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• Aleks Proaño

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CAMP O AUCA

Tabla de contenido 1

2

INTRODUCCIÓN...................................................................................5 1.1

HISTORIA.......................................................................................5

1.2

UBICACIÓN....................................................................................5

GEOLOGÍA DEL CAMPO AUCA.............................................................7 2.1 ESTRUCTURAS GEOLÓGICA, LITOLOGÍAS Y ARENAS PRODUCTORAS....................................................................................10 2.1.1 Formación Hollín....................................................................10 2.1.2 Formación Napo.....................................................................11 2.1.3 Formación Basal Tena............................................................12 ESPESORES Y ÁREAS DE LAS FORMACIONES DEL CAMPO AUCA......13 Porosidades y permeabilidades de las arenas.....................................13

3

2.2

Cuenca Oriente...........................................................................13

2.3

Modelo Geológico del Campo......................................................14

ESTUDIO DE LOS YACIMIENTOS........................................................15 3.1.1 Estratigrafía...........................................................................16

4 DESCRIPCIÓN DE LOS YACIMIENTOS PRODUCTORES DEL CAMPO AUCA.......................................................................................................17 4.1

Formación Hollín..........................................................................18

4.2

Grupo Napo.................................................................................18

4.2.1 Características de los yacimientos Napo...............................19 4.3 5

Arenisca Basal Tena.....................................................................19

ANÁLISIS PVT....................................................................................20 5.1

PARÁMETROS DE LOS FLUIDOS (PVT)..........................................21

5.2 PRESIONES INICIALES Y ACTUALES DE LAS ARENAS PRODUCTORAS....................................................................................22 5.3

PRESIÓN DE BURBUJA DE LOS YACIMIENTOS DEL CAMPO AUCA. 23

LAS PERMEABILIDADES RELATIVAS Y PRESIONES CAPILARES DE LA ARENA “U” DEL CAMPO AUCA:.........................................................25 LAS PERMEABILIDADES RELATIVAS Y PRESIONES CAPILARES DE LA ARENA “T” DEL CAMPO AUCA:..........................................................26 6

PRESIONES DE CADA ARENA............................................................27 6.1

Reservorio Basal Tena.................................................................27

6.2

Reservorio Napo U.......................................................................27

7

6.3

Reservorio Hollín Superior...........................................................27

6.4

Reservorio Hollín Inferior.............................................................28

RESERVAS.........................................................................................28 7.1

Pozos Reinyectores......................................................................29

7.2

Pozos Inyectores..........................................................................29

7.3

Pozos Productores.......................................................................30

7.4

Pozos Abandonados.....................................................................30

7.5

Pozos Cerrados............................................................................30

8

FACILIDADES DE PRODUCCIÓN.........................................................32

9

PRODUCCIÓN....................................................................................33 9.1

HISTORIA DE PRODUCCIÓN.........................................................33

10 TIPO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL...............................................37 11 SISTEMAS DE REINYECCIÓN DE AGUA..............................................38 11.1 U, T.

Características Petrofísicas de las Zonas de Inyección Arenisca 39

12 AVANCE DE AGUA.............................................................................41 13 SIMULACIÓN MATEMÁTICA................................................................42 14 SISMICA 3D.......................................................................................42 15 DIAGRAMA........................................................................................43 16 BIBLIOGRAFÍA...................................................................................46

1 INTRODUCCIÓN 1.1 HISTORIA El campo Auca fue descubierto por la compañía Texaco, con la perforación del pozo Auca-1, que se inició en febrero de 1970 y alcanzó una profundidad de 10578 ft dando una producción de 3072 BPPD de los reservorios Hollín (31°API) y T (27°API). El desarrollo del campo inicia en 1973 y fue puesto en producción en 1975, con 24 pozos. En el Campo Auca existe una falla principal que tiene un rango promedio de salto entre 10 y 30 ft; con un máximo de 50 pies en la parte central del Campo a nivel de Napo “T”. Existen fallas secundarias que tienen un salto menor con valores en el rango de 5 a 20 pies. Los yacimientos tienen energía proveniente de acuíferos, gas en solución y compresibilidad de la roca y fluido. 1.2 UBICACIÓN El Campo Auca se encuentra ubicado en la parte ecuatoriana de la Cuenca Oriente, 260 Km. al Oeste de Quito, 100 Km. al Sur de la frontera con Colombia, pertenece al Corredor Sacha-Shushufindi y está rodeado por los Campos Sacha, Culebra-Yulebra y Yuca, al Norte; Cononaco al Sur; Pindo al Este y Puma al Oeste. El campo está ubicado dentro de las coordenadas geográficas siguientes:  Latitud: entre 0° 34' S y 0° 48' S  Longitud: entre 76° 50’ W y 76° 54' W El Área Auca está conformada por los siguientes campos:

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

Auca Auca sur Auca central Culebra Yulebra Yuca Anaconda Cononaco

En la figura 1-A se encuentra un mapa de ubicación en donde el Campo Auca está enmarcado dentro de un recuadro rojo.

Mapa 2B: Mapa estructural del

ca

FIGURA 1-A: Mapa de profundidad, Campo Auca

2 GEOLOGÍA DEL CAMPO AUCA El campo Auca presenta un anticlinal bastante simétrico, alongado en dirección NNW-SSE, de 23 de longitud, que se ensancha en dirección Norte con muy poca alteración tectónica al techo de la Arenisca U Principal. La estructura Auca se formó durante el Maastrichtiano-Paleoceno, como se evidencia en la sección sísmica que muestra deformación sin-tectónica de los depósitos de la Formación Tena.

FIGURA 1-B: Sección Sísmica 83-314 de orientación E-W transversal al eje del campo Auca

FIGURA 1-C: Columna Estratigráfica de la cuenca Oriente

FIGURA 1-D: Columna estratigráfica del campo Auca

2.1 ESTRUCTURAS GEOLÓGICA, LITOLOGÍAS Y ARENAS PRODUCTORAS

Las estaciones Auca Central, Auca Sur y Auca Sur 1 se encuentran dentro del Campo Auca que es uno de los campos más importantes del Área Auca, debido a su producción y reservas. La estructura del campo se presenta como un anticlinal complejo, fallado, asimétrico, irregular, elongado de dirección norte – sur. Se alinea en el eje central del corredor Sacha – Shushufindi de la cuenca oriental, donde se ubican los principales campos productores del área. Las arenas “U” y “T” tienen cantidades considerables de hidrocarburos pero sus acuíferos son parcialmente activos, actuando arealmente por zonas a lo largo del campo, lo que ha causado durante el tiempo de producción que la presión decline en algunos sectores del campo. A nivel de la arenisca “U”, Auca es un anticlinal asimétrico de 30 km de longitud de bajo relieve con orientación norte- sur, el flanco oeste se encuentra limitado, al centro y sur del anticlinal, por fallas normales de alto ángulo de dirección norte – sur, que poseen un desplazamiento lateral de 1 km. El campo se alinea con una barrera estratigráfica de dirección oeste-este que atraviesa por el pozo Auca – 23. Características litológicas del reservorio Las formaciones cretácicas Tena, Napo y Hollín aparecen en Auca con presencia de hidrocarburos y los yacimientos productores son: Basal Tena, Napo U, Napo T y Hollín. Estas arenas se caracterizan por ser compactas.

2.1.1 Formación Hollín

Hollín es el reservorio que más produce por su espesor de arena saturada y porque exhibe un fuerte empuje de agua en el fondo. Está formación está conformada por las areniscas Hollín Inferior de origen volcánico y Hollín Superior de origen marina somera con sedimentos de depositación de zona de playa. Además, esta

formación está presente en todo el Campo Auca – Auca Sur sin presencia de fallas.

2.1.1.1Hollín inferior

También conocida como Hollín Principal, es un reservorio relativamente homogéneo de arenisca cuarzosa de grano fino a medio que contiene poco o nada de glauconita y algunas capas aisladas de lutita. Posee un espesor neto de aproximadamente 40 pies. 2.1.1.2Hollín Superior

Es una formación inter-estratificada de arenisca cuarzosa de grano fino a medio y glauconita cuarzosa que contiene abundantes capas de lutita. El espesor neto de la arena varía entre 10 a 40 pies. FORMACIÓN

Basal Tena Napo “U” Superior Napo “U” Inferior Napo “T” Superior Napo “T” Inferior Hollín Superior Hollín inferior

POROSID AD PROMEDI A 20.5% 12.4%

PERMEABILI DAD PROMEDIA

SW ACTUAL

3.210 mD 16.7 mD

40 %

14.4%

76 mD

10.9%

350 mD

15 %

14.8%

104.5 mD

30 %

15.4%

185.8 mD

35 %

12.7%

2.1.2 Formación Napo

Se compone de dos arenas, la formación Napo “U” y la formación Napo “T”, las que están separadas por intervalos gruesos de calizas marinas y lutitas. La calidad de estos reservorios es

variable, evidenciando marcados cambios en el tamaño del poro que a veces disimulan el contacto agua- petróleo; debido a la existencia de una gran zona de transición entre el petróleo y el agua en la formación. 2.1.2.1Arenisca “T”

La arenisca no es continua, contiene granos finos y son ricas en arcillas, areniscas cuarzosas discontinuas, limolita y lutitas. 2.1.2.2“T” Superior

Presenta arenisca cuarzosa de grano fino en mayor proporción. El espesor promedio de la arena es de 45 pies aproximadamente.

2.1.2.3“T” Inferior

Es una arenisca cuarzosa de grano fino a medio, subangular a subredondeada, con un espesor promedio de 67 pies.

2.1.2.4Arenisca “U”

Se caracteriza por ser continua y estar presente en todo el campo Auca – Auca Sur. 2.1.2.5“U” Superior

Formada por una arenisca cuarzosa, el tamaño del grano es fino de forma subredondeado, tiene un espesor neto promedio de 27 pies. 2.1.2.6“U” Inferior

Es una arenisca cuarzosa de grano fino a medio, subangular a subredondeado. Su espesor neto es de 37.2 pies. 2.1.3 Formación Basal Tena

La formación no es continua, tiene un espesor total promedio de 40 pies, formada por un cuerpo areniscoso delgado que descasa en discordancia sobre las lutitas de Napo Superior. Los valores de los espesores de las formaciones, así como sus respectivas áreas, se resumen en la tabla.

ESPESORES Y ÁREAS DE LAS FORMACIONES DEL CAMPO AUCA FORMACIÓN Basal Tena Napo “U” Napo “T” Hollín

ESPESOR(pies) 40 200 120 400 – 450

ÁREA (acres) 16.460,09 21.471,49 13.621,87 20.844,09

Porosidades y permeabilidades de las arenas Loa datos obtenidos son en base de registros eléctricos, análisis PVT, estudio de los Cores. FORMACIÓN Basal Tena Napo “U” Superior Napo “U” Inferior Napo “T” Superior Napo “T” Inferior Hollín Superior Hollín inferior

POROSIDA D PROMEDIA 20.5% 12.4%

PERMEABILI DAD PROMEDIA 3.210 mD 16.7 mD

SW ACTUAL

14.4%

76 mD

10.9%

350 mD

15 %

14.8%

104.5 mD

30 %

15.4%

185.8 mD

35 %

40 %

12.7%

Tipos de crudos:    

Hollín inferior: Hollín Superior: Arenas “T” y”U”: Basal Tena:

27-30API 27-32API 24-29API 20 – 22 API

2.2 Cuenca Oriente La Cuenca Oriente contiene las mayores acumulaciones de crudo dentro de la provincia petrolera Putumayo-Oriente-Marañón, con alrededor de 30.000 millones de barriles de petróleo en sitio, acumulados en cien Campos. Se diferencian tres "plays" petroleros individualizados. Con características propias de sus trampas y crudos. El play Occidental. Adyacente a la cordillera Real de los Andes, está en proceso de destrucción por el levantamiento provocado por la última orogenia andina, que ha afectado las trampas, formadas en la primera etapa de la inversión tectónica (cretácico tardío-paleoceno), provocando la degradación de los crudos, con excepción del campo Bermejo. En él se ubica el campo Pungarayacu de areniscas bituminosas, que contiene el mayor volumen de crudo en sitio de la cuenca. Este play contiene el 18% del petróleo en sitio de la cuenca. El play central es el más rico, y con las mayores reservas de crudos livianos, evoluciona a partir del rift jurásico y se caracteriza por fallas profundas en flor. Desarrolladas a partir de dos inversiones tectónicas: una cretácica tardía-paleocénica, y otra eocénica temprana. En él están los campos gigantes Shushufindi y Sacha. Contiene el 54 % del crudo en sitio de la cuenca. El play oriental el segundo en importancia con el 28 % del petróleo en sitio de la cuenca, contiene un campo gigante: Ishpingo. Sus estructuras se desarrollaron sobre sernigrabens jurásicos como resultado de una inversión tectónica del eoceno tardío (aunque parece que en el cretácico tardío se produjo una primera inversión). Es un play con predominio de crudos pesados.

2.3 Modelo Geológico del Campo Un corte estratigráfico del campo Auca permite observar que la secuencia geológica del campo es similar a la del resto la región amazónica del Ecuador. Los intervalos productores del campo Auca, Cretácico y en particular a las edades siguientes:

pertenecen

al

 Edad Albo-Aptiano para la formación Hollín.  Edad Albiano para la formación Napo T.  Edad Cenomaniano para la formación Napo U.  Edad Maastrichtiano para la formación Basal Tena . Se consideró como base de las correlaciones las subdivisiones reportadas en el informe realizado por ORSTOMPETROPRODUCCION en abril 1997. Otras subdivisiones se encuentran en otros informes como los propuestos por “Haq y otros” en 1987. La secuencia estratigráfica del Campo Auca se encuentra conformada por niveles de lutitas que desempeñaron el papel de roca-madre durante la historia de la cuenca y de sello parcial o completo de los yacimientos. El apilamiento de las facies yacimiento y roca madre facilito la migración del crudo desde las zonas de generación hacia las zonas de entrampamiento. La descripción estratigráfica del campo Auca, ha sido realizada en base a estudios de los ripios de perforación y los registros de pozos perforados en la estructura del campo.

3 ESTUDIO DE LOS YACIMIENTOS Estructuralmente esta cuenca resultó de fenómenos transgresivos desde el Cretácico Terminal y se divide en tres elementos distintos. •

Sistema Subandino

•

Corredor Sacha-Shushufindi

•

Sistema Invertido Capirón-Tiputini. El Campo Auca-Auca Sur pertenece al Corredor Sacha-Shushufindi y está rodeado por los Campos Sacha, Culebra-Yulebra y Yuca, al Norte; Cononaco al Sur; Pindo al Este y Puma al Oeste. En el mapa estructural al tope de la arenisca T principal(Anexos), se aprecian varias culminaciones locales ubicadas a lo largo de la cresta estructural, incluyendo un amplia área no mapeada que se extiende en la zona norte del campo desde el pozo AU-6 hasta el pozo, AU-4 en los que se forman los pozos AU-4, AU-2 y AU-6, otro pequeño alto se extiende 3 Km al sur del Campo Auca, denominado Auca Sur, y pequeños altos locales alrededor de los pozos AU-1, AU-11 y AU-17 y AU-35 y entre AU-22 y AU-23. El cierre estructural vertical (-9090 ́ ) es de 122 ́ (el punto más alto está localizado en el pozo AU-1 (-8968 ́) en la línea sísmica PE-91-9 D, PT – 500. La estructura Auca se formó en el maastrichtiano por deformación sin sedimentaria de los depósitos de la formación Tena. 2.4.2.6 Sistema de Fallamiento Del análisis de las secciones sísmicas: PE 91-8W, 78-286, PE 91-2300, PE91- 2290 y 83-314, que atraviesa el campo en dirección este-oeste, y la sección sísmica PE 91-9C, que representa un perfil longitudinal a lo largo de la cresta estructural de dirección norte-sur y zonas de debilidad estructural producidas entre los bloques precretácicos por esfuerzos compresionales Este – Oeste, generó un estilo estructural caracterizado por dislocamentos en bloques con importantes desplazamientos verticales, y fundamentalmente inversocompresivos para la secuencia sedimentaria cretácica inferior, pasando en forma gratuita a flexuras de bajo relieve en las diferentes unidades estratigráficas terciarias. El campo Auca está constituido por una serie de fallamiento de rumbo, los cuales se encuentran en los flancos occidental y oriental, en la parte central afectando los niveles arenosos U inferior y T inferior; este fallamiento que durante el Precretácico fueron normales, reactivas e invertidas, pudieron haber evolucionado en fallas inversas, dando origen a la formación de una estructura en flor positiva, hacia la superficie y de pliegues orientados en dirección NW-SE, indicando dentro del contexto estructural, su deformación durante el régimen transgresivo dextral.

La falla inversa del flanco occidental probablemente se alinea con la falla inversa central que continua al sur y que controla la estructura Auca Sur, con el salto de falla de aproximadamente 20 a 30 pies, llegando a afectar a toda la cobertura sedimentaria de la formación Napo, con superficies buzantes al oeste. En la sección sísmica PE91-9C (PT: 620-660, 760-820, 880-910), Se observa que durante el cretácico superior, la extrusión de cuerpos volcánicos localizados sobre la caliza A, que controlan la sedimentación del permotriásico al cretácico temprano.

3.1.1 Estratigrafía

El análisis litoestratigráfico de las serie prospectivas de edad cretácico está constituido por depósitos fluviales de la formación Hollín y los depósitos marinos de plataforma estable de la formación Napo, se constituyen dos correlaciones estratigráficas de dirección N-S y 5 correlaciones de dirección E-O a escala vertical de registros 1:500 planitizándolo a la base caliza “A”, bien definida en función de las repuestas de las curvas SP, GR, resistividades y registros de porosidades, hasta la profundidad del tope de la arenisca basal (Formación Hollín), y sustentado con el análisis sedimentológico de los núcleos cortados en varios pozos en los niveles arenosos U y T, de la formación Napo. En base a estos criterios se definieron las siguientes zonas y ciclos de la parte inferior a la parte superior. •

Tope Caliza “C”

•

Zona Lutita Napo Basal

•

Zona caliza “T”

•

Ciclo arenisca “T”

•

Zona Caliza “B”

•

Zona Lutita “U”

•

Zona Caliza “U”

•

Ciclo arenisca “U”

•

Base Caliza “A” Estas zonas y ciclos resultantes de procesos sedimentológicos diferentes, cuyos límites se hallan claramente definidos por marcadores litológicos regionales se hallan asociados a líneas de tiempo (horizonte cronos), fueron depositados dentro del ciclo Napo Basal y Napo inferior de edad Albiano Superior a la formación Napo de edad Cretácica.

4 DESCRIPCIÓN DE LOS YACIMIENTOS PRODUCTORES DEL CAMPO AUCA En la cuenca Oriente los sedimentos cretácicos ocurren sobre una superficie bien nivelada por una erosión anterior (pre-Cretáceo), sobre la cual se depositaron sedimentos, de carácter transgresivo regresivo, que constituyen en la cuenca Oriente el periodo de mayor importancia para la industria petrolera ecuatoriana. Ya los geólogos J.H. Sinclair y T.H. Wasson en 1927 dividieron las formaciones cretácicas del Oriente en tres secciones principales: Arenisca Hollín, Grupo Napo y Arenisca Basal Tena (Figura 1.8), secciones que comprenden del intervalo de Aptiano del Cretáceo hasta Daniano del Paleoceno (Terciario, Sauer, 1965), las cuales más tarde fueron bien precisadas y caracterizadas por los técnicos del convenio IRD (ex ORSTOM)-PETROPRODUCCIÓN.

4.1 Formación Hollín La formación Hollín, se conoce se formó mayormente en un ambiente de origen continental, con elementos marinos en su parte superior. Arenisca Hollín Principal: es una arenisca masiva de cuarzo. No se puede realizar una descripción detallada por carecerse de

núcleos. Según los registros eléctricos fue depositada en un ambiente de río entrenzado (continental) y algo de marinomarginal (White et al., 1995). Arenisca Hollín Superior: se trata de una arenisca cuarzosa, de grano fino a medio, bien laminada, con alto a medio contenido de glauconita, e importante presencia de material carbonáceo. La porosidad promedio es de cerca del 14% (Rivadeneira & Baby, 2004).

4.2 Grupo Napo Dentro de la parte inferior del grupo Napo, definido por Jaillard et al. (1997), ocurren dos areniscas, las areniscas T de la Formación Napo Basal y U Inferior de la Formación Napo Inferior, las que están separadas por gruesos intervalos de calizas (la Caliza B) y lutitas, también de la formación Napo Inferior. Arenisca T: consiste en una arenisca cuarzosa, limpia, de grano fino a medio, con esporádicas capas de arcilla. Los poros en algunas muestras se encuentran rellenos con caolinita e illita, y la porosidad es del 12%. Comprende dos zonas: la Arenisca T Superior, que desarrolla una arenisca cuarzosa-glauconítica, de grano fino, de ambiente marino; y la Arenisca T Inferior, que es una arenisca cuarzosa, de grano fino a medio, subangular a subredondeada, de ambiente deltaico a marino-marginal. Entre estas dos areniscas pueden ocurrir sedimentos calcáreos (Toro Álava, comunicación personal). Arenisca U: es una arenisca cuarzosa limpia, bien laminada y estratificada con algunas intercalaciones arcillosas y margosas. La Arenisca U Superior está formada por una arenisca cuarzosaglauconítica de grano fino, dispuesta en capas delgadas, con importante bioturbación, moderada a altamente consolidada, y que presenta una porosidad promedia del 13%.

4.2.1 Características de los yacimientos Napo

En el campo Auca la Arenisca U Superior, de la formación Napo Inferior, del Grupo Napo, presenta un espesor promedio de 27 pies y una porosidad promedio del 13%. La Arenisca U Inferior presenta un espesor promedio de 37.2 pies con una porosidad promedia de 15.9%. La Arenisca U Principal, principal reservorio del campo Auca, es una arenisca de cuarzo, de grano fino a medio, más o menos limpia, con pocas intercalaciones finas, de buen sorteo, algo bioturbada, moderada a altamente consolidada, y con buenos valores petrofísicos (porosidad promedia 13%). El tipo de crudo que se presenta en los yacimientos Napo es de 24 °API para la Arenisca T y 29 °API para la Arenisca U. Los topes y bases promedios de cada arenisca del grupo Napo se ilustra en la Tabla. Tabla 1.1. Bases y topes de los reservorios areniscas U y T del grupo Napo

4.3 Arenisca Basal Tena

Se trata de una arenisca cuarzosa, de grano medio a grueso, redondeada, con un promedio de porosidad del 19% (Rivadeneira & Baby), de ambiente continental distal a marino-marginal.

EP PETROECUADOR PRIMER SEMESTRE 2012 CAMPOS

ENERO

FEBRERO

MARZO

ABRIL

MAYO

JUNIO

AUCA

65

65

66

66

69

71

AUCA ESTE

1

1

1

1

1

1

AUCA SUR 1-2

7

7

9

9

10

12

5 ANÁLISIS PVT Para el análisis PVT de los fluidos del campo Auca, se realizaron varios estudios de laboratorio, los resultados muestran un petróleo con una presión de saturación que varía entre 175 PSI y 1170 PSI, las medidas presentan dispersión por lo que no se puede considerar un sistema de fluidos único en equilibrio de Hollín hasta Basal Tena. La tabla 2.2. indica las 13 pruebas PVT que se llevaron a cabo dentro del campo Auca refiriendo el pozo del que se tomó la muestra y la fecha de cada análisis. De estas 13 pruebas se seleccionaron cinco, una por cada reservorio, bajo recomendación del Departamento de Yacimientos de Petroproducción.

Tabla 1.2. Los análisis PVT del campo Auca se presentan de la siguiente manera

5.1 PARÁMETROS DE LOS FLUIDOS (PVT) En base al ultimo estudio de yacimientos realizado por PETROECUADOR donde analizaron en detalle las propiedades de los fluidos de las muestras tomadas en los pozos AU-02, AU-8, y AU-24 para la arena “U” y el AU-1, AU-12 y el AU-22 para “T” se obtuvo

PARÁMETRO

Basal tena 3.563 645 1,1338 1,1547 6,2

Napo “U”

Napo “T”

Hollín

4.141 245 1,0647 1,09 5,21

4.213 640 1,131 1,16 6,75

4.500 195 1,111 1,15 6,48

Cos (1/psia 10−6 )

6,2

8,77

9,03

8,18

μoi (cp) μos (cp) RGP (PCS/BF) Μw API Temp. Del Reser. (F)

21,34 14,29 116 0,3 21,1 210

13,8 8,49 55 0,3 19 229

5,05 2,6 180 0,3 29 233

4,76 2,66 10 0,267 31,6 235

Pi (psia) Ps (psia) oi (bl/BF) os (bl/BF) Coi (1/psia 10−6 )

5.2 PRESIONES INICIALES Y ACTUALES DE LAS ARENAS PRODUCTORAS De los análisis de presiones en los diferentes pozos y de la historia de presión, a continuación se muestra los valores promedios para cada arena. Formación Basal Tena

Presión inicial (psi) 3.563

Presión Actual (psi) 1.000

Napo “U” Napo “T” Hollín inferior Hollín Superior

4.141 4.213 4.523

1.363 1.180 4.300

4.523

2.100

5.3 PRESIÓN DE BURBUJA DE LOS YACIMIENTOS DEL CAMPO AUCA Formación Basal Tena Napo “U” Napo “T” Hollín inferior Hollín Superior

Pb (psi) 645 245 640 100 195

Tabla 1.3. Ilustra los valores promedio de los parámetros obtenidos en los análisis de presión-volumen-temperatura (PVT) del reservorio Arenisca U del campo Auca

A

continuación en la tabla 1.4. se indican los valores de viscosidad, factor volumétrico, densidad y relación gas petróleo referidos a presiones iniciales, actuales y de saturación en cada yacimiento productor del Campo Auca.

Tabla 1.4. Análisis PVT Campo Auca

LAS

PERMEABILIDADES RELATIVAS Y PRESIONES CAPILARES DE LA ARENA “U” DEL CAMPO AUCA:

LAS PERMEABILIDADES RELATIVAS Y PRESIONES CAPILARES DE LA ARENA “T” DEL CAMPO AUCA:

6 PRESIONES DE CADA ARENA A partir de datos recopilados de pruebas de restauración de presión hechas a los yacimientos productores de los campos Auca y se pudo construir las siguientes historias de presión. 6.1 Reservorio Basal Tena. El Reservorio Basal Tena en el Campo Auca comienza a ser explotado en el año 1981. La presión inicial del yacimiento fue 3563 PSI. El yacimiento Basal Tena estaría subsaturado pero muy próximo a alcanzar la presión de saturación. Un programa de mantenimiento de presión podría ser necesario. Se calcula que la presión del reservorio cae 74 PSI cada año.

6.2 Reservorio Napo U. En Auca, el Reservorio Napo U inicia su vida productiva en el año 1994; sin embargo, existen datos anteriores que indican que la Formación Napo ya producía desde 1975 en Auca. Esto quiere decir que la unidad “U” perteneciente a la formación Napo ya fue explotada y por lo tanto depletada en fechas anteriores a 1994 bajo la denominación de “Napo”. Se estima que la presión inicial del Reservorio Napo U fue de 4141 PSI para Auca. 6.3 Reservorio Hollín Superior. La historia de producción indica que el reservorio Hollín Superior empieza su vida productiva en el año 1994. Sin embargo, existen datos anteriores que indican que la Formación Hollín ya producía desde 1975 en Auca. Esto quiere decir que la unidad “Hollín Superior” perteneciente a la formación Hollín, ya fue explotada y por lo tanto depletada en fechas anteriores a 1994 bajo la denominación de “Hollín”. Se

estima que la presión inicial del Reservorio Hollín Superior fue de 4523 PSI para Auca.

6.4 Reservorio Hollín Inferior. La historia de producción indica que el reservorio Hollín Inferior empieza su vida productiva en el año 1994. Sin embargo, existen datos anteriores que indican que la Formación Hollín ya producía desde 1975 en Auca. Esto quiere decir que la unidad “Hollín Inferior” perteneciente a la formación Hollín, ya fue explotada y por lo tanto depletada en fechas anteriores a 1994 bajo la denominación de “Hollín”. Se estima que la presión inicial del Reservorio Hollín Inferior fue de 4535 PSI para Auca.

7 RESERVAS Los yacimientos productores en el campo Auca son: Basal Tena, Napo U, Napo T y Hollín. Napo U aporta con el 36.53% de la producción total del campo y Napo T con el 23.84%. Sumando ambos porcentajes se evidencia que la Formación Napo es la que produce mayor volumen de hidrocarburos en comparación con otros yacimientos, 60.36% del total del campo. La producción de Basal Tena representa el 16.42% y la de Hollín (incluidas Hollín Superior e Inferior) el 23.22%.En lo que tiene que ver con producción de agua, el 55% del agua generada en el campo Auca proviene de Napo (U y T), el 33% de Hollín y el 12% restante de Basal Tena. Debido a que un acuífero de fondo muy activo subyace a la formación Hollín, proporcionalmente la producción de agua respecto a la producción de petróleo es mucho mayor en dicho yacimiento, en contraste con Napo y Basal Tena. Esto queda evidenciado con las relaciones agua petróleo calculadas actualmente que son de 1.35, 0.86 y 0.67 para Hollín, Napo y Basal Tena respectivamente. Todos estos valores fueron calculados en base al reporte de producción mensual por pozo y por yacimiento

correspondiente a junio del 2008 proporcionado departamento de yacimientos de Petroproducción.

por

el

Actualmente el campo Auca-Auca Sur está conformado por 91 pozos perforados, de los cuales 63 pozos están produciendo, 4 pozos se encuentran abandonados, 4 pozos son reinyectores, 2 pozos son inyectores, 4 son inyectores cerrados, 1 pozo exploratorio, 1 pozo por probar y 61 pozos se encuentran cerrados.

Tabla 1.5. Estado Actual del Campo Auca-Auca Sur ESTADOS DE POZO Nro. POZOS Pozos Productores

63

Pozo Reinyector

4

AUW−01, AU 55, AU 5

Pozo Inyector

2

AU−12, AU-04

Pozo cerrado

61

AU−03, AU−07, AU−08, AU−11, AU−13, AU−34, AU−37, AU−45, AU−46, AU−48, AU−41

Pozo abandonado

4

AU−19 (pescado de perforación), AU−17

Pozos Secos

2

AUC−23, AU−44

TOTAL

91

7.1 Pozos Reinyectores Estos pozos fueron perforados con el fin de procesar el agua producida en los demás pozos productores y reinyectarla en otras formaciones como Tiyuyacu y Orteguaza. Algunos pozos por tener

un bajo aporte no pudieron continuar en producción y fueron destinados como pozos reinyectores de agua de formación.

7.2 Pozos Inyectores Estos pozos fueron perforados con fines de recuperación mejorada, ya sea para presurizar los yacimientos o para mejorar las eficiencias de barrido del petróleo dentro de las areniscas productoras.

7.3 Pozos Productores Son pozos que se perforan con el fin de incrementar la producción del campo y que hasta la fecha se encuentran aportando cantidades comerciales de hidrocarburos por lo que se consideran económicamente rentables.

7.4 Pozos Abandonados Son aquellos pozos que se perforaron con el fin de incrementar la producción pero que no tuvieron aporte alguno de hidrocarburo o este aporte no justifica la inversión requerida para continuar con la producción. Algunos pozos no se pudieron concluir por razones de fuerza mayor, debiendo quedar estos abandonados, en estos pozos se coloca un tapón de cemento en la parte superficial del casing para evitar que sean abiertos por accidentes.

7.5 Pozos Cerrados Un pozo se cierra cuando no existen las facilidades para continuar

con la producción ya sea estos por problemas mecánicos como atascamientos, colapsos y otros daños en las completaciones de los mismos.

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN CAMPOS

EP. PETROECUADOR PRIMER SEMESTRE 2012 -En Barriles-

8 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN El Campo Auca cuenta con dos estaciones de Producción que son Auca Central y Auca Sur. De dichas estaciones se describirá sus principales componentes en la Tabla 1.6 que se encuentra a continuación.

Tabla 1.6. Facilidades en el Área Auca

9 PRODUCCIÓN Para este análisis se tomó como referencia el Forecast del programa OFM de marzo del 2011, por cuanto se mantuvo con un

potencial estable. La producción es de 43163 BFPD, 26638 BPPD. El campo produce de las areniscas Basal Tena, U, T y Hollín. 9.1 HISTORIA DE PRODUCCIÓN En abril de 1975 el campo inicia su producción de petróleo a una tasa de 6752 BPPD y 58 BAPD, con un corte de agua de agua de 0.9%, proveniente de 24 pozos perforados. Para diciembre del mismo año se incrementó la producción a 8579 BPPD y 4522 BAPD, con un corte de agua de 34.5%. Para diciembre de 1977, el porcentaje de corte de agua incrementa al 47.1% lo que resulta en una mayor producción de agua de 7654 BAPD. Esta producción ya es considerable respecto a la producción obtenida de petróleo de 8583 BPPD. En agosto de 1983 se obtiene la mayor cantidad de petróleo producido con un corte de agua más bajo de 18.7% dando una producción de 20017 BPPD y 4590 BAPD. Una producción promedia de 17575 BPPD es obtenida en el año 1988 y parte de 1989, aunque la producción de agua se incrementa para estos años manteniéndose en un valor aproximado de 6248 BAPD, es decir un corte de agua del 26.23%. Entre el año de 1991 a 1995 se produce un incremento del BSW, con un valor de 38.3%, dando una producción de 14557 BAPD y 23481 BPPD. En el mes de febrero de 1996 se registraron 24388 BPPD y para fines del mismo año disminuye su producción a 20092 BPPD debido al incremento del corte a 40.2%. Para el año de 1998 la producción de petróleo disminuyó a 13583 BPPD con una producción de agua de 7629 BAPD y con un BSW del 36%. La misma que se estabilizó para el siguiente año en 17210 BPPD. Al principio del año 2000 la producción fue de 16365 BPPD y al final del mismo año tuvo un pequeño aumento con un valor de 17061 BPPD. En este año la producción promedia de agua fue de 10838 BAPD.

Para el año 2002 los valores de producción promedia de petróleo fue de 16400 BPPD y de agua 8213 BAPD. Dos años después la producción de petróleo disminuyó a 16200 BPPD, con una producción de agua promedia de 8050 BAPD con un BSW de 33.2%. Durante el año 2007 la producción promedia registrada fue de 16735 BPPD y una producción de agua casi constante de 10228 BAPD. A comienzos del año 2008 la producción fue de 18061 BPPD y a finales del mismo año fue de 18301 BPPD y 14390 BAPD. A finales del año 2009 se registro una producción promedia de 18622 BPPD y 14359 BAPD aportando con un BSW 43.53%. Durante el año 2010 se han perorado 10 pozos de los cuales 9 son productores direccionales (AUS – 006D, AUS-007D, AUC098D, AUC099DST, AUC-0098D, AUC-082D, AUC-096D, AUC-097D, AUC-092D) y un pozo vertical inyector (AUC-WIN-1D), por está razón a fines de Noviembre del 2010 se obtuvo una producción de21656 BPPD y 14987 BAPD y un BSW de 40.9% . Con respecto al gas su producción fue de 27889 PCSD correspondiente a Auca central-sur y 2776 PCSD correspondiente a Auca Sur 1 dando un total 30675 PCSD de los cuales 1116 PCSD fueron utilizados como combustibles y 29559 PCSD fueron quemados durante el año 2010. El Yacimiento Napo “T”, inició en 1976, se llega a tener una producción de 11000 Bls/d en 1981 antes de disminuir hasta un nivel estabilizado de 5000Bls/día desde 1990. A diferencia del yacimiento Napo “U”, la irrupción de agua en yacimiento “T” ocurrió muy temprano en 1979. En los siguientes gráficos se detalla el comportamiento de la producción mediante el software OFM en donde podemos observar que existe un incremento para la arenisca T, y para la arenisca U se mantiene en una producción normal. Hay que tomar en cuenta que en la arenisca U no se ha implementado el sistema de inyección de agua. A continuación se detalla la producción por levantamiento, por arena y de forma general del Campo Auca.

Figura 1-F. Historial de Producción del Campo Auca-Auca Sur

Figura 1-G. Historial del Corte de Agua del Campo Auca-Auca Sur

10 TIPO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL En el Campo Auca se encuentran en producción 63 pozos. La gran mayoría de estos pozos operan por medio de levantamiento artificial y 1 pozo por flujo natural. Los sistemas de levantamiento artificial utilizados son: Bombeo Electrosumergible y Bombeo Hidráulico. Por bombeo Electro sumergible, BES: En el Campo Auca-Auca Sur producen 38 pozos. Por Bombeo Hidráulico: En la Estación Auca Central se tienen 49 pozos en producción. En total existen 29 pozos por bombeo hidráulico jet y 20pozos por bombeo hidráulico pistón. Por flujo natural: En la Estación Auca Central producen 1 pozo. Para realizar el análisis de la producción por yacimiento en el Campo Auca se ingreso datos en el programa OFM, según los historiales de producción se miró que la arenisca productora que predomina es la “U” y “T”, con un total de 88 completaciones.

Cabe señalar que la producción se lo realiza de las areniscas inferiores. La producción por cada yacimiento para cada Estación del Campo Auca, se describe a continuación. La producción acumulada de petróleo del área es de 138’.585.390 Bls al 31 de diciembre del 2010. La cual permitió determinar las reservas remanentes, y la producción acumulada de agua, Wp hasta el 31 de diciembre del 2010, es de71’.469.100 BN. Un yacimiento con empuje de agua tiene una conexión hidráulica entre el yacimiento y un acuífero que constituye un medio poroso saturado completamente con agua. Debido a la prodicción constante del campo durante varios años los yacimientos han experimentado pérdidas de presión, quedando casi en su totalidad incapaces de producir a flujo natural. Por esta razón se encuentran produciendo bajo los siguientes sistemas de producción.

Bombeo Hidráulico Bombeo Electro sumergible. De estos sistemas de levantamiento artificial, el bombeo hidráulico predomina seguido por el bombeo Electro sumergible en la mayor parte de los pozos productores del Campo. En el Campo Auca, producen 88 pozos en conjunto y diariamente, 49 pozos emplean el sistema de levantamiento hidráulico, 38 pozos producen por el sistema de bombeo electro sumergible, BES y 1 pozo por flujo natural.

11 SISTEMAS DE REINYECCIÓN DE AGUA Cuatro pozos AU–12, AU–41, AU–15 y AU–18, que fueron productores de las areniscas “U” y “T” y cuyas reservas han sido recuperadas en un mayor porcentaje y que tienen altos cortes de agua han sido considerados para convertirlos en inyectores. Tabla 1.7. Pozos Inyectores de Agua

POZO AUC003 POZO POZO AUC021 AUC022 AUC004 AUC035 AUC027 AUC019B AUC04ID AUC041I AUC012I AUC057D AUC049 AUC033 AUC059D AUC098D AUC040 AUC082D AUC099DST AUC074 AUS003 AUC093D AUS004 AUS005D

A nivel mundial se ha observado el aumento de producción de agua por cada barril de petróleo hablando de una proporción de tres a uno, es decir por cada barril de petróleo se producen tres barriles de agua que se extraen del yacimiento. Las actuales tecnologías para el control del agua significan una reducción en los costos y un aumento en la producción de hidrocarburos.

Hoy en día las compañías han ido buscando formas a nivel tecnológico y económico para mejorar la eficiencia de la producción, siendo la recuperación secundaria por medio de la inyección de agua el método que implica menores costos y mayor optimización del tiempo. En los diferentes campos del oriente ecuatoriano se ha ido observando el incremento de las tasas de producción de agua de formación, por lo que las compañías operadoras de cada Campo han ido implementando varios mecanismos para poder manejar los volúmenes de agua que se produce. Petroecuador al observar el incremento de producción de agua de formación en los campos que opera ha venido realizando varios proyectos para el control y utilización de ésta producción de agua, como caso particular el Campo Auca uno de los campos maduros de producción de hidrocarburos desde sus inicios ha tenido un gran

aporte de producción de petróleo pero en los últimos años se ha notado un aumento en el corte de agua. Actualmente en el campo Auca el corte de agua se encuentra en un promedio de 46 a 48%.

11.1 Características Petrofísicas de las Zonas de Inyección Arenisca U, T. Los principales yacimientos que pueden ser considerados como niveles de inyección en el Campo Auca muestran los siguientes valores promedio para la porosidad y la permeabilidad. Basal Tena.- Para el Basal Tena la porosidad medida es alta con un promedio de 20.5 % (el rango varía entre 11 y 24 %). Las permeabilidades son regularmente mayores a 1 Darcy, con un promedio geométrico de 3210 mD. Los altos valores petrofísicos no son sorprendentes para esta arenisca que tiene un buen escogimiento y granos gruesos. Hollín.- Para Hollín al contrario de las formaciones de Napo, las partes superior y inferior de esta formación tienen características similares cuando se comparan las promedias deducidas de las muestras Napo U.- Las características en promedio son mejores en Napo U inferior (unidad U3) que en la superior. Para Napo U se tiene 71 medidas de porosidad, de las cuales 35 para Napo U inferior (unidad U3). Las características en promedio son mejores en Napo U inferior (unidad U3) que en la superficie. Así la porosidad y permeabilidad promedio son las siguientes:

Tabla 1.8. Porosidad y Permeabilidad Promedio de la Areniscas U

Formación

Napo U superior Napo U inferior

Porosidad promedia (arit.)

12%

Permeabilidad promedia (Geom..) 16.7 mD

14% 76. mD

APÍ

30.1

30.1

Boi

1.034

1.034

Sw actual

40%

40%

Napo T.- Para Napo T las características promedias son globalmente mejores en Napo T inferior que en la superior. Para Napo “T” se tiene 98 medidas de porosidad, de las cuales 64 para Napo “T” inferior. Como para el Napo U, las características promedias son globalmente mejores en Napo T inferior que en la superior. La porosidad y permeabilidad promedia son las siguientes: Tabla 1.9. Porosidad y Permeabilidad Promedio de la Arenisca T

Formación

Napo T superior Napo T inferior

Porosidad promedia (arit.)

19.9%

12.7%

Permeabilidad promedia (Geom..) 350 mD

350 mD

APÍ

29.4

29.4

Boi

1.039

1.039

Sw actual

15%

15%

Siendo la arenisca “T”, la que presenta los valores más bajos para el desarrollo de proyectos de Inyección en el Campo Auca.

12 AVANCE DE AGUA

Con el fin de obtener la descripción de los yacimientos para ser usada en los diferentes estudios, se consideró todos los parámetros que se pudieron obtener de los análisis de núcleos, de los perfiles eléctricos, pruebas de presión, pruebas de producción, salinidades de agua, etc. En el presente trabajo estos parámetros nos ayudaron a determinar los valores de corte para definir los espesores de pago, porosidad efectiva, saturación de agua inicial y contenido de arcilla por medio de análisis de registros eléctricos; determinación de contacto –petróleo de U y T y determinar el petróleo original en sitio para luego calcular las reservas de petróleo existentes. La distribución del volumen de poros a través del tamaño característico del poro, se lo conoce como distribución del tamaño del poro. Estos poros no se les puede clasificar de acuerdo a la granulometría que tenga la roca, sino más bien al ser interconectados en una roca reservorio, la distribución se la fija de manera experimental mediante algunos métodos como inyección de mercurio, isotérmico, entre otros. El espacio interconectado entre poro y poro, se lo conoce como una garganta poral, que determinarán el paso de un fluido a través de dicho espacio. Los tamaños extremadamente grandes de la garganta de poro de un diámetro poral de 5 a 7 μm y su distribución regular en las areniscas del yacimiento “U” del Campo Auca, hace que se requiera de pocas y extremadamente columnas pequeñas para producir petróleo libre de agua. En un yacimiento se tiene complicadas redes de flujo con muchas interconexiones, conocidas como "lazo de flujo o lazo poroso"; en el Gráfico 2.4.3.1, se observa la división de un fluido A, que fluye a través de capilares no iguales, para luego de una corta distancia volverse a unir en un punto B, de esta forma el fluido forma un lazo poroso. En un medio poroso real existirán miles de lazos porosos o lazos de flujo de este tipo, algunos existiendo combinados en paralelo y otros existiendo combinados en serie.

13 SIMULACIÓN MATEMÁTICA En el año 2002 se terminó la realización del estudio de Simulación Matemática del Campo Auca−Auca Sur por BEICIP–FRANLAB; considerando la corrida del caso base del estudio con los pozos y las condiciones de explotación existentes al final del año 2001 se obtuvieron las reservas Hay que anotar que el estudio de BEICIP – FRANLAB, recomienda inyectar agua en los pozos Au−10 y Au INY−05, en las areniscas T y BTE respectivamente. Estos pozos se encuentran ubicados en la parte central y norte del Campo donde si bien se necesita incrementar la presión, no es tan necesario, debido a que las areniscas U y T tienen poco desarrollo en este sector.

14

SISMICA 3D

FIGURA 1-E: Mapa de ubicación Campo Auca

15

DIAGRAMA

Figura F- Diagrama del pozo Auca 73D

Figura G.- Diagrama final de revestimiento del pozo

16 BIBLIOGRAFÍA Tesis “DIAGNÓSTICO Y REDISEÑO DE LAS FACILIDADES DE SEPARACIÓN EN EL ÁREA AUCA” ESCUELA SUPERIOR POLITECNICA DEL LITORAL; Joffre Ivan Molina Espinoza Marcial Enrique Sánchez Castillo Tesis “DETERMINACIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN EN YACIMIENTOS PETROLÍFEROS DEL CAMPO CONONACO POR SIMULACIÓN EN LABORATORIO” UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR; Sogso Toasa Victor Elias. Tesis “OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO CULEBRA YULEBRA APLICANDO TÉCNICAS DE GESTIÓN INTEGRADA DE YACIMIENTOS” ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL; Diego Vinicio Bastidas Vizcaíno Tesis “UBICACIÓN Y PROGNOSIS DE POZOS A PERFORAR EN LOS CAMPO AUCA – AUCA SUR”; Guerrero Alex; Valencia Pablo. Tesis “ESTUDIO PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN EN POZOS DE LOS CAMPOS AUCA Y CULEBRA DE LA EMPRESA EP PETROECUADOR, MEDIANTE LA APLICACIÓN DE ESTIMULACIONES MATRICIALES CON EL FLUIDO ONESTEP”; Roman Cataña Alvaro Francisco. Tesis “UBICACIÓN Y PROGNOSIS DE POZOS A PERFORAR EN LOS CAMPOS AUCA– AUCA SUR”; Guerrero Alex, Valencia Pablo. http://www.buenastareas.com/ensayos/ProyectosEcuador/3135303.html http://www.scribd.com/doc/55455754/LEVANCampos http://repositorio.eppetroecuador.ec/bitstream/20000/126/1/T-UCE099.pdf