Planificacion y control Yacimiento C-3

Yacimiento: C-3 AREA LRF-0060

1.-Ubicación

El Campo Lamar se encuentra en la parte central-sur del lago de Maracaibo, la porción del campo que es objeto de estudio corresponde a la zona central del Bloque VI Lamar, abarcando una superficie aproximada de unos 21 km2.

El yacimiento C-3 se encuentra limitado tanto al norte como al sur por el cruce de la falla inversa VLE-400 y al este y Oeste por la misma falla inversa.

2.- Estratigrafía

La secuencia geológica del lago de Maracaibo está separada por las discordancias de las edades: post-eoceno (mioceno, eoceno, paleoceno y cretáceo), cada una está constituida por las formaciones que dependen del tiempo de depositación o formación de las capas.

La secuencia del Eoceno se encuentra cronológicamente entre las discordancias regionales de la base del Eoceno (tope Paleoceno) y la base del Mioceno Inferior. Su espesor se incrementa en el Sur, desde unos 1500 pies hacia el noroeste a más de 3000 pies. Se reconoce en esta secuencia a la formación Misoa, con sus dos miembros informales: las arenas C, como miembro inferior de la secuencia y las arenas B como el superior. Estos miembros han sido divididos en unidades y sub-unidades de flujo por la necesidad de la explotación petrolera.

Las arenas C., constituidas por interestratificación de areniscas blancas a grisáceas de granos finos y lutitas laminadas, micáceas y carbonaceas, reconociéndose sus unidades que desde el tope hacia la base son C-1, C-2,   C-3, C-4, C-5 y C-6 basándose en las características de los registros de pozos.

Estos intervalos a excepción de C-1 y C-2 representan los yacimientos en el área más petrolíferos en la cuenca del Lago de Maracaibo debido a que presentan un sello lutitico a dichas acumulaciones.

3.-Estructura

Esta estructura está representada por un anticlinal (específicamente una estructura tipo flor) alongado de rumbo NNE-SSW, limita al este y oeste por fallas inversas del mismo rumbo de la estructura y buzamientos convergentes, las cuales presentan un salto de 250 pies. La estructura presenta un declieve hacia el NNE, los buzamientos están en el orden de 10 grados hacia el oeste.

4.- Sedimentología

Las características de la formación Misoa, dependen de su posición en la cuenca del ambiente sedimentario, de la distancia entre ellas y de la fuente de los mismos. Hacia el Noreste se encuentran lutitas y areniscas de granos muy finos, mientras que hacia el sur y sureste, el porcentaje de la arena aumenta al 80% y 90% de la sección y los granos se hacen más gruesas, encontrándose areniscas, limolitas y lutitas intercaladas en distintas cantidades en toda la sección y hacia el este,  encierra algunas capas de caliza en la parte inferior, En el área del Lago de Maracaibo se encuentran capas delgadas de calizas en su parte inferior.

Las areniscas presentan tamaños variados de granos pero en general son de granos finos y gradan a limolitas y luego a lutitas. Son generalmente duras, micáceas frecuentemente carbonaceas y generalmente bien estratificadas a macizas. En el subsuelo, estas mismas arenas forman yacimientos múltiples verticales, con distribución lateral.

Las lutitas tienen una composición variable, casi siempre con micáceas arenosas a limoliticas, con abundantes estratos delgados, estría y películas de arenas, limo y materias carbonaceo, que les da un aspecto laminado con estructura “flaser” que se presenta como areniscas y limolitas compuestas.

Las calizas son escasas y se presentan en la base de la formación, en la región sur oriental y al sur del lago las cuales suelen ser de color gris a gris azulado, duras, con espesor de menos de un metro a varios metros, arenosos, degradándose a areniscas calcáreas.

Todo esto representa un proceso sedimentario  que varía desde deltaico alto, al sureste y sur a deltaico bajo y marino somero al norte y noreste.

De un estudio de núcleo del centro del lago de Maracaibo de los afloramientos en el área, encontró 3 tipos de acumulaciones de arenas: barreras de meandro, rellenos de canales de distribución y barras de desembocaduras o barras litorales. Las 2 primeras corresponden al ambiente de alto delta y la tercera estaría en el bajo delta y zona litoral.

El ambiente sedimentario constituye ambientes de un complejo flujo deltaico en los cuales se reconocen llanuras deltaicas y canales distributarios y el frente del delta.

5.-Propiedades petrofísicas

R= El análisis de las propiedades de las rocas se estimaron por medio de la utilización del paquete computarizado TERRASTATION, este programa utiliza un set de registros digitalizados de los pozos pertenecientes al yacimiento.

Saturación de agua

La saturación de agua se calculó por medio de la técnica de WAXMAN-SMITS, esta nos determina la buena prospectiva de las arenas debido So= 1-Sw, por lo que se necesita conocer con detalle:

[pic 1]

Cuyos parámetros son  los siguientes:

Sw= Saturación de agua en la zona virgen, fracción.

Rt= Resistividad verdadera de la zona virgen, ohm-m.

ᴓ= Porosidad, fracción.

m= factor de cementación corregido por arcilla.

A= Constante de Archie.

Qv= Capacidad de intercambio catiónico en la zona.

Bv= Conductancia equivalente de la zona.

N= Exponente de saturación corregido por arcillosidad.

Volumen de Arcilla, VSH.

Para la evaluación de formaciones se deben considerar el volumen de arcilla contenida en ellas, por medio de la medida de rayos gamma, se puede estimar la fracción de arcilla que contienen los materiales radioactivos mediante la siguiente ecuación:

[pic 2]

Porosidad.

Es la medida de espacio intersticial y se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca.

[pic 3]

Entendiéndose por Vp volumen poroso y al Vt el volumen total menos el volumen de los sólidos contenidos en dicha roca, la porosidad puede expresarse indistintamente en fracción o porcentaje.

Permeabilidad.

Es una propiedad que no se determina cuantitativamente, en forma directa de los registros que se le corren a los pozos, se obtiene mediante el uso de correlaciones, basadas en datos representativos del área de estudio, a partir de las medidas de núcleo para cada yacimiento.

Criterios para definir ANT, ANP y ANE.

Los parámetros para llevar a cabo una evaluación petrofísica es la siguiente:

Arena neta petrolífera (ANP) ᴓ * So ≥ 6%

Saturación de agua (Sw) ≤ 50%

Espesor de arena ≥ 4 pies

Contenido de arcilla ≤ 50%

Estos parámetros son tomados de las propiedades de las rocas (Vsh, ᴓ, Sw), permitiendo determinar los parámetros ANT, ANP, ANE, los cuales se conocen con el nombre de criterios de cortes (Cut-off), los mismos serán representativos para toda el área de estudio.

ANT: Es el espesor de arena libre de arcilla que existe en la formación, por lo cual su valor es Vsh ≤ 50%.

ANP: Es el espesor de arena contentiva de hidrocarburos por encima del C.A.P por lo cual su valor es de:

Sw ≤ 50%

Vsh ≤ 50%

ᴓ* So ≥ 6%

ANE: Es el espesor de arena que garantiza la producción del fluido de la roca (ANP de mejor calidad), por lo cual sus valores están alrededor de:

Vsh ≤ 50%

Sw ≤ 45%

ᴓ ≥ 12%

[pic 4]

6.- Propiedades de los fluidos

El comportamiento volumétrico de los fluidos en el yacimiento como una función de la presión, se requiere para la correcta evaluación de las reservas de un yacimiento, la selección y utilización del esquema de explotación más apropiado por lo que se debe tener el cotejo y predicción de su comportamiento. Estos análisis dependen de datos confiables sobre las características del fluido que contiene el yacimiento y se obtienen a partir del análisis PVT (Presión-Volumen-Temperatura) de muestras de fluidos.

Para el yacimiento en estudio, no se disponía de análisis PVT, por lo que se realizó la generación del análisis PVT.

La generación de estos análisis PVT se realizó a partir del comportamiento de producción de los pozos descubridores de cada uno de los yacimientos, para poder determinar las propiedades de los fluidos a las condiciones iniciales del yacimiento.

La presión inicial se determinó de la extrapolación de la zona existente en el gráfico de presión vs acumulación de petróleo.

Con la realización de los gráficos RGP vs NP y RGP vs Tiempo se puede obtener la RGP promedio que será equivalente o igual al Rsi si el yacimiento es subsaturado. En el mismo se determina el tiempo en el cual se empieza a liberar gas.

Con este tiempo se entra en el gráfico de presión vs tiempo, para luego interceptar la curva y leer el eje Y  el valor estimado de la presión de burbuja.

La gravedad específica del gas  se puede estimar de un análisis cromatografico de gas o de los PVT vecinos del área, para luego tomar un promedio aritmético.

Los API° se obtiene de las pruebas de producción de los pozos por cada yacimiento, En el mismo se debe realizar un gráfico de frecuencia vs °Api en donde el valor más representativo seria la moda, que es el valor que mas se repite.

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