UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS,
PETRÓLEOS Y AMBIENTAL
ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
TESIS DE GRADO
ANÁLISIS COMPARATIVO ENTRE TASAS CRÍTICAS Y
TASAS DE PRODUCCIÓN PARA EL CONTROL DEL AVANCE
DE AGUA EN LOS YACIMIENTOS DE LOS CAMPOS AUCA Y
CONONACO.
TRABAJO QUE SE PRESENTA COMO REQUISITO PARA
OPTAR POR EL TÍTULO DE INGENIERO DE PETRÓLEOS
ANDRÉS MAURICIO FIERRO BÁEZ.
ANDRÉS SEBASTIÁN FRAGA FIGUEROA.
TUTORA: ING. OLGA GUERRERO.
PRIMER MIEMBRO: ING. CÉSAR RUIZ.
SEGUNDO MIEMBRO: ING. BENIGNO TRUJILLO.
Quito, Julio 2009.

DECLARACIÓN DE ORIGINALIDAD
En calidad de miembros del Tribunal de Tesis de Grado designados
por la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y
Ambiental de la Universidad Central el Ecuador, declaramos que el
tema de Tesis:
“ANÁLISIS COMPARATIVO ENTRE TASAS CRÍTICAS Y TASAS DE
PRODUCCIÓN PARA EL CONTROL DEL AVANCE DE AGUA EN LOS
YACIMIENTOS DE LOS CAMPOS AUCA Y CONONACO”, es inédita y fue
completamente elaborada y presentada por los señores: ANDRÉS
MAURICIO FIERRO BÁEZ Y ANDRÉS SEBASTIÁN FRAGA FIGUEROA para
lo cual dejamos constancia de su autenticidad.
_________________________
Ing. César Ruiz.
PRIMER MIEMBRO
_________________________
Ing. Olga Guerrero.
TUTORA.
_________________________
Ing. Benigno Trujillo.
SEGUNDO MIEMBRO

AGRADECIMIENTOS.
Agradezco a DIOS por haberme brindado la fuerza necesaria para
poder culminar con éxito mi carrera universitaria.
También quiero agradecer a la Ingeniera Olga Guerrero, Ingeniero
César Ruiz y al Ingeniero Benigno por la ayuda y conocimientos
aportados en el desarrollo de esta tesis.
Andrés Fierro.

DEDICATORIA
Dedico mi tesis de grado a mi familia, en especial a mis padres Carlos y
Bilma y hermanos Juan Carlos, Lenin y Danny por haberme apoyado
durante todo este tiempo.
Andrés Fierro.

AGRADECIMIENTOS.
A mis padres, hermanos, profesores, amigos y a todas las personas que
de alguna manera estuvieron involucradas en la consecución de este
logro.
También extiendo un agradecimiento sincero a la Ingeniera Olga
Guerrero, al Ingeniero César Ruiz y al Ingeniero Benigno Trujillo por
haber colaborado en la realización y corrección del presente trabajo.
Andrés Fraga.

DEDICATORIA
Esta tesis de grado es un modesto obsequio para mis padres, Galo y
Rosario y hermanos, Galo, Jorge y Rosario, a pesar de no estar en
relación alguna con todos los favores que de ellos he recibido. Todo lo
que sea capaz de producir con mis conocimientos, lo considero en
justicia, de propiedad suya más que mía.
Andrés Fraga.

RESUMEN DOCUMENTAL:
Tesis sobre ingeniería de Petróleos, específicamente Ingeniería de Yacimientos.
El objetivo fundamental realizar un análisis comparativo entre tasas críticas y
tasas de producción para el control del avance de agua en los yacimientos de los
Campos Auca y Cononaco. Problemas identificados: producción excesiva de
agua, sobrexplotación de arenas productoras y deficiencias proyectadas en el
recobro final. La hipótesis dice: analizando comparativamente las tasas críticas
con las tasas de producción se podrá determinar pozos con problemas de
sobrexplotación y determinar causas por las que producen altos volúmenes de
agua. Con estudios referenciales sobre: ubicación de los campos, descripción
estratigráfica, características estructurales, historias de producción, historias de
presión. Con fundamentos teóricos sobre: Intrusión de agua, flujos de agua en
reservorios, orígenes de producción excesiva de agua, técnicas de diagnóstico
de control de agua, conificación de agua, correlaciones para determinación de
tasas críticas de producción de petróleo. Marco metodológico: análisis de
historias de presión de los yacimientos, selección de pozos para el diagnóstico
del control de agua, aplicación y análisis de las técnicas de diagnóstico para
producción excesiva de agua, cálculo de tasas críticas y tiempos de ruptura.
Conclusión general: se refiere a la determinación de los pozos con mayores
problemas de sobrexplotación basándose en las tasas críticas de producción y
las causas que provocan altos volúmenes de producción de agua en dichos
pozos
DESCRIPTORES:
DE YACIMIENTOS>

CATEGORIAS TEMATICAS:
AUTORIZACIÓN:
Autorizamos a la BIFIGEMPA para que esta tesis sea diseminada a través de su
biblioteca virtual por el INTENERT.
Atentamente,
---------------------------------- ----------------------------------
Andrés Fierro Báez Andrés Fraga Figueroa
CI-040148215-3 CI-171573943-7

DOCUMENTAL SUMMARY.
This thesis is focused on Petroleum Engineering, specifically on Reservoir
Engineering. The main purpose is to analyze and compare critical rates with
production rates in order to control water encroachment towards the reservoirs in
Auca and Cononaco Fields. Identified problems: excessive water production,
overproduction from reservoirs and projected ultimate recovery deficiency. The
hypothesis says: by comparatively analyzing critical rates and production rates it
will be possible to determine wells with overproduction problems and causes for
producing large water amount. Supported on referential studies on: location of
fields, stratigraphical description, structural characteristics, production history,
pressure history. Based on theoretical fundamentals about: water intrusion, water
flow in reservoris, origins for excessive water production, techniques for
diagnostic of water control, water coning, correlations to determine critical
production oil rates. Methodological frame: pressure history analysis, selection of
wells to be analyzed and diagnosed, application and analysis or diagnostic
techniques for wells with excessive water production, calculation of critical rates
and breakthrough times. The general conclusion is referred to determination of
wells with serious problems of overproduction based on critical production rates
and causes for large amount of water production in those.
DESCRIPTORS:

THEME CATEGORIES:
AUTHORIZATION:
We allow BIFIGEMPA to disseminate this thesis through its INTERNET virtual
library.
Respectfully,
---------------------------------- ----------------------------------
Andrés Fierro Báez Andrés Fraga Figueroa
CI-040148215-3 CI-171573943-7

CAPÍTULO I.
GENERALIDADES
ÍNDICE
1.1 Introducción………………………………………………………………1
1.2 Ubicación de los campos Auca y Cononaco…………………………4
1.3 Objetivos……………………………………………………………………5
CAPÍTULO II
GEOLOGÍA
Campo Auca
2.1 Descripción Estratigráfica……………...…………………………………7
2.2 Características Estructurales……………………………………………11
Campo Cononaco
2.1 Descripción Estratigráfica ……………...………………………………13
2.2 Características Estructurales……………………………………………16
CAPÍTULO III
YACIMIENTOS
Campo Auca
3.1 Yacimientos Productivos………………………………………………….20
3.2 Parámetros Petrofísicos y de los Fluidos………………………………28
3.2.1 Análisis de las Propiedades de la Roca……………………………28
3.2.2 Análisis PVT de los Fluidos…………………………………………28

3.2.3 Permeabilidades Relativas……………………………………….32
3.3 Condiciones Iniciales de los Reservorios……………………………34
3.3.1 Presión Inicial………………………………………………………34
3.3.2 Temperatura Inicial …………………………………………………35
3.3.3 Contactos Agua-Petróleo……………………………………………35
3.4 Petróleo In Situ……………………………………………………………36
3.5
Reservas……………………………………………………………………….36
Campo Cononaco
3.1 Yacimientos Productivos…………………………………………………37
3.2 Parámetros Petrofísicos y de los Fluidos………………………………43
3.2.1 Análisis de las Propiedades de la Roca……………………………43
3.2.2 Análisis PVT de los Fluidos…………………………………………44
3.2.3 Permeabilidades Relativas…………………………………………47
3.3 Condiciones Iniciales de los Reservorios………………………………49
3.3.1 Presión Inicial…………………………………………………………49
3.3.2 Temperatura Inicial …………………………………………………50
3.3.3 Contactos Agua-Petróleo……………………………………………53
3.4 Petróleo In Situ……………………………………………………………54
3.5
Reservas……………………………………………………………………….54
CAPÍTULO IV

COMPORTAMIENTO DEL CAMPO
4.1 Historia de Producción de los Reservorios Campo Auca…..…………55
4.1 Historia de Producción de los Reservorios Campo Cononaco.………55
4.2 Presión Estática……………………………………………………………61
4.3 Presión de Fondo Fluyente………………………………………………64
4.4
Permeabilidad………………………………………………………………….65
4.5 Daño de Formación………………………………………………………68
4.6 Índice de Productividad…………………………………………………71
4.7 Eficiencia de Flujo…………………………………………………………73
4.8 Historia de Presión de losa Reservorios………………………………74
CAPÍTULO V
PRODUCCIÓN DE AGUA
5.1 Intrusión de Agua…………………………………………………………80
5.1.1 Flujos de Agua en Reservorios……………………………………81
5.1.1.1 Grado de Mantenimiento de Presión…………………………81
5.1.1.2 Condiciones del Límite del Acuífero……………………………82
5.1.1.3 Regímenes de Flujo………………………………………………83
5.1.1.4 Geometría de Flujo.………………………………………………86
5.1.2 Orígenes de la Producción excesiva de Agua…………………….87
5.1.3 Problemas Cercanos del Pozo de Producción Excesiva de Agua88
5.1.3.1 Filtraciones en el Casing………………………………………88

5.1.3.2 Canales Detrás del Casing…………………………………89
5.1.3.3 Ruptura de Barreras……………………………………………90
5.1.4 Problemas que Generan Alta Producción de Agua Relacionados
con el
Reservorio…………………………………………………………………….91
5.1.4.1 Conificación y formación de Crestas…………………………91
5.1.4.2 Canalización por Zonas de Alta Permeabilidad…………….92
5.1.5 Técnicas de Diagnóstico de Producción de Agua………………….93
5.1.5.1 Gráfico de la Historia de Producción…………………………94
5.1.5.2 Gráficos de Curvas de Declinación de la Producción…….95
5.1.5.2.1 Curvas de Declinación……………………………………95
5.1.5.2.1.1 Declinación Exponencial…………………………96
5.1.5.1.2 Declinación Armónica………………………………103
5.1.5.1.3 Declinación Hiperbólica……………………………104
5.1.5.3 Gráficos de Diagnóstico para el Control de Agua (Método de
Chan)…………………………………………………………………………106
5.2 Selección de Pozos para Diagnóstico de Control de Agua…………117
5.3 Conificación de Agua……………………………………………………128
5.3.1 Causas de la Conificación…………………………………………128
5.3.2 Tipos de Conificación………………………………………………130
5.3.3 Conificación en Pozos Verticales…………………………………131
5.3.4 Correlación de Tasas críticas en Pozos Verticales……………132
5.3.5 Correlación para determinación de Tiempos de Ruptura……135

5.4 Curvas de Flujo Fraccional……………………………………………138
CAPÍTULO VI
APLICACIÓN Y ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS DE DIAGNÓSTICO
PARA PRODUCCIÓN EXCESIVA DE
AGUA………………………………………………140
6.1 Aplicación de Técnicas de Diagnóstico para Producción excesiva de
Agua Campo Auca…………………………………..………………………141
6.2 Aplicación de Técnicas de Diagnóstico para Producción excesiva de
Agua Campo Auca…………………………………..………………………156
CAPÍTULO VII
CÁLCULO DE TASAS CRÍTICAS Y TIEMPOS DE RUPTURA
7.1 Tasas de Producción Críticas…………………………………………164
7.1.1 Método de Meyer y Garder………………………………………..164
7.1.2 Método de Schols………………………………………………….165
7.2 Tiempos de Ruptura……………………………………………………166
7.2.1 Método de Sobocinsky y Cornelius………………………………166
7.2.2 Método de Bournazel y Jeanson…………………………………167
7.3 Cálculo de reservas de los pozos seleccionados……………………167
7.4 Tabulación de resultados………………………………………………169

CAPÍTULO VIII
ANÁLISIS DE CURVAS IPR
8.1 Curvas IPR ………………….…………………………………………..172
8.2 Métodos y Ecuaciones………………………………………………….177
8.3 Construcción de Curvas IPR…………………………………………...178
8.4 Diferenciales depresión esperados con las Tasas de Producción
Críticas………………………………………………………………………..196
8.5 Determinación de las Tasas de producción Máxima………………..198
8.6 Comparación de las Tasas Críticas con las Tasas Reales producidas
en el campo………………………………………………………………199
CAPÍTULO IX
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
9.1 Conclusiones………………………………………………………........206
9.2 Recomendaciones………………………………………………………210
9.3 Referencias bibliográficas………………………………………………213

1. GENERALIDADES.
1.1 INTRODUCCIÓN.
CAPÍTULO I.
La existencia de petróleo en el Ecuador se registra desde finales del siglo
XIX aunque hay crónicas anteriores que indican que los indígenas
hablaban de un elemento con las características del petróleo que era
utilizado con fines medicinales.
El primer pozo petrolero en el Ecuador fue perforado en la región Costa
en 1911. En 1967 Texaco Petroleum Company, perforó el primer pozo
comercial en la amazonía. Desde 1972, Ecuador se convierte en un país
petrolero y los recursos para su desarrollo económico y social, en gran
parte, provienen de la producción y venta de hidrocarburos. En los años
siguientes, las mayores obras de infraestructura fueron el Sistema de
Oleoducto Transecuatoriano y la vía a Coca. Hasta 1990, Texaco
Petroleum Company perforó 399 pozos y construyó 22 estaciones de
producción en la región amazónica.
Actualmente Petroecuador, con su filial, Petroproducción, se encuentra a
cargo de la operación de 29 campos en el Oriente, entre los que se
destacan Lago Agrio, Libertador, Sacha, Shushufindi, Auca y Cononaco
por su volumen de reservas y producción.
El pozo descubridor Auca-1 fue completado en marzo de 1970 por Texaco
Petroleum Company. Inicialmente el área donde se encuentra el campo
Cononaco pertenecía a la concesión de las compañías petroleras Pastaza
C.A. y Aguarico S.A. Luego la concesión pasó a manos de Texaco
1

Petroleum Company, que el 26 de octubre de 1972 inició la perforación
del pozo exploratorio Cononaco-1.
La invasión de agua se presenta en yacimientos cuyo mecanismo de
producción es el empuje hidráulico de fondo o lateral, es decir, cuando
existen acuíferos que reaccionan reemplazando cada unidad volumétrica
de petróleo producida por el yacimiento con un suministro igual de agua
para contrarrestar o retardar la declinación de presión en el reservorio
causada por la producción de hidrocarburos.
A nivel mundial la producción excesiva de agua es un problema que
afecta a la mayoría de compañías y les obliga a incurrir en gastos muy
altos asociados a tratamiento, manejo o reinyección de agua de
producción no deseada. El caso ecuatoriano no está apartado de la
realidad mundial puesto que la mayoría de sus reservorios petroleros,
Hollín, Napo y Tena producen bajo empuje de agua. Es decir, el petróleo
es llevado hacia la superficie por la acción de un acuífero lateral o
subyacente que avanza conforme la presión del yacimiento se depleta
como resultado de la producción.
Se considera conveniente el estudio de los campos Auca y Cononaco,
pertenecientes al Área Auca, porque aportan aproximadamente con
21000 barriles de petróleo diarios a la producción total del país. Estos
21000 barriles de petróleo vienen acompañados con más de 18500
barriles de agua. En el caso específico de Auca, los cortes de producción
de agua han aumentado de 15% a 45% desde el año 1983 hasta el 2008,
mientras que en Cononaco el incremento ha ido de 2% a 55% en el
mismo lapso con períodos en los que se ha alcanzado el 70%. Esta
aseveración puede ser corroborada al observarse los gráficos 4.1.2 y
4.1.5 generados en base a datos reales de producción obtenidos del
Departamento de Yacimientos de Petroproducción. En los campos
2

Cononaco y Auca, cuyos yacimientos productivos son Napo T, Napo U,
Hollín y Basal Tena, la producción de agua ha tendido al alza durante los
últimos años. A pesar de que se ha realizado varios trabajos de
reacondicionamiento como cementaciones forzadas o recompletaciones
en los pozos con alta producción de agua, el panorama de incremento de
los BSW se mantiene. Se ha vuelto necesario realizar un estudio que
permita determinar el origen del agua no deseada en los pozos, para
poder, en un futuro, plantear soluciones con sustento técnico que no se
limiten a cementaciones forzadas o cambios de arenas productoras.
La cercanía geográfica, así como, la similitud de evidencia geológica
referente a edades de depositación, litología, potencia de los reservorios,
topes y bases formacionales de las arenas productoras, etc, entre los
campos Auca y Cononaco, sugiere la posibilidad de que podrían estar
produciendo de una estructura común. Es necesario determinar si es
verdad que los campos en cuestión están integrados en subsuelo o
corresponden a dos estructuras diferentes mediante el análisis de datos
históricos de presión o producción
.
El presente trabajo está enfocado en analizar las causas de la invasión de
agua en los campos Auca y Cononaco utilizando técnicas gráficas de
control de diagnóstico que pueden ser aplicadas a partir de datos
históricos de producción.
3

1.2 UBICACIÓN DE LOS CAMPOS AUCA Y CONONACO.
Campo Auca.
El Campo Auca se encuentra ubicado en la parte ecuatoriana de la
Cuenca Oriente, 260 Km. al Oeste de Quito, 100 Km. al Sur de la frontera
con Colombia, pertenece al Corredor Sacha-Shushufindi y está rodeado
por los Campos Sacha, Culebra-Yulebra y Yuca, al Norte; Cononaco al
Sur; Pindo al Este y Puma al Oeste.
El campo está ubicado dentro de las coordenadas geográficas siguientes:
Latitud: entre 0° 34' S y 0° 48' S
Longitud: entre 76° 50’ W y 76° 54' W
En el gráfico 1.2.1 se encuentra un mapa de ubicación en donde el
Campo Auca está enmarcado dentro de un recuadro rojo.
Campo Cononaco.
El campo Cononaco se encuentra en la cuenca sedimentaria de la región
amazónica del Ecuador, está ubicado al suroeste del campo Auca, al
noroeste del campo Tigüino, al este del río Napo y al suroeste de la subcuenca
cretácica Napo, correspondiéndole las siguientes coordenadas
UTM:
9985400 – 9995100 N, y
282700 – 2816100 E.
En el gráfico 1.2.1 se puede ver la ubicación del Campo Cononaco dentro
de un recuadro rojo al sur del Campo Auca.
4

Gráfico 1.2.1 Mapa de ubicación del área Auca.
5

1.3 OBJETIVOS.
Objetivo General.
‐ Realizar un análisis comparativo entre tasas críticas y tasas reales
de producción para el control del avance de agua en los
yacimientos de los campos Auca y Cononaco.
Objetivos Específicos.
- Describir geológicamente a los campos.
- Elaborar una descripción petrofísica del campo a través de la
recopilación de datos referidos a las características de los fluidos y
la roca.
- Determinar el comportamiento actual de los reservorios
-
productores analizando los datos obtenidos de Ingeniería de
Yacimientos.
Conocer las causas y características de la conificación de agua en
pozos verticales.
- Seleccionar un grupo representativo de pozos con altas tasas de
producción de agua en los campos Auca y Cononaco.
- Calcular tasas críticas de producción y tiempos de ruptura para los
pozos seleccionados mediante diferentes métodos.
- Construir curvas de potencial IPR para los pozos seleccionados de
los campos Auca y Cononaco.
- Determinar los orígenes de los problemas de producción excesiva
de agua en los pozos seleccionados en base a la teoría de Chan.
- Analizar la posibilidad de que los campos Auca y Cononaco estén
produciendo de una estructura común.
- Analizar los patrones de avance de agua para los yacimientos de
los campos Auca y Cononaco mediante mapas de contraste de
producción de agua.
6

2. GEOLOGÍA.
CAPÍTULO II.
CAMPO AUCA.
2.1 DESCRIPCIÓN ESTRATIGRÁFICA
Un corte estratigráfico del campo Auca (gráfico 2.1.1) permite observar
que la secuencia geológica del campo es similar a la del resto la región
amazónica del Ecuador.
Los intervalos productores del campo Auca, pertenecen al Cretácico y en
particular a las edades siguientes:
- Edad Albo-Aptiano para la formación Hollín.
- Edad Albiano para la formación Napo T.
- Edad Cenomaniano para la formación Napo U.
- Edad Maastrichtiano para la formación Basal Tena.
El espesor promedio de la formación Hollín es de 400-450 pies, esta
formación ha sido atravesada completamente por muy pocos pozos. El
espesor promedio de las formaciones Napo T, Napo U, y Basal Tena, son
respectivamente de 120, 200 y 40 pies.
Las formaciones Napo U, Napo T y parte de la Hollín fueron depositadas
en ambientes variando de marino a estuario y dominado por un régimen
de mareas.
La secuencia estratigráfica del Campo Auca se encuentra conformada por
niveles de lutitas que desempeñaron el papel de roca-madre durante la
historia de la cuenca y de sello parcial o completo de los reservorios. El
apilamiento de las facies reservorio y roca madre facilito la migración del
crudo desde las zonas de generación hacia las zonas de entrampamiento.
La descripción estratigráfica del campo Auca, ha sido realizada en base a
estudios de los ripios de perforación y los registros de pozos perforados
en la estructura del campo.
7

MESOZOICO
CRETACICO
EDAD
CAMPO AUCA
COLUM NA ESTRATIGRAFICA
MIEMBRO
Gráfico 2.1.1 Columna estratigráfica del Campo Auca.
8
LITOLOGIA
DESCRIPCION
PETROPRODUCCION

Estratigráficamente el campo Auca está representado de abajo hacia
arriba de la siguiente manera:
Carbonífero Superior.
Está representado por la formación Macuma, dentro de los límites del
campo únicamente ha sido encontrado por el pozo Auca N°3. Esta
formación es la más antigua del campo y litológicamente está constituida
por calizas con abundantes fósiles.
Precretácico.
En el campo Auca el precretácico únicamente ha sido atravesado por los
pozos 1, 2 y 3 encontrándolo a las profundidades de 9570 y 9864 pies
(bnm) respectivamente, litológicamente está compuesto de limolitas muy
duras de color gris verdosos, areniscas de grano fino, caolín y trozos de
pirita. En el pozo Auca 2 se encuentran presentes rocas ígneas del tipo
granítico.
Cretácico.
El periodo cretácico es de carácter transgresivo y constituye en la cuenca
el período de mayor importancia desde el punto de vista petrolífero.
Este periodo está representado por las formaciones Hollín y Napo.
Arenisca Hollín Inferior.
La formación Hollín Inferior tiene una potencia de 340 a 400 pies. Hollín
Inferior tiene mayor volumen de petróleo in situ que Hollín Superior. Sin
embargo, su factor de recobro calculado es menor, razón por la cual, su
importancia queda relegada frente a Hollín Superior en términos de
producción.
Esta formación está constituida de una arena cuarzosa limpia con
intercalaciones arcillosas, las arenas tienen un grano fino a grueso, las y
estructuras internas están de tipo estratificación cruzada correspondiente
a un ambiente de depósito fluvio-deltaico.
9

Arenisca Hollín Superior.
La formación Hollín Superior fue atravesada completamente por todos los
pozos, tiene un espesor promedio de 50-60 pies. Los datos de núcleos
muestran una litología compleja en términos de la variación de espesor de
las litofacies y el contenido mineralógico.
El espesor de arena neta varía entre 10 y 40 pies, el máximo espesor se
encuentra en la parte norte el campo (de los pozos Auca 40 hasta Auca
6), en la parte central (de los pozos Auca 32 a Auca 38) y en la parte Sur
(de los pozos Auca 13 a Auca 27), estas zonas están separadas por
niveles con un espesor de 10-20 pies de características de reservorio
débiles que pueden disminuir las comunicaciones dentro del reservorio
Hollín Superior.
Arenisca Basal Napo.
La formación Basal Napo corresponde a unos 60-70 pies de lutitas
depositadas en un ambiente marino profundo, esta lutita indica la
continuación de la trasgresión marina y corresponde a una superficie de
inundación máxima.
Arenisca Napo T.
Se tomaron núcleos en 8 pozos y algunos tienen pequeños intervalos del
reservorio y niveles volcánicos como en los pozos Auca 16 y Auca 30. Los
núcleos indican un conjunto de varias litofacies en las que predominan
lutitas de borde de plataforma marina somera y limolitas y, en menor
cantidad depósitos estuarinos influenciados por marea.
Los pozos ubicados en el Sur del campo Auca como el pozo Auca 14
tienen facies reservorio en la casi totalidad de la formación Napo T
inferior, mientras que los pozos Auca 10, ubicado en la parte norte, y
Auca inyector 5, ubicado en el flanco este, tienen respectivamente
alrededor de 60% y 30% de reservorio.
En Napo T superior el espesor máximo de arena neta de 20-30 pies se
encuentra en la parte sur y central del campo, en la parte norte no existen
10

eservorios excepto en tres pozos ubicados cerca del pozo Auca 2, este
reservorio tiene un pobre potencial de producción.
Arenisca Napo U.
Con el propósito de mejorar la definición de la formación Napo U, se ha
procedido a subdividirla en: U6, U5, U4, U3, U2, U1, de esta manera los
niveles U6, U5, serían correspondientes a U Superior, U4 sería
correspondiente a U Media y U3, U2 y U1 a U Inferior.
La unidad basal de Napo U (U1) está constituida por lutitas marinas que
representan depósitos marinos anóxicos de baja energía y de regular
profundidad.
La unidad U2 está constituida por una alternancia de lutitas, limolitas y de
calizas generalmente arcillosas.
Los núcleos fueron tomados en 6 pozos, en el tope de la unidad U2 y en
las unidades U3 y U4, estos núcleos indican que la mayor parte de las
litofacies de los reservorios son principalmente depósitos fluviales
influenciados por mareas.
La unidad U4 está constituida esencialmente de lutita y limolita, con
frecuentes bioturbaciones, con mala calidad de reservorio, los intervalos
reservorios tienen arena masiva glauconitica.
La arenisca U superior, constituida por las unidades U5 y U6,
corresponde a unidades marinas arcillosas con intercalaciones de arena
sucia, estas unidades no tienen características de reservorio.
2.2 CARACTERISTICAS ESTRUCTURALES.
La estructura del Campo Auca-Auca Sur se presenta como un anticlinal
de 23 Km por 4 Km, elongado según el eje Norte-Sur, ninguna falla
importante se observa por encima de la parte basal de la formación Tena.
En el campo Auca la falla principal tiene un rango promedio de salto entre
10 y 30 pies, con un máximo de 50 pies, en la parte central del campo a
nivel de Napo T, las fallas secundarias tienen un salto menor con valores
en el rango de 5 a 20 pies.
11

En el campo Auca-Auca Sur la estructura fue formada durante el
paleoceno antes de la generación de hidrocarburos.
El modelo de contornos estructurales referido al tope de la arenisca
Hollín se muestra en el gráfico 2.2.1:
Gráfico 2.2.1 Mapa de contornos estructurales al tope de la formación Hollín Campo
Auca.
12

CAMPO CONONACO.
2.1 DESCRIPCIÓN ESTRATIGRÁFICA
En 1972, mediante la perforación del pozo exploratorio Cononaco-1,
Texaco Petroleum Company descubrió el campo Cononaco. Su
perforación se inició el 26 de octubre de 1972 y alcanzó una profundidad
de 11233 pies el 19 de diciembre del mismo año. El pozo penetró 131
pies en la formación Chapiza; los objetivos principales fueron las
areniscas Hollín, “U” principal y “T” principal y como secundario la
arenisca Basal Tena.
Se obtuvo porcentajes de saturación de hidrocarburos muy variables
desde malos hasta regulares en la arenisca T (principal de la formación
Napo) y de regulares a buenos en las areniscas de Hollín.
Las edades de formación de los intervalos productores se mencionan a
continuación, siendo todas ellas pertenecientes al período cretácico:
Edad Albo-Aptiano para la formación Hollín,
Edad Albiano para la formación Napo “T”,
Edad Cenomaniano para la formación Napo “U”.
A través de la descripción de los núcleos tomados en varios pozos, se ha
definido la litología, tamaño de grano, figuras de sedimentación y
ambiente de depósito de los yacimientos Hollín Inferior, Hollín Superior y
“T” Inferior. No se dispone núcleos de las areniscas “U” Superior ni “U”
Inferior. El gráfico 2.1.2 muestra un corte estratigráfico del campo
Cononaco.
13

MESOZOICO
CRETACICO
EDAD
CAMPO CONONACO
COLUMNA ESTRATIGRAFICA
MIEMBRO LITOLOGIA DESCRIPCION
14
PETROPRODUCCION
Gráfico 2.1.2 Columna estratigráfica del Campo Cononaco.

Arenisca Hollín Inferior.
Se ha determinado que la zona tiene un espesor promedio de 539 pies
localizando su base a 11232 pies de profundidad y su tope a 10693 pies.
Litológicamente la Formación Hollín en su parte inferior se halla
constituida por arenisca cuarzosa, transparente, traslúcida de grano fino a
medio, ocasionalmente grueso, subangular a subredondeado
ocasionalmente angular, friable, suelta y asociada a glauconita en la parte
superior.
Arenisca Hollín Superior.
De forma general, la orientación de la zona tiene una tendencia Noreste-
Suroeste con espesores enmarcados dentro de los 60 a los 74 pies que
guardarían estrecha relación con el depósito de facies de zona de barra
de marea, planicie arenosa de marea y canal de marea. Los clásticos se
depositan en mayor cantidad hacia la parte sur del campo (pozo Con-18).
Zona Arenisca T Inferior.
El tipo de roca es una arenisca cuarzosa, transparente, traslúcida, de
grano fino a medio, ocasionalmente grueso, de cemento silíceo.
La deposición en general de la zona guarda una tendencia Noreste-
Suroeste. Los espesores se destacan por su tamaño tanto en la parte
centro de canales de marea (Con-1, Con-13, Con-2 y Con-16), en donde
oscilan entre los 47 y 60 pies de espesor, como en la parte sur en zonas
correspondientes a facies de planicie arenosa de marea (Con-23 y Con-
4) con espesores que van de los 59 a 67 pies.
15

Zona Arenisca U inferior.
Se trata de una arenisca cuarzosa, transparente a subtransparente, grano
fino a muy fino, ocasionalmente grueso, subangular a subredondeada, de
cemento silícico.
En el norte del campo (Con-6 y Con-21) se encuentran espesores de 89 a
93 pies correspondientes a canales de marea. Al centro (Con-11 y Con-
14) y sur (Con-15 y Con-9) del campo los espesores se enmarcan dentro
de los 96 a 98 y 88 a 98 pies respectivamente. La depositación tiende a la
dirección Nornoreste-Sursuroeste.
Zona Arenisca U superior.
La arenisca es cuarzosa, transparente, traslúcida, de grano muy fino a
fino, ocasionalmente grano medio, silíceo, en partes con matriz calcárea,
glauconítica.
La estructura petrolífera a este nivel tiende en la dirección Noreste-
Sursuroeste. Los espesores disminuyen hacia el sur del campo siendo
depósitos de facies de barra arenosa de marea y crecen en el norte
alcanzando rangos de 20 a 22 pies correspondientes a facies de canales
de marea.
2.2 CARACTERISTICAS ESTRUCTURALES.
El campo Cononaco está situado en el lado levantado de una falla
inversa. El reservorio estructuralmente consiste en un anticlinal fallado
asimétrico de dirección preferencial noreste – suroeste de 10 km de largo
por 2 km de ancho promedio, bajo un cierre vertical de 227 ft. La parte
más ancha está en el centro de la estructura y tiende a hacerse más
angosta hacia el norte con cierre al oeste contra una falla inversa sinsedimientaria
de alto ángulo transgresiva dextral. El modelo de contornos
estructurales referido al tope de la arenisca Hollín Inferior se muestra en
el gráfico 2.2.2:
16

17
REF.: GEOLOGIA
ING. J VARGAS V.
FECHA:
DIC- 2006
FIG.5
Gráfico 2.2.2 Mapa de contornos estructurales al tope de la formación Hollín Inferior
Campo Cononaco.

En el gráfico 2.2.3 se puede observar la edad de estructuración del campo
Cononaco
Gráfico 2.2.3 Edades de estructuración del campo Cononaco.
A partir de los mapas de contornos estructurales a los topes de distintas
formaciones se ha podido determinar lo siguiente:
1. El modelo estructural al tope de la zona arenisca Hollín Superior,
presenta una configuración similar al mapa base inicial (mapa de
18

Hollín Inferior), conservando el alto estructural en la parte central
del campo, en los pozos C-3 (-9394’), C-5 (-9403’), C-10 (-9421’) y
C-19 (-9413’).
2. El modelo estructural al tope de la zona arenisca “T” Inferior,
igualmente conserva el alto estructural en la parte central del
campo, en los pozos C-3 (-9238’), C-5 (-9246’) y C-10 (-9258’).
3. El modelo estructural al tope de la zona arenisca “U” Inferior, a
diferencia de los anteriores, conserva el alto estructural en la parte
centro-sur del campo, en los pozos C-3 (-8960’) y C-5 (-8970).
4. El modelo estructural al tope de la zona arenisca “U” Superior,
igualmente conserva el alto estructural en la parte central del
campo, en los pozos C-3 (-8913’), C-5 (-8924’) y C-10 (-8948’).
19

3. YACIMIENTOS.
CAPÍTULO III.
CAMPO AUCA.
3.1 YACIMIENTOS PRODUCTIVOS.
Los yacimientos productores en el campo Auca son: Basal Tena, Napo U,
Napo T y Hollín.
Napo U aporta con el 36.53% de la producción total del campo y Napo T
con el 23.84%. Sumando ambos porcentajes se evidencia que la
Formación Napo es la que produce mayor volumen de hidrocarburos en
comparación con otros yacimientos, 60.36% del total del campo.
La producción de Basal Tena representa el 16.42% y la de Hollín
(incluidas Hollín Superior e Inferior) el 23.22%.
En lo que tiene que ver con producción de agua, el 55% del agua
generada en el campo Auca proviene de Napo (U y T), el 33% de Hollín y
el 12% restante de Basal Tena.
Debido a que un acuífero de fondo muy activo subyace a la formación
Hollín, proporcionalmente la producción de agua respecto a la producción
de petróleo es mucho mayor en dicho yacimiento, en contraste con Napo
y Basal Tena. Esto queda evidenciado con las relaciones agua petróleo
calculadas actualmente que son de 1.35, 0.86 y 0.67 para Hollín, Napo y
Basal Tena respectivamente. Todos estos valores fueron calculados en
base al reporte de producción mensual por pozo y por yacimiento
correspondiente a junio del 2008 proporcionado por el departamento de
yacimientos de Petroproducción.
En la siguiente tabla se muestra un registro histórico de cada pozo que
indica cuando inicia su vida productiva, de que yacimiento produce y
cuando deja de producir:
20

POZO 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
AUC‐1 H H H H H H H H H H H H H H H H H H H HS HS HI HI T T T BT BT BT BT BT BT BT BT
AUC‐2 H H BT BT H H H H H H HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS
AUC‐3 H H H H H H H H H H H H H H H H H H HS HS HS HS HS HS HS T T H H T
AUC‐4 H H H H H H H H H H H H T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T
AUC‐5 H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H
AUC‐6 H H H H H H H H H H H H H H H H H H H BT BT BT BT BT BT BT BT BT BT BT BT BT BT BT
AUC‐7 H H H H H BT H H H H H H H H H H H H H H HS+HI HS+HI HS+HI HS+HI HS+HI HS+HI HS+HI
AUC‐8 NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO H H H H H NAPO NAPO NAPO NAPO U U U U U U U U U U
AUC‐9 H H H H H H H H H H H H H H H H H H H HS HS HS HS HS HS HS HS U U U U U U U
AUC‐10 H H NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO
AUC‐11 H H H NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO T T T T T T T T T T
AUC‐12 NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO U+T U+T U+T U+T T sup. T sup. T sup. T sup.
AUC‐13 NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO U U U T U U U U
AUC‐14 NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO U+T U+T U U U U U U U U U U U U U
AUC‐15 H H H H H H NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO U U U+T U+T U U U U U U U U U U U
AUC‐16 NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO U+T U+T U U U U U U U U U U U U U
AUC‐17 NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO H H H H NAPO NAPO NAPO BT BT BT BT BT
AUC‐18 NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO U+T U+T U+T U+T U+T U+T U+T U U BT BT BT BT BT BT
AUC‐19B NAPO NAPO NAPO NAPO H H H H H H H H H H H H H H H H H T T T T T T T T
AUC‐20 BT BT BT BT BT BT BT BT BT BT BT BT BT BT T T Ts+Ti Ts+Ti Ts+Ti Ts+Ti Ts+Ti Ts+Ti Ts+Ti Ts+Ti Ts+Ti Ts+Ti BT BT
AUC‐21 NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO U+T U+T U+T U+T T T T T T T T T T T T
AUC‐22 NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO T T Ti Ts+Ti Ts+Ti Ts+Ti Ts+Ti Ts+Ti Ts+Ti Ts+Ti Ts+Ti Ts+Ti Ts+Ti Ts+Ti Ts+Ti
AUC‐24 H H H H H H H H H H H H H H HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS
AUC‐25 H H H H H U U U U U U U U U U U U U U
AUC‐26 H H H H HS HS HS HS BT BT BT BT BT BT BT BT BT BT BT
AUC‐27 NAPO NAPO NAPO T T T T T T T T T T T T T T T
AUC‐28 H H H H H H H H H H H U U U U U U U
AUC‐29 H H NAPO U U U U U U U U BT BT BT Ui Ui Ui Ui
AUC‐30 H H H H H T U U U U U U U U U U U U
AUC‐31 H H H H H HS HS HS HS HS HS HS HS HS U U U U
AUC‐32 H H HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS
AUC‐33 NAPO NAPO T T T T T T T T T T T T T T T
AUC‐34 H Hi Hi Hi Hi Hi Hi Hi Hi Hi Hi Hi U U U HS
AUC‐35 H H H H H H H H H H H T T T T T
AUC‐36 Hi Hi Hi HS+HI HS+HI HS+HI HS HS HS HS HS HS HS HS HS
AUC‐37 HS HS HS HS HS HS HS HS HS T
AUC‐38 Hi Hi Hi Hi Hi Hi Hi Hi Hi Hi Hi Hi Hi Hi Hi
AUC‐39 H H H H H H H H H H H H H H H
AUC‐40 Hi Hi Hi Hi Hi T T T T T T T T T T
AUC‐41 U U T T U U
AUC‐42 HS+HI HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS
AUC‐43 T T T T T T T U U U U U U U
AUC‐45 HS HS HS HS HS
AUC‐46 Ui
AUC‐47 H HS HS HS HS HS
AUC‐49 Ti Ti Ti Ti Ti Ti Ti
AUC‐50 BT BT BT BT BT BT Ui
AUC‐51 Hi Hi Hi HS
AUC‐52 Ui Ui Ui
AUC‐53 Hi Hi Hi Hi
AUC‐55 HS HS
AUC‐60D H H H H
AUC‐61 HS HS HS
21

A continuación se presentan gráficos históricos referidos al
comportamiento de los yacimientos productivos del campo Auca.
Reservorio Basal Tena.
La gráfica 3.1.1, correspondiente a caudales de producción de agua,
petróleo y fluido total vs tiempo, indica que la formación Basal Tena inicia
su ciclo productivo en 1981 a tasas cercanas a 200000 barriles de
petróleo anual con baja producción de agua. En 1986 la curva histórica de
rata de producción de agua experimenta un súbito incremento y la
producción de agua después de dos años llega inclusive a superar a la de
petróleo. Esto está corroborado por la curva de BSW vs. Tiempo, descrita
en el gráfico 3.1.2, donde el BSW es superior a 50% en un período que
inicia en 1988 y termina en 1991. El gráfico 3.1.1 muestra además que la
tasa de producción de petróleo se mantiene entre 200 000 y 400 000
barriles anuales hasta el año 2000. Se observa un drástico incremento en
la producción anual de petróleo a partir del año 2000, que en el 2003
alcanza valores superiores a los 800 000 barriles por año. La producción
de agua siempre tiende a crecer y en el año 2003, cuando se ha
alcanzado la mayor producción de petróleo en el yacimiento, se están
produciendo casi 400 000 barriles diarios de agua. En el gráfico 3.1.2 se
puede notar que a partir del año 2002 el BSW crece y para evitar que
alcance límites antieconómicos se trata de reducir la producción de
petróleo del yacimiento, estabilizándola alrededor de los 500 000 barriles
anuales de petróleo. Sin embargo, la producción de agua persiste en su
tendencia incremental al iniciar el año 2007 como lo indica la gráfica 3.1.1.
22

1400000
1200000
1000000
CAUDAL 800000
(STB/AÑO) 600000
400000
200000
0
1980 1985 1990
FECHA
1995 2000 2005
Gráfico 3.1.1 Historial de producción de fluidos. Reservorio Basal Tena. Campo Auca.
100
80
60
BSW (%)
40
20
0
Gráfico 3.1.2 Historial de BSW. Reservorio Basal Tena. Campo Auca.
Reservorio Napo U.
Caudales de producción vs Tiempo.
Campo Auca. Reservorio Basal Tena.
Agua
Petróleo
Total
BSW vs Tiempo.
Campo Auca. Reservorio Basal Tena.
1980 1985 1990
FECHA
1995 2000 2005
El gráfico 3.1.3, correspondiente a caudales de producción de agua,
petróleo y fluido total vs tiempo, indica que el reservorio U comienza a
producir en 1994 a caudales anuales de 750 000 barriles de petróleo
estabilizándose en valores cercanos a 1 200 000 barriles de petróleo
anuales entre 1995 y 2000. Entre 1994 y 2000 la tasa anual de
producción de agua crece a un ritmo constante de 500 000 a 700 000
barriles. A partir del 2001 la tasa de producción anual de petróleo se
vuelve variable, aunque en general, un valor promedio de producción
anual de 1 600 000 barriles podría ser establecido hasta el 2008. La
23

tendencia de la producción de agua es muy parecida a la de petróleo. Esa
similitud en las curvas de producción de agua y petróleo se ve reflejada
en la poca variación de los valores de BSW, gráfico 3.1.4, que se
mantiene en un rango que va de 37% a 40% durante todo el ciclo
productivo del yacimiento.
3000000
2500000
2000000
1500000 CAUDAL
(STB/AÑO)
1000000
500000
100
0
1993 1995 1997 1999
FECHA
2001 2003 2005 2007 2009
Gráfico 3.1.3 Historial de producción de fluidos. Reservorio Napo U. Campo Auca.
80
60
BSW (%)
40
20
0
Gráfico 3.1.4 Historial de BSW. Reservorio Napo U. Campo Auca.
Reservorio Napo T.
Caudales de producción vs. Tiempo.
Campo Auca. Reservorio Napo U.
BSW vs. Tiempo.
Campo Auca. Reservorio Napo U.
Al inicio de la producción del reservorio Napo T, la curva histórica de
caudal de producción de fluido, gráfico 3.1.5, coincide en su forma con la
de petróleo lo que indica que la producción de agua es casi nula entre
24
Agua
Petróleo
Total
1992 1994 1996 1998 2000
FECHA
2002 2004 2006 2008 2010

1986 y 1994 para el reservorio Napo T. En el año 1994 la producción de
Napo T aumenta de 100 000 barriles anuales hasta 1 500 000. Dicho
aumento causa que la rata de producción de agua también se incremente
en torno a valores anuales que van de 100 000 a 500 000 barriles. En el
2005, como se observa en el gráfico 3.1.6, el BSW empieza a crecer de
8% a 20% y para evitar eso se trata de restringir el flujo reduciendo la
producción anual de petróleo de 1 700 000 a 1 200 000 barriles. A pesar
de eso, la tendencia incremental de la producción de agua se mantiene y
para el 2008 es cercana a 300 000 barriles anuales.
2500000
2000000
1500000
CAUDAL
(STB/AÑO)
1000000
500000
100
0
AGUA
Caudales de producción vs. Tiempo.
Campo Auca. Reservorio Napo T.
PETRÓLEO
TOTAL
1985 1990 1995
FECHA
2000 2005
Gráfico 3.1.5 Historial de producción de fluidos. Reservorio Napo T. Campo Auca.
80
60
BSW (%)
40
20
0
BSW vs. Tiempo.
Campo Auca. Reservorio Napo T
1980 1985 1990
FECHA
1995 2000 2005 2010
Gráfico 3.1.6 Historial de BSW. Reservorio Napo T. Campo Auca.
25

Reservorio Hollín Superior.
Con excepción de los dos primeros años, la producción de petróleo del
reservorio Hollín Superior siempre tiende a reducirse hasta el año 2005
(gráfico 3.1.7). Esta restricción en el flujo va orientada a evitar que la
producción de agua sea muy alta y se logra que el BSW se mantenga
dentro de ese mismo período de tiempo en torno al 25% (gráfico 3.1.8).
Aunque la tasa de producción anual de petróleo se duplica de 900 000
hasta 1 700 000 barriles entre 2006 y 2008, la tasa de producción de agua
se triplica de 300 000 a 900 000 barriles anuales en el mismo período
(gráfico 3.1.7), lo que determina que el BSW pase de 20% a 35% (gráfico
3.1.8).
3500000
3000000
2500000
2000000
CAUDAL
(STB/AÑO) 1500000
1000000
500000
0
Caudales de producción vs. Tiempo.
Campo Auca. Reservorio Hollín Superior.
1992 1994 1996 1998 2000
FECHA
2002 2004 2006 2008 2010
Gráfico 3.1.7 Historial de producción de fluidos. Reservorio Hollín Superior. Campo Auca.
100
90
80
70
60
BSW
50
(%)
40
30
20
10
0
BSW vs. Tiempo.
Campo Auca. Reservorio Hollín Superior.
Gráfico 3.1.8 Historial de BSW. Reservorio Hollín Superior. Campo Auca.
26
Agua
Petróleo
Total
1992 1994 1996 1998 2000
FECHA
2002 2004 2006 2008 2010

Reservorio Hollín Inferior.
La tasa anual de producción de petróleo cae a un ritmo bastante rápido
desde 1 000 000 de barriles anuales en 1994 hasta 300 000 barriles en
1999 (gráfico 3.1.9). A partir de ahí, la producción desciende en menor
proporción unos 35 000 barriles por año hasta 2004. En 2004 la
producción anual de petróleo crece aceleradamente hasta registrar
alrededor de 1 100 000 barriles de producción en 2006. La tendencia de
la rata de petróleo vuelve a ser decreciente en los años 2007 y 2008 y se
estabiliza en torno a los 300 000 barriles anuales. La tasa de producción
de agua, por otro lado, tiende a crecer desde el inicio y existen períodos
en los que supera a la producción de petróleo como se puede comprobar
en la curva histórica de BSW (gráfico 3.1.10)
2500000
2000000
1500000
CAUDAL
1000000 (STB/AÑO)
500000
0
Caudales de producción vs. Tiempo.
Campo Auca. Reservorio Hollín Inferior.
1992 1994 1996 1998 2000
FECHA
2002 2004 2006 2008 2010
Gráfico 3.1.9 Historial de producción de fluidos. Reservorio Hollín Inferior. Campo Auca.
100
80
60
BSW (%)
40
20
0
BSW vs. Tiempo.
Campo Auca. Reservorio Hollín Inferior.
Gráfico 3.1.10 Historial de BSW. Reservorio Hollín Inferior. Campo Auca.
27
Agua
Petróleo
Total
1992 1994 1996 1998 2000
FECHA
2002 2004 2006 2008 2010

3.2 PARÁMETROS PETROFÍSICOS Y DE LOS FLUIDOS.
3.2.1 ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES DE LA ROCA.
En el campo Auca, las arenas productoras son: Basal Tena, Napo U,
Napo T y Hollín.
Del estudio de simulación del área Auca se recopiló los siguientes datos
petrofísicos que constan en la tabla 3.2.1.1. Los datos fueron obtenidos
de análisis de roca hechos a núcleos recuperados.
FORMACIÓN Poros. Prom.(arit.) Perm. Prom.(geom.) Sw actual
% Md %
Basal Tena 20.5 3210 ‐
Napo U Sup. 12.4 16.7 40
Napo U Inf. 14.4 76 40
Napo T Sup. 10.9 350 15
Napo T Inf. 12.7 350 15
Hollín Sup. 14.8 104.5 30
Hollín Inf. 15.4 185.8 35
Tabla 3.2.1.1 Datos Petrofísicos de los yacimientos del Campo Auca.
3.2.2 ANÁLISIS PVT DE LOS FLUIDOS.
Para el análisis PVT de los fluidos del campo Auca, se realizaron varios
estudios de laboratorio, los resultados muestran un petróleo con una
presión de saturación que varía entre 175 PSI y 1170 PSI, las medidas
presentan dispersión por lo que no se puede considerar un sistema de
fluidos único en equilibrio de Hollín hasta Basal Tena.
La tabla 3.2.2.1 indica las 13 pruebas PVT que se llevaron a cabo dentro
del campo Auca refiriendo el pozo del que se tomó la muestra y la fecha
de cada análisis. De estas 13 pruebas se seleccionaron cinco, una por
cada reservorio, bajo recomendación del Departamento de Yacimientos
de Petroproducción.
28

Los análisis PVT del campo Auca se presentan de la siguiente manera:
ESTUDIO POZO
1 Por el yacimiento Basal Tena Auca02 (CEPE‐1981)
4 Por el yacimiento Napo U Auca02 (CORELAB‐1973)
Auca24 (CORELAB‐1988)
Auca08 (CEPE‐1975)
Auca08 (Petroproducción‐1996)
4 Por el yacimiento Napo T Auca01 (CORELAB‐1972)
Auca04 (Petroprodución‐1996)
Auca22 (CORELAB‐1998)
Auca12 (CORELAB‐1975)
4 Por el yacimiento Hollín Auca01 (CORELAB‐1972)
Auca11 (CORELAB‐1975)
Auca32 (CORELAB‐1993)
Auca34 (CORELAB‐1993)
Tabla 3.2.2.1 Análisis PVT Campo Auca.
Los gráficos 3.2.2.1 a 3.2.2.6 fueron elaborados en base a los resultados
obtenidos de la prueba PVT hecha a los fluidos del pozo Auca 34
provenientes del yacimiento Hollín Inferior. Se los muestra como un
ejemplo típico.
VOL. REL.
1,8
1,6
1,4
1,2
1
0,8
GRÁFICO PVT VOLUMEN RELATIVO OIL ARENA
HOLLÍN INF. AUC‐ 34
0 1000 2000 3000 4000 5000
PRESIÓN (PSIA)
Gráfico 3.2.2.1 PVT Volumen Relativo Oil Arena Hollín Inf. Auc- 34
29
V/Vsat

Comp. Oil
(*10^‐6)
Bo (B/STB)
Rs (SCF/STB)
1,16
1,14
1,12
1,08
1,06
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
8
7,5
7
6,5
6
5,5
GRÁFICO PVT COMPRESIBILIDAD OIL ARENA HOLLÍN
INF. AUC‐ 34
0 1000 2000 3000 4000 5000
PRESIÓN (PSIA)
Gráfico 3.2.2.2 PVT Compresibilidad Oil Arena Hollín Inf. Auc- 34
1,1
GRÁFICO PVT FACTOR VOLUMÉTRICO OIL ARENA
HOLLÍN INF. AUC‐ 34
Gráfico 3.2.2.3 PVT Factor Volumétrico Oil Arena Hollín Inf. Auc- 34
Gráfico 3.2.2.4 PVT Relación Solubilidad Oil Arena Hollín Inf. Auc- 34
30
comp.oil
0 1000 2000 3000
PRESIÓN (PSIA)
4000 5000 6000
GRÁFICO PVT RELACIÓN DE SOLUBILIDAD OIL ARENA
HOLLÍN INF. AUC‐ 34
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
PRESIÓN (PSIA)
Bo
Rs

Densidad Petróleo
(g/cc)
Viscosidad Petróleo
(CP)
GRÁFICO PVT DENSIDAD OIL ARENA HOLLÍN INF. AUC‐
0,82
34
0,81
0,8
0,79
0,78
0,77
DENS. OIL
0,76
0,75
0,74
12
10
8
6
4
2
0
0 1000 2000 3000 4000 5000
PRESIÓN (PSIA)
Gráfico 3.2.2.5 PVT Densidad Oil Arena Hollín Inf. Auc- 34
GRÁFICO PVT VISCOSIDAD OIL ARENA HOLLÍN INF. AUC‐
34
0 1000 2000 3000 4000 5000
PRESIÓN (PSIA)
Gráfico 3.2.2.6 PVT Viscosidad Oil Arena Hollín Inf. Auc- 34
A continuación en la tabla 3.2.2.2 se indican los valores de viscosidad,
factor volumétrico, densidad y relación gas petróleo referidos a presiones
iniciales, actuales y de saturación en cada yacimiento productor del
Campo Auca.
31
VISC. OIL

BASAL TENA
Presión GOR en solución FVF oil Bo Dens. Oil Visc. Oil
PSI SCF/STB B/STB API Cp
P. inicial = 3563 116 1.1337 20.523
P. actual = 840 116 1.1519 14.729
P. burbuja = 630 116 1.1547 39.45 14.29
NAPO U
Presión GOR en solución FVF oil Bo Dens. Oil Visc. Oil
PSI SCF/STB B/STB API Cp
P. inicial = 4141 84 1.0971 28.895 14.443
P. actual = 1460 84 1.1172 31.81 11.212
P. burbuja = 430 84 1.1348 34.38 10.39
NAPO T
Presión GOR en solución FVF oil Bo Dens. Oil Visc. Oil
PSI SCF/STB B/STB API Cp
P. inicial = 4213 2.94 1.2612 51.111 5.9547
P. actual = 1780 2.94 1.3012 56.42 4.104
P. burbuja = 1170 2.94 1.3117 58.43 3.51
HOLLÍN SUPERIOR
Presión GOR en solución FVF oil Bo Dens. Oil Visc. Oil
PSI SCF/STB B/STB API Cp
P. inicial = 4523 12 1.1086 47.72 4.4216
P. actual = 3750 12 1.1178 49.97 4.1335
P. burbuja = 175 12 1.1525 56.66 3.281
HOLLÍN INFERIOR
Presión GOR en solución FVF oil Bo Dens. Oil Visc. Oil
PSI SCF/STB B/STB API Cp
P. inicial = 4535 8 1.113 49.79 6.203
P. actual = 3920 8 1.1177 50.61 5.91
P. burbuja = 180 8 1.1537 56.47 3.94
Tabla 3.2.2.2 Resultados de los análisis PVT Campo Auca.
3.2.3 PERMEABILIDADES RELATIVAS.
Se realizaron ensayos de desplazamiento por inyección de agua con
cinco muestras tomadas dentro del intervalo de profundidad 10210 a
10230 en el pozo Auca-31 correspondiente a la arena Hollín Inferior.
32

Después de cortadas, estas muestras fueron desplazadas dinámicamente
usando un aceite mineral de petróleo de una viscosidad de
aproximadamente 20 cp a 60ºF. En estas condiciones se estableció una
saturación de agua inicial Swi. Los datos de permeabilidad efectiva al
petróleo ko fueron obtenidos en presencia de saturación de agua inicial.
El petróleo fue dinámicamente desplazado a continuación en cada
muestra con agua salada de 10000 ppm, μ=1,008 cp a 60ºF y se
midieron los volúmenes producidos de petróleo y agua en función del
tiempo. Los resultados obtenidos se resumen en la tabla 3.2.3.1 y están
representados en el gráfico 3.2.3.1 de curvas de permeabilidad relativa:
RESULTADOS PERMEABILIDAD RELATIVA
INTERVALO 10220 10221
Porosidad(%) 8
Sor (%) 12.8
Swi (%) 38.6
Sw Kro Krw
%
38.6 1 0
53.3 0.2805 0.0642
59.6 0.1677 0.0961
64.1 0.116 0.1198
72.4 0.0471 0.1678
78.2 0.0204 0.2108
87.2 0.296
Tabla 3.2.3.1 Resultados de pruebas de permeabilidad relativa Campo Auca.
33

Permeabilidad relativa Agua‐Aceite
1
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
Curvas Perm. Relativa Campo Auca
Prof. promedio: 10220.5 ft
0 20 40 60 80 100
Saturación Fase desplazante (Sw%)
Gráfico 3.2.3.1 Curvas de Permeabilidades Relativas Campo Auca.
3.3 CONDICIONES INICIALES DE LOS RESERVORIOS.
3.3.1 PRESIÓN INICIAL.
De la historia de presión, se tiene los siguientes valores iniciales para
cada yacimiento (tabla 3.3.1.1):
Zona Presión Inicial
34
PSIA
Basal Tena 3563
Napo U 4141
Napo T 4213
Hollín Sup. 4523
Hollín Inf. 4535
Tabla 3.3.1.1 Presión Inicial de los Reservorios Campo Auca.
3.3.2 TEMPERATURA INICIAL.
Históricamente las temperaturas de las arenas productoras del campo
Auca estaban en el orden de 185, 200 y 204°F para Basal Tena, Napo y
kro
krw

Hollín respectivamente. Estas temperaturas fueron tomadas de registros
de pozos a hueco abierto y no fueron corregidas por efectos de
enfriamiento del lodo de perforación.
Todas las pruebas PVT eran corridas a estas temperaturas, luego se
realizaron varias mediciones de presión las cuales emplearon una bomba
electrónica de presión que incluía un termómetro que determinó
temperaturas fluyentes mayores a las históricamente reportadas (tabla
3.3.2.1).
Campo Yacimiento Temp. Yac. (°F)
Auca Basal Tena 215
Napo U 228
Napo T sup 233
Napo T inf 233
Hollín sup 236
Hollín inf 239
Tabla 3.3.2.1 Temperatura de los Reservorios Campo Auca.
3.3.3 CONTACTOS AGUA-PETRÓLEO.
La definición del contacto agua petróleo inicial para cada uno de los
yacimientos se basa en el resultado de los análisis petrofísicos. La
profundidad de los contactos agua-petróleo para el Campo Auca se
describen en la tabla 3.3.3.1:
Reservorio Prof. CAP
35
Ft
Basal Tena 8100
Napo U 8870
Napo T 9120
Hollín 9300
Tabla 3.3.3.1 Profundidad de los contactos agua petróleo Campo Auca.

Yacimiento Petróleo in situ
3.4 PETRÓLEO IN SITU.
Los volúmenes de petróleo original in situ calculados mediante el método
volumétrico se presentan en la tabla 3.5.1.
3.5 RESERVAS.
En la tabla 3.5.1 se resumen las reservas calculadas en el Campo Auca
mediante método volumétrico a diciembre del 2008.
Factor de
Recobro
Resumen de reservas campo Auca.
Reservas
probadas
Reservas
probables
36
Reservas
totales
Producción
acumulada
Reservas
remanentes
STB % STB STB STB STB STB %
FR actual
Basal-Tena 141,006,079 19.5 27,496,185 27,496,185 8,482,208 19,013,977 6.015491
Napo U 324,891,563 30.1 97,792,360 2,600,000 100,392,360 57,067,984 40,724,376 17.56524
Napo T 351,726,117 29.4 103,407,478 4,300,000 107,707,478 55,630,637 47,776,841 15.816465
Hollin
Superior
200,120,852 44.8 89,654,142 89,654,142 54,282,670 35,371,473 27.124944
Hollin Inferior 244,154,511 17.8 43,459,503 15,600,000 59,059,503 22,815,183 20,644,320 9.3445675
TOTAL 1,261,899,122 28.67 361,809,668 22,500,000 384,309,668 198,278,682 163,530,987 15.71272
Tabla 3.5.1 Resumen de Reservas Campo Auca.

3.1 YACIMIENTOS PRODUCTIVOS.
CAMPO CONONACO.
Como se mencionó en el capítulo anterior, el pozo exploratorio Cononaco-
1, perforado en 1972 por Texaco, obtuvo valores muy variados de
saturación de hidrocarburos en las arenas objetivo, que fueron Napo “U”,
Napo “T”, Hollín y Basal Tena. Actualmente los reservorios que
contribuyen a la producción del campo Cononaco son: Hollín, tanto
superior como inferior, Napo “U” y Napo “T”, cuyas edades de formación
son pertenecientes al período cretácico.
El yacimiento que contribuye con la mayor parte del volumen de
producción de hidrocarburos es Hollín (59%). El 41% complementario es
producido por Napo tanto U como T.
El 75% de la producción total de agua del campo proviene de Hollín y el
25 % de Napo. Cabe destacar que Hollín inferior, por si solo, aporta con
más del 50% del total de agua generada en el campo. Naturalmente, la
relación agua petróleo actual de agua para Hollín supera a la de Napo. En
Hollín se produce 1.01 barriles de agua por cada barril de petróleo
mientras que en Napo 0.47. Todos los datos antes mencionados fueron
calculados en base al reporte de producción mensual por pozo y por
yacimiento correspondiente a junio del 2008 proporcionado por el
departamento de yacimientos de Petroproducción.
La tabla 3.1.2 que se muestra a continuación indica un registro histórico
de cada pozo indicando cuando inicia su vida productiva, de que
yacimiento produce y cuando deja de producir:
37

POZO 1972 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Con‐1 H H H H H H H H H H H H HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI
Con‐2 H H H H H H H H H H H HI HI HS+HI HS+HI HS+HI HS HS HS HS HS T T
Con‐3 H H H H H H H H H H HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI
Con‐4 H H H H H H H H H H HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS
Con‐5 H H H HI HI H H U
Con‐6 NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO NAPO U U U U U U U U U
Con‐7 H H H H H H H H H H HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS+HI HS+HI HS+HI HS+HI
Con‐8 H H H H H H H H H H H HI HI HI HI HI HI HS HS HS HS HS HS HS HS
Con‐9 H H H H H H H H H H HS HS HS HS HS HS HS HS HS U U U U U U
Con‐10 H H H H H H H H H H H H H H HS
Con‐11 H H H H H H H H H HI HI HS+HI HS+HI HS+HI HS+HI HS+HI U+T U+T U+T U+T
Con‐12 H H H H H H
Con‐12B HI HI HS+HI HS+HI HI
Con‐13 H H H H H H H H H H H H HI HI HI HI HI HI
Con‐14 H H H H H H H H H H H H H HS T T T T
Con‐15 H H H H H H H H H H H H H H H H H H
Con‐16 H H H HI HI HI HI HI HI HI HI HI T T T T T
Con‐17 H H HI HI HI HI HI HI HI HI
Con‐18 H H H HI HI HI HI HI HI HI HI HI HS HS+HI HS+HI HS+HI HS+HI
Con‐19 H H H HI HI HI HI HI HI HI HI
Con‐20 H H H H H H H H H H H H H T T
Con‐21 HI HI HI HI HI HI HI HI HI T T T T T
Con‐22 T T T T
Con‐23 H T T T HS HS T T T
Con‐24 HS+HI HS+HI HI HI HI HI HI HI HS+HI HS+HI HI HI HI
Con‐25 HI HI HI HI HI HI HI HS HS HS HS HS
Con‐26
Con‐27 T T T H+T H+T H+T H+T H+T
Con‐28 HS HI HI T
Con‐29 HI HI HI HI HI HI
Con‐30D HI
Con‐31 HI HI HI HI HI HI
Con‐32 HI HI HI HI
Con‐33 HI HI HI HI
Con‐34 HI HI HI HI
Con‐35 H+T H+T H+T
Tabla 3.1.2 Registro histórico de perforaciones y años de producción de los pozos del Campo Cononaco.
38

A continuación se presentan gráficos históricos referidos al
comportamiento de los yacimientos productivos del campo Auca.
Reservorio Napo U.
El reservorio Napo U en el Campo Cononaco produjo en dos períodos
diferentes. En el primero, entre 1994 y 1997, la producción de petróleo fue
baja, sin exceder los 75 000 barriles por año (gráfico 3.1.11). La
producción de agua en este período no fue mayor a 30 000 barriles
anuales y el BSW se estabilizó alrededor del 30% (gráfico 3.1.12).
En el segundo período, entre 2004 y 2008, se alcanza un pico de 270 000
barriles por año y el agua no excede los 50 000 barriles anuales. El BSW
está alrededor de 20% para este período.
350000
300000
250000
200000
Caudal
(STB/AÑO)
150000
100000
50000
0
Caudales de Producción vs Tiempo.
Campo Cononaco. Reservorio U
Agua
Petróleo
Total
1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010
Fecha
Gráfico 3.1.11 Historial de producción de fluidos. Reservorio Napo U. Campo Cononaco.
39

100
80
60
BSW (%)
40
20
0
1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010
Fecha
Gráfico 3.1.12 Historial de BSW. Reservorio Napo U. Campo Cononaco.
Reservorio Napo T.
BSW vs Tiempo .
Campo Cononaco. Reservorio U.
El reservorio Napo T produjo 44 000 barriles de petróleo en el año 1994
con un BSW menor al 1% (gráficos 3.1.13 y 3.1.14). El flujo se reanuda en
el año 2004 con una rata anual de 530 000 barriles aproximadamente. La
tendencia del petróleo siempre es decreciente y la del agua incremental.
A fines del 2006, el caudal del agua es mayor que el de petróleo y el BSW
excede 50%.
700000
600000
500000
Caudal 400000
(STB/AÑO) 300000
200000
100000
0
Caudales de Producción vs Tiempo.
Campo Cononaco. Reservorio T.
Agua
Petróle
o
Gráfico 3.1.13 Historial de producción de fluidos. Reservorio Napo T. Campo Cononaco.
40
BSW
1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010
Fecha

100
80
60
BSW (%)
40
20
0
1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010
Fecha
Gráfico 3.1.14 Historial de BSW. Reservorio Napo T. Campo Cononaco.
Reservorio Hollín Superior.
BSW vs Tiempo.
Campo Cononaco. Reservorio T.
En el período que va desde 1996 hasta 2002, la rata de petróleo se
mantuvo entre 600 000 y 800 000 barriles anuales (gráfico 3.1.15). En el
año 2003 se registra un pico cercano a 1 200 000 barriles de producción
anual que comienza a descender hasta un valor mínimo de 322 000
barriles correspondiente al año 2008. La rata de producción de agua
siempre tendió a crecer existiendo épocas en las que superó a la de
petróleo. Los valores de BSW fueron del orden del 50% (gráfico 3.1.16).
1800000
1600000
1400000
1200000
Caudal 1000000
(STB/AÑO) 800000
600000
400000
200000
0
Caudales de Producción vs Tiempo.
Campo Cononaco. Reservorio Hollín Sup.
Gráfico 3.1.15 Historial de producción de fluidos. Reservorio Hollín Superior. Campo
Cononaco.
41
Agua
BSW
Petróleo
Total
1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010
Fecha

100
80
60
BSW (%)
40
20
0
BSW vs Tiempo.
Campo Cononaco. Reservorio. Hollín Sup.
1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010
Fecha
Gráfico 3.1.16 Historial de BSW. Reservorio Hollín Superior. Campo Cononaco.
Reservorio Hollín Inferior.
La semejanza entre las formas de las curvas históricas de producción de
agua y de fluido total en el gráfico 3.1.17 indica que el fluido predominante
en la producción del reservorio Hollín Inferior es el agua. La tasa de
producción anual se mantuvo estable entre 1 400 000 y 1 800 000 barriles
anuales hasta el 2007 cuando baja a aproximadamente 1 000 000 de
barries. La gráfica de BSW (gráfico 3.1.18) indica que la producción de
agua es superior a la de petróleo en varios períodos del ciclo productivo
del yacimiento y la tendencia a futuro es al alza.
6000000
5000000
4000000
Caudal
(STB/AÑ0) 3000000
2000000
1000000
0
Caudales de Producción vs Tiempo.
Campo Cononaco. Reservorio Hollín Inf.
Agua
Petróleo
Total
1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010
Fecha
Gráfico 3.1.17 Historial de producción de fluidos. Reservorio Hollín Inferior. Campo
Cononaco.
42

100
80
60
BSW (%)
40
20
0
BSW vs Tiempo.
Campo Cononaco. Reservorio Hollín Inf.
1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010
Fecha
Gráfico 3.1.18 Historial de BSW. Reservorio Hollín Inferior. Campo Cononaco.
3.2 PARÁMETROS PETROFÍSICOS Y DE LOS FLUIDOS.
3.2.1 ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES DE LA ROCA.
En el campo Cononaco, las arenas productoras son: Napo U, Napo T y
Hollín.
Del estudio de simulación del Campo Cononaco se recopiló los siguientes
datos petrofísicos que constan en la tabla 3.2.1.2. Los datos fueron
obtenidos de análisis de roca hechos a núcleos recuperados.
FORMACIÓN Poros. Prom. (arit.) Perm. Prom. (geom.) Sw actual
% Md %
Napo U Sup. 14.3 405 32.5
Napo U Inf. 16.13 942 25.6
Napo T Sup. 16.7 1083.3 42.92
Napo T Inf. 15.93 880.45 25.92
Hollín Sup. 12.22 147.52 51.74
Hollín Inf. 16.01 742.5 46.05
Tabla 3.2.1.2 Datos Petrofísicos de los yacimientos del Campo Cononaco.
43

3.2.2 ANÁLISIS PVT DE LOS FLUIDOS.
Para el campo Cononaco se disponen de cinco pruebas PVT. La muestra
de una de las pruebas fue tomada bajo producción simultánea de Hollín
Superior e Inferior. Considerando que los yacimientos Hollín Superior e
Inferior no están comunicados, dicha prueba se desecha. Cada una de las
otras pruebas corresponde a los yacimientos U, T, Hollín Inferior y Hollín
Superior.
La tabla 3.2.2.3 contiene un resumen de las pruebas PVT disponibles
para el campo Cononaco indicando la fecha de la prueba, el pozo
muestreado y el reservorio referido:
Pozo Con‐1 Con‐1 Con‐4 Con‐22 Con‐21
Fecha de
muestreo 23/12/1972 05/08/1982 27/07/1985 01/08/1995 01/08/1995
Yacimiento HS+HI U HS T HI
Tabla 3.2.2.3 Propiedades PVT Campo Cononaco.
Los gráficos 3.2.2.6 a 3.2.2.12 fueron elaborados en base a los resultados
obtenidos de la prueba PVT hecha a los fluidos del pozo Con-21
provenientes del yacimiento Hollín Inferior. Los gráficos se muestran
como un ejemplo típico.
44

Vol. rel.
Comp.oil * 10^‐6 (PSIA^‐1)
Bo (B/STB)
1,6
1,4
1,2
1
0,8
0,6
0,4
0,2
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
0
GRÁFICO PVT VOLUMEN RELATIIVO OIL ARENA
HOLLÍN INF. Con‐21
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
Presión (PSIA)
Gráfico 3.2.2.7 PVT Viscosidad Oil Arena Hollín Inf. Con- 21.
GRÁFICO PVT COMPRESIBILIDAD OIL ARENA
HOLLÍN INF. Con‐21
0 1000 2000 3000
Presión (PSIA)
4000 5000
Gráfico 3.2.2.8 PVT Compresibilidad Oil Arena Hollín Inf. Con- 21.
1,16
1,14
1,12
1,1
1,08
1,06
GRÁFICO PVT FVF OIL ARENA
HOLLÍN INF. Con‐21
0 1000 2000 3000
Presión (PSIA)
4000 5000 6000
Gráfico 3.2.2.9 PVT Factor Volumétrico Oil Arena Hollín Inf. Con- 21.
45
V/Vsat
Comp. oil
Bo

Rs (SCF/STB)
ρo(g/cc)
Gráfico 3.2.2.10 PVT Relación Solubilidad Oil Arena Hollín Inf. Con- 21.
4
3,5
3
2,5
2
1,5
1
0,5
0
14
12
10
8
6
4
2
0
0,81
0,79
0,78
0,77
0,76
0,75
0,74
GRÁFICO PVT RELACIÓN DE SOLUBILIDAD OIL ARENA
HOLLÍN INF. Con‐21
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
0,8
Presión (PSIA)
GRÁFICO PVT DENSIDAD OIL ARENA HOLLÍN INF. Con‐21
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
Presión (PSIA)
Gráfico 3.2.2.11 PVT Densidad Oil Arena Hollín Inf. Con- 21.
GRÁFICO PVT VISCOSIDAD OIL ARENA
HOLLÍN INF. Con‐21
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
Gráfico 3.2.2.12 PVT Viscosidad Oil Arena Hollín Inf Con- 21.
46
Rs
Dens. oil
Visc. oil

A continuación, en la tabla 3.2.2.4, se indican los valores de viscosidad,
factor volumétrico, densidad y relación gas petróleo referidos a presiones
iniciales, actuales y de saturación en cada yacimiento productor del
Campo Cononaco.
NAPO U
Presión GOR en solución FVF oil Bo Dens. Oil Visc. Oil
PSI SCF/STB B/STB API Cp
P. inicial = 4312 56 1.1056 8.28
P. actual = 2570 56 1.1169 6.89
P. burbuja = 620 56 1.1325 40.27 5.48
NAPO T
Presión GOR en solución FVF oil Bo Dens. Oil Visc. Oil
PSI SCF/STB B/STB API cp
P. inicial = 4458 126 1.1685 35.36 15.34
P. actual = 3100 126 1.1789 36.87 12.89
P. burbuja = 820 126 1.2127 41.7 9.35
HOLLÍN SUPERIOR
Presión GOR en solución FVF oil Bo Dens. Oil Visc. Oil
PSI SCF/STB B/STB API cp
P. inicial = 4565 33 1.1558 2.95
P. actual = 4020 33 1.1624 2.83
P. burbuja =155 33 1.1983 63.32 2.12
HOLLÍN INFERIOR
Presión GOR en solución FVF oil Bo Dens. Oil Visc. Oil
PSI SCF/STB B/STB API cp
P. inicial = 4678 12 1.0872 46.17 3.449
P. actual = 4510 12 1.0896 46.54 3.426
P. burbuja = 58 12 1.145 58.36 1.842
Tabla 3.2.2.4 Resultados de pruebas PVT Campo Cononaco.
3.2.3 PERMEABILIDADES RELATIVAS.
Las características de las permeabilidades relativas agua petróleo fueron
determinadas en 7 muestras correspondientes al intervalo 10503-10540 a
partir de datos de pruebas de desplazamiento por inyección de agua en
muestras tomadas del reservorio Hollín proveniente del pozo Con-4.
Después de cortadas, estas muestras fueron desplazadas dinámicamente
47

usando un aceite mineral de petróleo de una viscosidad de
aproximadamente 8 cp a 60ºF. En estas condiciones se estableció una
saturación de agua inicial Swi. Los datos de permeabilidad efectiva al
petróleo ko fueron obtenidos en presencia de saturación de agua inicial.
El petróleo fue dinámicamente desplazado a continuación en cada
muestra con agua salada de 10000 ppm, μ=1,008 cp a 60ºF y se
midieron los volúmenes producidos de petróleo y agua en función del
tiempo. Las características de permeabilidades relativas agua-petróleo
están resumidas en la tabla 3.2.3.2 y representadas en el gráfico 3.2.3.2
de curvas de permeabilidad relativa.
RESULTADOS DE PERMEABILIDADES RELATIVAS
INTERVALO 10503 10504
Porosidad(%) 13.8
Sor (%) 33
Swi (%) 20
Sw kro krw
%
20 1 0
25.7 0.5175 0.0162
31.4 0.3085 0.0365
38.2 0.1744 0.0572
42.9 0.1226 0.0705
46.5 0.0794 0.0864
51.6 0.0526 0.0973
56.6 0.0286 0.1103
63.1 0.0082 0.128
67 0.14
Tabla 3.2.3.2 Resultados de pruebas de permeabilidad relativa Campo Cononaco.
48

Permeabilidad relativa Agua‐Aceite
1
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
Gráfico 3.2.3.2 Curvas de Permeabilidades Relativas Campo Cononaco.
3.3 CONDICIONES INICIALES DE LOS RESERVORIOS.
3.3.1 PRESIÓN INICIAL.
Curvas Perm. Rel. Campo Cononaco
Prof. promedio: 10503.5ft
0 20 40 60 80 100
Saturación Fase desplazante (Sw%)
Según recomienda la técnica, la determinación de las presiones iniciales
de los reservorios del Campo Cononaco fue hecha en base a medidas
obtenidas en etapas tempranas de desarrollo de los yacimientos antes
que se haya producido volúmenes importantes de hidrocarburos. Los
pozos en los que se hizo las observaciones fueron cerrados para eliminar
cualquier efecto transiente y sometidos a pruebas de restauración de
presión. Estos datos son una fuente excelente de datos iniciales de
presión de reservorio.
Zona Presión inicial
49
PSIA
Napo U 4312
Napo T 4458
Hollín Sup 4565
Hollín Inf 4678
Tabla 3.3.1.2. Presión Inicial de los reservorios del Campo Cononaco.
kro
krw

3.3.2 TEMPERATURA INICIAL.
Para el cálculo de temperaturas en el campo se consideraron únicamente
los datos que se resumen en la tabla 3.3.2.2:
POZO Coord. UTM X Coord. UTM Y T Prof. Yacimiento
50
ºF ft
10 284249,684 9889299,54 242,6 10114-10126 T
27 283448,64 9885068 240,7 10188-10218 T
11 285499,768 9890651,99 235,2
10281-10291
10294-10306
10498-10506
9 284140,4 9887426,73 243,8 10307-10322 HS
2 284765,663 9890066,64 245,8
10331-10338
10350-10360
8 284996,334 9889056,06 246,2 10294-10310 HS
7 284888,745 9891121,05 241,2
10652-10661
10669-10673
10680-10688
17 283858,377 9887939,6 240 10336-10356 HI
1 285378,89 9891657,41 239,1 10694-10714 HI
3 284038,316 9888521,87 245,1
10256-10262
10265-10275
25 285418,768 9892226,08 242,2 10663-10684 HI
27 283448,64 9885068 255,3 10361-10375 HI
20 284770,636 9891620,5 241,4 10624-10654 HI
13 285413,492 9891179,41 242,2 10727-10750 HI
18 284319,692 9888058 240 10304-10364 HS+HI
Tabla 3.3.2.2 Coordenadas de ubicación de los Pozos Campo Cononaco.
U+T
HS
HS
HI

La información obtenida de la tabla anterior fue graficada por yacimiento
productor y por pozo para analizar la distribución de la temperatura en el
campo:
X
X
X
9891000
9890000
9889000
9888000
9887000
9886000
9885000
9884000
9891500
9891000
9890500
9890000
9889500
9889000
9888500
9888000
9887500
9887000
9893000
9892000
9891000
9890000
9889000
9888000
9887000
9886000
9885000
9884000
Napo T
C27 ‐ 240,7ºF
51
C10 ‐ 242,6ºf
C11‐235ºF
283000 283500 284000 284500 285000 285500 286000
y
Hollín superior
C9 ‐ 243,8ºF
C7 ‐ 241.2ºF
C2 ‐ 245,8ºF
C8 ‐ 246,3ºF
284000 284200 284400 284600 284800 285000 285200
y
Hollín Inferior
C20 ‐ 241,4ºF C25 ‐ 242,2ºF
C1 ‐ 231ºF
C13 ‐ 242,2ºF
C3 ‐ 241,5 ºF
C17 ‐ 2420ºF
C27 ‐ 255,3ºF
283000 283500 284000 284500 285000 285500 286000
y

De los gráficos anteriores se pudo inferir que la temperatura aumenta
ligeramente hacia el sur del campo. Dicha diferencia alcanza valores de
5.5ºF en T, 5.4ºF en Hollín Superior y 13.1ºF en Hollín Inferior.
Con el objeto de obtener una correlación se hizo un gráfico de
temperatura versus profundidad en el que también consta una línea
correspondiente al gradiente geotérmico calculado con la expresión.
T(D) = Ts + 0,01646*D Ec. 3.3.2.1
Para la construcción de la recta de gradiente geotérmico y la consiguiente
determinación de correlación para temperatura se procedió así:
- Conociendo los valores de elevaciones de los pozos de donde se
obtuvo las temperaturas medidas y las profundidades a las que
estas fueron tomadas, se transformaron dichas profundidades en
elevaciones bajo el nivel del mar.
- Con la ecuación 3.3.2.1 se calculó las temperaturas
correspondientes a diferentes elevaciones.
- Se incluyó la recta del gradiente de temperatura en el mismo
gráfico donde se muestran las temperaturas medidas en el campo.
- Se ajustó ligeramente la temperatura Ts hasta que la línea del
gradiente pasara a través de los datos de temperatura medidos. La
mejor Ts que se obtuvo fue de 85,4ºF.
Nótese la dispersión en los datos como consecuencia de la variación
de temperatura norte-sur en la figura siguiente:
52

En base a la recta de gradiente de temperatura obtenida del proceso
anterior se pudo establecer la siguiente ecuación:
T = (5176.2 – E) / 60.753
Donde:
‐8900
‐9000
‐9100
‐9200
Elevación (ft
‐9300
s.n.m)
‐9400
‐9500
‐9600
‐9700
T = temperatura (ºF)
230 235 240 245 250 255 260
T = (5176.2 ‐ E)/60.753
Temperatura (ºF)
Elevación = Elevación sobre el nivel del mar (ft s.n.m)
Zona Tope Base Profundidad Elevación Temperatura
ft ft Ft ft s.n.m ºF
Napo U 10141 10275 10208 ‐9247 237.4072062
Napo T 10336 10517 10426.5 ‐9465.5 241.0037364
Hollín Sup. 10634 10693 10663.5 ‐9702.5 244.9047784
Hollín Inf. 10693 10826 10759.5 ‐9798.5 246.4849472
Tabla 3.3.2.3. Temperatura de los Reservorios Campo Cononaco.
3.3.3 CONTACTOS AGUA-PETRÓLEO.
La definición del contacto agua petróleo inicial para cada uno de los
yacimientos se basa en el resultado de los análisis petrofísicos. La
profundidad de los contactos agua-petróleo para el Campo Cononaco se
describen en la tabla 3.3.3.2:
53
UI+TI
TI
HS
HS+HI
HI
Grad.
geotérmico
Lineal (Grad.
geotérmico)

Reservorio Prof. CAP
54
Ft
Napo U 10220
Napo T 10480
Hollín 10787
Tabla 3.3.3.2. Contactos Agua – Petróleo Campo Cononaco Arena Hollín.
3.4 PETRÓLEO IN SITU.
Los volúmenes de petróleo original in situ calculados mediante el método
volumétrico se presentan en la tabla 3.5.2.
3.5 RESERVAS.
En la tabla 3.5.2 se resumen las reservas calculadas en el Campo
Cononaco mediante método volumétrico a diciembre del 2008.
YACIMIENTO Petróleo in Situ
Resumen de reservas Campo Cononaco.
Factor de
Recobro
Reservas
probadas
Reservas
totales
Producción
acumulada
Reservas
Remanentes
FR actual
STB % STB STB STB STB %
U 21246000 10.46 2222332 2222332 2125313 97019 10.00
T 39315000 18.08 7108152 7108152 2769535.5 4338616.5 7.04
Hollin Superior 44616000 39.40 17578704 17578704 17161124 417580 38.46
Hollin Inferior 227340000 43.90 99802260 99802260 83950306 15851954 36.93
TOTAL 332517000 38.11 126711448 126711448 106006278.5 20705169.5 31.88
Tabla 3.5.2 Resumen de Reservas Campo Cononaco

CAPÍTULO IV.
4 COMPORTAMIENTO DEL CAMPO.
4. 1 HISTORIA DE PRODUCCIÓN DE LOS RESERVORIOS.
CAMPO AUCA.
El campo produce de las arenas Basal Tena, U, T y Hollín. Al 31 de mayo
del 2008 el campo produjo un acumulado de petróleo de 198 278 682
STB. La producción acumulada por arena está descrita en la tabla 3.5.1
del capítulo anterior
La historia de producción del Campo se puede visualizar en el grafico
4.1.1:
55

Gráfico 4.1.1 HHistoria
de producción del campo Auca.
56

La curva histórica del corte de agua en el campo Auca se muestra en el
gráfico 4.1.2:
Gráfico 4.1.2 Curva histórica de corte de agua Campo Auca.
La curva histórica de la relación agua petróleo para el campo Auca se
muestra en el gráfico 4.1.3:
57

Gráfico 4.1.3 Curva histórica de WOR Campo Auca.
CAMPO CONONACO.
El campo produce de las arenas U, T y Hollín. Al 31 de mayo del 2008 el
campo produjo un acumulado de petróleo de 106 776 919 BLS. La
producción acumulada por arena se puede ver en detalle en la tabla 3.5.2.
La historia de producción del Campo se puede visualizar en el gráfico
4.1.4:
58

Gráficco
4.1.4 Histooria
de produ ucción del caampo
Cononnaco.
La curva histórica ddel
corte dee
agua en el campo CCononaco
se muestra en
el gráficoo
4.1.5:
59

Gráfico 4.1.5 Curva histórica de corte de agua Campo Cononaco.
La curva histórica de la relación agua petróleo para el campo Cononaco
se muestra en el gráfico 4.1.6:
Gráfico 4.1.6 Curva histórica de WOR Campo Cononaco.
60

4.2 PRESIÓN ESTÁTICA.
Un reservorio es una formación subterránea porosa y permeable que
contiene hidrocarburos confinados por una roca impermeable o por
barreras de agua. Esta estructura roca-fluido en conjunto está
caracterizada por un sistema simple y natural de distribución de presión.
Las propiedades del fluido contenido, el estado en que este se encuentra
y el comportamiento posterior del reservorio en la etapa productiva están
íntimamente ligadas con las condiciones de presión prevalecientes. Es así
que la presión de reservorio determinará si el hidrocarburo está saturado
(es decir que no puede disolver más gas del presente) o no. La situación
de los hidrocarburos contenidos en las estructuras de los campos Auca y
Cononaco no difiere de la del resto de reservas del Oriente Ecuatoriano,
donde generalmente los fluidos comparten una característica no
saturada, en estado monofásico y en capacidad de disolver más gas. La
presión a la que se hallan sometidos los fluidos de un yacimiento rocoso
está determinada por dos elementos esenciales, uno que tiene su origen
en el proceso deposicional y otro que se deriva de los propios fluidos
contenidos en el medio poroso. El primer componente que se le llama
presión litostática es causado por la presión de roca transmitida a través
del subsuelo en los contactos entre granos. A esta presión a veces se le
denomina geoestática o presión de sobrecarga y su gradiente es del
orden de 1 PSI/ft , aunque varía de acuerdo a la profundidad y densidad
de la columna litostática. La presión debida a los fluidos contenidos, que
es la que se encarga de equiparar a la presión de sobrecarga, se
denomina presión hidrostática y su valor depende de la densidad del
fluido (agua, gas o petróleo) que en el caso del agua está afectada por la
salinidad. Para una columna hidrostática de agua fresca, el gradiente de
presión es de 0.433 PSI/ft mientras que para petróleo es de 0.35 PSI/ft y
para gas de 0.08 PSI/ft, como valores promediales. El gas disuelto en el
fluido genera presión y es un aportante directo para el valor total de la
presión del reservorio. A continuación en el gráfico 4.2.1 se muestra la
61

distribución de presiones de formación tipo en un reservorio que contiene
una capa libre de gas, petróleo y agua subyaciente.
Gráfico 4.2.1 Distribución de presión para un reservorio hidrocarburífero con capa libre
de gas y contacto agua petróleo
Las condiciones del límite de los yacimientos de Auca y Cononaco, y
consecuentemente el mecanismo de empuje para la producción, no son
disímiles con las del resto de la Cuenca Oriente. El mecanismo de
producción para los yacimientos Basal Tena, Napo y Hollín es empuje de
agua, la zona saturada de petróleo está conectada sin barreras hasta la
superficie de un acuífero subterráneo subyaciente que es responsable del
mantenimiento de la energía del reservorio mediante intrusión. La presión
suministrada por la superficie del acuífero empuja al petróleo hacia el tope
de la formación donde se encuentra una estructura impermeable que
restringe su salida. Está por demás mencionar que una vez que se ha
perforado pozos, la presión ejercida por el acuífero provoca el
desplazamiento de los hidrocarburos hacia los punzados y luego hacia la
superficie. Es así como varios factores se conjugan para que el
reservorio, como una unidad estructural, adquiera una presión estática
intrínseca cuyo comportamiento posterior estará relacionado con las
condiciones iniciales ya mencionadas y lógicamente con el tratamiento
62

que reciba de los encargados de administrar y desarrollar los yacimientos.
La presión de reservorio puede ser determinada mediante el análisis de
curvas de pruebas de buildup. La prueba de buildup consiste en el cierre
de un pozo que ha estado fluyendo con el objetivo de que la presión se
restaure según indican los siguientes esquemas:
Gráfico 4.2.2 Prueba de restauración de presión.
Considerando la ecuación básica de campo utilizada para el análisis
buildup:
Donde:
Pws Pi 162.6 qµB
kh
∆t
log t Ec. 4.2.1
∆t
Pws: presión alcanzada después del cierre (PSIA).
Pi: presión inicial del reservorio (PSIA).
t: tiempo de producción (días).
Δt: tiempo de cierre (días).
q: caudal de producción (STB/D).
µ: viscosidad del fluido (cp).
63

B: factor volumétrico del fluido.
h: espesor de la formación (ft).
k: permeabilidad de la roca (md).
Es posible inferir que al graficar la presión alcanzada después del cierre
Pws vs log (t+Δt/Δt) se debería obtener una recta como se indica en la
figura:
Gráfico 4.2.3 Gráfica Pws vs log (t+Δt/Δt) de una prueba de buildup
Cuando el tiempo de cierre es infinito Δt = ∞ la restauración de presión
alcanzará valores aproximados a los de presión inicial descontando la
reducción de presión propia de la depleción del reservorio. Gráficamente,
esta operación se la logra mediante la extrapolación de la sección recta
de la gráfica obtenida en el gráfico Pws vs log (t+Δt/Δt) hasta cuando
Δt = ∞, es decir (t+Δt/Δt) = 1, como muestra la gráfica de la figura 4.2.2.
4.3 PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE.
Para establecer una situación de flujo dentro de un sistema espacial se
requiere de una diferencia de potencial. Esta condición se cumple
aplicando diferencia de alturas en el caso de flujo a gravedad en tuberías,
o diferencia de voltaje cuando fluye corriente eléctrica. Evidentemente, en
el flujo de fluidos por medios porosos la misma condición debe ser
64

satisfecha. Como ya se explicó en la sección anterior, los fluidos de un
reservorio están sometidos a una presión intrínseca asociada con sus
propiedades y la columna litostática que soportan. Una vez que se dispara
al casing de un pozo se crea un gradiente de presión que se transmite
desde el reservorio hacia el pozo. Esta diferencia de presión Pr- Pwf
compuesta por la presión estática (Pr) o de reservorio y la presión de
fondo fluyente (Pwf), que es la presión registrada a la profundidad de las
perforaciones, genera flujo del reservorio hacia el pozo productor. A su
vez, la presión de fondo fluyente puede ser manipulada artificialmente de
tal forma que el diferencial de presión se incremente y la rata de flujo sea
mayor pero eso se explicará con mayor detalle en una sección posterior.
A continuación, en el gráfico 4.3.1, se presenta un esquema que ilustra el
gradiente de presión que tiene lugar en el reservorio para producir
petróleo.
Gráfico 4.3.1 Gradiente de presión o drawdown en las cercanías de un pozo productor.
4.4 PERMEABILIDAD.
La permeabilidad es una propiedad del medio poroso que mide la
capacidad y habilidad de la formación para transmitir fluidos. Darcy
desarrolló una ecuación capaz de definir la permeabilidad en términos de
cantidades contables.
Donde:
k A
q
µ dP
dL
65
Ec. 4.4.1

q = rata de flujo en el medio poroso (cm 3 /s)
k = constante de proporcionalidad o permeabilidad (darcys)
A = área seccional a través de la cual el flujo ocurre (cm 2 )
μ = viscosidad del fluido (cp)
dP/dL = caída de presión por unidad de longitud (atm/cm)
Gráfico 4.4.1 Modelo de flujo lineal.
La ecuación 4.4.1 se aplica en análisis convencionales de laboratorio con
muestras recuperadas paralela o perpendicularmente a los planos de
depositación para determinar permeabilidad horizontal o vertical
respectivamente basándose en modelos de flujo lineal. Una variante de la
ecuación 4.4.1 es aplicable a flujo radial asumiendo que el reservorio es
homogéneo y saturado completamente por un líquido.
q
2π k h Pe Pwf
µ ln re⁄ rw
66
Ec. 4.4.2

Gráfico 4.4.2 Modelo de flujo radial.
La permeabilidad k, propia de la roca, se conoce como absoluta y se
calcula cuando un solo fluido se mueve en el medio poroso. Sin embargo,
en la realidad, dentro del reservorio varios fluidos se mueven de forma
simultánea y la permeabilidad que el medio poroso presenta hacia cada
uno dependerá de la saturación del fluido dentro de la roca ko, kw y kg. A
este tipo de permeabilidad se le llama efectiva. Recabando lo dicho,
existiría una enorme cantidad de valores de permeabilidad efectiva
correspondientes a las diferentes combinaciones posibles de saturación.
Por esta razón los datos de laboratorio usualmente se resumen y reportan
en términos de permeabilidad relativa, kro, krw y krg, que es la relación
entre la permeabilidad efectiva de un fluido a determinada saturación y la
permeabilidad absoluta del medio poroso.
kro ko
k
; krw kw
k
; kro ko
k
67
Ec. 4.4.3
La permeabilidad también puede ser obtenida de pruebas de presión
transiente. En el caso de la prueba de restauración de presión, con fines
ilustrativos, se volverá a considerar la ecuación 4.2.1:
Pws Pi 162.6 qµB
kh
∆t
log t Ec. 4.2.1
∆t

Como ya se mencionó, la ecuación anterior está referida al gráfico 4.2.2
de Pws vs log (t+Δt/Δt). Analizando la ecuación 4.2.1 y relacionándola con
el gráfico 4.2.2 se nota que la pendiente de la sección recta de dicho
gráfico está representada en términos analíticos por el factor m:
m
162.6 qµB
kh
68
Ec. 4.4.4
Por consiguiente, la permeabilidad puede ser obtenida de la ecuación:
Donde:
k
162.6 qµB
mh
Ec. 4.4.5
m = pendiente de la curva Pws vs log (t+Δt/Δt) (psia/ciclo).
4.5 DAÑO DE FORMACIÓN.
Es muy usual que materiales como el filtrado de lodo, la lechada de
cemento o partículas de arcilla ingresen a la formación durante la etapa
de perforación, completación o reacondicionamiento. A este efecto
comúnmente se lo cita como daño de formación y la región cuya
permeabilidad resulta alterada zona skin. Esta zona puede extenderse
desde algunas pulgadas hasta varios pies desde el hueco. Por esta razón,
la permeabilidad medida en las cercanías del pozo es diferente a la de la
zona que no ha sido afectada. Una ilustración de la zona skin se presenta
en la siguiente figura:

Gráfico 4.5.1 Daño de formación cercano al pozo.
Como consecuencia del daño de formación, una caída de presión
adicional localizada tiene lugar durante el flujo. Esta caída adicional de
presión se la denomina ΔPskin. Por otro lado, las técnicas de estimulación
de pozos mejorarán las propiedades de la formación e incrementarán la
permeabilidad alrededor del pozo de tal modo que la caída de presión
ΔPskin decrecerá. La siguiente figura muestra los diferentes tipos de caída
de presión en la zona skin para tres diferentes escenarios:
Gráfico 4.5.2 Representación de efectos skin positivos y negativos.
• Escenario 1: ΔPskin > 0, indica una caída adicional de presión a
causa de daño de formación.
• Escenario 2: ΔPskin < 0, indica una menor caída de presión debido
a estimulación.
69

• Escenario 3: ΔPskin = 0 indica que no hay cambios en las
propiedades de la formación adyacente al pozo.
La permeabilidad en la zona skin kskin es uniforme y la caída de presión a
través de esta zona es aproximable aplicando la ecuación de Darcy
mediante el siguiente método:
ΔP ΔP en la zona skin debido a k
ΔP en la zona skin debido a k Ec. 4.5.1
Qo Bo µo
Δ
ln
0.00708 h k r Qo Bo µo
r 0.00708 h k lnr
. 4.5.2
r Qo Bo µo k
Δp
0.00708 h k
k
70
1ln r Ec. 4.5.3
r Qo Bo µo
Bo µo
Δ s 141.2 Qo s Ec. 4.5.4
0.00708 h k kh
Donde s es el factor skin definido como:
1ln . 4.5.5
La ecuación 4.5.5 provee una mejor explicación para el significado físico
del signo del factor skin:
• Factor skin positivo, s > 0. Cuando la zona cercana al pozo está
dañada, kskin es menor a k y por esa razón s es positivo. La
magnitud del factor skin se incrementa a medida que kskin se reduce
y a medida que la profundidad de daño rskin aumenta.
• Factor skin negativo, s < 0. Cuando la permeabilidad alrededor del
pozo rskin es mayor que la de la formación k, el factor skin es
negativo. Este factor negativo indica una condición de formación
estimulada.

• Factor skin cero, s = 0. El factor skin cero ocurre cuando no hay
alteración en la permeabilidad alrededor del pozo. kskin = k.
La ecuación 4.5.5 indica que un factor skin negativo resultará en un factor
negativo de ΔPskin. Entonces un pozo estimulado requerirá una caída de
presión menor que la requerida por un pozo equivalente con
permeabilidad uniforme para producir un determinado caudal q.
Para calcular el factor skin mediante pruebas de presión build-up es
necesario medir la presión del pozo antes y después de cerrarlo a partir
de la ecuación:
Pws Pwf qµ
4πkh ln γµCrw tΔt
2s Ec. 4.5.6
4ktΔt
Para Δt pequeños en comparación con t, (t+Δt/t) se puede aproximar a 1.
Rearreglando la ecuación anterior, escogiendo Δt = 1 hora de tal forma
que Pws = P1hr, reemplazando el factor qµ/4πkh por su equivalente
m/2.303 e introduciendo unidades prácticas de campo el factor de daño
se obtiene de la siguiente expresión:
s 1.151 P Pwf
m
4.6 ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD.
k
log
µCrw 3.23 Ec. 4.5.7
El índice de productividad es una medida de la habilidad de un pozo para
producir fluidos. Está definido por el símbolo J y se obtiene de la relación
entre la rata de flujo líquido total y la caída de presión que tiene lugar para
que el flujo ocurra o drawdown. Para una producción de crudo libre de
agua, el índice de productividad está dado por:
Donde:
J
Qo
Pr Pwf
Qo
∆p
71
Ec. 4.6.1

Qo = Caudal de flujo de petróleo (STB/día)
J = Índice de productividad (STB/día/psi)
Pr = presión promedia del área de drenaje (presión estática).
Pwf = presión de fondo fluyente (psi)
ΔP = caída de presión (psi)
El índice de productividad J está expresado en STB/día/psi. Un J=2.5
quiere decir que por cada PSI de diferencia de presión, la formación
debería expulsar 2.5 STB/día hacia el pozo. A pesar de que el índice de
productividad mide la habilidad de un pozo para producir, su magnitud
depende de las propiedades del reservorio como permeabilidad, espesor
productivo, viscosidad del fluido, factor volumétrico del fluido, entre otras.
Las propiedades del reservorio están sujetas a variación y por lo tanto el
índice de productividad puede cambiar con el tiempo.
La curva IPR es una presentación gráfica de la relación entre la presión
de fondo fluyente y la rata de producción de fluido. Una curva IPR típica
se muestra en el gráfico 4.6.1. La magnitud de la pendiente de la curva
IPR es el ya mencionado índice de productividad (PI o J). Como puede
verse en la figura, J deja de ser constante en la región de flujo bifásica.
Gráfico 4.6.1 Típica curva IPR de un pozo petrolero.
Para medir el índice de productividad en una prueba de presión, primero
se cierra el pozo hasta que el reservorio alcance la presión estática.
Posteriormente, el pozo se abre a flujo hasta que se logre una presión de
72

fondo fluyente estabilizada determinada rata de flujo constante Q.
Entonces, el índice de productividad es calculado de la ecuación 4.7.1
4.7 EFICIENCIA DE FLUJO.
Un índice relativo mejor que el factor skin para decidir sobre la eficiencia
en la perforación y completación del pozo se obtiene de la eficiencia de
flujo definida como el cociente entre el índice de productividad real de un
pozo para el índice de productividad que este pozo tuviera si no existiera
daño de formación (s=0).
Como:
Y:
Se obtiene:
Eficiencia de flujo
J real
q
Pr Pwf
73
J real
J ideal
q
J ideal
Pr Pwf ΔP Ec. 4.7.2
Eficiencia de flujo Pr Pwf ΔP
Pr Pwf
Ec. 4.7.1
Ec. 4.7.3
Ec. 4.7.4
A la eficiencia de flujo también se le llama relación de productividad,
relación de condición y factor de completación. Cuando se substrae la
eficiencia de flujo del valor unitario, el resultado es el daño de formación.
Eficiencias de flujo cercanas a 2 pueden ser obtenidas de fracturamiento
hidráulico en formaciones de permeabilidad moderadamente alta; en

formaciones de permeabilidad baja, la eficiencia de flujo puede alcanzar 5
después de fracturamiento hidráulico.
4.8 HISTORIA DE PRESIÓN DE LOS RESERVORIOS.
A partir de datos recopilados de pruebas de restauración de presión
hechas a los yacimientos productores de los campos Auca y Cononaco y
se pudo construir las siguientes historias de presión.
Reservorio Basal Tena.
El Reservorio Basal Tena en el Campo Auca comienza a ser explotado en
el año 1981. La presión inicial del yacimiento fue 3563 PSI. Existen datos
de presión obtenidos de pruebas desde Marzo de 1993 que indican que
para esa fecha la presión de reservorio era de 2100 PSI (gráfico 4.8.1).
Como no se tiene datos de presión posteriores a diciembre del 2006, se
proyectó la tendencia de la historia de presiones y se determinó que en
2009 el yacimiento tendrá una presión de 840 PSI, superior a los 630 PSI
que corresponden a la presión de burbuja. El yacimiento Basal Tena
estaría subsaturado pero muy próximo a alcanzar la presión de
saturación. Un programa de mantenimiento de presión podría ser
necesario. Se calcula que la presión del reservorio cae 74 PSI cada año.
6000
5000
4000
Presión de
3000
reservorio (PSI)
2000
1000
0
/1990
HISTORIA DE PRESIONES DEL RESERVORIO
BASAL TENA
AUCA
/1993
/1995
Gráfico 4.8.1 Historia de presiones Reservorio Basal Tena. Campo Auca.
74
/1998
Fecha
/2001
/2004
Lineal (AUCA)
/2006
/2009

Reservorio Napo U.
Tanto en Cononaco como en Auca, el Reservorio Napo U inicia su vida
productiva en el año 1994 (gráficos 3.1.3 y 3.1.5 en el capítulo 3); sin
embargo, existen datos anteriores que indican que la Formación Napo ya
producía desde 1975 en Auca y desde 1986 en Cononaco. Esto quiere
decir que la unidad “U” perteneciente a la formación Napo ya fue
explotada y por lo tanto depletada en fechas anteriores a 1994 bajo la
denominación de “Napo”. Se estima que la presión inicial del Reservorio
Napo U fue de 4141 PSI para Auca y 4564 para Cononaco. En el campo
Auca se realizaron pruebas de restauración de presión desde el año
1991. Para esa fecha la presión era de 1900 PSI. La tendencia de la
historia de presiones nos indica que para 2009 la presión del reservorio
Napo U es de 1460 PSI, el yacimiento pierde 24 PSI de presión
anualmente. Para Cononaco existen pocos datos históricos de presión de
reservorio. La primera prueba en Cononaco fue hecha a mediados de
1992 y registra una presión de reservorio de 3210 PSI. Para 2009 se
calcula que la presión de reservorio es 2570. Esto quiere decir que la
presión cae 38 PSI por año. La diferencia entre los datos de presión de
yacimiento obtenidos para Auca y para Cononaco (gráfico 4.8.2) nos hace
pensar que no existiría ninguna comunicación entre los reservorios de
dichos campos. Por lo tanto, los reservorios Napo U de los Campos Auca
y Cononaco pertenecen a estructuras separadas.
75

6000
5000
4000
Presión de
3000
reservorio (PSI)
2000
1000
0
/1990
HISTORIA DE PRESIONES DEL RESERVORIO
NAPO U AUCA
/1993
/1995
Gráfico 4.8.2 Historia de presiones del Reservorio Napo U. Campos Auca y
Cononaco.
Reservorio Napo T.
En el campo Auca, la historia de producción indica que el reservorio Napo
T empieza a ser explotado en 1986 (gráfico 3.1.5 en el capítulo 3). En el
campo Cononaco, los primeros datos de producción corresponden a 1994
(gráfico 3.1.13 en el capítulo 3). Sin embargo, existen datos anteriores
que indican que la Formación Napo ya producía desde 1975 en Auca y
desde 1986 en Cononaco. Esto quiere decir que la unidad “T”
perteneciente a la formación Napo, tanto en Auca como en Cononaco, ya
fue explotada y por lo tanto depletada en fechas anteriores bajo la
denominación de “Napo”. Se estima que la presión inicial del Reservorio
Napo T fue de 4213 PSI para Auca y 4665 para Cononaco. En el campo
Auca se realizó pruebas de restauración de presión desde el año 1988
(gráfico 4.8.3). Para esa fecha la presión era de 1915 PSI. La tendencia
de la historia de presiones nos indica que para 2009 la presión del
reservorio Napo T es de 1780 PSI, el yacimiento pierde 6.42 PSI de
presión anualmente. La primera prueba en Cononaco fue hecha en 1995
y registra una presión de reservorio de 4130 PSI (gráfico 4.8.3). Para
2009 se calcula que la presión de reservorio es 3100. Esto quiere decir
que la presión cae 73 PSI por año en el Campo Cononaco. La distribución
76
/1998
Fecha
/2001
/2004
CONONACO
/2006
/2009

de los datos históricos de presión entre Auca y Cononaco es muy
diferente y la tendencia de pérdida de presión de yacimiento es mucho
más drástica en el caso de Cononaco. Esto nos lleva a la conclusión de
que los reservorios Napo T de Auca y Cononaco no están comunicados
hidráulicamente y pertenecen a estructuras separadas.
6000
5000
4000
Presión de
3000
reservorio (PSI)
2000
1000
0
/1987
HISTORIA DE PRESIONES DEL RESERVORIO NAPO T
AUCA
CONONACO
/1990
/1993
/1995
Gráfico 4.8.3 Historia de presiones del Reservorio Napo T. Campos Auca y
Cononaco.
Reservorio Hollín Superior.
La historia de producción indica que el reservorio Hollín Superior empieza
su vida productiva en el año 1994, para ambos campos (gráficos 3.1.7 y
3.1.15 en el capítulo 3). Sin embargo, existen datos anteriores que indican
que la Formación Hollín ya producía desde 1975 en Auca y desde 1984
en Cononaco. Esto quiere decir que la unidad “Hollín Superior”
perteneciente a la formación Hollín, tanto en Auca como en Cononaco, ya
fue explotada y por lo tanto depletada en fechas anteriores a 1994 bajo la
denominación de “Hollín”. Se estima que la presión inicial del Reservorio
Hollín Superior fue de 4523 PSI para Auca y 4761 para Cononaco. En el
campo Auca se realizaron pruebas de restauración de presión desde
mediados de 1990 (gráfico 4.8.4). Para esa fecha la presión era de 4370
PSI. La tendencia de la historia de presiones nos indica que para 2009 la
presión del reservorio Hollín Superior es de 3750 PSI, el yacimiento
pierde 33.5 PSI de presión anualmente. La primera prueba en Cononaco
77
/1998
Fecha
/2001
/2004
/2006
/2009

fue hecha en 1991 y registra una presión de reservorio de 4410 PSI
(gráfico 4.8.4). Para 2009 se calcula que la presión de reservorio es 4020
PSI. Esto quiere decir que la presión cae 22 PSI por año en el Campo
Cononaco.
6000
5000
4000
Presión de
3000
reservorio (PSI)
2000
1000
0
1987
HISTORIA DE PRESIONES DEL RESERVORIO
HOLLÍN SUPERIOR
1990
1993
1995
Gráfico 4.8.4 Historia de presiones. Reservorio Hollín Superior. Campo Auca y
Cononaco.
Reservorio Hollín Inferior.
La historia de producción indica que el reservorio Hollín Inferior empieza
su vida productiva en el año 1994, para ambos campos (gráficos 3.1.9 y
3.1.17 en el capítulo 3). Sin embargo, existen datos anteriores que indican
que la Formación Hollín ya producía desde 1975 en Auca y desde 1984
en Cononaco. Esto quiere decir que la unidad “Hollín Inferior”
perteneciente a la formación Hollín, tanto en Auca como en Cononaco, ya
fue explotada y por lo tanto depletada en fechas anteriores a 1994 bajo la
denominación de “Hollín”. Se estima que la presión inicial del Reservorio
Hollín Inferior fue de 4535 PSI para Auca y 4803 para Cononaco. En el
campo Auca se realizaron pruebas de restauración de presión desde
1991 (gráfico 4.8.5). Para esa fecha la presión era de 4300 PSI. La
tendencia de la historia de presiones nos indica que para 2009 la presión
del reservorio Hollín Inferior es de 3920 PSI, el yacimiento pierde 21 PSI
78
1998
Fecha
2001
2004
AUCA
CONONACO
2006
2009

de presión anualmente. La primera prueba en Cononaco fue hecha en
1991 y registra una presión de reservorio de 4550 PSI (gráfico 4.8.5).
Para 2009 se calcula que la presión de reservorio es 4510 PSI. Esto
quiere decir que la presión cae 2 PSI por año en el Campo Cononaco. Las
líneas que describen la tendencia declinatoria de las presiones de los
campos Auca y Cononaco en el gráfico 4.8.5 parecen paralelas pero esto
se debe a que el acuífero que subyace la formación Hollín es muy activo y
por eso no se logra una brecha significativa entre las historias de presión.
Sin embargo, si se observa detenidamente, se puede notar que ambas
líneas tienden a separarse.
6000
5000
4000
Presión de
3000
reservorio (PSI)
2000
1000
0
1990
HISTORIA DE PRESIONES DEL RESERVORIO
HOLLÍN INFERIOR
1993
1995
1998
Gráfico 4.8.5 Historia de presiones. Reservorio Hollín Superior. Campo Auca y
Cononaco.
79
Fecha
2001
2004
AUCA
CONONACO
2006
2009

5 PRODUCCIÓN DE AGUA.
5.1 INTRUSIÓN DE AGUA.
CAPÍTULO V.
La mayoría de reservorios hidrocarburíferos están rodeados o
relacionados con rocas saturadas de agua denominadas acuíferos. El
tamaño de dichos acuíferos puede ser mucho mayor o tan pequeños
que afecten de manera grande o mínima al reservorio de petróleo/gas
que subyacen.
A medida que los fluidos son producidos y la presión del yacimiento
declina, se desarrolla un diferencial de presión hacia el reservorio que
proviene del acuífero que lo rodea. La reacción del acuífero, siguiendo
la ley básica de flujo de fluidos en medios porosos, consiste en una
invasión a través del contacto original agua petróleo. Es posible, en
algunos casos, que la invasión ocurra debido a ingreso de aguas
superficiales a la formación a través de un afloramiento. Es muy usual,
asimismo, que el tamaño del poro en el acuífero no sea
significativamente mayor al tamaño del poro del reservorio, por lo que
la expansión de agua en el acuífero sería despreciable y los efectos
del influjo de agua se podrían ignorar. Podría darse el caso de que la
permeabilidad en la zona del acuífero sea tan baja que para que una
apreciable cantidad de agua pueda invadir el reservorio se requiera de
diferenciales de presión altísimos. Los efectos del influjo de agua se
pueden despreciar también bajo esta condición.
Sin embargo, puede darse el escenario contrario en donde el tamaño
del acuífero y su permeabilidad son apreciables y el influjo de agua
ocurre a medida que el reservorio se depleta es probable también.
Esta posibilidad es el que se trata en esta tesis y su discusión se dará
a lo largo de este capítulo.
80

5.1.1 FLUJOS DE AGUA EN RESERVORIOS.
Cuando los reservorios cumplen las condiciones anteriores, se dice
que su mecanismo de producción es “empuje de agua”. La expulsión
de hidrocarburos del reservorio y su consecuente caída de presión
generan una señal de respuesta desde el acuífero que busca
compensar ese declinamiento de presión. Esa respuesta viene en
forma de intrusión de agua que comúnmente es atribuido a:
• Expansión de agua en el acuífero.
• Compresibilidad de la roca del acuífero.
• Flujo artesiano donde el afloramiento de la formación está
localizado estructuralmente más alto que la zona de pago.
Los sistemas reservorio-acuífero están comúnmente clasificados de
acuerdo a los siguientes criterios.
5.1.1.1 GRADO DE MANTENIMIENTO DE PRESIÓN.
De acuerdo al grado de mantenimiento de presión proporcionado por el
acuífero, el empuje de agua es cualitativamente descrito como:
• Activo.
• Parcial.
• Limitado.
El término “activo” se refiere al mecanismo de invasión de agua en el que
la tasa de intrusión de agua es igual a la tasa total de producción del
reservorio. Este tipo de yacimientos se caracterizan por una declinación
lenta de presión. Si durante cualquier período largo la tasa de producción
y la presión del reservorio permanecen razonablemente constantes, la
rata de producción del reservorio debe ser igual a la rata de intrusión de
agua; y se puede expresar como:
[Tasa de intrusión de agua] = [Tasa de flujo de petróleo] + [Tasa de flujo
de gas móvil] + [Tasa de producción de agua] Ec. 5.1.1.1.1
81

o:
ew = QoBo + QgBg + QwBw Ec. 5.1.1.1.2
La ecuación 5.1.1.1.2 puede ser expresada equivalentemente en términos
de producción acumulada introduciendo los siguientes términos
diferenciales:
e dWe
dt
BodNp
dt
GOR Rs dNp
dt
82
dWp
Bg Bw Ec. 5.1.1.1.3
dt
En el empuje de agua parcial la tasa de producción del reservorio es
mayor que la tasa de intrusión de agua; sin embargo, existe invasión de
agua proveniente de un acuífero adyacente que causa cierto
mantenimiento de presión y que determina que la presión del yacimiento
no baje drásticamente:
[Tasa de intrusión de agua] < [Tasa de flujo de petróleo] + [Tasa de flujo
de gas móvil] + [Tasa de producción de agua]
El empuje de agua limitado se caracteriza porque la tasa de producción
total del yacimiento excede en gran cantidad a la rata de intrusión de
agua. Como resultado de eso, la presión del yacimiento declina
rápidamente. Esto puede darse en estructuras donde el acuífero tiene un
tamaño muy pequeño en comparación con el tamaño del yacimiento.
5.1.1.2 CONDICIONES DEL LÍMITE DEL ACUÍFERO.
El acuífero puede ser descrito como infinito o finito. A pesar de que
geológicamente todas las formaciones son finitas, algunas pueden actuar
como si fueran infinitas si los cambios de presión en el contacto aguapetróleo
no generan ningún efecto sobre el límite exterior del reservorio.

Algunos acuíferos que afloran tienen un comportamiento infinito debido al
flujo artesiano que actúa desde la superficie. En general, el flujo artesiano
rige el comportamiento del acuífero y puede ser clasificado de la siguiente
manera:
• Sistema infinito: los efectos de los cambios de presión sobre
límite agua-petróleo no se sienten en el límite exterior del
acuífero que para todos los propósitos permanece a presión
constante, que es igual a la presión del reservorio.
• Sistema finito: el límite exterior del acuífero es afectado por la
intrusión de agua dentro de la zona de hidrocarburos y la presión
en este punto cambia con el tiempo.
5.1.1.3 REGÍMENES DE FLUJO.
Existen básicamente tres tipos de regímenes de flujo que influencia la rata
de intrusión de agua dentro del reservorio. Estos son:
1. Estado estable.- En este tipo de régimen la tasa de producción y la
presión en cualquier parte del reservorio permanece constante con
el tiempo (gráfico 5.1.1.3.1). Matemáticamente esta condición se
expresa así:
/ 0
Esta ecuación indica que la tasa de cambio de presión con
respecto al tiempo t en cualquier parte es cero. Esta condición puede
alcanzarse en reservorio con gran sostenimiento de presión, como en
reservorios asociados a un acuífero activo.
83

Gráfico 5.1.1.3.1 Estado de flujo estable.
2. Estado de flujo pseudoestable.- ocurre cuando la presión en
diferentes partes del reservorio declina linealmente como función
del tiempo a una tasa constante. El diferencial de presión va
cayendo en forma paralela y la tasa de producción se mantiene
constante (gráfico 5.1.1.3.2). Se les llama reservorios tipo tanque.
Matemáticamente se expresa así:
/
Gráfico 5.1.1.3.2 Estado de flujo pseudoestable.
3. Flujo no estable.- Está definido como la condición de flujo en la que
la tasa de cambio de presión con respecto al tiempo en cualquier
84

lugar del reservorio no es cero ni constante. La presión es función
del tiempo y la posición de la siguiente forma:
/ ,
En este tipo de flujo tanto las tasas de producción como la presión varían
durante el tiempo. La tasa disminuye a medida que cambia la presión. La
presión de fondo fluyente trata de mantenerse constante variando las
tasas de producción (gráfico 5.1.1.3.3).
Gráfico 5.1.1.3.3 Estado de flujo no estable.
El gráfico 5.1.1.3.4 muestra una comparación esquemática de los
declinamientos de presión como función del tiempo para los tres tipos de
regímenes.
85

Gráfico 5.1.1.3.4 Declinamientos de presión bajo diferentes regímenes de flujo.
5.1.1.4 GEOMETRÍA DE FLUJO.
Los sistemas reservorio-acuífero pueden ser clasificados en base a su
geometría de la siguiente forma:
1. Empuje lateral: el agua se mueve por los flancos del reservorio
como resultado de la producción de hidrocarburos y la caída de
presión en el límite reservorio-acuífero. La dirección de flujo es
primordialmente radial con cierto flujo vertical que se puede
despreciar.
2. Empuje de fondo: ocurre en reservorios con una extensión areal
grande de poco buzamiento donde el contacto agua petróleo
subyace completamente al reservorio. En comparación con el
empuje lateral, aunque el flujo es primordialmente radial, existe un
significativo flujo vertical.
3. Empuje lineal: la intrusión viene de un flanco del reservorio con
flujo estrictamente lineal dentro de un área seccional constante.
En el gráfico 5.1.1.2 se representan los tres tipos de geometría de
flujo.
86

Gráfico 5.1.1.2 Tipos de geometría de flujo.
5.1.2 ORÍGENES DE LA PRODUCCIÓN EXCESIVA DE AGUA.
Si bien es cierto que ningún operador quiere producir agua, hay aguas
que son mejores que otras. Con respecto a la producción de crudo es
fundamental distinguir entre el agua de barrido, el agua buena (aceptable)
y el agua mala (excesiva). El agua de barrido proviene de un pozo
inyector o de un acuífero activo que contribuye al barrido del petróleo del
yacimiento. Puede constituir un factor determinante en la productividad de
los pozos y las reservas finales. El agua buena es aquella producida
dentro del hueco a una tasa inferior al límite económico de la relación
agua petróleo WOR. Es una consecuencia inevitable del flujo de agua a
través del yacimiento y no se puede eliminar sin perder parte de las
reservas. La producción del agua buena tiene lugar cuando existe un flujo
simultáneo de petróleo y agua en toda la matriz de la formación. El agua
mala se puede definir como la que no produce petróleo o cuya producción
de petróleo asociada no es suficiente para compensar el costo de manejo.
Es decir, es agua producida por encima del límite económico de WOR.
Las fuentes del problema causantes de la producción de agua mala
pueden ser cercanas al pozo o relacionadas al reservorio.
87

5.1.3 PROBLEMAS CERCANOS DEL POZO QUE GENERAN
PRODUCCIÓN EXCESIVA DE AGUA.
Los problemas cercanos al pozo que generan alta producción de agua
son:
- Filtraciones en el casing.
- Canales detrás del casing.
- Ruptura de barreras.
5.1.3.1 Filtraciones en el casing.
Un aumento inesperado en la producción de agua o gas puede ser el
resultado de fugas en el casing (gráfico 5.1.3.1.1). Registros de
producción, tales como temperatura, Densidad del fluido, pueden ayudar,
individualmente o combinados en la localización del lugar donde los
diferentes fluidos están ingresando en el pozo.
Los registros de evaluación del casing son usados para encontrar
agujeros, grietas y deformidades que podrían permitir la entrada no
deseada de fluidos. Los registros también detectan condiciones de
corrosión que pudieran en el futuro causar goteos.
Se podría utilizar un video del fondo del pozo para mostrar a los
ingenieros las condiciones en las que se encuentra el mismo y el lugar
donde los fluidos ingresan en el pozo. Los ingenieros también pueden
comparar los análisis de agua entre el agua producida y las formaciones
cercanas para localizar la fuente del goteo.
88

5.1.3.2 Canales detrás del casing.
Gráfico 5.1.3.1.1 Filtraciones en el casing.
Generalmente, es más común que se formen canales detrás del casing
después de que se realizan trabajos de completación o estimulación
(gráfico 5.1.3.2.1). Sin embargo, los canales podrían aparecer en
cualquier momento de la vida productiva del pozo. La producción
inesperada de agua en estos tiempos indica fuertemente que un canal
puede existir. Los canales en el anular entre el casing y la formación
resultan de una pobre cementación/depósitos en el casing o depósitos en
cemento/formación.
Las operaciones de perforación, producción y reacondicionamiento
pueden romper el cemento, casing o causar que el cemento pueda fallar,
produciendo un camino para la migración del fluido.
Una vez que se ha realizado una buena cementación, puede usarse el
diagnóstico de herramientas sónicas, para determinar la efectividad del
trabajo de cementación. Los registros generan datos que deben ser
interpretados y esta interpretación se usa históricamente como la base
para remediar el trabajo, como la cementación forzada de las fuentes
89

agua y gas. Las herramientas sónicas proporcionan datos sobre el
cemento, tubería y la calidad del sello cemento-anular.
Registros de temperatura muestran la desviación del gradiente
geotérmico cuando el pozo está cerrado e indica la migración del fluido
detrás de la tubería. Una zona con una temperatura muy alta indica que el
fluido está emigrando hacia arriba. Las temperaturas bajas indican que el
fluido está emigrando hacia abajo.
5.1.3.3 Ruptura de barreras.
Gráfico 5.1.3.2.1 Canales detrás del revestidor.
Aún cuando las barreras naturales, como los estratos densos de lutitas,
separan los diferentes fluidos de la zona y un trabajo de cementación
bueno existe, las lutitas pueden moverse y producir fracturas cerca del
pozo.
Como resultado de la producción, el diferencial de presión por las lutitas
permite la migración del fluido a través del pozo gráfico 5.1.3.3.1. Con
frecuencia, este tipo de fallas está asociado a los esfuerzos de
estimulación. Las fracturas se pueden romper a través de los estratos de
las lutitas o los ácidos pueden disolver los canales a través de él.
90

Gráfico 5.1.3.3.1 Comunicación a través de una barrera.
5.1.4 PROBLEMAS QUE GENERAN ALTA PRODUCCIÓN DE AGUA
RELACIONADOS CON EL RESERVORIO.
Dentro de los problemas relacionados con el reservorio se incluyen:
- Conificación y formación de crestas.
- Canalización a través de zonas de alta permeabilidad.
5.1.4.1 Conificación y formación de crestas.
La conificación en pozos verticales y la formación de crestas en
horizontales son causadas por una reducción de presión cercana al
contacto agua petróleo. Esta presión reducida conduce agua o gas desde
una zona adyacente o conectada hacia la completación, gráfico 5.1.4.1.1.
91

Finalmente, el agua o el gas puede avanzar hacia la sección de los
punzados ganándole lugar a parte o a toda la producción de
hidrocarburos. Cuando el avance ocurre, el problema tiende a empeorar
alcanzando mayores y mayores proporciones de fluido producido no
deseado. Aunque tasas de producción lentas pueden, en cierto modo,
controlar el problema, no lo podrán revertir.
Gráfico 5.1.4.1.1 Conificación de agua.
5.1.4.2 Canalización por zonas de alta permeabilidad.
Las franjas de alta permeabilidad pueden permitir al fluido que desplaza al
hidrocarburo producido avanzar prematuramente dejando otras zonas con
permeabilidades más bajas que pudieran contener petróleo móvil sin
barrer (gráfico 5.1.4.2.1). La roca se vuelve incluso más permeable al
92

fluido desplazante a medida que este barre los intervalos de mayor
permeabilidad, lo que resulta en relaciones agua-petróleo o gas-petróleo
crecientes durante la vida productiva del campo.
Gráfico 5.1.4.2.1 Estratos de alta permeabilidad
5.1.5 TÉCNICAS DE DIAGNÓSTICO DE PRODUCCIÓN DE AGUA.
En el pasado la industria petrolera fue muy poco eficiente en el desarrollo
e implementación de métodos adecuados para controlar el agua debido a
la falta de conocimiento de los diferentes problemas y la aplicación de
soluciones inapropiadas como la simple colocación de un tapón
acompañado de cementación forzada o un tratamiento con gel en un
pozo. La identificación específica del problema asociado a producción
excesiva de agua que se presenta en el pozo es un factor clave para que
los trabajos técnicos de tratamiento y remediación tengan resultados
satisfactorios. Los datos de una historia de producción confiable pueden
ser de gran ayuda para diagnosticar la fuente del problema del agua. En
el desarrollo de la presente tesis se utilizarán tres técnicas de diagnóstico
que utilizan datos históricos de producción para determinar el origen de la
producción excesiva de agua en un grupo de pozos seleccionados. Estas
tres técnicas son:
93

1. Gráficos de historia de producción.
2. Gráficos de curvas de declinación.
3. Gráficos de diagnóstico para control de agua (Método de Chan).
5.1.5.1 GRÁFICOS DE HISTORIA DE PRODUCCIÓN.
Esta técnica consiste en graficar tasas de petróleo y de agua en función
del tiempo en un mismo cuadro como se ilustra el gráfico 5.1.5.1.1. Estos
gráficos se realizan para determinar los pozos en los que conviene
aplicar un sistema de control del agua. Los pozos que muestran un
aumento de la producción del agua y una disminución de la producción de
petróleo en forma casi simultánea se consideran como candidatos a
tratamientos posteriores de control de agua. En la sección 5.2 se indica
cómo se procedió a utilizar estos gráficos para un caso particular en
estudio correspondiente al pozo Cononaco-3. Adicionalmente, en el
capítulo 6 se puede observar los gráficos generados para varios pozos
que se escogieron para ser analizados.
Gráfico 5.1.5.1.1 Ejemplo de un gráfico de historia de producción.
94

5.1.5.2 GRÁFICOS DE CURVAS DE DECLINACIÓN.
Para esta técnica se grafica la tasa de producción de petróleo con
respecto al tiempo o al petróleo acumulado como muestra el gráfico
ilustrativo 5.1.5.2.1. En las curvas de declinación se debe considerar
que el agotamiento normal produce una curva cuya tendencia es
rectilínea, mientras que una declinación pronunciada puede indicar la
existencia de algún otro problema. Se graficó curvas de declinación
para todos los pozos seleccionados con alta producción de agua. En el
capítulo 6 se muestra gráficos de curvas de declinación generados
para varios pozos seleccionados con ayuda del software OFM y se
detalla los resultados obtenidos del análisis de cada gráfico.
Gráfico 5.1.5.2.1 Ejemplo de un gráfico de curva de declinación.
A continuación se explica la base teórica referente a curvas de
declinación.
5.1.5.2.1 CURVAS DE DECLINACIÓN.
El análisis de declinación de producción es un método tradicional para
identificar los problemas de producción que tiene un pozo y predecir su
comportamiento en el futuro a partir de datos reales de producción. El
95

análisis utiliza modelos empíricos de declinación que no tienen gran
fundamento técnico:
• Declinación exponencial (declinación fraccional constante).
• Declinación armónica.
• Declinación hiperbólica.
Estos tres modelos están relacionados entre sí a través de la siguiente
ecuación de tasa relativa de declinación:
bq Ec. 5.1.5.2.1.1
Donde b y d son constantes empíricas a ser determinadas en base a los
datos de producción. Cuando d=0, la ecuación 5.1.5.2.1.1 toma un
modelo de declinación exponencial, y cuando d=1 la ecuación 5.1.5.2.1.1
sigue un comportamiento declinatorio armónico. Cuando 0 < d < 1, la
ecuación 5.1.5.2.1.1 deriva en un modelo de declinación hiperbólico.
5.1.5.2.1.1 DECLINACIÓN EXPONENCIAL.
Las ecuaciones para tasa relativa de declinación y declinación de tasas
de producción pueden ser derivadas del modelo de reservorio
volumétrico. La expresión para producción acumulada se obtiene
integrando la ecuación de declinación de la tasa de producción.
Tasa relativa de declinación.
Para obtener la tasa relativa de declinación, vamos a considerar un pozo
perforado en un reservorio volumétrico, cuya rata de producción comienza
a declinar cuando se alcanza una presión de fondo fluyente crítica. Bajo
96

condiciones de flujo pseudo-estable, la tasa de producción a un
determinado tiempo posterior t se puede expresar como:
Donde:
q
C
khp p 141.2 Bo µ ln 0.472 rs r pt = presión de reservorio al tiempo de declinación t.
97
Ec. 5.1.5.2.1.1.1
pwf c = presión de fondo fluyente crítica mantenida durante la declinación
de producción.
La producción acumulada de petróleo después del tiempo de declinación
de producción t se puede expresar como:
Np
C
khp p 141.2 Bo µ ln 0.472 rs r dt Ec. 5.1.5.2.1.1.2
La producción acumulada de petróleo al tiempo t después de la
declinación de producción puede también ser evaluada en base a la
compresibilidad total del reservorio:
Donde:
Np c N
B
ct = compresibilidad total del reservorio.
p p Ec. 5.1.5.2.1.1.3
Ni = petróleo inicial in situ en el área de drenaje del pozo.
p0 = presión de reservorio a tiempo de declinación 0.

Substituyendo la ecuación 5.1.5.2.1.1.3 en la 5.1.5.2.1.1.2 resulta:
C
khp p 141.2 Bo µ ln 0.472 rs r dt c N
B
98
p p Ec. 5.1.5.2.1.1.4
Tomando derivadas a ambos lados de la ecuación con respecto al tiempo
resulta la siguiente ecuación diferencial para presión del reservorio:
C
khp p 141.2 µ ln 0.472 rs r c N
dp
dt
La ecuación 5.1.5.2.1.1.1 puede escribirse como:
dq
dt
kh
141.2 Bo µ ln 0.472 rs r dp
dt
Ec. 5.1.5.2.1.1.5
Ec. 5.1.5.2.1.1.6
Como el lado izquierdo de la ecuación 5.1.5.2.1.1.6 es q, la ecuación
5.1.5.2.1.1.6 puede escribirse como:
141.2 cNµln q
0.472 rs r kh
o la rata relativa de declinación:
donde:
dq
dt
1
q dq
b Ec. 5.1.5.2.1.1.8
dt
Ec. 5.1.5.2.1.1.7

kh
141.2 µ c N ln 0.472 rs r Tasa de declinación de la producción.
La ecuación 5.1.5.2.1.1.5 puede ser expresada como:
dp bp p
dt
99
Ec. 5.1.5.2.1.1.10
Ec. 5.1.5.2.1.1.9
Separando las variables la ecuación 5.1.5.2.1.1.10 puede ser integrada
como:
bdt
dp
Ec. 5.1.5.2.1.1.11
p p Para obtener una ecuación para declinación de la presión de reservorio:
p p p pe Ec. 5.1.5.2.1.1.12
Substituyendo la ecuación 5.1.5.2.1.1.12 en la ecuación 5.1.5.2.1.1.1 se
obtiene la expresión para la rata de declinación de la producción:
o:
q
khp p 141.2 Bo µ ln 0.472rs r q b c N
B
e Ec. 5.1.5.2.1.1.13
p pe Ec. 5.1.5.2.1.1.14

que es el modelo de declinación exponencial comúnmente usado para
análisis de declinación de producción. En la práctica la siguiente variante
de la ecuación 5.1.5.2.1.1.11 es usada:
qqie Ec. 5.1.5.2.1.1.15
donde qi es la rata de producción cuando t=0.
Si t=1:
Si t=2:
Si t=3:
Entonces:
q q e
q e
q
q q e qoe e
q q e
q e
q
q q e qoe e
q q q q e
q e
q
q
q q
q q e
q
100

De ahí se concluye que la declinación fraccional es constante para
modelo exponencial.
Producción acumulada.
La integración de la ecuación 5.1.5.2.1.1.15 en el tiempo da una
expresión para producción acumulada de petróleo:
Np qdt qi e dt Ec. 5.1.5.2.1.1.16
Np qi
b 1 e Ec. 5.1.5.2.1.1.17
Como q = qi * e -bt , la ecuación 5.1.5.2.1.1.17 se convierte en:
Np 1
qi q Ec. 5.1.5.2.1.1.18
b
Determinación de la tasa de declinación.
La constante b es llamada rata continua de declinación. Su valor puede
ser determinado de datos históricos de producción en base a la pendiente
de la línea recta de un gráfico semi-logarítmico entre tasa diaria de
producción y tiempo.
ln q ln qi bt Ec. 5.1.5.2.1.1.19
lo que implica que los datos deberían formar una línea recta con
pendiente –b en la gráfica log(q) vs tiempo, si la declinación exponencial
el modelo correcto. Escogiendo dos puntos cualquiera (t1,q1) y (t2,q2), en
101

la línea recta se podrá llegar a la determinación analítica del valor de b
porque:
y:
lo que da:
lnq lnq bt Ec. 5.1.5.2.1.1.20
lnq lnq bt Ec. 5.1.5.2.1.1.21
1
b
t t ln q
Ec. 5.1.5.2.1.1.22
q Si se dispone de datos de tasa de producción y producción acumulada, el
valor de b puede ser obtenido a partir de la pendiente de la línea recta
generada en la gráfica Np vs q. De hecho, reorganizando la ecuación
5.1.5.2.1.1.18 tenemos:
q qi bNp Ec. 5.1.5.2.1.1.23
Escogiendo dos puntos cualquiera (Np1,q1) y (Np2,q2), de la línea recta se
puede determinar analíticamente el valor de b porque:
y:
de donde:
q q bNp Ec. 5.1.5.2.1.1.24
q q bNp Ec. 5.1.5.2.1.1.25
b q q
Np Np
102
Ec. 5.1.5.2.1.1.26

Dependiendo de la unidad de tiempo en la que esté t, b puede estar
expresado en diferentes unidades como dia -1 , mes -1 , año -1 . La siguiente
relación puede ser establecida:
b 12b 365b Ec 5.1.5.2.1.1.27
Donde ba, bm y bd son ratas de declinación anual, mensual y diaria
respectivamente.
5.1.5.2.1.2 DECLINACIÓN ARMÓNICA.
Cuando d= 1 la ecuación 5.1.5.2.1.1 da como resultado una ecuación
diferencial para un modelo de declinación armónico.
1 dq
bq Ec. 5.1.5.2.1.2.1
q dt
Que puede integrarse de la siguiente manera:
q q
1 b
Cuando q0 es la rata de producción a t= 0
Ec. 5.1.5.2.1.2.2
La ecuación para la producción acumulada es obtenida de:
Que nos da:
Np qd Ec. 5.1.5.2.1.2.3
Np q
b ln1 b Ec. 5.1.5.2.1.2.4
Combinando las ecuaciones anteriores se obtiene:
Np q
b lnq lnq Ec. 5.1.5.2.1.2.5
103

5.1.5.2.1.3 DECLINACIÓN HIPERBÓLICA.
Cuando 0 1 Integrando la ecuación 5.1.5.2.1.1 se obtiene:
Que resulta en:
O
Donde a
d
q
q
q
b dt
q
104
Ec. 5.1.5.2.1.3.1
1 dbt Ec. 5.1.5.2.1.3.2
q 1 b
a t
Ec. 5.1.5.2.1.3.3
La expresión para la producción acumulada se obtiene por la integración:
Que nos da:
Np
Np q dt
Ec. 5.1.5.2.1.3.4
1 1
t
Ec.5.1.5.2.1.3.5
Combinando las ecuaciones se obtiene:

Np a q ba 1 qq 1 b
a
Determinación de Parámetros.
105
t Ec. 5.1.5.2.1.3.6
Una vez que el modelo de declinación se identifica, los parámetros a y b
pueden ser determinados ajustando los datos al modelo seleccionado.
Para un modelo de declinación exponencial, el valor de b puede ser
estimado en base a la pendiente de la recta en la gráfica de log (q) vs t
(ecuación 5.1.5.2.1.1.23), el valor de b también puede ser determinado de
la pendiente de la línea recta de la gráfica de q vs Np. Ecuación
5.1.5.2.1.1.24.
Para el modelo de declinación armónica, el valor de b puede ser
determinado en base a la pendiente de la línea recta en la gráfica de log
(q) vs log (t). Ecuación 5.1.5.2.24
Ec. 5.1.5.2.3.7
El valor de b también puede ser determinado de la pendiente de la línea
recta de la gráfica de Np vs log (q) ecuación 5.15.2.3.1. Para el modelo
de declinación hiperbólica, la determinación de los valores de b es algo
tedioso. El procedimiento es mostrado en la gráfica 5.1.5.2.3.6

Gráfico 5.1.5.2.3.6 Procedimiento para determinar los valores de a y b.
5.1.5.3 GRÁFICOS DE DIAGNÓSTICO PARA CONTROL DE AGUA
(MÉTODO DE CHAN).
Esta técnica fue aplicada en pozos de algunos campos de California,
Alaska, Texas y el golfo de México. Las gráficas que contienen datos
reales de producción histórica sirvieron para conocer el origen de los
problemas de producción y, comparados con pruebas y registros de pozo,
fueron muy ilustrativos en la selección de posibles tratamientos
posteriores de pozo.
A partir de estudios de simulación matemática sobre conificación de agua
y canalización, se descubrió que las gráficas de WOR (relación agua
petróleo) vs. tiempo muestran diferentes tendencias para cada
mecanismo de ingreso de agua en particular. Además, se determinó que
las derivadas respecto al tiempo de WOR son útiles para diferenciar si el
motivo de la producción de agua es conificación, avance de agua por
capas de alta permeabilidad o canalización cercana al hueco.
Los esfuerzos técnicos para el desarrollo de mecanismos que
contrarresten altas tasas de producción de agua en pozos petrolíferos han
106

sido intensos y aunque se ha tenido éxito en muchos casos con el uso de
geles que generen barreras de flujo para controlar el ingreso de agua, la
relación de efectividad de dichos tratamientos permanece baja.
Usualmente, los mecanismos de excesiva producción de agua no estaban
lo suficientemente definidos o confirmados. Se procedió definiendo tres
tipos básicos de problemas que expliquen las causas de producción de
agua dado que la experiencia de campo mostró que el diseño de un
tratamiento exitoso no sería el mismo para los diferentes mecanismos.
Estos fueron:
1. Conificación de agua.
2. Canalización.
3. Problemas cercanos al pozo.
Las gráficas de WOR respecto al tiempo son mucho más efectivas en
comparación con las de corte de agua para identificar las tendencias de
producción y clasificar que tipo de mecanismo, dentro de los tres
mencionados anteriormente, es el causante de los problemas en el pozo.
La gráfica 5.1.5.3.1 fue generada en un simulador utilizando los mismos
datos de PVT, saturación, permeabilidad, distribución de porosidad y
condiciones iniciales de reservorio. Para el caso de conificación, una vez
definido el contacto agua-petróleo, se simuló el empuje de fondo mediante
inyección de agua a presión constante. El 20% superior de la formación
había sido perforado. Para el caso de canalización, la inyección de agua
se hizo a presión constante en todos los estratos al límite del reservorio.
En este segundo escenario, todas las capas de la formación habían sido
perforadas para la producción.
107

Gráfico 5.1.5.3.1 Comparación entre WOR para Conificación de agua y canalización.
Examinando la figura anterior, se puede ver que las gráficas
correspondientes a conificación y canalización son muy diferentes como
se explica a continuación.
Se puede discernir tres períodos de desarrollo de WOR. El primer período
para la curva de conificación va de 0.1 a 1 días y para la curva de
canalización va de 0.1 a 50 días.
En este período, las gráficas permanecen planas acorde con la
producción inicial esperada. El valor inicial del WOR depende de la
saturación inicial de agua y su distribución entre las capas, así como de
las funciones de permeabilidad relativa. La duración de este período está
ligada al tipo de mecanismo de empuje de agua y finaliza con la variación
de WOR desde un valor constante. Para el caso de conificación, la
duración de este período es corta a menudo dependiendo de varios
parámetros, entre los que se destacan la distancia entre el contacto agua
petróleo y el punzado más cercano, la relación permeabilidad verticalhorizontal,
la tasa de influjo de agua de fondo, la tasa de producción, el
diferencial de presión para la producción (drawdown) y las funciones de
permeabilidad relativa. Físicamente, este tiempo de partida para la
108

conificación de agua es el momento en que el cono de agua ha alcanzado
la parte inferior del intervalo perforado.
Para canalización, el tiempo de partida también depende de varios
factores como espaciamiento entre pozos, tasa de producción, diferencial
presión para la producción (drawdown), saturación inicial de agua con su
distribución dentro de toda la formación y funciones de permeabilidad
relativa. Físicamente el tiempo de partida para la curva de WOR en
canalización corresponde al avance de agua en una capa dentro de una
formación constituida por varias capas. Esta capa no necesariamente
será la más permeable. La saturación inicial de agua y su distribución
dentro de los estratos será un factor mucho más dominante si la
diferencia de permeabilidad entre las capas no es grande.
El segundo período inicia en el día 1 y termina en el día 500 para la curva
correspondiente a conificación. En la curva de canalización el segundo
período está comprendido entre los días 50 y 100. En este período se
observa que la curva de WOR experimenta un incremento con el tiempo
que difiere de manera muy clara para cada mecanismo de ingreso de
agua al pozo.
Para conificación, la rata de incremento de WOR es relativamente lenta y
se aproxima hacia un valor constante al final de este período. En este
período el cono crece hacia arriba tendiendo a cubrir todo el intervalo
perforado y, además, se expande radialmente. La saturación de petróleo
dentro del espacio ocupado por el cono decrece gradualmente hasta
alcanzar el valor de saturación residual de petróleo.
En canalización, la producción de agua proveniente de la capa de avance
es muy veloz. La pendiente de la curva del WOR depende de las
funciones de permeabilidad relativa y las condiciones iniciales de
saturación. Al finalizar el segundo período es posible que se alcance un
lapso de transición (entre los días 100 y 400) que corresponde a la
declinación de la producción proveniente de la primera capa de avance lo
109

que se refleja en un incremento de WOR mucho más lento. El fin del
período de transición muestra que la variación de WOR reanuda su
tendencia aproximadamente a la misma rata, hecho que refleja el avance
de agua por la segunda capa más conductiva. El lapso de transición
podría ser muy corto dependiendo de la diferencia de permeabilidad entre
las capas. Si el contraste de permeabilidad entre las capas involucradas
en el cambio es menor a 4, el período de transición podría pasar
inadvertido.
En el tercer período de la curva de conificación va desde el día 500 hasta
el día 2000 aproximadamente. En la curva de canalización, el tercer
período va desde el día 400 hasta el día 2000.
En este período, en el caso de conificación se ha desarrollado un cono
pseudoestable con el pozo produciendo agua de fondo que fluye a través
de un canal altamente conductor representado por el cono. Como
resultado, el valor de WOR crece rápidamente asemejándose al
incremento correspondiente a canalización. En canalización la rata de
incremento continúa igual a aquella que se alcanzó antes del lapso de
transición, lo que indica que la segunda capa más conductiva está
produciendo y agotando sus reservas. Es posible que todas las
pendientes de las curvas de WOR, inclusive la correspondiente a
conificación, sean muy parecidas, dado que su comportamiento depende
en gran medida de las funciones de permeabilidad relativa.
Estudios posteriores confirmaron que las derivadas de WOR respecto al
tiempo son útiles para diferenciar conificación de canalización. Los
gráficos 5.1.5.3.2 y 5.1.5.3.3 muestran las curvas de WOR y WOR` para
canalización y conificación. La primera derivada de WOR respecto al
tiempo (WOR`) muestra una pendiente constante positiva para
canalización y una pendiente negativa y variable para conificación.
110

Gráfico 5.1.5.3.2 Curvas WOR y WOR` para canalización multi-estrato.
Gráfico 5.1.5.3.3 Curvas WOR y WOR` para conificación.
La tendencia de la curva WOR` para canalización en el tercer período de
un caso en el que existió conificación inicialmente se muestra en el gráfico
5.1.5.3.4. En este caso, la curva correspondiente a WOR` también tiene
pendiente positiva.
111

Gráfico 5.1.5.3.4 Conificación de agua con cambio posterior a canalización.
La técnica de la derivada de WOR también es aplicable en caso de que
se disponga de datos limitados de producción como se muestra en el
gráfico 5.1.5.3.5 referido a un proyecto de solución comparativa que
contenía un estudio sobre conificación de agua realizado por la SPE. El
aparente incremento mostrado en dicha figura podría ser entendido a la
ligera como canalización pero la curva de la derivada WOR` muestra una
tendencia característica de conificación.
Gráfico 5.1.5.3.5 Curvas WOR y WOR` para conificación de agua con datos limitados de
producción.
112

Verificación.
Las compañías operadoras apoyaron ampliamente el desarrollo de las
largas verificaciones hechas a las gráficas de diagnóstico de control de
agua proporcionando datos concernientes a ratas promedio de producción
diarias y mensuales, así como, historiales de reacondicionamiento,
registros de pozo y resultados recientes de pruebas de presión. El gráfico
5.1.5.3.6 muestra un buen ejemplo de un proceso de producción normal.
El primer punto de partida y la pendiente de la curva de WOR están
claramente definidos. En el segundo período, la curva WOR` muestra una
tendencia lineal y positiva que caracteriza el caso de canalización. La
duración de este período de producción fue de 4000 días,
aproximadamente 11 años, lo que origina avance de agua en varias
capas que tienen contrastes de permeabilidad bajos, menores a 4. Se
puede observar que existieron problemas cercanos al pozo de dos a tres
veces debido al repunte de las curvas de WOR y especialmente de
WOR`. En esos puntos, los valores de WOR` excedieron 1.
Gráfico 5.1.5.3.6 Ejemplo de campo 1: Canalización multi-estrato
La apariencia de los gráficos de diagnóstico puede verse afectada por
cambios en la producción. Estos cambios se deben a su vez a variaciones
de los diferenciales de presión o ratas de inyección de fluido desplazante.
113

El gráfico 5.1.5.3.7 muestra las desviaciones de la tendencia lineal de las
gráficas de WOR y WOR` en el segundo período. Los resultados del
ajuste historia confirmaron que las causas de la desviación fueron
cambios de distribución de presión de la pendiente en el segundo período.
Los resultados del ajuste historia confirmaron que las causas de esta
desviación fueron cambios de distribución de presión y la producción
desproporcionada de agua y petróleo correspondientes a los cambios de
caída de presión (drawdown) para todas las capas. La curva de WOR
recupera la pendiente original luego de que se alcanza una condición
pseudoestable de presión.
Gráfico 5.1.5.3.7. Ejemplo de campo 2: Canalización multi-estrato con cambios de
producción.
Para algunos reservorios los valores iniciales de WOR podrían ser muy
altos, como el ejemplo que se muestra en el gráfico 5.1.5.3.8, mismo que
está referido a un pozo que recupera petróleo de una caliza-dolomita al
oeste de Texas. El WOR inicial fue cerca de 4 (80% de corte de agua). La
razón de este fenómeno podría ser una alta saturación inicial de agua en
la roca. La tendencia general de toda la curva tiene una pendiente lineal,
indicativo de un desplazamiento normal. Para este pozo, la pendiente
aproximada está alrededor de 0,5.
114

Gráfico 5.1.5.3.8 Ejemplo de campo 3: Desplazamiento normal con alto WOR.
En ciertas partes de la formación, podrían existir segmentos de alta
permeabilidad o fisuras asociadas a los pozos. Bajo estas condiciones, se
puede observar un rápido incremento del avance de agua como en el
gráfico 5.1.5.3.9, donde los valores de WOR se incrementan de forma
drástica. El valor inicial de WOR, en este caso, fue menor a 0,1 con una
pendiente cercana a 4 que crece rápidamente hasta llegar a 10. La curva
de WOR` cambia también drásticamente, síntoma de rápido avance de
agua.
Gráfico 5.1.5.3.9 Ejemplo de campo 4: Canalización rápida.
115

En el gráfico 5.1.5.3.10 se muestra un buen ejemplo de conificación de
agua. Aproximadamente a los 1000 días de producción, la conificación
empieza y la curva de la derivada de WOR declina describiendo una
pendiente negativa variable. A los 2000 días (tres años después) se
completa la construcción de un cono pseudoestable, punto en el cual el
cono se conviente en un canal de agua proveniente del fondo, lo cual se
confima al observar la pendiente positiva lineal de la curva WOR.
Gráfico 5.1.5.3.10 Ejemplo de campo 5: Conificación por empuje hidráulico de fondo.
Es muy común que un problema cercano al pozo ocurra inesperadamente
como en el gráfico 5.1.5.3.11 que inicialmente muestra valores constantes
de WOR cercanos a 1. Posteriormente, los valores de WOR crecieron a
hasta 3 siguiendo una pendiente lineal; sin embargo, este incremento se
torna exagerado y tiende hacia el infinito. El análisis de la curva de WOR`
corrobora lo mencionado anteriormente. El pico de la curva de WOR`
alcanza valores de 10. Posteriormente, el pozo fue tratado con polímeros
que redujeron la rata de producción de agua en un 50%.
116

Gráfico 5.1.5.3.11 Ejemplo de campo 6: Canalización de agua cercana al pozo.
La técnica de diagnóstico para el control de agua propuesta por Chan
tiene varias ventajas. Usa principalmente datos históricos de producción
disponibles, permite visualizar rápidamente un gran número de pozos,
Proporciona resultados muy útiles para conducir un estudio detallado de
mecanismos de producción de agua. Compara mecanismos entre pozos
adyacentes, pozos problemáticos vs. pozos buenos, y por área o patrón
de flujo.
Las curvas WOR vs tiempo y WOR` vs tiempo se complementan de
manera muy efectiva con las curvas históricas de producción de fluidos y
las curvas de declinación de rata de petróleo para elegir pozos candidatos
a programas posteriores de control de agua.
5.2 SELECCIÓN DE POZOS PARA DIAGNÓSTICO DE CONTROL DE
AGUA.
En los campos en estudio se encuentran perforados y en producción 30
pozos para Cononaco y 53 para Auca. Existe gran diversidad de
situaciones en los pozos. En primer lugar se pudo notar que en cuestión
cronológica ciertos pozos registran producción desde la década del 70
117

mientras que otros recién comienzan su vida productiva en el 2006. Se
han hecho reacondicionamientos en muchos de los pozos que van desde
cementación forzada en los punzados inferiores hasta cambios de arena
productora. Muchas veces un mismo pozo puede haber producido de
varias arenas diferentes incluso repitiendo para una misma en períodos
alternados. En ocasiones se ha recurrido a producir simultáneamente de
más de una arena tal es el caso de Hollín Superior + Inferior, Hollín + T,
U+T entre otros. En lo referente a historias de producción de agua, se
observaron variaciones muy pronunciadas que generalmente estuvieron
asociadas a trabajos de reacondicionamiento como adición o alteración
de los punzados, alteración del tamaño del choque, trabajos de
estimulación al pozo o cementación forzada. En virtud de todo lo
mencionado, se procedió a realizar gráficos históricos de producción de
agua y petróleo. Un ejemplo de este trabajo se muestra en el gráfico
5.2.1.
Gráfico 5.2.1 Histórico de producción para agua y petróleo pozo Cononaco 3.
El gráfico 5.2.1 muestra que el pozo Cononaco-3 produjo durante
períodos distintos de los yacimientos Hollín y Hollín inferior. En la línea
verde, que corresponde a la tasa de producción mensual de agua, se
puede evidenciar por lo menos tres variaciones muy drásticas que bien
podrían ser atribuidas a trabajos de reacondicionamiento o a restricción
118

de flujo, estas variaciones restan continuidad a los historiales que resultan
muy necesarios para un análisis más preciso. Una vez que se tuvo una
concepción total y clara del histórico de producción del pozo se procedió a
graficar curvas históricas de relación agua petróleo por arena para cada
pozo (gráfico 5.2.2).
Gráfico 5.2.2 Históricos de WOR por Arena para el pozo Con-3.
Para las curvas históricas de WOR se hizo restricciones en datos que se
alejaban mucho de la tendencia de tal manera que se obtengan gráficas
representativas que indiquen la evolución de la relación agua petróleo en
cada arena. Asimismo, si se observaba una variación drástica de WOR,
se dividía en períodos dentro de una misma arena y se graficaba por
separado.
119

A partir de los gráficos históricos de WOR que se hizo para cada pozo, se
filtró a todas las arenas cuya relación agua petróleo WOR no era muy
elevada ni tendiente al alza, colocando un límite de restricción de 0.5. Es
decir, las arenas cuyo WOR final era menor a 0.5 no entrarían en el
análisis. A este primer paso de la selección se le llama “FILTRO ALTO
WOR” en las tablas 5.2.1 y 5.2.2.
Posteriormente, se observó los gráficos de historia de producción por
arena descartando de la selección a aquellos yacimientos cuyas curvas
de producción para agua y petróleo no tendían cruzarse. (Gráfico 5.2.3). A
esta segunda etapa de la selección se le denomina “FILTRO HISTORIAL”
en las tablas 5.2.1 y 5.2.2.
Gráfico 5.2.3 Cambio simultáneo en tasas de producción de agua y petróleo.
Realizando este proceso de filtrado se pudo seleccionar un grupo de
pozos que serían posteriormente analizados aplicando la Teoría de Chan
para diagnóstico de control de agua. Los pozos escogidos se presentan
en los cuadros 5.2.1, indicándose en que filtro se descartan.
120

POZO Arena Período WOR final FILTRO ALTO WOR FILTRO HISTORIAL
Auc‐ 1 Hollín Único 2.8 SI SI
Auc‐ 2 Hollín Único 0.91 SI NO
Auc‐ 2 Hollín Sup. Único 0.69 SI SI
Auc‐ 3 Hollín Único 1 SI SI
Auc‐4 T Único 0.1 NO NO
Auc‐ 5 Hollín Único 0.49 NO SI
Auc‐ 6 Basal Tena Único 2.7 SI SI
Auc‐ 6 Hollín Único 0.52 SI SI
Auc‐ 7 Hollín 1 2.4 SI SI
Auc‐ 7 Hollín 2 0.3 NO SI
Auc‐ 8 Hollín Único 1.6 SI SI
Auc‐ 8 Napo Único 0.0093 NO NO
Auc‐ 8 U Único 0.037 NO NO
Auc‐9 Hollín Único 3.4 SI SI
Auc‐9 U Único 0.68 SI SI
Auc‐ 10 Hollín Único 0.063 NO NO
Auc‐ 10 Napo Único 2.7 SI SI
Auc‐ 11 Hollín Único 1.82 SI SI
Auc‐ 12 Napo 1 0.4 NO SI
Auc‐ 12 Napo 2 1.1 SI SI
Auc‐ 13 Napo 1 1.4 SI SI
Auc‐ 13 Napo 2 1.3 SI SI
Auc‐ 14 Napo Único 0.69 SI NO
Auc‐ 14 U Único 1.59 SI SI
Auc‐ 15 Hollín Único 3.2 SI SI
Auc‐ 15 Napo Único 1.3 SI SI
Auc‐ 16 Napo único 0.5 NO SI
Auc‐ 16 U Único 1.2 SI SI
Auc‐ 17 Basal Tena Único 3.5 SI SI
Auc‐ 17 Napo Único 0.32 NO SI
Auc‐ 18 Basal Tena Único 0.4 NO SI
Auc‐ 18 Napo Único 0.77 SI SI
Auc‐ 19B Hollín Único 0.34 NO SI
Auc‐ 19B Napo Único 0.05 NO SI
Auc‐ 19B T Único 0.33 NO SI
Auc‐ 20 Basal Tena Único 0.49 NO SI
Auc‐ 20 T Sup. + Inf. 1 0.17 NO NO
Auc‐ 20 T Sup. + Inf. 2 0.41 NO NO
Auca‐21 Napo Único 0.8 SI SI
Auca‐21 U+T Único 2.1 SI SI
Auca‐22 Napo Único 0.6 SI SI
Auca‐22 T Único 0.017 NO NO
121

Auca‐22 T Sup + Inf Único 0.45 NO SI
Auca‐24 Hollín 1 9 SI SI
Auca‐24 Hollín 2 5 SI SI
Auca‐24 Hollín Sup 1 0.4 NO NO
Auca‐24 Hollín Sup 2 0.16 NO NO
Auca‐25 Hollín Único 4 SI SI
Auca‐25 U Único 0.9 SI SI
Auca‐26 Basal Tena Único 1 SI SI
Auca‐26 Hollín Único 8 SI SI
Auca‐26 Hollín Sup Único 4.2 SI SI
Auca‐27 T 1 0.17 NO NO
Auca‐27 T 2 0.25 NO NO
Auca‐28 Hollín Único 4.2 SI SI
Auca‐28 U Único 2.2 SI SI
Auca‐29 U Único 2.4 SI NO
Auca 30 Hollín Único 9.5 SI SI
Auca 30 U Único 5.6 SI SI
Auca‐31 Hollín Único 3.6 SI SI
Auca‐31 Hollín Sup Único 0.85 SI SI
Auca‐32 Hollín Sup Único 1 SI SI
Auca‐33 T 1 0.17 NO NO
Auca‐33 T 2 0.08 NO NO
Auca‐34 Hollín Inf Único 2.5 SI SI
Auca‐35 Hollín Único 11.5 SI SI
Auca‐35 T Único 0.1 NO NO
Auca‐36 Hollín Inf Único 3 SI SI
Auca‐36 Hollín Sup Único 1 SI SI
Auca‐37 Hollín Sup Único 4 SI SI
Auca‐38 Hollín Inf Único 2.6 SI SI
Auca‐39 Hollín Único 3 SI SI
Auca‐40 Hollín Inf Único 6 SI SI
Auca‐40 T Único 0.11 NO NO
Auca 41 U 1 1.8 SI SI
Auca 41 U 2 5.2 SI SI
Auca 42 Hollín Sup Único 6 SI SI
Auca 43 U Único 1.3 SI SI
Auca 45 Hollín Sup Único 2.5 SI SI
Auca 47 Hollín Sup Único 3 SI SI
Auca 49 T Único 0.2 NO NO
Auca 50 Basal Tena Único 0.14 NO NO
Auca 51 Hollín Inf Único 4 SI SI
Auca 52 U Único 0.03 NO NO
Auca 53 Hollín Inf Único 6.5 SI SI
122

Auca 55 Hollín Sup Único 5.5 SI SI
Auca 60D Hollín Único 0.7 SI SI
Auca 61D Hollín Sup Único 0.4 NO SI
Auca 62D Hollín Inf Único 5.6 SI SI
Tabla 5.2.1 Selección de pozos candidatos a diagnóstico para control de agua. Campo
Auca.
POZO Arena Período WOR final FILTRO ALTO WOR FILTRO HISTORIAL
Con‐1 Hollín Único 0.33 NO SI
Con‐1 Hollín Inf. Único 4 SI SI
Con‐2 Hollín Único 2.4 SI SI
Con‐2 Hollín Sup + Inf Único 19 SI NO
Con‐2 Hollín Sup Único 0.45 NO SI
Con‐3 Hollín Único 1 SI SI
Con‐3 Hollín Inf. 1 4 SI SI
Con‐3 Hollín Inf. 2 2.2 SI SI
Con‐4 Hollín Único 0.15 NO SI
Con‐4 Hollín Sup 1 0.67 SI SI
Con‐4 Hollín Sup 2 0.8 SI SI
Con‐5 Hollín Único 19 SI SI
Con‐6 U Único 0.42 NO SI
Con‐7 Hollín Único 0.72 SI SI
Con‐7 Hollín Sup. Único 4.5 SI SI
Con‐7 Hollín Sup + Inf Único 1.5 SI SI
Con‐8 Hollín Único 3.4 SI SI
Con‐8 Hollín Inf. Único 9 SI SI
Con‐8 Hollín Sup. Único 0.43 NO SI
Con‐9 Hollín Único 0.22 NO NO
Con‐9 Hollín Sup. 1 2.3 SI SI
Con‐9 Hollín Sup. 2 4 SI SI
Con‐10 Hollín 1 2.4 SI SI
Con‐10 Hollín 2 1.5 SI SI
Con‐10 Hollín 3 0.5 NO SI
Con‐11 Hollín Único 1.1 SI SI
Con‐11 Hollín Inf. Único 1.5 SI SI
Con‐12B Hollín Único 0.6 SI NO
Con‐12B Hollín Sup+Inf Único 2.3 SI NO
Con‐13 Hollín Único 2.35 SI SI
Con‐14 Hollín 1 3 SI SI
Con‐14 Hollín 2 20 SI SI
Con‐14 T Único 0.16 NO NO
123

Con‐15 Hollín Único 2.8 SI SI
Con‐15 Hollín Inf. Único 0.7 SI SI
Con‐16 Hollín Único 0.1 NO SI
Con‐16 Hollín Inf. Único 0.55 SI SI
Con‐17 Hollín Único 0.5 NO SI
Con‐17 Hollín Inf. Único 4 SI SI
Con 18 Hollín Único 0.28 NO SI
Con 18 Hollín Inf. Único 1.5 SI SI
Con 18 Hollín Sup+Inf Único 1.5 SI SI
Con‐19 Hollín Único 9 SI SI
Con‐19 Hollín Inf. Único 0.09 NO SI
Con‐20 Hollín Único 6 SI SI
Con‐20 T Único 0.6 SI SI
Con‐21 Hollín Inf. Único 2.6 SI SI
Con‐21 T Único 4 SI SI
Con‐23 Hollín Sup. Único 1 SI SI
Con‐23 T Único 0.1 NO NO
Con‐24 Hollín Inf. Único 0.9 SI SI
Con‐25 Hollín Inf. Único 1.5 SI SI
Con‐25 Hollín Sup Único 1.5 SI SI
Con‐29 Hollín Inf. Único 1.3 SI SI
Con‐31 Hollín Inf. Único 4 SI SI
Con‐32 Hollín Inf. Único 2.4 SI SI
Con‐33 Hollín Inf. Único 2.6 SI SI
Con‐34 Hollín Inf. Único 4 SI SI
Con‐35 Hollín+T Único 2.4 SI SI
Tabla 5.2.2 Selección de pozos candidatos a diagnóstico para control de agua. Campo
Cononaco.
Por último, bajo recomendación del personal de yacimientos de
Petroproducción, se dibujaron mapas anuales de burbuja. Los mapas de
burbuja son círculos cuyo diámetro, a escala, corresponde al valor de
producción acumulada o periódica del pozo sobre el que están
proyectados (gráfico 5.2.4). El análisis de los mapas de burbuja permitió
identificar a los pozos que aportaban con mayores volúmenes de agua en
el espacio y en el tiempo (año a año) para hacer una selección más
distribuida de los pozos candidatos en función de su ubicación abarcando
el campo en toda su extensión.
124

Gráfico 5.2.4 Mapa de burbujas para producción acumulada de agua al año 1994.
Campo Cononaco.
125

A continuación se detalla los pozos con sus respectivas arenas escogidas
para diagnóstico de producción de agua en concordancia con todos los
criterios de selección antes descritos.
Campo Auca:
- Auca 1: Hollín
- Auca 3: Hollín
- Auca 6: Basal Tena, Hollín.
- Auca 7: Hollín
- Auca 14: Napo U.
- Auca 28: Hollín, Napo U.
- Auca 30: Hollín.
- Auca 34: Hollín Inferior.
- Auca 37: Hollín Superior.
- Auca 38: Hollín Inferior.
- Auca 39: Hollín.
- Auca 40: Hollín Inferior.
- Auca 47: Hollín Superior.
Campo Cononaco:
- Cononaco 1: Hollín Inferior.
- Cononaco 3: Hollín, Hollín Inferior.
- Cononaco 13: Hollín.
- Cononaco 15: Hollín, Hollín Inferior.
- Cononaco 18: Hollín Inferior.
- Cononaco 20: Hollín.
- Cononaco 24: Hollín Inferior.
- Cononaco 25:Hollín Inferior.
Una vez que se han determinado los pozos candidatos al análisis y se ha
refinado los datos de producción que son útiles para la aplicación de la
teoría de Chan para diagnóstico de alta producción de agua se procede a
126

asignar líneas de tendencia polinómica con sus ecuaciones a las curvas
históricas de WOR con la ayuda de una hoja de cálculo (gráfico 5.2.2). La
etapa final consiste en derivar las ecuaciones que describían a dichas
líneas, graficar estas derivadas en función del tiempo (gráfico 5.2.5) y
determinar los posibles orígenes de los altos volúmenes de producción de
agua en los pozos elegidos.
Gráfico 5.2.5 Graficación de la primera derivada de WOR por Arena para el pozo Con-3.
La aplicación de este análisis pozo por pozo se encuentra en el capítulo 6.
127

5.3 CONIFICACIÓN DE AGUA.
Conificación es un término que se usa para describir el mecanismo
causante del movimiento desproporcionado del agua o gas dentro de las
perforaciones de un pozo productor hacia arriba o abajo de los contactos
agua-petróleo o gas-petróleo respectivamente (figura 5.3.3.1). La
conificación puede impactar seriamente la productividad del pozo e
influenciar en cierto grado la depleción y el recobro final en los
reservorios. Los problemas específicos de la conificación de agua o gas
se enlistan a continuación.
• Un costo extra por el manejo de agua y gas.
• La producción de gas desde la capa original o secundaria reduce la
presión sin obtener efectos de desplazamiento asociados con
empuje de gas.
• Reducción en la eficiencia del mecanismo de depleción
• A menudo el agua es corrosiva y su disposición costosa.
• El pozo afectado puede ser abandonado tempranamente.
• Pérdidas en el recobro final del campo.
Retrasar la invasión y producción de gas y agua son factores gravitantes
para maximizar el recobro final de un campo.
5.3.1 CAUSAS DE LA CONIFICACIÓN DE AGUA.
La conificación es fundamentalmente resultado del movimiento de fluidos
del reservorio en la dirección de menor resistencia, balanceada por la
tendencia que tienen dichos fluidos para mantener el equilibrio
gravitacional. En la figura 5.3.1.1 se muestra un pozo que, con fines
ilustrativos, ha atravesado la formación productiva de manera parcial de
tal modo que el intervalo de producción se encuentra ubicado en la mitad
entre los contactos agua-petróleo y gas-petróleo. La producción en este
pozo crearía gradientes de presión que tienden a elevar el contacto agua-
128

petróleo y bajar el de gas-petróleo. Por otro lado, la tendencia de los
fluidos a permanecer en las posiciones predeterminadas por su diferencia
de densidades contrarresta a la generada por gradientes de presión. Esta
pugna crea deformaciones de los contactos en forma de campana (gráfico
5.3.3.1).
Gráfico 5.3.1.1 Reservorio original en condiciones estáticas.
Tres tipos principales de fuerzas afectan la distribución de flujo de fluidos
alrededor de los reservorios. Estas fuerzas son:
• Capilares.
• Gravitacionales.
• Viscosas.
Las fuerzas capilares generalmente tienen efectos despreciables en la
conificación. Las fuerzas gravitacionales están dirigidas en una dirección
vertical y se deben a los diferenciales de densidad entre los fluidos. Las
fuerzas viscosas, en cambio, están referidas a los gradientes de presión
que hacen posible el flujo de fluidos en el reservorio, como lo señala
Darcy en su ley. Cuando las fuerzas dinámicas (viscosas) exceden a las
fuerzas gravitacionales, un cono se formará alrededor del pozo.
129

5.3.2 TIPOS DE CONIFICACIÓN.
Los tipos de conificación difieren según la naturaleza del pozo sea este
vertical u horizontal:
- Pozos verticales: la conificación en pozos verticales se produce
cuando existe un contacto agua-petróleo cerca de los disparos en
una formación con permeabilidad vertical elevada, según indica el
gráfico 5.3.2.1 en su parte izquierda.
- Pozos horizontales: este problema se puede asociar con la
formación de una duna o cúspide como consta en la parte derecha
del gráfico 5.3.2.1.
CONIFICACIÓN EN POZO FORMACIÓN DE DUNA O CÚSPIDE
VERTICAL EN POZO HORIZONTAL
Gráfico 5.3.2.1 Tipos de conificación dependiendo de la naturaleza del pozo.
5.3.3 CONIFICACIÓN EN POZOS VERTICALES.
La tasa de producción crítica de petróleo QOC es la tasa sobre la cual el
gradiente de presión en el pozo causa la formación de un cono de agua o
gas dentro del pozo. Es, por consiguiente, la máxima rata de producción
130

de petróleo sin producción concurrente de otra fase (desplazante) por
conificación.
Definir las condiciones para lograr la máxima tasa de producción de
petróleo libre de agua o libre de gas es un problema difícil para resolver.
Los ingenieros están frecuentemente enfrentados con los siguientes
problemas específicos:
1. Predecir la rata máxima de flujo que puede asignarse a un pozo
completado sin producción simultánea de agua y/o gas libre.
2. Definir la distancia óptima y la posición del intervalo a ser perforado
en el pozo para obtener la máxima rata de producción libre de
agua o gas.
Una vez que la tasa de producción de petróleo excede a la tasa crítica, el
agua se eleva en el pozo o el gas fluye hacia abajo creando conos que se
ilustran en el gráfico 5.3.3.1. La rapidez con que cualquier fluido se
moverá es inversamente proporcional a su viscosidad, por consiguiente,
el gas tiene una tendencia mayor que el agua para formar el cono. Por
esta razón, para el petróleo, el nivel de conificación dependerá de la
viscosidad del petróleo comparada con la del agua.
Gráfico 5.3.3.1 Conificación de agua y gas.
131

Es evidente que el grado o rapidez de la conificación dependerá de la rata
con que el fluido se recupera del pozo y la permeabilidad en la dirección
vertical Kv comparada con la permeabilidad horizontal Kh. También
dependerá de la distancia desde el punto de recuperación de fluidos en el
pozo, es decir los punzados, hasta los contactos agua petróleo o gás
petróleo.
Para combatir la conificación, una alternativa podría ser la penetración
más somera de pozos donde exista una zona de agua subyaciente o el
incremento de permeabilidad horizontal mediante técnicas de acidificación
o fracturamiento, dado que la permeabilidad vertical no puede reducirse.
Estas técnicas deben ser cuidadosamente aplicadas de manera que el
efecto ocurra sobre la zona de agua o bajo la zona de gas, según se
desee, para lograr un levantamiento más uniforme de la mesa de agua.
Una vez que la conificación de agua o gas ha ocurrido, es posible cerrar
el pozo para que los contactos se restablezcan; sin embargo, a menos
que existan las condiciones para un rápido logro de equilibrio
gravitacional, está reestabilización será por lo general insatisfactoria. La
conificación de gas es mucho más difícil de eliminar por las propiedades
viscosas del fluido y su tendencia para expandirse.
5.3.4 CORRELACIONES DE TASAS CRÍTICAS EN POZOS
VERTICALES.
La tasa crítica Qoc se define como la máxima rata de flujo de petróleo
aceptable que puede imponerse en el pozo para evitar el avance del
cono. La tasa crítica correspondería al desarrollo de un cono estable a
una elevación debajo del intervalo perforado en un sistema de petróleoagua
o a una elevación sobre el tope del intervalo perforado en un
sistema gas-petróleo.
132

Existen varias correlaciones empíricas que normalmente usan la
predicción de la tasa crítica de petróleo, estas correlaciones son:
‐ Meyer-Garder
‐ Schols
MÉTODO DE MEYER-GARDER.
Meyer y Garder (1954) proponen que el desarrollo de la conificación es
resultado del flujo radial del petróleo asociado con la disminución de la
presión alrededor del pozo. En sus derivaciones, Meyer y Garder, asumen
un sistema homogéneo con una permeabilidad uniforme a lo largo del
reservorio, es decir, Kh=Kv. Debe señalarse que la proporción Kh/Kv es el
término más crítico evaluado para resolver el problema de la conificación.
La relación propuesta por Meyer y Garder la tasa crítica de petróleo en
un sistema de conificación de agua mostrado esquemáticamente en el
gráfico 5.3.4.1 tiene la siguiente forma:
Donde:
Q 0.246 10 ρ ρ ln rr K h
µ BO
h Ec. 5.3.4.1
Qoc = tasa de petróleo crítica (STB/día).
ρw, ρo = Densidad del agua y del petróleo, respectivamente (lb/ft 3 ).
ko = permeabilidad efectiva al petróleo (md).
h = espesor de la columna de petróleo (ft).
hp = intervalo perforado, ft
re, rw = radio de drenaje y de pozo, respectivamente (ft).
133

MÉTODO DE SCHOLS.
Gráfico 5.3.4.1 Conificación de agua
Schols (1972) desarrolló una ecuación empírica basada en los resultados
obtenidos del simulador numérico y experimentos de laboratorio. Su
ecuación de tasas críticas tiene la siguiente forma:
Q 0.0783 10 ρ ρ K h h
µ B
Donde:
Qoc = tasa de petróleo crítica (STB/día).
134
0.432 3.142
ln rr h
r .
ρw, ρo = Densidad del agua y del petróleo, respectivamente (lb/ft 3 ).
ko = permeabilidad efectiva al petróleo (md).
h = espesor de la columna de petróleo (ft).
hp = intervalo perforado, ft
re, rw = radio de drenaje y de pozo, respectivamente (ft).
Ec. 5.3.4.2

La ecuación de Schols es solo válida para formaciones isotrópicas, es
decir, Kh = Kv.
5.3.5 CORRELACIONES PARA DETERMINACIÓN DE TIEMPOS DE
RUPTURA.
Los cálculos de tasas de flujo críticas frecuentemente resultan en
caudales bajos, que para las razones económicas, no pueden imponerse
en los pozos en producción. Por consiguiente, si un pozo produce sobre la
tasa crítica, el cono romperá después de un período de tiempo dado. Este
tiempo se llama tiempo de ruptura tBT. Dos de las correlaciones más
usadas son las siguientes:
MÉTODO DE SOBOCINSKI-CORNELIUS.
Sobocinski y Cornelius (1965) desarrollaron una correlación para predecir
el tiempo de ruptura del agua basado en datos de laboratorio y resultados
de modelos. Mediante un prototipo de plexiglás en forma de pastel
empacado con arena, ver gráfico 5.3.5.1, estudiaron el problema de
definir el tiempo requerido después de que el pozo esté puesto en
producción para alcanzar la conificación cuando el pozo produce a mayor
caudal que el crítico. Cambiando el color del agua y del crudo de
suministro pudieron monitorear la posición del contacto agua-petróleo.
135

Gráfico 5.3.5.1 Modelo de laboratorio de Sobocinski y Cornelius para estudiar
conificación.
Los autores pusieron en correlación el tiempo de ruptura con dos
parámetros adimensionales, la altura adimensional del cono y el tiempo
de ruptura adimensional. Estos dos parámetros se definen por las
expresiones siguientes:
ALTURA ADIMENSIONAL DEL CONO Z
Donde:
ρ= Densidad, lb/ft 3
Z 0.492 10 ρ W ρ OK hh h
µ OB OQ O
Kh = Permeabilidad Horizontal, md
QO = Tasa de producción de petróleo, STB/día
Hp = Intervalo perforado, ft
h = Espesor de la columna de petróleo, ft
136
Ec. 5.3.5.1

TIEMPO ADIMENSIONAL DE RUPTURA.
t D BT 4Z 1.75Z 0.75Z
72Z
Donde:
Z = altura adimensional del cono
137
Ec. 5.3.5.2
A partir del valor calculado del tiempo de ruptura adimensional,
Sobocinski y Cornelius propusieron la siguiente expresión para predecir el
tiempo de ruptura (tD)BT:
Donde:
tBT = Tiempo de ruptura, días
= Porosidad, fracción
t BT 20.325µ O h t D BT
ρ Wρ OK V1 M
Ec. 5.3.5.3
kv = Permeabilidad vertical, md
M= Movilidad agua-petróleo, definida por la siguiente ecuación:
Donde:
M K
K µ
Ec. 5.3.5.4
µ
(kro)swc = Permeabilidad relativa del petróleo a la saturación de agua
connata
(krw)sor = Permeabilidad relativa al agua a la saturación de petróleo
residual
α= 0.5 para M

El procedimiento de cálculo inicia con la determinación de la altura del
cono adimensional Z, luego se aplica la ecuación 5.3.5.2 para obtener el
tiempo de ruptura adimensional (tD)BT. Por último, se utiliza la ecuación
5.3.5.3 para obtener el tiempo de ruptura tBT.
MÉTODO DE BOURNAZEL-JEANSON.
Basados en datos experimentales, Bournazel y Jeanson (1971)
desarrollaron una metodología que usa los mismos grupos
adimensionales propuestos en el método de Sobocinski y Cornelius. El
procedimiento para el cálculo del tiempo de ruptura es el siguiente:
Paso 1. Calcular la altura adimensional Z del núcleo aplicando la ecuación
5.3.5.1.
Paso 2. Calcular el tiempo de ruptura adimensional aplicando la siguiente
ecuación:
t D BT
Z
3 0.7 Z
138
Ec. 5.3.5.6
Paso 3. Resolver para el tiempo de ruptura tBT y sustituirlo sobre el tiempo
de ruptura adimensional calculado en la ecuación 5.3.5.3. Es decir:
t BT 20.325µ O h θ t D BT
ρ W ρ O K V 1 M
5.4 CURVAS DE FLUJO FRACCIONAL.
Ec. 5.3.5.7
El desarrollo de la ecuación de flujo fraccional es atribuido a Leverett
(1941). Para dos fluidos inmiscibles, petróleo y agua, el flujo fraccional de

agua, fw (o cualquier fluido desplazante inmiscible), es definido como la
rata de flujo de agua dividido para la rata de flujo total, o:
Donde:
f q
q
q
q q fw= fracción de agua en el flujo, o corte de agua.
qt= rata de flujo total, bbl/día.
qw= rata de flujo de agua, bbl/día.
qo= rata de flujo de petróleo, bbl/día.
139
Ec. 5.4.1
A partir de la definición de corte de agua, fw = qw/(qw+qo), se puede notar
que los límites del corte de agua están entre 0 y 100%. A la saturación de
agua irreductible, la rata de flujo qw es cero, por consiguiente, el corte de
agua es cero. En el punto de saturación residual del petróleo, Sor, la rata
de flujo de petróleo es cero y el corte de agua alcanza su límite máximo
de 100%. La forma de la curva de corte de agua vs saturación de agua es
como un S como se muestra en el gráfico 5.4.1. Los límites de la curva fw
(0 y 1) están definidos por los puntos finales de las curvas de
permeabilidad relativa.
Las implicaciones de la discusión anterior también se pueden aplicar para
definir la relación que existe entre fg y saturación de gas, como se
muestra en el gráfico 5.4.1.

Gráfico 5.4.1 Curvas de flujo fraccional como función de saturación.
Nótese que para flujo de dos fluidos inmiscibles cualquiera, como agua y
petróleo, la fracción de petróleo fo (corte de petróleo) en cualquier punto
del reservorio está dada por:
fo fw 1 o fo 1 fw
CAPÍTULO VI.
6. APLICACIÓN Y ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS DE DIAGNÓSTICO
PARA PRODUCCIÓN EXCESIVA DE AGUA.
A los 20 pozos que fueron seleccionados de los campos Auca y
Cononaco, en la sección 5.2 del capítulo 5, se les aplicó las técnicas de:
gráfico de historia de producción, análisis de declinación de la producción
y gráficos de diagnóstico para control de agua, descritas teóricamente en
140

las secciones 5.1.5.1, 5.1.5.2 y 5.1.5.3 del capítulo anterior
respectivamente, con el objetivo de determinar las causas puntuales por
las que dichos pozos registraban producciones de agua bastante altas. En
las secciones 6.1 y 6.2 de este capítulo, se detalla de forma resumida la
manera como se emplea las técnicas de diagnóstico y las conclusiones a
las que se llega en 5 pozos de muestra. Además, se resume las
conclusiones obtenidas del análisis del resto de los pozos en los cuadros
6.1.1 y 6.2.1.
6.1 APLICACIÓN DE TÉCNICAS DE DIAGNÓSTICO PARA
PRODUCCIÓN EXCESIVA DE AGUA CAMPO AUCA.
POZO AUC-6 FORMACIÓN BASAL TENA.
Gráfico 6.1.1 Historia de producción Pozo Auca-6 Basal Tena.
141

Gráfico 6.1.2 Proyección de la producción Pozo Auca-6 Formación Basal Tena.
WOR
1,2
1
0,8
0,6
0,4
0,2
0
‐jun‐97
Historial WOR Arena Basal Tena Auc‐6
ene‐98
4‐jul‐98
y = 3E‐20e 0,001x
‐feb‐99
TIEMPO
142
ago‐99
mar‐00
WOR
Exponencial (WOR)
‐oct‐00
‐abr‐01

0,0006
0,0005
0,0004
WOR`
0,0003
0,0002
0,0001
0
‐jun‐97
Gráfica de la preimera derivada de WOR
Arena Basal Tena Auc‐6
ene‐98
4‐jul‐98
‐feb‐99
TIEMPO
Gráfico 6.1.3 Gráficas de diagnóstico para control de agua Auca-6 Arena Basal Tena.
El pozo Auca 6 produce en siete períodos diferentes de los yacimientos
Hollín y Basal Tena de acuerdo al siguiente historial:
AUCA-6 Inicio Fin
Hollín 01-abr-75 01-mar-77
Hollín 01-jul-77 01-ago-78
Hollín 01-oct-78 01-nov-84
Hollín 01-may-85 01-sep-86
Hollín 01-ago-87 01-may-93
Basal Tena 01-may-93 01-sep-06
Basal Tena 01-ago-07 01-may-08
Dentro del intervalo escogido, los valores de WOR respecto al tiempo no
presentaron variaciones muy drásticas y siguieron una tendencia bastante
estable que permitió el ajuste con una curva de tendencia. La tendencia
de la curva de WOR se mantuvo plana desde 1993, cuando empieza a
producir el reservorio Basal Tena, hasta enero del 97. En febrero del 97 la
magnitud de WOR cambia y la curva despega. Se considera que en este
período el agua encontró un sendero permeable por el cual canalizar. El
período graficado inicia en diciembre del 97 y termina en octubre del
143
ago‐99
mar‐00
‐oct‐00
WOR`
‐abr‐01

2000. Durante este lapso de tiempo el valor de la relación agua-petróleo
crece desde 0.18 a cifras mayores a 1.
En la curva de historia de producción, el caudal total de fluido es muy
variable y tendiente a la baja. En primer término, existe paralelismo entre
la rata de flujo de petróleo y la de producción total de fluido pero esto
cambia a medida que el la tasa de agua comienza a crecer y se convierte
en el fluido predominate. Para el análisis de la curva de declinación se
utilizó el programa Oilfield Manager facilitado por el Ing. Miguel Orozco de
Petroproducción. Se aplicó un modelo de declinación exponencial, bajo
recomendación del departamento de yacimientos de Petroproducción,
ubicando la tasa de producción mínima para el límite económico en 80
BPPD. La tasa de declinación resultante, obtenida mediante el uso del
programa OFM, fue de 0.051235. Estableciendo un caudal inicial de 182
barriles, que fue la tasa de flujo real a mayo del 2008, se llegó al límite
económico de producción en junio del 2032 con un recobro proyectado de
1 022 330 barriles que sumados a 1 737 000 barriles ya producidos, dan
un recobro final de 2 759 330 barriles.
Se utilizó el método volumétrico para calcular las reservas recuperables
de todos los pozos seleccionados, como se puede observar más adelante
en la sección 7.3 y en la tabla 7.4.3 a partir de datos provenientes de
registros (hneto, , Sw), de pruebas PVT (Boi) y de ensayos de
permeabilidad relativa (Sor). Como resultado se obtuvo que en el
yacimiento Basal Tena se tiene 3 063 262 barriles de petróleo
recuperables.
Para el diagnósitico de control de agua se utilizó una curva exponencial,
que se ajustaba a los datos históricos de WOR con precisión. La derivada
de la curva de WOR tiene pendiente positiva, lo que confirma la hipótesis
de que en el pozo Auca-6 formación Basal Tena existió canalización de
agua por un estrato de alta permeabilidad.
144

La curva de declinación no es el método más adecuado para cálculo de
reservas recuperables del pozo debido a que existe un problema de
canalización de agua que afecta su desarrollo normal.
El problema de canalización de agua encontrado mediante la aplicación
del Método de Chan reduce la eficiencia del mecanismo de producción y
determina pérdidas en el recobro final del pozo. Al crearse un canal de
agua, se suprime senderos de flujo que deberían ser utlizados por
petróleo. A su vez este canal continúa creciendo y como resultado la tasa
de flujo de petróleo declina a una velocidad mayor de lo normal. Las
curvas de declinación fueron hechas con el objetivo de determinar que
volumen de petróleo recuperable no se explotaría si no se da una solución
al problema de producción excesiva de agua diagnosticado mediante el
Método de Chan. La curva de declinación proyecta que para Junio de
2032, cuando el pozo ya no sea económicamente rentable, el último
recobro estimado será de 2 759 330 barriles de petróleo. Por lo tanto, si
se compara el recobro final con las reservas iniciales recuperables
calculadas mediante el método volumétrico, se calcula que 303 932
barriles de petróleo permanecerían en el yacimiento sin ser explotados.
145

POZO AUC-14 FORMACIÓN NAPO U.
Gráfico 6.1.4 Historia de producción Pozo Auca-14 Formación Napo U.
146

Gráfico 6.1.5 Proyección de la producción Pozo Auca-14 Formación Napo U.
1,8
1,6
1,4
1,2
1
WOR
0,8
0,6
0,4
0,2
0
0,005
0,004
0,003
WOR`
0,002
0,001
‐sep‐05
0
‐sep‐05
‐dic‐05
‐dic‐05
Historial WOR Arena U Auc‐14
mar‐06
mar‐06
y = 6E‐26e 0,001x
2‐jul‐06
2‐jul‐06
‐oct‐06
ene‐07
TIEMPO
‐oct‐06
ene‐07
Gráfico 6.1.6 Gráficas de diagnóstico para control de agua Auca-14 Arena Napo U.
El pozo Auca 14 produce en seis períodos diferentes de los yacimientos
Napo, Napo U+T y Napo U de acuerdo al siguiente historial:
AUCA-14 Inicio Fin
Napo 01-abr-76 01-mar-87
Napo 01-ago-87 01-dic-93
U+T 01-ene-94 01-ene-95
U 01-ene-95 01-jul-95
U 01-sep-95 01-jun-99
U 01-ago-99 01-may-08
147
‐abr‐07
‐abr‐07
ago‐07
ago‐07
nov‐07
WOR
Exponencial (WOR)
nov‐07
‐feb‐08
Gráfico de la primera derivada WOR
Arena U Auc‐14
TIEMPO
‐feb‐08
‐jun‐08
WOR`
‐jun‐08

No se consideró pertinente analizar la producción de los reservorios Napo
y U+T porque al tener más de una unidad productora, el diagnóstico no
sería útil al no conocerse que yacimiento genera problemas de producción
de agua. Dentro de la arena U se graficó un grupo de datos comprendido
entre enero del 2006 y febrero del 2008. En este período los datos fueron
más estables y se pudo ajustar una curva de tendencia incremental con
precisión.
En la curva histórica de WOR se puede observar que en inicios del año
2006 la magnitud de la relación agua petróleo comienza a crecer a una
tasa veloz.
El caudal total de fluido fue relativamente estable en torno a 800 BPPD
pero tendiendo a bajar. La tendencia incremental y decremental
simultánea de la producción de agua y petróleo respectivamente persistió
desde el inicio hasta el fin del período seleccionado. A finales del 2006 el
caudal de producción de agua superó al de petróleo. Empleando el
programa Oilfield Manager, se generó una curva de declinación de la tasa
de petróleo bajo el modelo exponencial. La tasa de declinación calculada
por el programa fue de 0.0922546. Estableciendo un caudal inicial de 378
barriles diarios, que es la tasa de producción de petróleo real a mayo del
2008, se llegó al límite económico de producción en julio del 2024 con un
recobro proyectado de 157 355 barriles que sumados a 1 123 930 barriles
ya producidos dan un recobro final de 3 588 940 barriles.
Aplicando el método de Chan para determinar el origen de la producción
excesiva de agua en el pozo, se ajustó una curva de tendencia exponecial
a los datos históricos de WOR. La derivada de la curva de WOR tiene una
pendiente positiva que indica que existió canalización de agua en el
yacimiento. ´
148

El problema de canalización incide directamente en el normal desarrollo
de la curva de declinación de la tasa de petróleo porque aunque no afecta
en gran magnitud al barrido, satura un sendero de flujo que debería ser
ocupado por petróleo, con un canal de agua que alcanza los punzados en
el casing y que causa un incremento progresivo de la producción de agua
en el pozo. La existencia de este canal de agua lleva implícita la
reducción drástica de las tasas de producción de petróleo. Por esta razón
la técnica de cálculo de reservas mediante curvas de declinación en este
pozo no es la más aceptable.
El cálculo de reservas recuperables se hizo a través del método
volumétrico como se muestra en el ejemplo típico de la sección 7.3 y se
resume en la tabla 7.4.3 del capítulo 7. Este proceso determinó que el
yacimiento Napo U del pozo Auca-14 contiene un estimado de reservas
recuperables de 10 024 274 barriles.
Como ya se mencionó, el último recobro estimado de la proyección de la
curva de declinación exponencial en el pozo Auca-14 fue de 3 588 940
barriles que restados de las reservas recuperables calculadas mediante
método volumétrico arrojan 6 435 334 barriles de petróleo remanentes en
el yacimiento que no se recuperarían si no se inicia un procedimiento
enfocado a detener el flujo de agua proveniente del canal diagnosticado.
149

POZO AUC-39 FORMACIÓN HOLLÍN.
Gráfico 6.1.7 Historia de producción Pozo Auca- 39 Formación Hollín.
150

WOR (fracción)
WOR`
Gráfico 6.1.8 Proyección de la producción Pozo Auca-39 Formación Hollín.
5
4
3
2
1
0
y = ‐2E‐10x 3 + 2E‐05x 2 ‐ 0,641x + 7570
34000,00 35000,00
Tiempo (días)
36000,00 37000,00
0,05
0,04
0,03
0,02
0,01
0
Historial WOR
Arena Hollín Auc‐39
Gráfico 6.1.9 Gráficas de diagnóstico para control de agua Auca-39 Arena Hollín.
El pozo Auca 39 produce en dos períodos diferentes del yacimiento Hollín
de acuerdo al siguiente historial:
AUCA-39 Inicio Fin
Hollín 01-jun-94 01-jul-00
Hollín 01-jul-03 01-may-08
El análisis del reservorio se hizo con el primer ciclo productivo del
reservorio que fue desde junio del 94 a julio del 2000.
Los valores de WOR respecto al tiempo son ligeramente variables; sin
embargo, en general se pudo ajustar una tendencia representativa. En
junio del 94, al inicio de la vida productiva del yacimiento Hollín, el valor
151
WOR
Polinómica (WOR)
Gráfico primera derivada de WOR
Arena Hollín Auc‐39
WOR`
34000,00 34500,00 35000,00
Tiempo
35500,00
(días)
36000,00 36500,00 37000,00

de WOR era de 0.01 y la curva permanece plana hasta octubre que sería
el tiempo de partida. Durante ese lapso de tiempo, posiblemente, un cono
de agua se ha formado y ha ido creciendo hasta alcanzar las
perforaciones inferiores del intervalo productor. A partir de noviembre del
94, el WOR crece en magnitud de manera lenta y sostenida alcanzando
valores cercanos a 3 después de seis años. En la curva de historia de
producción se observa que el caudal total de fluido no es estable. A
mediados del año 96 la tasa de producción de agua aumenta y supera a
la de petróleo, conviertiéndose en la principal influencia que determina la
rata de flujo total. Al final de la vida productiva del reservorio, la
producción diaria de agua es aproximadamente de 700 barriles diarios por
menos de 200 barriles de petróleo.
Con el programa Oilfield Manager, que importa de una base de datos las
tasas de producción mensual de petróleo, se generó una curva de
declinación de tendencia exponencial. El programa calculó que la tasa de
declinación anual en el pozo es de 0.267082.
Para el diagnósitico de control de agua se utilizó una curva polinómica de
tercer grado que se ajustaba a los datos históricos de WOR con mayor
precisión que una curva exponencial. La derivada de la curva de WOR
tiene una pendiente negativa variable, propia de casos de conificación
de agua de fondo. La hipótesis de conificación se ve corroborada por la
corta duración del tiempo de partida.
La formación del cono también afecta directamente a las tasas de
producción de petróleo porque reduce la eficiencia del barrido y disminuye
el recobro final. Físicamente el cono de agua es un canal de gran caudal
que tiende a expandirse hacia arriba ocupando todos los punzados por
donde normalmente fluiría petróleo y que disminuye progresivamente las
tasas de producción de petróleo hasta llevar al pozo a alcanzar límites de
producción antieconómicos que determinan su cierre. Además, la
152

formación del cono incide en la eficiencia de recuperación propia del
mecanismo de producción por empuje de un acuífero de fondo, que tiene
lugar en el reservorio Hollín, porque deja zonas sin barrer dentro del radio
de drenaje del pozo y reduce el recobro final.
Bajo lo explicado anteriormente, el último recobro estimado con la técnica
de las curvas de declinación no sería un indicador de la totalidad de las
reservas recuperables dentro del pozo Auca-39 porque la tendencia
declinatoria de la curva histórica de producción de petróleo obedece a un
problema de conificación de agua que afecta su desarrollo normal.
En base al método volumétrico se calculó que las reservas recuperables
en el yacimiento Hollín del pozo Auca-39 son de 10 360 798 barriles de
petróleo. La proyección de la tendencia declinatoria determinó que el pozo
Auca 39 alcanzaría límites de producción de petróleo antieconómicos en
julio del 2011. A esa fecha, el pozo habrá recobrado 1 535 120 barriles del
yacimiento Hollín. La diferencia, es decir 8 825 678 barriles de petróleo,
son reservas recuperables que se convertirían en remanentes si la
empresa no trabaja en un programa para evitar que el cono siga
avanzando hacia todos los punzados en el casing
153

La tabla 6.1.1 es un resumen de los resultados y conclusiones obtenidas
luego de aplicar las técnicas de diagnóstico para los 13 pozos con
producción excesiva de agua seleccionados en el campo Auca. Los
parámetros presentados en la tabla 6.1.1 significan lo siguiente:
Tasa de declinación: reducción o disminución de la producción en
función del tiempo.
Qo a mayo de 2008: Petroproducción proporcionó datos históricos de
producción del Campo Auca hasta mayo del 2008. Por lo tanto se tomó a
la tasa de producción de petróleo de esa fecha como el valor inicial con el
que se plantea la proyección de la declinación de cada pozo hacia el
futuro. En ocasiones, la tasa de petróleo en mayo del 2008 se alejaba de
la tendencia declinatoria del pozo y por eso se planteó valores arbitrarios
según el criterio de los autores.
Fecha límite: es la fecha proyectada en la que la producción de petróleo
del pozo llegará a niveles antieconómicos.
Recobro proyectado: es la producción calculada en barriles entre mayo
del 2008 y la fecha límite.
Recobro final: es la suma de la producción acumulada del pozo hasta
mayo del 2008 más el recobro proyectado hasta la fecha límite.
Reservas recuperables: son los barriles de petróleo que pueden ser
explotados de cada pozo. Estos valores se calcularon mediante el método
volumétrico en la sección 6.4
Reservas remanentes: es el volumen de hidrocarburos recuperables que
aún falta por producir debido a que el pozo alcanza el qECONÓMICO. Resulta
de restar las reservas recuperables menos el recobro final.
Posible causa del agua: es la conclusión a la que se llega aplicando las
técnicas de diagnóstico para control de agua.
154

POZO YACIMIENTO Tasa de declinación Qo a Mayo 2008 Fecha límite Recobro proyectado Recobro final Reservas Recuperables Reservas Remanentes Posible causa del agua
1/año BPPD BPPD BPPD BPPD BPPD
AUCA ‐ 1 Hollín 0.352965 555 2012‐Diciembre 399848 5787450 5817125 29675 Conificación de agua de fondo
AUCA ‐ 3 Hollín 0.0864407 166 2016‐Julio 347881 5096940 5590789 493849 Conificación de agua de fondo
AUCA ‐ 6 Basal Tena 0.051235 182 2032‐Junio 1022330 2759330 3063262 303932 Canalización de agua por dos estratos diferentes
AUCA ‐ 6 Hollín 0.387394 240 2010‐Septiembre 119508 2697570 4159804 1462234 Canalización de agua
AUCA ‐7 Hollín 0.256519 200 2011‐Agosto 149998 5299370 5986686 687316 Canalización de agua
AUCA ‐ 14 Napo U 0.0922546 378 2024‐Julio 157355 3588940 10024274 6435334 Canalización de agua
AUCA ‐ 28 Hollín 0.106429 300 2020‐Marzo 714145 2582530 6426223 3843693 Conificación de agua de fondo
AUCA ‐ 28 Napo U 0.117794 139 2012‐Noviembre 172264 885394 9677751 8792357 Canalización de agua
AUCA ‐ 30 Hollín 0.188849 300 2014‐Octubre 384433 1229690 3417124 2187434 Canalización de agua por dos estados diferentes
AUCA ‐ 34 Hollín Inf. 0.120467 150 2013‐Mayo 199686 1397860 3555056 2157196 Conificación de agua de fondo
AUCA ‐ 37 Hollín Sup. 0.207668 180 2011‐Diciembre 157355 1644870 2574324 929454 Conificación de agua de fondo
AUCA ‐ 38 Hollin Inf. 0.08889 449 2027‐Enero 1449530 4524000 5028325 504325 Canalización de agua
AUCA ‐ 39 Hollín 0.267082 200 2011‐Junio 142481 1535120 10360798 8825678 Conificación de agua de fondo
AUCA ‐ 40 Hollín Inf. 0.313285 200 2010‐Diciembre 118951 761987 8433738 7671751 Conificación de agua de fondo
AUCA ‐ 47 Hollín Sup. 0.274142 389 2013‐Mayo 342315 1111790 1326448 214658 Conificación de agua de fondo
Nota:
Tabla 6.1.1 Resultados de la aplicación de técnicas de diagnóstico para pozos con producción excesiva de agua en el Campo Auca.
El Recobro proyectado se hizo aplicando las tasas de declinación calculadas en las curvas de declinación hacia el futuro hasta alcanzar el qECONÓMICO. El Recobro final se obtuvo de las curvas de
declinación sumando la producción acumulada del pozo hasta mayo del 2008 más el recobro proyectado hasta el qECONÓMICO.
Las Reservas Recuperables se obtuvieron aplicando el método volumétrico para cálculo de reservas. El procedimiento se detalla más adelante en la sección 7.3.
Las Reservas Remanentes se obtienen restando las (Reservas Recuperables – Recobro final)
155

6.2 APLICACIÓN DE LAS TÉCNICAS DE DIAGNÓSTICO PARA
PRODUCCIÓN EXCESIVA DE AGUA. CAMPO CONONACO.
POZO CON-13 FORMACIÓN HOLLÍN.
Gráfico 6.2.1 Historia de producción Pozo Cononaco-13 Formación Hollín.
Gráfico 6.2.2 Proyección de la producción Pozo Cononaco-13 Formación Hollín.
156

WOR
WOR
3
2,5
2
1,5
1
0,5
0
y = ‐3E‐10x 3 + 3E‐05x 2 ‐ 1,077x + 12536
33000,00 33500,00 34000,00
Tiempo
34500,00
(días)
35000,00 35500,00 36000,00
0
‐0,02
‐0,04
‐0,06
‐0,08
‐0,1
Historial WOR Arena Hollín Con‐13
Gráfico primera derivada de WOR
Arena Hollín Con‐13
Gráfico 6.2.3 Gráficas de diagnóstico para control de agua Con-13 Arena Hollín.
El pozo Cononaco 13 produce en dos períodos diferentes de los
yacimientos Hollín e Hollín Inferior de acuerdo al siguiente historial:
CON-13 Inicio Fin
Hollín 01-mar-91 01-jun-02
Hollín Inf 01-jul-02 01-may-08
Hollín Inferior no pudo ser analizado porque los datos de producción de
agua no tenían una tendencia incremental clara.
Para el reservorio Hollín se pudo ajustar una curva de tendencia bastante
aceptable a los datos de producción proporcionados por el Departamento
de Yacimientos. El tiempo de partida está en marzo del 93, dos años
después del inicio de la producción. Al final del ciclo productivo
seleccionado el valor de WOR fue mayor a 2. En la curva histórica de
157
WOR
Polinómica (WOR)
WOR`
33000,00 33500,00 34000,00
Tiempo
34500,00
(días)
35000,00 35500,00 36000,00

producción es evidente que el caudal total de flujo fue restringido desde
inicios del 94 para evitar el amenazante incremento de la tasa de
producción de agua. Sin embargo, la rata de flujo de agua supera a la de
petróleo desde finales del 94 y se mantiene así hasta el final. En mayo
del 2002 la tasa de producción de agua es de 900 barriles diarios por 300
de petróleo.
La curva de declinación para este caso fue generada en una hoja de
cálculo a partir de los datos de tasas de producción de petróleo
proporcionados por Petroproducción. Tomando en cuenta los últimos
datos, que en la curva de declinación salen remarcados con color verde,
se calculó una tasa de declinación anual de 0.29015 bajo un modelo de
declinación exponencial. Estableciendo un caudal inicial de petróleo de
284.3 barriles diarios a mayo del 2008 se proyectó la declinación de la
tasa de producción de petróleo a futuro utilizando la tasa de 0.29015.
Para el diagnósitico de control de agua se utilizó una curva polinómica de
tercer grado que se ajustaba a los datos históricos de WOR con mayor
precisión que una curva exponencial. La derivada de la curva de WOR
tiene una pendiente negativa variable, propia de casos de conificación
de agua de fondo.
De la curva de declinación presentada en el gráfico 6.2.2 se puede
concluir que la tasa de producción de petróleo alcanza valores
antieconómicos en octubre del 2012. El recobro proyectado entre mayo
del 2008 y octubre del 2012 es de 257 906 barriles de petróleo que
sumados a 3 528 810 barriles ya producidos dan un recobro final de 3 840
716 barriles.
En base al método volumétrico se calculó que las reservas recuperables
en el yacimiento Hollín del pozo Cononaco-13 son de 4 282 616 barriles
de petróleo, por lo que, al ritmo de declinación calculado, se estima que
441 900 barriles permanecerían en el yacimiento sin ser explotados.
158

Esta diferencia se da porque el cono que se ha formado en el yacimiento
impide el flujo normal de petróleo dentro del pozo y causa una declinación
progresiva de la tasa de producción de petróleo con un incremento
simultáneo de la tasa de agua. En base a esta premisa se puede concluir
que el cálculo de reservas mediante el mètodo volumétrico proporciona
datos más acertados que la técnica que usa curvas de declinación, en
este caso, porque la tendencia de las curvas no sigue su ritmo natural
debido a la alteración de los datos de producción de petróleo por el
ingreso del agua al pozo a través del cono..
POZO CON-24 FORMACIÓN HOLLÍN INFERIOR.
Gráfico 6.2.4 Historia de producción Pozo Cononaco-24 Formación Hollín inf.
159

Gráfico 6.2.5 Proyección de la producción Pozo Cononaco-24 Formación Hollín Inf.
WOR
WOR`
2
1,5
1
0,5
0
‐5000
‐6000
‐7000
Historial WOR Arena Hollín Inf.
Con‐24
y = 1E‐10x 4 ‐ 1E‐05x 3 + 0,409x 2 ‐ 7885,x + 6E+07
37000,00 37500,00 38000,00
Tiempo
38500,00
(días)
39000,00 39500,00 40000,00
Gráfico primera derivada de WOR
Arena Hollín Inf. Con‐24
Gráfico 6.2.6 Gráficas de diagnóstico para control de agua Con-24 Arena Hollín Inf.
160
WOR
Polinómica (WOR)
WOR`
37000,00 37500,00 38000,00
Tiempo
38500,00
(días)
39000,00 39500,00 40000,00

El pozo Cononaco 24 produce en cuatro períodos diferentes de los
yacimientos Hollín Superior + Inferior y Hollín Inferior de acuerdo al
siguiente historial:
CON-24 Inicio Fin
Hollín Sup+Inf 01-mar-96 01-ene-97
Hollín Inf 01-ene-97 01-mayo-08
Dentro de la arena Hollín Inferior se escogió un período que va desde
abril del 2003 a mayo del 2008. Los valores de WOR respecto al tiempo
son bastante consistentes sin verse demasiados picos o valles que
indiquen variaciones drásticas. En general, se pudo ajustar una tendencia
representativa. La gráfica histórica de el caudal de producción de agua
muestra dos regiones. El tiempo de partida de la curva se ubica en enero
del 2004, nueve meses después de que la arena Hollín Inferior entra en
producción. A partir de ahí la curva presenta un incremento constante que
llega hasta 0.2 a junio del 2006. En julio del mismo año el valor de WOR
comienza a crecer rápidamente asemejándose al incremento
correspondiente a canalización. Al final de la vida productiva de la arena
Hollín, en mayo del 2008 la relación agua petróleo es mayor a 0.9. Se
cree que en enero del 2004 el cono de agua alcanzó las perforaciones
inferiores del intervalo productor y continuó creciendo hasta que en junio
del 2006 dicho cono se desarrolló y se convirtió en un cono
pseudoestable con el pozo produciendo agua de fondo que fluye a través
de un canal altamente conductor representado por el cono.
En la curva de historia de producción se observa que el caudal total de
fluido estable, en torno a los 800 y 1000 barriles diarios de fluido total de
producción. La tasa de producción de agua siempre tendió a ser superior
a la de petróleo.
La curva de declinación generada mediante el programa OFM emplenado
un modelo exponecial determinó que la tasa de producción de petróleo
tenía una declinación anual de 0.189901.
161

Para el diagnósitico de control de agua se utilizó una curva polinómica de
quinto grado que se ajustaba a los datos históricos de WOR con mayor
precisión que una curva exponecial. La derivada de la curva de WOR
tiene una pendiente negativa variable, propia de casos de conificación
de agua de fondo según Chan.
El cono de agua que se ha formado causa un incremento progresivo del
caudal del agua proveniente del yacimiento y un decremento simultáneo
de la tasa de petróleo, como se puede ver en el gráfico 6.2.4, debido a
que el cono sigue extendiéndose verticalmente hasta alcanzar la mayoría
de los punzados por los que antes fluía únicamente petróleo.
La curva de declinación de petróleo no describe una tendencia natural,
por la presencia de este cono de agua, y su último recobro se ve afectado
en volumen al dejarse zonas dentro del área de drenaje del pozo sin
barrer. Por esta razón, el recobro final proyectado en la curva de
declinación no es igual a las reservas recuperables reales dentro del
yacimiento.
El cálculo volumétrico hecho en el capítulo 7 determinó que existen 3 154
942 barriles de petróleo recuperables en el yacimiento Hollín Inferior. El
análisis de la curva de declinación, por otro lado, concluye que bajo las
condiciones declinatorias actuales, únicamente se podría recobrar 2 477
850 barriles de petróleo de dicho yacimiento, dejando 677 092 barriles
bajo tierra en caso de no aplicar un programa que permita controlar el
avance del cono hacia los punzados superiores.
La tabla 6.1.2 es un resumen de los resultados y conclusiones obtenidas
luego de aplicar las técnicas de diagnóstico para los 7 pozos con
producción excesiva de agua seleccionados en el campo Cononaco. El
significado de los parámetros presentados en la tabla 6.1.2 se explicó en
la sección 6.1.
162

POZO YACIMIENTO Tasa de declinación Qo a Mayo 2008 Fecha límite Recobro proyectado Recobro final Reservas Recuperables Reservas Remanentes Posible causa del agua
1/año BPPD BPPD BPPD BPPD BPPD
CON‐1 Hollín Inf. 0.18985 460 2016‐Octubre 661616 5117220 5875451 758231 Canalización de agua
CON‐3 Hollín 0.106709 947 2030‐Mayo 2807380 8461630 ‐ ‐ Canalización de agua
CON‐3 Hollín Inf. 0.139829 239 2015‐Octubre 386746 3091540 3624645 533105 Canalización de agua
CON‐13 Hollín 0.29015 284 2012‐Octubre 257906 3840716 4282616 441980 Conificación de agua de fondo
CON‐15 Hollín 0.285729 500 2013‐Diciembre 457464 3350980 3825878 474898 Canalización de agua
CON‐15 Hollín Inf. 0.198099 169 2011‐Noviembre 147815 1613400 2195499 582099 Canalización de agua
CON‐18 Hollín Inf. 0.362083 458 2012‐Mayo 307955 1873230 4615133 2741903 Conificación de agua de fondo
CON‐20 Hollín 0.174422 206 2013‐Junio 242484 3201970 4298448 1096478 Conificación de agua de fondo
CON‐24 Hollín Inf. 0.189901 445 2016‐Agosto 633770 2477850 3154942 677092 Conificación de agua de fondo
CON‐25 Hollín Inf. 0.264789 300 2012‐Octubre 262309 1682020 3293215 1611195 Conificación de agua de fondo
Nota:
Tabla 6.1.1 Resultados de la aplicación de técnicas de diagnóstico para pozos con producción excesiva de agua en el Campo Cononaco.
El Recobro proyectado se hizo aplicando las tasas de declinación calculadas en las curvas de declinación hacia el futuro hasta alcanzar el qECONÓMICO. El Recobro final se obtuvo de las curvas de
declinación sumando la producción acumulada del pozo hasta mayo del 2008 más el recobro proyectado hasta el qECONÓMICO.
Las Reservas Recuperables se obtuvieron aplicando el método volumétrico para cálculo de reservas. El procedimiento se detalla más adelante en la sección 7.3.
Las Reservas Remanentes se obtienen restando las (Reservas Recuperables – Recobro final)
163

CAPÍTULO VII.
7. CÁLCULO DE TASAS CRÍTICAS Y TIEMPOS DE RUPTURA.
Para el cálculo de tasas críticas y tiempos de ruptura se utilizará el caso
del pozo Auca-1 con fines ilustrativos en un cálculo tipo.
7.1 TASAS DE PRODUCCIÓN CRÍTICAS.
7.1.1 MÉTODO DE MEYER Y GARDER.
Cálculo típico.
El pozo vertical Auca 1 que atraviesa el reservorio Hollín tiene las
siguientes propiedades.
Permeabilidad horizontal y vertical, Kh=2512 md, Kv = 3 md
Densidad petróleo, ρo =48.558 lb/ft 3
Densidad del agua, ρw = 62. 345 lb/ft 3
Viscosidad petróleo, μO = 6.073 cp
Factor volumétrico de formación del petróleo, βO= 1.115 bbl/STB
Espesor de la columna de petróleo, h = 121 ft
Intervalo perforado, hp = 99 ft
Radio del pozo, rw = 0.29 ft
Radio de drenaje, re = 1478 ft
164

Permeabilidad efectiva al petróleo, ko = 1366 md
Solución.
La tasa crítica de petróleo para este problema de conificación de agua
aplicando la ecuación 5.3.4.1 es:
Q 0.246 10 62.345 48.558
ln1478 0.29
1366
6.0731.115 121 99 7.1.2 MÉTODO DE SCHOL´S.
Cálculo típico.
Q OC 38.79 STB/día
Para el mismo pozo Auca 1 aplicando la ecuación 5.3.4.2, la tasa crítica
de flujo de petróleo es:
Q 0.0783 10 62.345 48.5581366121 99
6.0731.115
3.142
0.432
1478 121
0.29
1478
.
Q OC 59.4 STB/día
165

7.2 TIEMPOS DE RUPTURA.
7.2.1 MÉTODO DE SOBOCINSKI Y CORNELIUS.
Cálculo típico.
La ruptura del agua para el pozo vertical Auca 1 se calculó empleando las
ecuaciones 5.3.5.1, 5.3.5.2, 5.3.5.3 y 5.3.5.4 de la siguiente forma:
QO = 2589 STB/día
Φ = 0.12965
Kv= 3 md
Kh = 2512 md
(krw)SOR = 0.21
(kro)SWC = 0.99
µW = 1 cp
Solución:
Para calcular la relación de movilidad se utiliza la ecuación 5.3.5.4:
M 0.21
6.073
1.2882
0.99 1
La altura adimensional Z del cono se obtiende de la ecuación 5.3.5.1.
62.345 48.5582512121121 99
0.492 10
6.0731.1152589
166
0.2587
El tiempo de ruptura adimensional utilizando la ecuación 5.3.5.2 es:
40.2587 1.750.2587 0.750.2587
7 20.2587
0.1757

El tiempo de ruptura de la ecuación 5.3.5.3 es:
20.3256.0731210.129650.157
62.34 48.55831 1.2882 .
7.2.2 MÉTODO DE BOURNAZEL Y JEANSON.
Cálculo típico.
167
3.801 í
Aplicando el método de Bournazel y Jeanson para cálculo de tiempo de
ruptura del cono en el pozo Auca 1 se obtiene:
El tiempo de ruptura adimensional con la ecuación 5.3.5.6:
0.2587
0.0918
3 0.7 0.2587
El tiempo de ruptura empleando la ecuación 5.3.5.3 es:
20.3256.0731210.129650.0918
62.34 48.55831 1.2882 .
1.878 í
7.3 CÁLCULO DE RESERVAS DE LOS POZOS SELECCIONADOS.
El cálculo de petróleo in situ para los pozos seleccionados se realizó a
partir del método volumétrico aplicando la ecuación 7.3.1:
POES 7758 bbl ac. ft
1 Swh Área de drenaje
Boi
Ec. 7.3.1

Es necesario conocer la porosidad, la saturación de agua, el volumen total
del yacimiento y los factores volumétricos. Se utilizará el pozo Auc - 1
yacimiento Hollín para ilustrar un ejemplo a partir de los siguientes datos:
ø = 0.12965
Sw= 0.25455
Boi= 1.111 bbl/stb
hneto= 60 ft
A= 200 acres
POES 7758 bbl ac. ft
0.12965 1 0.25455 60 ft 200 acres
1.111 bbl
stb
POES 8098563.7 STB.
Las reservas se obtienen multiplicando el factor de de recobro por el
petróleo original en sitio, para este cálculo es necesario conocer la
saturación de petróleo residual que fue obtenida de ensayos de
permeabilidad relativa. Las reservas recuperables en un pozo que
produce de un yacimiento por empuje hidrostático se calcula de la
siguiente forma:
N 7758 bbl ac. ft
1SwS h A.drenaje
Boi
donde:
168
Ec. 7.3.2

N 7758 bbl ac. ft
0.12965 1 0.25455 0.21 60ft 200 acres
1.111 bbl
stb
N 5 817 125.137 STB
Las reservas remanentes a una fecha posterior al inicio de la producción
se las calculó mediante la resta de las reservas recuperables y el último
recobro proyectado en base a las curvas de declinación. En la tabla 7.4.3
se detalla el resumen de resultados para todos los pozos seleccionados.
7.4 TABULACIÓN DE RESULTADOS.
Para los pozos que fueron identificados como conificados, en base a la
aplicación y análisis de las técnicas de diagnóstico para producción
excesiva de agua (capítulo 6), se calculó tasas de producción de petróleo
críticas y tiempos de ruptura de acuerdo con el marco teórico descrito en
las secciones 5.3.4 y 5.3.5. Como ya se mencionó, la tasa de producción
de petróleo crítica QOC es el caudal sobre el cual el gradiente de presión
en el pozo causa la elevación del contacto agua petróleo en forma de
campana o cono. Asimismo, el tiempo de ruptura es el período de tiempo
que pasará hasta que inicie la formación de un cono de agua en un pozo
que produce sobre la tasa crítica. Qoc Meyer y Qoc Schols son las tasas
críticas calculadas para cada pozo utilizando dos correlaciones diferentes.
Z y (tD)BT son dos variables adimensionales utilizadas para la
determinación del tiempo de ruptura tBT mediante las correlaciones de
Sobocinsky-Cornelius (tBT Sob) y de Bournazel-Jeanson (tBT Bou). Los
cuadros 7.4.1 y 7.4.2 resumen los resultados de la aplicación de esas
correlaciones para los pozos seleccionados.
169

CAMPO AUCA.
Pozo Yacimiento Qoc Meyer Qoc Schols Z
170
(tD)BT
Sob tBT Sob
(tD)BT
Bou
tBT
Bou
STB/día STB/día días Días
Auca‐1 Hollín 39 59 0.26 0.18 3.80 0.09 1.88
Auca‐3 Hollín 66 94 0.52 0.41 17.01 0.20 7.69
Auca‐28 Hollín 33 47 1.05 1.08 54.36 0.46 22.23
Auca‐34 Hollín Inf. 16 20 0.32 0.23 4.39 0.12 2.09
Auca‐37 Hollín Sup. 100 152 0.94 0.91 59.20 0.40 26.45
Auca‐39 Hollín 27 35 0.45 0.34 9.66 0.17 4.49
Auca‐40 Hollín Inf. 10 13 0.32 0.22 3.58 0.11 1.73
Auca‐47 Hollín Sup. 83 114 0.75 0.66 14.61 0.30 6.83
7.4.1 Tasas críticas y tiempos de ruptura Campo Auca.
CAMPO CONONACO.
Pozo Yacimiento Qoc Meyer Qoc Schols Z
(tD)BT
Sob tBT Sob
STB/día STB/día días
(tD)BT
Bou
Con‐13 Hollín 134 185 0.58 0.48 12.04 0.23 6.63
Con‐18 Hollín Inf. 70 96 0.65 0.56 19.36 0.26 10.45
Con‐20 Hollín 86 135 0.91 0.87 59.61 0.38 30.58
Con‐24 Hollín Inf. 111 161 2.95 7.10 350.25 3.17 181.67
Con‐25 Hollín Inf. 85 121 1.50 1.86 84.48 0.77 40.81
7.4.2 Tasas criticas y tiempos de ruptura Campo Cononaco.
El cuadro 7.4.3, que se muestra a continuación, es un resumen del
cálculo de reservas recuperables y reservas remanentes hecho sobre
todos los pozos seleccionados para el análisis de esta tesis de acuerdo
con lo descrito en la sección 7.3 del presente capítulo.
tBT
Bou

POZO YACIMIENTO Sw Bo
171
h
neto Área Reservas EUR Res. Reman.
Fracción Fracción bbl/STB ft Ac STB STB STB
AUC‐1 H 0.12965 0.25455 1.111 60 200 5817125 5787460 29665
AUC‐3 H 0.185 0.22795 1.111 38.5 200 5590789 5096940 493849
Auc‐ 6 BT 0.1957 0.188 1.1338 19 200 3063263 2759330 303933
AUC‐6 H 0.1583 0.36285 1.111 44.05 200 4159805 2697570 1462235
AUC‐7 H 0.175 0.3097 1.111 51 200 5986687 5299370 687317
AUC‐14 U 0.1449 0.1528 1.0647 74.5 200 10024274 3588940 6435334
AUC‐28 H 0.16625 0.3128 1.111 58 200 6426223 2582530 3843693
AUC‐28 U 0.1836 0.09775 1.0647 52.25 200 9677751 885394 823811
AUC‐ 30 H 0.1519 0.3952 1.111 40.8 200 3417124 1229690 2187434
AUC‐34 HI 0.1351 0.2943 1.1253 38.5 200 3555056 1397860 2157196
AUC‐37 HS 0.1456 0.244 1.126 23.5 200 2574324 1644870 929454
AUC‐38 HI 0.2 0.1822 1.1253 30 200 5028326 4524000 504326
AUC‐39 H 0.1566 0.2267 1.111 84.1 200 10360798 1535120 8825678
AUC‐40 HI 0.2 0.1393 1.1253 47 200 8433738 761987 813868
AUC‐47 HS 0.153 0.3561 1.126 14.5 200 1326449 1111790 214659
CON‐1 HI 0.136 0.335 1.1087 98 200 5875452 5117220 758232
CON‐ 3 HI 0.175 0.354 1.1087 50 200 3624645 3091540 533105
CON‐13 H 0.196 0.308 1.1417 47 200 4281617 3685890 595727
CON‐ 15 H 0.159 0.234 1.2073125 45 200 3825278 3350980 474298
CON‐15 HI 0.148 0.438 1.1087 50 200 2195499 1613400 582099
CON‐ 18 HI 0.154 0.392 1.1087 83 200 4615133 1873230 2741903
CON‐ 20 H 0.1535 0.3535 1.162325 70.75 200 4298448 3201970 1096478
CON‐24 HI 0.1301 0.422 1.1087 76 200 3154943 2477850 677093
CON‐25 HI 0.161 0.482 1.1087 87 200 3293215 1689020 1604195
Total 120605963 67003951 38775583
Tabla 7.4.3 Reservas calculadas para los pozos seleccionados.
EUR significa “ÚLTIMO RECOBRO ESTIMADO” por sus siglas en Inglés. Fue obtenido
de las curvas de declinación generadas para todos los pozos en estudio como se puede
ver en los ejemplos del capítulo 6. Se calcula sumando la producción acumulada de
cada pozo hasta mayo del 2008, que es la última fecha en la que se disponía de datos
reales de campo, más el recobro proyectado hasta el qECONÓMICO.

8 ANÁLISIS DE CURVAS IPR.
8.1 CURVAS IPR (INFLOW).
CAPÍTULO VIII.
Reagrupando la ecuación 4.6.1 del capítulo 4:
Se obtiene:
J
Qo
Pr Pwf
Qo
IP Ec. 4.6.1
∆p
Qo JPr Pwf J ∆P Ec. 8.1.1
Del mismo modo la ecuación 4.6.1 puede ser escrita como:
Pwf Pr 1
Qo Ec. 8.1.2
J
La expresión 8.1.2 muestra que la graficación de presión de fondo
fluyente Pwf en función de Qo genera una línea recta con pendiente (-1/J)
como indica el gráfico 8.1.1
Gráfico 8.1.1 Pwf vs Qo (Curva IPR).
172

Esta representación gráfica de la relación que existe entre la tasa de flujo
de petróleo y la presión de fondo fluyente es conocida como IPR por sus
siglas en inglés para Inflow Performance Relationship.
Se deben notar ciertas particularidades de la curva IPR como:
• Cuando la presión de fondo fluyente Pwf es igual a la presión
promedio del reservorio Pr, la rata de flujo es cero debido a la
ausencia de diferencial de presión.
Qo JPr Pwf
Si: Pr Pwf
Qo J0
Qo = 0
• La máxima rata de flujo ocurre cuando la presión de fondo fluyente
Pwf es cero. Esta rata máxima se le conoce como flujo abierto
absoluto y está representado como AOF, absolute open flow por
sus siglas en Inglés, en el gráfico 8.1.2. A pesar de que en la
práctica esta condición de flujo no puede darse, su definición es útil
en muchas aplicaciones para la Ingeniería de Petróleos. La máxima
rata de flujo estará dada por la ecuación:
Qo JPr Pwf
Si Pwf = 0
Qo = J (Pr – 0)
Qo J Pr Q max Ec. 8.1.3
• La pendiente de la IPR es igual al recíproco negativo del índice de
productividad.
La ecuación 8.1.1 sugiere que el influjo dentro del pozo guarda una
proporcionalidad directa con el diferencial de presión, siendo el índice de
productividad la constante de proporcionalidad. Muskat, Evinger y Voguel
173

obsevaron que cuando la presión cae bajo el punto de burbuja, el IPR se
desvía de una relación lineal simple como se muestra en el gráfico 8.1.3:
Gráfico 8.1.3 IPR bajo el punto de burbuja.
Es importante acotar que el índice de productividad es una medida válida
del potencial productivo de un pozo solo si se ha alcanzado condiciones
pseudo-estables de flujo. Como se indica en la figura 8.1.4 las variables
que determinan el índice de productividad son muy cambiantes bajo flujo
transiente.
Gráfico 8.1.4 Índice de productividad para diferentes regímenes de flujo.
El índice de productividad podría ser numéricamente calculado
reconociendo que J debería estar definido en términos de condiciones de
flujo pseudo estable de la siguiente forma:
174

0.00708 h k
J
ln r 0.75 s
r k Ec. 8.1.4
µ B Igualando el término que está contenido entre las llaves a la variable c, la
ecuación anterior puede ser escrita así:
Jc k Ec. 8.1.5
µ B La ecuación 8.1.5 revela que las tres variables (μo, kro y Bo) que afectarían
el valor del índice de productividad son esencialmente dependientes de
presión:
1. Viscosidad del petróleo µo.
2. Factor volumétrico del petróleo Bo.
3. Permeabilidad relativa al petróleo kro.
La figura 8.1.5 ilustra esquemáticamente el comportamiento de dichas
variables como función de presión.
Gráfico 8.1.5 Efecto de la presión sobre Bo, µo y kro.
175

El gráfico 8.1.6 muestra el efecto total de la presión cambiante sobre el
término (kro/µoBo). Sobre el punto de burbuja, la permeabilidad relativa del
petróleo es igual a 1 y el término kro/µoBo es casi constante. A medida que
la presión declina bajo el punto de burbuja, el gas se libera causando un
decremento grande en kro y kro/µoBo.
Gráfico 8.1.6 kro/µoBo como función de presión.
El gráfico 8.1.7 ilustra cualitativamente el efecto de la depleción del
reservorio sobre el IPR.
Gráfico 8.1.7 Efecto de la presión del reservorio sobre IPR.
176

8.2 MÉTODOS Y ECUACIONES.
La gráfica de IPR tiene una forma lineal solo mientras la presión de fondo
fluyente sea mayor a la presión de saturación, es decir, el petróleo sea
subsatruado. Cuando el petróleo está saturado, la gráfica de IPR se
vuelve curva. Existen varios métodos empíricos diseñados para prevenir
el comportamiento no lineal del IPR. La mayoría de estos métodos
requieren por lo menos una prueba de flujo estabilizada en la que se mida
Qo y Pwf.
Método de Vogel.
Vogel utilizó un modelo computacional para generar IPRs para varios
reservorios hipotéticos con petróleo saturado produciendo bajo un amplio
rango de condiciones. Vogel normalizó las IPRs obtenidas y expresó las
relaciones en una forma adimensional. Normalizó las IPRs introduciendo
los siguientes parámetros adimensionales:
Presión adimensional Pwf
Pr
Caudal de petróleo adimensional
177
Qo
Qomax
Donde Qo max es la máxima rata de flujo a presión de fondo fluyente
cero.
Vogel ploteó las curvas IPR adimensionales para varios casos estudiados
y llegó a la siguiente relación entre los parámetros adimensionales
escritos arriba:
Qo
Qomax 10.2Pwf
0.8Pwf
Pr Pr
Ec. 8.2.1
Donde:
Qo = tasa de flujo de petróleo a Pwf
Qo max = máxima rata de flujo de petróleo a Pwf = 0

Pr = presión de reservorio (PSI)
Pwf = presión de fondo fluyente (PSI)
El método de Vogel requiere los siguientes datos:
• Presión de reservorio.
• Presión del punto de burbuja.
• Prueba de flujo estabilizada que incluya Qo a Pwf.
8.3 CONSTRUCCIÓN DE CURVAS IPR.
Se pudo recopilar los datos necesarios para la construcción de curvas de
IPR de los pozos seleccionados a partir de pruebas de restauración de
presión archivadas en el departamento de Ingeniería de Petróleos del
Área Auca y en el Archivo Técnico de Petroproducción.
A continuación se describirá con un ejemplo típico el proceso de
construcción de las curvas IPR.
POZO AUCA-1 ARENA HOLLÍN.
Los datos obtenidos de una prueba de restauración de presión referente
al pozo Auca-1 fueron los siguientes:
Pr = 4511 PSI
Pwf = 3486.7 PSI.
Qo = 711 STB/día
Pb = 58 PSI
178

1. Con la presión de reservorio y los datos de Pwf y Qo de la prueba
de flujo estabilizada se trazó una recta considerando que la prueba
tuvo lugar bajo condiciones de flujo subsaturadas. Esta recta es la
de color azul y se le llama “IPR” como se muestra en el gráfico
8.3.1.
5000
4000
3000
Pwf (PSI)
2000
1000
Curva IPR Auc‐1 Arena Hollín.
0
0 1000
Caudal de producción
2000
(STB/día)
3000 4000
Gráfico 8.3.1 Primer paso de la construcción de la curva IPR.
2. La hoja de cálculo permitió determinar la tendencia lineal de la
recta azul y extrapolarla hasta alcanzar Pwf=0. La recta que
describe esta extrapolación está citada en cada gráfico bajo el
nombre de “Lineal IPR”.
5000
4000
3000
Pwf (PSI)
2000
1000
Curva IPR Auc‐1 Arena Hollín.
0
Gráfico 8.3.2 Segundo paso de la construcción de la curva IPR.
179
IPR
IPR
Lineal (IPR)
0 1000
Caudal de producción
2000
(STB/día)
3000 4000

3. Se calcula el índice de productividad J aplicando la ecuación 4.6.1
a partir de los datos conocidos:
J
Qo
Pr Pwf
711 STB día
0.6939
4511 3486.7PSI
180
STB día
PSI
4. Conocida la presión de burbuja y el índice de productividad, se
calculó el caudal de flujo de petróleo bajo Pwf = Pb.
STB Qb J Pr Pb 0.6939
día
4511 58PSI 3089.81
PSI
STB día
5. Se calculó el caudal máximo de Vogel:
Qmax V J P
. 0.6939 STB í
PSI
6. Se calculó el Qmax sumando Qb + QmaxV:
PSI
. 22.35 STB día
.
Qo max = Qb + QmaxV = (3089.81 + 22.35) STB/día = 3112 STB/día
7. Utilizando el método de Vogel (ecuación 8.2.1) se calculó varios
caudales de petróleo correspondientes a presiones de fondo
fluyente inferiores a la presión de burbuja (Tabla 8.3.1).
Qo Qo max 1 0.2 Pwf
0.8Pwf
Pr Pr
Qo 3112 STB 30 PSI
30 PSI
día
1 0.2 0.8
4511 PSI 4511 PSI
Qo 3107.92 STB día

Pwf Qo
PSI STB/día
0 3112.16676
10 3110.77487
20 3109.35852
30 3107.91769
Tabla 8.3.1 Caudales de petróleo calculados utilizando el Método de Voguel.
8. Se graficó los datos de la tabla 8.3.1, obtenidos mediante el
Método de Voguel sobre el gráfico 8.3.2. La graficación de estos
puntos describe la línea roja que en cada gráfico se le cita como
“IPR saturado”.
5000
4000
3000
Pwf (PSI)
2000
1000
Curva IPR Auc ‐1 Arena Hollín
0
0 1000
Caudal de producción
2000
(STB/día)
3000 4000
Gráfico 8.3.3 Último paso de la construcción de la curva IPR.
A continuación se muestran las curvas IPR construidas para los pozos
escogidos dentro del estudio de los campos Auca y Cononaco precedidas
de los respectivos datos recopilados y calculados que se utilizan en su
graficación.
181
IPR
IPR
saturado
Lineal (IPR)

CURVAS IPR CAMPO AUCA.
POZO AUC-1 ARENA HOLLÍN.
Pr = 4511 PSI
Pwf = 3486.7 PSI
Qo = 711 STB/día
Pb = 58 PSI
J = 0.69 STB/día/PSI
Qb = 3089.81 STB/día
QmaxV = 22.35 STB/día
Qmax = QmaxV + Qb =3112 STB/día
5000
4000
3000
Pwf (PSI)
2000
1000
Curva IPR Auc ‐1 Arena Hollín
0
0 1000
Caudal de producción
2000
(STB/día)
3000 4000
Grafico 8.3.4 Curva IPR Arena Hollín Auc- 1
POZO AUC-3 ARENA HOLLÍN.
Pr = 3288 PSI
Pwf = 1654 PSI
Qo = 242 STB/día
Pb = 178 PSI
J = 0.15 STB/día/PSI
Qb = 460.6 STB/día
QmaxV = 14.65 STB/día
Qmax = QmaxV + Qb = 475.24 STB/día
182
IPR
IPR
saturado
Lineal (IPR)

3500
3000
2500
2000
Pwf (PSI)
1500
1000
500
Curva IPR Auc ‐3 Arena Hollín
0
0 100 200 300 400 500 600
Caudal de producción (STB/día)
Grafico 8.3.5 Curva IPR Arena Hollín Auc- 3.
POZO AUC-6 ARENA BASAL TENA.
Pr = 1068 PSI
Pwf = 774 PSI
Qo = 327 STB/día
Pb = 620 PSI
J = 1.11 STB/día/PSI
Qb = 498.29 STB/día
QmaxV = 383.11 STB/día
Qmax = QmaxV + Qb = 881.39 STB/día
1200
1000
800
Pwf (PSI) 600
400
200
0
Grafico 8.3.6 Curva IPR Arena Basal Tena Auc- 6
183
IPR
Curva IPR Auc‐6 Arena Basal Tena
IPR saturado
Lineal (IPR)
IPR
IPR saturado
Lineal (IPR)
0 500 1000 1500
Caudal de producción (STB/día)

POZO AUC-6 ARENA HOLLÍN.
Pr = 4682 PSI
Pwf = 1372 PSI
Qo = 156 STB/día
Pb = 178 PSI
J = 0.047 STB/día/PSI
Qb = 212.27 STB/día
QmaxV = 4.66 STB/día
Qmax = QmaxV + Qb = 216.93 STB/día
5000
4000
3000
Pwf (PSI)
2000
1000
0
Curva IPR Auc‐6 Arena Hollín
0 100
Caudal de
200
producción
300
(STB/día)
400 500
Grafico 8.3.7 Curva IPR Arena Hollín Auc- 6
POZO AUC-7 ARENA HOLLÍN.
Pr = 3157 PSI
Pwf = 1191 PSI
Qo = 299 STB/día
Pb = 178 PSI
J = 0.15 STB/día/PSI
Qb = 453.06 STB/día
QmaxV = 15.04 STB/día
Qmax = QmaxV + Qb = 468.1 STB/día
184
IPR
IPR saturado
Lineal (IPR)

3500
3000
2500
2000
Pwf (PSI)
1500
1000
500
0
Curva IPR Auc‐7 Arena Hollín
0 200
Caudal de
400
producción
600
(STB/día)
800 1000
Grafico 8.3.8 Curva IPR Arena Hollín Auc- 7
POZO AUC-14 ARENA NAPO U.
Pr = 1419 PSI
Pwf = 1136 PSI
Qo = 564 STB/día
Pb = 425 PSI
J = 1.993 STB/día/PSI
Qb = 1980.97 STB/día
QmaxV = 470.55 STB/día
Qmax = QmaxV + Qb = 2451.53 STB/día
1600
1400
1200
1000
Pwf (PSI) 800
600
400
200
0
Grafico 8.3.9 Curva IPR Arena Napo U Auc- 14
185
IPR
Curva IPR Auc‐14 Arena Napo U
IPR saturado
Lineal (IPR)
IPR
IPR saturado
Lineal (IPR)
0 1000
Caudal de producción
2000
(STB/día)
3000 4000

POZO AUC-28 ARENA NAPO U.
Pr = 1522 PSI
Pwf = 1303 PSI
Qo = 444 STB/día
Pb = 425 PSI
J = 2.027 STB/día/PSI
Qb = 2224.05 STB/día
QmaxV = 478.69 STB/día
Qmax = QmaxV + Qb = 2702.74 STB/día
1600
1400
1200
1000
Pwf (PSI) 800
600
400
200
0
Curva IPR Auc‐28 Arena Napo U
0 1000
Caudal de producción
2000
(STB/día)
3000 4000
Grafico 8.3.10 Curva IPR Arena Napo U Auc- 28
POZO AUC-30 ARENA HOLLÍN.
Pr = 4227 PSI
Pwf = 3182 PSI
Qo = 226 STB/día
Pb = 178 PSI
J = 0.216 STB/día/PSI
Qb = 875.67 STB/día
QmaxV = 21.37 STB/día
Qmax = QmaxV + Qb = 897.05 STB/día
186
IPR
IPR saturado
Lineal (IPR)

4500
4000
3500
3000
2500
Pwf (PSI)
2000
1500
1000
500
0
Curva IPR Auc‐30 Arena Hollín
0 200
Caudal de
400
producción
600
(STB/día)
800 1000
Grafico 8.3.11 Curva IPR Arena Hollín Auc- 30
POZO AUC-34 ARENA HOLLÍN INFERIOR.
Pr = 4495 PSI
Pwf = 3450 PSI
Qo = 780 STB/día
Pb = 180 PSI
J = 0.746 STB/día/PSI
Qb = 3220.76 STB/día
QmaxV = 74.64 STB/día
Qmax = QmaxV + Qb = 3295.41 STB/día
5000
4000
3000
Pwf (PSI)
2000
1000
0
Grafico 8.3.12 Curva IPR Arena Hollín Inf. Auc- 34
187
IPR
Curva IPR Auc‐34 Arena Hollín Inf.
IPR saturado
Lineal (IPR)
0 1000
Caudal de producción
2000
(STB/día)
3000 4000
IPR
IPR saturado
Lineal (IPR)

POZO AUC-37 ARENA HOLLÍN SUPERIOR.
Pr = 4524 PSI
Pwf = 3318 PSI
Qo = 2098 STB/día
Pb = 175 PSI
J = 1.74 STB/día/PSI
Qb = 7565.67 STB/día
QmaxV = 169.13 STB/día
Qmax = QmaxV + Qb = 7734.8 STB/día
3000
Pwf (PSI)
2000
Curva IPR Auc‐37 Arena Hollín Sup.
5000
4000
1000
0
0 2000
Caudal
4000
de producción
6000
(STB/día)
8000 10000
Grafico 8.3.13 Curva IPR Arena Hollín Sup. Auc- 37
POZO AUC-38 ARENA HOLLÍN INFERIOR.
Pr = 3497 PSI
Pwf = 1982 PSI
Qo = 1740 STB/día
Pb = 180 PSI
J = 1.149 STB/día/PSI
Qb = 3809.62 STB/día
QmaxV = 114.85 STB/día
Qmax = QmaxV + Qb = 3924.45 STB/día
188
IPR
IPR saturado
Lineal (IPR)

Pwf (PSI) 2000
Curva IPR Auc‐38 Arena Hollín Inf.
4000
3500
3000
2500
1500
1000
500
0
0 2000
Caudal
4000
de producción
6000
(STB/día)
8000 10000
Grafico 8.3.14 Curva IPR Arena Hollín Inf. Auc- 38
POZO AUC-39 ARENA HOLLÍN.
Pr = 4336 PSI
Pwf = 2371 PSI
Qo = 1451 STB/día
Pb = 180 PSI
J = 0.727 STB/día/PSI
Qb = 3044.55 STB/día
QmaxV = 72.73 STB/día
Qmax = QmaxV + Qb = 3117.29 STB/día
5000
4000
3000
Pwf (PSI)
2000
1000
0
Curva IPR Auc‐39 Arena Hollín
Grafico 8.3.15 Curva IPR Arena Hollín Auc- 39
189
IPR
IPR saturado
Lineal (IPR)
0 1000
Caudal de producción
2000
(STB/día)
3000 4000
IPR
IPR saturado
Lineal (IPR)

POZO AUC-40 ARENA HOLLÍN INFERIOR.
Pr = 4104 PSI
Pwf = 3217 PSI
Qo = 990 STB/día
Pb = 180 PSI
J = 1.116 STB/día/PSI
Qb = 4379.66 STB/día
QmaxV = 111.61 STB/día
Qmax = QmaxV + Qb = 4491.27 STB/día
3000
Pwf (PSI)
2000
Curva IPR Auc‐40 Arena Hollín Inf.
5000
4000
1000
0
0 1000
Caudal
2000
de producción
3000
(STB/día)
4000 5000 6000
Grafico 8.3.16 Curva IPR Arena Hollín Inf. Auc- 40
POZO AUC-47 ARENA HOLLÍN SUPERIOR.
Pr = 3376 PSI
Pwf = 1025 PSI
Qo = 437 STB/día
Pb = 175 PSI
J = 0.186 STB/día/PSI
Qb = 594.99 STB/día
QmaxV = 18.07 STB/día
Qmax = QmaxV + Qb = 613.07 STB/día
190
IPR
IPR saturado
Lineal (IPR)

4000
3500
3000
2500
Pwf (PSI) 2000
1500
1000
500
0
Pr= 4821.8 PSI
Pwf= 2741.5 PSI
Qo= 1692 STB/día
Pb= 58 PSI
J= 0.81 STB/día/PSI
Qb= 3874.61 STB/día
Qmax V= 26.21 STB/día
Curva IPR Auc‐47 Arena Hollín Sup.
0 200
Caudal de
400
producción
600
(STB/día)
800 1000
Grafico 8.3.17 Curva IPR Arena Hollín Sup. Auc- 47.
CURVAS IPR CAMPO CONONACO.
POZO CON-3 ARENA HOLLÍN INFERIOR.
Qmax= Qmax V + Qb = 3900.82 STB/ día
191
IPR
IPR saturado
Lineal (IPR)

Pwf (PSI) 3000
Pr= 4505.9 PSI
Pwf= 4341.6 PSI
Qo= 361 STB/día
Pb= 107 PSI
2000
1000
J= 2.2 STB/día/PSI
Qb= 9665.26 STB/día
Qmax V= 130.61 STB/día
Curva IPR Con‐3 Arena Hollín Inf.
6000
5000
4000
0
0 1000
Caudal de producción
2000
(STB/día)
3000 4000
Grafico 8.3.18 Curva IPR Arena Hollín Inf. Con- 3
POZO CON-13 ARENA HOLLÍN.
Qmax= Qmax V + Qb = 9795.88 STB/ día
5000
4000
3000
Pwf (PSI)
2000
1000
Curva IPR Con‐13 Arena Hollín
0
Grafico 8.3.19 Curva IPR Arena Hollín Con- 13.
192
IPR
IPR saturado
Lineal (IPR)
IPR
IPR saturado
Lineal (IPR)
0 2000
Caudal de
4000
producción
6000
(STB/día)
8000 10000

Pr= 4851.6 PSI
Pwf= 3456 PSI
Qo= 821 STB/día
Pb= 107 PSI
J= 0.59 STB/día/PSI
Qb= 2791.14 STB/día
Qmax V= 34.97 STB/día
POZO CON-15 ARENA HOLLÍN.
Qmax= Qmax V + Qb = 2826.11 STB/ día.
Pr= 4545 PSI
Pwf= 1787 PSI
Qo= 749 STB/día
Pb= 107 PSI
6000
5000
4000
Pwf (PSI) 3000
2000
1000
J= 0.27 STB/día/PSI
Qb= 1205.24 STB/día
Qmax V= 16.14 STB/día
Curva IPR Con‐15 Arena Hollín
0
0 1000
Caudal de producción
2000
(STB/día)
3000 4000
Grafico 8.3.20 Curva IPR Arena Hollín Con- 15.
POZO CON-18 ARENA HOLLÍN INFERIOR.
Qmax= Qmax V + Qb = 1221.39 STB/ día.
193
IPR
IPR saturado
Lineal (IPR)

Pr= 4831.9 PSI
Pwf= 4390.6 PSI
Qo= 471 STB/día
Pb= 107 PSI
5000
4000
3000
Pwf (PSI)
2000
1000
J= 3.33 STB/día/PSI
Qb= 14749.67 STB/día
Qmax V= 198.15 STB/día
0
Curva IPR Con‐18
Arena Hollín Inf.
0 1000
Caudal de producción
2000
(STB/día)
3000 4000
Grafico 8.3.21 Curva IPR Arena Hollín Inferior Con- 18
POZO CON-20 ARENA HOLLÍN.
Qmax= Qmax V + Qb = 14947.81 STB/ día
5000
4000
3000
Pwf (PSI)
2000
1000
0
Grafico 8.3.22 Curva IPR Arena Hollín Con- 20
194
IPR
Curva IPR Con‐20 Arena Hollín
IPR
IPR
saturado
Lineal (IPR)
IPR saturado
Lineal (IPR)
0
Caudal
5000
de producción
10000
(STB/día)
15000

POZO CON-24 ARENA HOLLÍN INFERIOR.
Pr= 4820.2 PSI
Pwf= 4018.7 PSI
Qo= 1528 STB/día
Pb= 78 PSI
J= 1.91 STB/día/PSI
Qb= 9078.78 STB/día
Qmax V= 61.43 STB/día
Qmax= Qmax V + Qb = 9140 STB/ día.
Pr= 4540 PSI
Pwf= 1680.6 PSI
Qo= 518 STB/día
Pb= 58 PSI
6000
5000
4000
Pwf (PSI) 3000
2000
1000
J= 0.18 STB/día/PSI
Qb= 811.95 STB/día
Qmax V= 5.83 STB/día
0
Curva IPR Con‐24 Arena Hollín Inf.
0 2000
Caudal de
4000
producción
6000
(STB/día)
8000 10000
Grafico 8.3.23 Curva IPR Arena Hollín Inf. Con- 24
POZO CON-25 ARENA HOLLÍN INFERIOR.
Qmax= Qmax V + Qb = 817.78 STB/ día
195
IPR
IPR saturado
Lineal (IPR)

5000
4000
3000
Pwf (PSI)
2000
1000
0 200
Caudal de
400
producción
600
(STB/día)
800 1000
Grafico 8.3.24 Curva IPR Arena Hollín Inf. Con- 25
8.4 DIFERENCIALES DE PRESIÓN ESPERADOS CON LAS TASAS DE
PRODUCCIÓN CRÍTICAS.
Partiendo de las tasas de producción de petróleo críticas calculadas para
los pozos con problemas de conificación de agua en el capítulo 7 y de los
índices de productividad obtenidos en el presente capítulo, se determinó
los diferenciales de presión correspondientes a las tasas críticas de cada
pozo de acuerdo con el siguiente cálculo típico del pozo Auca-1:
IP = J = 0.69 STB/día/PSI
Qoc Meyer = 39 STB/día
Qoc Schols = 59 STB/día
0
Curva IPR Con‐25 Arena Hollín Inf.
Considerando que ambas tasas críticas (Qoc) son menores que el caudal
de producción a Pwf = Pb, que en el pozo Auca 1 es Qb = 3089.81
STB/día, la siguiente condición para índice de productividad es aplicable:
IP J Q
∆P
196
IPR
IPR saturado
Lineal (IPR)

Despejando:
∆P Meyer
∆P Schols
Qoc Meyer
J
Qoc Schols
J
∆P Q
J
39 STB/día
56.21 PSI
STB
0.69
día PSI
59 STB/día
85.04 PSI
STB
0.69
día PSI
En las tablas 8.4.1 y 8.4.2 se resumen los resultados obtenidos de
diferenciales de presión a partir de las tasas críticas e índices de
productividad para los dos campos en estudio.
POZO ARENA IP ΔP Meyer ΔP Schols
STB/día/PSI PSI PSI
AUC‐1 HOLLÍN 0.69 56.21 85.04
AUC‐ 3 HOLLÍN 0.15 445.64 634.69
AUC‐ 34 HOLLÍN INF. 0.75 21.44 26.8
AUC‐ 37 HOLLÍN SUP. 1.74 57.48 87.38
AUC‐ 39 HOLLÍN 0.73 37.12 48.12
AUC‐ 40 HOLLÍN INF. 1.12 8.96 11.65
AUC‐ 47 HOLLÍN SUP. 0.19 446.53 613.3
Tabla 8.4.1 Diferenciales de presión calculados a partir de las tasas críticas. Campo
Auca.
POZO ARENA IP ΔP Meyer ΔP Schols
STB/PSI PSI PSI
CON‐ 13 HOLLÍN 2.2 60.99 84.2
CON‐ 18 HOLLÍN INF. 0.27 257.76 353.5
CON‐ 20 HOLLÍN 3.33 25.8 40.5
CON‐ 24 HOLLÍN INF. 1.91 58.22 84.45
CON‐ 25 HOLLÍN INF. 0.18 469.21 667.93
Tabla 8.4.2 Diferenciales de presión calculados a partir de las tasas críticas. Campo
Cononaco.
197

Se puede notar en las tablas 8.4.1 y 8.4.2 que los diferenciales de presión
que se debería aplicar para obtener tasas inferiores a las críticas y por lo
tanto evitar la formación del cono son bastante bajos e incluso
inaplicables desde un punto de vista práctico.
Tal es el caso de los pozos Auc 1, Auc-34, Auc, 37, Auc.30, Auc-40 y
Con-20, entre otros, en donde los diferenciales de presión calculados son
del orden de 9 PSI, 12 PSI, 22 PSI, 26 PSI, etc.
En la práctica estas condiciones son imposibles de alcanzar porque el
propio reservorio al ser puesto en producción bajo condiciones de flujo
natural genera gradientes muy superiores en virtud de su situación inicial.
Es posible que se pueda alcanzar diferenciales de presión tan bajos como
los requeridos para no superar las tasas críticas de producción de
petróleo en etapas posteriores cuando el yacimiento ya se ha depletado.
Sin embargo, en cualquier caso, los Ingenieros de Producción necesitan
aplicar diferenciales adecuados que garanticen el flujo de crudo hasta la
superficie recurriendo a sistemas de levantamiento artificial y estos
diferenciales definitivamente deberán ser muy superiores a los
diferenciales calculados en las tablas 8.4.1 y 8.4.2.
8.5 DETERMINACIÓN DE LA TASAS DE PRODUCCIÓN MÁXIMA.
A partir de las curvas de IPR realizadas en base al método de Vogel se
obtuvo los siguientes caudales máximos de producción de petróleo bajo
condiciones de flujo subsaturado y saturado (tabla 8.5.1):
198

POZO ARENA
Qo max
(subsaturado) = Qb
199
Qo max
(saturado)
= Qb + QmaxV
STB/dïa STB/dïa
AUC‐ 1 HOLLÍN 3089.81 3112.17
AUC‐ 3 HOLLÍN 460.6 475.25
AUC‐ 6 BASAL TENA 498.29 881.39
AUC‐ 6 HOLLÍN 212.27 216.93
AUC‐ 7 HOLLÍN 453.06 468.1
AUC‐ 14 U 1980.98 3451.53
AUC‐ 28 U 2224.06 2712.75
AUC‐ 30 HOLLÍN 875.67 897.06
AUC‐ 34 HOLLÍN INF 3220.77 3295.48
AUC‐ 37 HOLLÍN SUP. 7565.67 7734.81
AUC‐ 38 HOLLÍN INF. 3809.62 3924.48
AUC‐ 39 HOLLÍN 3044.55 3117.29
AUC‐ 40 HOLLÍN INF. 4379.66 4491.27
AUC‐ 47 HOLLÍN SUP. 594.99 613.07
CON‐ 3 HOLLÍN INF. 3874.61 3900.82
CON‐ 13 HOLLÍN 9665.26 9795.88
CON‐ 15 HOLLÍN 2791.14 2826.11
CON‐ 18 HOLLÍN INF. 1205.24 1221.39
CON‐ 20 HOLLÍN 14749.67 14947.82
CON‐ 24 HOLLÍN INF. 9078.78 9140.21
CON‐ 25 HOLLÍN INF. 811.95 817.78
Tabla 8.5.1 Tasas de Producción Máxima Campos Auca y Cononaco.
8.6 COMPARACIÓN DE LAS TASAS CRÍTICAS CON LAS TASAS
REALES PRODUCIDAS EN EL CAMPO.
Pozo Yacimiento Qoc Meyer Qoc Schols Qo real al inicio Qo real actual
STB/día STB/día STB/día STB/día
Auca‐1 Hollín 39 59 2589 684
Auca‐3 Hollín 66 94 1776 329
Auca‐28 Hollín 33 47 747 358
Auca‐34 Hollín Inf. 16 20 772 187
Auca‐37 Hollín Sup. 100 152 975 213
Auca‐39 Hollín 27 35 580 254
Auca‐40 Hollín Inf. 10 13 658 245
Auca‐47 Hollín Sup. 83 114 703 354
Tabla 8.6.1 Comparación entre Tasas Críticas y Tasas Producidas en el Campo Auca.

Pozo Yacimiento Qoc Meyer Qoc Schols Qo real al inicio
200
Qo real
actual
STB/día STB/día STB/día STB/día
Con‐13 Hollín 134 185 1307 303
Con‐18 Hollín Inf. 70 96 1099 601
Con‐20 Hollín 86 135 1525 337
Con‐24 Hollín Inf. 111 161 307 492
Con‐25 Hollín Inf. 85 121 914 216
Tabla 8.6.2 Comparación entre Tasas Críticas y Tasas Producidas en el Campo
Cononaco.
Observando las tablas 8.6.1 y 8.6.2, es simple concluir a breves rasgos
que los caudales críticos de producción de petróleo muestran una gran
disparidad con los caudales reales que se producen en los pozos en
cuestión. A continuación se muestra en gráficos de barras una
representación más visual de lo dicho (gráficos 8.6,1 y 8.6.2):
3000
2500
2000
Qo (STB/día) 1500
1000
500
Gráfico comparativo entre caudales críticos y
reales. Campo Auca. Qoc Meyer
0
Qoc Schols
Qo real al inicio
Qo real actual
AUC‐1 AUC‐3 AUC‐28 AUC‐34 AUC‐37 AUC‐39 AUC‐40 AUC‐47
Gráfico 8.6.1 Comparación entre caudales críticos calculados y tasas de
producción reales en el Campo Auca.

1800
1600
1400
1200
1000
Qo (STB/día)
800
600
400
200
Gráfico comparativo entre caudales críticos y
reales. Campo Cononaco Qoc Meyer
0
CON‐13 CON‐18 CON‐20 CON‐24 CON‐25
Gráfico 8.6.2 Comparación entre caudales críticos calculados y tasas de
producción reales en el Campo Cononaco.
Los caudales críticos calculados mediante en método de Schols fueron
entre 1.3 y 1.5 veces superiores a los de Meyer y Gardner. Por otro lado,
los caudales reales producidos en el campo son mucho mayores a los
críticos, entre 4 y 63 veces más, como se puede observar en los gráficos
8.6.1 y 8.6.2.
La magnitud de la tasa crítica de petróleo calculada mediante ambos
métodos es directamente proporcional a la diferencia entre las densidades
del agua y petróleo presentes en el yacimiento, a la permeabilidad de la
roca al petróleo y a la distancia entre el contacto agua petróleo y el último
punzado inferior en el casing.
Para evitar la conificación temprana del pozo se podría disparar en
intervalos más alejados del CAP o incrementar la permeabilidad horizontal
del reservorio mediante técnicas de acidificación o fracturamiento.
Como se detalla en la sección 8.4 del presente capítulo, el producir a
tasas iguales o inferiores a las críticas calculadas implicaría que el pozo
trabaje bajo diferenciales de presión que, desde un punto de vista
práctico, son muy difíciles de alcanzar.
201
Qoc Schols
Qo real al inicio
Qo real actual

Es importante tomar en cuenta que el operador trata de recuperar su
inversión de la manera más rápida y que por lo tanto exigirá producir en
grandes cantidades para amortizar sus gastos en el más corto plazo
posible aunque la sobrexplotaciòn del yacimiento acelere su depleción y
cause deficiencias en el recobro final. Si el precio del petróleo es bajo, la
operadora exigirá producir en más cantidad para asegurarse cubrir los
gastos de inversión inicial y los costos de operación. Si el precio del
petróleo es alto, también se requerirá producir más para aprovechar las
épocas en las que el negocio es más rentable.
Los dos métodos aplicados para cálculo de tasas críticas de producción
arrojan resultados muy bajos y por lo tanto no comerciales e inaplicables.
Si los pozos en cuestión produjeran tasas iguales a los caudales críticos
calculados mediante Meyer y Gardner, se obtendría un ingreso mensual
de $674 782 en Auca y de $874 492 en Cononaco, suponiendo un precio
de $60 por barril. Con tasas de producción iguales a las críticas
calculadas mediante el Método de Schols, los pozos en cuestión del
Campo Auca generarían ingresos mensuales brutos de $963 964 y los del
Campo Cononaco $1 256 117. Mientras tanto, actualmente los mismos
pozos bajo las tasas de producción real generan un ingreso mensual de $
4 723 200 en Auca y de $ 3 508 200 en Cononaco. Restringir la
producción de los pozos en estudio a los niveles calculados mediante el
Método de Meyer-Gardner o de Schols implicaría reducir los ingresos en
un 82% o en un 73% respectivamente de lo que se percibe actualmente
(gráfico 8.6.3).
202

10000000
9000000
8000000
Ingreso 7000000
mensulal ($)
6000000
5000000
4000000
3000000
2000000
1000000
0
Comparación del ingreso mensual
produciendo bajo Tasas críticas y tasas reales.
Meyer Schols Actual
Gráfico 8.6.3 Comparación del ingreso mensual produciendo bajo Tasas críticas
y tasas reales.
Si bien los métodos de Meyer-Gardner y de Schols para cálculo de tasas
críticas son empíricos, se debe reconocer que fueron desarrollados en
base a procesos matemáticos considerando variables propias del pozo,
del yacimiento y de los fluidos contenidos en el. Por lo tanto, las
magnitudes de los caudales críticos son indicativas de la sensibilidad de
los pozos más proclives a ser conificados. Para corroborar esta hipótesis
se puede observar las tablas 8.6.3 y 8.6.4. Las relaciones entre el caudal
real y los caudales críticos Qoreal/Qoc indican el índice de
sobrexplotación al que se ha sometido al pozo, es decir el número de
veces que se está produciendo sobre el caudal crítico. Si se compara la
magnitud Qoreal/Qoc (índice de sobrexplotación) con el flujo fraccional
actual que se está dando en los pozos se puede observar que los pozos
más sobrexplotados son los que en la actualidad producen mayor
cantidad de agua y por lo tanto los que tienen problemas más graves de
conificación. Esto se ilustra en los gráficos 8.6.4 y 8.6.5.
203

Pozo Yacimiento Qreal/Qoc Meyer Qreal/Qoc Schols Fw
fracción Fracción Fracción
Auca‐1 Hollín 17.63283274 11.51486658 0.659
Auca‐3 Hollín 4.95725615 3.483270074 0.441
Auca‐28 Hollín 10.7738168 7.53709379 0.653
Auca‐34 Hollín Inf. 12.02178058 9.377531304 0.474
Auca‐37 Hollín Sup. 2.119898589 1.396756639 0.327
Auca‐39 Hollín 9.4560676 7.273979653 0.735
Auca‐40 Hollín Inf. 23.5430243 19.06745614 0.841
Auca‐47 Hollín Sup. 4.255204828 3.105990779 0.664
Tabla 8.6.3 Índices de explotación calculados en base a las tasas críticas vs. flujo
fraccional. Campo Auca.
1
0,9
0,8
0,7
0,6
fw
0,5
(fracción)
0,4
0,3
0,2
0,1
0
Sobrexplotación vs. Flujo Fraccional. Campo
Auca.
0 5 10 15 20 25
Índice de sobrexplotación = Qoreal/Qoc
Gráfico 8.6.4 Sobrexplotación vs. Flujo Fraccional. Campo Auca.
Pozo Yacimiento Qreal/Qoc Meyer Qreal/Qoc Schols Fw
Fracción fracción Fracción
Con‐13 Hollín 2.263135603 1.641364336 0.746
Con‐18 Hollín Inf. 8.631446135 6.24708198 0.862
Con‐20 Hollín 3.921597825 2.499303965 0.786
Con‐24 Hollín Inf. 4.41682147 3.05503953 0.789
Con‐25 Hollín Inf. 2.541527875 1.782875907 0.608
Tabla 8.6.4 Índices de explotación calculados en base a las tasas críticas vs. flujo
fraccional. Campo Cononaco.
204
Qoreal/ QocMeyer
Qoreal/QoCSchols

1
0,9
0,8
0,7
0,6
fw
0,5
(fracción)
0,4
0,3
0,2
0,1
0
Sobrexplotación vs. Flujo Fraccional.
Campo Cononaco.
0 2 4 6 8 10
Índice de sobrexplotación = Qoreal/Qoc
Gráfico 8.6.5 Sobrexplotación vs. Flujo Fraccional. Campo Auca.
205
Qoreal/QocMeyer
Qo real/ Qoc Schols

CAPÍTULO IX.
9 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
9.1 CONCLUSIONES.
• En el campo Auca, la producción acumulada de 198.278.682
barriles, significa que se ha alcanzado un recobro del 15% del
POES actualmente. El factor de recobro estimado al abandono es
de 28.67%; por tanto las reservas remanentes son 163.530.987
barriles. Los reservorios productores en este campo son Basal
Tena, Napo U, Napo T, Hollín Superior y Hollín Inferior. El
yacimiento Napo, con sus unidades U y T, tiene mayor cantidad de
reservas y producción acumulada seguido de Hollín (Superior e
Inferior) y Basal Tena.
• En el campo Cononaco, la producción acumulada de 106 006 278
barriles, significa que se ha alcanzado un recobro del 31.88% del
POES actualmente. El factor de recobro estimado al abandono es
de 38.11%; por tanto las reservas remantente son 20 705 169
barriles. En Cononaco se produce de Napo U, Napo T, Hollín
Superior y Hollín Inferior. El yacimiento Hollín contiene la mayor
cantidad de reservas en este campo y ha producido la mayor
cantidad de hidrocarburos. Le siguen en importancia Napo T y
Napo U..
• En el campo Auca los porcentajes de aportación a la producción
total de petróleo son: Basal Tena 16.42%, Napo U 36%, Napo T
24% y Hollín 23%. En contraste la producción total de agua está
compuesta de acuerdo a las siguientes proporciones: Napo ( U y T)
55%, Hollín 33% y Basal Tena 12%. El acuífero de fondo activo,
responsable de la producción del yacimiento Hollín, influencia en
gran medida para que se tengan tasas de producción de agua
206

mayores asociadas a dicho reservorio. Las relaciones agua
petróleo actuales (Qa/Qo) son de 1.35, 0.86 y 0.67 para Hollín,
Napo y Basal Tena, estos datos corroboran la afirmación anterior.
• En el Campo Conocaco, la arena Hollín, conformada por las
unidades Hollín Superior y Hollín Inferior, aporta con el 59% de la
producción total de hidrocarburos y con el 75% de la producción
total de agua. Particularmente, Hollín Inferior se destaca porque su
producción de agua constituye más del 50% de la producción total
de agua del campo. En Hollín se produce 1.01 barriles de agua por
cada barril de petróleo mientras que en Napo esta relación es 0.47.
• A pesar de la cercanía geográfica y la similitud geológica entre los
yacimientos de los campos Auca y Cononaco, las historias de
presión obtenidas y comparadas para cada yacimiento en ambos
campos describen tendecias declinatorias diferentes, por lo que se
concluye que los campos Auca y Cononaco producen de
estructuras diferentes.
• El modelo de declinación exponencial es el más apropiado para
describir el comportamiento futuro de la producción de los pozos
seleccionados porque proporciona curvas con caídas más
pronunciadas que otros modelos.
• La base de datos disponibles de historia de producción para los
campos en estudio fue muy larga, más de 17000 registros
mensuales. Además las tendencias históricas de la producción de
agua fueron completamente variables causadas principalmente por
declinación de presión en los reservorios, adición o alteración de
los punzados, alteración del tamaño del choque, trabajos de
207

estimuación a los pozos o reservorios, trabajos de cementación
forzada.
• En general las curvas de diagnóstico para control de agua
propuestas por Chan fueron aplicables al análisis hecho en los
pozos seleccionados y arrojaron resultados diversos. Los casos de
conificación se presentaron únicamente en perforaciones hechas
en la formación Hollín, mientras que situaciones de canalización de
agua fueron detectadas en todas las formaciones productoras. En
el capítulo 6 se muestra varios ejemplos con su análisis detallado.
• Aplicando la teoría de Chan para determinación de problemas
causantes de producción excesiva de agua sobre los pozos
seleccionados se pudo determinar lo siguiente:
POZOS CONIFICADOS POZOS CANALIZADOS
Auc‐1 Formación Hollín Auc‐6 Formación Basal Tena
Auc‐3 Formación Hollín Auc‐6 Formación Hollín
Auc‐28 Formación Hollín Auc‐7 Formación Hollín
Auc‐34 Formación Hollín Inf. Auc‐14 Formación Napo U
Auc‐37 Formación Hollín Sup. Auc‐28 Formación Napo U
Auc‐39 Formación Hollín Auc‐30 Formación Hollín
Auc‐40 Formación Hollín Inf. Auc‐38 Formación Hollín Inf.
Auc‐47 Formación Hollín Sup. Con‐1 Formación Hollín Inf.
Con‐13 Formación Hollín Con‐3 Formación Hollín
Con‐18 Formación Hollín Inf. Con‐3 Formación Hollín Inf.
Con‐20 Formación Hollín Con‐15 Formación Hollín
Con‐24 Formación Hollín Inf. Con‐15 Formación Hollín Inf.
Con‐25 Formación Hollín Inf.
• La proveniencia de flujo de agua de un contacto agua petróleo
dinámico está descartada porque los pozos perforados
recientemente tienen profundidades de CAP casi iguales a las del
contacto agua petróleo original determinado en los pozos
exploratorios Auca-1 y Cononaco-1.
208

• Se encontró que los pozos Auc-1, Auc-3, Auc-6, Auc-7, Auc-14,
Auc-28, Auc-30, Auc-34, Auc-37, Auc-38, Auc-39, Auc-40, Auc-47,
Con-1, Con-3, Con-7, Con-13, Con-15, Con-18, Con-20, Con-24 y
Con-25 son candidatos a programas de control de agua por sus
altas tasas de producción de agua, tendencias declinatorias de
producción de petróleo aceleradas y alto potencial de reservas
remanentes que podrían dejarse sin explotar.
• Del estudio de las curvas de declinación generadas para los pozos
con problemas de producción de agua, se concluyó que los pozos
Auca-6, Auca-14, Auca 28, Auca30, Auca 34, Auca-37, Auca-39,
Auca-40, Con-1, Con-3, Con-7, Con-15, Con-18, Con-20, Con-24 y
Con-25 son los pozos con mayor cantidad de reservas remanentes,
dentro de todos los pozos analizados, que deberían ser explotadas.
• Únicamente de los reservorios analizados en los pozos escogidos
como problemáticos se obtuvo un potencial remanente de
53.445.867 barriles de petróleo que al ritmo de declinación
proyectado, sin aplicar ningún programa de control de agua,
quedarían en el subsuelo sin explotar. Este volumen remanente a
un precio de $60 por barril significaría $3.207.352.020 de ingresos
para el estado.
• Los métodos para cálculo de tasas críticas de producción arrojan
resultados muy bajos y por lo tanto no comerciales e inaplicables.
Si se restringiera el flujo de los pozos en estudio a niveles iguales a
las tasas críticas calculadas bajo el método de Meyer y Gardner, el
ingreso monetario decaería en un 82%. Si se produjera tasas
iguales a las calculadas mediante el método de Schols, el ingreso
se reduciría en un 73% de lo que actualmente se percibe.
209

• La tarea de hacer que los pozos fluyan a tasas de producción
menores a las tasas críticas calculadas, en la práctica, es
irrealizable porque se requeriría de diferenciales de presión
demasiado bajos que bajo flujo natural o levantamiento artificial no
se pueden dar.
• Al dividir las tasas reales de producción a los que fluyen los pozos
con problemas de conificación para las tasas críticas calculadas,
mediante los métodos de Meyer-Gardner o Schols, se obtiene un
factor que indica el grado de sobrexplotación al que esta siendo
sometido cada pozo. Los pozos con índices de sobrexplotación
más altos son los que tienen mayor flujo fraccional de agua y
problemas más graves de conificación como se muestra en la
sección 8.6 del capítulo 8.
9.2 RECOMENDACIONES.
• Para el diagnóstico de control de agua basado en la teoría de
Chan, es una práctica buena graficar todo el historial de producción
en un inicio para obtener una vista global. Luego, discriminar
períodos en los que las causas de producción de agua puedan
cambiar y graficar curvas referidas a los valores de WOR y sus
derivadas para identificar el origen del agua en cada período.
• Para el diagnóstico se sugiere seguir los siguientes pasos:
- Identificar el comportamiento normal de producción.
- Determinar las pendientes normales para curvas de WOR.
- Chequear la tendencia de sus derivadas (WOR`).
- Usar gráficas expandidas para analizar los períodos de interés.
210

• Este procedimiento se debería aplicar no solo a los pozos que
tengan problemas identificados de alta producción de agua sino
también para pozos no problemáticos en la misma área que estén
produciendo de la misma formación.
• Se recomienda hacer un análisis de las características mecánicas y
geológicas de los pozos seleccionados con el fin de plantear
soluciones como re-entry y drenar reservas de zonas no barridas
y/o poco barridas.
• Una práctica necesaria y muy beneficiosa es correr registros de
producción para, conjuntamente con las curvas de diagnóstico,
confirmar la entrada de agua en los diferentes intervalos y aplicar
las soluciones más adecuadas en las profundidades precisas.
• Para la estimación de reservas en los futuros pozos se debería
usar modelos de declinación exponencial.
• Los métodos de diagnóstico para control de agua deben hacerse
en etapas tempranas de desarrollo de los campos antes de que las
tasas de producción de agua alcancen niveles muy altos para
obtener mayor recobro de los reservorios y menores pérdidas por
implementación de técnicas para control, manejo, tratamiento y
reinyección de agua.
• Los resultados del análisis y el entendimiento del comportamiento
de flujo en el reservorio mejorarán si se dispone de historiales de
producción detallados que permiten determinar los mecanismos
predominantes de excesiva producción de agua.
• Para los pozos Auc-6, Auc-7, Auc-14, Auc-30, Auc-38, Con-1,
Con-3, Con-7 y Con-15 se recomienda hacer estudios de rastreo,
pruebas de interferencia y pulso. Los estudios de rastreo y pruebas
211

de interferencia y pulso verifican la comunicación entre pozos y
ayuda a los ingenieros para determinar la capacidad de flujo de un
canal. También se deberían correr registros de cementación para
descartar la posibilidad de que los canales de flujo pasen a través
de zonas de mala cementación.
• Para los pozos Auc-1, Auc-3, Auc-28, Auc-34, Auc-37, Auc-39,
Auc-40, Auc-47, Co-13, Con-18, Con-20, Con-24, Con-25 que
fueron determinados como con indicios de conificación a partir del
análisis, se recomienda correr registros de densidad del fluido,
Hydro, PSGT y TMD pueden ayudar a los ingenieros a determinar
el punto de entrada de agua dentro del pozo.
• Para evitar la conificación temprana del pozo se podría disparar en
intervalos más alejados del CAP o incrementar la permeabilidad
horizontal del reservorio mediante técnicas de acidificación o
fracturamiento.
212

9.3 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.
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Petrolíferos. Madrid, España. Editorial Andaluz.
- Matthews C. S. (1967). Pressure Build-Up and Flow Test in Wells.
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- Horne Ronald N. (1990). Modern Well Test Analysis. A Computer-
Aided Approach. Palo Alto, California. Petroway.
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- Dake L. P. (1998). Fundamentals of Reservoir Engineering.
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- Barberii, Efraín E. (1998). El pozo ilustrado. Caracas. FONCIED.
- NCT. (1998). Estudio de simulación de los Yacimientos del Campo
Auca-Auca Sur de Petroproducción en el Distrito Amazónico. Quito.
Petroproducción.
- Ahmed, Tarek (1999). Equations of stare and PVT Analysis
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Publishing Company.
- Bailey Bill (2000). Control del agua. Houston Texas. Oilfield Review.
- Ahmed, Tarek (2001). Reservoir Engineering Handbook. Houston,
Texas. Gulf Professional Publishing.
213

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Cononaco. Quito. Petroproducción.
- Halliburton (2002). Water Management Control. Houston, Texas.
- Romero, Francisco A. (2004). Monitoreo y análisis de la intrusión de
agua en la formación Hollín del campo Villano-Mayo 2004. Tesis no
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- Ahmed, Tarek. McKinney, Paul (2005). Advanced Reserivoir
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- Escobar Freddy (2007). Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos.
Neiva, Colombia. Editorial Universidad Surcolombiana.
- Grupo de Trabajo Àrea Auca (2007). Estudio del Área Auca. Quito.
Petroproducción.
- Guo, Boyun (2007).Petroleum Production Engineering. A Computer
Assisted Approach. Houston, Texas. Gulf Professional Publishing.
214