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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
DISEÑO DEL MODELO ESTÁTICO DE LA ARENA T SUPERIOR DEL CAMPO
SINGUE
Estudio Técnico presentado como requisito parcial para aprobar el trabajo de titulación,
para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos
AUTORES:
Caiza Arellano Verónica Josefina
Pabón Cruz Guillermo José
TUTOR: Ing. Jorge Augusto Erazo Basantes
Agosto 2016
QUITO - ECUADOR
ii
DEDICATORIA
A las personas que amo y que me motivan a mejorar cada día:
Mis padres Manuel y Lucila
Mis hermanos Patricio y Eduardo
Mis sobrinas Karina, Wendy, Damaris y Danna
Mis sobrinos Bruce y Elías
Mi amado Danielito.
Verónica
DEDICATORIA
Quizá, al tomar un libro descubres que jamás nadie te ha dedicado su obra.
Pues no será así en esta ocasión.
Esto es para ustedes.
Con lo que ya saben y probablemente ya saben ¿por qué?
Para: Oswaldo, Gladys, Daniel, Juan Carlos, Gilda y Lolita; Mi Familia, por
supuesto.
Guillermo
iii
AGRADECIMIENTO
A Dios Todopoderoso, por la vida y la salud de todas las personas que amamos.
A nuestra Madre Santísima del cielo, por guiarnos en cada paso y ayudarnos a llegar a
esta meta.
A nuestra querida Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental,
por ser la cuna de nuestra formación profesional.
A la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH), por la apertura para
la realización de este estudio.
A los ingenieros/as: Jorge Erazo, Joaquín Arellano, Patricio Gómez, Diego Palacios,
Luis Pilatasig, Alexandra Criollo, por su aporte y paciencia durante el desarrollo de
este estudio.
A los docentes, por transmitirnos parte de su conocimiento y experiencias para que el
amor por esta profesión emerja.
A nuestros queridos amigos esclavitos, en especial a Darwin Daniel, por todos los
momentos compartidos dentro y fuera de las aulas.
Verónica y Guillermo
iv
AUTORIZACIÓN DE LA AUTORÍA INTELECTUAL
Nosotros, Caiza Arellano Verónica Josefina, y Pabón Cruz Guillermo José, en calidad
de autores del Trabajo de Titulación realizado sobre: “DISEÑO DEL MODELO
ESTÁTICO DE LA ARENA T SUPERIOR DEL CAMPO SIGUE”, por medio de la
presente autorizamos a la UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR, hacer uso de
todos los contenidos que nos pertenecen o parte de los que contiene esta obra, con fines
estrictamente académicos y de investigación.
Los derechos que como autores nos corresponden, con excepción de la presente
autorización, seguirán vigentes a nuestro favor, de conformidad con lo establecido en
los artículos 5, 6, 8, 19 y demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su
Reglamento.
Quito, 15 de agosto de 2016.
Verónica Caiza Arellano Guillermo Pabón Cruz
CI: 172270294-9 CI:100291260-6
Telf: 099 270 3868 Telf: 099 884 6542
e-mail: [email protected] e-mail: [email protected]
v
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TUTOR
Por la presente dejo constancia que en mi calidad de Tutor he supervisado la realización
del Trabajo de Titulación, presentado por los señores CAIZA ARELLANO
VERÓNICA JOSEFINA y PABÓN CRUZ GUILLERMO JOSÉ para optar por el
Título de Ingeniero de Petróleos cuyo tema es: “DISEÑO DEL MODELO ESTÁTICO
DE LA ARENA T SUPERIOR DEL CAMPO SINGUE”, apruebo este trabajo ya que
considero que reúne los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la
presentación pública y evaluación por parte del jurado examinador que se designe.
En la ciudad de Quito a los 22 días del mes de julio de 2016
Ing. Jorge Erazo Basantes
C.I.:060022376-2
TUTOR
vi
DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD
“Nosotros, Caiza Arellano Verónica Josefina, Pabón Cruz Guillermo José y Erazo
Basantes Jorge Augusto, declaramos que el presente Trabajo de Titulación para optar al
título de Ingeniero de Petróleos de la Universidad Central del Ecuador de la Facultad de
Ingeniería de Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, es original y no ha sido realizado
con anterioridad en ningún trabajo de la industria ni aceptado o empleado para el
otorgamiento de calificación alguna, ni de título o grado diferente al actual. El presente
trabajo es el resultado de las investigaciones de los autores, excepto de donde se
indiquen las fuentes de información consultadas.”
Verónica Caiza Arellano Guillermo Pabón Cruz
172270294-9 100291260-6
AUTOR AUTOR
Ing. Jorge Erazo Basantes
060022376-2
TUTOR
vii
INFORME DE APROBACIÓN DEL TRIBUNAL
“DISEÑO DEL MODELO ESTÁTICO DE LA ARENA T SUPERIOR DEL
CAMPO SINGUE”
El Tribunal constituido por: Ing. Atahualpa Mantilla, Ing. Luis Pilatasig, Ing. Víctor
Pinto. DECLARAN: Que el presente trabajo de titulación denominado “DISEÑO DEL
MODELO ESTÁTICO DE LA ARENA T SUPERIOR DEL CAMPO SINGUE”,
previo a la obtención del Título de Ingeniero de Petróleos, presentado por los señores
CAIZA ARELLANO VERÓNICA JOSEFINA y PABÓN CRUZ GUILLERMO
JOSÉ, ha sido revisado y analizado dando fe de su originalidad.
Emiten el veredicto: APROBADO para la defensa Oral.
En la ciudad de Quito a los 15 días del mes de agosto de 2016.
Ing. Atahualpa Mantilla
DELEGADO DEL SUBDECANO
Ing. Luis Pilatasig Ing. Víctor Pinto
MIEMBRO MIEMBRO
viii
CONTENIDO
Autorización de la Autoría Intelectual............................................................................. iv
Aprobación del Trabajo de Titulación por parte del Tutor ............................................... v
Declaratoria de Originalidad ........................................................................................... vi
Informe de Aprobación del Tribunal .............................................................................. vii
Resumen ....................................................................................................................... xvii
Abstract ........................................................................................................................ xviii
CAPÍTULO I .................................................................................................................. 1
1. GENERALIDADES ............................................................................................ 1
1.1. Planteamiento del Problema ........................................................................... 1
1.2. Enunciado del Problema................................................................................. 1
1.3. Enunciado del Tema ....................................................................................... 1
1.4. Objetivos ........................................................................................................ 2
1.4.1. Objetivo General ..................................................................................... 2
1.4.2. Objetivos Específicos ............................................................................. 2
1.5. Justificación e Importancia............................................................................. 2
1.5.1. Factibilidad ............................................................................................. 3
1.5.2. Accesibilidad .......................................................................................... 3
ix
1.6. Marco Institucional ........................................................................................ 3
1.7. Marco Ético .................................................................................................... 5
1.8. Marco Legal ................................................................................................... 5
CAPÍTULO II ................................................................................................................. 7
2. MARCO TEÓRICO ............................................................................................ 7
2.1. Introducción ................................................................................................... 7
2.2. Antecedentes .................................................................................................. 7
2.3. Ubicación Geográfica ..................................................................................... 8
2.4. Aspectos Geológicos y de Reservorio .......................................................... 10
2.4.1. Geología ................................................................................................ 10
2.4.2. Litoestratigrafía ..................................................................................... 13
2.4.3. Petrofísica ............................................................................................. 18
2.4.4. Propiedades de la Roca ......................................................................... 20
2.4.5. Propiedades de los Fluidos ................................................................... 23
2.4.6. Cálculo del Petróleo Original en Sitio de la arena T Superior (POES) 24
2.4.7. Mecanismo de Empuje T Superior ....................................................... 25
2.4.8. Estimación de Reservas Totales............................................................ 26
x
2.5. Análisis de Producción ................................................................................. 27
2.5.1. Historial de Producción Mensual .......................................................... 28
2.5.2. Declinación de Producción de Petróleo ................................................ 29
2.5.3. Avance de Agua de Formación ............................................................. 30
2.5.4. Producción de Fluidos .......................................................................... 31
2.5.5. Parámetros de Declinación de Producción ........................................... 32
2.5.6. Cálculo del Factor de Recobro Final Esperado..................................... 33
2.6. Análisis de Presión ....................................................................................... 33
2.6.1. Build Up Arena T Superior ................................................................... 33
2.6.2. Prueba de Inyectividad Arena T Superior ............................................. 34
2.6.3. Comportamiento de la Presión .............................................................. 34
2.7. Modelo Estático del Reservorio ................................................................... 36
2.7.1. Modelo Estructural ............................................................................... 36
2.7.2. Modelo Estratigráfico ........................................................................... 36
2.7.3. Modelo Sedimentológico ...................................................................... 36
2.7.4. Modelo Petrofísico ................................................................................ 36
xi
CAPÍTULO III ............................................................................................................. 37
3. DISEÑO METODOLÓGICO .......................................................................... 37
3.1. Tipo de Estudio ............................................................................................ 37
3.1.1. Exploratorio .......................................................................................... 37
3.1.2. Experimental ......................................................................................... 37
3.1.3. Descriptivo ............................................................................................ 37
3.1.4. Correlacional ......................................................................................... 37
3.2. Universo y Muestra ...................................................................................... 37
3.3. Procesamiento y Análisis de la Información ................................................ 38
3.3.1. Diseño del Modelo Estructural ............................................................. 38
3.3.2. Diseño del Modelo Estratigráfico ......................................................... 39
3.3.3. Diseño del Modelo Sedimentológico .................................................... 42
3.3.4. Diseño del Modelo Petrofísico ............................................................. 48
3.3.5. Poblamiento de los Parámetros Petrofísicos ......................................... 50
3.3.6. Estimación del POES (Modelo Estático) .............................................. 54
xii
CAPÍTULO IV .............................................................................................................. 57
4. ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS .............................. 57
4.1. Análisis de Resultados ................................................................................. 57
4.1.1. Modelo Estructural ............................................................................... 57
4.1.2. Modelo Estratigráfico ........................................................................... 57
4.1.3. Modelo Sedimentológico ...................................................................... 58
4.1.4. Modelo Petrofísico ................................................................................ 59
4.1.5. Estimación de POES, Reservas Totales y Reservas Remanentes ......... 61
4.1.6. Pozos de Desarrollo Propuestos ............................................................ 62
4.2. Conclusiones ................................................................................................ 64
4.3. Recomendaciones ......................................................................................... 65
Anexos ............................................................................................................................ 66
Bibliografía .................................................................................................................... 75
xiii
ÍNDICE DE ANEXOS
Anexo 1 - Mapa Estructural - Plan de desarrollo Campo Singue 2014. ......................... 66
Anexo 2 - Microfotografías 1 - Núcleo del pozo Singue A1.......................................... 67
Anexo 3 - Microfotografías 2 - Núcleo del pozo Singue A1.......................................... 68
Anexo 4 - Microfotografías 3 - Núcleo del pozo Singue A1.......................................... 69
Anexo 5 - Gráfica GEN-9 - Schlumberger ..................................................................... 70
Anexo 6 - Master Log - Pozo Singue A1. ...................................................................... 71
Anexo 7 - Master Log - Pozo Singue B2. ...................................................................... 72
Anexo 8 - Mapa de Procesos - Diseño del Modelo Estático. ......................................... 73
Anexo 9 - Reporte de POES y Reservas - Software Petrel. ........................................... 74
ÍNDICE DE ILUSTRACIONES
Ilustración 1 - Ubicación geográfica - Campo Singue. .................................................... 9
Ilustración 2 - Ubicación del Campo Singue en el Corredor Capirón - Tiputíni............ 10
Ilustración 3 - Correlación estratigráfica pozos Campo Singue (Sur-Norte). ................ 16
Ilustración 4 - Correlación estratigráfica pozos Campo Singue (Oeste-Este). ............... 17
Ilustración 5 - Reinterpretación del Mapa Estructural al tope de la arena T Superior. .. 38
Ilustración 6 - Parasecuencia transgresiva (TST) - arena T Superior. ............................ 47
xiv
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1 - Producción de fluidos y presiones - arena T Superior. ..................................... 8
Tabla 2 - Coordenadas UTM del campo. ......................................................................... 9
Tabla 3 - Coordenadas UTM de los pozos. .................................................................... 13
Tabla 4 - Descripción de los yacimientos petrolíferos. .................................................. 14
Tabla 5 - Estudio petrográfico - Singue A1. ................................................................... 15
Tabla 6 - Parámetros petrofísicos - arena T Superior. .................................................... 19
Tabla 7 - Análisis estadístico de los datos de porosidad efectiva del núcleo del pozo
Singue B2. ...................................................................................................................... 21
Tabla 8 - Análisis estadístico de los datos de permeabilidad Klinkenberg del núcleo del
pozo Singue B2. .............................................................................................................. 22
Tabla 9 - Análisis estadístico de los datos de permeabilidad Kair del núcleo del pozo
Singue B2. ...................................................................................................................... 22
Tabla 10 - Análisis PVT - arena T Superior. .................................................................. 23
Tabla 11 - Datos POES - arena T Superior. ................................................................... 24
Tabla 12 - Promedio de producción mensual de fluidos - arena T Superior. ................. 28
Tabla 13 - Pruebas presión - arena T Superior. .............................................................. 33
Tabla 14 - Fall Off Test - arena T Superior. ................................................................... 34
Tabla 15 - Unidades de flujo - Núcleo Singue B2. ......................................................... 43
xv
Tabla 16 - Clasificación de facies - arena T Superior. ................................................... 46
Tabla 17 - Variogramas exponenciales - Poblamiento de parámetros petrofísicos. ....... 50
Tabla 18 - Parámetros para restringir el Net/Gross. ....................................................... 54
Tabla 19 - Variogramas exponenciales - Poblamiento del Net/Gross. ........................... 56
Tabla 20 - Tabla comparativa de POES y reservas calculados - arena T Superior. ....... 61
Tabla 21 - POES y reservas oficiales hasta diciembre del 2015 .................................... 62
ÍNDICE DE GRÁFICAS
Gráfica 1 - Mapa Estructural al tope de la arena T Superior. ......................................... 12
Gráfica 2 - Perfil de porosidad Singue B2. ..................................................................... 21
Gráfica 3 - Perfil de permeabilidad Singue B2............................................................... 23
Gráfica 4 - Declinación de producción - arena T Superior............................................. 29
Gráfica 5 - Avance de agua de formación - arena T Superior. ....................................... 30
Gráfica 6 - Producción de fluidos - arena T Superior..................................................... 31
Gráfica 7 - Declinación de presión - arena T Superior. .................................................. 35
Gráfica 8 - Superficie generada a partir del mapa digitalizado. ..................................... 39
Gráfica 9 - Superficie arena T Superior.......................................................................... 40
Gráfica 10 - Orientación del mallado geométrico. ......................................................... 41
Gráfica 11 - Capas del Modelo Estático. ........................................................................ 42
xvi
Gráfica 12 - Unidades de flujo - (RQI vs PHIz). ............................................................ 44
Gráfica 13 - Porosidad vs Permeabilidad. ...................................................................... 45
Gráfica 14 - Corte de sección distribución de facies (Sur-Norte) .................................. 47
Gráfica 15 - Corte de sección distribución de facies (Oeste-Este). ................................ 48
Gráfica 16 - Curvas de permeabilidad de acuerdo al tipo de roca. ................................. 49
Gráfica 17 - Corte de sección porosidad (Sur-Norte). .................................................... 51
Gráfica 18 - Corte de sección porosidad (Oeste-Este). .................................................. 51
Gráfica 19 - Corte de sección permeabilidad (Sur-Norte). ............................................. 52
Gráfica 20 - Corte de sección permeabilidad (Oeste-Este). ........................................... 52
Gráfica 21 - Corte de sección saturación de agua (Sur-Norte) ....................................... 53
Gráfica 22 - Corte de sección saturación de agua (Oeste-Este) ..................................... 54
Gráfica 23 - Corte de sección Net/Gross (Sur-Norte). ................................................... 55
Gráfica 24 - Corte de sección Net/Gross (Oeste-Este). .................................................. 55
Gráfica 25 - Límite a la profundidad del CAP. .............................................................. 56
Gráfica 26 - Modelo de porosidad. ................................................................................. 59
Gráfica 27 - Modelo de permeabilidad. .......................................................................... 60
Gráfica 28 - Modelo de saturación de agua. ................................................................... 61
Gráfica 29 - Mapa Estructural arena T Superior - Pozos de desarrollo propuestos. ...... 63
xvii
TEMA: Diseño del Modelo Estático de la arena T Superior del Campo Singue
AUTORES: Caiza Arellano Verónica Josefina Pabón Cruz Guillermo José
TUTOR: Ing. Jorge Augusto Erazo Basantes
RESUMEN
Este estudio consistió en la caracterización estática de la arena T Superior del Campo
Singue. Los modelos usados fueron: estructural, estratigráfico, sedimentológico, y
petrofísico. Como resultado principal se obtuvo la estimación del petróleo original en
sitio (POES) y sus reservas.
La caracterización estática inició con el modelo estructural en el que se definió la
orientación y geometría de la estructura delimitando los cierres que confinan la
acumulación de hidrocarburos. Para el modelo estratigráfico se correlacionó
litológicamente los estratos de manera que estos sean secuenciales. En el modelo
sedimentológico se definieron las facies analizando la calidad de roca y caracterizando
unidades de flujo. Finalmente, para el modelo petrofísico se realizó el poblamiento de la
porosidad, permeabilidad, y saturación de fluidos.
Los resultados obtenidos fueron los siguientes:
Los promedios de porosidad efectiva y saturación de agua de formación para la
arena T Superior fueron de 17,80% y 31,20% respectivamente.
Con información del núcleo del pozo SB2 se determinó estadísticamente rangos
de porosidad efectiva y permeabilidad de 15% - 20% y 100mD - 1000mD
respectivamente.
El POES calculado mediante método volumétrico fue de 21,87 millones de
barriles con reservas estimadas en 8,75 millones de barriles. Este volumen se
justifica debido al empuje hidráulico de la arena T Superior.
El POES calculado en el modelo estático fue de 23,07 millones de barriles con
reservas estimadas en 9,23millones de barriles.
La caracterización estática desarrollada en este estudio se puede usar como una
herramienta principal para la planificación del desarrollo del Campo Singue. Esta
caracterización fue diseñada por ensayo y error, e incorporó criterios y técnicas
multidisciplinarias para reducir el grado de incertidumbre para que el resultado fuese
una representación muy cercana a la realidad de la distribución de propiedades de roca y
fluido en el yacimiento.
PALABRAS CLAVE:
CARACTERIZACIÓN ESTÁTICA, MODELO ESTRUCTURAL, MODELO
ESTRATIGRÁFICO, MODELO SEDIMENTOLÓGICO, MODELO PETROFÍSICO,
PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO, CÁLCULO DE RESERVAS, ARENA T
SUPERIOR, CAMPO SINGUE.
xviii
TITLE: Static Characterization of the T Superior Sandstone of the Singue Oilfield
AUTHORS: Caiza Arellano Verónica Josefina Pabón Cruz Guillermo José
TUTOR: Eng. Jorge Augusto Erazo Basantes
ABSTRACT
This study contains the static characterization of the T Superior sandstone of the
Singue Oilfield. The models used in this characterization were: structural, stratigraphic,
sedimentological and petrophysical. The main results obtained were the estimated
original oil in place (OOIP) and its reserves.
The static characterization began with the structural model in which we set the
orientation and geometry of the structure. For the stratigraphic model the layers were
correlated sequentially. In the sedimentological model the facies were defined by
analyzing the rock quality and characterizing flow units. Finally, for the petrophysical
model we entered data for porosity, permeability, and fluid saturation.
The results obtained were as follow:
The average effective porosity and water saturation for the T Superior sandstone
were 17,80% and 31,20% respectively.
Using core information from the SB2 wellbore we determined statistically
ranges for effective porosity of 15% - 20% and permeability of 100mD – 1000mD.
The OOIP calculated using volumetric method was 21,87 million barrels and its
reserves were estimated in 8,75 million barrels. This volume is justified due to the
hydraulic production mechanism of the T Superior sandstone.
The OOIP calculated using the static model was 23,07 million barrels and its
reserves were estimated in 9,23 million barrels.
The static characterization of this study can be used as a main tool for developing the
Singue oilfield. This characterization was made by trial and error, and includes
multidisciplinary techniques in order to reduce the degree of uncertainty until the
outcome be a close representation of the reality of the distribution of rock and fluid
properties in the reservoir.
KEYWORDS:
STATIC CHARACTERIZATION, STRUCTURAL MODEL, STRATIGRAPHIC
MODEL, SEDIMENTOLOGICAL MODEL, PETROPHYSICAL MODEL,
ORIGINAL OIL IN PLACE, RESERVE CALCULATION, T SUPERIOR
SANDSTONE, SINGUE OILFIELD.
I CERTIFY that the above and foregoing is a true and correct translation of the original
document in Spanish.
José Cóndor, PhD, PEng.
Profesor Titular Principal
Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental
Universidad Central del Ecuador
1
CAPÍTULO I
1. GENERALIDADES
1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
El Campo Singue - Bloque 53, operado por GENTE OIL PTE. LTDA, presenta un
historial de producción de tres años aproximadamente y cuenta con siete pozos de
producción y un pozo inyector en la arena T Superior. Con estos antecedentes se diseñó
el Modelo Estático del reservorio para determinar la posible distribución de los
parámetros de roca y fluido dentro del yacimiento.
En el presente estudio se modeló el reservorio integrando datos geológicos,
petrofísicos, estratigráficos, sedimentológicos, y de producción de fluidos; además se
estimó el POES y Reservas Totales del Modelo.
1.2. ENUNCIADO DEL PROBLEMA
¿Es posible diseñar el Modelo Estático de la arena T Superior integrando datos
geológicos, petrofísicos, estratigráficos, sedimentológicos y de producción para
determinar la posible distribución de los parámetros de roca y fluidos dentro del
yacimiento?
1.3. ENUNCIADO DEL TEMA
Diseño del Modelo Estático de la arena T Superior del Campo Singue.
2
1.4. OBJETIVOS
1.4.1. OBJETIVO GENERAL
Diseñar el Modelo Estático de la arena T Superior del Campo Singue.
1.4.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Realizar el análisis petrofísico de la arena.
Validar la información y procesarla en el software de diseño de Modelo
Estático.
Realizar el modelado estructural, estratigráfico, sedimentológico y
petrofísico.
1.5. JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA
Conociendo el estado actual de la arena T Superior y la proyección de su
comportamiento en cuanto a producción y presión; se desarrolló el Modelo Estático del
reservorio con el fin de tener una idea de la distribución de los fluidos en el reservorio,
con el propósito de que éste trabajo sea la base de un estudio de modelamiento dinámico
del reservorio.
Con el fin de tener un modelo cercano a la realidad se investigó bibliografía referente
al tema de estudio que sirvió de soporte para el procesamiento de datos de roca y fluido
en el software Petrel.
Este modelo estático será una referencia para la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero, para la fiscalización de futuros proyectos de implementación de
métodos de recuperación secundaria o mejorada.
3
1.5.1. FACTIBILIDAD
El diseño del Modelo Estático fue posible porque los autores cuentan con los
conocimientos teóricos y prácticos en el manejo de las herramientas tecnológicas e
informáticas para el procesamiento de datos proporcionados y patrocinados por la
ARCH.
1.5.2. ACCESIBILIDAD
El diseño del Modelo Estático fue posible realizar porque se tuvo el tiempo suficiente
para cumplir con todos los objetivos planteados.
1.6. MARCO INSTITUCIONAL
Universidad Central del Ecuador
Misión
Crear y difundir el conocimiento científico - tecnológico, arte y cultura, formar
profesionales, investigadores y técnicos críticos de nivel superior y crear espacios para
el análisis y solución de los problemas nacionales. (UCE, Universidad Central del
Ecuador, 2015)
Visión
La Universidad Central del Ecuador, liderará la gestión cultural, académica,
científica y administrativa del sistema nacional de educación superior, para contribuir al
desarrollo del país y de la humanidad, insertándose en el acelerado cambio del mundo y
sus perspectivas. (UCE, Universidad Central del Ecuador, 2015)
4
Carrera de Ingeniería de Petróleos
Misión
Buscar la excelencia en la formación de profesionales y en la investigación para el
aprovechamiento sustentable de los recursos naturales y energéticos del Ecuador. (UCE,
Universidad Central del Ecuador, 2015)
Visión
Convertirse en una institución líder en el aprovechamiento sustentable de los
recursos naturales y energéticos del Ecuador, mediante la excelencia académica en la
investigación y los servicios. (UCE, Universidad Central del Ecuador, 2015)
ARCH - Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (Quito - Ecuador)
Mediante Registro Oficial No.244 del 27 de Julio del 2010, se publica la Ley de
Hidrocarburos, según el Artículo 11 se crea la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero, como organismo técnico-administrativo, encargado de regular,
controlar y fiscalizar las actividades técnicas y operacionales en las diferentes fases de
la industria hidrocarburífera, que realicen las empresas públicas o privadas, nacionales o
extranjeras que ejecuten actividades hidrocarburíferas en el Ecuador; Adscrita al
Ministerio Sectorial con personalidad jurídica, autonomía administrativa, técnica,
económica, financiera, con patrimonio propio. (ARCH, Agencia de Regulación y
Control Hidrocarburífero, 2015)
5
1.7. MARCO ÉTICO
El Modelo Estático del reservorio se rige bajo las normas de aprovechamiento
moderado de los recursos que el yacimiento brinda y por políticas de seguridad, calidad
y medio ambiente de la ARCH.
1.8. MARCO LEGAL
La Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero creada bajo el Registro Oficial
No. 244, es una entidad que garantiza el aprovechamiento óptimo de los recursos
hidrocarburíferos gracias a su alto nivel técnico-profesional, a su gestión de
transparencia, cultura de servicio y mejoramiento continuo. (ARCH, Agencia de
Regulación y Control Hidrocarburífero, 2015)
Bajo la normativa en lo que concierne al proceso de Unidad de Titulación Especial
de la UCE, al cual estará sujeto este estudio, señala:
Que en el Art.21 inciso 3 del Reglamento de Régimen Académico, referente a la
unidad de titulación se establece que:
“Se consideran trabajos de titulación en la educación técnica y tecnológica superior,
y sus equivalentes, y en la educación superior de grado, los siguientes: examen de grado
o de fin de carrera, proyectos de investigación, proyectos integradores, ensayos o
artículos académicos, etnografías, sistematización de experiencias prácticas de
investigación y/o intervención, análisis de casos, estudios comparados, propuestas
metodológicas, propuestas tecnológicas, productos o presentaciones artísticas,
dispositivos tecnológicos, modelos de negocios. Emprendimientos, proyectos técnicos,
trabajos experimentales. Entre otros de similar nivel de complejidad.”
6
Que en el documento de Unidad de Titulación Especial de la Carrera de Ingeniería
de Petróleos aprobado por el CES entre las modalidades de titulación se establece el
Estudio Técnico y dice:
“Estudios Técnicos
Son trabajos que tienen como objeto la realización de estudios a equipos, procesos,
etc., referidos a aspectos de diseño, planificación, producción, gestión, perforación,
explotación y cualquier otro campo relacionado con la Ingeniería de Petróleos con
alternativas técnicas, evaluaciones económicas y valoración de los resultados. ”.
Garantizando así el desarrollo del estudio como requisito parcial para optar por el
título de tercer nivel de Ingeniero de Petróleos.
7
CAPÍTULO II
2. MARCO TEÓRICO
2.1. INTRODUCCIÓN
El presente estudio se enfoca en el diseño del Modelo Estático de la arena T Superior
del Campo Singue - Bloque 53, para lo cual, la validación y procesamiento de los datos
de roca y fluido fueron las herramientas principales para interpretar la posible
distribución de los fluidos dentro del yacimiento, representando en gran medida la
realidad del reservorio.
El Modelo Estático define la distribución de las facies, las zonas de flujo y las
propiedades petrofísicas del reservorio. Estas características definen la forma del
reservorio y determinan el volumen estimado de petróleo original en sitio.
Este modelo podría ser la base para el diseño del Modelo Dinámico de la arena T
Superior del Campo Singue.
2.2. ANTECEDENTES
El Campo Singue - Bloque 53, operado por Gente Oil Ecuador Pte. Ltda, cuenta con
ocho pozos de producción (SA1, SB2, SB3, SB4, SB5, SB6, SB7, SB9) y un pozo
inyector (SA10 WIW); todos producen de la arena T Superior a excepción del pozo SA1
que produce de la arena U Inferior.
La arena T Superior al cabo de tres años de producción presenta declinación en la
producción de petróleo y en la presión del yacimiento, por lo que la empresa operadora
del campo realizó un proyecto piloto de inyección de agua de formación, que propone
8
soportar la energía hidráulica del yacimiento y al mismo tiempo mejorar la producción
actual reintegrando el agua de formación a su lugar de procedencia.
De acuerdo a la tabla 1, en tres años de producción, la presión declina en 800 Psia
aproximadamente, sin embargo la producción de petróleo de la arena aumenta
significativamente, debido a que, hasta el año 2014 se perforaron nuevos pozos; a partir
del año 2015 se manifiesta la declinación real de producción y el aumento de corte de
agua.
Tabla 1 - Producción de fluidos y presiones - arena T Superior.
Realizado por: Caiza & Pabón Año 2013 2014 2015
Presión Estimada (psi) 3200 2963 2400
Producción Promedio Petróleo (Bls/día) 1365 6557 5760
Producción Promedio Petróleo por pozo (Bls/día) 683 1093 823
Producción Promedio Agua (Bls/día) 70 1006 2500
Producción Promedio Agua por pozo (Bls/día) 35 168 357
Promedio BSW (%) 5 14 31
2.3. UBICACIÓN GEOGRÁFICA
El campo Singue – Bloque 53 está situado en la provincia de Sucumbíos, cantones
Putumayo y Lago Agrio, parroquias Pacayacu y Palma Roja; tiene un área de 3446
hectáreas. (ARCH, Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, 2015)
9
A continuación se detallan las coordenadas UTM del Campo Singue - Bloque 53 y su
ubicación geográfica.
Tabla 2 - Coordenadas UTM del campo. (ARCH, Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero, 2014)
Campo Singue - Bloque 53
Punto Coordenadas
Este Norte
PS-1 365500,856 10025000,882
PS-2 360225,856 10025000,882
PS-3 360225,856 10015750,882
PS-4 356500,856 10015750,882
Ilustración 1 - Ubicación geográfica - Campo Singue. (ARCH, Agencia de Regulación y
Control Hidrocarburífero, 2014)
10
2.4. ASPECTOS GEOLÓGICOS Y DE RESERVORIO
2.4.1. GEOLOGÍA
El Campo Singue está ubicado al Dominio Oriental o Sistema Capirón - Tiputíni que
corresponde a una cuenca extensiva y estructurada por fallas normales. (Baby,
Rivadeneira, & Barragán , 2004)
Ilustración 2 - Ubicación del Campo Singue en el Corredor Capirón - Tiputíni
Editado por: Caiza & Pabón de “La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo”- Mapa
Tectónico de la Cuenca Oriente
La arenisca T Principal o T Inferior es caracterizada por sistemas fluviales con
influencia estuarina y/o mareal, que alcanza la parte central de la Cuenca Oriente.
(Baby, Rivadeneira, & Barragán , 2004)
11
La arenisca T Superior se encuentra desarrollada a través de toda la cuenca y se trata
de un depósito transgresivo1 constituido de areniscas glauconíticas, calco-arenitas y
lutitas. (Baby, Rivadeneira, & Barragán , 2004)
El Campo Singue corresponde a un anticlinal descubierto con el pozo Singue A1
perforado en el año 1991 por Petroproducción; a inicios del año 2013, la evaluación del
pozo Singue A1 mostró una importante columna de petróleo en la arena U Inferior,
también evidenció presencia de petróleo en las arenas T y U Superior. El pozo Singue
B2 y otros perforados en el año 2014, evidenciaron acumulaciones importantes de
petróleo en las arenas T, U Superior e Inferior y Hollín. (ARCH, Agencia de Regulación
y Control Hidrocarburífero, 2015)
a. MAPA ESTRUCTURAL
El mapa estructural del Plan de Desarrollo del Campo Singue 2014 (Anexo 1) fue
sometido a reinterpretación ya que se encontraba a la profundidad del CAP; la gráfica 1
representa el mapa estructural a la profundidad del tope de la arena T Superior.
El Contacto Agua - Petróleo (CAP) de la arena T Superior se encuentra a -7050 ft
aproximadamente, que es el valor de la mediana de los CAP que se presentaron en los
registros eléctricos de cada pozo (Tabla 6); la profundidad del CAP determinó que el
área del reservorio es de 1095 acres aproximadamente.
1 Depósito Transgresivo: Acumulación de sedimentos una vez que ha cesado el movimiento tierra
adentro de la línea de costas.
12
Gráfica 1 - Mapa Estructural al tope de la arena T Superior.
Realizado por: Caiza & Pabón
CAP -7050 ft
13
b. UBICACIÓN DE POZOS
El Campo Singue cuenta con dos locaciones, Singue A y Singue B, donde se procesa
toda la producción del campo, la tabla 3 detalla las coordenadas UTM de superficie de
los pozos.
Tabla 3 - Coordenadas UTM de los pozos. (ARCH, Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero, 2014)
Pozos Coordenadas de Superficie
Este Norte
Singue A1 357077,10 10017426,80
Singue B2 357611,50 10017639,72
Singue B3 357611,40 10017643,90
Singue B4 357611,50 10017648,30
Singue B5 357611,50 10017652,60
Singue B6 357626,50 10017648,20
Singue B7 357626,70 10017644,60
Singue B9 357627,20 10017637,30
Singue A10 WIW 357096,60 10017452,37
2.4.2. LITOESTRATIGRAFÍA
a. LITOLOGÍA
El Campo Singue cuenta con seis yacimientos petrolíferos para los pozos de
producción: arenisca Basal Tena, arenisca M-2, arenisca U Superior, arenisca U
Inferior, arenisca T Superior y arenisca Hollín. (ARCH, Agencia de Regulación y
Control Hidrocarburífero, 2014)
14
Tabla 4 - Descripción de los yacimientos petrolíferos. (ARCH, Agencia de Regulación y
Control Hidrocarburífero, 2014)
Yacimientos Caracterización SB2 SB3 SB4 SB5 SB6 SB7 SB9
Basal Tena
Arcillolitas2 café obscuras a
amarillentas intercaladas de
areniscas cuarzosa de grano
fino a medio, de matriz
arcillosa.
7136 7124 7129 7130 7122 7130 7126
M2
Areniscas intercaladas de
calizas y lutitas, de tipo
cuarzosas de grano medio a
fino, de matriz argilácea3,
cemento calcáreo. Las lutitas
son grises, moderadamente
duras y las calizas son de
tipo mudstone4, de color
blanco a crema.
7505 7506 7516 7491 7499 7497 7497
U Superior
Areniscas con ligeras
intercalaciones de lutitas, son
cuarzosas, café claro de
grano medio, tienen buena
selección de matriz y
cemento no visibles.
7675 7672 7683 7662 7670 7660 7655
U Inferior
Areniscas con pequeños
intervalos de lutita, son
cuarzosas, color café claro de
grano medio, buena
selección y no se observa
matriz, ni cemento. Presencia
de glauconita.
7747 7734 7741 7723 7724 7715 7713
T Superior
Areniscas intercaladas de
lutitas con pequeños
intervalos de calizas, son
cuarzosas, color café claro,
moderada selección, no se
observa matriz, ni cemento.
Presencia de glauconita, las
lutitas son gris oscuro,
sublaminares y las calizas
son tipo packstone5,
moderadamente duras.
7840 7840 7848 7820 7831 7838 7838
Hollín
Arenisca cuarzosa, blanca,
con moderado sorteo de
matriz argilácea con cemento
calcáreo y a veces con
laminaciones de lutitas
oscuras. Presencia de
glauconita.
7973 7977 7979 7953 7981 7970 7965
2 Arcillolita: Roca compacta sin fisilidad y formada por partícula del tamaño de la arcilla. (Boggs, 2009) 3 Arguilácea: Aquellas que contienen areniscas mayores al 10% y contenido de matriz menor al 50%.
(Boggs, 2009) 4 Mudstone: Tipo de carbonatos con textura deposicional reconocible con matriz soportada con menos
del 10%de granos (Clasificación Dunham). (Boggs, 2009) 5 Packstone: Tipo de carbonato con textura deposicional reconocible con grano soportada y con matriz
micrítica (Clasificación Dunham). (Boggs, 2009)
15
b. PETROGRAFÍA
La tabla 5 muestra los resultados del estudio petrográfico realizado en el año 1991
para la arena T Superior del pozo Singue A1, este estudio describe la constitución
estructural de la roca y la composición mineralógica (Anexo 2,3 y 4).
Tabla 5 - Estudio petrográfico - Singue A1. Profundidad
(ft) Tipo
Cuarzo
(%)
Glauconita
(%)
7900 Cuarzo arenita calcárea 48 5
7904 Cuarzo arenita calcárea 73 5
7906 Cuarzo arenita
glauconítica 88 10
7907 Cuarzo arenita calcárea 83 5
7908 Cuarzo arenita calcárea
glauconítica 63 10
7913 Cuarzo arenita 86 8
7915 Cuarzo arenita 93 4
7917 Cuarzo arenita calcárea 82 6
7919 Cuarzo arenita
glauconítica 83 10
7920 Cuarzo arenita calcárea
glauconítica 70 10
7922 Cuarzo arenita
glauconítica 73 25
7925 Cuarzo arenita calcárea 73 5
7927 Cuarzo arenita
glauconítica 83 10
7930 Cuarzo arenita
glauconítica 82 12
El estudio petrográfico de la arena T Superior en el pozo Singue A1 evidenció
presencia de cemento calcáreo, glauconítico, calcáreo silíceo, calcáreo glauconítico y
glauconítico silíceo, siendo el predominante el cemento calcáreo glauconítico, la
presencia de éste tipo de cemento confirma la ausencia de hidrocarburo en este pozo.
El cemento silíceo se presenta en menor cantidad y su presencia es por regeneración
de los granos de cuarzo.
16
c. ESTRATIGRAFÍA
La Ilustración 3 representa la correlación estratigráfica de la arena T Superior de los pozos SB6, SB3, SB5, SB7 y SB9; la potencia de la
arena disminuye en sentido Sur-Norte desde el pozo SB6, a partir del pozo SB5 se observa que la potencia de la arena aumenta.
Ilustración 3 - Correlación estratigráfica pozos Campo Singue (Sur-Norte). Realizado por: Caiza & Pabón
CAP
17
La Ilustración 4 representa la correlación estratigráfica de la arena T Superior de los pozos SA10WIW, SA1, SB4, SB2 y SB5; la potencia de
la arena aumenta en sentido Oeste-Este desde el pozo SA10WIW hasta el pozo SB4, a partir del pozo SB4 se observa que la potencia de la
arena disminuye.
Ilustración 4 - Correlación estratigráfica pozos Campo Singue (Oeste-Este). Realizado por: Caiza & Pabón
CAP
18
Estudios regionales determinan que la arena T Superior presenta estratificaciones de
lutita, lo que se confirmó con los registros eléctricos; para fines de este estudio, se tomó
en cuenta la estratificación lutítica predominante para determinarla como sello en la
base de la arena T Superior para separarla de la arena T Principal o T Inferior.
La arena T Superior mostró variaciones de espesor poco considerables, al contrario
de la T principal que varía en espesor, dadas sus condiciones de depósito fluvio-
estuarinos6.
2.4.3. PETROFÍSICA
a. REGISTROS ELÉCTRICOS
Los registros eléctricos convencionales, fueron corridos únicamente en la sección de
8 ½, estos cubren alrededor de 900 pies TVD de litología, donde se localizan los
reservorios de las formaciones Tena, Napo y Hollín. (ARCH, Agencia de Regulación y
Control Hidrocarburífero, 2014).
b. INTERPRETACIÓN PETROFÍSICA
La tabla 6 muestra los resultados de la interpretación petrofísica realizada con los
registros eléctricos de cada pozo de la arena T Superior proporcionados por la Agencia
de Regulación y Control Hidrocarburífero.
Los resultados de los pozos SA1 y SA10 WIW difieren de los demás porque tienen
baja saturación de petróleo en la arena T Superior, razón por la cual, se consideró que la
mediana es más representativa que el promedio.
6 Fluvio-estuarinos: Ambiente situado en la zona límite continente-mar, los sedimentos se acumulan
tanto por la aportación continental como marina. (Boggs, 2009)
19
Tabla 6 - Parámetros petrofísicos - arena T Superior.
Realizado por: Caiza & Pabón
Parámetros petrofísicos - T Superior
Pozo CAP
(ft)
Gross
(ft)
Neto
(ft)
N/G
(%)
Porosidad
(%)
Sw
(%)
Singue A1 7095 67 8,50 12,70 13,70 44,90
Singue B2 7032 65 22,50 34,60 16,30 31,20
Singue B3 7040 73 33,07 45,30 18,10 29,80
Singue B4 7045 67 21,00 31,30 17,50 26,80
Singue B5 7020 62 30,25 48,80 17,90 20,30
Singue B6 7041 79 23,50 29,70 17,50 31,40
Singue B7 7033 76 29,00 38,20 18,40 22,60
Singue B9 7054 76 23,50 30,90 17,80 32,00
Singue A10 WIW 7092 61 10,00 16,40 18,90 80,10
Mediana 7050 67 23,50 31,30 17,80 31,20
El volumen de arcilla (Vsh) se calculó con los registros de rayos gamma (Gr), debido
a que, en todos los pozos se corrió este registro.
La porosidad efectiva (Phie) se calculó usando un promedio de valores Densidad
(Rhob) -Neutrón (Nphi).
La saturación de agua (Sw) se calculó mediante el modelo de Simandoux, debido a
que el reservorio T Superior es una arenisca arcillosa, para cada pozo se tomó un
promedio de salinidad de agua de formación de 6800 ppm Cl- para calcular la
resistividad del agua a la temperatura de formación en la tabla GEN-9 (Anexo 5).
Los valores del factor de formación (a), exponente de cementación (m), y exponente
de saturación (n) se tomaron del análisis del núcleo Singue B2 y corresponden a los
valores de a= 1, m= 1,79 y n= 1,84.
De acuerdo con el Master Log de los pozos SA1 (Anexo 6) y SB2 (Anexo 7) la arena
T Superior tiene presencia de glauconita, la cual afecta la resistividad del agua
incrementando considerablemente el valor de saturación de agua calculada, éste
fenómeno se evidenció en los registros de los pozos SA1, SB2, SB4, SB6, SB7, SB9; en
20
la interpretación petrofísica se ingresó los datos de porosidad y saturación de agua del
núcleo del pozo Singue B2 para disminuir el efecto de la glauconita en la saturación de
agua de los mencionados pozos.
En el análisis petrofísico la saturación de agua es de 31,20% aproximadamente, este
resultado indica que, a pesar de las correcciones realizadas, el efecto de la glauconita es
severo, por lo que se considera la saturación de agua de 20% del análisis del núcleo del
pozo Singue B2 como un dato más real para estimar el Petróleo Original en Sitio
(POES).
Los “cut-offs” que se usaron para determinar zonas de pago fueron 9% para la
porosidad, 60% para la saturación de agua y 50% para el volumen de arcilla; se tomaron
como referencia los “cut-offs” de la arena T Superior del Plan de Desarrollo del Campo
Singue 2014.
2.4.4. PROPIEDADES DE LA ROCA
a. POROSIDAD
El núcleo del pozo Singue B2 corrido para la arena T Superior cuenta con 42 datos
de porosidad; el análisis estadístico indica que la mayor cantidad de datos se encuentran
en la tercera clase, como se puede observar a continuación.
21
Tabla 7 - Análisis estadístico de los datos de porosidad efectiva del núcleo del pozo
Singue B2. Realizado por: Caiza & Pabón Clase Rango de Porosidad # de datos
Primera 4,2 - 9,99 3
Segunda 10 - 14,99 13
Tercera 15 - 19,99 23
Cuarta 20 - 25 3
TOTAL 42
La gráfica 2 muestra el perfil de porosidad efectiva para la arena T Superior y
muestra mayor densidad de puntos en el rango de 15% - 20%.
Gráfica 2 - Perfil de porosidad Singue B2. Realizado por: Caiza & Pabón
Pro
fun
did
ad (
ft)
Porosidad (%)
PERFIL DE POROSIDAD EFECTIVASINGUE B2 - ARENA T SUPERIOR
Perfil de Porosidad SB2
22
b. PERMEABILIDAD
El núcleo del pozo Singue B2 corrido para la arena T Superior cuenta con 42 datos
de permeabilidad Klinkenberg y 42 datos de permeabilidad de Kair.
En los datos de permeabilidad Klinkenberg el análisis estadístico indica que la mayor
cantidad de datos se encuentran en la cuarta clase, como se puede observar a
continuación.
Tabla 8 - Análisis estadístico de los datos de permeabilidad Klinkenberg del núcleo del
pozo Singue B2. Realizado por: Caiza & Pabón
Clase Rango de Permeabilidad Klinkenberg # de datos
Primera 0,0203 - 0,9999 7
Segunda 1 - 9,9999 9
Tercera 10 - 99,9999 10
Cuarta 100 - 999,9999 13
Quinta 1000 - 1814,915 3
TOTAL 42
El análisis estadístico de los datos de permeabilidad Kair indica que la mayor
cantidad de datos se encuentran en la cuarta clase, como se puede observar a
continuación.
Tabla 9 - Análisis estadístico de los datos de permeabilidad Kair del núcleo del pozo
Singue B2. Realizado por: Caiza & Pabón
Clase Rango de Permeabilidad Kair # de datos
Primera 0,0703 - 0,9999 7
Segunda 1 - 9,9999 7
Tercera 10 - 99,9999 12
Cuarta 100 - 999,9999 13
Quinta 1000 - 1848,587 3
TOTAL 42
La gráfica 3 representa el perfil de permeabilidad para la arena T Superior y muestra
mayor densidad de puntos en el rango de 100mD - 1000mD, información que concuerda
con el análisis estadístico de la permeabilidad Klinkenberg y Kair.
23
Gráfica 3 - Perfil de permeabilidad Singue B2. Realizado por: Caiza & Pabón
2.4.5. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
El fluido producido de la arena T Superior es monofásico en condiciones de
reservorio y se vuelve bifásico cuando disminuye su presión.
La producción del mismo, como es usual, está acompañada de agua cuya cantidad
varía dependiendo de la proximidad que tienen los pozos al acuífero.
Tabla 10 - Análisis PVT - arena T Superior. Realizado por: Caiza & Pabón
Análisis PVT - arena T Superior
Pozo Pr Pb API Bo µo GOR Salinidad
psia psia ° BY/BN cP PCN/BN ppm -Cl
Singue B2 3102 456 29,2 1,16 1,98 188,4 6800
Pro
fun
did
ad (
ft)
Permeabilidad (mD)
PERFIL DE PERMEABILIDAD SINGUE B2 - ARENA T SUPERIOR
Permeabilidad Klinkenberg Permeabilidad Kair
24
2.4.6. CÁLCULO DEL PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO DE LA
ARENA T SUPERIOR (POES)
Se calculó el POES estimado para la arena T Superior, utilizando los parámetros
obtenidos en la interpretación petrofísica (Tabla 6).
Tabla 11 - Datos POES - arena T Superior. Realizado por: Caiza & Pabón Datos POES - arena T Superior
Reservorio Área
Net
Pay
Volumen
de Roca
N/G
Porosidad Saturación
de Agua7
Factor
Volumétrico
Inicial
(Ac) (ft) (Ac-ft) (%) (%) (%) (BY/BN)
T Superior 1095,00 23,50 73365 31,30 17,80 20,00 1,16
MÉTODO VOLUMÉTRICO (Craft & Hawkins, 1977)
Empleado para calcular el petróleo en el yacimiento basado en lo siguiente:
1) Información obtenida de registros y de análisis de núcleos de donde se determina
el volumen total, porosidad y saturación de fluidos, y
2) Del análisis del fluido de donde se determina el factor volumétrico del petróleo.
A las condiciones iniciales, un acre-pie de roca productiva del yacimiento
contiene:
𝑨𝒈𝒖𝒂 𝑰𝒏𝒕𝒆𝒓𝒔𝒕𝒊𝒄𝒊𝒂𝒍 = 7758 ∗ 𝜑 ∗ 𝑆𝑤
𝑷𝒆𝒕𝒓ó𝒍𝒆𝒐 𝒂 𝒄𝒐𝒏𝒅𝒊𝒄𝒊𝒐𝒏𝒆𝒔 𝒅𝒆 𝒚𝒂𝒄𝒊𝒎𝒊𝒆𝒏𝒕𝒐 = 7758 ∗ 𝜑 ∗ (1 − 𝑆𝑤)
𝑷𝒆𝒕𝒓ó𝒍𝒆𝒐 𝒇𝒊𝒔𝒄𝒂𝒍 =7758 ∗ 𝜑 ∗ (1 − 𝑆𝑤)
𝛽𝑜𝑖
7 Saturación de agua de formación: Sw = 20%, valor tomado del análisis del núcleo del pozo
Singue B2.
25
Dónde:
7758 = Constante de conversión; equivale al número de barriles en 1 acre/ft.
𝝋 = Porosidad expresada como fracción del volumen total.
𝑺𝒘 = Saturación de agua innata o intersticial expresada como fracción del volumen
poroso.
𝜷𝒐𝒊 = Factor volumétrico inicial de petróleo en el yacimiento.
𝑷𝑶𝑬𝑺 =7758 ∗ 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑅𝑜𝑐𝑎 ∗ 𝑁/𝐺 ∗ 𝜑 ∗ (1 − 𝑆𝑤)
𝛽𝑜𝑖
𝑷𝑶𝑬𝑺 =7758 ∗ (73 365 𝑎𝑐𝑟𝑒 − 𝑝𝑖𝑒) ∗ (0,3130) ∗ (0,1780) ∗ (1 − 0,20)
1,16 𝐵𝑌/𝐵𝑁
𝑷𝑶𝑬𝑺 = 𝟐𝟏, 𝟖𝟕 𝑴𝑴𝑩𝒍𝒔
2.4.7. MECANISMO DE EMPUJE T SUPERIOR
La energía del reservorio es soportada por expansión de roca y fluido y por empuje
lateral hidráulico.
a. EXPANSIÓN DE ROCA Y FLUIDO8
En el análisis PVT del pozo Singue B2 (Tabla 10), la presión al punto de burbuja es
456 psia y la presión de reservorio inicial es de 3102 psia, dato que no difiere en gran
8 Expansión Roca y Fluido: Mucha de la energía del yacimiento se almacena por la compresibilidad de
la roca y la compresibilidad de los fluidos; como consecuencia, la presión declina rápidamente a medida
que se extraen los fluidos hasta que se alcance la presión de burbujeo. Entonces el empuje por gas en
solución se transforma en la fuente de energía para el desplazamiento de los fluidos notándose en el
incremento de las relaciones gas-petróleo del campo.
26
medida de 3154 psia que es la presión inicial estimada en la prueba de presión realizada
en el mismo pozo al inicio de su producción.
b. EMPUJE HIDRÁULICO9
De acuerdo a las características del Campo Singue el empuje hidráulico se considera
lateral para la arena T Superior y se confirma con la producción de fluido constante; la
extensión del acuífero y su capacidad energética no se conoce porque no se cuenta con
una extensa información geológica del campo.
2.4.8. ESTIMACIÓN DE RESERVAS TOTALES
Los datos de producción acumulada de petróleo de la arena T Superior del Campo
Singue (Tabla 12) se utilizaron para calcular el factor de recobro (FR) inicial presentado
a continuación:
𝑭𝑹 𝒂𝒍 𝟑𝟏 𝒅𝒆 𝒅𝒊𝒄𝒊𝒆𝒎𝒃𝒓𝒆 𝒅𝒆 𝟐𝟎𝟏𝟓 =𝑁𝑝𝑎𝑙 31 𝑑𝑒 𝑑𝑖𝑐𝑖𝑒𝑚𝑏𝑟𝑒 𝑑𝑒 2015
𝑃𝑂𝐸𝑆∗ 100%
𝑭𝑹 𝒂𝒍 𝟑𝟏 𝒅𝒆 𝒅𝒊𝒄𝒊𝒆𝒎𝒃𝒓𝒆 𝒅𝒆 𝟐𝟎𝟏𝟓 =3′332 862 𝐵𝑙𝑠
21′869 308 𝐵𝑙𝑠∗ 100%
𝑭𝑹 𝒂𝒍 𝟑𝟏 𝒅𝒆 𝒅𝒊𝒄𝒊𝒆𝒎𝒃𝒓𝒆 𝒅𝒆 𝟐𝟎𝟏𝟓 = 𝟏𝟓%
La arena T Superior presenta un empuje hidráulico y se podría afirmar que el factor
de recobro es mayor al 15% calculado anteriormente, razón por la cual, se tomó un
9 Empuje Hidráulico: Existe conexión hidráulica entre el yacimiento y una roca porosa saturada con
agua denominada acuífero, que puede estar por debajo de todo el yacimiento o de parte de él. El empuje
hidráulico se empieza a presentar una vez que se reduce la presión en el yacimiento lo que permite que el
agua en el acuífero se expanda y fluya dentro de la zona de aceite, este mecanismo es uno de los más
eficientes y en la mayoría de casos presenta factores de recobro entre el 30% y 50%.
27
factor de recobro promedio de 40% para estimar las reservas totales de petróleo del
reservorio.
𝑹𝑬𝑺𝑬𝑹𝑽𝑨𝑺 𝑻𝑶𝑻𝑨𝑳𝑬𝑺 = 𝑃𝑂𝐸𝑆 ∗ 𝐹𝑅
𝑹𝑬𝑺𝑬𝑹𝑽𝑨𝑺 𝑻𝑶𝑻𝑨𝑳𝑬𝑺 = 21′869 308 𝐵𝑙𝑠 ∗ 0.40
𝑹𝑬𝑺𝑬𝑹𝑽𝑨𝑺 𝑻𝑶𝑻𝑨𝑳𝑬𝑺 = 10′497 268 𝐵𝑙𝑠
𝑹𝑬𝑺𝑬𝑹𝑽𝑨𝑺 𝑻𝑶𝑻𝑨𝑳𝑬𝑺10 = 𝟏𝟎, 𝟓 𝑴𝑴𝑩𝒍𝒔
2.5. ANÁLISIS DE PRODUCCIÓN
La tabla 12 contiene el historial de producción de fluidos desde el año 2013 que fue
el inicio de la producción de la arena T Superior hasta diciembre del 2015, con éstos
datos se realizaron las gráficas 4, 5 y 6 que representan la producción acumulada versus
la producción diaria de petróleo, agua y fluido respectivamente.
10 Reservas Totales: Según Securities and Exchange Commission (SEC) las Reservas Totales representa
a la suma de los valores de las Reservas Probadas + Reservas Probables + Reservas Posibles.
28
2.5.1. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN MENSUAL
Tabla 12 - Promedio de producción mensual de fluidos - arena T Superior. Realizado por: Caiza & Pabón
PRODUCCIÓN ARENA T SUPERIOR - CAMPO SINGUE - BLOQUE 53 PRODUCCIÓN PROMEDIA POR POZO
Año Mes SB2 SB3 SB4 SB5 SB6 SB7 SB9
Acum - T
Superior Petróleo
Bls/día
Agua
Bls/día
BSW
%
Petróleo
Bls/día
Agua
Bls/día
BSW
%
Petróleo
Bls/día
Agua
Bls/día
BSW
%
Petróleo
Bls/día
Agua
Bls/día
BSW
%
Petróleo
Bls/día
Agua
Bls/día
BSW
%
Petróleo
Bls/día
Agua
Bls/día
BSW
%
Petróleo
Bls/día
Agua
Bls/día
BSW
%
Petróleo
Bls/mes
Agua
Bls/mes
2013
Oct 832 61 6,8 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10811 787
Nov 942 39 4,0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 28249 1156
Dic 1022 5 0,5 410 41 9,1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 38640 477
2014
Ene 777 4 0,5 955 6 0,6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 53703 278
Feb 919 3 0,3 1057 4 0,4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 55339 189
Mar 1153 3 0,3 1104 2 0,2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 69976 142
Abr 1252 3 0,2 1124 2 0,2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 71312 144
May 1155 2 0,2 1094 2 0,2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 69728 140
Jun 1049 2 0,2 1387 3 0,2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 73063 150
Jul 1205 2 0,2 1459 3 0,2 974 2 0,2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 87463 173
Ago 1533 2 0,1 1723 2 0,1 1386 36 2,5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 143892 1137
Sep 1657 2 0,1 1865 3 0,2 826 93 10,1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 130410 2937
Oct 1669 2 0,1 1842 31 1,7 739 146 16,5 0 0 0 545 793 59,3 0 0 0 0 0 0 146459 26926
Nov 1701 2 0,1 1815 55 2,9 651 175 21,2 0 0 0 652 1080 62,4 0 0 0 0 0 0 144542 39358
Dic 1540 2 0,1 1489 69 4,4 628 198 24,0 0 0 0 407 538 56,9 1336 35 2,6 1123 28 2,4 181283 26432
2015
Ene 1438 2 0,1 1351 71 5,0 618 211 25,5 0 0 0 758 147 16,2 1741 14 0,8 871 8 0,9 210113 14060
Feb 1426 9 0,6 1345 86 6,0 552 217 28,2 0 0 0 760 167 18,0 1877 11 0,6 1012 46 4,3 195257 14897
Mar 1494 17 1,1 1399 137 8,9 517 243 32,0 0 0 0 691 202 22,6 1738 41 2,3 948 114 10,7 210412 23391
Abr 1498 32 2,1 1327 165 11,1 471 229 32,7 0 0 0 609 290 32,3 1545 181 10,5 851 170 16,7 189002 31991
May 1475 54 3,5 1305 218 14,3 414 255 38,1 0 0 0 603 367 37,8 1462 322 18,0 758 214 22,0 186521 44333
Jun 1394 85 5,7 1258 265 17,4 357 266 42,7 342 508 59,8 585 410 41,2 1330 411 23,6 600 245 29,0 172877 61123
Jul 1344 125 8,5 1166 340 22,6 326 264 44,7 335 660 66,3 505 426 45,8 1233 458 27,1 482 238 33,1 167117 77844
Ago 1266 172 12,0 1077 407 27,4 269 265 49,6 410 628 60,5 506 467 48,0 1137 538 32,1 414 264 38,9 157411 85005
Sep 1211 219 15,3 988 470 32,2 240 264 52,4 440 674 60,5 483 445 48,0 1082 606 35,9 354 268 43,1 143947 88334
Oct 1188 245 17,1 890 556 38,5 212 314 59,7 570 968 62,9 537 488 47,6 1040 625 37,5 316 282 47,2 147324 107834
Nov 1014 344 25,3 786 625 44,3 204 357 63,6 595 1039 63,6 532 491 48,0 954 693 42,1 190 236 55,4 128241 113532
Dic 941 434 31,6 713 713 50,0 189 335 63,9 576 1104 65,7 526 486 48,0 905 760 45,6 7 27 79,4 119571 119640
Acum/Pozo 1023200 56041 - 935348 129751 - 267039 117828 - 96849 166222 - 262298 204307 - 509521 143133 - 238430 65134 - 3332862 882410
29
2761 BPPD @ DIC 2015
7344 BPPD @ FEB 2015
210 BPPD @ MAY 2029
Pro
du
cció
n d
iari
a d
e p
etr
óle
o (
BP
PD
)
Producción acumulada de petróleo (Barriles)
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO
ARENA T SUPERIOR - CAMPO SINGUE
Petróleo Declinación
Pronóstico de Producción
Di: 0,059 M.n
b: 0,5273
Tipo de declinación: HIPERBÓLICO
qi: 7344 BPPD
ti: 28-FEB-2015
qf: 210 BPPD
tf: 31-MAY-2029
Fin de pronóstico: Límite económico
Límite económico: 30 BPPD/pozo
Acum 31-DIC-2015: 3,33 MMBls
Reservas 31-AGO-2027: 4,33 MMBls
EUR: 7,66 MMBls
2.5.2. DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO
Gráfica 4 - Declinación de producción - arena T Superior. Realizado por: Caiza & Pabón
30
610 BAPD = 8% BSW @ FEB 2015
3598 BAPD = 57% BSW@ DIC 2015
Pro
du
cció
n d
iari
a d
e a
gua
(BA
PD
)
Producción acumulada de agua (Barriles)
PRODUCCIÓN DE AGUA
ARENA T SUPERIOR - CAMPO SINGUE
Agua
2.5.3. AVANCE DE AGUA DE FORMACIÓN
Gráfica 5 - Avance de agua de formación - arena T Superior. Realizado por: Caiza & Pabón
31
7954 BFPD @ FEB 2015
6359 BFPD @ DIC 2015
Pro
du
cció
n d
iari
a d
e f
luid
o (
BFP
D)
Producción acumulada de fluido (Barriles)
PRODUCCIÓN DE FLUIDO
ARENA T SUPERIOR - CAMPO SINGUE
Fluido
2.5.4. PRODUCCIÓN DE FLUIDOS
Gráfica 6 - Producción de fluidos - arena T Superior. Realizado por: Caiza & Pabón
32
2.5.5. PARÁMETROS DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN
Para estimar la curva de declinación de producción de la gráfica 4 se tomó como base
las formulas empíricas desarrolladas por ARPS en el año 1945.
Se determinó gráficamente una tasa de declinación de 0,059 M.n y un exponente de
declinación de 0,5273 correspondiente a una declinación HIPERBÓLICA, para la
predicción de producción se tomó como caudal inicial 7344 BPPD el cual se podría
considerar como la producción máxima de petróleo que tuvo la arena T Superior con los
pozos perforados hasta diciembre del 2015.
Para determinar el caudal de abandono se tomó como límite económico una
producción de 30 barriles de petróleo por pozo, la arena T Superior produce de 7 pozos,
por lo que el caudal de abandono del reservorio fue de 210 barriles de petróleo y la
fecha de abandono estimada fue el 31 de mayo de 2029.
De acuerdo a los cálculos realizados, las reservas EUR11 estimadas hasta el 31 de
mayo de 2029 son 7’656 039 barriles de petróleo.
Según el historial de producción (Tabla 12) hasta el 31 de diciembre de 2015 se
produjo un acumulado de petróleo de 3´332 862 barriles de petróleo por lo que las
reservas remanentes estimadas serían 4’323 177 barriles de petróleo.
11 EUR: Estimated Ultimated Reserves - Ultima Reserva Estimada.
33
2.5.6. CÁLCULO DEL FACTOR DE RECOBRO FINAL ESPERADO
𝑭𝑹 𝒂𝒍 𝟑𝟏 𝒅𝒆 𝒎𝒂𝒚𝒐 𝒅𝒆 𝟐𝟎𝟐𝟗 =𝑁𝑝𝑎𝑙 𝟑𝟏 𝒅𝒆 𝒎𝒂𝒚𝒐 𝒅𝒆 𝟐𝟎𝟐𝟗
𝑃𝑂𝐸𝑆∗ 100%
𝑭𝑹 𝒂𝒍 𝟑𝟏 𝒅𝒆 𝒎𝒂𝒚𝒐 𝒅𝒆 𝟐𝟎𝟐𝟗 =7′656 039 𝐵𝑙𝑠
21′869 308 𝐵𝑙𝑠∗ 100%
𝑭𝑹 𝒂𝒍 𝟑𝟏 𝒅𝒆 𝒎𝒂𝒚𝒐 𝒅𝒆 𝟐𝟎𝟐𝟗 = 𝟑𝟓%
2.6. ANÁLISIS DE PRESIÓN
2.6.1. BUILD UP ARENA T SUPERIOR
La tabla 13 presenta los resultados de las pruebas de presión realizadas para la arena
T Superior del Campo Singue desde el inicio de la producción de ésta arena hasta
finales del año 2015.
Tabla 13 - Pruebas presión - arena T Superior. (ARCH, Agencia de Regulación y
Control Hidrocarburífero, 2014)
Pruebas de Presión
Arena Fecha Pozo
Presión (psia)
@ MP
Horner
Presión (psia)
@ MP
Derivada
Presión
Promedio
psia
T
Superior
8-12/dic/2013 SB2 3118,30 3190,30 3154
15-18/dic/2013 SB3 3065,50 3070,10 3068
22-24/may/2014 SB3 2970,90 2974,30 2973
26-29/may/2014 SB2 2942,30 2929,04 2936
19-24/jul/2014 SB4 2933,30 2921,60 2928
8-14/oct/2014 SB6 2828,50 2785,80 2807
04/dic/2014-08/ene/2015 SB9 2726,20 2714,30 2720
19-25/dic/2014 SB7 2632,80 2606,60 2620
10-19/jun/2015 SB5 2443,30 2457,00 2450
15-16/jun/2015 SA10 2424,17 2477,80 2451
03 /ago/2015 - 03/sep/2015 SA10 2399,69 2431,77 2416
34
2.6.2. PRUEBA DE INYECTIVIDAD ARENA T SUPERIOR
De acuerdo al último Build Up de la arena T Superior realizado en junio de 2015 en
el pozo Singue B5 (Tabla 13), se evidencia una caída de presión de aproximadamente
700 psia con respecto a la presión inicial del reservorio, razón por la cual se da inicio al
Plan Piloto de Inyección de Agua de Formación, dando como resultado del Fall Off Test
(FOT12) un índice de inyectividad de 69 BAPD por cada psia. (ARCH, Agencia de
Regulación y Control Hidrocarburífero, 2015)
Tabla 14 - Fall Off Test - arena T Superior. (ARCH, Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero, 2015)
Fall Off Test - arena T Superior
Fecha de la Prueba Agosto, 2015
Intervalo MD (ft) 8158 - 8183
Intervalos de Disparos (ft) 25
Tiempo de Inyección (hrs) 308
Tiempo de Cierre (hrs) 40
Caudal de Inyección (BAPD)
1680
3350
2400
Presión estimada (psia) 2400
Permeabilidad (mD) 17
Daño de Formación -2,6
2.6.3. COMPORTAMIENTO DE LA PRESIÓN
La gráfica 7 muestra la declinación de presión estimada a partir de la ecuación
calculada con los datos de presión promedio del reservorio de la tabla 13.
El mes de mayo del año 2029 se estimó como límite económico en cuanto a la
producción de petróleo, en esa fecha la presión del reservorio será 680 psia.
12 Fall Off Test: Son pruebas que se utilizan como herramientas de medición con la finalidad de estimar
propiedades y condiciones en las zonas cercanas al pozo inyector.
35
2339 psia @ DIC/2015
Pb= 456 psia
@ NOV 2033
680 psia @ MAY 2029
y = 3160e-2,5E-04x
R² = 0,9742
Pre
sió
n (
psi
a)
Fecha
COMPORTAMIENTO DE LA PRESIÓN
ARENA T SUPERIOR - CAMPO SINGUE
Método Horner Método Derivada Presión Promedio Pronóstico Presión Exponencial (Presión Promedio)
Gráfica 7 - Declinación de presión - arena T Superior. Realizado por: Caiza & Pabón
36
2.7. MODELO ESTÁTICO DEL RESERVORIO
En esta etapa se define la geometría del yacimiento y se calculan los parámetros
petrofísicos que en términos geológicos y físicos caracterizan al reservorio, siendo la
base fundamental para el futuro desarrollo del mismo.
El modelo estático comprende a su vez los siguientes modelos:
2.7.1. MODELO ESTRUCTURAL
En el Modelo Estructural se define la orientación de la estructura y se delimitan los
cierres que confina la acumulación de hidrocarburos.
2.7.2. MODELO ESTRATIGRÁFICO
En el modelo estratigráfico se correlaciona litológicamente los estratos de tal manera
que la estratigrafía del modelo sea secuencial.
2.7.3. MODELO SEDIMENTOLÓGICO
En el modelo sedimentológico se definen las facies analizando la calidad de la roca y
caracterizando unidades de flujo con la finalidad de delimitar intervalos de producción.
2.7.4. MODELO PETROFÍSICO
En el modelo petrofísico se realiza el poblamiento de parámetros básicos como:
porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos.
37
CAPÍTULO III
3. DISEÑO METODOLÓGICO
3.1. TIPO DE ESTUDIO
3.1.1. EXPLORATORIO
La información fue recopilada y validada para procesarla posteriormente en el
software de diseño de Modelo Estático.
3.1.2. EXPERIMENTAL
El reservorio se modeló varias veces con criterios lógicos diferentes hasta que el
modelo sea lo más coherente y cercano a la realidad.
3.1.3. DESCRIPTIVO
Se analizó la distribución de los fluidos en el reservorio, descubriendo si las facies
determinadas tienen relación con las zonas de flujo calculadas.
3.1.4. CORRELACIONAL
El valor del POES obtenido en el Método Volumétrico se comparó con el POES
obtenido en el Modelo Estático.
3.2. UNIVERSO Y MUESTRA
El universo que se consideró fueron los pozos que corresponden a la arena T
Superior, es decir, siete pozos de producción y uno de inyección, para lo cual se
identificó como muestra el pozo Singue B2 porque es el pozo que cuenta con mayor
información.
38
3.3. PROCESAMIENTO Y ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN
El anexo 8 es una representación del proceso que se siguió para construir el Modelo
Estático de la arena T Superior del Campo Singue.
3.3.1. DISEÑO DEL MODELO ESTRUCTURAL
Para elaborar el Modelo Estructural se realizó la reinterpretación del mapa estructural
de la arena T Superior del Campo Singue (Ilustración 3) puesto que el mapa
proporcionado no se encontraba a profundidad del tope de la arena sino a la profundidad
del CAP.
Ilustración 5 - Reinterpretación del Mapa Estructural al tope de la arena T Superior.
Realizado por: Caiza & Pabón
CAP -7050 ft
39
Una vez definido el mapa estructural se digitalizó y se calculó el área de la estructura
(1095 acres aproximadamente), posterior a esto, se ingresó el mapa digitalizado al
software generando así la superficie del mapa estructural de la arena T Superior
(Gráfica 8).
Gráfica 8 - Superficie generada a partir del mapa digitalizado.
Realizado por: Caiza & Pabón
3.3.2. DISEÑO DEL MODELO ESTRATIGRÁFICO
a. DEFINICIÓN DEL MODELO ESTRATIGRÁFICO
Como primer paso para caracterizar el modelo estratigráfico se realizó la validación
y carga de los datos de surveys para cada uno de los pozos, y observando los cambios
litológicos en los registros eléctricos se definió el tope y la base del reservorio
(Gráfica 9).
40
Gráfica 9 - Superficie arena T Superior. Realizado por: Caiza & Pabón
b. ORIENTACIÓN DEL MALLADO GEOMÉTRICO (GRID)
En la malla se utilizó un tamaño de celda de 50 metros x 50 metros que es el tamaño
de celda por defecto de Petrel, la separación entre pozos en la arena T Superior es de
200m aproximadamente, razón por la cual, el tamaño es suficiente para que dos o más
pozos no coincidan en la misma celda.
Para tener consistencia con la dirección de los pozos que presentaron afectaciones
por glauconita (SA1, SB2, SB4, SB6, SB7, SB9) se utilizó una orientación N20E, dicha
orientación proporcionó una mejor perspectiva al modelo (Gráfica 10).
41
Gráfica 10 - Orientación del mallado geométrico. Realizado por: Caiza & Pabón
c. CAPAS (LAYERING)
Mediante observación en los registros eléctricos de cada pozo, en el modelo se
dividió la arena T Superior en dos zonas (Gráfica 11), siendo la Zona 1 el espesor con
mayor saturación de hidrocarburo y la Zona 2 el espesor con mayor saturación de agua;
para establecer el número de capas de cada zona se determinó un espesor representativo
de cada zona en cada pozo.
Zona 1 = 19 capas
Zona 2 = 16 capas
42
Gráfica 11 - Capas del Modelo Estático. Realizado por: Caiza & Pabón
3.3.3. DISEÑO DEL MODELO SEDIMENTOLÓGICO
a. DETERMINACIÓN DE UNIDADES DE FLUJO
Como primer paso para elaborar el diseño sedimentológico se calcularon las
unidades de flujo13, para ello, se utilizó la información de núcleos disponible para
encontrar el criterio más adecuado y determinar la roca con características favorables
para establecerla como unidad de flujo (Leal & Morales, 2015).
Aplicando la metodología de Reservoir Quality Index (RQI-FZI) propuesto por
Amaefule las relaciones planteadas por el modelo son las siguientes:
13 Unidad de flujo: Zona del reservorio de características petrofísicas distintivas en relación a otras zonas
adyacentes, de manera que se puedan clasificar esas rocas con diferentes propiedades de porosidad y
permeabilidad. (Leal & Morales, 2015)
43
Índice de calidad de reservorio
𝐑𝐐𝐈 = 0,0314 √k
φ (μm)
Factor de porosidad normalizada
𝐏𝐇𝐈𝐳 =φ
1 − φ
Indicador de zonas de flujo
𝐅𝐙𝐈 =RQI
PHIz
La tabla 15 representa los datos utilizados para los cálculos del índice de calidad de
reservorio, factor de porosidad normalizada e indicador de zonas de flujo.
Tabla 15 - Unidades de flujo - Núcleo Singue B2. Realizado por: Caiza & Pabón
Muestra Profundidad Porosidad Permeabilidad RQI PHIZ FZI UF 74V 8053,5 0,1403 0,352 0,0497 0,1632 0,30
UF1
81V 8060,3 0,1078 0,181 0,0407 0,1208 0,34
78V 8057,6 0,1135 0,450 0,0625 0,1280 0,49
70V 8049,3 0,1540 1,530 0,0990 0,1821 0,54
74 8053,6 0,1322 3,780 0,1679 0,1523 1,10
70 8049,5 0,1724 10,90 0,2495 0,2083 1,20
72 8051,7 0,1572 10,90 0,2618 0,1865 1,40
80 8059,7 0,1271 6,290 0,2208 0,1456 1,52
81 8060,5 0,1387 13,70 0,3124 0,1610 1,94
66V 8045,4 0,2037 75,10 0,6030 0,2558 2,36
58 8037,6 0,1514 27,20 0,4206 0,1784 2,36
56V 8035,4 0,1714 48,60 0,5286 0,2069 2,56
78 8057,8 0,1647 173,0 1,0185 0,1972 5,17
UF2
64 8043,6 0,1908 482,0 1,5790 0,2357 6,70
62V 8041,2 0,1781 394,0 1,4769 0,2167 6,82
68 8047,6 0,1924 670,0 1,8535 0,2382 7,78
76 8055,8 0,1831 756,0 2,0174 0,2241 9,00
60 8039,5 0,1901 936,0 2,2029 0,2347 9,39
66 8045,6 0,2215 1815,0 2,8423 0,2845 9,99
62 8041,4 0,1833 1025,0 2,3475 0,2244 10,46
44
La gráfica 12 muestra la relación entre el índice de calidad del reservorio y el factor
de porosidad normalizada; se identifica las dos unidades de flujo determinadas con los
datos del núcleo del pozo SB2.
Gráfica 12 - Unidades de flujo - (RQI vs PHIz). Realizado por: Caiza & Pabón
Los puntos que muestran indicador de zona de flujo (FZI) menor a 2,56
corresponden a la Unidad de Flujo 1 (UF1) y los que muestran FZI entre 2,56 y 10,46
corresponden a la Unidad de Flujo 2 (UF2).
En la gráfica 13, la UF1 tiene porosidades entre 11% - 21% y permeabilidades entre
0,1mD - 100mD; la UF2 tiene porosidades entre 17% - 23% y permeabilidades entre
100mD -1000mD.
y = 54,56x3,2254
R² = 0,5604
y = 69,994x2,4825
R² = 0,6583
0,0
0,1
1,0
10,0
0,0100 0,1000 1,0000
RQ
I
PHIz
UNIDADES DE FLUJOSINGUE B2 - ARENA T SUPERIOR
FZI<2,56 2,56<FZI<10,46 Potencial (FZI<2,56) Potencial (2,56<FZI<10,46)
45
Gráfica 13 - Porosidad vs Permeabilidad. Realizado por: Caiza & Pabón
En base a lo mencionado anteriormente, se tomó como la unidad de flujo con
mejores condiciones petrofísicas a la Unidad de Flujo 2 (UF2).
b. DETERMINACIÓN DE FACIES
Las facies14 de este modelo se determinaron a partir de las variaciones litológicas
observadas en el Gamma Ray de los registros eléctricos de todos los pozos.
De acuerdo al análisis petrográfico del pozo Singue A1 (Tabla 5), la arena T Superior
presenta arenitas calcáreas, ésta facie no fue tomada en cuenta en el presente estudio
porque sólo se cuenta con el análisis petrográfico de un pozo y no se podía generalizar
esta tendencia en todos los pozos.
14 Facies: Conjunto de características de una roca o sedimento, resultado del ambiente y condiciones de
formación, que le dan un determinado aspecto y que presentan graduaciones laterales y verticales.
(Nichols, 2009)
y = 8E+07x8,5932
R² = 0,6224
y = 1E+08x7,1782
R² = 0,7272
0,1
1,0
10,0
100,0
1000,0
10000,0
0,00 0,02 0,04 0,06 0,08 0,10 0,12 0,14 0,16 0,18 0,20 0,22 0,24
Pe
rme
abili
dad
(m
D)
Porosidad
POROSIDAD vs PERMEABILIDADSINGUE B2 - ARENA T SUPERIOR
UF1 UF2 Potencial (UF1) Potencial (UF2)
46
Tabla 16 - Clasificación de facies - arena T Superior. Realizado por: Caiza & Pabón
Clasificación de facies - arena T Superior
Arena Buena GR < 35
Arena Mala 35 < GR < 60
Lutita GR > 60
c. POBLAMIENTO DE FACIES
Una vez definidas las facies del modelo se realizó el escalamiento y la distribución
de facies o poblamiento, para lo cual, los cambios litológicos observados cada 2ft en los
registros eléctricos fue el criterio que se utilizó para poblar las facies capa por capa.
Para determinar que la orientación de las facies es en sentido Este-Oeste se tomó en
cuenta el siguiente criterio:
La arena T Superior, una vez que el estuario se llenó, una sucesión de depósitos
marinos someros se derramó sobre las márgenes de los valles incisos, reflejando en
conjunto la transgresión de facies marinas hacia el este de la cuenca (Baby, Rivadeneira,
& Barragán , 2004).
47
Ilustración 6 - Parasecuencia transgresiva (TST) - arena T Superior (Baby,
Rivadeneira, & Barragán , 2004).
La gráfica 14 y 15 son cortes de sección, en los cuales se observa la distribución de
facies en sentido Oeste-Este y Sur-Norte respectivamente.
Gráfica 14 - Corte de sección distribución de facies (Sur-Norte)
Realizado por: Caiza & Pabón
48
Gráfica 15 - Corte de sección distribución de facies (Oeste-Este).
Realizado por: Caiza & Pabón
3.3.4. DISEÑO DEL MODELO PETROFÍSICO
El modelo petrofísico se realizó con los datos de porosidad efectiva (Phie) y
saturación de agua de formación (Sw), que se obtuvieron como resultado de la
interpretación petrofísica.
Se utilizó la metodología de (Pape, Christoph, & Iffland, 1998) la cual se basa en
ecuaciones de permeabilidad de acuerdo al tipo roca desarrolladas por Koseny-Carman,
estas ecuaciones se han desarrollado mediante pruebas de laboratorio e integran
propiedades de la roca como: tortuosidad, radio de la garganta de poro y área superficial
por unidad de volumen de grano.
La gráfica 16 representa las ecuaciones de Koseny-Carman; una vez establecidas las
curvas tipo, se ingresaron los valores de porosidad y permeabilidad del núcleo del pozo
Singue B2.
49
Pe
rme
abili
dad
(n
2m
)
Porosidad (%)
CURVAS DE PERMEABILIDAD DE KOZENY - CARMAN
Average type of sandstone Rotliegend sandstone northeast GermanyShaly sandstone ShaleFrequently used equation Fontainebleau sandstonePermeabilidad Klinkenberg Permeabilidad Kair
Gráfica 16 - Curvas de permeabilidad de acuerdo al tipo de roca.
(Pape, Christoph, & Iffland, 1998)
Los datos del núcleo se ajustan a la curva tipo Shale, esta ecuación se usó para
calcular la permeabilidad de toda la arena T Superior a partir de los resultados de Phie
obtenidos de la interpretación petrofísica.
𝐤 = 0,1 ∗ φ + 26 ∗ 𝜑2 + (10 ∗ 𝜑)10 Ec. Tipo Shale
Dónde:
𝐤 = Permeabilidad
𝛗 = Porosidad Efectiva
50
3.3.5. POBLAMIENTO DE LOS PARÁMETROS PETROFÍSICOS
El poblamiento de la porosidad efectiva, permeabilidad y saturación de agua se
realizó respetando el modelo de facies y utilizando los variogramas del método de
simulación GAUSSIANA seleccionado, que de acuerdo a (Levanti, de Ribet, & Aldana,
2012), ésta simulación es eficiente en modelar facies a partir de datos de pozo y mapas
de modelo geológico.
Tabla 17 - Variogramas exponenciales - Poblamiento de parámetros petrofísicos.
Realizado por: Caiza & Pabón
Variogramas Exponenciales
Parámetro Zona Mayor
dirección
Menor
dirección Vertical
Azimut
(NE)
Porosidad 1 718,0 697,3 5,50 20
2 825,1 183,7 6,40 20
Permeabilidad 1 896,8 986,8 4,80 20
2 680,9 531,6 7,40 20
Saturación de Agua 1 888,8 837,6 13,8 20
2 928,6 850,0 9,10 20
51
a. POBLAMIENTO DE LA POROSIDAD
Las gráfica 17 y 18 son cortes de sección en los cuales se observa la distribución de
la porosidad efectiva en sentido Oeste-Este y Sur-Norte respectivamente.
La distribución de porosidades está entre 0% y 20% a través de la arena T Superior.
Gráfica 17 - Corte de sección porosidad (Sur-Norte). Realizado por: Caiza & Pabón
Gráfica 18 - Corte de sección porosidad (Oeste-Este). Realizado por: Caiza & Pabón
52
b. POBLAMIENTO DE LA PERMEABILIDAD
Las gráficas 19 y 20 son cortes de sección en los cuales se observa la distribución de la
permeabilidad en sentido Oeste-Este y Sur-Norte respectivamente.
La distribución de permeabilidades está entre 0.1mD y 1000mD.
Gráfica 19 - Corte de sección permeabilidad (Sur-Norte). Realizado por: Caiza & Pabón
Gráfica 20 - Corte de sección permeabilidad (Oeste-Este).
Realizado por: Caiza & Pabón
53
c. POBLAMIENTO DE LA SATURACIÓN DE AGUA
Las gráficas 21 y 22 son cortes de sección en los cuales se observa la distribución de la
saturación de agua de formación en sentido Oeste - Este y Sur - Norte respectivamente.
En la gráfica 22 se observa que el avance de agua es por el Oeste, justificando la alta
saturación de agua en los pozos SA1 y SA10 WIW.
La distribución de saturación de agua está entre 10% y 40%.
Gráfica 21 - Corte de sección saturación de agua (Sur-Norte)
Realizado por: Caiza & Pabón
54
Gráfica 22 - Corte de sección saturación de agua (Oeste-Este)
Realizado por: Caiza & Pabón
3.3.6. ESTIMACIÓN DEL POES (MODELO ESTÁTICO)
Para determinar el POES se condicionó los parámetros de saturación de agua y
porosidad efectiva para restringir el Net/Gross (N/G) con los datos presentados a
continuación.
Tabla 18 - Parámetros para restringir el Net/Gross. Realizado por: Caiza & Pabón
Net/Gross Saturación de agua Porosidad efectiva
0 Sw > 50% Phie < 8%
0,313015 Sw < 50% Phie > 8%
Las gráficas 23 y 24 son cortes de sección en los cuales se observa la distribución del
Net/Gross en sentido Oeste - Este y Sur - Norte respectivamente.
Se observa que el Net/Gross es 0,3 en las zonas donde existe acumulación de
hidrocarburos
15 Net/Gross: Tomado de la tabla 6, correspondiente a la interpretación petrofísica de la arena T Superior.
55
Gráfica 23 - Corte de sección Net/Gross (Sur-Norte). Realizado por: Caiza & Pabón
Gráfica 24 - Corte de sección Net/Gross (Oeste-Este). Realizado por: Caiza & Pabón
56
Una vez determinado el Net/Gross para zonas de alta y baja calidad se procedió a
escalar y poblar, respetando la distribución de facies y utilizando los variogramas
exponenciales.
Tabla 19 - Variogramas exponenciales - Poblamiento del Net/Gross.
Realizado por: Caiza & Pabón
Variogramas Exponenciales
Parámetro Zona Mayor
dirección
Menor
dirección Vertical
Azimut
(NE)
Net/Gross 1 770,4 714,2 12,1 20
2 579 579 6,50 20
Con el objetivo de que el POES calculado sea un valor coherente se delimitó la
estructura hasta la profundidad del CAP, creando un límite (boundary) a -7050 ft
(Gráfica 25).
Gráfica 25 - Límite a la profundidad del CAP. Realizado por: Caiza & Pabón
57
CAPÍTULO IV
4. ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS
4.1. ANÁLISIS DE RESULTADOS
4.1.1. MODELO ESTRUCTURAL
En el Modelo Estructural se obtuvo un modelo con un área aceptable de 1095 acres,
muy cercano al dato proporcionado por la ARCH que fue de 1110 acres; en la
reinterpretación realizada, el mapa se colocó al tope de la arena T Superior lo que ayudó
en gran medida al desarrollo del Modelo Estratigráfico.
4.1.2. MODELO ESTRATIGRÁFICO
Los topes y bases se determinaron mediante la observación en los registros
eléctricos, es decir, se analizó minuciosamente los cambios litológicos más
representativos que presentaban los registros de cada pozo en la zona de interés.
El CAP se determinó observando los cambios que se presentaban en el registro de
Resistividad Profunda (Rt) y la litología en la que se presentaban dichos cambios.
La finalidad de utilizar la orientación N20E en el mallado, fue tener mejor
perspectiva del modelado geométrico y escalamiento.
Las 35 capas definidas para la arena T Superior fueron beneficiosas al momento de
realizar el poblamiento de las propiedades roca/fluido, ya que cada capa representa 2ft
de formación y este espesor de capa disminuye la incertidumbre del modelo.
58
4.1.3. MODELO SEDIMENTOLÓGICO
Para realizar el Modelo Sedimentológico, el análisis del núcleo del pozo Singue B2
fue de gran importancia ya que con éste se determinó la zona de flujo con las mejores
condiciones petrofísicas. El rango de permeabilidad y porosidad efectiva en la zona de
flujo de mejor calidad del reservorio fue de (100mD - 1000mD) y (17% - 23%)
respectivamente.
Una vez definida la unidad de flujo se determinó tres facies (LUTITA, ARENA
BUENA y ARENA MALA) con respecto a la observación de las deflexiones del
Gamma Ray de cada pozo.
Para realizar el poblamiento de facies se tomó como base los cambios litológicos
observados cada 2 ft en los registros eléctricos de cada pozo; con respecto a la
dirección de depositación de las facies se tomó el criterio de la depositación de la arena
T Superior en el Oriente Ecuatoriano. (Baby, Rivadeneira, & Barragán , 2004)
Basado en el historial de producción, los pozos Singue B2, Singue B3, Singue B4,
Singue B7 y Singue B9 fueron los pozos con mejor producción, razón por la cual, la
facie ARENA BUENA se intercaló en estos pozos.
Los criterios tomados a consideración ayudaron a que el modelo tenga coherencia y
sea lo más cercano posible a la realidad.
59
4.1.4. MODELO PETROFÍSICO
a. POBLAMIENTO DE LA POROSIDAD
En la gráfica 26 se observa que el modelo presenta continuidad con respecto a la
porosidad y concuerda con la unidad de flujo determinada, ya que en las zonas de
interés el modelo presenta porosidades entre en 15% y 20%.
Gráfica 26 - Modelo de porosidad. Realizado por: Caiza & Pabón
b. POBLAMIENTO DE LA PERMEABILIDAD
En la gráfica 27 se observa en el TOPE Y BASE del modelo un sello o barrera
impermeable que representa la facie LUTITA.
Se visualiza también continuidad de permeabilidad y congruencia con la unidad de
flujo determinada, ya que en las zonas de interés el modelo presenta permeabilidades
entre en 100mD y 1000mD.
60
Gráfica 27 - Modelo de permeabilidad. Realizado por: Caiza & Pabón
c. POBLAMIENTO DE LA SATURACIÓN DE AGUA
En la gráfica 28, el modelo presenta en los TOPES Y BASES de las zonas donde se
encuentran los pozos alta saturación de agua correspondiente al agua de formación que
contiene la facie LUTITA.
En las zonas de interés y cercanas a los pozos se observa saturaciones de agua
menores al 30% que aumentan conforme se acercan al CAP, bajo el CAP las
saturaciones de agua son mayores al 60%.
61
Gráfica 28 - Modelo de saturación de agua. Realizado por: Caiza & Pabón
4.1.5. ESTIMACIÓN DE POES, RESERVAS TOTALES Y RESERVAS
REMANENTES
En el análisis de declinación hasta el 31 de mayo del 2029 se estiman las reservas
totales en 7’ 656 039 barriles de petróleo y tomando el valor del POES de volumetría se
calcula que el Factor de Recobro Final Esperado es 35%, este valor de FR es coherente
con respecto al Empuje Hidráulico que tiene el reservorio.
Tabla 20 - Tabla comparativa de POES y reservas calculados - arena T Superior.
Realizado por: Caiza & Pabón
Método POES
(Bls)
FR
(%)
Reservas Totales
(Bls)
Producción
Acumulada @
31/DIC/2015
(Bls)
Reservas
Remanentes
(Bls)
Volumetría 21’869 307 40 8’ 747 723
3´ 332 862
5’ 414 861
Declinación 21’869 307 35 7’ 656 039 4’ 323 177
Modelo
Estático 23’068 985 40 9’ 227 594 5’ 894 732
PROMEDIO 22’ 269 200 38 8’ 543 785 3´ 332 862 5’ 210 923
62
El anexo 9 corresponde al informe de POES y Reservas del Software Petrel; la
diferencia entre el POES calculado por el método volumétrico y el calculado en el
Modelo Estático es aceptable, debido a que, para los dos cálculos se usó los mismos
parámetros de N/G y Bo.
El POES y reservas calculados por los diferentes métodos en este estudio son
coherentes con los valores de POES y Reservas de acuerdo a la Secretaria de
Hidrocarburos Ecuador. (Tabla 21)
Tabla 21 - POES y reservas oficiales hasta diciembre del 2015 - Secretaría de
Hidrocarburos Ecuador
Campo
Reservorio POES
(Bls)
FR
(%)
Reservas
Totales
(Bls)
Producción
Acumulada @
31/DIC/2015
(Bls)
Reservas
Remanentes
(Bls)
Singue T Superior 21’459 222 35,25 7’ 565 351 3´ 332 862 4’ 232 489
4.1.6. POZOS DE DESARROLLO PROPUESTOS
De acuerdo a la estructura que tiene la arena T Superior del Campo Singue se
propone las localizaciones de dos pozos de desarrollo denominados: SINGUE-B10 (X:
357710.03m; Y: 10017636,78m) y SINGUE-B11 (X: 357650m; Y: 10017079,89m).
Los pozos SB10 y SB11 se encuentran en el alto estructural y están distanciados
aproximadamente a 300m de los pozos más cercanos.
63
Gráfica 29 - Mapa Estructural arena T Superior - Pozos de desarrollo propuestos.
Realizado por: Caiza & Pabón
64
4.2. CONCLUSIONES
La construcción del Modelo Estático fue por ensayo y error, tomando en
cuenta diferentes criterios para que la distribución de los fluidos en el
reservorio sea coherente. Los resultados de POES y Reservas Totales fueron
23’068 985 y 9’ 227 594 Barriles de petróleo respectivamente.
Los resultados de la interpretación petrofísica fueron: 23,50ft de espesor neto
de pago, 17,80% de porosidad efectiva y 31,20% de saturación de agua de
formación, este último resultado indica que, a pesar de las correcciones
realizadas, el efecto de la glauconita es severo, por lo que se consideró que la
saturación de agua de 20% del análisis del núcleo del pozo Singue B2 es un
dato más real para estimar el Petróleo Original en Sitio (POES) por el
Método Volumétrico.
La potencia de la arena aumenta en sentido Oeste-Este desde la ubicación del
pozo inyector SA10 WIW hasta la ubicación del pozo SB4, a partir de la
ubicación del pozo SB4 se observa que la potencia de la arena disminuye.
La potencia de la arena disminuye en sentido Sur-Norte desde la ubicación
del pozo SB6 hasta la ubicación del pozo SB5, a partir de la ubicación del
pozo SB5 se observa que la potencia de la arena aumenta.
En el Modelo Petrofísico el avance de agua de formación tiene una dirección
Oeste-Este, por lo que se toma como acertada la ubicación del pozo inyector
Singue A10 WIW y se corrobora la ausencia de reservas y la no producción
de petróleo del pozo Singue A1 en la arena T Superior.
El modelo presenta continuidad con respecto a la porosidad y permeabilidad,
además concuerda con la unidad de flujo determinada, ya que en las zonas de
65
interés el modelo presenta porosidades y permeabilidades de (15% - 20%) y
(100mD - 1000mD) respectivamente.
En la arena T Superior del Campo Singue, el POES y Reservas Totales
determinadas en el Modelo Estático tienen mayor diferencia con respecto a
los valores de POES y Reservas oficiales de acuerdo la Secretaria de
Hidrocarburos Ecuador, debido a que, en el modelo hay incertidumbre en las
zonas donde no hay pozos perforados.
4.3. RECOMENDACIONES
Que se continúe con la realización del Modelo Dinámico del reservorio,
tomando como base el Modelo Estático realizado en el presente Estudio para
verificar si el modelo es consistente y determinar si los criterios tomados
fueron los correctos.
Que se considere la perforación de los pozos de desarrollo SINGUE-B10 y
SINGUE-B11 (Gráfica 29), ya que estos nuevos pozos se encuentran en el
alto estructural y están distanciados aproximadamente a 300m de los pozos
más cercanos.
Que se actualice el Modelo Estático si se realizan perforaciones de pozos de
desarrollo o avanzada; se debe tener precaución con los datos de los nuevos
pozos, ya que estos, deben ser analizados y/o depurados antes de ingresarlos.
Que se considere la declinación hiperbólica en los análisis de producción de
la arena T Superior del Campo Singue, ya que fue la declinación que tuvo
mejor ajuste con el historial de tres años.
66
ANEXOS
ANEXO 1
Anexo 1 - Mapa Estructural - Plan de desarrollo Campo Singue 2014.
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero
67
ANEXO 2
Anexo 2 - Microfotografías 1 - Núcleo del pozo Singue A1.
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero
68
ANEXO 3
Anexo 3 - Microfotografías 2 - Núcleo del pozo Singue A1.
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero
69
ANEXO 4
Anexo 4 - Microfotografías 3 - Núcleo del pozo Singue A1.
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero
70
ANEXO 5
Anexo 5 - Gráfica GEN-9 - Schlumberger
71
ANEXO 6
Anexo 6 - Master Log - Pozo Singue A1.
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero
72
ANEXO 7
Anexo 7 - Master Log - Pozo Singue B2.
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero
73
ANEXO 8
Anexo 8 - Mapa de Procesos - Diseño del Modelo Estático. Realizado por: Caiza & Pabón
74
ANEXO 9
Anexo 9 - Reporte de POES y Reservas - Software Petrel.
Realizado por: Caiza & Pabón
75
BIBLIOGRAFÍA
ARCH, Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero. (2014). Plan de Desarrollo
del Bloque Singue. Quito, Pichincha, Ecuador.
ARCH, Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero. (2015). Plan Piloto de
Inyección de Agua. Quito, Pichincha, Ecuador.
ARCH, Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero. (2015). Sitio Web Oficial
ARCH. Recuperado el 11 de Noviembre de 2015, de www.arch.gob.ec
ARCH, Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero. (2016). Cierre de
Producción - Campo Singue. Quito, Pichincha, Ecuador.
Baby, P., Rivadeneira, M., & Barragán , R. (2004). La Cuenca Oriente: Geología y
Petróleo. Francia: Editores Científicos.
Boggs, S. (2009). Petrology of Sedimentary Rocks. New York: Cambridge University
Press.
Craft, B. C., & Hawkins, M. F. (1977). Ingeniería Aplicada de Yacimientos Petrolíferos.
Madrid: Tecnos S.A.
Leal , J., & Morales, O. (2015). Método para definir unidades de flujo en formaciones
heterogéneas. PGE Petróleo y Gas, 40-48.
Levanti, A., de Ribet, B., & Aldana, M. (2012). Simulación Gaussiana Truncada
Aplicada al Modelado de Facies. Petroleum, 32.
Nichols, G. (2009). Sedimentology and Stratigraphy. Oxford: Wiley-Blackwell.
Pape, H., Christoph, C., & Iffland, J. (1998). Permeability Prediction for Reservoir
Sandstones and Basement Rocks Based on Fractal Pore Space Geometry. SEG
Technical Program Expanded Abstracts.
UCE, Universidad Central del Ecuador. (2015). Sitio Web Oficial UCE. Recuperado el
12 de Noviembre de 2015, de www.uce.edu.ec
