yacimientos de hidrocarburos en venezuela

7/30/2019 yacimientos de hidrocarburos en venezuela

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Captulo 2

Yacimientos de Hidrocarburos en Venezuela

Introduccin

Ta Juana (tierra)

Lagunillas (lago)

Ta Juana (lago)

CeutaMara Oeste

Silvestre

Oveja

Santa Rosa

Carito Central

El Furrial

Pedernales

Cerro Negro


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Introduccin

En los ltimos ochenta aos, Venezuela

se ha destacado como uno de los pases

petro leros ms impor tan tes del mundo porel volumen de sus reservas, su potencial de

produccin y la variedad de sus crudos. En

este captulo se describen las acumulaciones

de h idrocarburos desde el pun to de v is ta de

su explo tacin , en pr imer trmino a grandes

rasgos cuenca por cue nca, y a continuacin ,

se describen en forma ms especfica 12

yacimientos t p icos escogidos en tre los

diferentes campos petrolferos del pas. Para

cada uno de ellos, se define la situacin

geogrf ica y geolgica, se ind ican laspropiedades petrofsicas y termodinmicas,

se cuantif ican las reservas y la extraccin de

los fluidos y se sealan los mecanismos de

produccin que los caracterizan.

Ubicacin geogrfica

En Venezuela se han identif icado unos

360 campos petrolferos que representan

ms de 17.300 yacimientos de hidrocarburosen una ex tensin de 11 ,9 mil lones de

hectreas (13% del territorio nacional) , de

las cuales el 52% se encuentra en la

Provincia Oriental y el resto en la Provincia

Occidental. (ver Fig. 1.0 en el captulo de

Geo loga y la Tabla 2.1).

Descripcin general

Antes de describir las diferentes acumu-

laciones de hidrocarburos, es impor-tante

destacar que en Venezuela se produ-cenesencialmente todos los t ipos de crudos

existentes en el mundo, cuya clasificacin

por gravedad especfica en grados API es

la siguiente:

PROVINCIA OCCIDENTAL

1) Cuenca de Maracaibo

Las principales acumulaciones de hidro-

carburos se encuentran en las aren iscas de

origen deltaico del Eoceno y del Mioceno.

Una tende ncia general ind ica que los crudos

ms livianos y los condensados yacen en las

f o r mac io n es ms an t ig u as y p r o f u n d as

(Cretcico, Basamento, Paleoceno, Eoceno).

Y A C I M I E N T O S D E H I D R O C A R B U R O S E N V E N E Z U E L A

12

Provincia OccidentalCuenca Area Campos pet rolferos principales

Maracaibo Costa Occidental La Paz, Boscn, Concepcin, Mara, Los Claros,Urdaneta, Los Manueles, Tarra

Centro Lago Lam a, Lam ar Centro

Costa Oriental* Ta Juana, Lagunillas, Bachaquero,Ceuta, Mot atn, Barua, Ambrosio

Falcn Occiden tal Tiguaje, Hombre Pintado, Med ia, El Mene

Orient al La Vela, La Ensenada, Cum arebo

BarinasApure Barinas Silvestre, Silvn, Sinco, PezMingo

Apure Guafita, La Victoria

* Llam ada tambin Costa del Distrito Bolvar o Campo Costanero Bolvar.

Provincia OrientalCuenca Area Campos pet rolferos principales

Maturn* * Anaco Santa Rosa, San Joaqun, El Roble, Santa Ana . . .

Of ici na M el on es, Of ici na Cen tr al , Yo pal es, Ovej a, Or it up an o,

Dacin, Ostra, Mata. . .

Norte de Monagas El Furrial, Santa. Brbara, Jusepn, Carito, Pedernales,Quiriquire

Sur de Monagas Jobo, Morichal, El Salto, Pi ln

Faja del Orinoco Cerro Negro, Hamaca, Zuata, Machete

Gurico* * Las Mercedes Beln, Guavinita, Palacio

** Subcuenca

Bitumen (B) Promedio 8,2

Crudos extr apesados (XP) hasta 9,9

Crudos pesados (P) de 10,0 hasta 21,9

Crudos medi anos (M) de 22,0 hasta 29,9

Crudos livianos y (L)condensados (C) ms de 30

Tabla 2.1

Ubicacin geogrfica de los campos petrolferos principales en Venezuela.


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2


2

a) Costa Oriental del Lago

En la zona terrestre se encuentran los

campos de Cabimas, Ta Juana, Lagunillas

y Bachaquero que producen crudo pesadoproveniente de las formaciones Lagunillas

y La Rosa de edad Mioceno por encima

de la discordancia del Eoceno (Fig. 2.1).

Estos yacimientos se extienden en un franja

en e l Lag o a may o r es p r o f u n d id ad es

afectando las propiedades de los f luidos,

que resu ltan crudos pesados y medianos.

Las areniscas de la formacin Misoa

constituyen el principal reservorio de hidro-

carburos del Eoceno. Los crudos son de

medianos a livianos segn la profundidad.Las arena s "B", subdivididas e n n ueve miem-

bros, producen crudos medianos especial-

mente de la B7 a la B5 y en menor escala,

petrleo liviano. Las arenas "C" contienen

acumulaciones de crudos livianos y los

miembros C7 al C4 son los principales

productores.

Se descubr i tambin conde nsado y gas

a nivel del Cretcico en el campo Ambrosio

al norte del Lago, cerca de Cabimas.

Los mecanismos de produccin predo-

minantes son: gas en so lucin , empuje

hidrulico, compactacin e inyeccin de gas

y /o agua, para mantenimiento de la pres in

dentro de los yacimientos.

Como ejemplos tpicos de yacimientos

de la Costa Oriental del Lago se puede referir

a los descriptos al final de este captulo, como

son los de Ta Juan a, Lagun illas Inferior07, el

B6X.03, y el Eoceno "C" VLG/3676 del

campo Ceuta.

b) Cen tro de l Lago

Los principales campos petrolferos son

Lama, Lamar y Centro. En esta rea, la pro-

duccin proviene esencialmente del Eoceno,(Arenas "B" y "C") y parcialmente del Mio-

ceno, Formacin La Rosa, Miembro Santa

Brbara. Los crudos son pr incipalmente

livianos. De las calizas de la Formacin

Guasare, de edad Paleoceno se produce

crudo liviano. El Grupo Cogollo, que incluye

las Formaciones Maraca, Lisure y Apn, as

como la Formacin La Luna y el Miembro

Socuy, todos del Cretcico, produce crudos

livianos de sus intervalos fracturados. En la

Tabla 2.2 se detallan algunas caractersticasdel campo Lama que describen en forma

general las acumulaciones petro l feras

presentes en el Centro del Lago.

c) Costa Occidental del Lago

Los campos petroleros ms importantes

del rea son Boscn, MaraLa Paz, Urdaneta

en el norte y TarraLos Manueles en el sur.

En general, el petrleo es liviano cuando

proviene del Basamento y de las calizas del

Cretcico y pesado a mediano cuando se

encuentra en el Terciar io (Eoceno,

Formacin Misoa en el norte, Formacin

Mirador en el sur) . Existen excepciones,

como los campos Boscn y Urdaneta , que

producen crudos pesados del Eoceno y

Mara, con crudo de 16API, del Cretcico.

(Ver yacimiento Cretcico DM115 al final

del captulo). El campo La Paz produce

crudo liviano de l Cretcico y Basame nto, sin

embargo el campo cercano La Concepcin es

un productor de crudo y de gas libre del

Terciario. En el sur, las principales

acumulaciones se encuentran en el Terciario

constituidas por crudos livianos y medianos,

mientras que las cal izas del Cretcico

contienen gas y condensado. En la zona

Central se encuentran las cal izas del

Cretcico con petrleo liviano/mediano en

los camp os Alpuf, San Jos y Machiques.

Formacin* Gravedad Profundidad POES* Factor de Empuje* * *M iembro API (M pies) (M M bn) recobro (%)

Santa Brbara (a) 2932 711 750 30 1, 2

Misoa (b) 2934 7,113,5 7600 40 1, 2, 4

Guasare (c) 3538 1017,5 10 17 2, 3

S/L/C (d) 3242 12,420 720 21,5 1, 2, 3

* (a) Mi oceno, (b) Eoceno, (c) Paleoceno, (d) Cretcico Socuy/La Luna/Cogoll o.* * Petrleo Original En Sitio.

* * * 1. Hidrulico, 2. Gas en solucin, 3. Capa de gas, 4. Expansin.

Yacimiento

(Area lacustre)

Superior

Medio

Inferior

Laguna

Miembro

Bachaquero

Laguna

Lagunillas

Inferior

Lagunillas

Inferior

Sta.

Brb.

Inf.

S

up.

S

up.

Inf.

Sta.

Brb.

Formacin

Lagunillas

LaRosa

EDAD

MIOCENO

BAsup10

BAsup57

BA2

BAmed38

BA12

BAinf59

BA16

A3

A10

LL345

LL711

LL12

LL34

LR11

581471

5805

EOCENO

Figura 2.1

Tabla 2.2

Nomenclatura est ratigrfica

de los yacimientos

del M iocenoCosta del

Distrito Bolvar (Fuente:

Roger J.V. et al., 1989)

Caractersticas de las arenas productoras del campo Lama en el Centro del Lago.


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2

2) Cuenca de Falcn

Las acumulaciones petrolferas ocurren

en rocas del Oligomioceno. En general, el

petrleo de los campos ubicados al oeste de

Falcn (Tiguaje, El Mene, Hombre Pintado) y

de algunos cam pos d el este (Mene de Acosta,

Cumarebo) p rocede d e areniscas. En las reas

de La Ensenada y La Vela, la produccin

proviene de carbonatos. Los crudos son livia-

nos con bajo contenido de azufre y metales.

3) Cuenca de BarinasApure

a) Barinas

Produce crudos pesados a medianos de

la Fo rm a ci n G ob e rn ad o r (m ie m bro s A y

B) d e ed ad Eo cen o y c ru d o med ian o d e la

Formacin Escandalosa (miembro P) del

Cretcico. En el Area Sur se encuentran los

camp os PezMingo, Hato, Sinco; en e l Area

Central, el campo Silvestre, (Ver yacimiento

P1/2 (0017) al final del cap tulo) y e n e l Area

Norte: Silvan, Maporal y Palmita. El empuje

h id r u l ico co n s t i tu y e e l mecan ismo d e

produccin dominante.

b) Apure

El c r u d o l iv ian o p r o v ien e d e d o s

campos: Guafita (Formacin Carbonera del

Oligoceno, miembros A y B) y La

Victor ia (Formacin Escandalosa del

Cretcico). Los mecanismos de produccin

utilizados son el hidrulico y la expansin

de los f luidos.

PROVINCIA ORIENTAL

1) Subcuenca de Maturn

Las acumulaciones ms impor tan tes

pertenecen a las formaciones del Terciario,

pr incipalmente a las del Oligoceno

(Formacin Merecure) y del Mioceno

(Formaciones Oficina y Merecure), (Fig. 2.2).

Se estima que hay ms de diez mil yaci-

mientos probados, dentro de los cuales pre-

domina el tipo de yacimiento pequeo, con

caractersticas muy variadas de rocas y de

fluidos y donde se observan todos los tipos

de mecanismos naturales de produccin.


3

Formacin y

rangos de

profundidad

Oficina

10005000 pies

Merecure

2501500 pies

Temblador

8002000 pies

EDAD

TERCIARIO

MIOCENOINFERIOR-MEDIO

OLIGO

CENO

Arena

AQA6

Azul

Moreno

Naranja

Verde

Amarillo

Colorado

BA710

CD

F

H

IJ

KL

MN

UP

RST

U

Miembro

CRETACICO

Intervalo

en

explotacin

Figura 2.2

Columna estratigrfica de la formacin OficinaArea Mayor de Oficina. Fuente:

Roger J.V. et al., 1989)

MMb

n

40.000

30.000

20.000

10.000

0

C L M P XP C L M P XP C L M P XP

Venezuela Occidente Oriente

4

Porcentaje del total de cada regin

12.087

8.430

10.956

16.370

34.823

108

4.665

6.340

9.716

1.979

3.7654.676

6.654

34.819

67

322

30

47

79

1312

15

22

48

4

30

Figura 2.3 a

Reservas remanentes de petrleo (1996) por regin y t ipo.


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7/49


8/49

2


6

2) Subcuenca de Gurico

El intervalo productor de la subcuenca

de Gurico abarca la Formacin Tigre del

Cretcico y las Formaciones La Pascua,

Roblecito y Chaguramos del Terciario. La

produccin comercial se encuentra en elArea Mayor de Las Mercedes, donde existen

2 0 acu mu lac io n es d e h id r o car b u r o s

distribuidas en siete campos. Los crudos son

de baja gravedad y alta viscosidad hacia el

sur, de cond ensado y de gas asociado y gas

l ib r e h ac ia e l n o r te co n g r av ed ad es

transicionales en el centro. En los inicios de

su vida productora, los yacimientos tenan

un empuje h idru lico , luego reemplazado,

con el t iempo, por la segregacin de gas

como mecanismo de produccin .

Reservas estimadas al 31/12/1996

Para fine s de 1996, las reservas totales de

hidrocarburos en Venezuela, que compren-

den reservas probadas, probables y posibles,

son de ms de 200.000 millones de barriles de

petrleo y 242.000 MMMpc de gas, que

incluyen unos 30.000 de gas no asociado.

A nivel internacional, Venezuela ocupa el

sexto lugar entre los pases con mayor

volumen de reservas probadas remanentes de

petrleo, el sptimo en cuanto a reservasprobadas remanentes de gas y el sexto lugar

en produccin anual de petrleo.

En el cuadro siguiente se indican las

reservas probadas es t imadas de petr leo y

de gas al 31 de diciembre de 1996 y se

muestran por rea y t ipo de crudo en las

Figuras 2.3a, 2.3b y 2.3c.

Las r ese r v as p r o b ad as r eman en tes

de gas libre son de 13.600 MMMpc de las

cuales 97% estn en el Oriente y el resto en

el Occidente .

Produccin hasta el 31 /12/1996

Durante las ltimas ocho dcadas, hasta

diciembre de 1996, Venezuela ha producido

48.600 MMbls. de petrleo (Fig. 2.4), 64.600

MMMpc de gas asociado y e n solucin y 585

MMMpc de gas libre a travs de casi 40.000

pozos. Durante 1996 la capacidad de produ-

ccin fue de 3,4 MMbppd (ver distr ibucin

porcentual por regin, rea geogrfica y tipo

de crudo en las Figuras. 2.5a y 2.5b) a travs

de 14.900 pozos activos. Por otra parte,

existen otros 15.000 pozos reactivables.

Petrleo Gas *(M M bls) (M M M pc)

Original en sitio 838.680 291.629

Factor de recobro (%) 14,5 66,6

Reservas remanentes 72.666* * 129.610

* Incluye gas asociado, y en solucin as como tambin23.070 MMM pc de gas inyectado.

** Incluyen 2263 MMbl s de bitumen de la Fajapetrolfera del Orinoco. (Area Bitor)

Faja

Oriente

Occidente

Barinas-Apure

Maracaibo

Faja

Gurico

S.Monagas

N.Monagas

San TomAnaco

37% 58% 58% 42%

92% 99,4%

57%

48%41%

5%

5% 1%

17%

8%6%

11%1%

0,6%8%

5%

Petrleo Gas asociado

y en solucin

Venezuela

Occidente

Oriente

Figura 2.5 b

Produccin anual de petrleo

y gas (1996) por regin y

rea geogrfica.


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2

La explotacin de las acumulaciones

de h idrocarburos venezolanos se ha hecho

mediante agotamiento natural (f lujo natural,

levantamiento artif icial por gas, bombeomecn ico y b o mb eo e lec t r o su mer g ib le ) ,

por recuperacin mejorada (inyeccin alter-

nada de vapor, combustin en sitio, inyeccin

de polmeros y otros) y, durante los ltimos

cincuenta aos, por recuperacin secundaria

para mantener las presiones y desplazar can-

tidades adicionales de petrleo del yaci-

miento (inyeccin de gas y/o agua, inyeccin

continua de vapor). En la Tabla 2.3 se

detal lan los esfuerzos de recuperacin

secundaria en Venezuela (segn el Ministeriode Energa y Minas, ao 1996). Yacimientos tpicos de hidrocaburos

En la Fig. 2.6 y en el cua dro d e arriba se

identif ican doce yacimientos considerados

t p icos de la reg in donde es tn ubicados.

Cad a u n o d e es to s y ac imien to s se h a

descr ip to desde el punto de v is ta de la

g eo lo g a d e p r o d u cc i n , p e t r o f s ica e

ingeniera de yacimientos.


7

Maracaibo Altagracia

Cabimas

Ta Juana

Lagunillas

Bachaquero

Lagode

Maracaibo

0 50 km

1

2

4

3

5Mara Oeste

Ceuta

B-6-X.03

LL-07

Silvestre6

0 40 km

Barinas

El Furrial

PedernalesEl Carito

Santa Rosa

Oveja

Barcelona

Cumana

Ciudad Bolivar

Tucupita

Maturin

0 50 km

8

7

9 1011

12Area Bitor Orin

oco

N

Figura 2.6

Ref . Campo Yacimiento

1 Ta Juana FormacinLagunillas

2 Lagunillas Lag. Inf.07

3 Ta Juana B6X.03

4 Ceuta Eoceno C /VLG3676

5 Mara Oeste Cretcico DM115

6 Silvestre P1/2 (0017)

7 Oveja J3 (OM100)

8 Santa Rosa RG14COEF

9 El Carito Arenas de Naricual

10 El Furrial Arenas de Naricual

11 Pedernales Arenas P2

12 Cerro Negro Miembro Morichal

Ubicacin geogrfica de 12 yacimientos tpicos.


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2

Y A C I M I E N T O : F O R M A C I O N L A G U N I L L A S C A M P O : T I A J U A N A ( T I E R R A )

8

Introduccin

El camp o Ta Juan a (tierra) est ub icado

en t r e l a s c iu d ad es d e Cab imas y

Lagunillas en la parte septentrional dela costa oriental del Lago de Maracaibo

(Fig. 2.7). Se encuentra dividido en dos

camp os: Ta Juan a Principal y Ta Juana Este,

en los cuales se reparten reas para 18

proyectos trmicos (17 de inyeccin alterna

de vapor y uno de inyeccin continua

de vapor) . Desde el punto de v is ta del

yacimiento , e l campo es una acumulacin

de petrleo pesado (POES mayor de 11.000

MMbn) que cubre una superf icie de ms de

39.000 acres, donde se han perforado cercade 2700 pozos, de los cuales ms de 1800

todava se encuentran activos.

Geologa

a) Estructura

Estructuralmente, el campo Ta Juana

est constituido por un monoclinal de rumbonoroeste-sureste con un buzamiento prome-

dio suave de 4 a 6 grados hacia el suroeste.

Las fallas que lo cruzan son de direcciones

normales y desp lazamientos var iab les

(entre 20 y 250 pies). Las principales tienen

una direccin preferencial noroeste-sureste

(Fig. 2.8)

b) Estratigrafa

La secuencia estratigrfica (Fig. 2.9) del

Post-Eoceno en el campo Ta Juana est

constituida, de base a tope por la Formacin

La Rosa del Mioceno, que yace discor-

dantemente sobre la Formacin Misoa de

edad Eoceno, a continuacin se en cuentra la

Formacin Lagunil las del Mioceno

subdividida en cuatro Miembros (Lagunillas

Inferior, el ms productor, Ojeda, el ms

luttico, Lagun a y Bacha que ro) y, por ltimo,

la Formacin La Puer ta de edad Mio-

Plioceno. Los contactos entre estas tres

principales formaciones son concordantes.

La Formacin La Rosa (70 pies de espesor)est constituida por lutitas laminares de

color gr is verdoso , que se presentan en

intercalaciones de capas de areniscas de

po co e speso r. La Forma cin Lagunillas (1260

pies de espesor) contiene lutitas, arcillas y

arenas con algunas capas de lignito. La

Formacin La Puerta es una secuencia de

arcillas blancas y grises, arenas arcillosas y

arenas grises.

Figura 2.7

Boscan

Tia Juana

Lagunillas

Bachaquero

MeneGrande

Machango

Cabimas

Maracaibo

N

Figura 2.8

250'

750'

250'

7

50'

1250'

1250'

1750'

2250'

1750'

1250'

750'

N

Lago

de

Maracaibo

L

L

LL

LL

L

LD

D

D

D

D

LD

LD

L D

L D

D

LD

L

L D L

D LD L

D L

DL

D L

DL

DL

D L

D L

D L

DL D

L D

LD

LD

L D

DD

L D

D

L

D

Estructural

Falla Tope Lagunil las Inferior

Ubicacin geogrfica del

campo Ta Juana.

M apa estructural del yacimien to Ta Juana.


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2

c) Ambiente de sedimentacin

El Miembro Lagunillas Inferior en el

camp o T a Ju an a es t r ep r esen tad o

pr incipalmente por sed imentos no mar inosparlicos, con eventuales incursiones del

mar. Hacia el noroeste, la parte inferior est

co n f o r mad a p o r d ep s i to s d e ab an ico

aluvial y depsitos f luviales. Son comunes

las areniscas conglomerticas y los conglo-

merados de clastos de arcilita y matriz

arenosa, con algunos intervalos de facies de

arcilitas y heterolitas. Hacia el tope la

seccin es menos arenosa, hacindose ms

frecuentes los depsi tos parl icos , con

areniscas de grano med io a f ino .

Propiedades petrofsicas

La formacin es u na secu encia de lutitas

y d e a r en as n o co n so l id ad as d e a l t a

porosidad, alrededor del 36% (Fig. 2.9). Las

permeabilidades oscilan entre 2 y 6 darcys,

la saturacin de agua irreducible es de

alrededor del 10%. Las principales arcillas

son la caolinita, la ilita y la montmorilonita

c o n v o l m e n e s q u e p u e d e n a l c a n z a r

de 10 a 20%. Los puntos de corte cutoffs

tpicos son: porosidad 20%, saturacin de

agua 50%, Vcl 50%. Los parmetros de

interpretacin son: a=1, m*=1,6, n*=2,0,

rg=2,66 gr/cm3 para la ecuacin Waxman-

Smits; la salinidad se encuentra entre 2500 y

3500 ppm equivalente NaCl.

Propiedades de los fluidos

Para una presin de saturacin de 725

lpca a una temperatura de 113F, el factor

volumtr ico de formacin para el petr leo es

1,05 by/bn y la relacin gas-petrleo inicial

90 pcn/bn. Estos valores constituyen un pro-

medio y varan segn la profundidad en la

cual se encuentran los intervalos produc-

tores. La gravedad del crudo flucta e ntre 9,2

y 14API (12API como promedio) y la

temp eratura, entre 100 y 125 F. La presininicial estaba comprendida entre 400 y 1000

lpca y la viscosidad del crudo, a 100F y

presin atmosfrica, entre 1500 y 70.000 cp.


El clculo de las reservas se basa en un

rea de 39.429 acres, un valor promedio

para el espesor de la arena de 130 p ies ,

po rosidad 36%, saturacin de p etrleo 68% y

factor volumtrico de formacin de petrleo

1,05 by/bn. Los resultados oficiales indican

un POES de 11.114 MMbn, un factor de

recobro del 25% y 1002 MMbn de reservas

remanentes .

Comportamiento del yacimiento

hasta el 31 /12/1996

a) Historia de produccin, inyeccin y presin

El campo Ta Juana fue descubierto en

el ao 1928. Desde entonces hasta 1959, la

produccin promedio fue de 75 Mbppd en

fro, acumulando 418 MMbn provenientes de900 pozos. Desde 1957 hasta 1962 se

l levaron a cabo pruebas de recuperacin

trmica en el campo, ta les como inyeccin

alternada de vapor (IAV), combustin en

sitio (seca y hmeda) y sandwich trmico.

Y A C I M I E N T O : F O R M A C I O N L A G U N I L L A S C A M P O : T I A J U A N A ( T I E R R A )

9

2300

2500

2400

2600

GR

0 (gAPI) 120

ILMProf.

(pies)Formacin(EDAD)

Miembro

Lagunillas(M

IOCENO)

Laguni

llasInferior

LaRosa

.2 (ohm-m) 2000

ILD

Figura 2.9

Registro tipo de Lagunillas

Inferior en Ta Juana.

0

Qo(Mbpd)

RGP(pcn/bn)

Pozos-mes

150

0

400

0

1000

2000

3000

4000

0

1000

500

1500

0

40

20

80

60

NP(MMbn)

AyS(%)

'52 '56 '60 '64 '68 '72 '76 '80 '84 '88 '92 '96

Ao

Pruebaspiloto.Recup.trmica

Cierre pormercado

M-6ICV

NacionalizacinPrueba IAV

a gran escala

IAV+aditivos

GeneralizacinIAV

Pozos-mes

QoNP

RGP

AyS

Historia de produccin del campo Ta Juana.

Figura 2.1 0


12/49


13/49


14/49

2 12

En g en era l, e l Miemb r o Lag u n a r ep resen ta u n a

p r og ra d ac i n m s d b il q u e la d e l La gu n illa s

In fe rio r, p uesto q ue en l se encu en tran

m e no s a re na s y m s d elga da s, y la se dim e n-tac i n flu v ia l n o p ar ece h ab erse ex ten d id o tan

le jo s h a cia e l o e ste y e l s uro e ste , c o m o o c ur re

en el Miembro Lagunil las Inferior.


Para d efin ir la s p r o p ied ad es p e t ro fs icas

d e l y ac im ie n to LL0 7 s e h a n u tiliz ad o d a to s

p r ov en ie n te s d e u n o s 8 00 p o z os , d e lo s c u ale s

s lo 31 tie n e n re g is tr os d e p o ro sid a d. P o r o tra

p a rte , e xiste n p o ca s m u e stra s d e n cle o s. Se

h a e sco gid o u na re sistivid ad d e 12 o hm -mc o m o p u n to d e c o rt e p ara e stim a r e l e sp e so r

d e are na n eta p etro lfe ra (ANP). A co n-

tin u ac i n se m u e stra n lo s ra n go s d e e sp e so r,

p oro sid ad y satu raci n d e p etr le o p ara

las cap as q u e co n fo rm an el Mie m b ro

Lagun illas Inferior.

La s a re nas d el Mie mb ro La gu na y d e la

Fo rm aci n La Ro sa n o tie ne n p ro pie dad es

p etro fsicas tan a tractivas co m o la d e l

Mie mb ro La gu nillas n i tam po co tan b ue na

continuidad lateral.

Se ha determinado que la relacin

permeabilidad-espesor vara entre 25 y 275

d ar cy s /p ie , d e lo cu a l s e d ed u ce u n a

permeabil idad promedio para el yacimiento

de 1500 md, lo cual est validado por el

anlisis de un ncleo.

Y A C I M I E N T O : L A G U N I L L A S I N F E R I O R 0 7 C A M P O : L A G U N I L L A S ( L A G O )

Figura 2.1 5

Registro tipo del yacimiento LL07.

0

'56 '60 '64 '68

20

40

0

40

80

0

1000

2000

0

200

400

'72 '76 '80 '84 '88 '92 '9

RG

P(pcn/bn)

Qo(Mbppd)

AyS(%)

Ao

Pozosact.

Figura 2.1 6

Historia de produccin del yacimiento LL07.

LLA LLB LLC

Espesor (pies) 2051 2654 1743

Porosidad (%) 18,629,1 22,429,7 27,133,1

Saat . de Pet . (%) 84,685,9 76,285,0 30,267,2

3500

3700

3600

3800

GR

(gAPI) 1000.0

(ohm-m) 20000.2

CALI

(in.) 180.8

RHOB

(g/cm3) 8.91.9

IDLProf.(pies)

(MIOCENO)

Lagu

nillas

L

aRosa

LaRosa

Lagu

nillasInferior

Lagu

na

La A

La B

La C

La D

LL A

LL B

LL C

LR A

LR BSta.

Brbara

3900

Miembro

Formacin

(AGE)


15/49

2


Sobre la base de los anlisis de PVT

(muestras tomadas a 3700 pbnm y a una

temperatura de 140F) se obtuvieron las

siguientes propiedades de los f luidos del

yacimie nto LL07:

Reservas estimadas hasta

el 31/12/1996

Para calcular las reservas se tomaron

como datos bsicos promed io un espesor de

68 pies, un rea productiva de 31.639 acres,

una porosidad de 30% y una saturacin de

petr leo de 84%. A continuacin se

presentan los resultados:

El Miembro Lagunillas Inferior contiene

el 89% del POES (LLA = 40%, LLB = 35% y

LLC = 14%), el Miembro Laguna un

promedio del 10% y la Formacin La Rosa,men os del 1%.


hasta el 31 /12/1996


El yacimiento LL07 inici su vida

produ ctiva en m ayo de1926 y hasta diciembre

de 1996, haba producido 1512 MMbn de

petrleo pesado de 18API, 179 MMbls de

agua y 863 MMMpc de gas. En el yacimiento

se completaron 960 pozos, de los cuales 284

son actualmente productivos mediante

bombeo mecnico a una tasa promedio (a

diciembre de 1996) de 34.250 bppd con una

RGP de 850 pcn/bn y 47% de A y S. La tasa

de declinacin anual era del 7,2% hasta 1979,

fecha en la cual se comp letaron m s pozos en

el yacimiento, con lo cual se increment la

produ ccin h asta 1984. En febrero de ese ao

se inici el proyecto de inyeccin de aguas

efluentes en el flanco sur. La produccin

sigui declinando a una tasa de 1,8% anual.Desde 1991, la produccin se mantuvo

constante por encima de los 30.000 bppd.

(Fig. 2.16) Se inyectaron aguas efluentes

p r o v en ien tes d e l Pa t io d e Tan q u es d e

Lagunillas, mediante 10 pozos inyectores,

principalmente en los lentes LLA, LLB,

LLC a una tasa de entre 90 y 110 Mbapd,

con un acumulado de 446 MMBls de agua.

(Fig. 2.17). Se o bserv q ue el agua inyectada

en e l lente LLC, que se en contraba an egado ,

es taba invadiendo el len te LLB porcomu nicacin vertical.

La p resin o riginal del yacimiento, igual a

la de saturacin, era de 1785 lpca y declin a

una tasa de agotamiento de 0,67 lpca/MMbn.

En 1984, cuando alcanz la presin de 780

lpca, despus de acumular 1400 MMbn de

petrleo, se inici la inyeccin de agua. (Fig.

2.18). A raiz de ello, la presin actual del

yacimiento se increment, hasta alcanzar los

13

0

100

200

300

400

500

0

30

60

90

120

150

' 84 ' 85 ' 86 ' 87 ' 88 ' 89 ' 90 ' 91 ' 92 ' 93 ' 94 ' 95 ' 96

Tasa de inyeccin de agu a por d a, QiwInyeccin de agua acumulada, Wip

Ao

Qiw(Mbapd)W

ip(MMbls)

Figura 2.1 7

Historia de inyeccin del yacimiento LL07.

POES 3828 MMbn

Factor de recobro* 44,75 %

Reservas remanentes 201 MMbn

* Entre prim ario (39,29%) y secundario (5,46%).

Presin original 1785 lpca

Presin de bur bujeo, pb 1785 lpca

Factor volumtrico del petrleo @ pb 1,145 by/bn

RGP @ pb 213 pcn/bn

Viscosidad del petrleo @ pb 21 cp

Gravedad del petrleo 8 API

Y A C I M I E N T O : L A G U N I L L A S I N F E R I O R 0 7 C A M P O : L A G U N I L L A S ( L A G O )


16/49


17/49

2

Existen indicios de comunicacin entre

el Area Sur03 y los yacimientos B7X.04 y

B6X.10, as como entre el extremo sur del

yacimiento y el B6X.85.

b) Estratigrafa

El yacimiento B6X.03 forma parte de

las arenas "B" de la Formacin Misoa de

ed ad Eo cen o , p e r ten ec ien te a l r ea

g eo l g ica Eo cen o N o r te d e l Lag o d e

Maracaibo, (Fig. 2.21). Suprayace e infrayace

concordantemente a los Miembros B-7-X y

B-5-X, respectivamen te.

El yacimiento B6X.03 se divide

generalmente en tres unidades estratigrficas

denominadas, de tope a base, intervalos A,

B y C A presenta las caractersticas

geolgicas y petrofsicas ms pobres, su

espesor promedio es de 15 p ies y se

encuentra erosionado en varios sitios. B y

C, tienen un espesor promedio de 60 pies

cada una. Los cuerpos de arenas en cada

in tervalo son masivos y presentan buena

transmisibilidad vertical dentro de cada uno

de ellos.


Se identif ican seis tipos de sedimen-

tacin predominantes : abanico de ro tura,

p laya, bar ra de desembocadura, canal pr in-

cipal, canal d istr ibutario y frente deltaico.

500

0

4700

500

0

550

0

5500

6000

A-01

SUR-03

NOR-02

NOR-01

SUR-01

SUR-02

NOR-03

D L

D L

D L

L D

L D

L D

LD

4700

B-6-X.01

B-6-X.29

B-6-X.49

B-6-X.02

B-6-X.93

B-6-X.10

B-6-X.85

Ejes del anticlinal

Lmite de rea

L

DFalla

Estructural

N

M apa estructural del yacimiento B6X.03.

Y A C I M I E N T O : B 6 X . 0 3 C A M P O : T I A J U A N A ( L A G O )

15

Area Datum Temp Gravedad Rsi pb Bob ob

pbnm F API pcn/bn Ipca by/bn cp

B6X.03 5600 184 25,0 305 1720 1,201 3,80

Norte-01 5600 184 25,0 305 1720 1,201 3,80

Norte-02 5275 178 26,0 379 1816 1,238 2,15

Norte-03 5200 177 26,5 396 1838 1,246 2,10

Sur-01 5800 187 22,1 260 1646 1,179 5,30

Sur-02 5950 190 20,9 226 1602 1,162 7,10

Sur-03 5200 177 26,5 396 1838 1,246 2,10

Tabla 2.4

Figura 2.2 0

Propiedades de los fluidos del yacimiento B-6-X.03 y de sus seis sectores.


18/49

2 16

Y A C I M I E N T O : B 6 X . 0 3 C A M P O : T I A J U A N A ( L A G O )


La informacin proviene de 24 ncleos

de 24 pozos con cerca de 1500 mediciones

de porosidad y 1900 de permeabilidad. Sedemostr que la cor relacin de la per -

meabil idad versus la porosidad es muy

pobre en cada uno de los ncleos d ispo-

nibles. Por ello, se establecieron dos grupos

de correlaciones en funcin del or igen de

los sed imentos que conforman la matr iz

p o r o sa . Las d o s ecu ac io n es r esu l tan tes

f u e r o n co n s id e r ad as co mo h er r amien tas

fiables para obtener la distr ibucin del

rea y tendencias de la permeabil idad , en

todos los estratos y zonas del yacimiento.Sobre la base de 55 pruebas de presin

capilar por drenaje se obtuvo una correlacin

de la saturacin irreducible del agua en

funcin de la permeabil idad y de la

porosidad. A continuacin se indican los

rangos de algunas propiedades petrofsicas

del yacimiento:


En la Tabla 2.4 se muestran los valores

promedio de las propiedades de los f lu idos

del yacimiento B6X.03 para los seis

sectores que lo integran:

El anlisis del agua de formacin del

yacimiento muestra 8000 ppm de cloruro

con 3000 ppm d e b icarbonatos .


Las reservas del yacimiento B6X.03,

como las de las reas don de se inyecta agua,

se indican en la Tabla 2.5.

Figura 2.2 1

6900

6800

7100

7000

7200

GR Prof.

(pies)0 (gAPI) 150

RXO

1 (ohm -m ) 1000

SFLU

1 (ohm-m) 1000

ILD

1 (ohm-m) 1000

RHOB

1.9 2.9

NPHI

45 (p.u.) -15

(g cm3)

Formaci

n

(EDAD)

Miembro CALI

4 (pulg.) 14

B6X

B7X

Misoa(EOCE

NO)

B5X

Permeabilidad 63 a 144 md

Porosidad 14 a 15,2%

Saturaci n de petr leo 77,7 a 85,2%

Registro tipo del yacimiento B-6-X.03.

B6X .03 Norte-01 Norte-02 Sur-01 Sur-02

Area (acres) 16.663 1200 2030 1920 2240

Espesor (pies) 186 186 186 186 166

POES (MMbn) 2528 164 277 247 257

Fact.recobro prim.(%) 20,4 26,9 29,0 26,6 18,1

Fact.recobro sec. (%) 9,8 20,8 12,7 14,5 13,2

Reservas reman. (MMbn) 308 13 17 7 58

Tabla 2.5

Reservas estimadas del yacimiento B-6-X.03 y de las reas

en donde se inyecta agua.


19/49


20/49


21/49


22/49


23/49


24/49

2 22

Introduccin

El yacimiento Cretcico DM115 del

campo Mara Oeste es t ub icado al

noroeste de Maracaibo , a unos 8 kmdel cam po Mara (Fig. 2.30). Desde 1951

produce petr leo pesado subsaturado de

15API proveniente del Cretcico (datum:

5 5 0 0 p b n m) y p r in c ip a lmen te d e la

Formacin Apn, parte inferior del Grupo

Cogollo. Los pozos se encuentran com-

pletados a hoyo ab ier to en la seccin

correspond iente al Grupo Cogollo .

Geologa

a) EstructuraLa interpretacin estructural se bas en

el anlisis de lneas ssmicas migradas 2D

obtenidas en 1982, conjuntamente con la

correlacin es trat igrf ica de los pozos

perforados en el rea. Se elabor en tonces

u n map a es t r u c tu r a l a l n iv e l d e l

Miembro Socuy, Formacin Coln (Fig .

2.31). El principal linea mien to e structural es

una falla mayor inversa de rumbo N45E en

su ramal oeste y S60E en su ramificacin

este. Esta falla inversa, con un salto vertical

promedio de 3500 p ies en su par te cen tral ,d iv ide el rea en un b loque depr imido al

norte (buzamiento menor de 20, cortado

po r fallas inversas de rumb o N20O y N10E

as como fal las normales de d ireccin

N25O) don de n o se han per forado p ozos, y

un b loque levantado al sur del camp o ( fallas

n o r males d e r u mb o N 3 0 O , co n sa l to s

verticales entre 50 y 1000 pies y buzamiento

entre 75 y 85). Otras fallas menores,

perpendiculares a la mayor inversa con

buzamiento entre 50 y 55, dividen el reaen s iete b loques con buzamiento al sur de

ms o meno s 20 , dos de los cuales han s ido

explo tados. No se d etectaron contactos gas-

petrleo, lo cual indica la ausencia de una

capa de gas inicial. Tampoco se encontraron

co n tac to s ag u a- p e t r leo , p e r o se h an

estimado entre 6500 y 7500 pbnm.

b) Estratigrafa

La columna estratigrfica del Cretcico

en el campo Mara Oeste t iene un espesor

promedio de 3000 pies. Esta seccin des-cansa d iscordantemente sobre rocas del

Paleozoico , e in frayace concordantemen te a

la Formacin Guasare del Paleoceno. La

seccin cretcica, de base a tope, est

constituida por la Formacin Ro Negro (65

pies), el Grupo Cogollo (1400 pies) y las

Formaciones La Luna (340 pies) y Mito

Juan/Coln (1200 pies).

Y A C I M I E N T O : C R ET A C I C O D M - 1 1 5 C A M P O : M A R A O E S T E

La Paz

Boscan

Bajo

Grande

Lago

de

Maracaibo

Mara

Mara Oeste

N

Figura 2.3 0

570

0'4

900'

410

0'

7300'

650

0'890

0'

85

00'

690

0'5

300'

370

0'

8900'

4100'

5700'5

700'

1100'

4900'

650

0'

8100'

73

00'

2900'

7700'

9300'

8900'

7300'

8900'

8100'

6900'

610

0'

610

0'

490

0'450

0'

410

0'L

L

L

L D

D

D

D

LD

LD

LD

LD

LD

LD

LD

LD

LD

L

D

LD

LDL

D

L

D

Estructural

L

DFalla

Pozo

0 0.5 1.0 km

N

Figura 2.3 1

M apa estructural del yacimiento Cretcico DM115.


campo Mara Oeste.


25/49


26/49

2


24


En la Fig . 2 .33 se observan los

resultados obtenidos del anlisis PVT de una

muestra de fondo de gravedad de 15,7 APItomada a 5500 pbnm y a una temperatura de

157F.


Teniendo en cuenta que el yacimiento

Cretcico DM115 es f racturado y

heterogneo y las propiedades de las rocas

se encue ntran afectadas de un al to grado de

in cer t id u mb r e , s e h an h ech o v a r ias

revisiones de las reservas. La ltima fue

realizada en agosto de 1995, y arroj lossiguientes resultados:

Comportamiento del

yacimiento hasta el 31/12/199 6

a) Historia de presin y produccin

El yacimiento Cretcico DM115 del

campo Mara Oeste fue descubier to en 1951con la perforacin del pozo DM115. Hasta

la fecha se han p er forado 14 pozos, c inco de

los cuales se encuentran activos y uno

abandonado por al ta produccin de agua

durante su e valuacin me diante prueba DST.

La p roduccin acumu lada del yacimien-

to es de 27,8 MMbn de petrleo, 3,9 MMbn

de agua y 7,2 MMMpcn de gas. Actualmente

el yacimiento produce 6,6 Mbppd, con 15%

de A y S y una RGP de 800 pcn/bn

(Fig. 2.34) por bombeo electrosumergible yflujo natural.

Formacin CNP/ANP Porosidad Saturacin(pies) (%) de agua (%)

La Luna 24/125


27/49

2

Introduccin

El yacimiento P1/2 (0017) del campo

Silvestre se en cuen tra situado a uno s 35

km al sureste de la ciudad de Barinas

(Fig 2.36). Abarca un rea de 482 acres

y t iene un e spesor promed io de 59 p ies .

La explotacin comercial de este yacimiento

comenz en 1962, dos aos despus de su

descubrimiento. Es un yacimiento altamente

subsaturado con pres in d e bu rbujeo d e 175

lpca, s iendo la or ig inal de 4120 lpca.

Produce, mediante bombeo electrosumer-

gible, un crudo mediano de 23,5 API, prc-

t icamente s in gas (19 pcn/bn) , pero con un

gran volumen de agua, que representa ms

del 60% del total acumulado de los f luidos.

Geologa

a) Estructura

El campo Silvestre se encuentra

estructuralmen te ms elevado qu e los dem s

de la Cuenca de Barinas. La estructura del

y a c i m i e n t o c o r r e s p o n d e a u n p e q u e o

domo que presenta un buzamiento suave de

2 grados en su flanco norte y muestra fallas

que buzan hacia el este, el oeste y el sur.

La falla con rumbo noreste presenta buza-

miento al sur con un desplazamiento de

aproximadamen te 50 p ies . Con un desplaza-

miento similar y un buzamiento al este se

presenta una falla de rumbo noroeste (Fig.

2.37). Los lmites del yacimiento P1/2

(0017) son: al norte y al este un contacto

agua-petr leo a 9450 pbn m, mientras que al

sur, al oeste y al este se encuentran fallas

normales .

b) Estratigrafa

La Formacin Escandalosa, de edad

Cretcico temprano ha sido subdividida en

cuatro Miembros denominados "S" "R" "P"

"O" en orden ascendente, siendo el "P" el

pr incipal productor de la cuenca. Este

Miembro est compuesto de dos intervalosde arena separados por una lutita delgada

(Fig.2.38). En el yacimiento P1/2 (0017),

esta capa luttica lenticular presenta un

desarrollo irregular y delgado, p or lo cua l se

pu ede considerar que la P1 y la P2 forman

un so lo len te hom ogneo, po r lo me nos a los

efectos del compor tamiento de produccin .

A partir de las pruebas iniciales se cal-

cul una presin original de 2580 lpca (ms

de 1400 lpca por encima de la presin de

burbujeo), la cual ha declinado en formaprogresiva, siendo actualmente de alrededor

de 2000 lpca, lo q ue indica qu e e l yacimiento

contina subsaturado (Fig. 2.35).

b) Mecanismos de produccin

La pr incipal fuente de energ a del

y ac imien to , t en ien d o en cu en ta e l

compor tamiento de su pres in/produccin ,

es u n emp u je h id r u l ico co mb in ad o

p r o b ab lemen te co n la co mp ac tac i n d e

las calizas fracturadas.


25

0

1900

2000

2100

2200

2300

2400

2500

2600

2700

2800

5 10 15 20

Presin(lpca)

Produccin acumulada (MMbn)

Variospozos

Figura 2.3 5

Historia de presin del yacimiento Cretcico DM115.

Y A C I M I E N T O : P 1 / 2 ( O O 1 7 ) C A M P O : S I L V E S T R E

Figura 2.3 6

AreaNorte

AreaCentral

AreaSur

Silvestre

Silvan Maporal

EsteroPalmita

Paez-Mingo

Hato

Barinas

Sinco

N


campo Silvestre.


28/49


29/49

2

Y A C I M I E N T O : P 1 / 2 ( O O 1 7 ) C A M P O : S I L V E S T R E

La salinidad del agua juega un rol

importante en la interpretacin. Los perfiles

(SP, resistividad, porosidad en la zona de

agua) t ienden a mostrar una sal in idad de

alrededor de 10.000 ppm (NaCl), mientras

que, en las muestras el nivel es ms bajo.

Los volmenes de arcillas son pequeos y se

observan principalmente caolinitas.


La informacin PVT proviene de una

muestra de fondo tomada en marzo de 1958

(datum: 9383 pbnm, temperatura: 290F).

Los resultados del anlisis fueron validados

med iante la utilizacin de correlaciones ob te-

nidas para crudos de l Oriente d e Venezu ela y

son las siguientes:


Se estimaron las reservas utilizando el

mtodo volumtrico :


hasta el 31 /12/1996

a) Historia de produccin y presin

Mediante bombeo mecnico y electro-

sumergible se produjeron ms de 8,3 MMbn

entre petrleo mediano (3,2 MMbn) y agua

(5,1 MMbn; 61,5% del fluido) (Fig. 2.39). La

produccin promedio de d iciembre de 1996

indicaba 50 bppd, 86% de A y S y una RGP

d e 2 0 0 p cn /b n .

La presin original del yacimiento fue

establecida en 4120 lpca sobre la base del

valor de la presin esttica en el pozo

descubridor (ao 1957). En los aos 1976,

1986 y 1988, se determinaron n iveles

es tt icos y d inmicos de f lu idos . Las

presiones medidas y calculadas al datum seencuen tran den tro de u n rango esperado . En

ms de 25 aos de produccin la pres in no

ha bajado de 3350 lpca.

b) Mecanismo de produccin

Las caractersticas y el comportamiento

del yacimiento indican que el principal

mecanismo de produccin es un empuje

hidrulico.

27

Petrleo original en sitio 36 MMbn

Factor de recobro 29,8 %

Reservas remanentes 7,5 MMbn

1000

2000

3000

4000

5000

6000

Fluidoacumulado(Mbn),Presin(lpca)

10

50

100

AyS(%)

'62 '65 '70 '75 '80 '85 '90 '95 '97

Ao

38003600

38503726

4120

3354

WpNp

AySPresin

Figura 2.3 9

Historia de produccin y presin del yacimiento P-1/2 (0017).

Presin orig inal, pi 4120 lpca

Presin de bu rbujeo, pb 175 lpca

Relacin gas/petrleo @ pb 19 pcn/bn

Factor volumtrico del petrleo @ pi 1,1133 by/bn


Viscosidad del petrleo @ pi 2,20 cp

Gravedad del petr leo 23,5 API


30/49

282

Figura 2.4 0 Introduccin

El yacimiento J3 (OM100) del campo

Oveja se encuentra a un os 20 km al suro-

este de San Tom, Estado Anzotegui(Fig.2.40) y abarca una superficie de casi

2300 acres . La produccin comercial

comen z en jun io de 1954. Para man tener la

presin que declinaba, a partir de 1957 y

durante t res aos se le inyect agua y

posteriormente gas, desde 1963 hasta la

fecha. Se trata de un yacimiento que produjo

unos 55 MMbn de petr leo pesado de 20

API, de los cuales 37 MMbn, o ms del 25%

del POES, se deben principalmente a la

inyeccin de gas que logr mantener lapres in del yacimiento durante ms de

12 aos.

Geologa

a) Estructura

La estructura del yacimiento OM100,

arena J3, consiste en un h om oclinal de rum -

bo noroeste-sureste y buzamiento de aproxi-

madame nte dos grados hacia el nores te .

Los lmites del yacimiento (Fig. 2.41)

son: al norte, una falla normal con desplaza-

miento de aproximadamente 50 p ies , de

rumbo noreste-suroeste y buzamiento al sur

y un contacto agua-petrleo a 3426 pbnm; al

sur, una falla normal con desplazamiento de

ms o menos 150 pies, de direccin este-

oeste y bu zamiento h acia el sur. Tanto al este

como al oeste los lmites estn representados

por rocas y adelgazamiento de la arena.

b) Estratigrafa

La arena J-3 se encuentra en la parte

media de la columna estratigrfica de la

Formacin Of icina, de edad Mioceno tem-

prano a medio , suprayacente a las arenas de

la Formacin Merecure.

En el centro del yacimiento OM100 la

arena J3 alcanza un espesor mayor de 50

pies, que se reduce hacia el este y el oeste

del mismo.


La arena J3 se interpreta como un

depsi to de ambiente f luv iodeltaico , en

forma de barras meandrinas, a partir de la

forma de la SP, y de lo que se conoce de la

Formacin Oficina.


La evaluacin petrofsica se realiz ana-

lizando 13 pozos que contaban con el juego

completo de registros de resistividad y de

porosidad (Fig . 2 .42) . Se determinaron

valores de porosidad segn los registros de

densidad y neutrn correg idos por la

influencia del contenido de arcilla en la

arena. Los valores promedio resultantes son

comparables con los obtenidos de ncleos

tomados en dos po zos.

Y A CI M I E N T O : J - 3 ( O M 1 0 0 ) C A M P O : O V E J A

M apa estructural del yacimiento J-3 (OM100).

Ubicacin geogrfica

del campo Oveja.

El Tigre

Oveja

Ostra

Ganso

Guara Este

SanTom

GuaraCentral

OficinaCentral

OficinaNorte

OcaOleos

MigaYopales Sur

0 10 km N

-3191

3200'

3400'

C.A.P.O. @3426'(EST)

3300'

C.G.P.O. @-3181'(EST)

-3250'

3350'

3100'

D

D

D

D

L

L

L

L

Estructural

L

D

Falla

Pozo productor

Limite de Roca

Pozo in yector (gas)

Pozo iny ector (ag.)

N

Figura 2.4 1

V al or es p ro m ed io Ra ng o

Porosidad (%) 30,2 29,033,4

Saturacin de agua (%) 10,9 4,817,0

Permeabilidad (md) 2384 9584267

Otros datos de in ters:Resistividad de Porosidad de lala arcilla (Rsh): 1,52 ohm-m, arcilla= 18,6%Volumen de Resistividad del aguala arcilla (VSh): 13,5 %, (Rw ) = 0,103 ohm -m


31/49


Se estimaron las propiedades de los

fluidos del yacimiento J3 (OM100)

mediante correlaciones con valores de otrosyacimientos similares. A continuacin se

muestran los parmetros obtenidos, as como

otros datos relevantes:


El yacimiento J-3 (OM100) cubre una

superficie de 2280 acres y un espesor de

arena neta petrolfera promedio de 33,67

pies. Se calcularon las reservas utilizando el

mtodo volumtr ico , con los s igu ien tes

resu ltados expresados:

Comportamiento del

yacimiento hasta el 31/12/199 6


El yacimiento J-3 (OM100), fue

descubier to con la per foracin del pozo

O M 1 0 0 en 1 9 5 2 , p e r o su p r o d u cc i ncomercial se inici en junio de 1954.

La p ro d u cc i n a cu m u la d a a lc an z lo s 5 5

MMb n d e p etr le o m ed ia nte flu jo n atu ra l y

b om beo m ecn ico , 7 MMbn de agu a y 74

MMMp cn d e g as ( Fig . 2 .4 3) . Par a d ic iemb r e d e

1 99 6 la p ro d u cc i n p ro m e d io e ra d e 3 70 b p p d

co n 39% d e A y S y u na RG P d e 1100 p cn / bn .

Y A CI M I E N T O : J - 3 ( O M 1 0 0 ) C A M P O : O V E J A

292

Figura 2.4 2

4000

4200

4100

4000

I2

I3

I4I5

I6

J1

J2

J3

K

L0

L1

L2

Oficina(MIOCENO

TEMPRAN

OA

MEDIO)

GR

(gAPI) 1500

NPHI

(p.u.) 0.060

SP

(MV) 0.0200

(ohm-m)

(ohm-m)

20000.2

20000.2

CALI

(pulg.) 180.8

RHOB

(g/cm 3) 2.651.65

SFLU

ILOProf.(pies)

Formacin

(EDAD)

Arena

Datum 3300 pbnm.

Temperatura 149 F

Presin inicial 1482 lpca

Presin de b urbujeo, pb 1482 lpca

Relacin gas-petrleo @ pb 209 pcn/bn


Factor volum trico del gas @ pb 1,667 pcy/pcn

Viscosidad del petr leo @ pb 4,65 cp

Gravedad del petrleo 20,0 API

POES 149,3 MMbn


Reservas remanentes 0,7 MMbn

* Incluye el prim ario (12,6%) y el secundario (24,9%) princi-palmente debido a la inyeccin de gas.

Perfil tipo del yacimiento J-3 (OM-100).

'54 '57 '60 '63 '66 '69 '72 '75 '78 '81 '84 '87 '90 '93 '96

RGP

AyS

Qo

Ao

0

20

40

60

80

20

0

40

60

0

2

4

6

GP (MM Mpcn)

Qo (Mbppd)

NP (MM bn)

0

0

10

0

70

20

AyS (%)

WP (Mbn)

GP

WP

NP

RGP (Mpcn b n)

5

30

10

Historia de produccin del yacimiento J-3 (OM 100).

Figura 2.4 3


32/49


33/49


34/49


35/49


36/49


37/49


Los resultados de 22 anlisis PVT en la

zona de l petrleo y cinco en la zona de gas y

condensado, as como las medidas de pre-siones y prueb as iniciales de produ ccin indi-

can, desde el tope hasta la base, la siguiente

distribucin de fluidos: gas, condensado,

pe trleo voltil, liviano y me diano (Fig. 2.53).

Esta gradacin determina una variacin de las

propiedades de los f luidos con respecto a la

profundidad, como se puede apreciar en la

Tabla 2.8. A continuacin se indican otros

datos relevantes:

Existe una zona de transicin de gas a

lquido de aproximadamente 200 pies, donde

se observa la presencia de un fluido crtico,

para el cual la viscosidad y densidad del gas

y el petrleo tienen valores muy similares. En

este tipo de yacimientos, para obtener el

mayor recobro de hidrocarburos, la presin

debe mantenerse p or encima de la mn ima de

roco (en este caso 7000 lpca), para as evitar

una prd ida de petr leo condensado debida

a una conde nsacin retrgrada (formacin de

l qu idos en el yacimiento) as como a

depsitos de asfaltenos en la roca.


La arenas de la "Formacin Naricual"

presentan una capa de gas condensado de

considerable d imensin (m = 1 ,2) . Las

reservas estimadas de petrleo en MMbn,

incluyendo las del condensado, se mue stran

en el siguiente cuadro:

Y A C I M I E N T O : A R E N A S D E N A R I CU A L C A M P O : C A R I T O C EN T R A L

352

GR

0 (gAPI) 200MSFL

1 (ohm.m) 1000

NPHI

.45LLS

-.15

Prof.

(pies)

(V V)

RHOB

1.9 2.9(g cm3)

DTCO

140 40(ms ft )

DTSM

240 40(ms ft)

Formacin

(EDAD)

Arena

CALI

4 (pulg.) 14

LLD

14600

14400

14200

15000

14800

15200

"Naricual"(OLIGOCENO)

"NaricualSuperior"

"NaricualMedio"

"NaricualIn

ferior"

Figura 2.5 2

Datum 14.040 pbnm.

Temperatura promedio 280 F

Presin original al datum 11.367 lpca

Gravedad del petrleo 2032 API

Gr aved ad del gas co nd en sad o 33,535,5 API

Registro tipo de las Arenas de Naricual en el campo Carito Central. Lquidos originales en sitio 1883 MMbn

Factor de recobro* 58 %


* Entre primario (28%) y secundario (30%).


38/49


39/49

2

Figura 2.5 5

Y A C I M I E N T O : A R E N A S D E N A R I C U A L C A M P O : E L F U R R I A L

Introduccin

El campo El Furrial est situado al norte

del Estado Monagas a unos 35 km al oeste

de Maturn, (Fig. 2.55). La formacin quese denomina localmente "Formacin

Naricual" del campo El Furrial, con un POES

de 6900 MMbn, es una de las mayores reser-

vas de petrleo mediano del rea. La colum-

na de hidrocarburos est constituida por un

crudo de naturaleza asfaltnica, caracterizado

por la variacin de su gravedad API, del

contenido de asfaltenos y de las propiedades

termodinmicas con la profundidad. Los yaci-

mientos son de tipo volumtrico altamente

subsaturados, sin capa de gas, habindosedeterminado que la actividad del acufero se

encuentra inhibida por la presencia de una

capa de bitumen. Para evitar la cada de la

presin hasta el punto crtico cuando se pre-

cipitan los asfaltenos, se est inyectando agua

dentro del yacimiento, lo cual incrementar

significativame nte e l recobro final de p etrleo.

Geologa

a) Estructura

La estructura en el tope de las areniscas

oligocenas, es decir, el tope de la acumula-

cin, es la de un anticlinal asimtrico de 10 km

de ancho por 8 de largo y de rumbo N 70 E.

El buzamiento del flanco norte vara entre 18

y 24 y el del flanco sur entre 16 y 21. Este

anticlinal est cortado en sus flanco s po r fallas

inversas aproximadamente paralelas al eje dela estructura: las del flanco norte con el lado

descendido al norte y las del flanco sur con el

lado descendido al sur. Un sistema de fallas

normales de lados descendidos al este cortan

transversalmente la estructura. (Fig. 2.56).

Los lmites de los yacimientos al norte

y al sur estn determinados por una capa

de bitumen ("Tar mat") presente en toda

la estructura, mientras que al este y al oeste

los lmites estn constituidos por fallas

normales que separan El Furrial de loscampos adyacentes, El Corozo, y Carito

respectivamente.

b) Estratigrafa

La columna estratigrfica penetrada en

El Furrial comprende ms de 16.000 pies de

sedimentos , cuyas edades van desde el

Cretcico Supe rior hasta el Reciente. Toda la

seccin es fundamentalmente siliciclstica.

La m ayor parte del pe trleo de l campo El

Furrial, lo mismo que la de los yacimientos

del camp o Carito, se en cuentra en un as areni-scas conocidas localmente como "Formacin

Naricual", y consideradas hasta el momento

de edad Oligoceno . Esta suposicin, as como

la nomenclatura litoestratigrfica del rea, se

encuentran en proceso de revisin. Estas

arenas se d ividen en tres paque tes estratigr-

ficos diferentes, separados por capas lutticas

de gran extensin (Fig. 2.57): Naricual

Inferior, con espesores de alrededor de 400

pies, Naricual Medio, tambin de unos 400

pies y Naricual Supe rior, con un prom edio de700 pies. El comportamiento de la presin

(Fig. 2.58) indica que existe algn tipo de

comu nicacin e ntre los tres paqu etes, a pesar

de la presencia de las extensas capa s de lutita

que los separan. La "Formacin Naricual"

suprayace a unas lutitas, muy probablemente

preoligocenas, e infrayace a las lutitas de la

37

El Furrial

Maturn

SantaBrbara

CaritoCentral

CaritoNorte

CaritoOeste

50 km0

N

-1600

0' -16

000'

-160

00'

-160

00'

-170

00'

-15000'

Carito

El CorozoL

D

LD

LD

LD

L D

Estructural

L

DFalla

Pozo productor

Pozo iny ector

N

Figura 2.5 6

M apa estructural de las Arenas de Naricual , campo El Furrial.


campo El Furrial.


40/49

2 38

Formacin Car ip i ta , Oligomioceno, que

const i tuye el sel lo reg ional para las

acumulaciones ms antiguas de hidrocar-

buros en rocas oligocenas d e los yacimientos

de Sta. Brbara, Carito Norte, Carito Oeste,

Carito Central, El Corozo y El Furrial. Es

necesario recalcar que la estratigrafa aqu

descripta es informal y est en revisin.


El paquete Naricual Inferior se deposit

en un ambiente mar ino prximo costero ,

formado por canales es tuar inos y de mareas ,paleosuelos, barras y bahas litorales. El

paquete Naricual Medio estara depositado

en un ambiente ner t ico in terno con una

superf icie de condensacin en su base y el

Naricual Superior, en un ambiente marino

costero con predominio de bar ras y bahas

costeras as como canales es tuar inos y

paleosuelos .


En la Tabla 2 .9 se ind ican lasp r o p ied ad es p e t r o f s icas p r o med io p a r a

cada paquete de Arenas de Naricual.

A partir de pruebas de restauracin de

presin y DST, desde el punto de vista

macroscpico , la "Formacin Nar icual

puede caracter izarse como relat ivamente

hom ognea y de al ta capacidad de f lu jo .

Para calcular la saturacin de agua

(sal in idad de aproximadamente 1800 ppm

equivalente NaCl) se utiliz la frmula de

Simandoux (m = n = 1,89, a = 0,81). Se

d e te r min la p o r o s id ad med ian te u n a

frmula don de las densidades de la matriz y

del f lu ido eran de 2 ,65 y 0 ,89 gr /cc,

respectivamente. Se estim la permeabilidad

en funcin de la porosidad efectiva, la

saturacin de agua y la arcillosidad, la cual,

en las mejores zonas, es inferior al 5%.


Exis te una relacin l ineal en tre la

profundidad y la temperatura. El gradiente

geotrmico es de 1,43 F/100 pies, con 272

F a 13.000 pbnm.. Existen variaciones

significativas en las caractersticas qumicas

d e lo s f lu id o s y en la s p r o p ied ad es

termodinmicas de los hidrocarburos, tanto

en sentido areal como vertical, lo cual

guarda relacin con la gravedad API, tal

como se observa en la Tabla 2.10.

Figura 2.5 7

GR

2 2000

2 2000

Prof.(pies)0 (gAPI) 200

ILM

(ohm-m)

ILD

(ohm-m)RHOB

1.9 2.9

NPHI

.45 (V/V) -.15

(g cm3)

CALI

6 (pulg.) 16

15500

15400

15300

15200

15100

15000

Form.(EDAD)

"FormacinNaricual"(OLIGOCENO)

Arena

"NaricualMedio"

"NaricualSuperior"

Registro parcial de la

Formacin Naricual

en el campo El Furrial.

Propiedades petrof sicas de las Arenas de Naricual , campo El Furrial.

M iembro Porosidad Permeabilidad Sat . de `ANP(%) (md) agua (%) (pies)

Naricual Inferior 14,8 268 8,3 290

Naricual Medio 15,1 370 7,7 162

Naricual Superior 15,3 509 7,2 220

Tabla 2.9



41/49

2

La variacin de las propiedades termo-

dinmicas de la co lumna de los h idro-

carburos ha or ig inado la formacin de una

capa b i tuminosa de muy al ta v iscosidad enla base de la es tructura, de espesores

v ar iab les a t r av s d e to d o e l camp o .

Igualmente se formaron zonas de transicin

d e c r u d o m e d i a n o a b i t u m e n c u y o s

espesores fueron es t imados en unos 350

pies. En la siguiente tabla se muestran tres

zo n as d i f e r en tes d e f lu id o s , co n la s

profundidades en pbnm.:


Se calcul el POES del yacimiento

med ian te s imu lac i n co n s id e r an d o la

columna de h idrocarburos con gravedad

superior a 16API. Las reservas se muestran a

continuacin:

Se han real izado es tudios que han

permitido planificar la implementacin de

un proyecto de inyeccin de gas m iscib le de

alta presin (7000 lpca) en la cresta del

yacimiento para 1998 con un incremen to de

recobro es t imado en 333 MMbn de petr leo

(5% del POES).

Comportamiento de los yacimien-

tos hasta el 31 /12/1996


Hasta la fecha hay 58 pozos productores

de crudo. La produccin acumulada desde

1986 es de 779 MMbn de petrleo, siendo

la produccin actual de 370 Mbppd. (Fig.

2.58).


39

Petrleo Original en Sitio 6881 MM bn



* Entre factor de recobro primario (13,45%)y secundario (33,2%)

S ec t or To pe z on a To pe c ap a N i ve l c ru dot ransicin bitumen 16API

Norte 15.400 15.800 15.700

Sur 14.650 14.900 14.800

Este 15.250 15.400 15.300

Propiedades qumicas:

Gravedad Asfalt enos Azuf re Vanadio Hierro(API) (% peso) (% peso) (ppm) (ppm)

29.6< 8 0,636,0 0,692,41 6,4562 2,21391,0

Propiedades termodinmicas:

Gravedad pb RGP a pb Bo Visc pet.(API) (lpca) (pnc/bn) (by/bn) a pb (cp)

29,6< 8 48601517 1436245 1,9151,249 0,263,2

Tabla 2.1 0

0

100

200

300

Qo(Mbpd)

'86 '87 '88 '89 '90 '91 '92 '93 '94 '95 '96

Ao

0

100

200

300

400

500

600

700

Np(MMbls)

Nar. Sup.

Nar. Med.

Nar. Inf.

6000

8000

10000

12000

Presin(lppc)

Qo

Np

Figura 2.5 8

Historia de produccin y presin de las Arenas de Naricual , campo El Furrial.

0

100

200

300

400

500

600

Inyeccinacumulada(M

Mbls)y

Tasadeinyeccin(Mb

apd)

'92 '93 '94 '95 '96

Ao

Planta

6 Mbapd

Planta

50 Mbapd

Planta

400 Mbapd

Planta550 Mbapd

Inyeccin acumulada

Tasa de i nyeccin

Historia de inyeccin de las Arenas de Naricual , campo El Furrial.

Propiedades qumicas y termodinmicas de las Arenas de Naricual , campo El

Furrial.

Figura 2.5 9


42/49


43/49


44/49


45/49


46/49

2 44

b) Estratigrafa

La columna estratigrfica del Area Bitor

tiene un promedio de 3000 pies de espesor

(Fig. 2.67). La Formacin Oficina de edad

Mioceno temprano, depositada sobre una

discordancia Pre-Terciaria ha sido dividida

arbitrariamente en 16 unidades productoras:

Miem bro Morichal (0-16 hasta 0-11), Miem bro

Yabo (0-10 hasta 0-9) y Miembro Jobo/Piln

(0-8 hasta 0-4). Las tres unidades restantes

per tenecen a la seccin basal de la

Formacin Freites suprayacente (Mioceno

Medio). La Formacin Las Piedras (Mioceno

tardo a Plioceno) suprayace a Freites en

con tacto discordan te y, a continu acin, se

encue ntra la Formacin Mesa (Pliostoceno)


La interpretacin de los ambientes y

litofacies est ntimamente relacionada con

unidades productoras. Especficamente, en lassecciones fluviales del Miembro Morichal, no se

puede establecer una correlacin "pico a pico"

puesto que no existen intervalos lutticos

regionales o de suficiente extensin lateral que

perm itan su identificacin, sino grand es paq uetes

de arenas macizas con buen desarrollo vertical y

coalescen cia ho rizontal. (Fig. 2.67).

Propiedades petrof sicas

La evaluacin petrofsica de las Unidades

de los Miembros Morichal, Yabo y Jobo/Pilnes resu ltado del es tudio de 70 pozos

disponib les con per f i les de porosidad

adecuados (densidad y neutrn) y de 206

pozos con curvas de resistividad solamente

(laterolog), as como del anlisis de ncleos

de dos pozos y de muestras de cuatro pozos.

Los resultados se presentan a continuacin:

Los puntos de corte utilizados para la

evaluacin petrofsica y estimacin de la

arena neta de bitumen en los pozos con per-

files de po rosidad son los siguientes: Sw=45%,

Vsh=40%, Porosidad=20%, Swi=7%. Los

parmetros petrofsicos fueron los siguientes:

Rw=0,50 ohm-m, a=1,0, n=2,0 y m=1,7.

Y A C I M I E N T O : M I E M B R O M O R I C H A L C A M P O : C E RR O N E G R O ( A R E A B I T O R )

2900'

2800'

2600'

2300'

2200'

2200'

2100'

Tope Miembro Morichal

(Sin escala)

N

EstructuralLimite de parcelaFalla

Figura 2.6 6

M apa estructural ilustrado del M iembro M orichal.

Rango M iembroMorichal

Espesor neto (pies) 150 a 470 218

Volumen de arcil la (Vsh)-% 5 a 12 8

Porosidad (%) 28 a 35 31

Permeabili dad (md) 4000 a 20.000 11.000

Saturaci n de agua (%) 11 a 26 18


47/49

2


Es de notar que los bajos valores de resis-

tividad que presentan los registros, tanto en la

base como en el tope de las arenas macizas,

se deben bsicamente a cambios granulo-

mtricos normales de la litofacies, y pueden

ser acompaados por un aumento de la arcil-

losidad, pero no asociados con alta saturacin

de agua. Tambin se consider como arena

comercial un espesor no menor de 40 pies.

Para el Miembro Morichal los valores

p r o med io p o n d er ad o s d e A N B so n :

Sw=18,2%, Vsh= 8%, porosidad=31%,

permeabilidad=11.000 md y espesor=218 pies.


En la tabla siguiente se compara el

promedio de las propiedades de los f lu idos

en var ios pozos (datum: 2500 pbnm .) con el

PVT del pozo CO-04, considerado como el

ms representativo del rea.

El conten ido de me tales en el Area Bitor

es: 3,8% de azufre, 80 ppm de nquel y 300

p p m d e v an ad io .


En la Tabla 2.11 se mu estran las reservas

de bitumen en MMbn del Area Bitor, que

constituye aproximadamente el 1,6% del

POES de la Faja Petrolfera del O rinoco.


hasta el 31 /12/1996

a) Historia de produccin

Las reservas remanentes del Miembro

Morichal representan el 96% del Area Bitor,

g r an p a r te d e la cu a l s e en cu en t r aactualmente en explo tacin e incluye la

prueba p i lo to in iciada en 1984 en los

Blo q u es Ex p er imen ta les d e P r o d u cc i n

(BEP) . Debido a las numerosas pruebas de

campo de toda ndole efectuadas en el

perodo 1984-1996 y a los cierres impre-

v is tos , resu l ta d if c i l anal izar e l com-

por tamiento h is tr ico de la produccin .

45

For

m.

(EDAD)

Miem

bro

Piln

Jobo

Yabo

Morichal

Freites

(MIOCENO

MEDIO)

Oficina(MIOCENO

TEMPRA

NO)

Rayos Gamma Unidad

F1

F2

F3

04

05

06

07ab

07c

08

09

010

011a

011b

012

013

014

015

016

Ambiente

Marino Somero

Margen deltaico

Plano deltaico bajoa frente deltaico

Depsitos deltaicos

Episodios marinos

API

Zona costera

Depsitos entre

mareas (marinos)

Plano deltaico bajo

Depsitos fluviales

Depsitos marinos

Basamento Igneo-Metamorfico (PRE-TERCARIO)

017

TerrestreRelleno de valle

Figura 2.6 7

Unidades estratigrficas

en el Area Bitor.

M orichal Jobo Piln Total

Bit um en original en siti o (M Mbn) 18.541 1055 21 19.617

Factor de recobro (%) 12,2 9,0 19,0 12,0

Reservas remanentes (MMbn) 2166 95 2 2263

Tabla 2.1 1

Promedio PVT-CO-04

Presin de burbujeo* , pb (lpca) 1143 1040

RGB @ pb (pcn/bn) 72 79

FVF del bitumen @ pb (by/bn) 1,047 1,047

Viscosidad bitum en @ pb (cp) 71.000 19.342

Temperatura (F) 131 126

Gravedad del bitu men (API) 8,1 7,1

* Considerada igual a la presin original.

Reservas estimadas del Area Bitor (1996).


48/49

2 46

Se puede mencionar que la produccin

acumulada hasta la fecha es de 96 MMbn de

bitumen, ob ten ido pr incipalmente mediante

bombeo mecnico (Dic. 96 : 70 Mbbpd con

12% A y S y RGB de 160 pcn/ bn) y q ue hasta

Julio de 1996 se haban perforado 349

pozos, incluyendo cuatro pozos hor izontales

en los cuales se utiliz con xito el bombeo

electrosumergib le con dosif icacin de

diluente a n ivel de la en trada de la bomba.

Igualmente, se hicieron 23 reperforaciones

horizontales completadas inicialmente con

bombeo de cavidad progresiva. Otras prue-

bas de campo realizadas incluyen la inyec-

cin cclica de vapor, la perforacin de

pozos espaciados a 150, 300 y 400 metros,

los cambios de d iso lvente a n ivel de p ozo y

d i f e r en tes man er as d e co mp le tac i n d e

pozos (Fig. 2.68).

b) Mecanismos de produccin

Se supone que, o r ig inalmente el crudo

en el Miembro Morichal estaba saturado de

gas a su presin inicial, lo cual implica que

un p osib le me canismo de produccin pod r a

ser e l empuje por gas en so lucin . Del

mismo m odo, la com pactacin podr a incid ir

f av o r ab lemen te en la r ecu p er ac i n d ebitumen, como ocurre en la Costa Bolvar,

pero todava la produccin es relativamente

muy pequea en comparacin con el BOES

y no se ha observado subsidencia hasta la

fecha. Otro posib le mecanismo de pro-

duccin a considerar es e l empuje h idru-

lico. Efectivamente, e xiste incu rsin de agua,

s i b ien an no se conoce exactamente la

fuente, ni si es o no activa. Hasta que no se

obtenga mejor in formacin a t ravs de

estudios especiales y anlisis de comporta-

miento de produccin y pres in del Area

Bitor, slo se debe considerar el empleo de

los mecanismos mencionados.

Este captu lo fu e escrito por J-C. Bern ys

con la colaboracin de L.Zamora, S.Antnez (MEM), F.Chiquito (PDVSA), A.Herrera (BITOR),

F.Rodrguez (Corpoven), O.Romero (Lagoven) y O.Surez (Maraven),

y la con tribu cin de M.Miln (MEM), F.Garca (PDVSA), I.Ben zaqu n (BITOR), P.Talarico y

D.Flores (Corpoven ), C.Cam acho, L. Escan dn y K.Larrau ri (Lagoven ), M.Ram paz zo,

X.Veren zuela, J.C.Ustriz y M.Mnd ez (Mara ven), E.Caz ier, B.Cu nnin gham y H.Torres (BP de

Venezuela).


0

25000

50000

0

400

800

50

0

200

400

'84'83 '85 '86 '87 '88 '89 '90 '91 '92 '93 '94 '95 '96

Pozos activo s

Corte de agua, AyS (%)

Relacin gas bitumen RGB (pcn/bn)

Tasa de produccin de bitumen Qb (bppd)

Ao

Figura 2.6 8

Historia de produccin del

Area Bitor.

A U T O R Y C O L A B O R A D O R E S


49/49

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R E F ER E N C I A S Y B I B L I O G R A F I A

Documents

yacimientos de hidrocarburos en venezuela