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• Emma R. Hurtado Lanz

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Campo santa Rosa Introducción Ubicado a unos 10 km al noreste de Anaco, en el Estado Anzoátegui(Fig.2.45), el yacimiento RG–14–COEF,descubierto en 1947, se extiende sobre una superficie de aproximadamente 26.000acres y se caracteriza por una gran capa de gas condensado que cubre una zona de petróleo liviano. Desde 1955, debido a una fuerte caída de presión, ha estado sometido a inyección de gas. Después de inyectarle2220 MMMpcn de gas, el yacimientoRG–14–COEF ha producido 118 MMbn de petróleo y condensado, lo cual representa un recobro de 61,2% del volumen de líquidos originalmente en sitio Geología a) Estructura El Area Mayor de Anaco está situada enel bloque levantado al norte del Corrimientode Anaco, a lo largo del cual se observa lapresencia de una serie de domos dondeestán ubicados los campos de hidrocarburosde Guario, San Joaquín, Santa Ana, El Toco,El Roble, San Roque y Santa Rosa. El domo de Santa Rosa se extiende endirección N 45˚ E. Es asimétrico con unbuzamiento suave de 8 a 11˚ en la direcciónnoroeste y otro fuerte de 20˚en la direcciónsureste hacia el Corrimiento de Anaco. Eldomo está cortado por dos fallas inclinadashacia el sureste y paralelas al eje del mismo. El yacimiento RG–14–COEF cubre lamayor parte del área probada del campo deSanta Rosa; el mecanismo de entrampa-miento es de tipo estructural–estratigráfico ysus límites se pueden observar en el mapaisópaco–estructural (Fig. 2.46). b) Estratigrafía El yacimiento RG–14 corresponde a lasarenas CO–E y CO–F, subdivisiones delMiembro Colorado, el más profundo de laFormación Oficina de edad Mioceno tem-prano a medio. Las arenas CO–EF compren-den cuatro lentes: CO–E1, CO–E2, CO–E3 YC0–F1, superposición de varias capas areno-sas separadas por niveles de arcillas quelocalmente pueden desaparecer, permi-tiendo la coalescencia entre ellas. La arenaneta petrolífera va aumentando del suroesteal noreste y tiene su mayor espesor de 70 a90 pies en el sector norte central. c) Ambiente de sedimentación Las arenas COEF son de ambiente del-taico, distinguiéndose dos tipos de secuenciasedimentaria: uno de canal distributario sobrebarra de desembocadura y otro de naturalezainterdistributaria, constituido por abanicos derotura sobre barras distales. El primer tipo dearenas se encuentra principalmente hacia elnoreste del yacimiento, donde existe unazona de coalescencia de los lentes con mayorespesor de arena y mayor porosidad inicial.El segundo tipo de secuencia prevalece alsuroeste. Allí los lentes están separados porlutitas y las arenas son más heterogéneas queen el canal sobre barra de desembocadura, locual da como resultado la existencia depozos menos productivos.

Propiedades petrofísicas Para obtener las propiedades promedio delas rocas, tanto en la zona de petróleo como enla capa de gas condensado, se utilizó lainformación disponible a partir de la inter-pretación de registros de porosidad (densidad/ neutrón), (Fig. 2.47) resistividad, rayos gamma,y análisis de núcleos de lospozos. Para determinar las propiedades de losfluidos en la capa de gas condensado, seutilizó el análisis PVT del pozo RG–58realizada con muestras de separador (gas ypetróleo). El líquido reconstituido mostró unpunto de rocío de 4675 lpca a unatemperatura de 274˚F. La gravedad medidafue de 51,5˚API y la RGP inicial del gascondensado, 13.200 pcn/bn. Reservas estimadas al 31/12/1996 Las reservas fueron estimadas mediantesimulación. Las arenas COEF contenían original-mente casi 100 barriles de condensado pormillón de pies cúbicos de gas. Las reservasremanentes de 14,8 MMbn de líquidos seencuentran ubicadas principalmente en laszonas noroeste, este y sur del yacimiento. Otros estudios indican una porosidadpromedio del 15% con un máximo de 20% yuna permeabilidad promedio de 286 md. Lasfacies productoras son limpias con un con-tenido bajo de arcilla, principalmente caoli-nita. La salinidad del agua de la formación esde 14.500 ppm equivalente NaCl Propiedades de los fluidos Las propiedades de los fluidos de lazona depetróleo se determinaron con elPVT de una muestra tomada en el pozoRG–130 a 7750 pbnm. Este estudio deliberación diferencial se realizó a unatemperatura de 280˚F. Comportamiento delyacimiento hasta el 31/12/1996 a) Historia de producción, inyección y presión La producción del yacimiento RG–14–COEF comenzó en abril de 1950 a través delpozo RG–14, completado en la capa de gascondensado. Al caer la presión en el yaci-miento, se inyectó gas a partir de 1955. Hastadiciembre de 1996 se habían perforado 10pozos completados en la zona de petróleo y34 en la zona de condensado. La producciónacumulada de estos pozos es de 117,6 MMbnde petróleo y condensado, 1673 MMMpc degas y 9,6 MMbn de agua, mediante flujonatural y levantamiento artificial por gas. comoelporcentajedeagua(330bppd,100.000pcn/bn,39%deAyS).Lapresióndelyacimientodeclinó de4445lpcaa2625lpca.Seexplicaestaanormalidadporunaposiblefugadepartedelgasinyectadoen elflancoestedeldomoquepasalateralmentealflancooeste,alolargodelaarenaCO–G. (Las figuras2.48 y 2.49 muestran las historias deproducción, presión e inyección) b) Mecanismos de producción

Durante los cuatro primeros años, el yaci-miento produjo condensado por agotamientonatural. Al observar una declinación de la pre-sión de 100 lpca se estimó que el empuje dela capa de gas era limitado, por lo cual sedecidió inyectar gas. La inyección de gas alprincipio de la explotación del yacimientoRG–14–COEF fue muy beneficiosa y hapermitido recuperar hasta la fecha el 61,2%del petróleo y del condensado en sitio. El gas producido supera en 327 MMMpcel gas original en sitio, lo cual indica que pro-viene en gran parte del gas inyectado (2220MMMpc, a través de 13 pozos inyectores).Actualmente,despuésdemásde40añosdeinyeccióndegas,laproducciónhabajadodrás ticamenteyseincrementarontantolaRGP

Ubicación del Campo Santa Rosa. El área de estudio se encuentra ubicada en el área Mayor de Anaco, en un grupo de campos localizados en un prominente alto estructural alineado en dirección Suroeste-Noreste, a unos 10 km, al Noreste de la población de Anaco, en el centro del estado Anzoátegui. El Campo Santa Rosa pertenece geológicamente a la cuenca Oriental de Venezuela, operacionalmente se ubica en el Área Mayor de Anaco, caracterizada por la presencia de campos alineados y controlados con el evento geológico estructural de mayor significación como es el Corrimiento de Anaco. El Campo Santa Rosa constituye una de las más grandes e importantes acumulaciones de Gas Condensado y Crudo Liviano en Venezuela y es el más grande de los campos pertenecientes al Distrito de Anaco, localizado en el Área Mayor de Anaco, con una extensión de aproximadamente 5.136 Acres y una columna estratigráfica estimada en 9.870 pies, en la cual se encuentran distribuidas 150 arenas de hidrocarburos, que varían de gruesas a lenticulares y proporcionan diversas extensiones laterales a cada yacimiento. El domo Santa Rosa se extiende en dirección N 45º E, es asimétrico con un buzamiento suave de 8 a 11º en la dirección Noroeste y otro fuerte de 20º en la dirección Sureste hacia el Corrimiento de Anaco. (El domo está cortado por dos fallas inclinadas hacia el Sureste y paralela al eje del mismo).

Cuenca Oriental de Venezuela La Cuenca Oriental de Venezuela es una depresión estructural que abarca los estados Guárico, Anzoátegui, Monagas y Delta Amacuro, llegando a extenderse hasta la Plataforma Deltana y el Golfo de Paria. Cubre un área de 175.535 Km cuadrados y está limitada al sur por el Escudo de Guayana, al norte por la Cordillera del Caribe, al oeste por el Arco de El Baúl, al este se abre hacia el océano Atlántico. Topográficamente se caracteriza por extensas llanuras y un área de mesas del Cuaternario. La Cuenca Oriental de Venezuela ha sido subdividida en tres subcuencas: subcuenca de Guárico al oeste, que abarca por completo el estado Guárico y parte del estado Anzoátegui; la subcuenca de Maturín al este, que abarca por completo a los estados Monagas y Anzoátegui; y la subcuenca de Paria al noreste, que abarca por completo el Golfo de Paria y parte del estado Sucre. Por razones más bien prácticas que geológicas, en su parte continental, la Cuenca Oriental de Venezuela ha sido subdividida en las subcuencas de Guárico y de Maturín. Su producción proviene de arenas que varían en edad desde el Mioceno hasta el Cretáceo. Las principales trampas están controladas por combinación de factores estructurales y estratigráficos. El flanco norte de la Subcuenca de Maturin presenta acuñamiento en la formación la pica, asociación con fallas de gran desplazamiento y diapiras de barro. El flanco sur contiene yacimientos multiples de las formaciones Oficina y Merecure del Oligo- Mioceno. Por su contenido de recursos de hidrocarburos es la primera cuenca en magnitud de America del Sur. Si se añaden a estos recursos las reservas estimadas de la Faja Petrolifera del Orinoco, pasaría a ser la cuenca de mayores recursos petrolíferos de America del Sur.