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• Stephanie Campos Valverde

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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA FACULTAD DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL INGENIERÍA DE RESERVORIOS II - PP 415 A TRABAJO CALIFICADO N°1 1. Se realizó un análisis de presión capilar en la Fm. Basal Salina con los siguientes resultados: Sw (%) 100 70 54 44 30 20 15

Zona I y III 0.67 0.76 0.86 1.14 2.76 5.98 11.63

Presión Capilar Zona II Zona IV 0.79 0.97 0.91 1.11 1.02 1.25 1.36 1.67 3.29 4.03 7.15 8.76 13.96 17.10

Zona V 0.76 0.87 0.93 1.30 3.15 6.81 13.35

Adicionalmente, se llevó a cabo un análisis petrofísico, del cual se obtuvo la siguiente información: Zona I II III IV V

Profundidad (‘) 5995 – 6003 6003 – 6015 6015 – 6031 6031 – 6049 6049 – 6055 6055 - 6063

Permeabilidad (mD) 15 8 Lutitas 15 5 10

Porosidad 0.143 0.107 Lutitas 0.142 0.101 0.123

Finalmente, se efectuó un análisis de fluidos, a partir del cual se determinaron los gradientes de agua y petróleo, 0.45 y 0.35 psi/pie respectivamente, la tensión interfacial del sistema agua-petróleo, 28 dyn/cm, y el ángulo de contacto, 45.63° sexagesimales.  Si el contacto agua-petróleo (WOC) obtenido de los registros eléctricos se encuentra a 6060.4’, construir la gráfica Profundidad vs. Sw.  Si la permeabilidad promedio del tramo evaluado de la Fm. Mogollón es 11mD, construir la curva J representativa del yacimiento, así como la curva de presión capilar promedio. 2. Se perforó el pozo ORO NEGRO 1X hasta la profundidad de 1850’, descubridor del yacimiento FIPEGA, caracterizado por un fuerte empuje de agua. La interpretación de los perfiles eléctricos y litológico permitió identificar el tope y base de la mejor arena del reservorio Pariñas (A), entre 1690’ y 1745’ (ntg = 1), y a su vez, la porosidad y permeabilidad promedio, 20% y 200 md respectivamente. Asimismo, se definió la profundidad del nivel de contacto agua petróleo en -1752.5’. Ingeniería de Reservorios Aplicada

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De otro lado, se obtuvo una muestra de petróleo y agua del reservorio a fin de realizar un análisis capilaridad (ver figura N°1); cabe añadir que midieron las densidades de ambos fluidos, 56.5 y 65.3 lb/ft3 respectivamente, y las viscosidades (µo = 4 cp y µw = 1cp). Adicionalmente, se realizó un análisis de permeabilidades relativas para el sistema agua – petróleo (Ver figura N°2). Determinar:  Distribución estática de saturaciones en la arena A y la Saturación promedio de petróleo en la arena A  Petróleo in situ de la arena A, considerando un reservorio cilíndrico que se extiende 400’ (βo = 1.2 Bbl/STB).

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Fig. N° 1 Presión Capilar - Pozo ORIENTE 1X - Yacimiento FIPEGA 4.5

4

3.5

Pc (psi)

3

2.5

2

1.5

1

0.5

0 0

20

40

60

80

Sw (%)

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3

100

120

UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA FACULTAD DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL INGENIERÍA DE RESERVORIOS II - PP 415 A Fig. N°2 PERMEABILIDADES RELATIVAS - SISTEMA AGUA / PETROLEO 1,00

0,90

0,80

0,70

0,60 kro

0,50

krw

0,40

0,30

0,20

0,10

0,00 0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

sw

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4

0,8

0,9

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