INYECCIÓN DE AGUA DE CAMPO HIPOTÉTICO SAMALIA

DISEÑO DE PRUEBA PILOTO DE INYECCIÓN DE AGUA

Se analizó las estructuras del campo Samalia y sus vecindades con el campo Libertadores. De los cuales este proyecto se refiere a los pozos SAM- 176 al SAM-180.

1. INTRODUCCIÓN DEL CAMPO

El campo samalia se ubica en la región oriental de Ecuador. Se perforaron 18 pozos en el campo, incluyendo el SAM-176.

El campo en la actualidad tiene problemas de depletación de su presión en el yacimiento Inferior, en algunos pozos la presión ha disminuido ya por debajo de la presión de burbuja, lo cual afecta directamente su producción.

2. UBICACIÓN GEOFRAFICA

El campo samalia tiene dos cuencas sedimentarias productivas de hidrocarburos, la cuenca Oriente y la Cuenca Progreso.

El campo Samalia está en la parte este de la cuenca Oriente, al norte del Ecuador, a unos 240 km de Quito y a 15 km de la frontera con Colombia.

3. DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA.

El campo samalia está constituido por un anticlinal alargado con dirección Norte Sur aproximadamente, limitado al Este por una falla inversa y presentando su lado Oeste levantado.

El campo samalia se extiende 15 de norte a Sur y 2.5 Kilómetros de ancho.

Este campo aparece la unidad estratigráfica de edad Cretácica de la formación Napo y la Unidad Cretácea Paleocena arenisca Basal Tena.

Los principales yacimientos en este campo son las areniscas Inferior presentes en la formación Napo y ocasionalmente presentan producción de hidrocarburos en la arenisca Basal Tena.

4. Correlaciones Estructurales

Se pueden observar las correlaciones en los pozos SAM-176 al SAM-180.

El SAM 176 y SAM 177 pueden verse sus correlaciones estando el SAM 177 en la zona más elevada del anticlinal.

5. CARACTERIZACIÓN DEL YACIMIENTO INFERIOR DE LOS POZOS SAM 176 Y SAM 177

YACIMIENTO INFERIOR SAM 176 SAM 177

Porosidad Promedio 13.3 % 15.9%

Permeabilidad Promedio 283.5 mD

Sw promedio 19.6% 9.6%

Espesor Neto 18 pies 25 pies

API @ 60 F 28.3

T (°F) 203

Pi 3982 psi

Pb 1485 psi

Viscosidad µoi 1.34 cp

µob 1.05 cp

Boi 1.206 BY/BN

Bob 1.348 BY/BN

Factor de Recobro 20%

6. CALCULO DE LA EFICIENCIA DEL DESPLAZAMIENTO APLICANDO BUCKLEY-LEVERETT

6.1. DATOS DEL CAMPO SAMALIA

6.1.1. Permeabilidades relativas. Tomando como base los datos arrojados por el campo vecino Independiente. Las permeabilidades relativas del petróleo y del agua de la Arenisca Inferior son:

6.1 Tabla de Permeabilidades Relativas

Sw (%) Kro Krw

24.3 1.0000 0.0000

25.1 0.9500 0.0027

31.5 0.6100 0.0110

37.5 0.3500 0.0270

42.7 0.2300 0.0530

53.1 0.0670 0.1400

55.4 0.0510 0.1700

66.3 0.0059 0.2600

68.4 0.0000 0.2800

Esta roca por lo tanto es mojada al agua ya que cumple con los requisitos para tal efecto:

• La saturación irreductible menor debe ser mayor a 20%, que para este caso es de 24.3 %

• El cruce entre Kro y Krw debe tener un valor de Saturación mayor a 50%, que para este efecto es de 52%.

• El porcentaje mayor de permeabilidad relativa de agua debe ser de 30%. Para este caso el valor mayor es de 28%

Otros datos utilizados en este cálculo son:

• Permeabilidad del pozo inyector, K 42 md

• Espesor del pozo inyector, Ho 18 pies

• Viscosidad del agua, µm 0.33 cp

• Viscosidad del aceite a pb, µm 1.05 cp

• Factor volumétrico del agua, Bw 1.02 By/Bn

• Presión Actual 970 psi

• Profundidad de Formación 9670 pies

• Porosidad Promedio 13.3%

Factores de conversión usados:

1 mD 10-15 m2

1 pie 0.3048 m

1 cp 1.-3 Pas

1 psi 6894.8 Pa

6.2. Flujo fraccional del agua.

Se toman los datos del punto anterior y utilizando la fórmula de flujo fraccional del agua a continuación representada, se realizan los cálculos.

1.1. Flujo Fraccional del Agua

Sw (%) Kro Krw Fw

24.3 1.0000 0.0000 0.0000

25.1 0.9500 0.0027 0.0090

31.5 0.6100 0.0110 0.0543

37.5 0.3500 0.0270 0.1971

42.7 0.2300 0.0530 0.4230

53.1 0.0670 0.1400 0.8693

55.4 0.0510 0.1700 0.9138

66.3 0.0059 0.2600 0.9929

68.4 0.0000 0.2800 1.0000

Se puede apreciar un comportamiento

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