráulico fue introducido. Se reconoce entonces, como una alternativa de análisisretornar a las implicaciones de la ecuación anterior, es decir, disminuir la presión del Draw Downdel pozo regulando la tasa de producción. En este sentido se han desarrollado métodos de cálculopara determinar la tasa máxima de petróleo que impida la conificación. La mayoría de lasinvestigaciones analíticas y experimentales de este fenómeno fueron conducidas bajo lassiguientes condiciones / suposiciones:• Los fluidos son incompresibles.• Flujo segregado.• Se desprecia el efecto de capilaridad.3.12.2.3.1.Métodos de determinación de tasa crítica por conificación3.12.2.3.1.1.Muskat and ArthurAsumieron que el petróleo fue producido de un pozo en la cual la zona de petróleo fueparcialmente penetrada, mientras que el agua permanece con presión estática equilibrada. Ellosrelacionaron las fuerzas potenciales de flujo con la diferencia de fuerzas gravitatorias con losfluidos involucrados. La ecuación para conificación de un yacimiento homogéneo puede serescrita como:ewwze1gPh1-ZhEc. 31Con este método se logra estimar la máxima presión de fondo fluyente sin que ocurra laconificación de agua o gas.3.12.2.3.1.2.Meyer y GarderEnfocaron sus estudios al cálculo de tasa crítica de petróleo, asumiendo:66

• El flujo de petróleo y/o gas es estrictamente radial.• El flujo de agua desde el contacto agua petróleo es estrictamente vertical.• La presión de Draw Down que controla el flujo de petróleo y/o gas es restringida por laspresiones gravitatorias. Esta presión es igual al gradiente gravitatorio (debido a la diferencia dedensidad entre el petróleo y el agua) y a la distancia existente entre la base de las perforaciones yel Contacto Agua Petróleo (CAP). Con estas asunciones la ecuación para tasa crítica porconificación de agua fue desarrollada:Qc0.001535* - * kow o** * Ln reo o rwh2hp2Ec. 323.12.2.3.1.3.Chaney, Noble, Henson y RiceUsando el análisis de Muskat estudiaron la conificación de agua y gas, a través de resultadostanto analíticos como experimentales, tomados de un análisis potenciométrico y matemático. Eltrabajo experimental fue realizado con una red de simulación de resistencia eléctrica construidapara simular el flujo en el pozo. Una vez que la distribución de potencial es establecida la tasa deflujo eléctrica fue medida para varias condiciones de espesor y los intervalos perforados. Como elflujo en medio porosos es análogo al flujo de electricidad, los autores relacionaron los resultadosdel simulador a la tasa crítica de petróleo en el pozo. Los resultados fueron presentados en variasfiguras, estas fueron realizadas para diferentes espesores de yacimiento (del tope de lasperforaciones al C.A.P) desde 12.5 pies a 100 pies, y un radio de drenaje de 1000 pies,permeabilidad 1000 mD, viscosidad del petróleo de 1 cps, diferencia de densidades de 0.3 gr/cc.Ec. 33Si el cañoneo es realizado en el tope de la arena petrolífera los autores presentaron unaecuación adicional, que permite estimar el “Qcurva” en función del espesor de la arena y elespesor perforado.Qcurva0.1313*hQc0.00333*34*Qcurvao57 h44* ko**o250*w o22 2hhphph0.30*1090240.0Ec. 343.12.2.3.1.4.Chierici Et AlUso la técnica del modelo potenciométrico y la teoría de Muskat para calcular la tasa crítica depetróleo. Asume que el yacimiento es homogéneo, excepto que la permeabilidad vertical puede67

ser diferente de la horizontal, los contactos agua-petróleo y gas-petróleo son estacionariosexcepto para el cono, y además que los efectos de capilaridad son despreciables y los fluidos sonincompresibles. La ecuación es la siguiente:10h2*3wo hQc 3.073 ** , ,ed bo**okrfhchEc. 35El valor deDonde:ψ(rde,fb,hcwh)res obtenido de figuras.re*edhkhkvhpEc. 36 f bhEc. 37El método de Chierici también permite calcular el intervalo óptimo de completación para unpozo sin que se produzca conificación de agua ni de gas.3.12.2.3.1.5.ChaperonSe baso en la aproximación analítica, asumiendo que el intervalo cañoneado esinsignificantemente pequeño, si lo comparamos con el tamaño del yacimiento.Qc4.888*10-4*o- * kh *w o h 1. 9434* 0.7311*redo2Ec. 383.12.2.3.1.6.ScholsPresento una correlación empírica basada en experimentos desarrollados en modelos Hele-Shaw.Qcw-o* kh*2049*h2-o ohp3*0,4323,1416Ln rerw*hre*kvkh.50.14Ec. 393.12.2.3.1.7.Yang y WattenbargerDesarrollaron desde simulaciones numéricas, asumiendo que no hay flujo detrás del límite yque el intervalo cañoneado no necesariamente tiene que extenderse desde el tope del intervalo.Qcwokh2* * h * ko *2.3048*o*qoYwocd , vEc. 4068

3.12.2.3.1.8.Guo y LeeAsumen tres dimensiones, combinando el diseño de flujo radial – esférico. Desarrollaron yanalizaron un método que, a diferencia de las correlaciones desarrolladas anteriormente, tomanen cuenta el efecto del límite de cañoneo del pozo en el área de producción de petróleo, tambiéndeterminaron una relación que determina la longitud exacta para la completación óptima desde eltope de la formación.Qc3.07 *103*ow*oo*re2* kv*1h hpre0.52*1khkv212hprwLn rerwEc. 413.12.2.3.1.9.HoylandPresentó correlaciones basadas en un cálculo hecho con un modelo de simulación. La zona deagua fue representada por una capa de fondo con porosidad infinita y una columna de porosidad ypermeabilidad infinita en el radio de drenaje.w oQc *651.4** kh *o*ho2qHpsocdEc. 423.12.2.3.1.10.Sobocinski y CorneliusSus estudios de laboratorio se basaron en un método físico de empaque de arena “Flexiglass”(Ver Figura 23) que representaba una sección de una unidad geológica, donde se simulaba elflujo hacia un pozo a través de una serie de válvulas, esto permitía simular diferentes longitudes ydensidades de cañoneo.Figura 23. Empaque de Arena, según Sobocinski. (González, 2005)Dicho modelo se comenzaba con una posición inicial estable del CAP. Luego se inyectó aguay petróleo para reemplazar la producción existente en el sistema a través de las perforaciones del69

pozo. La variación de la posición del CAP con respecto al tiempo fue fácilmente monitoreada através de los colores de los fluidos inyectados. Los resultados de su estudio han sido resumidosen la siguiente figura:Figura 24. Altura Adimencional del Cono Vs Tiempo Adimencional. (González, 2005)Usando variables adimensionales definidas como:• Altura dimensional del cono (Z):0.00307* * kh*h*hcw oZ* *o oQ o• Tiempo adimensional (td):0.00137* - * kh* 1w o Mtd* * h*kh kvoEc. 43* tEc. 44Es de notar que la ecuación que relaciona tiempo real de irrupción con tiempo adimensionalfue derivada de consideraciones analíticas. Sin embargo, al aplicar esta relación a sus resultadosexperimentales, los autores determinaron que el exponente era necesario, cuyo valor es enfunción directa a la relación de movilidad:MKKwo**owEc. 450.5 M 10.6 1 M 10Previamente calculada la altura adimensional del cono de agua (Z), el tiempo adimensional deirrupción puede ser determinado a través de la Figura 24. El valor del tiempo de irrupción esobtenido despejándolo de la ecuación de tiempo adimensional. Kuo y DesBrisay desarrollaronuna ecuación que se ajusta fielmente a la curva de irrupción de Sobocinski y Cornelius (de formaparabólica) que constituye una herramienta alternativa de cálculo de la Figura 24.70

tdZ * 164*7* Z3*7 2* ZZ2Ec. 46Notaremos que para un valor de Z=3.5 el valor de td tiende a infinito. Este valor de Zcorrespondiente a un tiempo de irrupción infinito seria entonces la tasa critica. Por consiguiente,reformulando la Figura 24 y sustituyendo Z=3.5Qc0.000877*wo-*oo* kh*h*hcEc. 473.12.2.3.1.11.Bournazel y JeansonBasaron sus estudios en los fundamentos de la correlación Sobocinski y Cornelius, adoptandolas mismas variables adimensionales: altura adimensional del cono (Z) y el tiempo adimensionalde irrupción de agua (td). Sin embargo, encontraron que el tiempo real de irrupción medido en ellaboratorio y en experimentos de campo resultaba menor que el calculado con la ecuación deSobocinski y Cornelius. En ese orden Bournazel y Jeanson introducen los siguientes cambios almétodo de predicción de Sobocinski y Cornelius:Desarrollan una ecuación que reemplaza la curva de altura adimensional (Z) del cono Vstiempo de irrupción adimensional (td). En la ecuación que relaciona tiempo real y tiempoadimensional de irrupción del agua, el exponente (determinado experimentalmente) esmodificado:0.70.14 M 7.3A continuación se presentan las ecuaciones que dan soporte a la correlación de Bournazel yJeanson.• Altura dimensional del cono (Z):0.00307*Zow*o** kh*h*hcoQ oEc. 48• Tiempo adimensional desarrollado por Bournazel y Jeanson.Ztd3 0.7* ZEc. 4971

td0.00137*ow*-o* h** kh* 1kh kvM* tEc. 50Inspeccionando la Ec. 49 se puede observar que para un valor de Z igual a 4.28, eldenominador se hace cero y td tiende a infinito, de este modo si el tiempo de irrupción es infinito,Z=4.28 puede ser usado para calcular la tasa crítica, a partir de la Ec. 48. Sustituyendo:0.000717*QcEc. 51La experiencia ha demostrado que esta ecuación se ajusta en mayor porcentaje a la data decampo que los demás métodos de simulación numérica.wo-*oo* kh*h*hc3.12.2.3.1.12.Kuo y DesbrisayEn 1983 Kuo y Desbrisay revisaron la literatura publicada sobre conificación de agua,añadiendo conclusiones y ecuaciones adicionales a las correlaciones originales: Desarrollandouna ecuación que reproduce exactamente los resultados de la gráfica de tiempo de irrupción deagua por conificación, de Sobocinski y Cornelius. Para la determinación de la tasa críticarecomiendan utilizar la ecuación de Schols, alegando que en comparación con otros modelos deconificación, en medios homogéneos isotrópicos el ajuste de esta correlación es de mayorprecisión.Ec. 52La correlación simplificada puede ser usada para predecir cortes de agua de muchosyacimientos con empuje hidráulico de fondo, excepto aquellos que presentan barreras locales,aquellas con alto grado de estratificación (Variación en la permeabilidad de Dykstra Parsons de0.8).Qcw-o* kh*2049*oh2o3hp-*0,4323,1416Ln rerw*hre0.143.12.2.3.1.13.Craft y HawkinsA distinción de otros autores ellos desarrollaron una ecuación para el cálculo de la tasa críticatomando en cuenta la variación entre la presión del yacimiento y la presión del fondo del pozo,asumiendo varios parámetros que entre los cuales destaca la horizontalidad del yacimiento.72

0.5Qc0.0007078*w-o* kh*h*PwellPwf*hph*17*rwhp2*h*coshp*90hEc. 53Teniendo en cuenta que al cumplirse la condición de la Ec. 30, ocurrirá la conificaciónP Pwell Pwf 0.433* w o * hc3.12.2.4.Adedamiento y flujo de agua a través de canales de alta permeabilidadTérmino usado en procesos de desplazamientos miscibles, cuando un fluido viscosodesplazado por uno menos viscoso. El avance del frente de desplazamiento deja un momento deser uniforme y el fluido desplazante avanza más rápidamente en unas partes que en otrasformando zonas alargadas y angostas en forma de dedos. Esto reduce por supuesto la eficienciade desplazamiento, el adedamiento ocurre en arenas o rocas de permeabilidad uniformes, o sepresenta estratificación de permeabilidad, cuando existe tal estratificación de permeabilidad, elagua desplazante barre más rápidamente las zonas más permeables dejando una considerablecantidad de petróleo en las zonas menos permeables, que debe producirse en un período largo conaltas razones agua-petróleo Figura 25. En un medio poroso ideal, homogéneo, con empuje deagua, el petróleo es desplazado uniformemente por el agua. Sin embargo, con frecuencia existencapas con variaciones de permeabilidades dentro de los intervalos productores. Como locuantifica la Ley de Darcy, la tasa de flujo es más rápida en las capas de más altaspermeabilidades. El resultado es una alta producción de agua a través de estas capas antes de queel agua realice un barrido completo en las capas circundantes. Un registro exacto de flujo de laproducción del pozo puede identificar la localización de las zonas de alta permeabilidad o laszonas que contribuyen a la alta producción, sin embargo la localización de la entrada del aguageneralmente no es suficiente información para identificar la causa de la producción de agua, yaque el flujo puede ser a través de zonas ladronas. Particularmente, si la localización de la entradadel agua proviene del fondo del intervalo completado, la fuente de agua debe ser canalización oconificación de las zonas inferiores.73

BAJAMODERADA PERMEABILIDADPERMEABILIALTADADPERMEABILIMODERADA PERMEABILIDADDADALTA PERMEABILIDADFigura 25. Adedamiento. (González, 2005)3.12.2.4.1.Inestabilidad viscosa de la interfase agua – petróleoSi la producción temprana de agua ocurre en un yacimiento con un ángulo de inclinacióndiferente a cero donde el CAP es inestable y el agua sobrepasa al petróleo usando lapermeabilidad horizontal, esto es llamado adedamiento (water fingering or tonguing).Engelberts y Klinkenberg fueron los primeros en observar visualmente el fenómeno deinestabilidad viscosa (Digitación viscosa) durante el desplazamiento de petróleo por agua enmedios porosos homogéneos a razones de movilidad desfavorables (M>1). La inestabilidadviscosa produjo rápida irrupción de agua y bajo recobro de petróleo. Posteriormente un grannúmero de investigadores han comprobado la existencia de este fenómeno utilizando modelosfísicos y han desarrollado ecuaciones sencillas para predecir el comportamiento dedesplazamientos inestables. A nivel de campo, se han presentado algunos ejemplos típicos deadedamiento (Digitación) de agua tal como el ocurrido en el campo Oveja en el Oriente deVenezuela y del área de Lloydminster de Canadá. La inestabilidad viscosa es un fenómenomacroscópico que solo se observa al nivel de yacimientos o de modelos físicos de gran tamaño aaltas tasas de flujo y a razones de movilidad desfavorables.3.12.2.4.2.Tipos de desplazamientos de petróleo por aguaEl tipo de desplazamiento de petróleo por agua en medios porosos depende del balanceexistente entre las fuerzas viscosas, capilares y gravitacionales. Si las fuerzas capilares ygravitacionales son mayores que las viscosas, el desplazamiento es estable.74

La inestabilidad de un sistema hidrodinámico se manifiesta cuando el agua se desplazapreferencialmente bajo el petróleo canalizándose hacia las perforaciones del pozo (entradaselectiva del acuífero en la zona petrolífera), usando la permeabilidad Horizontal de la formación.3.12.2.4.2.1.Desplazamientos establesComo es bien conocido, las fuerzas son proporcionales a la velocidad superficial (Darciana).Esto permite a las fuerzas capilares dominar el desplazamiento a bajas velocidades. En este caso,la imbibición transversal tiene tiempo para eliminar las digitaciones (dedos) incipientes en ladirección transversal al flujo y el desplazamiento es estable o eficiente. Como se observa en laFigura 26, en desplazamientos estables se forma un frente de invasión que empuja eficientementeal petróleo. En yacimientos inclinados las fuerzas gravitatorias son las encargadas de estabilizarel frente de invasión, Figura 27.Figura 26. Desplazamiento estable e inestable, yacimiento horizontal. (González, 2005)El desplazamiento estable puede ser estabilizado o no estabilizado de acuerdo al inverso delnúmero capilar:v* w*L* K *Ec. 54Y a la razón de Movilidad (M).Figura 27. Desplazamiento estable e inestable, yacimiento inclinado. (González, 2005)75

A baja velocidad superficial (tasa de flujo), las fuerzas capilares dominan el desplazamiento yel recobro es bajo. Al incrementar la velocidad, el balance entre las fuerzas capilares y viscosasmejora y el recobro aumenta, en esta región el desplazamiento es no - estabilizado. Al seguirincrementando la velocidad superficial, eventualmente se llega a un punto de balance entre lasfuerzas capilares y viscosas, donde mayores incrementos de velocidad no afectan el recobro y eldesplazamiento es estabilizado. Es decir, al incrementar el factor adimensional:* wVEc. 55Disminuye la saturación residual de hidrocarburo en la zona invadida por agua (Sorw). Estefactor se puede aumentar incrementando las fuerzas viscosas:V * wEc. 56Y disminuyendo las fuerzas capilares “ ” (Teoría VISCAP de Moore y Slobob). Para alcanzarsaturaciones residuales de petróleo menores de 10% es necesario aumentar el factor:* wEc. 57VPor encima de 10-3, lo cual solo se puede lograr en la práctica reduciendo la tensión interfacialAgua - Petróleo. En los desplazamientos convencionales de petróleo por agua en yacimientos dearena consolidada el factor VISCAP, toma valores entre 10-6 y 10-7 y Sorw permanece constanteen un rango de 40% a 50%. Esto nos demuestra que en yacimientos horizontales la Sorw dependebásicamente de las propiedades petrofísicas de la roca y de las características físico - químicas delos fluidos y no de las tasas de flujo. El desplazamiento estable de petróleo puede ser simuladoresolviendo numérica o analíticamente las ecuaciones diferenciales parciales que rigen eldesplazamiento de un fluido por otro en medios porosos y las cuales utilizan la ley de Darcy ensu desarrollo.3.12.2.4.2.2.Desplazamientos inestablesCuando el desplazamiento es estable, la perturbación del perfil de saturaciones producidas porvariaciones locales de porosidad y/o permeabilidades es suprimida por el efecto estabilizante delas fuerzas capilares y gravitacionales. Sin embargo, a alta velocidad superficial y a razón demovilidad desfavorable las fuerzas viscosas dominan las fuerzas capilares y crecen con el tiempoproduciendo un desplazamiento inestable. Como se observa en las Figura 26 y Figura 27, los76

desplazamientos inestables se caracterizan por la presencia de digitaciones viscosas(Adedamiento) que producen un desplazamiento ineficiente del petróleo. Knopp señalo que ladigitación viscosa es iniciada por pequeñas heterogeneidades petrofísicas que producen dedos deagua de pequeña magnitud en el frente de invasión, los cuales van progresivamente creciendo acausa de la mayor conductividad que ellos ofrecen al flujo de agua. A altas velocidadessuperficiales se produce una disminución del porcentaje de recobro debido al desbalance entre lasfuerzas viscosas y capilares y la inestabilidad viscosidad domina el desplazamiento. Eldesplazamiento inestable ha sido clasificado como de transición si ocurre disminución delrecobro con incremento de la velocidad y seudoestable si el recobro vuelve a ser independiente dela velocidad. Aunque cabe destacar que el recobro de un desplazamiento inestable en la regiónseudoestable es mucho menor que el de un desplazamiento estable.3.12.2.4.3.Criterios de inestabilidad de DietzMuchos yacimientos petrolíferos tienen Contactos Agua - Petróleo inclinados. Esto puede sercausado por el dominio de las fuerzas viscosas sobre las gravitacionales. Aun cuando el ContactoAgua - Petróleo inicialmente sea horizontal se ha descubierto que la interface llega a inclinarsedurante el desplazamiento. Esta inclinación puede llegar a ser severa haciendo inestable lainterface. En las cercanías de los pozos de producción la inclinación se acentúa por el fenómenode conificación. Dietz en 1.953 presento criterios de estabilidad para desplazamientos de petróleopor agua en yacimientos inclinados utilizando la teoría de flujo segregado. En el flujo segregadose considera que detrás del contacto agua -petróleo solo fluye agua y delante solo fluye petróleo.En este tipo de flujo no se considera la zona de transición capilar, es decir:Pc 0w oY el desplazamiento es gobernado por la competencia entre las fuerzas viscosas ygravitatorias. En la Figura 28, el ángulo “ ” es el buzamiento de la formación y “ ” es el ánguloformado entre el tope de la formación y el Contacto Agua - Petróleo. Un Contacto Agua -Petróleo estable es uno que asume fijo o constante un ángulo con la horizontal en su movimientohacia la superestructura se incrementa el ángulo con la horizontal, por supuesto, esto indica que“ ” es decreciente con el tiempo.77

Figura 28. Tipos de desplazamientos en yacimientos inclinados. (González, 2005)A través de estos argumentos, Dietz ha desarrollado una ecuación que relaciona el ángulo “ ”con el buzamiento, las fuerzas gravitacionales y la relación de movilidad:Ng M 1Tang * TangMNgEc. 58Donde:Ng0.488*wo * K * A*Krw*SenQt * wEc. 59Kw*MKo *Observaciones:ooEc. 60• Si M=1 entonces el C.A.P. permanece estable, independientemente de la tasa de producción ensuperficie,• Si MM-1 el C.A.P. es estable.• Si Ng0, o sea, M-Ng

El desplazamiento se hace inestable cuando =0, en este caso Tang( )=0 y la condiciónnecesaria es Ng-M+1=0, o sea, Ng=M-1.Si M>Ng+1 el desplazamiento sigue siendo inestable. Reemplazando la expresión de Ng (Ec.59) en el criterio que delimita el desplazamiento estable de inestable, tenemos:M.04.9** K * Krw*A** SenEc. 61Qt * w110 1 wDe la Ec. 61 se puede despejar la tasa de flujo crítica Qt=Qc, por debajo de la cual ocurredesplazamiento estable:.9*Qc* K * Krw*A*M1 ** SenEc. 624 10 1 100• Si Qt Qc, el desplazamiento es estable. Las fuerzas de gravedad estabilizan eldesplazamiento.• Si Qt>Qc, el desplazamiento es inestable. Las fuerzas viscosas dominan el desplazamiento.• Si Qc es negativo, implica que el desplazamiento es incondicionalmente estable.Donde Qc es la tasa de producción de un pozo en yacimientos con empuje hidráulico.3.12.2.4.4.Ecuaciones predictivas del recobro en desplazamientos inestablesEl porcentaje de recobro a la ruptura del agua en desplazamientos inestables puede sercalculado en base a las ecuaciones de Dietz-Dake. Dake amplió la teoría de flujo segregado deDietz para obtener una expresión que permite calcular el porcentaje de recobro bajo lascondiciones de desplazamiento inestable.% RrS oi SS oiorw1* *Ec. 63M NgEn este caso el factorM1 representa la eficiencia volumétrica de barrido.Ng3.12.2.5.Estimulación fuera de zonaEn un pozo productor, puede ocurrir que un acuífero sea estimulado durante un fracturamientoo una acidificación de la matriz. En un pozo inyector esto abarcaría un tratamiento deestimulación que resulta en una pérdida de la eficiencia de barrido.79

3.12.2.6. Flujo de petróleo reducido debido a daños de la formación.La caída de presión abrupta causada por un daño en la formación puede provocar que el aguainvada el intervalo productor de otra zona. Si así fuera, la producción de agua se puede reducirestimulando el intervalo productor o reduciendo el diferencial de presión en las perforaciones.Resulta evidente que, para ser exitosa, la estimulación debe efectuarse lejos de la zona de agua ode lo contrario, se obtendrá un resultado desfavorable.3.12.3.Prevención de la alta producción de aguaLa alta producción de agua puede ser tratada tanto en el estado inicial de completación odespués cuando ya es un problema. Históricamente la producción de agua fue ignorada hasta quefue considerado un problema real debido a que los pozos presentaban un corte de agua superior a90%. Si el mecanismo de producción de agua está asociado al yacimiento los simuladores puedenser de extremada ayuda a la hora de decidir cuál es la opción más acertada, que resulte en unmayor incremento de petróleo. Los simuladores ayudan a prevenir la alta producción de agua o eltratamiento luego de que se tiene alta producción de agua. El foco siempre lo representa laprevención. Algunas de las opciones son tratamientos químicos.3.12.3.1.Prevención de fuga de revestidoresPuede ser evitada si se selecciona la mejor tubería en concordancia con las condiciones a laque será expuesta y llevando un control adecuado de todos los parámetros mecánicos al momentode bajar una empacadura, un revestidor, unión de los cuellos para que no presenten fuga. Ladetección de los problemas y la aplicación de las soluciones correspondientes dependenfundamentalmente de la configuración del pozo.Los registros básicos de producción, tales como la densidad del fluido, la temperatura y elflujo pueden resultar suficientes para diagnosticar estos problemas. En los pozos de mayorcomplejidad, es necesario contar con registros de flujo de agua (WFL) o perfilaje multifásico defluidos, como el registro de la fracción volumétrica (holdup) de cada una de las tres fases(TPHL). Las herramientas con sondas eléctricas, como la herramienta FloView, puedenidentificar pequeñas cantidades de agua en el flujo de producción. Las soluciones habitualesincluyen la inyección forzada de fluidos sellantes y el aislamiento mecánico por medio de80

tapones, cemento o empacaduras, aunque también se pueden utilizar parches. Es conviene elaislamiento del agua dentro del revestidor, que es de bajo costo.3.12.3.2.Prevención de canalización por detrás del revestidor.Una buena cementación primaria generalmente evita canalizaciones por detrás del revestidor.La existencia de fallas en la cementación primaria puede provocar la conexión de zonas acuíferascon zonas de hidrocarburos. Estos canales permiten que el agua fluya por detrás del revestidor einvada el espacio anular. Este flujo de agua se puede detectar mediante los registros detemperatura o los registros WFL basados en la activación del oxígeno. La solución principalconsiste en el uso de cementaciones forzadas de alta resistencia, fluidos basado en resinascolocados en el espacio anular, o fluidos a partir de geles de menor resistencia colocados en laformación para detener el flujo dentro del espacio anular. La colocación de los mismos es muyimportante y, por lo general, se realiza con tubería flexible.3.12.3.3.Prevención de la conificación.Como la conificación resulta por bajo diferencial de presión en el pozo cuando el contactoagua-petróleo se mueve hacia arriba, las técnicas para prevenirla requieren minimizar la caída depresión en el contacto agua-petróleo, en otras palabras la producción del pozo debe estar pordebajo de la tasa crítica que impida la irrupción temprana del agua. Sin embargo, limitar las tasasde producción para minimizar la conificación también limita la parte económica. La tasa críticade conificación, que es la tasa máxima a la cual se puede producir petróleo sin producir agua porconificación, a menudo es demasiado baja para que resulte económica. En algunos casos, sepropone colocar una capa de gel por encima del contacto agua-petróleo estacionario. Sinembargo, este método difícilmente podrá detener la conificación, ya que se necesita un granvolumen de gel para provocar una reducción significativa de la RAP. Por ejemplo, para duplicarla tasa crítica de conificación, se necesita un radio gelificado efectivo de por lo menos 15 m [50pies]. Sin embargo, resulta difícil colocar un gel en forma económica tan adentro de la formación.Cuando se realizan tratamientos de menor volumen, por lo general, se produce una rápidareinvasión del agua a menos que, el gel se conecte con láminas de lutitas. En lugar de colocar ungel, una alternativa conveniente consiste en perforar uno o más huecos laterales de drenaje cercadel tope de la formación para aprovechar la mayor distancia con respecto al CAP y ladisminución de la caída de presión, que reducen el efecto de conificación.81

En los pozos horizontales, este problema se puede asociar con la formación de una duna(duning) o de una cúspide. En dichos pozos, puede ser posible al menos retardar la formación dela cúspide con una operación de aislamiento cerca del hueco que se extienda lo suficiente haciaarriba y hacia abajo, como en el caso de un CAP ascendente. Otra alternativa para prevenir laconificación son las completaciones dobles, cuando los pozos producen de ambas zonas (petróleoy gas), se usan dos sartas de producción para mantener separadas ambas zonas, en este sentido loque se busca con este tipo de completación es reducir las caídas de presión en el borde del pozo,también reducen los costos operacionales por el manejo de agua en superficie debido a que seminimiza la necesidad de separar el agua del petróleo.3.12.3.4.Prevención de la canalización a través de canales de alta permeabilidadPara prevenir el flujo a través de canales de alta permeabilidad se puede hacer a través de(cañoneo parcial de la zona productora, estimulación o un bloqueo entre las capas productoras deagua). En general el mecanismo que mejor puede prevenir la alta producción de agua es limitarlas capas productoras de modo que el agua no fluya alrededor de los tratamientos de obstrucción,o fluya en los tratamientos de estimulación. El flujo cruzado es minimizado por unapermeabilidad muy baja de las capas adyacentes a la capa de más alta permeabilidad o a unarazón de permeabilidad vertical-horizontal baja.Medidas preventivas también han sido exitosas cuando la fuente de agua y el pozo productorestán relativamente cerca: Para mejores resultados se debe maximizar dt/ds (dt=radio detratamiento, ds=distancia del pozo a la fuente de agua) Figura 29.Pozo ProductorK2>K1K2K1dtdsBloque de obstrucciónFrente de aguaFigura 29. Tratamiento de obstrucción. (González, 2005)82

La forma más efectiva para prevenir la canalización es reducir la permeabilidad de la capa máspermeable, sin embargo esto requiere generalmente grandes tratamientos que soneconómicamente injustificables.3.12.4.Identificación y diagnóstico del origen del agua.Los diagnósticos de pozos se utilizan de tres maneras:• Para seleccionar los pozos que podrían necesitar un sistema de control del agua.• Para determinar el problema de agua de manera que se pueda seleccionar un método decontrol adecuado.• Para localizar el punto de entrada del agua en el pozo de tal manera que se pueda emplear eltratamiento en el lugar correcto.Para poder distinguir las diferentes fuentes de agua, se han desarrollado varias técnicasanalíticas que utilizan, por ejemplo, la relacione agua/petróleo, los datos de producción y lasmediciones de los registros. No existe una herramienta única que permita reconocer la fuente delproblema para el control del agua. La combinación de varias herramientas, registros disponibles yla experiencia del ingeniero de yacimiento en el área, son las armas más poderosas a la hora derealizar el análisis del problema, sin embargo, en ocasiones es necesaria la inversión para realizaralgún registro especial y poder confirmar o establecer un diagnóstico certero. A continuación sepresenta un resumen de herramientas para la detección de agua.3.12.4.1.Registro de producción (PLT)Es una herramienta que se utiliza para conocer el comportamiento y tipo de fluidos que estáproduciendo cada intervalo cañoneado. Una vez que se determina el intervalo que producefluidos, se toman medidas de la producción en general, identificándose los barriles de agua,petróleo y gas producidos por las perforaciones. Entre los objetivos principales del PLT se tienen:• Definir el perfil de producción del pozo.• Precisar el mecanismo de movimiento de los fluidos.• Determinar la fuente del problema.83

3.12.4.2.Diagnóstico de los problemas de agua (K. S. CHAN)Se pueden utilizar diversas técnicas para diagnosticar el origen del agua producida. Losgráficos de la historia de producción resultan muy útiles para realizar un análisis preliminar yrápido. Mediante la simulación de yacimientos de diferentes características, se ha podidodemostrar que los gráficos doble logarítmicos de la relación agua - petróleo (RAP) y su derivada(RAP’) en función del tiempo de producción, resultan de gran utilidad para determinar la causade la producción de agua (Chan, 1995). En las figuras que se muestran a continuación se observala respuesta simulada de tres casos comunes de agua perjudicial y el método para distinguirlos:• Si se observa que la RAP’ disminuye con el tiempo, podría tratarse de una caso deConificación. Ver Figura 30.Figura 30. Diagnóstico de conificación. (González, 2005)• Un aumento abrupto de la RAP-RAP’ indica la existencia de Flujo Proveniente de lasCercanías del Pozo. Ver Figura 31.Figura 31. Agua proveniente de las cercanías del pozo. (González, 2005)84

R AP - R AP '• Un aumento súbito de la RAP-RAP’ seguido de una meseta es típico de una zona ladrona dealta permeabilidad. Ver Figura 32.Figura 32. Zona ladrona de alta permeabilidad. (González, 2005)En las figuras que se muestran a continuación se observa la respuesta simulada de dos casoscomunes de producción de agua y el método para distinguirlos:El primer caso consiste en el “Barrido Normal de un Yacimiento” por efecto del agua.101RAP0 ,10 ,0 1RAP’0 ,0 0 110 100 1000 10000T ie m p o (d ía s )Figura 33. Barrido normal de un yacimiento. (González, 2005)En el segundo caso se observa una canalización en un sistema multicapa, en el cual cada capaes barrida en forma sucesiva. Cabe desatacar que el proceso de canalización también podríapresentarse de una manera poco severa, que con el tiempo podría incrementarse, lo cual puedeprovocar el abandono prematuro del yacimiento, aún cuando exista petróleo remanente detrás delfrente de agua que no ha sido desplazado por la presencia de este problema.85

Figura 34. Adedamiento. (González, 2005)Es importante acotar que cuando varias zonas producen en forma simultánea, o los gráficos dediagnóstico no resultan claros, es necesario realizar mediciones en los pozos. Entonces está claroque cuando se produce en commingled, las técnicas que hasta el momento se han estudiado noaplican.Los perfiles de producción convencionales; por ejemplo, los medidores de flujo, los perfiles detemperatura y gradiomanómetro, así como los registros de ruido pueden servir para identificar losfluidos producidos por diferentes zonas. Las mediciones de presión y la historia de presiónpueden servir para indicar la aparición de agua proveniente de inyección, mientras que lasmediciones de saturación a través del revestidor con el RST pueden medir petróleo y el aguaremanente en diferentes zonas.3.12.4.3.Registro de cementación (CBL, VDL)La interpretación de los registros de cementación presenta dos aplicaciones fundamentales. Laprimera, es la evaluación de la calidad de la cementación, que debe asegurar un buen aislamientoentre zonas de interés. La segunda corresponde a la perforación de la tubería de revestimientofrente a los intervalos productores.Los registros de cementación nos dan referencia de la posible existencia del movimiento de losfluidos por detrás de las paredes del revestidor (especialmente agua), lo que podría indicar que laproducción de agua puede provenir del agua que se mueve a través de una mala cementación. Elregistro de control de cementación (CBL) asociado al registro de densidad variable (VDL), hasido durante muchos años el único método para evaluar la calidad de la cementación. Junto a86

ellos se implantó el registro de SBT, registro que viene a certificar la información queproporciona las señales de los Registros CBL-VDL.El efecto de canalización detrás de la tubería constituye una de las mayores limitaciones de losregistros CBL y VDL. Esto se debe a la característica unidireccional de los transmisores yreceptores. La medición de la amplitud se relaciona con la adherencia promedio del cementoalrededor de la tubería y no permite distinguir el sello uniforme pobre y un canal abierto en unamasa de cemento. En los registros de cementación se pueden distinguir las siguientes situaciones:• Canalización a lo largo de la tubería, donde la curva de amplitud indicara nivelesrelativamente altos que el registro de densidad variable mostrará reflexiones fuertes de laformación.• Canalización detrás del cemento, si el espesor del cemento es lo suficientemente grueso, elcanal no podrá ser detectado por la señales de los registros CBL-VDL.• Canalización dentro de la formación, los canales solo podrán causar movimientossignificativos de fluidos cuando son lo suficientemente continuos. La herramienta CBL-VDL noes capaz de detectar comunicación de fluidos.3.12.4.4.Registro de flujo de agua "Water Flow Log"Esta herramienta emplea un generador de pulsos de neutrones que activa los núcleos deoxigeno, principalmente los del agua dentro y fuera de la tubería de producción y/orevestimiento. Si el agua está estacionaria, la forma de decaimiento de la curva es exponencial.Sin embargo, si el agua esta fluyendo, el movimiento del volumen emitido de neutrones excitadoes monitoreado independientemente por cada uno de los tres detectores insertados en laherramienta. Este registro es útil para una amplia variedad de aplicaciones. Los principales usosincluyen:• Detección y cuantificaron del agua fluyendo detrás de los canales de cemento.• Identificación del flujo en el anular que está entre la tubería y el cemento.• Evaluación del flujo de agua detrás del revestimiento a través de empaques con grava.87

3.12.4.5.Registro de saturación (RST)Básicamente es una herramienta que da registros de saturación de agua y petróleo, basándoseen la misma teoría de los demás registros. Su interpretación depende mucho de la estrategia aseguir en la explotación de las arenas y de la identificación de las zonas productoras de agua. Laherramienta RST se hace un factor importante si tomamos en cuenta la posibilidad decorrelacionar los resultados analizados con información adicional recopilada para llegar a unamejor interpretación del trabajo.3.12.4.6.Correlaciones estratigráficasLas correlaciones estratigráficas son una excelente base para determinar o predecir la posibleinvasión de agua a cierta arena de un pozo. Con las correlaciones de los pozos vecinos perforadosen el área, se puede realizar un seguimiento de la continuidad de las arenas y su posiblecomunicación con el pozo en estudio. El grado de inclinación y la depositación del ambientesedimentario son muy útiles para la predicción de producción de agua.3.12.4.7.Clasificación de las aguas de formaciónLa influencia de los factores externos sobre las aguas de formación hacen que esta seainestable en el tiempo basado en su historia, las aguas del subsuelo se pueden clasificar en tres (3)clases: meteóricas, connatas y juveniles.• Aguas meteóricasGeológicamente, las aguas meteóricas son aquellas que en la actualidad forman parte del ciclohidrológico o formaron parte de él en el pasado. Aquí se incluye el agua de los océanos, el aguaevaporada en la atmósfera, agua de lluvia y de nieve, aguas superficiales y aguas de subsuelo enmovimiento. Las aguas subterráneas, bajo ciertas circunstancias geológicas circulan a través deestratos permeables a grandes profundidades (3000 metros o más).Químicamente las aguas meteóricas se caracterizan por presentar bajas concentraciones desólidos disueltos por lo general menor de 10.000 mgrs/lts; normalmente estas aguas contienencantidades considerables del ión bicarbonato.88

• Aguas connatasEstas se han depositado en sistemas hidráulicos cerrados, y no forman parte del ciclohidrológico. La palabra “connata” significa “lavada con”; se introdujo con la idea de explicar queesta agua son restos del mar original en el cual se depositaron los sedimentos. Esto puedeconsiderarse cierto si se toma en cuenta que el grado de compactación de la roca implica laexpulsión del agua de los poros de la roca y alguna migración lateral.Las aguas connatas son altamente saladas, contienen de 20.000 mgrs/lts a 250.000 mgrs/lts desólidos totales disueltos. Se caracterizan por presentar altas concentraciones de cloruros y bajaconcentraciones de sulfatos y bicarbonatos. Cuando los sedimentos son muy profundos, ocurreuna recristalización de los minerales por efecto del incremento de la presión y la temperatura.Este proceso químico da como resultado la pérdida del agua que originalmente formaba parte dela estructura de los silicatos hidratados (hidrosilicato). El proceso de recristalización trae comoconsecuencia secundaria una pérdida de porosidad. Esta agua desprendida debe encontrar susalida o ruta hacia la superficie, debido a que el metamorfismo de los sedimentos hace que estospierdan permeabilidad. Conforme se mueve hacia zonas de temperaturas y presiones más bajas, elsílice y otros minerales se precipitan, formando venas o vetas de cuarzo. El agua que se encuentraen estas venas de cuarzo normalmente es salada. Es probable que la mayoría de estas venashidrotermales sean formadas por aguas connatas que han sido expulsadas de sedimentos duranteel proceso de metamorfismo.• Aguas juveniles.Estas son aguas que ascienden del manto de la tierra y nunca han formado parte del ciclohidrológico, son difíciles de identificar.3.12.4.8.Composición químicaEl Instituto Americano del Petróleo, presentan los métodos analíticos en donde recomiendanque se obtengan siete constituyentes principales del agua de formación: Sodio (Na +), Calcio (Ca++), Magnesio (Mg++), Cloruro (Cl-), Sulfato (SO4=), Bicarbonatos (HCO3-) y Carbonatos(CO3=).89

Usualmente se asume que los iones de Cl -, SO4 =, HCO3 - y CO, conforman prácticamente el99% ó más de los radicales ácidos, ya que los aniones (I-), Bromuro (Br -), Fluoruro (F -), entreotros, se presentan en pequeñas cantidades en las aguas de formación. También, se supone quelos iones positivos son Na +, Ca ++ y Mg ++, pero esto no es totalmente cierto, porque los ionesde potasio (K +), Hierro (Fe ++), Estroncio (Sr ++) y Bario (Ba ++) pueden presentarse encantidades considerables en el agua; cuando esto ocurre hay que determinarlos analíticamente enlos laboratorios de análisis físico-químicos. En la composición química del agua de formación lasuma de los pesos equivalentes de los iones positivos (cationes) debe ser igual a la suma de lospesos equivalentes de los iones negativos (aniones), esto se debe a que los elementos secombinan entre sí en relaciones exactas a sus pesos equivalentes.3.12.4.9.CaracterizaciónTérmino utilizado cuando se trata de identificar y determinar la composición química del aguade formación proveniente de un intervalo productor de un yacimiento; y se logra siguiendo unametodología apropiada para dicha caracterización, para luego de seleccionada la muestrarepresentativa generar un patrón de las aguas provenientes de un intervalo productor, mediantecualquiera de los métodos de identificación gráfica utilizados para la caracterización de las aguasde formación. Además, de la composición química también se determinan algunas propiedadesdel agua de formación tales como: pH, resistividad, alcalinidad, sólidos totales disueltos, índicede Stiff y Davis, entre otros. De este modo se amplía la caracterización de las aguas de formaciónprovenientes de cualquier horizonte productor de un yacimiento. A continuación se explican laspropiedades mencionadas anteriormente:• pHRepresenta el logaritmo natural del inverso de la concentración de iones hidrógenos,expresados en moles por litros. El pH es un número entre 0 y 14 que índica el grado de acidez oalcalinidad de una solución, de tal forma que un pH igual a 7 es neutro, por debajo de 7 es ácido ypor encima de éste valor es alcalino.• ResistividadEs la medida de la resistencia que ofrece el agua de formación al paso de la corriente eléctrica,con la cual se mueven los diferentes iones constituyentes del agua. Hay que tener en cuenta que90

la temperatura de la muestra afecta la velocidad iónica y consecuentemente la resistividad delagua, por lo tanto la medida de esta propiedad debe ser reportada a la temperatura de la muestra.• AlcalinidadSe define como la presencia de minerales alcalinos en el agua y es medida por la presencia delos iones de bicarbonato (HCO3 -), Carbonatos (CO3 =) en hidroxilos (OH), los cuales sonminerales alcalinos que pueden ser neutralizados por ácidos. La alcalinidad total también llamadaalcalinidad “M” es la que se produce u origina a un pH sobre el punto final del anaranjado demetilo de aproximadamente 4.2 a 4.4 y miden todos los iones hidróxilos, carbonatos ybicarbonatos.• Sólidos totales disueltosLa cantidad total de sólidos disueltos representa la suma de la concentración de aniones máscationes, constituyentes del agua de formación.• Índice de Stiff y Davis (Si)Permite predecir la formación de depósitos de carbonatos de calcio en las aguas que seproducen asociadas al crudo. Este valor se calcula usando el índice de estabilidad iónica el cualpermite establecer la tendencia que posee el agua a ser corrosiva o formar incrustaciones. Cuandoel índice de Stiff y Davis (SI) es positivo el agua es sobresaturada con CaCO3 y la formación deescamas es bastante probable. Cuando SI es negativo el agua no es saturada con CaCO3, entoncessu tendencia es ser corrosiva y las posibilidades de formar escamas son escasas. Por último si élSI es igual a cero, el agua está en condiciones de equilibrio, es decir, está saturado con CaCO3,caso de las mayorías de las aguas de formación en condiciones estáticas.• IncrustacionesSe entiende por incrustaciones como capas pedregosas que se forman alrededor de ciertoscuerpos que permanecen en un agua calcárea. Existen dos condiciones que guían a la formaciónde incrustaciones. La primera es que el agua este sobresaturada del mineral incrustante.Sobresaturación significa que existe más cantidad del mineral presente en el agua quenormalmente puede mantenerse disuelto y que no precipita. La segunda razón son los cambios enalgunas condiciones del agua; estos pueden ser físicos y químico.91

Los minerales incrustantes comúnmente encontrados en los campos petroleros incluyen elcarbonato de calcio, sulfato de calcio, sulfato de bario, sulfato de estroncio y componentes dehierro.El carbonato de calcio es la incrustación mineral más común.Ca++ + 2 (HCO3 -)CaCO3 + CO2 + H2OLa ecuación anterior describe la precipitación del carbonato de calcio del agua. Esta es unareacción de equilibrio pero está muy fuertemente a favor de la formación del carbonato de calciocon muy poco retorno del ion calcio y bicarbonato. Se nota en la ecuación que el CO2 estápresente como gas en el lado derecho de la ecuación. Si por alguna razón el CO2 es liberado o seescapa del agua, esto desestabiliza el equilibrio empujando la reacción hacia la derecha, la inducea más precipitación de CaCO3.3.12.4.9.1.Métodos de identificación gráfica para caracterizar las aguas de formación.El recurso más adecuado es el análisis físico-químico completo de la misma. Este análisismuestra el contenido de los principales iones que la conforman: calcio (Ca ++), sodio (Na +),magnesio (Mg ++) y hierro (Fe ++) como cationes; y cloruro (Cl -), carbonato (CO3 -),bicarbonato (HCO3 -) y sulfato (SO4 -) como aniones, además del sílice que está en forma decoloide. La unidad en que se expresa dichas concentraciones se presenta comúnmente en partespor millón (ppm) o en miligramos por litro (mgr/ltrs), recordemos que la densidad del agua engrs/cc se considera como uno aproximadamente.La identificación del agua de formación es una forma de ubicar en un pozo productor dehidrocarburos el horizonte que la aporta. La ubicación de esta fuente extraña o infiltración en elpozo permitirá hacer los trabajos de reparación bien sea en la completación, si es por la falla enuno de sus componentes o cementando si es por una comunicación del revestidor. Lacaracterización se logra comparando los valores de concentración iónica aportados por losanálisis del agua. Este trabajo es tedioso y consume tiempo; sin embargo, existen varios métodosgráficos de identificación rápida y positiva que han sido desarrollados específicamente para ello.92

En el informe de análisis físico-químico que se le hace al agua de formación, se reportan lasconcentraciones iónicas en unidades de peso partes por millón (ppm), o en unidades de volumen,miligramos por litro (mgr/ltrs). Trabajar con cualquiera de las dos unidades es igual, aunque lamayoría de los métodos de graficación son volumétricos, las concentraciones se determinan en unvolumen de agua medido. Para que un análisis de agua sea representativo y tenga validez debetener un buen balance iónico entre sus cationes y aniones, es decir, deben tener cargas eléctricasiguales. Para hacer el balance la concentración de cada ión debe ser expresada enmiliequivalentes por litros (meq/lts) y solo se acepta una diferencia menor que uno entre ambas.- Análisis físico-químico de muestras de aguaSi la salinidad del agua se debe solamente a la presencia del cloruro de sodio, NaCl, laresistividad del agua, Rw, en ohm-m para una temperatura determinada, se determinadirectamente leyéndola a través de la gráfica de la Figura 35. Sin embargo, cuando las aguasconnatas son ricas en sales con iones diferentes a Na+ y Cl- y en particular, si contienen iones debicarbonato, carbonato, sulfato y magnesio, es necesario reducir la composición química a unacomposición equivalente de NaCl, lo cual puede efectuarse a través de la gráfica de la Figura 36.Figura 35. Resistividad de soluciones de NaCl. (González, 2005)93

En la gráfica se entra por la abscisa con la concentración total de sólidos de la muestra en ppm(partes por millón), para encontrar los factores multiplicadores de los diversos iones presentes. Laconcentración de cada ion en ppm se multiplica por ese factor y se suman los resultados de todoslos iones, para obtener la concentración de NaCl equivalente.Figura 36. Composición equivalente de NaCl. (González, 2005)Las características químicas del agua de formación en un análisis físico-químico del aguamuestra el contenido de los principales iones que la conforman: calcio (Ca++), sodio (Na+),magnesio (Mg++) e hierro (Fe++) como cationes; y cloruro (Cl-), carbonato (CO3-), bicarbonato(HCO3-) y sulfato (SO4-) como aniones, además del sílice que está en forma de coloide. Launidad en que se expresa dichas concentraciones se presenta comúnmente en partes por millón(ppm) o en miligramos por litro (mgr/ ltrs).- Método gráfico de StiffUn método muy utilizado de representación gráfica a partir de análisis físico-químicos amuestras de agua es el Método Gráfico de Stiff que está considerado como un método de granutilidad, sencillo y cómodo. Está basado en las relaciones de concentración propuesta por Sulin.Relaciona la composición química del agua de formación, con una figura característica (patrón)que permite identificar el comportamiento y tendencia de las aguas para distintos nivelesestratigráficos. La elaboración del gráfico puede hacerse en forma cartesiana o logarítmica. (VerFigura 37). Las concentraciones se expresan en unidades de miliequivalentes por litros. Los ionespositivos (Na+, Ca++, Mg++, Fe++) se colocan a la izquierda y los iones negativos (Cl-, HCO3-,SO4 -, CO3 -) a la derecha. En ambas escalas el área a los lados de la línea cero debe ser94

equivalente. En casos cuando las concentraciones son bajas, se utiliza una escala lineal, siendonecesario el uso de multiplicadores de los números debajo de cada ión de los extremos, estosmultiplicadores pueden ser variados y no sistemáticos. La desventaja de usar ésta escala lineal,está en que no se sepa interpretar y dar una evaluación errónea. Es entonces cuando se hacenecesario el uso de una escala logarítmica, en la cual no existe el cero y los valores menores queun miliequivalente (1) se ubican en el uno de la escala, usada para aguas con concentracionesmayores a 7000 mgrs / lts.Figura 37. Diagrama de Stiff. (González, 2005)3.12.5.Técnicas de control de aguaUna vez realizado el diagnóstico, se inicia la búsqueda de un tratamiento adecuado. Cada tipode problema tiene distintas opciones de solución que varían desde las simples solucionesmecánicas y químicas, que son relativamente de bajo costo, hasta las más complejas y costosassoluciones de completaciones. Es habitual la existencia de diversos problemas de control del aguay, a menudo, se hace necesario adoptar una combinación de varias soluciones. Hoy en día,además de las soluciones tradicionales, existen métodos nuevos, innovadores y convenientesdesde el punto de vista económico para los problemas de control del agua. Existen varias técnicaspara solucionar problemas de producción en pozos petrolíferos. INTEVEP las clasifica deacuerdo a la naturaleza del tratamiento en: química, mecánicas y otras, como se observa en elsiguiente esquema:3.12.5.1.MecánicasEstas tecnologías se basan en la colocación de herramientas o equipos mecánicos al nivel desuperficie o de subsuelo para reducir o controlar la producción de agua en superficie y larecuperación de crudo. Las más comunes son:95

• Tapón puente y empacaduras.• Hidrociclón para separación de fondo de pozo.• Cementación forzada.• Completación dual para el control de conificaciones.3.12.5.2.QuímicasLas sustancias químicas que se inyectan al yacimiento son capaces de modificar el flujo defluido. La activación de estos procesos se puede lograr de formas muy variadas, algunas incluyenel uso de la temperatura de los pozos, inyección de otras sustancias, entre otras.La mayoría de los tratamientos con químicos requieren una colocación precisa del fluido,sobre todo en aquellos casos en los cuales se desea proteger la zona productora. En estos casos, serecurre a la utilización de técnicas tales como inyección con tubería flexible, empacadurasinflables o la inyección dual con tubería flexible.3.12.5.3.Fluidos bloqueantesSon aquellos que se colocan en la zona productora de agua y actúa como una barrera sellanteque impide el paso de agua hacia la zona productora, este tipo de fluido sellante reduce tanto lapermeabilidad relativa al agua como al petróleo. Entre se tienen: Cemento, resinas, gelessellantes, polímero particulares, precipitados, emulsiones.3.12.5.4.Fluidos modificadores de permeabilidad relativaEstos fluidos intentan crear en la cercanía del pozo una reducción desproporcionada de lapermeabilidad del agua. Análisis sugieren la aplicación en zonas de alta permeabilidad con flujocruzado. Entre se tienen: Polímeros, geles no sellantes, monómeros polimerizables, surfactantes.3.12.5.5.Fluidos controladores de movilidad del aguaSon diseñados con la finalidad de reducir la razón de movilidad del agua frente al petróleo eincrementar la eficiencia por reducción de movilidad de la fase acuosa, este fluido gelificante96

modifica la heterogeneidad vertical del yacimiento, incrementando el recobro a futuro delpetróleo. Entre se tienen los polímeros.3.12.5.6.Sistemas gelificantesLa función del sistema gelificante es de modificar la permeabilidad a los fluidos presentes enla formación, sellando la garganta poral en forma total o parcial. Un tratamiento con gel puedereducir la producción de agua e incrementar o mantener la recuperación de crudo, mediante lavariación de la permeabilidad del yacimiento a estos fluidos. Los sistemas gelificantesusualmente están formados por polímeros solubles en agua, que al reaccionar con algún agenteentrecruzante forman una red tridimensional, con agua ocluida en su interior. El tratamientoconsiste en inyectar hacia la zona donde se desea modificar la permeabilidad, la mezcla depolímero y entrecruzar antes de que ocurra la reacción, de tal forma que cuando ésta mezclallegue a la zona deseada comience a formarse el gel.3.12.5.6.1.ObjetivoReducir el porcentaje de agua, y si es posible, incrementar la producción de petróleo.En situaciones donde la disminución de los costos del manejo y eliminación del aguaproducida en superficie no compensan los costos de aumentar producción de petróleo para pagarel tratamiento debido a los altos costos de este último.En la mayoría de los casos, no obstante, incrementar la producción de petróleo es necesario yrentable debido al costo y tiempo de pago de los tratamientos.3.12.5.6.2.Características de los sistemas gelificantes• Selectivo en la reducción de la permeabilidad del agua y debe tener poco efecto sobre lapermeabilidad del petróleo, de esta forma si el gel entra en la zona productora de petróleo, laproducción se verá afectada muy poco.• Bastante versátil para controlar agua en la matriz de la roca, así como también en yacimientosfracturados.97

• Estable bajo condiciones de producción tal que los efectos del tratamiento persistan con unamínima producción de gel.• El tratamiento debe ser reversible, el gel dejado debe poder ser degradado o removido pararestaurar la permeabilidad.3.12.5.6.3.Tipos de sistemas gelificantesLos geles rígidos son sumamente efectivos para cegar excesos de agua en las cercanías delhoyo. A diferencia del cemento, los geles se pueden forzar dentro de la formación para realizar elcegado completo de esa zona o para llegar a las barreras de lutitas. Con respecto a lostratamientos de cemento al pozo, presentan una ventaja operativa, pueden ser inyectados apresión en la formación para tratar problemas de agua específicos, como flujo por detrás delrevestidor y capas inundadas sin flujo transversal, o colocados selectivamente en la zona de aguausando tubería flexible y una empacadura.Otra solución es un fluido gelificado que se puede inyectar en pequeñas fallas o fracturas perosólo penetra las formaciones con permeabilidades superiores a 5 Darcy. Cuando se aplicangrandes volúmenes de estos fluidos gelificados (1.000 a 10.000 barriles) poco costosos, por logeneral se logra cegar amplios sistemas de fracturas que rodean al pozo inyector o a los pozosproductores. Al igual que los geles rígidos, son polímeros reticulados simples de mezclar, tienenun tiempo prolongado de trabajo (hasta tres días) antes de volverse rígidos (cambiar de estado) yse pueden bombear al pozo a través de las mallas de completación.Por otra parte, se están desarrollando fluidos inteligentes o selectivos en la forma de polímerosy surfactantes para tratamientos de la matriz de la formación cercana al hueco. Estostratamientos, denominados modificadores de permeabilidad relativa, producen un material similaral de un gel para detener el flujo en las capas de agua, pero mantienen el comportamiento delfluido en las capas de petróleo para permitir que continúe la producción.3.12.5.6.3.1.PolimerizaciónEs una sustancia compuesta de moléculas gigantes que se han formado por unión de unnúmero considerable de moléculas sencillas. Él número de moléculas sencillas que se unen para98

formar un número de polímero oscilan entre 200 a varios millares. Las moléculas sencillas quesufren tal cambio se denominan monómeros y su unión se llama polimerización. Las moléculasmonómeros pueden ser todas iguales, o pueden haber dos o más clases en la formación de unpolímero determinado. Las propiedades físicas y químicas difieren de acuerdo al tipo demonómero.3.12.5.6.3.2.Agentes reticulantesSon aditivos que actúan sobre los geles para lograr un entrecruzamiento pronunciado entre susmoléculas, dando lugar a su aumento de densidad y a su vez aumento de viscosidad. Su procesode acción se basa principalmente en el entrelazamiento del polímero para alterar de manerafavorable sus propiedades mecánicas y reológicas.3.12.5.6.3.3.RompedoresSon aquellos que a diferencia de los reticulantes, actúan sobre las propiedades mecánicas yreológicas de los geles (polímeros) para disminuir su densidad, viscosidad y a su vez agregarmayor movilidad para su posterior retiro. Esto se logra por el rompimiento de las moléculas decadena larga que conforman a los geles, transformándolas en segmentos de molécula máspequeños que ocupan más espacio por unidad de masa, lo que conlleva a la disminución de ladensidad y mejora para el proceso de desplazamiento. Estos aditivos son muy útiles al momentode necesitarse una limpieza rápida. Esta acción involucra una degradación esperada y controladadel gel y contribuye también a reducir el daño que se puede ocasionar en el material apuntalanteutilizado (si el diseño lo contiene).3.12.5.6.3.4.Efecto DPRLa reducción de la permeabilidad de uno de los fluidos en mayor proporción que otro, es loque se conoce como efecto DPR (por sus siglas en inglés) ó reducción desproporcionada de lapermeabilidad. Los sistemas gelificantes basados en polímeros, son capaces de reducir lapermeabilidad al agua en mayor proporción que al crudo.Entre las teorías actuales de mayor aceptación, que tratan de explicar el mecanismo por el cualse produce el efecto "DPR" se encuentran la teoría de la deshidratación del gel, el modelo del99

efecto gota de gel, el modelo de efecto pared más recientemente, el modelo combinado gota degel - efecto de pared.Los sistemas gelificantes que exhiben el efecto DPR se han recomendado para resolveraquellos problemas que implican flujo lineal en el yacimiento. Los casos más comunes de estetipo de aplicaciones incluyen fracturas, fisuras, y algunas fugas por detrás del revestidor.Los sistemas que exhiben el efecto DPR también causan una disminución de la permeabilidaddel crudo, aunque en menor proporción. En flujo radial, este hecho se traduce en una pérdida deproductividad; la cual depende principalmente del factor de resistencia residual (RRF), y en unaescala mucho menor del volumen de gel inyectado.La aplicación de geles en aquellos casos en los cuales existe flujo radial resulta ventajosa siexisten varios intervalos separados en producción, en los cuales los intervalos ofensores seencuentran bien identificados. En este caso, para aplicar los geles se debe garantizar la protecciónde los intervalos productores de petróleo.En aquellos casos en los que se tiene una zona única de producción de agua y petróleo conflujo radial, no se recomienda la aplicación de geles; ya que se causaría un aumento de lasaturación de agua detrás del gel, con la consecuente disminución de la saturación de crudo hastaque los valores de los flujos fracciónales de agua y crudo retomen los valores existentes antes dela colocación del gel.3.12.5.6.4.Ventajas del uso de sistemas gelificantes• Variados diseños (baja y alta fuerza de gel, temperatura de gelificación y viscosidad).• Buena penetración en la matriz.• Algunos son modificadores de permeabilidad relativa.• Extiende la vida económica de yacimientos maduros y marginales.• Puede penetrar dentro de la matriz y fracturas; en el caso de un sistema sellante, los gelespermiten mayor radio de penetración (más de 20', con cemento se alcanzan alrededor de 5').• Tiempo de gelificación controlable.• Puede ser removido totalmente.100

• Ambientalmente es aceptable.• No es un cemento• No posee sólidos en suspensión• Entrecruzamiento controlable• Costo Razonable3.12.5.6.5.Desventajas del uso de sistemas gelificantes• Es importante el diagnóstico de la causa de la alta producción de agua.• Es necesario tener buenos conocimientos sobre la litología de la zona a tratar (registros,conocimientos de las facies, de las permeabilidades vertical y horizontal, distancia de lasfracturas)• Penetración a altas temperaturas (tiempo de gelificación)• Altamente sensible a la interferencia con fluidos del yacimiento.• El costo limita el volumen de aplicación.• Limitado por temperatura.• Limitado por el índice de inyectividad de la formación.• Baja resistencia mecánica fuera de la matriz de la roca.3.12.5.6.6.Aplicaciones de los sistemas gelificantes• Canalización debido a altas permeabilidades.• Conificación de acuíferos.• Como sustituto del cemento:• Tapando canales pequeños de la tubería.• Tapando zonas de agua mientras la zona de hidrocarburos es protegida durante la colocacióndel gel.• Abandonar zonas.3.12.5.6.7.Sistemas gelificantes comerciales• EL FLOPERM 650 : Es un sistema de melamina-formadehido sulfometilada que funcionacomo gel no sellante hasta temperatura de 239 °F.101

• EL FLOPERM 700 : Es un sistema gelificante sellante con base en una poliacrilamidahidrolizada que resiste temperatura de hasta 239 °F.• EL MARASEAL : Es también un sistema sellante con base en una poliacrilamida queutiliza acetato de cromo como entrecruzador. Este sistema resiste temperaturas de hasta 255°F.• EL ARTEPOL 400 : Es una solución de poliacrilamida que actúa como gel no sellante hastatemperaturas de 203°F.• EL INYECTROL U : Es un gel sellante que se evaluó a 203 °F para aplicaciones en pozosde Barinas en 1992, sin embargo ya a esta temperatura presentó tiempo de gelificación muycortos (1/2 Hora) por lo que no se recomendó su utilización.• EL MATROL II : Es un sistema sellante que resiste temperaturas de 325°F, sin embargo esmás costoso que el sistema desarrollado por INTEVEP.• MULTIGEL HT ® para temperaturas de hasta 320°F.• GELIFICANTE DGS : En un sistema gelifícante propuesto por Dowell-Schlumberger, esconocido como DGS (Delayed Gel Sistem), es un gel sellante de los poros del yacimiento, es salinorgánica que precipita formando un gel debido al cambio de pH producto de la composición deun activador. Las características que hacen al DGS para ser usado como tratamiento para casosespecíficos de control de agua en pozos productores, son los siguientes:- Es tolerante a altas salinidades y dureza. Es compatible con cualquier agua de mezclaincluyendo el agua de mar.- El proceso de formación del gel es controlable en un amplio rango de temperatura del pozo ydel yacimiento.- Baja viscosidad para conseguir penetrar gran distancia en la formación.- Inestabilidad al esfuerzo de corte para ser bombeada a cualquier caudal.- Químicamente soluble en cualquier agua, sin necesidad de elaborar algún tipo especial.- Permanentemente efectivo pero removible si es necesario.- Económico, seguro y sin riesgo de contaminación del medio ambiente.102

• SERVICIO H2 ZERO : Un sellador de polímero degradado orgánicamente de altatemperatura que supera en desempeño a los sistemas competitivos reticulados de cromo en lo querespecta a resistencia, penetración y durabilidad.• ADITIVO MAX SEAL : Forma única de particulado de una gelatina de alta viscosidad K-MAX. Está diseñado para formar una protección de sello eficaz a través de la zona de interésdurante los tratamientos y para ser removido fácilmente mediante contacto con ácido. El MAXSEAL, es un material listo para usar, para colocarlo con tubería continua, que forma unaprotección efectiva de obturación a través de la zona de interés durante el tratamiento de controlde agua, y presenta excelente recuperación de la permeabilidad.• SERVICIO PERM SEAL : Un sellador económico que no contiene reticulación de metalpesado, el cual sella la matriz o fracturas en cualquier reservorio o litología de formación encondiciones rigurosas.• MULTIGEL : Este producto es efectivo para yacimientos con temperaturas entre 130 °F y320 °F, a través de sus cuatro versiones: Multigel: ULT, LT, HT y UHT. (Ultra bajatemperatura, baja temperatura, alta temperatura y ultra alta temperatura)3.12.5.7.GelesUn gel es un estado intermedio entre líquido y sólido, que consiste en una red de polímerotridimensional con fluido atrapado en su interior. También lo definen como una mezcla depolímeros solubles en agua + un agente entrecruzante que forma una red tridimensional con aguaatrapada en su interior.3.12.5.7.1.Clasificación de los gelesDe acuerdo a su capacidad de modificar la permeabilidad:- No sellante o selectivo.Son formulados para originar una severa reducción de la permeabilidad del agua, con poca oninguna modificación de la permeabilidad al crudo. También reciben el nombre de no sellantes.Este gel crea un radio de acción alrededor del pozo, deteniendo el paso del agua y no el del crudo.La causa de este fenómeno es porque el polímero tiene la habilidad de deformarse ante la103

presencia del petróleo, permitiéndole su paso hacia las inmediaciones del mismo. De esta manerase puede apreciar el efecto del gel como un filtro tridimensional que sólo retiene el agua. Ademásde esto, debe tomarse en cuenta que el efecto no sellante también envía el agua a zonas menospermeables de la roca, dejando libre estos espacios para el paso del petróleo movible. Esta es laexplicación del aumento de la producción de petróleo en ciertas ocasiones.- Sellante o No selectivo.Son aquellos que reducen la permeabilidad a todos los fluidos, y por lo tanto sellan el paso alagua, al gas y al petróleo en la zona tratada.De acuerdo a su origen:- Orgánicos.Los sistemas gelificantes orgánicos están formados por polímeros solubles en agua, los cualesreaccionan con un agente entrecruzador. El agente o sistema entrecruzador puede ser del tipoorgánico o inorgánico, por lo general los entrecruzadores orgánicos producen geles con mayorestabilidad térmica debido a la formación de un enlace covalente. Son monómeros de tipo nosellantes que polimerizan dentro de la matriz de la roca, adquieren mayor consistencia a medidaque alcanzan la temperatura para la que fueron diseñados.Estos geles están compuestos además por entrecruzadores (activadores o catalizadores) quedan más fuerza a la cadena polimérica en forma de malla fijando el agua en ella, en algunos casosse utilizan retardadores de gelatinización o simplemente se varían las concentraciones para que adeterminada temperatura gelifique y estos adquieran mayor consistencia al ser mezclados conotros componentes.- Inorgánicos.Los sistemas inorgánicos se forman por la reacción de agentes químicos que forman unprecipitado el cual obstruye la formación, sellando todos los fluidos allí presentes. Una de suscaracterísticas principales, es que debido a su baja viscosidad tienen un alto poder de penetraciónen la matriz de la roca, unos de los principales componentes que se utiliza para crear gelesinorgánicos es el Silicato de Sodio el cual puede ser gelificado por muchos activadores. Estosgeles al igual que los geles orgánicos pueden ser bombeados ya preparados (mezclados en104

superficie) o se bombea primero la base del gel y luego el activador. Son de bajo costo, puedenser utilizados en pozos inyectores y productores.De acuerdo a su naturaleza química:Sistemas basados en polímeros solubles en agua con entrecruzadores inorgánicos- Cromo Redox.- Cromo acomplejado (acetato de cromo).- Citrato de aluminio.Sistemas basados en polímeros solubles en agua con entrecruzadores orgánico- Melamina / Formaldehído.- Fenol / Formaldehído.- Di-aldehídos.Sistemas inorgánicos.- Silicatos.3.12.5.7.2.Características de los gelesEs un sistema de dos componentes formado por una sustancia sólida disuelta o dispersa en unafase liquida. El componente disperso y el solvente se deben extender continuamente a través delsistema completo, cada fase entre sí estando interconectada. Ellos deben exhibir uncomportamiento semejante a un sólido bajo la acción de fuerzas mecánicas.• Poco sensible al ambiente del yacimiento de crudo e interferencias químicas H2S y CO2.• Estable por un largo periodo de tiempo.• Poco sensible a los minerales y fluidos del yacimiento.• Tiempo de gelificación altamente controlable y predecible.• Inyectable dentro de la matriz de la roca.• Ambientalmente aceptable y amigable.• Formulado con bajas concentraciones de productos químicos relativamente económicos.• Formulados con productos químicos disponibles en el mercado.• Reduce la permeabilidad al agua en mayor medida que la permeabilidad del crudo.105

3.12.5.7.3.Variables importantes para la formulación de un gel• Tiempo de gelificaciónEs el tiempo que tarda la mezcla en comenzar a formar la estructura del gel, el cual debe ser losuficientemente largo para que la mezcla inicial, con baja viscosidad, penetre lo suficiente en laformación antes de que comience a formarse el gel para evitar el taponamiento de la tubería deinyección. El tiempo de gelificación se puede dividir en dos: inicial y final.- Tiempo de gelificación inicialEs el tiempo que tarda una formulación en adquirir viscosidad por efecto de la reacción deentrecruzamiento. En las evaluaciones de botella, este punto se caracteriza porque al inclinar labotella se observa una película muy delgada sobre las paredes del recipiente. Este tiempodetermina el número máximo de horas que puede durar una operación de inyección de geles; yaque después de alcanzar este punto, la viscosidad comienza a aumentar considerablemente,incrementando la presión de inyección.- Tiempo de gelificación finalEs el tiempo necesario para que un gel alcance su máxima consistencia y que ésta consistenciasea estable. El tiempo de gelificación final determina el número de días que debe permanecercerrado un pozo después de un tratamiento.• Consistencia.Se refiere a la dureza, elasticidad y movilidad del gel. Esta característica puede estarrelacionada con la capacidad del gel para reducir el paso de fluidos a través de la formación.Usualmente, mientras el sistema sea más rígido la reducción del paso de fluidos será máspronunciada, aunque esta característica también depende de las propiedades macroscópicas delyacimiento. La consistencia se determina cualitativamente de forma visual, observando la dureza,elasticidad y movilidad del gel. Una determinación cuantitativa de la consistencia se puedeobtener de las mediciones de la viscosidad mediante un estudio por reometría dinámica.• Durabilidad.Tiene que ver con la estabilidad del gel en función del tiempo a las condiciones de temperaturay presión del yacimiento donde se va a utilizar. La durabilidad del gel se evalúa observando106

diariamente durante un periodo de tiempo los cambios en la consistencia del gel, la aparición desinéresis o si ocurre algún cambio de color, los cuales dan indicios de que está ocurriendo ladegradación del gel.• Selección del polímeroLos polímeros que actúan como modificadores de permeabilidad para tratamientos de controlde agua, son polímeros que como característica principal deben ser altamente absorbibles.Igualmente es fundamental que sean estables a la temperatura del yacimiento y resistentes a ladegradación mecánica durante los procesos de mezclado. Los polímeros más utilizados han sidolas poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas (HPAM) con grados de hidrólisis hasta de un 30%.Más recientemente se han empezado a utilizar otros tipos de polímeros como los polisacáridostipo escleroglucano, buscando ampliar la aplicación de estos tratamientos a yacimientos detemperaturas elevadas. En general, la efectividad del polímero como agente modificador depermeabilidad aumenta con el tamaño molecular dependiendo de la permeabilidad de laformación. A medida que la permeabilidad del medio aumenta, el tamaño molecular requeridopara reducir efectivamente la permeabilidad del agua es mayor.En el caso de las poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas (HPAM), el tamaño molecularaumenta con: el grado de hidrólisis, el peso molecular y las bajas concentraciones de sal. Sinembargo, la escogencia de un peso molecular elevado puede estar limitada por la compatibilidado solubilidad del polímero en el agua de mezclado, o también por la permeabilidad delyacimiento que puede restringir la inyectividad de la solución. Actualmente se investiga el uso depoliacrilamidas catiónicas por el potencial que tienen estos polímeros de reducir la Kw muchomás que la Ko. Estos polímeros por su carácter catiónico tienen un nivel elevado de adsorciónaunque se necesita mucho más trabajo de investigación para evaluar si realmente son una mejoropción frente a otros polímeros.3.12.5.7.4.Variables que afectan las características de los geles• TemperaturaA mayor temperatura menor tiempo de gelificación.• Concentración del Polímero107

A menor concentración de polímero los geles serán más blandos en el sistema que forman ylos tiempos de gelificación más largos.• Concentración de entrecruzadoresA mayor concentración de entrecruzador de gel es más fuerte el sistema que se forma y lostiempos de gelificación más cortos.• Grado de HidrólisisA mayor grado de hidrólisis se obtienen tiempos de gelificación más largos y consistenciasmás débiles.• Efecto del pHA mayor pH menor tiempo de gelificación.3.12.5.7.5.Aplicación de geles en operaciones de producción• Tratamientos de pozos inyectores y productores.• Tratamiento de mejoras de barrido.• Tratamientos para control de agua y gas.Aplicable a:• La mayoría de las mineralogías y litologías de los yacimientos.• Una amplia variedad de problemas de control de fluido en los yacimientos.• Sistemas de un sólo fluido.• Un amplio intervalo de pH.• Un amplio intervalo de temperaturas de yacimiento.3.12.5.7.6.Parámetros a considerar al momento de realizar una inyección de Multigel HTNS• Temperatura.Este es el parámetro más importante a considerar durante la escogencia de sistemascontroladores de agua. Actualmente todos los sistemas gelificantes en el mercado tienen un límitede temperatura menor a 300 °F; si se excede o se trabaja muy cerca de este parámetro, se corre el108

iesgo de que el producto se degrade y la técnica no funcione. Por lo tanto, la temperatura es unfactor clave en la escogencia del producto.• Cañoneo.El estado en que se encuentran los intervalos cañoneados es indispensable para la introduccióndel sistema gelificante, ya que por medio de la técnica de inyección seleccionada se forzará através de los intervalos cañoneados, y si los cañoneos fueron deficientes, entonces la química nopenetrará correctamente hacia la formación.• Movilidad.La movilidad deseada en este tratamiento debe ser de valores altos, ya que lo que se busca espenetrar la zona requerida lo más posible, para así, formar una barrera eficiente. Para esto serequiere conocer la permeabilidad de la arena y la viscosidad del producto.• Permeabilidad de la arena.Se pueden encontrar dos tipos de arenas, las que tienen altas permeabilidades y las arenas conbajas permeabilidades. En el primer caso, la producción de agua se puede considerar beneficiadapor la condición de alta permeabilidad. Para controlar la producción se debe diseñar un gel quetenga una alta viscosidad para formar un sello más eficiente. Este gel más viscoso se va adesplazar gracias a la alta permeabilidad garantizando una mayor penetración. En el tipo dearenas con bajas permeabilidades, se requiere diseñar un sistema gelificante con una viscosidadbastante baja, para así, garantizar la necesaria penetración hasta la zona deseada.• Durabilidad del gel.El tiempo que puede tener de vida útil el sistema gelificante en el medio poroso no se puedeespecificar, pero si se puede dar un estimado promedio. En esto influyen varios factores presentesen el yacimiento como: la temperatura, contactos con químicos de la formación y la fricción,entre otros. El gel también tiene un límite de saturación de agua, se dice que cuando alcance estelímite, el sistema declina en su función. Siempre se debe tener en cuenta, que después dedisminuir la producción de agua, esta relación va a tender a invertirse con el tiempo, debido a laduración de la vida útil del producto. En general, se habla de que el tiempo promedio de duracióna la temperatura de yacimiento es de dos, a dos años y medio.109

3.12.5.7.7.Técnicas de colocación del gel3.12.5.7.7.1.Con unidad de tubería continua• Por punta de tubería: Consiste en colocar la punta de tubería de la unidad de tubería continuapor debajo de la punta de la tubería de producción, permitiendo la inyección del gel en losintervalos abiertos. Ver Figura 38.Figura 38. Colocación por punta de tubería. (González, 2005)• Con empacadura removible: Permite la inyección del gel colocando la tubería de igual formaque la anterior, pero adicionándole una empacadura removible que permite aislar intervalosproductores por encima de ésta, cuando éstos no requieran ser sometidos al tratamiento.• Con Isap Tool: En el equipo de tubería continua se colocan dos empacaduras que permitenselectivar un intervalo determinado a cual, se le aplicará el tratamiento y evitar que intervalossuperiores e inferiores sean alcanzados por la inyección. Ver Figura 39.PETRÓLEOPETRÓLEOAGUAPETRÓLEOPETRÓLEOFigura 39. Aislamiento Mecánico con empacadura doble-inflable. (González, 2005)110

• Inyecciones de sistemas gelificantes seguidos con lechadas de cemento: Existe la posibilidadde aplicar una técnica que consiste en inyectar geles y luego inyectar una lechada de cemento quegarantice un buen sello. La razón que podría afianzar esta técnica, es que mediante la misma elcemento no solo garantiza un soporte al sistema gelificante sino que no permitirá el supuestodesgaste acelerado del mismo debido al contacto con los fluidos del pozo y su erosión generada.Además el hecho de colocar una capa de cemento podría generar menos tiempo con el pozocerrado ya que el cemento fragua más rápido. Todas estas suposiciones se encuentran sometidas acrítica, pero quizás lo que sí se encuentra en una posición más segura es que él (microcemento)pudiera ayudar a corregir algún canal en el cemento o sellar un espacio adicional.3.12.5.7.7.2.Sin unidad de tubería continua• Por punta de tubería: La aplicación de este tipo se realiza cuando se quiere inyectartratamientos químicos (sistemas gelificantes) de forma masiva no selectiva.• Con inyección dual: Un fluido protector es inyectado en la zona de petróleo, mientras que elfluido del tratamiento es inyectado en la zona productora de agua. La técnica de inyección dualpermite una inyección precisa del tratamiento a la zona de producción de agua y disminuye a unmínimo la invasión de la zona de producción de petróleo adyacente.Figura 40. Inyección Dual. (González, 2005)111

3.12.5.7.8.Criterios generales de selección de pozos candidatos3.12.5.7.8.1.Criterios de yacimientos• Datos de producción de % AyS y crudo en función de tiempo, que demuestren altosincrementos de producción de agua en más de un 60% producto de conificación, zonassubyacentes de alta permeabilidad o zonas ladronas de alta permeabilidad y una declinación decrudo en un 70%.• Presencia de suficientes reservas remanentes de petróleo, por encima del contacto aguapetróleo.• Salinidad: hasta 20% de TDS.• Temperatura de formación: Hasta 320 °F.• Permeabilidad del intervalo a ser tratado > 50 mD.• Gravedad API > 18.• Datos de escalamiento (simulación numérica que garanticen el comportamiento de producciónesperado).• Identificar la fuente de alta producción de agua.• Cualquier tipo de Litología.• El yacimiento debe presentar contraste de permeabilidad y anisotropía en sus lentesproductores de crudo.3.12.5.7.8.2.Criterios de producción• Pozos sin problema de producción de finos, arena y escamas.• Alto nivel de fluido en el pozo, ya que al existir mucha agua en la columna, se excede lacapacidad de bombeo o de levantamiento. Cuando se reduce la producción de agua, el nivel deflujo desciende, originando un mayor diferencial de presión y podría ocurrir, como consecuencia,una mayor producción de crudo.• Los pozos seleccionados deben tener una alta productividad.• Los pozos preferidos son aquellos que poseen equipo de levantamiento artificial.• Pozos con posibilidades de poder ser colocados a un alto “Draw Down” de produccióndespués del tratamiento.112

3.12.6.Bases de datos y aplicaciones• Archivo de pozos (well file): En estas carpetas es recopilada toda la información referente acada uno de los pozos en cuanto a correspondencias, operaciones diarias de perforación, trabajosmayores a pozos, programas de reacondicionamiento, completación de pozos, cañoneo, propuestade yacimiento, información geológica, petrofísica y la etapa de la perforación.• Centinela (Centro de Información del Negocio Petrolero): Es un sistema de información, en elque se almacenan los datos de producción de un pozo (valores de producción bruta, producciónneta, °API, RGP, % AyS, °API, estado actual del pozo, presiones de superficie, presiones defondo y alimenta con estos datos a otros programas que ofrecen otro tipo de servicios deinformación, entre otros) y el manejo de información cuantificable.Beneficios:- Garantiza la calidad del dato, mediante el uso de modelos matemáticos de validación, lo cualincrementa la credibilidad del usuario.- Permite el seguimiento continuo a los parámetros operacionales de las instalaciones, y alcomportamiento de producción de cada pozo.- Facilita el control de las operaciones de recolección, procesamiento y distribución de gas ylíquidos.- Genera balances contables y/o operacionales por instalación y fluido.- Automatiza los procesos de cierre y apertura de reinterpretación de yacimientos.• Oil Field Manager (OFM): Es una aplicación que desarrolla un eficiente método paravisualizar, relacionar, y analizar datos de producción y yacimiento. Se utiliza para análisis depozos y campos; programas y operaciones de optimización de campo; administración de reservas,planes de desarrollo, programas de mantenimiento, administración del flujo de caja y balance demateriales. Permite trabajar con una amplia variedad de tipos de datos para identificar tendencias,anomalías y pronosticar producción. Estos tipos de datos son los siguientes:- Datos dependientes del tiempo (mensual, diaria esporádica).- Datos que dependen de la profundidad (registros de pozos y diagramas de completación).- Datos estáticos (coordenadas, datos únicos para los pozos, datos de geología).- Datos financieros (incluyendo ganancias y costos de las operaciones).113

• SISUB: herramienta utilizada para el almacenar y consultar los reportes de los trabajosmenores realizados en los pozos. También se visualiza la compañía que realizó la actividad, eltiempo y fecha de operaciones.• COPyR: en esta se cargan todos los datos concernientes a las actividades realizadas contaladro (perforaciones, trabajos mayores), entre los cuales se destacan, operaciones, fluidos,costos, tiempos, cuadrillas, compañías de servicio, entre otras.• AICO: a través de esta herramienta se pueden generar tablas de todas las variables observadasen centinela y pueden ser descargadas de forma rápida a programas de Microsoft Office. Estaaplicación es muy versátil debido a que se pueden visualizar varios pozos, estaciones de flujo oyacimientos completos.3.12.7.Nomenclatura de los modelos de tasa críticaP = Diferencial de presión del pozo, “Draw Down”, (Lpc).Pwell = Presión promedio del yacimiento, (Lpc).Pwf = Presión de fondo fluyente dentro del pozo, (Lpc).w = Gravedad especifica del agua, (Adim.)o = Gravedad especifica del petróleo (Adim.)hc = Distancia vertical desde la base de las perforaciones al CAP (Pies).= Potencial de velocidad.e = Potencial del radio de drenaje.w = Potencial del pozo.z = Potencial del radio del pozo a la profundidad “Z”.g = Aceleración de gravedad.= Diferencia de densidad entre los fluidos, petróleo y agua, (gr/cc).Z = Distancia del datum al cono (agua/gas), (Pies).h = Espesor de la arena netamente petrolífera, (Pies).w = Densidad del agua, (gr/cc).o = Densidad del petróleo, (gr/cc).Qc = Tasa critica de petróleo, sin conificación de agua (BNPD).Ko = Permeabilidad efectiva al petróleo, (mD).114

o = Viscosidad del petróleo, (cps)o = Factor volumétrico del petróleo, (BY/BN).hp = Espesor perforado (Completado), (Pies).re = Radio de drenaje externo del pozo, (Pies).rw = Radio del pozo, (Pies).Qcurva = Caudal de la curva de Chaney.Kh = Permeabilidad horizontal de la formación, (mD).red = Relación de radio de drenaje, espesor y permeabilidad, (Adim.)fb = Fracción del intervalo completado, (Adim).Kv = Permeabilidad vertical de la formación, (mD).Kw = Permeabilidad efectiva al agua, (mD).w = Viscosidad del agua, (Cps).Pc = Presión capilar, (Lpc).M = Movilidad.= Buzamiento de la formación, (°).K = Permeabilidad de la formación, (Darcy).A = Área perpendicular al flujo, (pies 2 ).Krw = Permeabilidad relativa al agua en la zona invadida, (Adim).Kro = Permeabilidad relativa al petróleo en la zona no invadida, (Adim).Soi = Saturación de petróleo inicial, (Adim).Sorw = Saturación residual de petróleo, (Adim).115

CAPITULO IVMARCO METODOLÓGICO4.1.GeneralidadesControl de agua son los métodos aplicados para reducir la producción de agua de un pozo deforma mecánica o química luego de integrar información de registros eléctricos, dinámicos,muestras de fluido para determinar su procedencia.4.2. Tipo de investigaciónEl proyecto de investigación se clasifica como:• Descriptivo, porque en este estudio se seleccionan una serie de variables para describir lo quese investiga, se establecen comportamientos específicos y se comprueba la asociación entre lasvariables de la investigación.• Analítico, porque trata de especificar y enfatizar las características y propiedades importantesde fenómenos o procesos que sean sometidos a análisis, para describir sus aplicaciones. Elproceso lo representa el Yacimiento B-SUP VLG-3729, objeto de la investigación.• Aplicado, ya que sus resultados podrán utilizarse en estudios y desarrollo de otros yacimientoscon similares características, de acuerdo a la procedencia de los datos, la presente investigaciónes de campo, ya que la información fue obtenida de la realidad, en su ambiente natural a través demuestras de agua, corridas de registros, núcleo, entre otros.• Documental, de acuerdo a la manera de recopilación, organización y manejo de los datos einformación.116

4.3.Metodología y procedimientos empleadosPara la elaboración del estudio se ejecutaron una serie de pasos y procedimientos con lafinalidad de alcanzar los objetivos planteados.Figura 41. Diagrama de la metodología utilizada. (Autor, 2010)4.3.1.Recopilación y organización de la informaciónPara la recopilación y organización de información se siguieron los pasos:• Revisión bibliográficaSe realizó a través de varios medios entre ellos el CITOC, la Biblioteca de Postgrado de laUniversidad del Zulia, revisión de papers y hojas técnicas, información proporcionada porprofesores y profesionales de la industria petrolera, tesis y proyectos relacionados que sirvencomo base al desarrollo del Trabajo Final de Grado.• Recolección de informaciónSe realizó la recopilación de toda la información disponible en forma digital e impresa, con lafinalidad de determinar cuáles son los datos con los que se cuenta para el desarrollo del presenteestudio, teniendo en cuenta que la Región 3 cuenta con un total de 29 pozos, de los cuales 27 seencuentran activos en B-4, 1 activo en B-1 y un pozo inactivo.La información recopilada se encuentra distribuida en 8 categorías:• Historias de los pozos.117

• Análisis de PVT realizados en el área de estudio.• Datos de presión existente hasta la fecha (Pruebas RFT, Estáticas, Build-Up).• Análisis de núcleos (permeabilidades relativas, saturaciones de fluidos, porosidad).• Datos de petrofísica (porosidad, permeabilidad, ANP, ANT, Sw, So).• Registros PLT, registros de cementación, completación para determinar el estado de los pozosy descartar problemas de comunicación, entre otros.• Datos de completación y yacimiento, tales como POES, reservas recuperables, reservasremanentes, factor de recobro, espesores cañoneados, radios de drenaje, arenas donde fueroncompletados, %AyS de los registros PLT, entre otras.• Análisis físico-químicos de agua de formación.4.3.2.Validación de la informaciónLuego de organizados todos los datos recopilados se procedió a realizar la revisión, validacióny actualización de la información según se describe a continuación:4.3.2.1.Actualización de las historias de los pozosSe ubicaron los últimos trabajos realizados a través de SISUB, COPyR y Documentum, seactualizaron las pruebas de producción con Centinela, los comportamientos de producción con laayuda de Siop y Oil Field Manager (OFM). Adicionalmente se modificaron algunasprofundidades, dimensiones de los equipos de completación y fechas de los eventos los cuales nocorrespondían con dichos pozos según la información contenida en las bases de datoscorporativas ni en la carpeta de pozo.4.3.2.2.Análisis PVTSe verificó inicialmente la condición de muestreo, descartando aquellas muestras tomadas enpozos completados en B-1 y B-4 en conjunto. Además se evaluó la relación gas-petróleo derecombinación en aquellas muestras tomadas en el separador, revisando que fuesen acordes conlas observadas en las pruebas de producción según medidores portátiles (phase tester), cuyosresultados poseen gran resolución y exactitud. Finalmente, fue verificada la consistencia de losexperimentos de laboratorio mediante las pruebas convencionales de densidad, función “Y”,balance de masas y prueba de desigualdad.118

4.3.2.3.Análisis de presiónSe procedió a verificar todas las medidas de presión tomadas desde la perforación de lospozos, es decir, RFT, Build-Up, estáticas para cada una de las nueve (9) subunidades delyacimiento, desde B-4.0 hasta B.4-8. Se procedió a determinar el gradiente del yacimiento, elcual es generado por la columna de fluido de acuerdo a las relaciones de los tres fluidosexistentes, para lo cual se requirió los datos de la Tabla 1 y el procedimiento descritoposteriormente.Tabla 1. Datos requeridos para determinar el gradiente de yacimiento. (Autor, 2010)DATOSPresión inicial de yacimiento (Pi): 7500 LPCTemperatura de yacimiento (Ty): 300 °FSolubilidad del Gas (Rs): 349 PCN/BNGravedad Específica del Gas ( g): 0,8235 ADIM°API: 22,5Gravedad Específica del Petróleo ( ): 0,9188 ADIMSaturación Inicial de Agua (Swi): 0,2 FRACCIÓNFactor Volumétrico de Petróleo (Boi): 1,346 BY/BNGravedad Específica del Agua ( w): 1 ADIM• Densidad del aire a condiciones normales:a = 0.0764 Lbs / pie 3• Densidad del gas a condiciones normales: densidad del aire por la gravedad especifica del gas• Masa del gas en 1 BN de petróleo (Mg): densidad del aire por la solubilidad del gas.Para un crudo de 22,5° API se tiene:• Masa de 1 barril de petróleo (Mo): es el producto de la densidad del agua y la gravedadespecífica del crudo.w = 62,15 Lbs / PC w = 8,3 Lbs / galón 1 BN = 42 galonesCalculo de 1 barril de petróleo a condiciones de normales (CN).• Masa de 1 barril de petróleo + gas asociado a condiciones normales =Masa de 1 barril de petróleo + peso de gas en 1 BN de petróleo.119

• Petróleo a condiciones de yacimiento (Cy) = Mo(P,T)Petróleo a condiciones de yacimiento = Petróleo a condiciones normales / Bo• Masa de 1 barril normal de agua (Mw): es el producto de la densidad del agua y su gravedadespecífica.La densidad de la mezcla será igual a la suma de las fracciones ocupadas por cada fase.4.3.2.4.Análisis de núcleosExisten núcleos tomados en 6 pozos del yacimiento, de ellos 3 se tomaron en las arenas de B-4VLG-3873 (Región 1), VLG-3829 (Región 2) y VLG-3863 (Región 3), como se observa en laFigura 42.Figura 42. Núcleos tomados en el yacimiento B-SUP VLG-3729. (Acosta, 2008)El procedimiento seguido para la validación, el análisis de la información y la preparación delas curvas de presión capilar y permeabilidad relativa, entre otros parámetros, se encuentrandescritos en el Informe Técnico del Análisis Convencional, de las Unidades B-1 y B-4 delYacimiento B-Superior VLG-3729, Campo Ceuta-Tomoporo (Acosta, 2008). A continuación sepresenta un resumen del mismo:Los tapones seleccionados fueron limpiados con tolueno mediante un sistema de destilacióncíclica a una temperatura de 115 °C, extrayendo las sales utilizando metanol en un sistema120

similar (a 60 °C), para luego secarse en un horno convencional a 115 °C por un período mínimode 16 horas, hasta alcanzar peso constante, para finalmente dejarse enfriar en un ambiente librede humedad, proceso que se estima haya permitido eliminar el filtrado de lodo que pudo haberingresado a ambos núcleos durante el corte. Los tapones fueron añejados antes de iniciar losanálisis especiales. Esto consistió inicialmente en saturar las muestras con una salmuera de 5000ppm, para luego colocarlas en una celda hidrostática, donde se les aplicó una presión deconfinamiento de 8350 Lpc. El agua movible fue desplazada utilizando crudo muerto (primerproceso de drenaje asumiendo una roca hidrófila). Luego, las muestras fueron colocadas en unenvase presurizado lleno con crudo muerto, con una capa de gas inerte sobre el mismo y semantuvieron a temperatura de yacimiento durante cuarenta (40) días. Posteriormente se inició elanálisis de presión capilar por centrífuga a través de un proceso de imbibición, desplazando elaceite contenido en los tapones por salmuera, para luego realizar el segundo proceso de drenajesobre las muestras desplazando el agua nuevamente por aceite con incrementos en la revoluciónde la centrífuga.Para los análisis que no fueron realizados a la presión de confinamiento ó sobrecarga, se puedeajustar la saturación de agua irreducible por reducción del espacio poroso, primeramentecalculando el indicador de calidad de roca (RQI reservoir quality indicador), cuya ecuación esmostrada a continuación,RQI = 0.0314× √(K/Phi) Ec. 64El RQI está en función de la raíz de la permeabilidad absoluta sobre la porosidad efectiva, yfue calculado para condiciones de laboratorio y de yacimiento, las cuales comprendieronpresiones de sobrecarga de 200 y 7500 Lpc (+/-) respectivamente, por lo que se debía llevar lasaturación de agua irreducible de 200 a 7500 Lpc, asumiendo una relación lineal entre estavariable (Swc) y la calidad de roca (RQI), definiendo así la siguiente ecuación.(RQ I × Swc)C.Y . = (RQ I × Swc) C.L. Ec. 65Finalmente, fue calculada la saturación de agua irreducible a condiciones de yacimiento(C.Y.), la cual representa el valor que se obtendría si se hubiesen sometido las muestras a presiónde confinamiento durante los análisis de laboratorio. Como resultado general, se obtuvieron121

incrementos en la saturación de agua irreducible entre 1 y 3 % en comparación con la obtenida acondiciones de laboratorio.Como es sabido, la saturación de agua irreducible es función de la calidad de roca delyacimiento, por lo que se utilizó la metodología propuesta por Amaefule i.e. (SPE 26436) paraobtener una correlación que permitiese escalar la saturación de agua, siendo necesario para ello laobtención del indicador de zonas de flujo (FZI) por cada muestra.FZI = RQI / Phi Z Ec. 66Donde PhiZ representa la porosidad normalizada, y viene dada por la expresión.Phi Z = Phi / (1- Phi) Ec. 67Luego, fueron representados en un gráfico todos los valores de saturación irreduciblevalidados y ajustados a condiciones de yacimiento, en función de este indicador (FZI),obteniendo la relación que se presenta en la Figura 43.Figura 43. Grafico de Swc vs. FZI, Unidad B-4. (Acosta, 2008)122

Adicionalmente fue correlacionada la saturación de petróleo residual de los análisis depermeabilidad relativa agua-petróleo de cada núcleo en función de la calidad de roca de cadamuestra, como se puede observar en la Figura 44.Figura 44. Grafico de Sor vs. FZI, Unidad B-4. (Acosta, 2008)Los tres análisis mostraron una tendencia prácticamente horizontal, reflejando una saturaciónde petróleo residual constante e independiente de la calidad de roca. La Unidad B-4, posee unasaturación de petróleo residual de 29 % para el análisis del VLG-3863 (Región 3)respectivamente. Para este núcleo se contó con 12 análisis de presión capilar por centrífuga,permeabilidad relativa agua-petróleo y gas-petróleo. Fue evaluada la correlación existente entrela saturación de crudo residual (Sor) proveniente de las curvas de permeabilidad relativa conrespecto a la saturación de agua irreducible. Luego para promediar y representar la curva depresión capilar a condiciones de yacimiento, fue utilizada la función “J” de Leverett, cuyaecuación es mostrada a continuación:J (Sw) = 0.2179 × (Pc / σ) × √(K / Phi) Ec. 68Por definición, el valor de “J” es igual para condiciones de laboratorio como de yacimiento,por lo tanto, mediante la permeabilidad, porosidad y la tensión interfacial, es posible obtener lapresión capilar a condiciones de yacimiento a partir de condiciones de laboratorio. La tensión123

interfacial variará dependiendo del sistema utilizado, por ejemplo, para un sistema agua-aceite esigual a 48 y 30 dinas/cm a condiciones de laboratorio y yacimiento respectivamente. La mismatiende a aumentar considerablemente cuando es utilizado mercurio como fase desplazante. Porotra parte, fue importante considerar la permeabilidad y porosidad a condiciones de laboratorio yyacimiento, ya que las mismas son afectadas por efectos de sobrecarga ó confinamiento. Lafunción “J” obtenida puede observarse a continuación:Figura 45. Curva de Pcwo Promedio, Unidad B-4, Región 3 (VLG-3863). (Acosta, 2008)Se observa un tipo de roca, el cual pudo ser modelado con una función “J” promedio, endonde se refleja una saturación de agua irreducible de 10 %.4.3.2.5.PetrofísicaSe revisaron los valores contenidos en los informes del modelo estático junto a la ingenierapetrofísica del área con la ayuda de la herramienta Interactive Petrophysics (IP) para realizar lasevaluaciones de los pozos a estudiar. Dichos valores se corroboraron realizando análisis nodalpara verificar los resultados con las pruebas de producción.4.3.2.6.Registros PLT y de cementaciónSe verificó la información PVT y todos los datos iníciales utilizados por la compañía deservicio en el procesamiento de los datos de los registros de producción. Además se observó si124

correspondía la tasa de producción de crudo, el corte de AyS y la tasa de gas con las medidasreportadas en Centinela.4.3.2.7.Datos generales del Yacimiento B-SUP VLG-3729Se realizó la validación y actualización de los datos generales del yacimiento, verificando quesean los más actuales y certeros posibles con la ayuda de las herramientas corporativas para elalmacenamiento de la información y los libros oficiales de reservas. Adicionalmente se realizó ladistribución de la producción por pozo en el yacimiento tomando en cuenta toda la etapaproductiva, con la ayuda de las propiedades petrofísicas y de los registros de producción.4.3.2.8.Validación de análisis físico-químicos de agua de formaciónEn esta etapa, se descartaron los análisis físico-químicos del agua de formación, tomando enconsideración los siguientes criterios:• Muestras tomadas en fechas cercanas a la finalización de algún trabajo de perforación,completación, estimulación, fracturamiento o acidificación, entre otros, ya que las muestraspresentarán elevadas concentraciones de sólidos totales disueltos y PH menor a 7, indicativo queel pozo ha sido sometido a algún trabajo de rehabilitación, alterándose así las propiedades físicoquímicasdel agua de formación.• Muestras tomadas en pozos que no estuviesen produciendo para la fecha de la tomaexclusivamente de las unidades de B-4.• Muestras que no se encuentren balanceadas iónicamente, es decir, se debe verificar que lasuma de los pesos equivalentes (meq/L) de los iones positivos (cationes) sea igual a la suma delos iones negativos (aniones), rechazando las muestras cuyo balance iónico sea distinto de cero ose aleje mucho de este valor.4.3.3.Determinación del mecanismo de producciónPara determinar el mecanismo de producción se tomaron todos los datos de presionesvalidados al datum. Se realizó un grafico de presión versus el acumulado de producción depetróleo para trazar la mejor tendencia y poder establecer una declinación, los valores másalejados de la tendencia fueron descartados con la finalidad de obtener el mejor ajuste, luego de125

esto se tomaron dichos valores y se dividieron entre la presión inicial del yacimiento paraconstruir un nuevo grafico de esta variable contra la eficiencia de recobro. Finalmente secomparó la curva resultante con los patrones establecidos para determinar cuál es el mecanismode producción predominante del área, resultando el empuje hidráulico. Además se realizaronalgunas correlaciones para verificar la variación de presión por sub unidad a través delyacimiento. También se realizaron algunos mapas de la variación de presión entre cada subunidad dentro del mismo pozo para tener un indicativo del nivel sellante que presentan las lutitasintercaladas entre las sub unidades.4.3.4.Comportamiento de producciónA través de la aplicación OFM se realizaron los comportamientos de producción delyacimiento y para cada uno de los pozos, para visualizar de manera general la tendencia de cadauna de las fases (petróleo, agua y gas) con la finalidad de observar cambios bruscos en losmismos. Esto fie revisado en conjunto con las historias para comparar las fechas de los cabios enla tendencia con los trabajos realizados.4.3.5.Gráficos de ChanDe igual forma se utilizó OFM para generar los gráficos de Chan de los pozos en estudio, conlo cual se puede visualizar si existe algún problema a nivel de yacimiento o a nivel de pozo quecause el incremento en la producción de agua. Es importante mencionar que estos gráficos nopueden ser tomados como un análisis concluyente, porque solo aportan un indicio de formageneral de las posibles causas, sin tomar en cuenta otras variables que influyen en dichosproblemas. Además se realizaron algunos mapas de burbujas con la finalidad de observar siexisten tendencias en el comportamiento de producción a través del yacimiento.4.3.6.Determinación de la tasa críticaSe utilizó la correlación determinada por Dietz (presentada anteriormente con el número 62)para calcular la tasa crítica o en este caso se llamará tasa de mantenimiento de producción debidoa que los pozos ya se encuentran con alto corte de agua, el cual no puede ser eliminado porcompleto, sino controlado para evitar que continúe aumentando drásticamente.126

La ecuación obtenida por Dietz relaciona las propiedades petrofísicas con la de los fluidospresentes en el yacimiento, para lograr mantener un flujo estable durante el proceso deproducción de los pozos. Dentro de los datos necesarios la gravedad específica del agua sedeterminó a través de la siguiente expresión:γ w = 1 + 0.695 x 10 -6 * S Ec. 69En el caso de la del crudo se utilizó la siguiente:γ o = 141.5 / (131.5 + °API) Ec. 70El espesor se obtuvo con los topes estructurales. Se determinó el área perpendicular al flujoteniendo en consideración los 300 metros de espaciamiento permitidos. Se cálculo la presión alnivel medio de las perforaciones. El gradiente geotérmico se calculo con la presión en superficiey en fondo. La viscosidad del agua fue determinada con la ecuación 72 desarrollada por McCain.La viscosidad y el factor volumétrico del crudo se calcularon con las correlaciones obtenidas enel análisis PVT.μ w1 = A*T B Ec. 71μ w / μ w1 = 0.9994 + 4,0295 x 10 -5 *P + 3,1062 x 10 -9 *P 2 Ec. 72Donde:A = 109,574 – 8,40564*S + 0,313314*S 2 + 8,72213 x 10 -3 *S 3B = -1,12166 + 2,63951 x 10 -2 *S – 6,76461 x 10 -4 *S 2 – 5,47119 x 10 -5 *S 3 + 1,55586 x 10 -6 *S 4T: Temperatura , °FS: Salinidad, % por peso de solidos disueltosP: Presión en Lpca.4.3.7.Factibilidad de inyección de gelesA continuación se presenta una guía que indica los aspectos que se deben tener en cuenta paralograr un tratamiento exitoso.4.3.7.1.Identificar el problemaCuando se quiere implantar un proceso exitoso de control de agua en pozos productores, sedebe tener una buena comprensión del problema antes de iniciar el plan. Lo primero que se debehacer es una revisión completa del yacimiento:• Mecanismo de recuperación.127

• Variaciones en porosidad y permeabilidad.• Existencia de permeabilidad direccional.• Espesor de la arena a tratar.• Buzamiento.• Tiempo en que se inició la producción de agua.• Tasa de producción de agua luego de la irrupción, si el agua invade tempranamente el pozo,esto puede ser causado por un canal de agua detrás del revestidor. Esto parece ocurrir másfrecuentemente después de la completación inicial o de una estimulación.• Contacto agua-petróleo.• Ubicación de las perforaciones.• Registros.• Continuidad de la lutitas.• Resultados de las pruebas en núcleos.4.3.7.2.Criterios de selección de pozosEs importante tener en consideración que no todos los pozos que producen con alto corte deagua son candidatos para un tratamiento de control de producción de agua. Se debe tener muchocuidado en la selección de pozos a ser tratados, para lo cual es conveniente tomar en cuenta lasrecomendaciones que se especifican a continuación:• Criterios de yacimientos:- Los yacimientos pueden ser matriciales, de areniscas o de carbonatos, o con arenas noconsolidadas, pero de poco contenido de arcillas.- El yacimiento debe presentar contraste de permeabilidad y anisotropía en sus lentesproductores de crudo.- Una elevada relación agua-petróleo, cuando es causada por la elevada permeabilidad de unacuífero, un canal de alta permeabilidad o una conificación no muy severa de agua. No es buencandidato si el problema es causado por la presencia de fracturas naturales y/o artificiales en elyacimiento. El intervalo productor de agua debe tener una permeabilidad que exceda los 50 mDpara ser buen candidato.- Un contacto agua-petróleo bien definido.- La temperatura del yacimiento no debe exceder de 320 °F.128

- La salinidad de los yacimientos (agua de formación) no es factor influyente.• Criterios de producción:- Los pozos deben poseer un buen índice de productividad.- Los pozos preferidos son los que poseen equipo para el levantamiento artificial.- Los pozos candidatos deben tener posibilidades de poder ser colocados a un alto draw downde producción.• Criterios económicos:- Los pozos deben ser justificados en yacimientos con suficientes reservas remanentes depetróleo o gas que justifiquen los gastos y aseguren una tasa de retorno temprana.- Los pozos deben estar completados en el lente que debe ser tratado con el fin de noincrementar los costos del tratamiento.- Los costos de manejo de agua del pozo deben ser tales, que su producción justifique el costodel tratamiento.- Efectividad probada del polímero en el agua de producción, a través de pruebas de laboratoriocon núcleos de la formación a ser tratada.4.3.7.3.Selección del polímeroLos polímeros que actúan como modificadores de permeabilidad para tratamientos de controlde agua, son polímeros que como característica principal deben ser altamente adsorbibles.Igualmente es fundamental que sean estables a la temperatura del yacimiento y resistentes a ladegradación mecánica durante los procesos de mezclado. En aplicaciones de geles para control deagua, los polímeros más utilizados han sido las poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas(HPAM) con grados de hidrólisis hasta de un 30%. Más recientemente se han empezado a utilizarotros tipos de polímeros como los polisacáridos tipo escleroglucano, buscando ampliar laaplicación de estos tratamientos a yacimientos de temperaturas elevadas.En general, la efectividad del polímero como agente modificador de permeabilidad aumentacon el tamaño molecular dependiendo de la permeabilidad de la formación. A medida que lapermeabilidad del medio aumenta, el tamaño molecular requerido para reducir efectivamente lapermeabilidad del agua es mayor. Sin embargo, la escogencia de un peso molecular elevadopuede estar limitada por la compatibilidad o solubilidad del polímero en el agua de mezclado, o129

también por la permeabilidad del yacimiento que puede restringir la inyectividad de la solución.Actualmente se investiga el uso de poliacrilamidas catiónicas por el potencial que tienen estospolímeros de reducir la Kw mucho más que la Ko. Estos polímeros por su carácter catiónicotienen un nivel elevado de adsorción aunque aún se necesita mucho más trabajo de investigaciónpara evaluar si realmente son una mejor opción frente a otros polímeros.4.3.7.4.Pruebas de desplazamiento en medio porosoEstas se realizaron sobre un núcleo representativo de la Formación Misoa balo las condicionesde presión y temperatura con la finalidad de determinar la reducción de permeabilidad que causala formulación del gel no sellante. En esta etapa se evalúa la estabilidad, resistencia de gel y lapermeabilidad del medio poroso a las condiciones dadas.Pasos para llevar a cabo la prueba en el laboratorio:• Utilizar fluidos del yacimiento (agua y crudo) separados para saturar el núcleo.• Medir la permeabilidad efectiva de cada fluido.• Inyectar el gel.• Medir la permeabilidad efectiva de cada fluido después de gelificar por completo el sistema através de la ley de Darcy, despejando la K:K= μ (cp) * L (cm) * Q (cm3 /s) Ec. 73A (cm2) * ΔP (atm)• Se calcula el factor de Resistencia Residual (RRF) que es una relación entre laspermeabilidades antes y después de aplicar el gel.RRF= K antes gel Ec. 74K después gelMientras más alto es el RRF, más se disminuye la permeabilidad del medio al fluido, es decir,existirá mayor bloqueo.• Se determina la resistencia del gel por la presión producida por unidad de longitud del núcleoal caudal más alto (Lpc/pie).Para obtener una mayor confiabilidad y credibilidad de los resultados a obtener al finalizar laprueba de desplazamiento es recomendable:130

• Utilizar muestra del núcleo del pozo donde se realizará el tratamiento, y de ser posiblecorrespondiente a la profundidad donde se colocará el gel.• Tomar como muestra de fluido (agua y crudo separados y caracterizados) del pozo a tratar conel gel o en su defecto de pozos vecinos y completados en la misma arena a tratar.• Suministrar datos exactos de la temperatura y presión de la arena donde se colocará el gel.Se cuenta con el núcleo del pozo VLG-3863 para tomar los tapones respectivos. Se determinóla permeabilidad a los fluidos antes de la inyección de gel, como se describió anteriormente. Seutilizó gel resistente a altas temperaturas (HT) con un pH neutro. El crudo utilizado tiene unadensidad en el orden de los 0.9 g/cc con una viscosidad de 11 cps. El agua utilizada fue sintética,teniendo en cuenta la salinidad de la formación, la cual fue determinada en los análisis físicoquímicos.El núcleo fue de un volumen aproximado de 7,6 cc. La prueba se realizó a lascondiciones de yacimiento. El material utilizado para el montaje de la celda es núcleo, topesmóviles, manga de vitón y manga termoencogible, las cuales se pueden observar en la Figura 46.Figura 46. Materiales utilizados para la prueba de desplazamiento (González, 2005)A continuación se resume el procedimiento operacional utilizado para realizar las pruebas:Se coloca el tapón en la base del portanúcleo para aislarlo con teflón y una mangatermoencogible, después se coloca una manga de vitón, que serán aseguradas en los extremospara evitar la comunicación a través del anular o por fugas, luego de introducir el tapón en elportanúcleo, como se observa en la Figura 47. Se instala la celda y se llena el anular con aguapara obtener la presión de confinamiento, es decir la presión de yacimiento. El siguiente paso esmedir el volumen poroso saturando el tapón con salmuera, para luego determinar laspermeabilidades, inicialmente se mide al aire (kg), luego al agua (ka).Posteriormente se realiza la saturación del núcleo con los fluidos tomados del yacimiento paraluego medir la permeabilidad efectiva a cada fluido, se satura con crudo hasta alcanzar lasaturación de agua inicial para determinar la permeabilidad al crudo antes de la formación del131

gel, luego se satura con salmuera hasta alcanzar la saturación de petróleo residual para determinarla permeabilidad al agua antes de la formación del gel. Concluido esto se procede a la inyeccióndel gel, se cierra el equipo y se espera el tiempo para que se de la gelificación, aproximadamente48 horas con la finalidad de obtener la consistencia final del gel, luego se vuelve a medir lapermeabilidad efectiva a cada fluido en sentido inverso a las mediciones realizadas antes deinyectar el gel (ver esquema en la Figura 48) para proceder al cálculo del RRF.Figura 47. Armado de la celda. (González, 2005)Figura 48. Esquema de tratamiento para la simulación del ensayo en núcleo. (González, 2005)Condiciones para realizar la prueba en el laboratorio:• Tasa de inyección para saturaciones con salmuera y crudo: 0,1 cc / min• Tasas de inyección para determinación de permeabilidad absoluta y permeabilidades efectivasentre 0,1 y 1 cc / minFluidos a utilizar• Salmuera (1% NaCl + 0,1% CaCl2)• Muestra de crudo• Componentes para la preparación y según formulación del sistema gelificante.132

4.3.7.5.Colocación del tratamientoUno de los aspectos más importantes en el diseño de un tratamiento de control de agua o demejoramiento de barrido, es la colocación del tratamiento. Se recomienda por lo general, aislarzonas productoras de agua y crudo, ya sea mediante el uso de empacaduras o arenamiento delpozo, como se observa en la Figura 49. Esto debe cumplirse estrictamente en la colocación desistemas gelificantes, ya que una pequeña penetración del gelante en las zonas de permeabilidadmás baja creará un taponamiento significativo una vez que el gel entrecruce. Al ponerse el pozoen producción, será sumamente difícil para el crudo traspasar la red de polímero formada en laentrada de este canal. En tratamientos con polímeros altamente absorbibles, la solución tambiénpenetrará los estratos de menor permeabilidad al igual que el gel, pero una vez puesto enproducción el pozo, el polímero será arrastrado y sólo permanecerá en el poro la capa depolímero absorbida. Esto permite que el crudo remanente aún tenga posibilidades de fluir.Gracias a este comportamiento, los tratamientos con soluciones de polímeros, han sido de granutilidad en pozos donde el aislamiento o la ubicación de las zonas productoras son muy difíciles.Zonaproductora“Coiled-tubing”GELEmpacaduraEmpleando arenaEmpleando empacadura otapones con ¨coiled-tubing¨Figura 49. Operación para inyectar gel de forma selectiva. (González, 2005)Actualmente se cuentan con nuevas tecnologías que incrementan la efectividad en lacolocación del tratamiento, como lo es el sistema de inyección dual que consiste de una tuberíacontinua, una empacadura inflable y un paquete de sensores de 12’ largo por 2 1/8’’ de diámetrocontentivo de sensores con un GR, localizador de cuello del revestidor, detector de temperatura yun evaluador de presión dual. Todos los datos son leídos en el tiempo real. Lo que ayuda adeterminar la posición correcta de la empacadura en el pozo. También indica el tiempo degelificación del fluido según la temperatura, además se lleva el control directo de la presión.133

La habilidad que tienen las poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas y los escleroglucanos, dereducir la Krw más que la Kro, es de gran ayuda cuando se están produciendo, zonas desaturación elevada de crudo, conjuntamente con zonas de saturación elevada de agua. Si una zonaen particular sólo produce crudo y el polímero no afecta Kro, no habrá reducción en laproducción de crudo en esa zona. En las zonas donde se esté produciendo agua, el polímerodisminuirá la producción de agua en proporción directa al Krw.Los radios de penetración que debe lograr el polímero son también un factor de granimportancia para que el tratamiento sea efectivo y tenga una buena duración en el yacimiento.Varios autores concluyen que es necesario que el polímero penetre a una distancia radial de 40 a75 pies desde la entrada del pozo para que el tratamiento sea realmente efectivo. Sin embargo,muchos de los tratamientos implantados en campo han fracasado no por haber sido seleccionadoserróneamente, sino precisamente por no haber aplicado una cantidad suficiente del tratamiento.4.3.7.6.Procedimiento del tratamiento• Mantener, donde sea posible, una tasa de inyección por debajo o igual a la tasa de producciónde agua. A pesar de que se espera y se desea un aumento de presión durante el tratamiento, unaumento demasiado elevado indicaría un desvío hacia zonas menos permeables y una posibleinvasión de la zona productora de crudo. Por lo tanto, los factores limitantes para el tratamientodeben ser la tasa de inyección y la presión del cabezal en el pozo. Se recomienda que la presiónse mantenga 500 Lpc por debajo de la presión inicial del pozo. Si el trabajo se inició bajo vacío lapresión en la superficie no debe superar los 500 Lpc.• Limpiar bien el pozo para asegurar una buena inyectividad a través del intervalo productor deagua. Una buena técnica de limpieza varía para cada área y puede involucrar la remoción deproductos secundarios corrosivos, escamas de carbonato, sulfato, sílice o parafinas.• Luego de la limpieza, inyecte suficiente agua (generalmente 100-150 Bls) para prevenir quelos materiales de limpieza contacten a la solución de polímero. Un inhibidor de corrosióncompatible, también debería ser añadido si se están experimentando.• Problemas de corrosión en el pozo. Durante este post-flujo, las tasas de inyección deben serpreestablecidas y las presiones registradas, para asegurar una inyección adecuada del polímero.• Calcular el volumen y concentración de la solución de polímero a ser utilizada. Laconcentración inicial sólo debe estar limitada por la inyectividad y por la posible degradación134

mecánica del polímero. La concentración máxima puede ser determinada empezando por unaconcentración de 1000 a 2000 ppm, aumentándola hasta que sea limitada por la inyectividad opresión de superficie. Esto es, hasta que se aprecie un aumento en la presión de 50 a 100 Lpc. Elbeneficio sería un efecto de viscosidad máximo debido a las bajas velocidades de corte, ademásde una mayor reducción de permeabilidad con retornos minimizados del polímero. En este punto,se debe contar con el apoyo de pruebas de laboratorio, donde la inyección del polímero se evalúeen núcleos y se determine la concentración óptima.• Realizar un post-flujo del polímero con salmuera, con un volumen mínimo de 200 Bls. Sepueden utilizar volúmenes mayores para lograr una mayor penetración de la solución depolímero.• Finalmente, se recomienda inyectar crudo o gasoil en el pozo. Esto reduce la saturación deagua en la zona productora de petróleo para mejorar la permeabilidad al crudo en la zona. Use unmínimo de 100 Bls, lo que debe cubrir tanto el volumen de la tubería como un pie de penetraciónen el yacimiento. A pesar de que se prefiere inyectar kerosén u otro hidrocarburo livianorefinado, se puede utilizar menor cantidad si el crudo tiene gravedad mayor o igual a 30° API.• Cierre el pozo de 3 a 5 días para permitir que alcance el equilibrio.4.3.7.7.Recomendaciones después de aplicar el tratamiento• Cerrar el pozo por 5 días (tiempo de remojo).• Abrir el pozo a producción con tasa crítica.• Realizar pruebas de producción y seguimiento del Qo, Qw y RAP durante los primeros tresmeses.• Realizar Gráficos de RAP vs. Producción Acumulada. Evaluación económica, para realizar unbuen seguimiento del comportamiento del pozo y determinar los beneficios de la tecnologíaaplicada cuando no son suficientes los gráficos de producción (tasa de agua y crudo vs. Tiempo),también es necesario el gráfico RAP vs. Np antes y después del tratamiento. Este gráfico permitecuantificar el crudo adicional que se obtiene después de que se realiza una aplicación exitosa. Seconsidera un pozo exitoso en el tratamiento con un agente de control de agua, el que después deltratamiento reduce la producción de agua y mantiene o aumenta la de crudo.135

4.3.8.Análisis económicoSe realizó el análisis económico para evaluar la rentabilidad de la aplicación de geles, perosolo se tomo en consideración el ganancial generado por el incremento de la producción de crudoy no se tomaron en cuenta otras variables asociadas, como lo son reducción de los costos delevantamiento, aumento del volumen disponible para el manejo de producción adicional,reducción de los costos por tratamiento y disposición del agua, disminución de las reservas norecuperables producto del barrido ineficiente, además de alargar la vida del yacimiento.136

CAPITULO VANÁLISIS DE RESULTADOSA continuación se presentan los resultados:5.1.Historias de los pozosSe realizó la actualización de 12 historias del total de pozos de la Región 3 utilizando las basesde datos corporativas para indicar los trabajos realizados en cada pozo en los últimos años, consus respectivas pruebas de producción visualizando la efectividad de los mismos. En los 16 pozosactivos restantes solo fue necesario colocar los valores de las pruebas de producción y cortes deagua de algunos meses, debido a que se encontraban actualizadas.5.2.Análisis PVTEl yacimiento cuenta con 23 estudios PVT provenientes de 7 muestras tomadas de la UnidadB-1 y 16 de B-4. Del total de muestras de la Región 3 se tiene que: 5 pozos no validaron (unamuestra del pozo TOM-7 y el pozo VLG-3878 no cuentan con las pruebas de laboratoriocompletas para realizar la validación, los pozos VLG-3852 y VLG-3840 producían en conjunto74% de B-4 / 26% de B-5 y 58% de B-4 y 42% de B-5 respectivamente y el VLG-3822 fuetomada en superficie y recombinada en laboratorio con 430 PCN/BN que difiere del valor inicialde 349 PCN/BN) y los pozos restantes pertenecen a otras regiones del yacimiento. De loanteriormente expuesto se tiene que resultó satisfactoria la validación del PVT tomado en el pozoTOM 7 en enero de 2001, el cual se encontraba produciendo de las arenas desde B-4.0 hasta B-4.6.5.3.Análisis de presiones62 pozos con probadores de formación en todo el yacimiento, de los cuales 18 pertenecen a laRegión 3. De estos registros se descartaron los que presentaron una restauración bastante lenta yno estabilizaron para tomar un valor de presión confiable. Para cada una de las presiones tomadasse verificó el datum utilizado, donde se observó que en algunos de los pozos que fueronperforados en el inicio de la explotación del yacimiento se tomó un datum de 14600’, siendo el137

utilizado actualmente de 16000’. Se determinó el gradiente de yacimiento con los datos de laTabla 1 y siguiendo el procedimiento descrito anteriormente para obtener:• Densidad del gas a condiciones normales g = 0,0764 Lbs / pie 3 * 0,8235 = 0,0629 Lbs / pie 3• Masa del gas en 1 BN de petróleo = Mg = 0,0764 Lbs / pie 3 * 350 PCN/BN = 26,74 Lbs / BN• Masa de 1 barril de petróleo = (Mo) == 320 Lbs / BN• Masa de 1 barril de petróleo + gas asociado=26,74 Lbs/BN + 320 Lbs/BN =346,9366 Lbs/BN• Petróleo a condiciones de yacimiento = Mo(P,T) = 347 Lbs/BN/1,346 BY/BN = 258 Lbs/BY• Masa de 1 barril normal de agua = Mw = 62,4 Lbs / PC * 5,615 PC / BY * 1 = 350,4 Lbs / BY• Swi 20 %, la densidad de la mezcla será: m = 350,4 Lbs/BY * 0,2 + 258 Lbs/BY * 0,8 = 276Lbs/BY/ 5,615 pie3/BY = 49 Lbs / pie3• El gradiente será = (49 Lbs / pie 3 ) / 144 pulg 2 * pie 3 = 0,342 LpcAdemás se realizó la revisión de los topes de cada una de las subunidades de los pozos deRegión 3, en donde se visualizaron variaciones en las profundidades de 10 a 20’ debido a que seconsideraban topes basados en un estudio anterior. Solo se observó una variación considerable enlas subunidades de B-4.0 y B-4.5 las cuales pasaron a pertenecer a las subunidades inmediatasinferiores. Estos valores de presión fueron llevados al datum con el gradiente calculadoanteriormente y utilizando la desviación de los pozos, para obtener la TVD de cada uno de ellos,teniendo en consideración que 8 pozos son desviados, 20 pozos son verticales, de los cuales 4pozos tienen una variación promedio de 20’ entre las medidas MD y TVD.Se cuenta con 14 presiones estáticas, en las cuales se verificó que los pozos hayan tenido porlo menos 2 días de cierre, que el sensor no tenga más de 6 meses de calibrado para el momento derealizar la medición, que los valores no sean erráticos, que el registrador permaneció estático porlo menos 5 minutos en cada parada para lograr tener una medición confiable y que no seencontraban produciendo en dos o más unidades en conjunto (desde B-1 hasta B-6).Existen 4 pruebas de restauración de presión, de las cuales se cuenta con los resultados enfísico y digital de la realizada en el pozo VLG-3863 y fue validada a través de la evaluación delos períodos de flujo previos al cierre, verificando que se haya tenido el tiempo suficiente paraobtener condiciones de flujo estable, además de revisar los eventos durante la prueba,descartando manipulaciones en la caja de choke ó en la línea de producción, ya que estas podrían138

generar mediciones no asociadas a la respuesta del yacimiento. Se debe tener en consideraciónque la representatividad de las pruebas de restauración de presión en yacimientos estratificados(multi-capa), se ve disminuida debido a que el transiente viajará más rápido por las sub-unidadesde mejores propiedades petrofísicas, generando un comportamiento irregular de la derivada amedida que la respuesta del resto de las sub-unidades afecta al transiente, dificultando de estaforma la interpretación y ajuste de los modelos analíticos. Esto se pudo evidenciar en el registrotomado en el pozo VLG-3863 en julio de 2000, luego de transcurridas 90 horas de la prueba, loque imposibilita el análisis de la misma para tiempos posteriores. A continuación se presenta unresumen de los resultados de dicha prueba:Tabla 2. Resultados de la prueba de restauración de presión del pozo VLG-3863. (Acosta, 2008)POZO FECHA UNIDADDAÑO(S)K(mD)K*H(mD*pie)P (Lpc)A PROF.SENSORVLG-3863 jul-00 B-4 3,5 68,17 9203,98 5920MODELO DEYACIMIENTORadial homogéneolimitado por unsistema de fallassellantes que seinterceptan en 45°.OBSERVACIÓNEl Build up es representativo y estable. Solo se observó alas 91,96 h un incremento abrupto en la tendencia derestauración de presión debido a un aporte diferencial quese tuvo entre las capas de la arena B-4. Imposibilitándoseel poder efectuar algún tipo análisis a partir de este punto.5.4.Análisis de núcleosSiguiendo el procedimiento descrito en el capitulo anterior se obtuvieron las curvas depermeabilidad relativa, los cuales son los parámetros de mayor importancia para el desarrollo deesta investigación. Dichas curvas se presentan en la Figura 50 y Figura 51, donde se puedeobservar los valores de saturación de agua, petróleo y gas críticos.Figura 50. Curva de KoKw promedio, Unidad B-4, Región 3 (VLG-3863). (Acosta, 2008)139

De la curva promedio obtenida, resalta una saturación de agua inicial y de petróleo residual de25 % y 29 % respectivamente. Se puede observar una saturación de corte (punto de intersecciónentre ambas curvas) que esta levemente sobre el 50 % (Sw), lo que es característico de rocas conhumectabilidad intermedia, sin embargo, esto no se pudo comprobar debido a la nodisponibilidad de análisis de humectabilidad (Amott) en este núcleo.Finalmente, fue calculada la curva de permeabilidad relativa gas-petróleo, donde se observa lasaturación de gas crítica 2% y la de petróleo residual 56%. Como se muestra en la Figura 51.Figura 51. Curva de KoKg promedio, Unidad B-4, Región 3 (VLG-3863). (Acosta, 2008)Finalmente fue obtenida la correlación de permeabilidad Absoluta – Permeabilidad EfectivaFigura 52. Correlación Ko-K, Unidades B-1 & B-4. (Acosta, 2008)140

5.5.Datos petrofísicosLas propiedades petrofísicas disponibles en el área fueron obtenidas en los pozos de mayorinterés, es decir aquellos con alta producción de agua y se encuentran resumidas en las tablas 3,4, 5, 6 y 7.Tabla 3. Evaluación petrofísica del pozo VLG-3846. (PDVSA, 2010)Tabla 4. Evaluación petrofísica del pozo VLG-3856. (PDVSA, 2010)Tabla 5. Evaluación petrofísica del pozo VLG-3878. (PDVSA, 2010)SUB-UNIDADANT(pies)ANP(pies)ANE(pies)(ANE)(%)Sh(ANE)(%)Sw(crit)(%)(crit)(%)B-1 300 200 170 15 65 50 10B-2 71 13 12 12 62 50 10B-3 68 10 9 13 70 50 10B-4.1 38 22 22 14 75 50 10B-4.2 179 142 139 13 83 50 10B-4.3 96 12 5 11 65 50 10B-4.4 17 2.5 2 10 60 50 10SUB-K_ANPANP (pies) Vsh_ANP PHIT_ANP PHIE_ANP Sw_ANPUNIDAD(mD)PHITSo_ANPB-4.1 11 0,0514 0,1678 0,1593 0,0954 84 0,1519B-4.1 6 0,1124 0,1314 0,1168 0,2405 29 0,1001B-4.4 4 0,1138 0,1321 0,1178 0,1798 31 0,1099B-4.5 4 0,1988 0,1389 0,1103 0,2683 47 0,1016B-4.5 25 0,122 0,1424 0,1253 0,166 45 0,1194B-4.6 9 0,0761 0,1654 0,153 0,102 79 0,1487B-4.7 4 0,1338 0,1151 0,0997 0,2669 16 0,0844B-4.7 5 0,0649 0,15 0,1402 0,0915 55 0,1377SUB- ANT ANPK_ANPVsh_ANP PHIT_ANP PHIE_ANP Sw_ANPUNIDAD (pies) (pies)(mD)PHITSo_ANPB-4.0 35 24 0,097 0,16 0,14 0,1 112 0,141B-4.1 32 23 0,085 0,15 0,14 0,09 96 0,137B-4.2 51 33 0,136 0,16 0,14 0,07 124 0,149B-4.3 33 22 0,123 0,13 0,12 0,2 59 0,106B-4.4 12 7 0,097 0,15 0,14 0,09 96 0,138B-4.5 64 36 0,124 0,14 0,12 0,13 70 0,121B-4.6 70 52 0,086 0,14 0,13 0,23 65 0,105141

Tabla 6. Evaluación petrofísica del pozo VLG-3884. (PDVSA, 2010)Tabla 7. Evaluación petrofísica del pozo VLG-3908. (PDVSA, 2010)SUB-K_ANPANP (pies) Vsh_ANP PHIT_ANP PHIE_ANP Sw_ANPUNIDAD(mD)PHITSo_ANPB-4.0 32 0,103 0,15 0,13 0,23 103 0,117B-4.1 12 0,220 0,12 0,10 0,37 39 0,077B-4.2 57 0,093 0,14 0,13 0,23 68 0,108B-4.3 14 0,185 0,13 0,10 0,33 46 0,085B-4.4 15 0,068 0,15 0,14 0,29 93 0,106B-4.5 1 0,178 0,13 0,11 0,47 49 0,068B-4.6 0 0,000 0,00 0,00 0,00 0 0,00B-4.7 0 0,000 0,00 0,00 0,00 0 0,00B-4.8 5 0,228 0,11 0,09 0,43 24 0,063SUB-K_ANPANP (pies) Vsh_ANP PHIT_ANP PHIE_ANP Sw_ANPUNIDAD(mD)PHITSo_ANPB-4.0 18 0,109 0,14 0,12 0,25 66 0,104B-4.1 14 0,081 0,14 0,13 0,3 77 0,1B-4.2 7 0,103 0,15 0,13 0,25 88 0,104B-4.3 9 0,168 0,13 0,1 0,31 44 0,087B-4.3 13 0,073 0,15 0,14 0,24 81 0,111B-4.4 8 0,105 0,14 0,12 0,31 66 0,096B-4.4 13 0,097 0,14 0,13 0,3 70 0,0985.6.Registros PLT y de cementaciónSe tomaron los resultados de los registros de producción y se introdujeron en Excel pararealizar gráficos de barras y facilitar la utilización de los mismos, debido a que de manera rápidase pueden observas cuales son las arenas oferentes de agua y estimar su potencial de producción.Además se revisaron los registros de cementación, en donde se observó que los pozos presentanbuena cementación en los intervalos cañoneados, esto se verificó con los registros CBL y VDL,para garantizar que existiese un buen sello de las arenas productoras de agua. Con esto fuedescartada la irrupción de agua de fondo, por conificación o canalización. Siendo más probableque el incremento del corte de agua se origine de arenas intermedias de poco espesor que tambiénson productoras de crudo, como se puede observar en los resultados de los PLT de las tablas 8,10, 11, 12, 13 y 14 para luego construir los gráficos de barras que se encuentran junto a los tablasrespectivas.142

SUB-UNIDADTabla 8. PLT del pozo VLG-3846. (PDVSA, 2010)INTERVALOS Qo QwTOTAL(BPD)%AyS PORLENTE%AyS PORPOZOB-4.0 16800´-16807´ 0 0 0 0 0B-4.0 16818´-16822´ 0 0 0 0 0B-4.0 16830´-16844´ 13 147 160 91,9 10,9B-4.1 16856´-16866´ 359 482 841 57,3 35,9B-4.1 16870´-16882´ 109 0 109 0 0B-4.2 16910´-16922´ 0 548 548 100 40,8B-4.2 16936´-16950´ 0 166 166 100 12,4B-4.2 16954´-16960´ 0 0 0 0 0B-4.3 16976´-16986´ 0 0 0 0 0B-4.4 17018´-17024´ 0 0 0 0 0B-4.5 17036´-17040´ 0 0 0 0 0B-4.5 17044´-17047´ 0 0 0 0 0B-4.5 17058´-17074´ 0 0 0 0 0TOTAL 481 1343 1824 100Figura 53. Registro de producción del pozo VLG-3846. 22/03/2007. (PDVSA, 2010)En el pozo VLG-3846 se observa que se encuentran en producción solo 5 arenas de 13cañoneadas, además la mayoría de ellas presenta alto corte de agua cercano a 74%, para lo cual sehace muy necesario el control de la misma porque el agua puede reducir por completo laafluencia de los lentes de crudo.SUB-UNIDADTabla 9. PLT del pozo VLG-3847. (PDVSA, 2010)INTERVALOS Qo QwTOTAL(BPD)%AyS PORLENTE%AyS PORPOZOB-4.1 15952´-15956´ 281,5 0 281,5 0 0B-4.1 15962´-15980´ 661,4 0 661,4 0 0B-4.2 16012´-16020´ 412,7 0 412,7 0 0B-4.2 16022´-16036´ 2255,3 0 2255,3 0 0B-4.5 16154´-16168´ 49,3 0 49,3 0 0TOTAL 3660,2 0 3660,2 0143

Figura 54. Registro de producción del pozo VLG-3847. 23/06/2007. (PDVSA, 2010)Como se observa en la Figura 54, el pozo no presentaba problemas de agua, estos iniciaron enenero de 2009, tal y como se observa en el segundo PLT, donde el intervalo ofensor de agua esmayormente B-4.2 con 1036 BAPD en 3 lentes cañoneados, de los cuales 898 BAPD son delintervalo inferior junto a 130 BND de crudo. La producción de agua de B-4.2 representa el 72 %del total del pozo. Con esta irrupción el pozo perdió 1000 barriles netos de crudo.Tabla 10. Segundo PLT del pozo VLG-3847. (PDVSA, 2010)SUB-TOTAL %AyS POR %AyS PORINTERVALOS Qo QwUNIDAD(BPD) LENTE POZOB-4.0 15936'-15943' 22,2 21,6 43,8 49,4 1,7B-4.1 15952'-15956' 26,6 6,1 32,8 18,7 0,5B-4.1 15962'-15980' 111,3 34,3 145,6 23,5 2,8B-4.2 15995'-15999' 95,5 58,1 153,7 37,8 4,7B-4.2 16012'-16020' 294,0 79,7 373,7 21,3 6,4B-4.2 16022'-16036' 129,6 898,0 1027,6 87,4 72,4B-4.3 16084'-16089' 46,3 0,0 46,3 0,0 0,0B-4.4 16117'-16128' 10,4 0,0 10,4 0,0 0,0B-4.5 16154'-16168' 174,6 0,0 174,6 0,0 0,0B-4.5 16172'-16176' 29,7 0,0 29,7 0,0 0,0B-4.5 16184'-16192' 15,6 0,0 15,6 0,0 0,0B-4.6 16210'-16238' 319,7 0,0 319,7 0,0 0,0B-4.7 16276'-16283' 82,2 0,0 82,2 0,0 0,0B-4.7 16290'-16314' 238,9 84,3 323,2 26,1 6,8B-4.8 16324'-16326' 17,4 57,7 75,1 76,8 4,6TOTAL 1614,1 1239,9 2853,9 100144

Figura 55. Registro de producción del pozo VLG-3847. 26/06/2009. (PDVSA, 2010)En el caso del pazo VLG-3856 se visualiza claramente que la arena que presenta el problemade agua es la B-4.2 con el 87% del total del pozo, pero también es el intervalo más productor con74% de la tasa total del pozo.SUB-UNIDADTabla 11. PLT del pozo VLG-3856. (PDVSA, 2010)INTERVALOS Qo QwTOTAL(BPD)%AyS PORLENTE%AyS PORPOZOB-4.1 16501´-16516´ 8,5 29,9 38,4 77,8 3,6B-4.1 16520´-16529´ 37 32,9 69,9 47 3,9B-4.2 16563´-16608´ 342 722,5 1064,5 67,9 86,5B-4.4 16690´-16697´ 50,1 49 99,1 49,4 5,9B-4.6 16794´-16803´ 24,2 0,7 24,9 2,8 0,1TOTAL 461,8 835 1296,8 100Figura 56. Registro de producción del pozo VLG-3856. 13/06/2007. (PDVSA, 2010)145

En el pozo VLG-3878 la producción de agua proviene de todas las arenas productoras, lo quedificulta la selección de un control efectivo sin que impacte en gran medida en la tasa deproducción de crudo. Se tiene que el intervalo B-4.0 es el mayor productor de agua. También setiene indicio de que el incremento de presión generado por la columna adicional de agua aportadapor B-4.0 y B-4.1 pueda estar bloqueando el flujo de los intervalos de B-4.1 hacia la base, B-4.2y B-4.3 intermedio.SUB-UNIDADTabla 12. PLT del pozo VLG-3878. (PDVSA, 2010)INTERVALOS Qo QwTOTAL(BPD)%AyS PORLENTE%AyS PORPOZOB-4.0 16754´-16776´ 49,6 188,2 237,8 79,1 45,3B-4.1 16783´-16798´ 233,2 130,4 363,6 35,9 31,4B-4.1 16802´-16806´ 0 0 0 0 0B-4.2 16836´-16848´ 0 0 0 0 0B-4.2 16864´-16878´ 0 0 0 0 0B-4.3 16894´-16901´ 208,9 83,7 292,6 28,6 20,2B-4.3 16904´-16921´ 0 0 0 0 0B-4.3 16916´-16931´ 250 13 263 4,9 3,1TOTAL 741,7 415,4 1157,1 100Figura 57. Registro de producción del pozo VLG-3878. 15/03/2007. (PDVSA, 2010)En la Figura 58 se aprecia que los intervalos inferiores no aportan ningún tipo de fluido apesar que fueron cañoneados en la misma fecha que los intervalos superiores. Se determinó queel intervalo que afecta más al comportamiento del pozo es el tope de B-4.2 de acuerdo a suproporción.146

Tabla 13. PLT del pozo VLG-3884. (PDVSA, 2010)SUB-TOTAL %AyS POR %AyS PORINTERVALOS Qo QwUNIDAD(BPD) LENTE POZOB-4.0 16880´-16900´ 121 214,9 335,9 6 41,8B-4.0 16904´-16916´ 10 64,3 74,3 86,5 12,5B-4.2 16969´-16986´ 46,4 188,8 235,2 80,3 36,7B-4.2 16993´-17034´ 388,3 46,6 434,9 10,7 9B-4.3 17039'-17042' 0 0 0 0 0B-4.3 17045'-17051' 0 0 0 0 0B-4.3 17055'-17088' 0 0 0 0 0TOTAL 565,7 514,6 1080,3 100REGISTRO PLT VLG-3884 17/06/2007QoQw16880´-16900´B-4.016904´-16916´B-4.016969´-16986´B-4.216993´-17034´B-4.217039'-17042'17045'-17051'17055'-17088'B-4.3B-4.3B-4.30 100 200 300 400 500Figura 58. Registro de producción del pozo VLG-3884. 17/06/2007. (PDVSA, 2010)Los niveles más oferentes de agua para el pozo VLG-3908 son B-4.1 y B-4.3 hacia la base.Tabla 14. PLT del pozo VLG-3908. (PDVSA, 2010)SUB-UNIDADINTERVALOS Qo QwTOTAL(BPD)%AyS PORLENTE%AyS PORPOZOB-4.0 17091´-17109´ 35,8 42,9 78,7 54,5 5,8B-4.1 17148´-17162´ 41,1 403,6 444,7 90,8 54,8B-4.2 17191´-17198´ 23,5 2,7 26,2 10,3 0,4B-4.3 17282´-17291´ 55,2 37,4 92,6 40,4 5,1B-4.3 17294´-17307´ 322,2 250,3 572,5 43,7 33,9B-4.4 17316’-17324' 0 0 0 0 0B-4.4 17335'-17348' 0 0 0 0 0TOTAL 477,8 736,9 1214,7 100REGISTRO PLT VLG-3908 15/10/2007QoQw17091´-17109´B-4.017148´-17162´B-4.117191´-17198´B-4.217282´-17291´17294´-17307´B-4.3B-4.317316-17324'17335'-17348'B-4.4B-4.40 100 200 300 400 500 600Figura 59. Registro de producción del pozo VLG-3908. 15/10/2007. (PDVSA, 2010)147

5.7.Datos generales del Yacimiento B-SUP VLG-3729A continuación se presentan los datos generales del Yacimiento B-Superior VLG-3729,correspondiente a las Regiones 1, 2, 3, 4, 5 y 6 (extraídos de los libros oficiales).Figura 60. Datos del Yacimiento B-SUPERIOR VLG-3729. (PDVSA, 2010)Para obtener los valores específicos de las arenas de B-4 del yacimiento se procedió a realizaruna distribución de la producción de acuerdo a las propiedades petrofísicas y los registros deproducción disponibles en los pozos que producen o produjeron en conjunto de dos o másunidades del yacimiento. En la Tabla 15 se presenta la lista de los pozos que has sido cañoneadosy han estado produciendo en más de una unidad, desde A-10 hasta B-6 de la Formación Misoa.Tabla 15. Pozos cañoneados en más de una unidad del Yac. B-Sup. VLG-3729. (PDVSA, 2010)UNIDAD PAUJÍ B-SUP B-INFN° POZO A-10 B-1 B-2 B-3 B-4 B-5 B-61 VLG-3783 X X X X X2 VLG-3819 X X X3 VLG-3822 X X4 VLG-3833 X X5 VLG-3840 X X X6 VLG-3846 X X7 VLG-3851 X X8 VLG-3852 X X9 VLG-3856 X X X10 VLG-3860 X X11 VLG-3862 X X12 VLG-3864 X X13 VLG-3869 X X X14 VLG-3871 X X15 VLG-3872 X X X16 TOM-7 X X X148

Se realizó la distribución de producción por pozo con la relación del producto de lapermeabilidad por espesor entre la viscosidad, ajustada con los registros de producción, con lafinalidad de obtener los valores más representativos, luego se determinó el acumulado depetróleo, agua y gas en cada una de las unidades.En la Tabla 16 se puede observar el resultado para cada unidad del Yacimiento B-SuperiorVLG-3729. Los resultados para las unidades A-10 y B-6 se determinaron de igual forma, pero nose colocaron en la tabla debido a que no son requeridos para el desarrollo del presente estudio porpertenecer a otros yacimientos, Basal Paují VLG-3890 y B-Inferior VLG-3729 respectivamente.Tabla 16. Distribución de la producción de B-1 a B-5. Abril 2010. (PDVSA, 2010)Unidad Np (MMBN) Qo (MBD) Wp (MMBN) Qw (MBD) Gp (MMMPC) Qg (MMPCD)B-1 58,30 16,6 5,2 3,3 11,0 3,8B-2 0,25 0,2 0,1 0,0 0,1 0,0B-3 0,07 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0B-4 322,80 83,4 35,4 13,3 110,9 18,7B-5 8,39 1,4 0,5 0,3 2,9 0,5Total B-Sup 389,81 101,5 41,17 16,9 124,94 235.8.Análisis físico-químicos de agua de formaciónSe validaron los análisis físico-químicos pertenecientes a los pozos de la Región 3 y que seencuentran produciendo de una sola unidad, con esto la población se redujo a 3 de muestras delos pozos VLG-3846, VLG-3847 y VLG-3870. Los resultados se pueden visualizar en las tablas17, 18 y 19, los cuales se utilizaron para construir los gráficos de STIFF correspondientes a lasfiguras 61, 62 y 63, para ser comparados entre ellos, teniendo en consideración los pesosequivalentes de los cationes y aniones. Todo esto con la finalidad de tratar de establecer algunarelación entre el agua producida por estos pozos y verificar si se puede realizar un diagnósticopreliminar para determinar la procedencia del agua.149

Tabla 17. Análisis físico-químico de muestra del pozo VLG-3846. (PDVSA, 2010)ENSAYOS REALIZADOSTITULO RESULTADO UNIDADTemperatura de Laboratorio 76 °FpH 7,9 H+Carbonatos 0,0 ppmBicarbonatos 1436,0 ppmCloruros 1984,0 ppmCalcio 59,9 ppmMagnesio 9,6 ppmDureza total 189,0 ppmSílice 190,0 ppmSulfato 130,0 ppmHierro 2,0 ppmHidróxido 0,0 ppmSodio 1802,9 ppmSólidos disueltos totales 5422,5 ppmSólidos suspendidos N/D ppmAlcalinidad Total 1177 ppmResistividad 1,475 mMho * CDióxido de Carbono 0,0 ppmFigura 61. Diagrama STIFF. Muestra del 13/05/09 del pozo VLG-3846. (PDVSA, 2010)Tabla 18. Análisis físico-químico de muestra del pozo VLG-3847. (PDVSA, 2010)ENSAYOS REALIZADOSTITULO RESULTADO UNIDADTemperatura de Laboratorio 76 °FpH 8 H+Carbonatos 0 ppmBicarbonatos 2018 ppmCloruros 1262 ppmCalcio 49 ppmMagnesio 20 ppmDureza total 204 ppmSílice 130 ppmSulfato 188 ppmHierro 3 ppmHidróxido 0 ppmSodio 1575 ppmSólidos disueltos totales 5112 ppmSólidos suspendidos N/D ppmAlcalinidad Total 1654 ppmResistividad 2 mMho * CDióxido de Carbono 0 ppm150

Figura 62. Diagrama STIFF. Muestra del 15/05/09 del pozo VLG-3847. (PDVSA, 2010)Tabla 19. Análisis físico-químico de muestra del pozo VLG-3856. (PDVSA, 2010)ENSAYOS REALIZADOSTITULO RESULTADO UNIDADTemperatura de Laboratorio 79 °FpH 8,6 H+Carbonatos 38,4 ppmBicarbonatos 1541,0 ppmCloruros 730,4 ppmCalcio 30,5 ppmMagnesio 30,1 ppmDureza total 200,0 ppmSílice 130,0 ppmSulfato 0,0 ppmHierro 0,0 ppmHidróxido 0,0 ppmSodio 977,0 ppmSólidos disueltos totales 3347,4 ppmSólidos suspendidos N/D ppmAlcalinidad Total 1295 ppmResistividad 2,390 mMho * CDióxido de Carbono 0,0 ppmFigura 63. Diagrama STIFF. Muestra del 16/03/07 del pozo VLG-3856. (PDVSA, 2010)151

Como se pudo observar las muestras de los pozos VLG-3846, VLG-3856 y VLG-3847 que seencuentran perforados en la base, al centro y al el tope de la estructura del yacimientorespectivamente, exhiben un comportamiento muy similar, el cual coteja con el patrón de agua deformación. El patrón de agua de formación de Unidad B-1 también es similar.La salinidad característica del área se encuentra en el orden de los 3377 ppm. Por lo descritoanteriormente no se puede concluir si el agua proviene de diferentes formaciones, debido a lasimilitud que presentan las mismas.Adicionalmente se cuenta con 8 análisis de emulsión y viscosidad, con lo cual se observa queen la Región 3 también existen problemas de emulsión de tipo fuerte lo que genera unadisminución de la producción adicional, por el incremento en la viscosidad de las fasesemulsionadas, por lo cual al reducir la producción de agua también se estaría reduciendo elproblema de emulsión.Tabla 20. Viscosidad y emulsión de muestras de agua de Región 3. (PDVSA, 2010)MUESTRAFECHA DETOMA%AGUALIBRE%EMULSION TIPO %AYS VISCOSIDADCPSTEMPERATURA° FVLG - 3856 10-oct-2009 0,4 27,60 F 19 358,9 125,0VLG - 3869 13-oct-2009 0,0 36,00 F 30 140,4 136,0VLG - 3870 13-oct-2009 20,0 60,00 D 80 143,0 107,0VLG - 3878 10-oct-2009 0,3 89,70 F 46 288,5 116,0VLG - 3884 12-oct-2009 0,2 39,80 F 28 89,0 110,0VLG - 3890 13-oct-2009 0,0 70,00 F 58 432,9 140,0VLG - 3895 12-oct-2009 0,2 25,80 F 19 40,2 117,0VLG - 3908 10-oct-2009 1,4 0,00 - 1,4 360,0 125,05.9.Determinación del mecanismo de producciónSe realizó un grafico de presión al datum vs. acumulado de producción de petróleo, donde setrazó la mejor tendencia y se eliminaron 10 datos de presión debido a que se encontraban muyalejados del comportamiento promedio, conformados por 3 estáticas, 4 Build-up y 3 RFTcorrespondientes a los pozos VLG-3841, VLG-3890, VLG3856, VLG-3783, VLG-3852, VLG-3851, VLG-3860, VLG-3822, VLG-3884 y VLG-3861. El número total de datos de presiónvalidados fue de 26, los cuales se observan en la Tabla 21.152

Tabla 21. Pruebas de presión validadas en Región 3. (PDVSA, 2010)N° POZOSTIPO DEPRUEBAFECHAPRESIÓN ALDATUM1 VLG-3783 RFT may-96 72642 VLG3919 RFT dic-97 74903 VLG-3833 RFT nov-98 70274 VLG-3840 RFT dic-98 71815 VLG3847 RFT abr-99 67166 VLG3846 RFT abr-99 74897 VLG3856 RFT may-99 70578 VLG-3852 RFT jun-99 65569 VLG-3860 RFT jul-99 685410 VLG-3861 RFT ago-99 644211 VLG-3859A RFT sep-99 694512 VLG-3864 RFT sep-99 728213 VLG-3863 B.UP jul-00 606014 VLG-3870 RFT ene-01 616315 VLG-3878 RFT abr-01 665316 VLG-3890 RFT ene-02 691817 VLG-3863 EST abr-02 529418 VLG-3886 EST abr-02 577719 VLG-3869 EST jun-02 583320 VLG3846 EST jun-03 595521 VLG-3859A EST dic-03 503322 VLG-3870 EST abr-04 560023 VLG-3878 EST may-06 545324 VLG-3870 EST ago-06 502325 VLG3857 EST feb-07 455526 VLG-3859A EST oct-07 4387Como se observa en la Tabla 21 el último valor de presión es del año 2007, debido a que luegode esa fecha se han tomado 2 presiones estáticas adicionales en diciembre de 2008 en el pozoVLG-3856 y en octubre de 2009 en el pozo VLG-3864, pero la primera se encuentra distanciadade la tendencia de presiones del área y la segunda fue tomada en conjunto con la unidad B-1, porlo que no fueron tomadas en cuenta para realizar el grafico de declinación de presión. VerFigura 64.153

Figura 64. Gráfico de presión vs NP en Región 3. (Autor, 2010)Como se puede observar la Región 3 del yacimiento presenta una declinación de 16 Lpc porcada millón de barril producido, la cual se puede considerar relativamente alta comparada conotros yacimientos. El ajuste de la curva es aceptable.Luego de realizar el grafico se procedió a estimar la presión actual con las reservas de crudorecuperadas hasta mayo de 2010, las cuales se encuentran cercanas a los 260 MMBN,correspondiendo una presión actual promedio de 3710 Lpc.Con los valores de presión y los acumulados correspondientes para la misma fecha se realizóun grafico de la relación de dichos valores de presión divididos entre la presión inicial versus laeficiencia de recobro para compararlo con los patrones establecidos de cada uno de losmecanismos de producción.Se obtuvo como resultado que el mecanismo de producción del yacimiento se encuentradominado mayormente por empuje hidráulico como se aprecia en la Figura 65.154

% P/Pi10080MECANISMO DE PRODUCCIÓN71 Expansión de Roca y Fluidos2 Gas en Solucion3 Empuje por Capa de Gas4 Empuje Hidraulico5 Drenaje Gravitacional6 Compactación7 Región 3Logarítmica (7 Región 3)60440201263500,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0EFICIENCIA DE RECOBRO,%Figura 65. Mecanismo de producción de la Región 3, según patrones. (Autor, 2010)Adicionalmente se realizaron correlaciones para determinar la variación de presión a través decada una de las subunidades de B-4 utilizando los RFT disponibles. Como se observa en la Figura66 la variación entre las sub unidades es poca, lo que se asocia mayormente al efecto uniformeque tiene el acuífero sobre ellas. En la Figura 67 se observa en color azul las sub unidadescontiguas con variación superior a 50 Lpc y en color blanco las que no tienen variación, con loque se puede verificar si existe sello vertical entre las mismas.Figura 66. Correlación de Presión por Sub-Unidad, Unidad B-4, Región 3, 4 y 6. (Acosta, 2008)155

Figura 67. Mapa de diferencia de presiones entre Sub-Unidades, Unidad B-4. (Acosta, 2008)Se puede observar que la diferencia de presión es mayor hacia las sub-unidades superiores B-4.0 a B-4.2 y a medida que se desciende a las sub-unidades inferiores la diferencia de presióndisminuye. Como se explicó anteriormente este efecto es debido a que la acción de soporte queejerce el acuífero es más uniforme entre las subunidades inferiores, por la cercanía al contactoagua petróleo. Además se tiene que en las sub-unidades superiores es mayor la diferencia de laspropiedades, especialmente respecto a B-4.2 por ser la una de las que presenta mejorespropiedades petrofísicas.La diferencia de presión se hace más evidente hacia los pozos que se encuentran en tierra,como se puede observar en la Figura 67 solo existen presiones similares desde B-4.2 a B-4.4.156

Corte de Agua (%)Agua Acum (MMBA)Qg (MPCD)Gas Acum (MMMPCN)Qo (BND)Petroleo Acum (MMBN)Corte de Agua (%)Agua Acum (MMBA)Qg (MPCD)Gas Acum (MMMPCN)Qo (BND)Petroleo Acum (MMBN)5.10. Comportamiento de producciónSe realizaron los gráficos de comportamiento de producción de petróleo, agua y gas para elyacimiento y para cada uno de los pozos de estudio, para visualizar de manera general la fechaestimada en la que se ha incrementado el corte de agua, analizando esto junto a la historia de lostrabajos realizados para verificar si el incremento se debe a una actividad específica, a unacondición mecánica o a la acción natural del acuífero fluyendo preferencialmente por canales demayor permeabilidad. Los comportamientos de producción fueron graficados con la ayuda de laaplicación OFM. En la Figura 68 se visualiza el comportamiento de todo el yacimiento y en laFigura 69 se encuentra solo el de la Región 3.125000YACIMIENTO: B-SUP VLG3729103844.021BND40010000032075000500002500001988 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 102401608006000023495954.600PCND15045000300001500001988 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 101209060300250.16650201510501988 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10Fecha403020100Figura 68. Comportamiento de producción del Yacimiento B-Sup. VLG-3729. (Autor, 2010)80000YACIMIENTO: B-SUP VLG372940968.140BND2406000018040000200001206001996 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 100300009231808.109PCND7524000601800012000600001996 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 104530150750.283306045301501996 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10Fecha24181260Figura 69. Comportamiento de la Región 3 del Yacimiento B-Sup. VLG-3729. (Autor, 2010)157

Corte de Agua (%)Agua Acum (MBA)Qg (MPCD)Gas Acum (MMMPCN)Qo (BND)Petroleo Acum (MMBN)Corte de Agua (%)Agua Acum (MBA)Qg (MPCD)Gas Acum (MMMPCN)Qo (BND)Petroleo Acum (MMBN)El pozo VLG-3846 inició su producción en el año 1999 con 3000 BND 0% AyS. Luegopresentó elevado corte de agua alrededor de 70% tan solo tres años después, momento para elcual la producción de crudo se mantenía bastante baja. El pozo permaneció cerrado y ha tenidoun incremento constante del corte de agua, hasta lograr ubicarse en 50% actualmente.3750YACIMIENTO: B-SUP VLG3729POZO: VLG3846711.233BND5.030004.02250150075001999 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 103.02.01.00.02500363366.667PCND2.520002.01500100050001999 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 101.51.00.50.0750.49910006045301501999 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10Fecha8006004002000Figura 70. Comportamiento de producción del pozo VLG-3846. (Autor, 2010)En cuanto al pozo VLG-3847 se presentó un caso atípico, debido a que es el único pozo quepresentó un abrupto incremento del corte de agua a pesar de encontrarse ubicado al tope de laestructura del yacimiento, razón por la cual se corrió el PLT para verificar la procedencia de lamisma, observándose que no se podía aislar con los métodos convencionales porque la irrupciónprovenía de B-4.2, la cual también aporta crudo. Con esta irrupción se perdieron 2000 BND,actualmente el pozo se encuentra con 1000 BND y 50% AyS.3750YACIMIENTO: B-SUP VLG3729POZO: VLG38471005.933BND10300082250150075001999 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 1064203000411933.333PCND3.024002.41800120060001999 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 101.81.20.60.0750.49910006045301501999 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10Fecha8006004002000Figura 71. Comportamiento de producción del pozo VLG-3847. (Autor, 2010)158

Corte de Agua (%)Agua Acum (MBA)Qg (MPCD)Gas Acum (MMMPCN)Qo (BND)Petroleo Acum (MMBN)Corte de Agua (%)Agua Acum (MBA)Qg (MPCD)Gas Acum (MMMPCN)Qo (BND)Petroleo Acum (MMBN)El pozo VLG-3856 presentó un comportamiento estable en 1700 BND sin problemas de agua,pero en el año 2007 comenzó a incrementarse el corte de agua hasta 70%, fecha para la cual elpozo no tiene intervención alguna, solo se realizó un año antes un cambio de método y luego uncambio de válvula de gas lift. A causa del problema del agua la producción neta se redujo en1400 barriles diarios. Actualmente produce 320 BND con 20% AyS.3750YACIMIENTO: B-SUP VLG3729POZO: VLG3856320.300BND7.530006.02250150075001999 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 104.53.01.50.05000469200.000PCND3.040002.430002000100001999 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 101.81.20.60.0750.2043756045301530022515075001999 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10FechaFigura 72. Comportamiento de producción del pozo VLG-3856. (Autor, 2010)Inicialmente el pozo contaba con una tasa de 6000 BND y a partir del año 2005 se inicio elincremento del corte de agua a tan solo meses después de la instalación de un equipo de bombeoelectrosumergible, lo que incremento la producción de 3000 a 5000 BND. Con esto se genero unfuerte desbalance de presión en fondo, aumentando la velocidad de los fluidos, lo que pudogenerar la irrupción prematura del agua. Ver Figura 73.7500YACIMIENTO: B-SUP VLG3729POZO: VLG3878385.663BND7.560006.045003000150002001 02 03 04 05 06 07 08 09 104.53.01.50.02500164067.607PCND1.720001.41500100050002001 02 03 04 05 06 07 08 09 101.00.70.30.0750.65720006045301516001200800400002001 02 03 04 05 06 07 08 09 10FechaFigura 73. Comportamiento de producción del pozo VLG-3878. (Autor, 2010)159

Corte de Agua (%)Agua Acum (MBA)Qg (MPCD)Gas Acum (MMMPCN)Qo (BND)Petroleo Acum (MMBN)Corte de Agua (%)Agua Acum (MBA)Qg (MPCD)Gas Acum (MMMPCN)Qo (BND)Petroleo Acum (MMBN)En cuanto a los pozos VLG-3884 y VLG-3908 que se encuentran ubicados estructura abajodel yacimiento y fueron colocados a producción el 2004 y 2007 respectivamente. Se observa quedesde el inicio de sus producciones se dio el incremento abrupto de agua en los primeros meses,esto debido a que se encuentran más cerca al contacto agua petróleo y fueron abiertos aproducción sin determinar la tasa de producción máxima permisible para evitar la irrupciónprematura de agua. En la actualidad el corte de agua se mantiene en el orden de 34 y 68 %respectivamente. Ver siguientes figuras:800YACIMIENTO: B-SUP VLG3729POZO: VLG3884582.700BND1.26000.94002000.60.302004 05 06 07 08 09 100.050066900.000PCND0.3754000.30030020010002004 05 06 07 08 09 100.2250.1500.0750.000750.33750060453015400300200100002004 05 06 07 08 09 10FechaFigura 74. Comportamiento de producción del pozo VLG-3884. (Autor, 2010)2000YACIMIENTO: B-SUP VLG3729POZO: VLG3908190.503BND0.6016000.48120080040002007 08 09 100.360.240.120.001250377435.165PCND0.2010000.1675050025002007 08 09 100.120.080.040.00900.678750756045306004503001501502007 08 09 10FechaFigura 75. Comportamiento de producción del pozo VLG-3908. (Autor, 2010)5.11.Gráficos de ChanEn la herramienta OFM existe una extensión para realizar los gráficos de Chan. Estos fueronrealizados para los pozos que se encuentran en estudio, con la finalidad de compararlos con los160

patrones descritos anteriormente, para estimar las posibles causas de la irrupción de agua, entrelas cuales se encuentran conificación, comunicación mecánica, canalización, adedamiento,barrido normal del yacimiento, entre otras. Los gráficos se pueden observar en las siguientesfiguras:Pozo: 007WHVLG3846 1-1Yacimiento: B-SUP VLG372910 1 Dias de Produccion Acumulado10 010 -110 -210 -310 -4007WHVLG3846 1-110 -5Relacion Agua PetroleoRAP.Mensual.FitRAP DerivadaRAP Derivada Fit10 -610 50 100 500 1000 5000 10000Figura 76. Gráfico de Chan del pozo VLG-3846. (Autor, 2010)En la Figura 76 se observa al final del periodo una tendencia en la derivada bastante similar ala incidencia de una zona de alta permeabilidad, pero en la comparación general con los patronesse visualiza un posible adedamiento, lo que es confirmado por el registro de producción. Encuanto a la Figura 77 presenta un comportamiento que refleja flujo proveniente de las cercaníasdel pozo, lo que se puede verificar al observar los mapas de burbuja debido a una posiblecanalización en la dirección sur-oeste a través del pozo VLG-3852.Pozo:Yacimiento:007WHVLG3847 1-1B-SUP VLG372910 1 Dias de Produccion Acumulado10 010 -110 -210 -310 -410 -5007WHVLG3847 1-110 -6Relacion Agua PetroleoRAP.Mensual.FitRAP DerivadaRAP Derivada Fit10 -710 50 100 500 1000 5000 10000Figura 77. Gráfico de Chan del pozo VLG-3847. (Autor, 2010)161

En cuanto al pozo VLG-3856 se observa en la Figura 78 que en los primeros 6 años deproducción un efecto de barrido normal del yacimiento y luego se observa el dominio del efectode adedamiento pero no completamente pronunciado debido a que las arenas productoras en estepozo son de bajo potencial, lo que genera una menor canalización del agua hacia el pozo.Pozo:Yacimiento:007WHVLG3856 1-1B-SUP VLG372910 1 Dias de Produccion Acumulado10 010 -110 -210 -310 -4007WHVLG3856 1-110 -5Relacion Agua PetroleoRAP.Mensual.FitRAP DerivadaRAP Derivada Fit10 -610 50 100 500 1000 5000 10000Figura 78. Gráfico de Chan del pozo VLG-3856. (Autor, 2010)De igual forma que en el caso anterior se visualiza en la Figura 79 un barrido normal en elprimer año de producción y luego se observa la influencia generada por el adedamiento.Pozo:Yacimiento:007WHVLG3878 1-1B-SUP VLG372910 1 Dias de Produccion Acumulado10 010 -110 -210 -310 -410 -5007WHVLG3878 1-110 -6Relacion Agua PetroleoRAP.Mensual.FitRAP DerivadaRAP Derivada Fit10 -710 50 100 500 1000 5000 10000Figura 79. Gráfico de Chan del pozo VLG-3878. (Autor, 2010)162

En la Figura 80 del pozo VLG-3884 no se observa un patrón claramente definido, más bien seobservan algunas etapas en el mismo, tal vez esto de deba a que en sus inicios este pozo fuesometido a tres de pruebas de inyectividad con agua, lo que pudo haber generado algunoscambios en la cercanía del pozo. A pesar de esto se observa un barrido normal con influencia deuna zona de alta permeabilidad, lo que contribuye a la estratificación de los flujos (adedamiento).Pozo:Yacimiento:007WHVLG3884 1-1B-SUP VLG372910 2 Dias de Produccion Acumulado10 110 010 -110 -210 -3007WHVLG3884 1-110 -4Relacion Agua PetroleoRAP.Mensual.FitRAP DerivadaRAP Derivada Fit10 -51 10 100 1000 10000Figura 80. Gráfico de Chan del pozo VLG-3884. (Autor, 2010)Para el caso de la Figura 81 se visualiza un posible adedamiento influenciado por una zona dealta permeabilidad.Pozo:Yacimiento:007WHVLG3908 1-1B-SUP VLG372910 1 Dias de Produccion Acumulado10 010 -110 -210 -3007WHVLG3908 1-1Relacion Agua PetroleoRAP.Mensual.FitRAP DerivadaRAP Derivada Fit10 -410 50 100 500 1000 5000 10000Figura 81. Gráfico de Chan del pozo VLG-3908. (Autor, 2010)163

Con la misma herramienta también se realizaron mapas de burbujas para las tres fases paraobservar cual es la variación de las mismas a través del yacimiento.FECHA:2010/042675000'2700002725002750002775001059000 1059000VLG3861VLG381913331036VLG3872 VLG37831953VLG3913208VLG3833VLG384731601057500 100610575000'22170'0' VLG3852 VLG3840VLG38951816 1447VLG3863 VLG3895VLG3869VLG38711870 1628 2019 VLG38892977TOM0018TOM0010VLG3822VLG38681586TOM0013VLG385621031056000 218 1939 VLG3886TOM0007 16880'1056000320VLG3870 760TOM0016VLG38601094VLG3859A1072000885427VLG3864VLG3881VLG38460' 0'0'7111054500VLG3851VLG3878VLG3884 VLG39083860'10545000'0'583VLG3890191-17380'1470'1053000 1053000Tasa Real de Petroleo ( bls/d )-17380'0 3000 60000' 0'0'1051500 1051500267500270000272500275000 0'277500Figura 82. Mapa de burbuja de la tasa de petróleo. (Autor, 2010)FECHA:2010/042675000'2700002725002750002775001059000 1059000VLG3861VLG381942VLG3872 VLG3783VLG391312VLG3847VLG3833 21057500 5010575000'10'0' VLG3852 VLG3840VLG3895422VLG3863 VLG3895VLG3869VLG3871223VLG38892TOM0018TOM0010VLG3822VLG38682TOM0013VLG3856661056000 67 1 VLG3886TOM0007 540'105600020VLG3870 2TOM0016VLG386049VLG3859A8533170VLG3864VLG3881VLG38460' 0'0'501054500VLG3851VLG3878VLG3884 VLG3908660'10545000'0'34VLG389068-17380'720'1053000 1053000Corte de Agua ( % )-17380'0 50 1000' 0'0'1051500 1051500267500270000272500275000 0'277500Figura 83. Mapa de burbuja del corte de agua. (Autor, 2010)164

FECHA:2010/042675000'2700002725002750002775001059000 1059000VLG3861VLG3819126168VLG3872VLG3783VLG3913477936VLG3847VLG3833 791057500 41210575000'910'0' VLG3852 VLG3840VLG3895171 893VLG3863 VLG3895VLG3869VLG3871167 254 774 VLG3889204TOM0018TOM0010VLG3822VLG386894TOM0013VLG38565381056000 18 269 VLG3886TOM0007 3640'1056000469VLG3870 33TOM0016VLG3860163VLG3859A46928785582VLG3864VLG3881VLG38460' 0'0'363VLG3851VLG38780'1054500 VLG3884 VLG390816410545000'673770'VLG3890-17380'0'1181053000 1053000Tasa Real de Gas ( M )-17380'0 750 15000' 0'0'1051500 1051500267500270000272500275000 0'277500Figura 84. Mapa de burbuja de la relación gas petróleo. (Autor, 2010)5.12.Determinación de la tasa críticaPara realizar la determinación de la tasa crítica se utilizó la correlación obtenida por Dietz,para la cual se requiere contar con varios datos de yacimiento para cada pozo, los cuales seresumen en la Tabla 22.Tabla 22. Datos para el cálculo de la tasa crítica del pozo VLG-3846. (Autor, 2010)DATOSDatum16000 PiesP @ datum 3710 LpcaAPI 25 °Temperatura 295 °Tope16800 PiesBase17074 Piesk0,1 DGrad. Pres 0,342 Lpc/pieBuzamiento 6 °kro0,6504 Adimkrw0,1 AdimSalinidad 0,4315 %4315,4 mg/LLa presión se obtuvo del análisis de declinación de presión, la gravedad API del últimoanálisis de crudo realizado, la temperatura de los registros de gradiente geotérmico, el tope, la165

ase y la permeabilidad de los intervalos de la evaluación petrofísica, el gradiente de presión fuecalculado anteriormente, el buzamiento fue suministrado por geología, las permeabilidadesrelativas fueron tomadas de los análisis realizados al núcleo del pozo VLG-3863 y la salinidadfue determinada por análisis físico-químicos. Luego de obtener dichos valores se procedió acalcular algunas variables antes de la determinación de la tasa crítica, como se observan en laTabla 23.Tabla 23. Cálculos iníciales para el pozo VLG-3846. (Autor, 2010)CALCULOS INÍCIALESγw1,003 Adimγo0,904 Adimh274 piesÁrea539232 pie2Presión4030 LpcaGrad T0,0128 °F/pieμo1,716 cpsμw0,23 cpsβo1,39 BY/BNμw10,19 cpsA106,01 AdimB-1,11 AdimEl procedimiento se realizó para todos los pozos en estudio, y se utilizaron los resultados paracalcular la tasa crítica de cada uno de ellos. Se debe tener en consideración que los pozosanalizados ya presentan alto corte de agua y esto no se puede revertir por medio del control de latasa. Por lo cual no se puede hablar de tasa crítica sino de tasa de mantenimiento, es decir que secálculo la tasa recomendable de producción para evitar que la producción de agua sigaincrementando. A continuación se presentan los datos y los resultados de los cálculospreliminares para los demás pozos:Tabla 24. Datos y cálculos iníciales para el pozo VLG-3847. (Autor, 2010)DATOSCALCULOS INÍCIALESDatum 16000 Pies γw 1,002 AdimP @ datum 3710 Lpca γo 0,893 AdimAPI 26,9 ° h 390 piesTemperatura 295 ° Área 767520 pie2Tope 15936 Pies Presión 3755 LpcaBase 16326 Pies Grad T 0,0128 °F/piek 0,1 D μo 1,699 cpsGrad. Pres 0,342 Lpc/pie μw 0,22 cpsBuzamiento 6 ° βo 1,39 BY/BNkro 0,6504 Adim μw1 0,19 cpskrw 0,1 Adim A 106,62 AdimSalinidad 0,3568 % B -1,11 Adim3567,6 mg/L166

Tabla 25. Datos y cálculos iníciales para el pozo VLG-3856. (Autor, 2010)DATOSCALCULOS INÍCIALESP @ datum 3710 Lpca γo 0,907 AdimAPI 24,5 ° h 302 piesTemperatura 296,63 ° Área 594336 pie2Tope 16501 Pies Presión 3933 LpcaBase 16803 Pies μo 1,710 cpsk 0,05575 D μw 0,22 cpskro 0,6504 Adim βo 1,39 BY/BNkrw 0,1 Adim μw1 0,19 cpsSalinidad 0,2249 % A 107,70 Adim2248,9 mg/L B -1,12 AdimTabla 26. Datos y cálculos iníciales para el pozo VLG-3878. (Autor, 2010)DATOSCALCULOS INÍCIALESP @ datum 3710 Lpca γo 0,919 AdimAPI 22,5 ° h 177 piesTemperatura 284 ° Área 348336 pie2Tope 16754 Pies Presión 3998 LpcaBase 16931 Pies μo 1,714 cpsk 0,089 D μw 0,24 cpskro 0,6504 Adim βo 1,39 BY/BNkrw 0,1 Adim μw1 0,20 cpsSalinidad 0,4315 % A 106,01 Adim4315,4 mg/L B -1,11 AdimTabla 27. Datos y cálculos iníciales para el pozo VLG-3884. (Autor, 2010)DATOSCALCULOS INÍCIALESP @ datum 3710 Lpca γo 0,883 AdimAPI 28,7 ° h 208 piesTemperatura 294 ° Área 409344 pie2Tope 16880 Pies Presión 4047 LpcaBase 17088 Pies μo 1,717 cpsk 0,0855 D μw 0,23 cpskro 0,6504 Adim βo 1,39 BY/BNkrw 0,1 Adim μw1 0,19 cpsSalinidad 0,4315 % A 106,01 Adim4315,4 mg/L B -1,11 AdimTabla 28. Datos y cálculos iníciales para el pozo VLG-3908. (Autor, 2010)DATOSCALCULOS INÍCIALESP @ datum 3710 Lpca γo 0,903 AdimAPI 25,2 ° h 257 piesTemperatura 310 ° Área 505776 pie2Tope 17091 Pies Presión 4127 LpcaBase 17348 Pies μo 1,721 cpsk 0,06 D μw 0,22 cpskro 0,6504 Adim βo 1,39 BY/BNkrw 0,1 Adim μw1 0,18 cpsSalinidad 0,4315 % A 106,01 Adim4315,4 mg/L B -1,11 Adim167

Utilizando la ecuación propuesta por Dietz y una hoja con las correlaciones diseñada en excel,se obtuvieron los resultados presentados en la Tabla 29, los cuales al compararse con las tasas deproducción actual reducen la producción total de 3197 BND a 2940 BND es decir que con laimplementación de las tasas de mantenimiento se estarían perdiendo 157 BND para los 6 pozos,es decir, tan solo el 5% de la producción actual por controlar la tasa para evitar el incremento delcorte de agua en los mismos, ayudando a alargar la vida del yacimiento, logrando así recuperarmás de 150 MMBN de reservas en la región 3 del yacimiento.Tabla 29. Tasas de mantenimiento de producción para los pozos en estudio. (Autor, 2010)TASAPOZOVLG-3846 VLG-3847 VLG-3856 VLG-3878 VLG-3884 VLG-3908Actual 711 1006 320 386 583 191Mantenimiento 599 858 304 430 495 253Adicionalmente el diseño de la hoja de Excel ayudo a realizar la estimación de las tasascriticas de forma probabilística a través de la herramienta Crystall Ball. Se consideró unadistribución normal para las variables que presentan mayor porcentaje de variación. Se tomócomo aceptable la realización de 10000 intentos en promedio para obtener la tasa. Ver resultadosa continuación:Figura 85. Cálculo probabilístico de la tasa crítica para el pozo VLG-3846. (Autor, 2010)Figura 86. Cálculo probabilístico de la tasa crítica para el pozo VLG-3847. (Autor, 2010)168

Figura 87. Cálculo probabilístico de la tasa crítica para el pozo VLG-3856. (Autor, 2010)Figura 88. Cálculo probabilístico de la tasa crítica para el pozo VLG-3878. (Autor, 2010)Figura 89. Cálculo probabilístico de la tasa crítica para el pozo VLG-3884. (Autor, 2010)Figura 90. Cálculo probabilístico de la tasa crítica para el pozo VLG-3908. (Autor, 2010)169

Como se visualiza en la Tabla 30 los resultados obtenidos se encuentran muy cercanos a loscalculados anteriormente de forma determinística, con lo cual se verifican y corroboran losvalores de las tasa estimadas.Tabla 30. Tasas probabilísticas para el mantenimiento de la producción. (Autor, 2010)POZOTASA VLG-3846 VLG-3847 VLG-3856 VLG-3878 VLG-3884 VLG-3908Mantenimiento 589 817 322 430 507 2685.13.Factibilidad de inyección de gelesSe determinó la factibilidad de inyección de geles a través de la metodología, ensayos yanálisis realizados por González (10) en un área ubicada al sureste de la región. Se tomaranalgunos de los resultados como referencia para poder establecer algunos criterios que permitandefinir la efectividad del tratamiento utilizado bajo ciertas condiciones y especificaciones. Serealizaron las fases de laboratorio, que comprenden todas las pruebas de desplazamientorealizadas a los núcleos, pruebas de compatibilidad, resistencia, tiempo de gelificación, entreotras. Con los resultados de la prueba se realizaron los cálculos del factor de Resistencia Residualpara ambos fluidos con las permeabilidades efectivas antes y después de la inyección del gel. Segraficaron dichos valores y se presentan en la Figura 91.Figura 91. Resultado de los factores de resistencia residual. (González, 2005)En el grafico se visualiza que la influencia del gel sobre la permeabilidad efectiva al agua es10 veces mayor que al crudo. Además se observa que la permeabilidad al agua puede ser reducidamínimo en unas 100 veces lo que incidirá significativamente en la producción de agua de los170

pozos. También se observó que la permeabilidad al petróleo se redujo en un aproximado de 10veces. De acuerdo con esto se concluye que la formulación evaluada muestra un importanteefecto modificador de la permeabilidad relativa.El sistema gelificante está compuesto principalmente por poliacrilamida HT (alta temperatura)a razón de 2,5 Kg/Bl y fenol-formaldehido 4 Kg/Bl. Fueron preparados 2000 cc de la mezclaanterior en agua potable, se ajustó el pH. Luego se colocó 50 cc en las botellas de evaluación a latemperatura de yacimiento. Se montó la muestra de control, para verificar reproducibilidad yrepetitividad. Se monitorearon dichas muestras para estimar la consistencia de gel. Como seobserva en la Tabla 31 la consistencia de gel típica para este tipo de formulación se obtiene encasi 2 días, lo que debe tenerse en cuenta para el momento de la inyección en los pozos.Tabla 31. Tabla de consistencia del Gel. (INTEVEP, 2004)Muestra Consistencia gel Tiempo (horas) ObservacionesControlEnsayoSolución viscosa 2 TurbiaSolución viscosa 4 BlanquecinaGel muy suave altamente móvil 8 idemGel suave móvil 24 idemGel suave moderadamente móvil 48+ idemSolución viscosa 1 Ligeramente TurbiaSolución viscosa 3 TurbiaSolución viscosa 5 BlanquecinaGel muy suave móvil 28 idemGel suave moderadamente móvil 45+ idemEn la siguiente figura se observa el producto inicial y los productos finales de la muestracontrol y la usada en el ensayo dentro del tapón:abcFigura 92. Muestras de a) control, b) de ensayo y c) inicial. (González, 2005)Como referencia adicional se tomaron los resultados obtenidos por Chinchilla y Osorio (7)para yacimiento más someros (+/- 10000’) no consolidados, como Laguna, con mejorespropiedades petrofísicas, porosidad de 27 % y permeabilidad en el orden de 300 mD. Se171

epresentaron en un grafico los valores obtenidos en dicho estudio y se pueden ver en la Figura93.2500200015001000RRFwRRFo50000 0,2 0,4 0,6 0,8 1Q cc/minFigura 93. Resultados obtenidos en laboratorio. (Chinchilla y Osorio, 2007)Como se puede observar para yacimientos con estas características se obtienen factores deResistencia Residual mayores, con lo que se podría reducir unas 1000 veces la permeabilidad alagua y unas 100 veces la permeabilidad al agua, con lo cual se puede observar que la relaciónentre las RRF para los dos fluidos esta en el orden de 10. Debido a esto se confirma que parapermeabilidades altas el resultado es aun mejor, debido a que los diferenciales entre laspermeabilidades antes y después de gel serán mayores. De acuerdo a los resultados obtenidosanteriormente se tiene que la reducción de la permeabilidad relativa al agua es alta, al igual quepara el crudo, 90% y 99% respectivamente, por lo que en algunos casos se reducirá por completola producción de los dos fluidos, dependiendo de la permeabilidad absoluta del intervalo.5.13.1.Diseño del tratamiento de gel5.13.1.1.Calculo del volumen de gel a inyectarSe determina en función de los pies perforados y del radio de penetración requerido a través dela siguiente ecuación:2Vgel 0.56* h*r p* * s wEc. 75Para tratamientos matriciales entre 5’ y 10’ (productores) o entre 10’ y 15’ (inyectores) pies depenetración dependiendo de la permeabilidad aunque otros autores establecen entre 50’ y 60’para pozos productores y mayor a 60’ para pozos inyectores. El volumen de gel máximo depende172

de la tasa de bombeo y del tiempo de gelificación. Se realizó el cálculo del volumen de gelnecesario para aislar cada intervalo con alta producción de agua, se tomó en consideración unradio de penetración de 50 pies. Los resultados se presentan resumidos junto a los cálculos de latasa y el tiempo de bombeo.5.13.1.2.Calculo de la tasa de bombeoDepende de la viscosidad del gel y de la presión de fractura del yacimiento. Primero se debedeterminar la presión de inyección para calcular el caudal de inyección y teniendo el volumen deinyección calculado anteriormente se puede obtener el tiempo de bombeo. Estas 3 incógnitas sepueden calcular con las ecuaciones respectivas:PwfmaxFS * P fracEc. 76Qgelmaxk * h(PwfmaxPy) *(gr* Ln(prw)1wr* Ln(e)r )pEc. 77tbombeominVgelQgelmax, tbombeomin tgelificaciónEc. 78El tiempo de bombeo debe ser menor al tiempo de gelificación determinado en laboratorio alas condiciones de yacimiento, para evitar que gelifique antes de ser introducido completamenteen la formación.Para el pozo VLG-3846 se detectaron tres intervalos a aislar con gel, los cuales pertenecen aB-4.0 (16830’-16844’) y B-4.2 (16910’-16922’ y 16936’16950), con lo cual se reducirá laproducción de 860 Barriles de agua por día. No se aislará B-4.1 porque para el momento de lacorrida del PLT se encontraba aportando el 80% del crudo producido por el pozo y como seobservó anteriormente se podría reducir el 90% de dicho aporte. En la Tabla 32 se presentan losdatos utilizados para cada uno de los intervalos a aislar. Ver resultados en la Tabla 33.173

Tabla 32. Datos para calcular volumen, tasa y tiempo de bombeo de gel. (Autor, 2010)B-4.0 B-4.2 B-4.2 Unidadesh 14 12 14 Piesrp 50 50 50 PiesΦ 0,15 0,13 0,09Sw 0,2 0,2 0,5P frac 10000 10000 10000 LpcK 50 20 4 mDP yac 4033 4023 3996 Lpcμgel 0,5 0,5 0,5 cpsrw 0,698 0,698 0,698 Piesμw 0,23 0,23 0,23 cpsre 984 984 984 PiesTabla 33. Resultados de inyección de geles del pozo VLG-3846. (Autor, 2010)RESULTADOS UnidadesVgel 105 78 157 BlsP máx de iny 8500 8500 8500 LpcQgel máx 7855 2699 634 Bls/Dt bombeo min 0,01 0,03 0,25 DíasEl volumen total requerido para aislar los tres intervalos productores de agua del pozo VLG-3846 es de 340 barriles a una tasa máxima de inyección de 7855 B/D lo que requerirá un tiempode bombeo mínimo de 8 horas. De donde se asumió una presión de fractura de 10000 Lpcadebido a que el yacimiento no ha sido fracturado y las máximas presiones alcanzadas en pruebasde inyectividad son de 9000 Lpca. De acuerdo a la experiencia de trabajos de inyección de gelesrealizados en otras áreas se recomienda utilizar tasas de inyección aproximadas a 11% adicional ala tasa de producción bruta de cada pozo. De allí se obtuvo una tasa de bombeo de 1459 B/D paraun tiempo total de bombeo de 6 horas como se puede observar en la Tabla 34.Tabla 34. Resultados de inyección de geles del pozo VLG-3846 con tasa optima. (Autor, 2010)TOTAL POZO VLG-3846Vgel339,6 BlsQgel opt 1459 Bls/Dt bombeo min 5,6 HorasAnálogamente se realizaron los cálculos respectivos para los pozos restantes. En el caso delpozo VLG-3847 se obtuvo un volumen requerido de gel de 154 Bls a bombear en 2 horas, paraaislar 2 intervalos de B-4.2 desde 16012’ a 16036’, reduciendo la producción de agua en un 79%.Tal y como se aprecia en la Tabla 35.174

Tabla 35. Resultados de inyección de geles del pozo VLG-3847 con tasa optima. (Autor, 2010)TOTAL POZO VLG-3847Vgel153,6 BlsQgel opt 2229 Bls/Dt bombeo min 1,7 HorasPara el pozo VLG-3856 el volumen calculado fue de 316 Bls con un tiempo de inyección de17 horas para aislar B-4.2 con el 86% de la producción del agua y 67% de la producción decrudo, lo que debe ser sometido a evaluación porque impactará fuertemente en el potencial delpozo.Tabla 36. Resultados de inyección de geles del pozo VLG-3856 con tasa optima. (Autor, 2010)TOTAL POZO VLG-3856Vgel315,2 BlsQgel opt444 Bls/Dt bombeo min 17,0 HorasEn el caso del pozo VLG-3878 se inyectaran 77 Bls solo en B-4.0, debido a que deinyectarse gel a nivel de B-4.1 se disminuirá el 30% de la tasa de crudo en superficie, lo cual esde importancia considerando que el pozo es de bajo potencial y presenta daños muy elevadosdesde la completación inicial. El tiempo requerido para realizar el bombeo es de 2 horas. VerTabla 37.Tabla 37. Resultados de inyección de geles del pozo VLG-3878 con tasa optima. (Autor, 2010)TOTAL POZO VLG-3878Vgel76,8 BlsQgel opt 1249 Bls/Dt bombeo min 1,5 HorasEn la Tabla 38 se puede observar que se deben inyectar 150 barriles en 4 horas para aislar elintervalo superior de B-4.2. En cuanto a B-4.0 no se puede aislar efectivamente sin afectar elintervalo inmediato inferior debido a que se encuentra a tan solo 4’ de separación. Presenta undaño considerable. Además se debe tener en consideración que el pozo se encuentra buzamientoabajo, con lo que en corto plazo seguirá incrementándose el corte de agua.Tabla 38. Resultados de inyección de geles del pozo VLG-3884 con tasa optima. (Autor, 2010)TOTAL POZO VLG-3884Vgel149,1 BlsQgel opt 976 Bls/Dt bombeo min 3,7 Horas175

En la Tabla 39 se visualiza que en 5 horas se deben inyectar 137 barriles de gel en el pozoVLG-3908 para aislar el intervalo correspondiente a B-4.1 causante del 55% de la producción deagua, con lo que se verá afectado solo el 8% de la producción de crudo. Este pozo tambiénpresenta un daño elevado generado en el momento de la perforación lo que origina su bajopotencial.Tabla 39. Resultados de inyección de geles del pozo VLG-3908 con tasa optima. (Autor, 2010)TOTAL POZO VLG-3908Vgel136,1 BlsQgel opt658 Bls/Dt bombeo min 5,0 HorasFinalmente en la Tabla 40 se presentan los resultados finales esperados luego de la aplicaciónde los geles en base a las pruebas, diagnósticos y cálculos realizados. Se observa un ganancial de659 barriles aplicando la tecnología, con una reducción total aproximada de 1214 BAD. Elincremento en la producción fue determinado a través del análisis nodal de cada pozo,considerando la reducción del peso de la columna del fluido al retirar de la misma los barrilesasociados de agua. Lo que ayuda a reducir los costos por levantamiento, disposición ytratamiento del agua producida.Tabla 40. Resumen de los resultados para la inyección de geles. (Autor, 2010)POZO Q ANTES Q DESPUÉS GANANCIAL RED AGUAVLG-3846 651 723 72 216VLG-3847 1018 1252 234 212VLG-3856 331 583 252 11VLG-3878 371 402 31 404VLG-3884 603 653 50 188VLG-3908 209 229 19 1823183 3842 659 12145.13.2.Aplicación de gel a nivel de campoSe deben considerar algunos factores que influyen en la efectividad del gel. Son altamenteafectados por temperaturas elevadas, teniendo en consideración que el promedio de temperaturadel Yacimiento B-Superior VLG-3729 es de 300°F, se debe tener un buen control en laformulación del gel para garantizar que soporte dichas temperaturas y no se degrade rápidamente.Existen casos reales en el occidente del país en los pozos del área de Motatán, en los cuales sehan utilizado geles exitosamente a una temperatura de 295°F. Se debe contar con un buen estado176

de las perforaciones del cañoneo, por lo que es recomendable efectuar una limpieza química consolventes a los intervalos cañoneados, con la finalidad de obtener mínima restricción lo quepermita que el gel penetre lo suficiente en la formación, hasta alcanzar el radio de penetraciónpreviamente estimado. El fluido debe tener buena movilidad, la cual dependerá directamente dela permeabilidad de la formación, debido a que para arenas con altas permeabilidades serequieren soluciones de mayor diámetro molecular en sus componentes para cubrir en mayorproporción los espacios a tratar, lo que generará mayor viscosidad en el gel. Sin embargo, laelección de un peso molecular elevado puede estar limitada por la compatibilidad o solubilidaddel polímero en el agua de mezclado, o también por la permeabilidad del yacimiento que puederestringir la inyectividad de la solución.También se deben tener en cuenta los intervalos cañoneados y no el espesor de arena, porqueesto trae como consecuencia la sobre-estimación del volumen del producto a bombear (gel +entrecuzadores) incrementando los costos operacionales, además de traer consigo el riesgo detaponar el intervalo a tratar a causa de la saturación de la arena con gel, ya que el va a ocupar losespacios permeables al crudo obstruyendo su paso desde el medio poroso hasta las perforacionesubicadas en la cara de la formación. No se puede determinar con exactitud el tiempo de vida útildel sistema gelificante en el medio poroso, pero si se puede obtener un estimado promedio,porque influyen varios factores presentes en el yacimiento como lo son: la temperatura, contactoscon químicos de la formación, la fricción, entre otros. El gel también tiene un límite de saturaciónde agua, se dice que cuando alcance este límite el sistema declina en su función. Siempre se debetener en cuenta, que después de disminuir la producción de agua, esta relación va a tender ainvertirse con el tiempo, debido a la duración de la vida útil del producto. El tiempo de duraciónpromedio a la temperatura de 295°F es de 12 a 15 meses en el Campo Motatán.5.13.3.Programa operacional generalizado para la aplicación del gel• Movilizar unidades de bombeo, posicionar frente a locación.• Verificar presiones en cabezal y línea de flujo. Es importante el chequeo de las presiones delpozo (tubería y revestidor) antes, durante y después del bombeo, ya que servirá para medir laefectividad del tratamiento.• Definir la máxima expresión de bombeo que puede ser alcanzada durante la ejecución deltrabajo de inyección de gel.177

• Realizar prueba de integridad de tubería con agua tratada + NH4 CL, presurizado hasta unmáximo de 2500 Lpc, durante 15 minutos verificando que no exista comunicación tubería-anular.En caso contrario chequear con asentamiento de dummies y probar de nuevo.• Con equipo de tubería continua colocar tapón de arena hasta 10’ por debajo de la base delintervalo a tratar y bajar empacadura inflable para proteger los intervalos superiores o de serposible se puede colocar doble empacadura inflable para aislar por arriba y por abajo delintervalo a inyectar.• Cerrar brazo de producción, preparar y bombear el volumen en barriles de multigel no sellantede alta temperatura a una tasa menor o igual a 1.0 BPM.• Desplazar la mezcla de multigel no sellante de alta temperatura, bombeando 5 Bls de crudocomo espaciador y continuar con 75 barriles de agua tratada al 6% NH4 CL. Se deben anotar losvalores finales de tasa, volumen inyectado, presión de anular y cabezal.• Cerrar pozo y esperar por tiempo de gelificación.• Desvestir equipo de bombeo.Nota: Informar a sala de producción el estado inicial y final de la inyección. Condiciones finalesde la localización. El personal de producción será encargado de activar el pozo a producción.5.13.4.Evaluación económicaPara realizar la evaluación de un proyecto de inyección de geles en necesario estudiar variosparámetros para generar un estimado del costo del tratamiento y determinar los gastos queahorran si se controla el alto corte de agua. Los costos del tratamiento dependen del tipo deoperación, el tipo de colocación y el volumen a utilizar (El costo por barril de gel ronda los 448Bs.F. dependiendo de la composición base y aditivos).El análisis debe incluir el ganancial generado al incrementar la productividad del pozo por ladisminución del corte de agua, teniendo en consideración la cantidad de barriles que seproducirán en los siguientes 12 a 15 meses luego del tratamiento con gel versus el acumulado deproducción en el mismo tiempo en el caso de no haber realizado la inyección. El ganancial puedeser calculado mediante la siguiente ecuación:Ganancial = ((∆NP) * Precio del Barril * Paridad Cambiaria) - Costo total de la inyecciónDonde:178

Precio del barril de crudo: Es la cotización interna del crudo luego de restarle los costosasociados a la producción y las deducciones de ley, ($/ Bl).Paridad cambiaria: Es el valor equivalente en bolívares del dólar Americano ($), para la ventacomercial del barril de crudo. (Bs. / $).Costo total del tratamiento: Es el desembolso total en bolívares efectuado por el trabajo deinyección de multigel no sellante, por pozo, (Bs.).Ganancial: obtenido luego de la aplicación de los tratamientos, para cada uno de los pozosintervenidos (Bs.).Esta ecuación es muy general, ya que no se toman en cuenta otras variables que entran enjuego como el ahorro por disminución de producción de agua, teniendo en cuenta el costo deproducción, tratamiento y disposición del agua, disminución de costos por volumen de gas delevantamiento para producir los pozos de manera optima.Se empleó la herramienta SEE PLUS para realizar el análisis económico de los trabajos a lospozos. Teniendo en consideración el costo del equipo de tubería continua, de los productos y elaumento de la producción de crudo, se realizo la evaluación de la rentabilidad de la inyección.Donde para el pozo VLG-3846 resulta rentable con un valor presente neto (VPN) de 523,66 M$ yun tiempo de pago de 1,72 años con un incremento en la producción de solo 72 BND. En laFigura 94 se presentan los resultados del análisis económico junto a un gráfico de sensibilidadesde las variables para observar el efecto de cada una en la rentabilidad del trabajo.179

Valor Presene Neto (VPN)V.P.N. vs Desviaciones de las Variables180016001400120010008006004002000-60 -40 -20 -200 0 20 40 60 80 100Desviaciones de las Variables de Impacto (%)Inversion Produccion Precios GastosFigura 94. Análisis económico de la inyección de geles en el pozo VLG-3846. (Autor, 2010)En el caso del pozo VLG-3847 la rentabilidad es aun mayor debido a que el incremento en laproducción estimada se encuentra en el orden de los 234 BND. Con la ejecución de este trabajose obtendrá un VPN de 2631,08 M$ y un tiempo de pago de 0,14 años.180

Valor Presene Neto (VPN)V.P.N. vs Desviaciones de las Variables70006000500040003000200010000-60 -40 -20 0 20 40 60 80 100Desviaciones de las Variables de Impacto (%)Inversion Produccion Precios GastosFigura 95. Análisis económico de la inyección de geles en el pozo VLG-3847. (Autor, 2010)De forma similar es completamente rentable la inyección de geles en el pozo VLG-3856debido a que el incremento de producción de crudo supera los 200 BND, por lo cual se alcanzaun VPN de 2841,76 M$ y un tiempo de pago de 0,13 años. Como se observa el retorno de lainversión es bastante rápido.181

Valor Presene Neto (VPN)V.P.N. vs Desviaciones de las Variables70006000500040003000200010000-60 -40 -20 0 20 40 60 80 100Desviaciones de las Variables de Impacto (%)Inversion Produccion Precios GastosFigura 96. Análisis económico de la inyección de geles en el pozo VLG-3856. (Autor, 2010)En lo que respecta al pozo VLG-3878 no resulto rentable el análisis económico a pesar de quese produzcan unos 31 BND adicionales y que el VPN sea positivo, debido a que el tiempo depago de 4,89 años es demasiado alto para este tipo de trabajo, ya que la duración promedio de losgeles es un año y medio, después de transcurrido este tiempo el pozo tenderá producir con unarelación similar a la que tenía el pozo antes de ser intervenido.182

Valor Presene Neto (VPN)V.P.N. vs Desviaciones de las Variables6005004003002001000-60 -40 -20 -100 0 20 40 60 80 100-200-300Desviaciones de las Variables de Impacto (%)Inversion Produccion Precios GastosFigura 97. Análisis económico de la inyección de geles en el pozo VLG-3878. (Autor, 2010)El pozo VLG-3884 se encuentra en el límite del tiempo de pago, es decir un año y medio. Dela evaluación económica se obtuvo un VPN de 419,79 M$ correspondiente a un incremento en laproducción de 50 BND.183

Valor Presene Neto (VPN)V.P.N. vs Desviaciones de las Variables1400120010008006004002000-60 -40 -20 0 20 40 60 80 100Desviaciones de las Variables de Impacto (%)Inversion Produccion Precios GastosFigura 98. Análisis económico de la inyección de geles en el pozo VLG-3884. (Autor, 2010)Finalmente el caso del pozo VLG-3908 resulta menos rentable que el pozo VLG-3878, debidoa solo se incrementa la producción en 19 BND con la inyección de 136 barriles de gel. De losresultados se tiene que el VPN obtenido es negativo, para lo cual se deberá visualizar, de serfactible, como se pueden disminuir los costos del trabajo o incrementar la producción de crudo.184

Valor Presene Neto (VPN)V.P.N. vs Desviaciones de las Variables3002001000-60 -40 -20 0-10020 40 60 80 100-200-300-400Desviaciones de las Variables de Impacto (%)Inversion Produccion Precios GastosFigura 99. Análisis económico de la inyección de geles en el pozo VLG-3908. (Autor, 2010)Se observa que de los 6 pozos propuestos para la inyección de geles, solo 2 de ellos no sonrentables, debido al bajo incremento en las tasas de producción. Pero se tiene que al realizar los 2trabajos se pueden reducir casi 600 barriles de agua, por esto se puede visualizar la implantaciónde este como un proyecto macro, donde no se evalúe un pozo individual sino todo el yacimientoy se determine la relación costo beneficio con la reducción del corte de agua del área con todaslas ventajas que esto genera.185

CONCLUSIONES• El mecanismo de producción del yacimiento es empuje hidráulico y fue determinado a travésde análisis de declinación.• Se calculó la tasa crítica de producción de agua estableciéndose una reducción de 157 BND decrudo para controlar el incremento del corte de agua en los 6 pozos analizados.• Se realizaron las estimaciones probabilísticas de las tasas críticas con los datos disponiblespara cada pozo, observando un buen ajuste con una variación promedio de 16 BNDcorrespondientes a 3,4%.• Los geles son una solución versátil a la problemática del agua. En este caso se pueden reducir1214 BAD, incrementando la producción de crudo en 21% correspondiente a 659 BND con lainyección de 1174 Bls.• La inyección será rentable en 4 pozos debido a que se genera un VPN de 1604 M$ con untiempo de pago de 11 meses.• Se estableció un procedimiento operacional para la inyección de geles.186

RECOMENDACIONES• Se deben realizar nuevos análisis de núcleos para determinar curvas de permeabilidad relativacon un mejor ajuste a las obtenidas del núcleo del pozo VLG-3863.• Se deben realizar análisis físico-químicos a la mayor cantidad de pozos posibles, paracorroborar la uniformidad en el patrón del agua de formación.• Se debe calcular el caudal crítico de todos los pozos del área para evitar la prematura irrupcióndel agua y la disminución de las reservas recuperadas.• Correr registros de producción luego de realizar la inyección de geles con la finalidad deverificar el aporte de cada intervalo tratado y evaluar la efectividad del gel.• El cálculo del volumen de inyección se debe realizar en base a los intervalos cañoneados y noal espesor de la arena para no generar sobre inyección en el yacimiento, lo que podría ocasionarproblemas adicionales.• Se debe determinar el radio de penetración para los pozos del área, debido a que es necesarioutilizar el más idóneo en cada yacimiento.• Realizar pruebas de laboratorio adicionales, variando la formulación del gel para reducir elefecto en la permeabilidad relativa al crudo.• Evaluar la inyección de geles comparando todos los gastos ahorrados al controlar el aguaversus el costo del tratamiento.187

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