distancia Óptima para la perforaciÓn de...
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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE ESTUDIOS PARA GRADUADOS
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
DISTANCIA ÓPTIMA PARA LA PERFORACIÓN DE POZOS EN CAMPO BOSCÁN
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
Autor: Ing. Rut Plaza González Tutor: Ing. Jorge Velasquez
Co-Tutor: Ing. Marta Pernalete
Maracaibo, Junio 2015
Plaza González, Rut. Distancia óptima para la perforación de pozos en Campo Boscán. Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela 2015. 229p. Tutor: Profesor Jorge Velásquez. Co-tutor: Ingeniera Marta Pernalete.
1 RESUMEN La presente investigación tiene como objetivo proponer la distancia óptima para la perforación de pozos en Campo Boscán. Según el MpetroMin, la norma vigente sobre la distancia entre pozos para Boscán es de 577 metros, sin embargo, desde el año 2011, se ha implementado como estrategia de desarrollo, perforar en macollas, lo que implica que los pozos nuevos llegan a objetivos de yacimientos con trayectorias desviadas, generando distancias (entre topes y bases) menores a 577 metros con uno o más de sus pozos adyacentes.Las trayectorias desviadas en el yacimiento generan un problema en el espaciamiento ante el MpetroMin, pues no permiten mantener una equidistancia con sus pozos adyacentes generando distancias menores al espaciamiento actual del campo.La Gerencia de Yacimientos de Petroboscán, en aras de garantizar la continuidad de las futuras compañas de perforación, requirió realizar un estudio técnico, para proponer la distancia mínima entre pozos (distancia óptima) dentro del espaciamiento de 577 metros, que no afecte significativamente el factor de recobro. Esta investigación se fundamentó en un estudio analíticodel comportamiento de producción de pozos existentes y un estudio de simulación numérica y arrojó como resultado que hasta una distancia entre pozos igual o mayor a 200 metros en algún punto de su trayectoria y manteniendo una densidad de 71 acres/pozo, no ocurre interferencia entre pozos, en otras palabras no se afecta significativamente el factor de recobro. Palabras Clave: espaciamiento, densidad por pozo, macolla, Boscán, pozos desviados. e-mail del autor: [email protected]
Plaza González, Rut. Optimum distance for drilling in Boscan Field.Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela 2015. 205p. Tutor: Profesor Jorge Velásquez. Co-tutor: Ingeniera Marta Pernalete.
2 ABSTRACT This research aims to propose the optimum distance for drilling in Campo Boscán. According to Venezuelan Ministry of Petroleum (MpetroMin), the current distance between wells for Boscán is 577 meters, however, a multi-well pad strategy was initiated during 2011. Drilling multiple wells from a shared surface location has led to the strategy of drilling wells with deviated trajectories to achieve subsurface coordinates with distances lower than 577 meters.Deviated trajectories in the reservoir creates a unique conflict, since, they do not allow maintaining equidistance with adjacent wells requiring distances below MpetroMin regulations for Boscan reservoir.PetroboscánReservoir Management, in order to ensure the continuity offuture drilling campaigns required to conduct a technical study to propose the minimum distance between wells (optimal distance) within the spacing of 577 meters, which do not significantly affect the recovery factor. This research was based on an analytical study of the production behavior of existing wells and a numerical simulation study. Results indicates while maintaining a well density of about 71 acres/well, with a distance between well completions equal or greater than200meters at some point in the trajectory in the reservoir, interference between wells is not observed, in other words, the recovery factor is not significantly affected. Key words: spacing, well density,multiwell pad, Boscán, deviated wells. Author's e-mail: [email protected]
3 AGRADECIMIENTO A Dios por permitirme alcanzar una meta más en mi vida.
A mi mamá y papá, por sus consejos, oraciones, el cariño que me brindan y apoyarme en todo
momento.
A la Universidad del Zulia, por formarme como profesional dentro de sus aulas.
A PDVSA Petroboscán por darme la oportunidad de llevar a cabo esta investigación.
A los ingenieros Marta Pernalete y Bruce Smith por su valiosa colaboración y ser guía
fundamental en el desarrollo de esta tesis.
Al Profesor Jorge Velásquez por su ayuda y disponibilidad para la realización de este trabajo.
4 TABLA DE CONTENIDO Página RESUMEN ............................................................................................................................... 3
ABSTRACT .............................................................................................................................. 4
AGRADECIMIENTO ................................................................................................................ 5
TABLAD DE CONTENIDO ...................................................................................................... 6
LISTA DE TABLAS .................................................................................................................. 9
LISTA DE FIGURAS .............................................................................................................. 10
INTRODUCCION ................................................................................................................... 12
CAPITULO I ........................................................................................................................... 14
EL PROBLEMA ..................................................................................................................... 14
1.1 Planteamiento y Formulación del problema ............................................................... 14
1.2 Objetivos .................................................................................................................... 15
1.2.1Objetivo General ..................................................................................................... 15
1.2.2Objetivos Específicos ............................................................................................. 15
1.3 Justificación de la Investigación ................................................................................. 16
1.4 Delimitación de la Investigación ................................................................................. 16
1.5 Viabilidad de la Investigación ..................................................................................... 16
1.6 Resultados Esperados de la investigación ................................................................ 16
CAPITULO II .......................................................................................................................... 17
MARCO TEORICO ................................................................................................................ 17
2.1 Antecedentes de la Investigación .............................................................................. 17
2.2 Descripción General del Área de Estudio .................................................................. 19
2.2.1Ubicación Geográfica ............................................................................................. 19
2.2.2Características Principales del Yacimiento. ........................................................... 20
2.3 Litología ...................................................................................................................... 21
2.4 Marco Geológico Referencial de Campo Boscán ...................................................... 23
2.4.1Geología Estructural ............................................................................................... 23
2.5 Antecedentes del Espaciamiento en Campo Boscán ................................................ 24
2.5.1Evolución Histórica del Espaciamiento para el Yacimiento IB/BS 101 ................... 24
2.5.2Estudio Geométrico que Justifica la Perforación a 577 mts y no a 600 mts . ........ 26
2.6 Bases Teóricas .......................................................................................................... 29
2.6.1Espaciamiento Primario o Distancia entre Pozos ................................................... 29
2.6.2Formas de Definir el Espaciamiento entre Pozos. ................................................. 30
2.6.3Perforación Interespaciada. .................................................................................... 32
2.6.4Densidad de Perforación. ....................................................................................... 32
2.6.5Tipos de Arreglos de Pozos. .................................................................................. 33
CAPITULO III ......................................................................................................................... 35
METODOLOGIA .................................................................................................................... 35
3.1 Tipo de Investigación ................................................................................................. 35
3.2 Diseño de la Investigación ......................................................................................... 35
3.3 Población y Muestra ................................................................................................... 36
3.4 Descripción del procedimiento de la investigación .................................................... 36
3.4.1Primera etapa ......................................................................................................... 36
3.4.2Segunda etapa ....................................................................................................... 37
3.4.3Tercera etapa ......................................................................................................... 37
3.4.4Cuarta etapa ........................................................................................................... 43
CAPÍTULO IV ........................................................................................................................ 52
ANÁLISIS DE RESULTADOS ............................................................................................... 52
4.1 Condiciones operacionales que justifican la reducción de la distancia actual ........... 52
4.1.1Nueva estrategia de perforación de pozos en macollas ......................................... 53
4.1.2Perforación de pozos reemplazos y pozos sidetrack ............................................. 55
4.1.3Perforación de pozos altamente desviados en el área sur de Campo . ................. 56
4.2 Análisis de la densidad por pozo ............................................................................... 56
4.3 Estudio Analítico ........................................................................................................ 61
4.3.1Resultados del estudio analítico en los patrones de la Región 1. .......................... 61
4.3.2Resultados del estudio analítico en los patrones de la Región 2 ........................... 63
4.3.3Resultados del estudio analítico en los patrones de la Región 3 ........................... 65
4.3.4Resultados del estudio analítico en los patrones de la Región 4 ........................... 67
4.3.5Resumen de resultados del estudio analítico ......................................................... 69
4.4 Simulación numérica .................................................................................................. 69
4.4.1Sensibilidad 1 – Pozos verticales ........................................................................... 69
4.4.2Sensibilidad N 2 y 3 – Pozos desviados (45°) paralelos ........................................ 75
4.4.3Sensibilidad 4 – Modelo Homogéneo ..................................................................... 78
4.4.4Resumen de resultados del estudio de simulación numérica ................................ 79
CONCLUSIONES .................................................................................................................. 80
RECOMENDACIONES .......................................................................................................... 82
BIBLIOGRAFÍA ...................................................................................................................... 83
ANEXOS ................................................................................................................................ 84
5 LISTA DE TABLAS Tabla Página 1 RRF de los patrones BN_0745, BN_0577, BN_0694 y BN_0634…………………..43
2 Información del Modelo del Piloto de Inyección……………………………………….44
3 Información del Modelo del Noreste…………………………………………………… 45
4 Reservas recuperables finales de los cuatro patrones de la Región 1…………….. 62
5 Reservas recuperables finales de los cuatro patrones de la Región 2……………..64
6Reservas recuperables finales de los cuatro patrones de la Región 3…………….. 66
7Reservas recuperables finales de los cuatro patrones de la Región 4….………..… 68
6 LISTA DE FIGURAS Figura Página 1 Mapa de ubicación e información general del campo 20 2 Descripción de las características principales del yacimiento en Campo Boscán 21 3 Sección sísmica de los horizontes estratigráficos en Campo Boscán 22 4 Registro tipo de Campo Boscán 23 5 Arreglo hexagonal de pozos a 1000 mts 24 6 Primeras compañías que operaron a Campo Boscán 25 7 Mapa de Campo Boscán en donde se resaltan las áreas en las cuales se
inició la perforación interespaciada a 577 metros 25 8 Mapa de burbuja de radio de 577 metros donde se observan los primeros pozos del
campo,con una distancia menor a 577 metros 26 9 Perforación interespaciada de 1000 a 577 mts 27 10 Ubicación del nuevo pozo en un triángulo cuyos vértices son pozos a 1000 metros 28 11Cálculo de la mediana cuyo punto corresponde a un pozo interespaciado a 577 metros 28 12 Esquema que ilustra la relación entre el espaciamiento primario y el radio de drenaje 29 13 Esquema que ilustra el espaciamiento entre pozos direccionales 30 14 Esquema de espaciamientos mínimos entre pozos establecido legalmente por el
MpetroMin para los yacimientos de petróleo y gas en Venezuela 31 15. Esquema que ilustra la relación entre el espaciamiento primario y el secundario 32 16. Esquema para arreglo geométrico de espaciamiento entre pozos tipo reticular y su
relación con el área de drenaje 33 17 Esquema para un arreglo geométrico entre pozos tipo hexagonal y su relación
con el área de drenaje 34 18 Regiones seleccionadas del campo para realizar el estudio analítico 37 19 Arreglos hexagonales seleccionados en las diferentes regiones del campo 39 20 Arreglos hexagonales regulares e irregular de la Región 1 40 21 Comportamiento de producción promedio de los patrones de la Región 1 vs. tiempo 41 22 Curva de producción de los pozos centrales BN_0694, BN_0577, BN_0745 y BN_0634 42 23 Gráfica de tasa promedio vs. Producción acumulada del patrón BN_0694 para
determinar las RRF 42 24 Área de los modelos de simulación numérica utilizados para el estudio
de espaciamiento 43 25 Patrones seleccionados para el desarrollo del análisis numérico 46 26 Representación de la sensibilidad numérica N°148 27 Representación de la sensibilidad numérica N°2 48 28 Mallado del patrón BN_0694 sobre el cual se representa la sensibilidad número 2 49 29 Representación de la sensibilidad numérica N°3 30Mallado del patrón BN_0694 sobre el cual se representa la sensibilidad número 3 50 31 Impacto en el factor de recobro con respecto a la variación de la distancia 51 32 Capacidad de flujo vs. variación de la distancia entre el pozo central y un
pozo periférico 51 33 Mapa de burbujas de círculos de radio 577 mts 52 34 Diferencia de espaciamiento a lo largo de la trayectoria propuesta con un pozo vecino 54 35 Sección sísmica con proyección de los pozos de la macolla 8B-15 55 36 Área de patrones hexagonales a 1000 y 577 mts 57 37 Arreglo geométrico hexagonal 58 38 Perforación interespaciada de 1000 a 577 mts 59 39 Mapa con malla de polígonos de 577 mts. en el área Noreste del campo 60 40. Gráfica de comportamiento de producción promedio de los patrones de la región 1 61 41 Curva de producción de los pozos centrales BN_0694, BN_0577 y BN_0745 62 42 Gráfica de comportamiento de producción promedio de los patrones de la región 2 63 43 Curva de producción de los pozos centrales BN_0602, BN_0637, BN_0622
y BN_0593 64 44 Gráfica de comportamiento de producción promedio de los patrones de la región 3 65
45 Curva de producción de los pozos centrales BN_0213, BN_0218, BN_0165 y BN_0227 66
46 Gráfica de comportamiento de producción promedio de los patrones de la región 4 67 47 Curva de producción de los pozos centrales BN_0187, BN_0195 y BN_0247 68 48 Impacto en el factor de recobro con respecto a la variación de la distancia del
pozo BN_0771 69 49 Capacidad de flujo vs. variación de la distancia entre el pozo central BN_0771 70 50 Impacto en el factor de recobro con respecto a la variación de la distancia
del pozo BN_0163 71 51 Capacidad de flujo vs. variación de la distancia entre el pozo central BN_0163 72
52 Impacto en el factor de recobro con respecto a la variación de la disancia
del pozo BN_0694 72 53 Capacidad de flujo vs. variación de la distancia entre el pozo central BN_0694 73 54 Impacto en el factor de recobro con respecto a la variación de la distancia
del pozo BN_0041 74 55 Capacidad de flujo vs. variación de la distancia entre el pozo central BN_0041 75 56 Impacto en el factor de recobro con respecto a la variación de la distancia
entre el pozo central desviado BN_0694 y el pozo vecino desviado BN_0130 75 57Capacidad de flujo vs. variación de la distancia entre el pozo
central desviado BN_0694 y el pozo vecino desviado BN_0130 77 58 Impacto en el factor de recobro con respecto a la variación de la distancia
entre el pozo central desviado BN_0163 y el pozo vecino desviado BN_0204 77 59 Impacto en el factor de recobro con respecto a la variación de la distancia entre
el pozo central vertical BN_0694 hacia el pozo vertical BN_0106 78 60. Impacto en el factor de recobro con respecto a la variación de la distancia
entre el pozo central desviado BN_0694 y el pozo vecino desviado BN_0130 79
12
7 INTRODUCCIÓN Campo Boscán es una región de crudo pesado de 10,5° API, ubicada a 45 Km. al Sur-Oeste de
la ciudad de Maracaibo. El desarrollo inicial del Campo ocurrió a finales de la década de 1940,
con el primer pozo perforado en Noviembre de 1946, y el inicio de la producción en Febrero de
1947. El crudo es recuperado de las arenas Boscán Superior e Inferior de la Formación Misoa
del Eoceno. El Petróleo Original en Sitio (POES) estimado es de 36,836 MMMBP con un factor
primario de recobro de 7,8%, lo que representa unas reservas recuperables de 2,86 MMMBP.
Hasta Junio de 2015, se han recuperado 1,57 MMMBP, es decir, un 4,26% del POES y cuenta
con unas reservas remanentes de 1,29 MMMBP. A pesar de ser un campo con una historia de
producción de 68 años, considerables oportunidades de desarrollo pueden aplicarse para
incrementar su recobro.
Actualmente el campo es operado por la Empresa Mixta Petroboscán, la cual se formó el
primero de Abril de 2006, siendo filial de PDVSA y en sociedad con la empresa Chevron para
un periodo de 20 años de contrato.
La empresa Petroboscán, alineada con la política petrolera definida por el Estado, según lo
establecido en el Plan Siembra Petrolera 2006 – 2030, ha acordado un compromiso de
producción de 710 MMBP en el lapso 2006 – 2026. Para dar cumplimiento a este compromiso
volumétrico se estimó una meta de producción promedio anual de 111 MBPD para el año 2015,
a través de las actividades de perforación y rehabilitación a pozos.
Dentro de este contexto, y en el marco de los lineamientos del Ministerio del Poder Popular de
Petróleo y Minería (MpetroMin), Petroboscánporgramò una importante campaña de perforación
desde el 2012 hasta el 2018 con una aceleración de la actividad de perforación de dos taladros
a seis taladros. Específicamente para el año 2015, se proyectó la perforación de 28 pozos de
desarrollo con un rango de tolerancia en el espaciamiento actual entre 450 - 577 mts. a nivel de
yacimiento.
Según el MpetroMin, la norma vigente sobre la distancia entre pozos productores en los
yacimientos del Eoceno, establece un espaciamiento de 600 mts. equidistantes entre los
mismos. En Campo Boscán, el arreglo geométrico o espaciamiento original fue de 1000 mts., lo
que conllevó en 1956, cuando se interespació por primera vez, a fijar el nuevo espaciamiento en
577 mts. y no en 600 mts., con el propósito de lograr la equidistancia entre pozos.
13
A pesar de que el campo en la mayor parte de su vida productiva se desarrolló bajo la práctica
de un espaciamiento de 577 mts, se han contabilizado desde el año 1956, alrededor de 240
pozos (30% de los pozos de petróleo existentes) a una distancia con alguno de sus pozos
adyacentes en un rango aproximado de 400 - 577 mts.
Adicionalmente, en la búsqueda de optimizar la rentabilidad económica de la corporación, se
tiene como estrategia desarrollar pozos a través de macollas que optimicen costos de
perforación e infraestructura y maximicen la productividad de los mismos, lo cual aunado a lo
anteriormente expuesto implica, que los pozos de las campañas futuras de perforación, llegarán
a objetivos del yacimiento con trayectorias inclinadas, que generarán distancias (entre su tope y
su base) menores a 577 mts. con uno o más de sus pozos adyacentes, manteniendo el número
de pozos permitido por el espaciamiento de 577 mts.
En agosto 2012 el MpetroMin solicitó a la Empresa Mixta Petroboscàn realizar un estudio en el
cual se justifique técnicamente la perforación a distancias menores a 577 metros. Cumpliendo
con el requerimiento realizado por el MpetroMin la presente investigación tiene como propósito
determinar la distancia óptima para la perforación de pozos en Campo Boscán.
La presente estudio se fundamenta en un análisis de simulación numérica y estudio analítico
para definir el impacto de la perforación a distancias menores a 577 mts. sobre el factor de
recobro.
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8 CAPITULO I
1 EL PROBLEMA 1.1 Planteamiento y Formulación del problema
Campo Boscán es una región de crudo pesado de 10,5° API, ubicada a 45 Km. al Sur-Oeste de
la ciudad de Maracaibo. El crudo es recuperado de las arenas Boscán Superior e Inferior de la
Formación Misoa del Eoceno. El Petróleo Original en Sitio (POES) estimado es de 36,836
MMMBP con un factor primario de recobro de 7,8%, lo que representa unas reservas
recuperables de 2,86 MMMBP. Hasta Junio de 2015, se han recuperado 1,57 MMMBP, es
decir, un 4,25% del POES. A pesar de ser un campo con una historia de producción de 68 años,
considerables oportunidades de desarrollo pueden aplicarse para incrementar su recobro.
Según el Ministerio del Poder Popular para el Petróleo y Minería (MpetroMin), la norma vigente
sobre la distancia entre pozos productores en los yacimientos del Eoceno, establece un
espaciamiento de 600 metros equidistantes entre los mismos. En Campo Boscán, el arreglo
geométrico o espaciamiento original fue de 1000 metros, lo que conllevó en 1956, cuando se
interespació por primera vez, a fijar el nuevo espaciamiento en 577 metros y no en 600 metros,
con el propósito de lograr la equidistancia entre pozos.
Desde el inicio de la historia productiva del campo se han contabilizado alrededor de 240 pozos
(en su mayoría verticales), cuya distancia con alguno de sus pozos adyacentes se encuentra en
un rango aproximado de 400 - 577 metros, el cual difiere de la equidistancia de 600 metros
establecido como espaciamiento oficial por el MpetroMin en el Eoceno. Aunado a esto, se
implementó como nueva estrategia de desarrollo, desde el año 2011, perforar pozos a través de
macollas, lo que implica que los pozos nuevos llegan a objetivos de yacimientos con
trayectorias inclinadas, generando distancias (entre topes y bases) menores a 577 metros con
uno o más de sus pozos adyacentes.
Bajo esta nueva estrategia de desarrollo, la mayoría de los pozos nuevos se perforan con
trayectorias desviadas lo cual genera un impacto positivo en la producción pues se maximiza la
recuperación de petróleo (incremento del k*h). Sin embargo, trayectorias desviadas en el
yacimiento generan un problema en el espaciamiento ante el MpetroMin, pues no permiten
mantener una equidistancia con sus pozos adyacentes generando distancias menores al
espaciamiento actual del campo (577 metros) en algún punto de su trayectoria entre el tope y la
15
base en el yacimiento. Si bien, ante esta situación, el MpetroMin no ha negado los permisos
para perforación de pozos, comenzó a solicitar una justificación técnica, antes de otorgar
permisos de perforación, de cada uno de las nuevas localizaciones con distancias menores a
577 metros con algunos de sus pozos adyacentes, lo que representó para el 2014 el 82% de los
pozos nuevos.
En función de lo antes expuesto, la empresa mixta Petroboscán, en el marco de los
lineamientos del MpetroMin, requiere realizar un estudio técnico para proponer la distancia
mínima óptima dentro del espaciamiento de 577 metros que no impacte, significativamente, el
factor de recobro y de esta manera poder dar continuidad a las futuras campañas de
perforación.
Formulación del problema
¿Cuál es el la distancia óptima para la perforación de pozos en campo Boscán, que no impacte
significativamente el factor de recobro?
1.2 Objetivos
1.2.1 Objetivo General
Proponer la distancia óptima para la perforación en Campo Boscán, en algún punto de la
trayectoria de los pozos.
1.2.2 Objetivos Específicos
• Identificar las condiciones operacionales que justifiquen la reducción de la distancia
actual, normada por el MpetroMin, entre los pozos de campo Boscán.
• Determinar la distancia mínima mediante simulación numérica de yacimientos.
• Comparar la distancia mínima entre pozos, determinada por simulación numérica de
yacimientos, con el espaciamiento actual normado por el MpetroMin en Campo Boscán
según el comportamiento de producción.
• Proponer la distancia mínima óptima entre pozos de Campo Boscán mediante simulación
numérica de yacimientos.
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1.3 Justificación de la Investigación
La presente investigación se justifica en virtud de que:
La Gerencia de Yacimientos de la empresa mixta Petroboscán, en aras de garantizar la
continuidad de las futuras compañas de perforación, requiere presentar ante el MpetroMin un
estudio técnico en el cual se determine la distancia óptima, en algún punto de la trayectoria del
nuevo pozo, que no afecte la producción de los pozos vecinos con el propósito de obtener los
permisos para la perforación de pozos otorgados por este ente regulador.
1.4 Delimitación de la Investigación
• Espacial: La presente investigación se llevará a cabo en el Departamento de
Yacimientos, perteneciente a la Gerencia de Yacimientos de Petroboscán, Maracaibo,
Edo. Zulia en conjunto con el equipo tecnológico de la filial del socio Chevron en Houston
quienes realizarán la simulación numérica.
• Temporal: El estudio tendrá una duración aproximada de seis (06) meses, contados a
partir del mes de noviembre de 2014.
1.5 Viabilidad de la Investigación
Para el desarrollo del proyecto de investigación se cuenta con la información de yacimientos y
de producción de Campo Boscán de forma accesible. Se dispone de los recursos de carácter
computacional, económico, técnicos y de capital humano que permiten garantizar su ejecución y
finalización. Se cuenta además, con el equipo tecnológico de la filial del socio Chevron en
Houston quienes realizarán la simulación numérica.
1.6 Resultados Esperados de la Investigación
Con el desarrollo de la presente investigación, se pretende proponer la distancia mínima óptima
para la perforación de pozos en Campo Boscán y así drenar de forma óptima las reservas de
hidrocarburos. Igualmente se solicitará la aprobación, ante el MpetroMin, de esta distancia
mínima dentro del espaciamiento actual del campo para futuras campañas de perforación.
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9 CAPITULO II
2 MARCO TEORICO 2.1 Antecedentes de la Investigación
PEROZO P., Miguel A. 1998. Estudio de espaciado de pozos y recobro eficiente de
Hidrocarburos. Trabajo Especial de Grado para optar al título de Magíster en Geología
Petrolera. Universidad del Zulia. Maracaibo.
El objetivo principal de este trabajo, fue evaluar el espaciado de pozos y el factor de recobro
eficiente de hidrocarburos, tomando en consideración el ambiente geológico (pozo
geológicamente optimizado) y formular la política óptima de explotación futura que garantice el
máximo recobro de los yacimientos. Se estudió el yacimiento C-6 VLA-1147 Bloque I, Campo
Lagunillas, basado en diferentes características de facies en un ambiente deltaico. Este tipo
sedimentológico se caracteriza por presentar baja transmisibilidad lateral y, por ende, una
eficiencia de drenaje poco efectiva. Este yacimiento y área es excelente para implementar la
perforación de pozos geológicamente optimizados debido a la heterogeneidad que presenta el
yacimiento; lo que contribuirá a incrementar la producción y el factor de recobro.
PDVSA Exploración y Producción. 1998. Perforación Interespaciada Campo Mene Grande.
Maracaibo, Venezuela: Autor.
Por medio de este estudio, PDVSA recomendó establecer 133 metros como el espaciamiento
normal para el desarrollo de su yacimiento. Inicialmente el campo se desarrolló a 400 metros,
pasando luego por el estándar de desarrollo bajo 231 metros y concluyendo a 133 metros
En base a la experiencia obtenida de los pozos previamente interespaciados a 133 metros, la
empresa concluyó que con este espaciamiento: 1) se obtenía un mejor contacto de arenas
lenticulares o de canales, 2) se contrarrestaba el agotamiento diferencial entre arenas, 3) se
obtenía un mejor aprovechamiento de los mecanismos naturales de producción, 4) en un futuro
permitiría la implementación de proyectos de recuperación secundaria.
18
PDVSA Exploración y Producción. 1998. Perforación Interespaciada Bloque VI Campo
Lamar. Maracaibo, Venezuela: Autor.
Por medio de este estudio, PDVSA justificó la perforación a un espaciamiento menor de 600
metros en el área conocida como Estructura en Flor, área que presenta un alto grado de
complejidad tanto desde el punto de vista geológico como de distribución de fluidos, los
yacimientos allí presentes se encuentran compartamentalizados. Dada la naturaleza
heterogénea de los yacimientos presentes en esta área, concluyeron que con pozos espaciados
a 600 metros se dejaban arenas por drenar (por la no comunicación entre ellas) lo que si se
podría lograr con espaciamientos de 300 metros Además, mencionaron que en algunos casos
el espaciamiento de 300 metros tampoco era efectivo para drenar todas las reservas asociadas
de yacimiento, lo que hacía necesario perforar pozos geológicamente optimizados, es decir,
pozos perforados en ubicaciones donde se comprobara que existía petróleo entrampado por
diferentes causas.
PDVSA Exploración y Producción. 1998. Política de explotación y espaciamiento óptimo para
los campos de crudo pesado de la costa oeste del lago de Maracaibo. Maracaibo, Venezuela:
Autor.
El estudio fue el soporte técnico para solicitar la aprobación a fin de establecer como política
general para el desarrollo de los yacimientos de los campos Tía Juana, Lagunilla y Bachaquero,
la perforación a un espaciado de 133 metros La evolución histórica del espaciamiento en estos
campos se inició en arreglos triangulares de 400 metros, pasando luego por el estándar de
desarrollo de 231 metros (en 1960) y concluyendo con las pruebas pilotos de desarrollo bajo
133 metros, que tenían para 1998.
Basaron su estudio en los resultados de los pozos pilotos a 133 metros con lo cual concluyeron
que la perforación a 133 metros era útil para: 1) contrarrestar el agotamiento diferencial entre
arenas, 2) obtener mayor contacto de arenas, 3) mejor aprovechamiento de los mecanismos
naturales de producción. Además destacaron que una de las ventajas adicionales que
representa la reducción del espaciamiento, es el mejor y más rápido acondicionamiento de los
yacimientos para la implementación de futuros proyectos de inyección continua de vapor.
19
GONZÁLEZ, Luís. 2002. Espaciamiento Óptimo de Pozos Mediante Indicadores Económicos.
Trabajo Especial de Grado para optar al título de Magíster en Ingeniería de Petróleo.
Universidad del Zulia. Maracaibo.
A través de este trabajo de investigación se desarrolló una metodología que permite de una
manera objetiva, establecer a priori el número óptimo de pozos para llevar a cabo la explotación
de los yacimientos durante la etapa inicial de desarrollo, de forma tal que se garantice el éxito
económico del proyecto. La metodología se basa en la maximización de los indicadores
económicos (valor presente neto, tasa interna de retorno y eficiencia de la inversión) mediante
la selección de un óptimo espaciamiento entre pozos productores durante la etapa de desarrollo
primario de yacimiento de hidrocarburos. Se concluyó que un espaciamiento basado en la
optimización de los indicadores económicos constituye un mejor criterio que la discriminación
basada en la edad geológica de los yacimientos.
PDVSA Exploración y Producción. 2002. Perforación a menor espaciamiento en el
Yacimiento Urdaneta -01, Campo Urdaneta Oeste. Maracaibo, Venezuela: Autor.
Mediante este estudio, Campo Urdaneta solicitó aprobar la perforación de 26 localizaciones a
un espaciamiento de 300 metros (menor a su espaciamiento previo de 600 metros). Basaron su
solicitud en los resultados obtenidos del análisis de registros eléctricos y comportamiento de
presión de pozos previamente interespaciados a 300 metros. Los resultados mostraron que al
momento de su perforación, los pozos presentaron altas resistividades y presiones originales,
indicando de esta manera la existencia de acumulaciones de petróleo que no estaban siendo
drenadas por pozos espaciados a 600 metros.
2.2 Descripción General del Área de Estudio
2.2.1 Ubicación Geográfica
Campo Boscán es una región de crudo pesado de 10,5° API, ubicada a 45 Km. al Sur-Oeste de
la ciudad de Maracaibo en el estado Zulia, Venezuela (Figura1). El desarrollo inicial del Campo,
ocurrió a finales de la década de 1940, con el primer pozo perforado en Noviembre de 1946, y
el inicio de la producción en Febrero de 1947; este desarrollo incluyó la construcción de una
línea de flujo de descarga al Patio de Tanques Bajo Grande.
20
A lo largo de 68 años de vida productiva del Campo, 880 pozos (productores e inyectores) han
sido perforados, 466 de ellos son productores activos hasta el 31 de Mayo de 2015. La
extensión del Campo es de aproximadamente 20 Km. de ancho por 35 Km. de largo.
Figura1. Mapa de ubicación e información general del campo 2.2.2 Características Principales del Yacimiento.
En la Figura 2 se resumen las características más importantes del yacimiento, entre las cuales
se destacan: el ambiente depositacional, el rango de profundidades del mismo, las propiedades
petrofísicas y los mecanismos de producción existentes.
21
Sísmica 3D
Gamma RayGAPI20 130
6800
6900
7000
7100
7200
7300
7400
7500
DEPTHFEET Deep Laterolog
OHMM2 200
Upper BoscUpper Boscáánn
Lower BoscLower Boscáánn
TYPE LOG
BoscBoscáán Shalen Shale
Gamma RayGAPI20 130
6800
6900
7000
7100
7200
7300
7400
7500
DEPTHFEET Deep Laterolog
OHMM2 200
Upper BoscUpper Boscáánn
Lower BoscLower Boscáánn
TYPE LOG
BoscBoscáán Shalen Shale
B.S
B.I
2.3 Litología
Será descrita litológicamente la Formación Misoa del Eoceno por ser esta la roca yacimiento de
Campo Boscán.
Formación Misoa (Eoceno) La formación Misoa está constituida litológicamente por lutitas gris oscuro, interestratificadas
con lutitas arenosas, areniscas grises y algunas capas de carbón. Las areniscas de esta
formación constituyen uno de los yacimientos petrolíferos más importantes del Lago de
Maracaibo. Esta formación ha sido subdividida informalmente en paquetes de arenas separadas
por lutitas: Sibucara, Pta. Gorda, Ramillete y Arenas Superiores de Boscán, constituido este
último por areniscas bien desarrolladas, de gran espesor, poco consolidadas, porosas de grano
fino a medio depositadas durante el Eoceno con anterioridad a la discordancia Eoceno Superior
/ Oligoceno.
En el campo se cuenta con las arenas de Boscán Superior y Boscán Inferior, ambas arenas
pertenecientes a la formación Misoa y al yacimiento IB/BS101. Las arenas petrolíferas de
Boscán Superior son extensas. Las arenas petrolíferas de Boscán Inferior están presentes en
Área del Campo: 660 km2
POES Oficial: 36,8 MMMBP
• Trampa: CombinadaEstructural -
Estratigráfica
Buzamiento ~ SSO, ~2° Ambiente depositacional fluvial – deltaico
Formación Misoa (Edad Eoceno)
Profundidad 4500´ - 9000´ bnm
Relación Arena Neta: Espesor Total 70 – 80%
Porosidad Promedio de Arena Neta 22%
Permeabilidad: 10 – 5000 md.
Saturación de agua promedio (Sw) 35%
Mecanismos de producción predominantes: Gas en
solución y empuje hidráulico.
Gravedad del Petróleo, promedio 10,5° API
Viscosidad a condiciones de yacimiento: 150 – 350 cps
Figura 2. Descripción de las características principales del yacimiento en Campo Boscán
22
Tope Cretaceo
Falla de BoscanTope Boscán Superior
Tope Icotea Medio
Tope Boscán Inferior
Tope Paleoceno
Tope Cretaceo
Falla de BoscanTope Boscán Superior
Tope Icotea Medio
Tope Boscán Inferior
Tope Paleoceno
toda el área del campo, aunque hacia el sur y parte del centro del campo son de menor espesor
que las de Boscán Superior y se encuentran inundadas por el acuífero existente. Mientras que
para el Área Norte se observa un mayor espesor de arenas de Boscán inferior con respecto a
Boscán superior debido a la discordancia presente.
La formación Misoa ha sido depositada en un ambiente fluvial-deltaico con influencia de
mareas. Las principales facies productoras corresponden a canales y barras de mareas. Estos
cuerpos son de carácter heterogéneo con discontinuos cuellos lutíticos intercalados pero aun
así, el alto contenido arenoso de la sección permite la comunicación del yacimiento en su
totalidad. Sin embargo, en ciertas áreas del campo, las arenas del Boscán Superior e Inferior se
encuentran claramente separadas estratigráficamente por la lutita Boscán (Figura 3).
Las arenas del Boscán Inferior se caracterizan por presentar mejores condiciones petrofísicas,
mostrando una mejor porosidad y saturaciones de agua promedio y por ello, mejores
permeabilidades en este tipo de ambientes clásticos.
En laFigura4, se presenta un registro tipo que muestra las arenas petrolíferas de Campo
Boscán (Boscán Superior e Inferior).
Figura 3. Sección sísmica de los horizontes estratigráficos en Campo Boscán
23
Figura4. Registro tipo de Campo Boscán 2.4 Marco Geológico Referencial de Campo Boscán.
2.4.1 Geología Estructural
Estructuralmente, el campo Boscán es un monoclinal que buza hacia el suroeste, está limitado
hacia el este por la Falla Boscán, de orientación norte – sur. Además del buzamiento monoclinal
suroeste, el campo está definido por el truncamiento erosional al oeste de las arenas Boscán
debido a la presencia de la discordancia Eoceno-Oligoceno que produce una discordancia
angular de los estratos Eocenos. Hacia el norte se produjo un adelgazamiento de las arenas a
consecuencia de ser el área más distal del campo.
La falla Boscán limita el yacimiento por el este, y por el sur está limitado por un contacto agua
petróleo, como se observa en laFigura 2.
Boscán Superior Porosidad: 21,7% Sw: 34,8 % Perm: 220 md Pest: ~ 1400 psi
Boscán Inferior Porosidad: 26,5% Sw: 35,0 % Perm: 1940 md
BN_0741 Registro
24
2.5 Antecedentes del Espaciamiento en Campo Boscán
2.5.1 Evolución Histórica del Espaciamiento para el Yacimiento IB/BS 101
El descubrimiento del Campo ocurrió a finales de la década de 1940, con el primer pozo
perforado en Noviembre de 1946, y el inicio de la producción en Febrero de 1947. El desarrollo
se inició en 1948 con la perforación de pozos a un espaciamiento de 330 mts. en el área centro-
este durante 3 años. A partir de 1951, el desarrollo continúo en arreglos hexagonales con un
espaciamiento de 1000 mts. (VerFigura 5).
Figura 5. Arreglo hexagonal de pozos a 1000 mts. Durante sus primeros años y hasta 1975 Campo Boscán estuvo bajo la operación de tres
compañías: Richmond Exploration Co. (predecesora de ChevronOil Company de Venezuela),
Shell de Venezuela y Corporación Venezolana de Petróleo (CVP). Estas operadoras
desarrollaron diferentes áreas del campo con programas de perforación, en su mayoría, a
espaciamientos de 1000 mts (verFigura6). En el año 1956, se perforaron los primeros pozos
interespaciados en Campo Boscán, al reducir el espaciamiento de 1000 mts. al espaciamiento
de 577 mts. La perforación interespaciada se inició específicamente en el área Central asignada
a ChevronOil Company durante los años 1956 – 1957 y en 1958 en el área Norte asignada a
Shell (verFigura 7). El primer pozo interespaciado a 577 mts, fue el BN_0461 seguidos entre
otros por la perforación interespaciada a 577 mts. del BN_0463, BN_0465, BN_0489, BN_0472,
BN_0495 en el mismo año. Desde el momento en que se inicia la perforación interespaciada a
577 mts. se observa que no todos los pozos perforados bajo este esquema presentaban
equidistancia con sus pozos adyacentes, en muchos casos se observan pozos con una
distancia menor a los 577 mts. con alguno de sus pozos adyacentes, ver Figura 8.
25
Figura6. Primeras compañías que operaron a Campo Boscán.
Pozos espaciados a ~330 mts. perforados entre 1948 -1949.
Primeros pozos interespaciados a ~577 mts en Campo Boscán perforados en 1956.
Pozos interespaciados a ~577 mts. perforados en 1958.
Pozos previos al año 1958. Pozos perforados en el año 1958.
Pozos previos al año 1956. Pozos perforados en el año 1956.
Figura 7. Mapa de Campo Boscán en donde se resaltan las áreas en las cuales se inició la perforación interespaciada a 577 metros.
26
Pozos perforados en 1956 Pozos perforados en 1957
El pozo BN_0554 se perforó en el año 1957. Como se observa, su espaciamiento con los pozos adyacentes perforados el año anterior es menor a 577 metros. Lo mismo sucede con los pozos BN_0508, BN_0505, BN_0510 y BN_0532
Figura 8. Mapa de burbuja de radio de 577 metros donde se observan los primeros pozos del campo, en el área central, con una distancia menor a 577 metros.
En 1975 fue nacionalizado el campo y operado sucesivamente por Boscanven, Corpoven y
Maraven, desarrollando el área sur del Campo con una perforación a 1000 mts. (espaciamiento
original) en unas áreas e interespaciando a 577 mts. en otras. A partir del 1 de Julio de 1996
Chevron se hizo cargo del campo bajo un acuerdo de Servicios Operativos con PDVSA,
desarrollando principalmente el área Sur del campo con una actividad de perforación de pozos
nuevos interespaciados a 577 mts. Actualmente el campo es operado por la Empresa Mixta
Petroboscán, la cual se formó el primero de Abril de 2006, siendo filial de PDVSA y en sociedad
con la empresa Chevron. Petroboscán ha mantenido una práctica de perforación a un
espaciamiento de 577 mts. (71 acres/pozo).
2.5.2 Estudio Geométrico que Justifica la Perforación a 577mts y no a 600 mts como establece
lineamiento del MpetroMin para el Eoceno.
Según lineamientos emitidos por el Ministerio de Petróleo y Minería, el espaciamiento oficial
entre pozos para el EOCENO es de 600 mts. a lo largo de toda la trayectoria del pozo en el
27
1000
mts
.
Pozos a ~1000 mts.
Pozos a ~577 mts.
Figura 9. Perforación interespaciada de 1000 a 577mts
yacimiento (de tope a fondo). Basado en un estudio geométrico, se demostró que para realizar
una perforación equidistante, el espaciamiento más próximo a los 600 mts, en el arreglo
hexagonal previo de 1000 mts, es de 577 mts. El interespaciamiento a 500 mts. también era
una posibilidad para realizar una perforación equidistante, ubicando los pozos en el punto medio
de la distancia entre los pozos ya existentes a 1000 mts., pero entre las dos alternativas de 500
ó 577 mts, el espaciamiento que más se ajustaba a los establecido por la ley era el de 577 mts.
Es así como a finales de la década de los 50’s, se comenzó la perforación interespaciada en el
Campo, cambiando el espaciamiento original de 1000 mts. a un espaciamiento de 577 mts.
VerFigura 9.
El arreglo de los pozos en Campo Boscán ha sido desde un principio un polígono hexagonal,
formando un patrón de 7 pozos, con 6 pozos en los vértices y un pozo en el centro del polígono.
Resulta imposible ajustar físicamente un espaciamiento de 600 mts. en un arreglo hexagonal
previo a 1000 mts. Para explicarlo geométricamente, se divide el hexágono en triángulos
equiláteros de 1000 mts. de lado. Con el objetivo de ubicar un nuevo pozo dentro del triángulo
equilátero, de manera que quede interespaciado con los 3 ya existentes, se tendría que
localizar el nuevo pozo, en el punto que corresponde a la mediana del triángulo. VerFigura 10.
28
A
Pozo a 1000 mts. Pozo nuevo a interespaciar.
O C
Mediana de triánguloequilátero
1.00
0 m
O
B
AO=BO= CO
O C
Mediana de triánguloequilátero
1.00
0 m
O
B
AO=BO= CO
Figura 10. Ubicación del nuevo pozo en un triángulo cuyos vértices son pozos a 1000 metros.
A
B
1.00
0 m
30°
60°500
m
AO=BO= ?
mmAO 3,5773
2500 =×=
AOmSen 50060 =O
B
1.00
0 m
30°
60°500
m
AO=BO= ?
mmAO 3,5773
2500 =×=
AOmSen 50060 =O
Figura11. Cálculo de la mediana cuyo punto corresponde a un pozo interespaciado a 577 metros.
A continuación se procede a calcular la mediana del triángulo, cuyo punto será el
correspondiente a un punto de interespaciamiento. Aplicando trigonometría se obtiene que la
distancia de la mediana a los vértices es de 577mts. VerFigura11.
Es por esta razón que en 1956, cuando se inicia la perforación interespaciada en Campo
Boscán, siguiendo el propósito de mantener equidistancia entre los pozos, la perforación
interespaciada se realizó a 577 mts. en lugar de 600 mts.
29
Figura 12. Esquema que ilustra la relación entre el espaciamiento primario y el radio de drenaje
2.6 Bases Teóricas
2.6.1 Espaciamiento Primario o Distancia entre Pozos
Es la distancia mínima horizontal entre pozos productores e inyectores de un yacimiento basado
en su edad geológica. Esta distancia es conocida con el nombre de espaciamiento primario y
está directamente relacionado con el radio de drenaje el cual se obtiene tomando la mitad de la
distancia horizontal entre un pozo y otro (Figura 12).
Existe una diferencia entre el espaciamiento en superficie y el espaciamiento en el yacimiento.
El espaciamiento en el subsuelo es el que es objeto de discusión, análisis, investigación y
reglamentación por parte del MpetroMin, verFigura 13.
YACIMIENTO
ESPACIAMIENTO
Radio de
Pozo Productor 1
Pozo Productor 2
drenaje
30
Figura 13. Esquema que ilustra el espaciamiento entre pozos direccionales
2.6.2 Formas de Definir el Espaciamiento entre Pozos.
Existen dos formas de definir el espaciamiento entre pozos productores de un mismo
yacimiento, dentro de las cuales se encuentran:
• La forma Legal
• La forma calculada.
La forma legal, se refiere a las disposiciones y normativas dictadas por el ente u organismo
custodio de los recursos energéticos de cada país, donde establece el espaciamiento primario
mínimo para la perforación de pozos productores en un mismo yacimiento. Este se establece
con base a la explotación racional de los yacimientos, y carece de una justificación técnica pues
asume los yacimientos en forma homogénea.
Como normativa, en Venezuela, el MpetroMin ha adoptado una distancia mínima horizontal
entre pozos productores de un determinado yacimiento de petróleo o gas basado en la edad
geológica de dichos yacimientos. Esta distancia es conocida con el nombre de espaciamiento
primario o simplemente espaciamiento. En laFigura 14 se muestra un esquema con estas
distancias establecidas legalmente en Venezuela para cada nivel estratigráfico. Este
espaciamiento es aplicado tanto para tierra, como para lago y costa afuera.
Pozo Productor 1
Pozo Productor 2
Espaciamiento en superficie
YACIMIENTO
Espaciamiento en el yacimiento
31
Figura 14. Esquema de espaciamientos mínimos entre pozos establecido legalmente por el MpetroMin para los yacimientos de petróleo y gas en Venezuela
Cabe destacar que este sistema fue heredado de las empresas operadoras transnacionales
bajo el régimen de concesiones y no considera aspectos de yacimientos, ni económicos. La
edad geológica no constituye un parámetro lo suficientemente objetivo para planificar la
explotación de los recursos por lo que este esquema de espaciamiento establecido por el
MpetroMin no es el más idóneo para obtener el drenaje más efectivo de las reservas
recuperables.
La forma calculada, se refiere a estudios técnicos basados en métodos numéricos o estudios
geológicos, los cuales son usados frecuentemente para demostrar que los espaciamientos
primarios impuestos legalmente no se ajustan a la realidad de un determinado yacimiento, estos
métodos son usados para determinar el espaciamiento optimo en cada yacimiento y permite
someter ante el organismo custodio de los recursos energéticos de cada país, proyectos de
interespaciado. Dentro de estos métodos calculados destacan:
• Pruebas de Pozos.
• Caracterizaciones Geológicas.
• Pozos Horizontales.
• Indicadores Económicos.
• Simulación.
32
Figura 15. Esquema que ilustra la relación entre el espaciamiento primario y el secundario en la perforación interespaciada
2.6.3 Perforación Interespaciada.
Es la disminución a una cierta distancia horizontal del espaciamiento primario (Figura 15), para
la perforación de pozos productores de una misma unidad hidráulica o yacimiento, es llamado
también espaciamiento secundario. En el caso de Venezuela es la disminución del
espaciamiento permitido por el MpetroMin.
El espaciamiento secundario o interespaciado surge de la necesidad de maximizar la
recuperación de petróleo principalmente en yacimientos maduros, agotados o geológicamente
complejos, y obedece a ciertos factores tanto de tipo geológico relacionado principalmente a las
heterogeneidades del yacimiento, como de tipo económico relacionado al incremento o
maximización de la producción en un determinado momento. La perforación interespaciada es
una forma rentable de acelerar la extracción de reservas y aumentar el factor de recobro por
diversas razones entre ellas, mejorar la eficiencia de barrido areal y vertical de los yacimientos.
2.6.4 Densidad de Perforación.
Es el número de pozos perforados por unidad de superficie, normalmente expresado en pozos
por acre. También es común usar el número de pozos por unidad de volumen de roca
productora, expresado en pozos por acre-pie.
Pozo Productor 2
Pozo Productor 1
Espaciamiento Primario
Espaciamiento Secundario
YACIMIENTO
Pozo Interespaciado
33
Figura 16. Esquema para arreglo geométrico de espaciamiento entre pozos tipo reticular y su relación con el área de drenaje
2.6.5 Tipos de Arreglos de Pozos.
Existen varios sistemas geométricos para el diseño de espaciamientos primarios entre pozos
productores en un mismo yacimiento, los más comúnmente utilizados son el sistema
rectangular y el sistema triangular o hexagonal, ya que estos proporcionan un drenaje más
eficiente y un mejor barrido areal del fluido en el yacimiento.
Para el espaciamiento secundario o interespaciado no existen arreglos o sistemas geométricos
conocidos, estos se diseñan en función de las características geológicas que presente el
yacimiento.
Arreglo Rectangular
Este constituye una red reticulada y cuadriculada imaginaria, en las cuales las líneas que
conforman esta retícula se cortan entre si a 90° formando cuadrados. Los pozos se encontraran
entonces en las intersecciones de estas líneas, es decir en los nódulos de las retículas, en las
cuales las áreas de drenaje constituyen también zonas cuadradas cuyos lados son iguales a las
distancias entre los pozos (Figura 16), donde el área de drenaje es igual a una constante
multiplicada por la distancia entre pozos al cuadrado.
Área de drenaje
Pozo
… distancia entre pozos en metros
Ad=0,0003247×d2 (acres)
34
Figura 17. Esquema para un arreglo geométrico entre pozos tipo hexagonal y su relación con el área de drenaje
Arreglo Triangular o Hexagonal
Este constituye una red cuyas líneas imaginarias se cruzan entre si en ángulos de 60°,
formando triángulos equiláteros o hexágonos regulares, los pozos se encontrarán entonces en
las intersección de los vértices de esos triángulos, o lo que es lo mismo en el centro del
hexágono. En este caso el área de drenaje asociado a cada pozo es un hexágono regular,
cuyos lados se construye uniendo los vértices opuestos a las bases de cada triángulo
equilátero, o lo que es lo mismo, los centros de cada hexágono que ellos forman (Figura 17).
Área de drenaje
Pozo
… distancia entre pozos en metros
Ad=0,000214×d2 (acres)
35
10 CAPITULO III
3 METODOLOGIA 3.1 Tipo de Investigación
El presente estudio es una investigación de tipo proyectiva.
Según Jacqueline Hurtado de Barrera (2010), este tipo de investigación propone soluciones a
una situación determinada a partir de un proceso de indagación. Implica explorar, describir,
explicar y proponer alternativas de cambio, mas no necesariamente ejecutar la propuesta. Por
consiguiente, para efectos de esta investigación se pretende dar solución al problema que se
genera en el espaciamiento actual en Petroboscán por la perforación de pozos desviados al
determinar la distancia óptima dentro del espaciamiento de 577 metros para continuar con la
campaña de perforación sin que se afecte el factor de recobro.
3.2 Diseño de la Investigación
Según como explica Jacqueline Hurtado de Barrera (2010), el diseño se refiere a dónde y
cuándo se recopila la información, así como la amplitud de la información a recopilar, de modo
que se pueda dar respuesta a la pregunta de investigación de la forma más idónea posible.
La presente investigación posee un diseño documental. El diseño de campo, de acuerdo con
Jacqueline Hurtado de Barrera (2010) alude a las fuentes, si son vivas, y la información se
recoge en su ambiente natural, el diseño se denomina de campo, pero si la información se
recoge en un ambiente artificial o creado, se habla de diseño de laboratorio. Por el contrario, si
las fuentes no son vivas, sino documentos, el diseño es documental. Para este estudio la
información se obtiene de historia de pozos y de la base de datos del yacimiento IB/BS 101 de
la empresa mixta Petroboscán.
En cuanto a la perspectiva temporal (el “cuando” del diseño), esta investigación es de diseño
transeccional contemporáneo, porque según explica Jacqueline Hurtado de Barrera (2010) si el
propósito es obtener información de un evento actual, el diseño es contemporáneo o si por el
contrario está dirigida a reconstruir hechos pasados entonces se denomina histórico o
retrospectivo. Para efectos de esta investigación lo que se busca es resolver la problemática
36
actual que se genera en el espaciamiento cuando se realiza la perforación en macolla de
trayectorias desviadas, una estrategia que se implementó en campo Boscán desde el año 2011.
El estudio del evento se realiza en un único momento del tiempo.
En lo que respecta a la amplitud y organización de los datos, esta investigación es de diseño
univariable, porque según explica Jacqueline Hurtado de Barrera (2010) el diseño puede estar
centrado en un evento único con lo cual se denomina univariable, o puede estar orientado al
estudio de varios eventos, en ese caso se denomina multivariable. Para la presente
investigación se estudia un único evento que es la distancia mínima entre pozos de Campo
Boscán.
3.3 Población y Muestra
Población: está constituida por todos los pozos productores de petróleo que han sido
perforados en el yacimiento IB/BS 101 de Campo Boscán que para el inicio de estudio
contabilizaban alrededor de 900 pozos.
Muestra: consta de 20 arreglos hexagonales lo que representa 140 pozos. 3.4 Descripción del Procedimiento de la Investigación
La metodología empleada para llevar a cabo los objetivos planteados es básicamente la que se
describe a continuación:
3.4.1 Primera etapa: Identificar las condiciones operacionales que justifiquen la reducción de
la distancia actual normada por el MpetroMin entre los pozos de campo Boscán.
En esta etapa se procedió a:
• Revisar la evolución histórica del espaciamiento para el yacimiento IB/BS 101.
• Describir las razones operacionales que justifican la existencia de aproximadamente 240
pozos (en su mayoría verticales), cuya distancia con alguno de sus pozos adyacentes se
encuentra entre 400 - 577 metros.
• Describir las razones operacionales que justifican la necesidad de determinar la distancia
mínima óptima dentro del espaciamiento actual de 577 metros.
37
Región 4, en el área sur (impactada por el acuífero)
Región 2, entre el área de los pilotos de inyección de agua y el área sur impactada por el acuífero
Regiones 1 y 3, en el área de los pilotos de inyección de agua.
2
4
3
1
ÁreaNorte
Área Central
Área Sur Área de los pilotos de inyección
Figura 18. Regiones seleccionadas del campo para realizar el estudio analítico
3.4.2 Segunda etapa: Analizar el concepto de densidad por pozo
En esta etapa se procedió a:
• Revisar y analizar el concepto de densidad por pozo y su aplicabilidad en campo Boscàn,
para demostrar que al determinar la distancia óptima dentro del espaciamiento de 577
mts. no se pretende cambiar el espaciamiento de Campo Boscán.
• Utilizar ejemplo de pozos perforados en macollas en el campo donde se demuestre que
no se está cambiando el espaciamiento de campo Boscán.
3.4.3 Tercera etapa: Determinar la distancia óptima mediante un estudio del comportamiento
de producción de pozos existentes (estudio analítico)
3.4.3.1 Selección de regiones para el estudio analítico
El estudio analítico se realizó en diferentes regiones del campo, en cada una de las cuales se
seleccionaron arreglos hexagonales para el análisis de su comportamiento de producción
(verFigura 18).
38
3.4.3.2 Selección de los arreglos hexagonales
La selección de los arreglos hexagonales se realizó en base a los siguientes criterios:
• Los patrones deben ser arreglos hexagonales de 7 pozos con una densidad por pozo
de71 acres/pozo.
• Los pozos del patrón deben haber estado bajo producción primaria por al menos 3 a 4
años.
• Si la región está en el área de inyección de agua, los pozos del patrón a seleccionar
deben haber iniciado producción previo al comienzo de la inyección de agua y haber
estado bajo producción primaria por al menos 3 a 4 años.
Se descartó la selección de arreglos hexagonales en las áreas central y norte del campo debido
a:
Área Norte:
Área con poca población de pozos con respecto al sur del campo. Los pozos espaciados a 577
mts no son suficientes para formar patrones de 7 pozos. Hacia el área este se pueden formar
patrones de 7 pozos, pero no se cuenta con suficiente data de producción de todos ellos para
realizar el estudio, debido a que algunos de ellos están inactivos desde la década de los 60´s.
Área central:
Hacia el oeste y centro del área central, los pozos en su mayoría están espaciados a 1000 mts.
Los que están espaciados a 577 mts no son suficientes para formar patrones de 7 pozos y ser
estudiados analíticamente. Además algunos de ellos no cuentan con data de producción desde
su perforación. Hacia el este del área central, la producción de petróleo se ha visto impactada
por la inyección de agua desde la década de los 60´s lo que implica que hay otros factores que
afectan el comportamiento de producción de estos pozos.
A continuación se detalla el procedimiento que se siguió para la selección de los arreglos
hexagonales a estudiar en la parte analítica:
1. Se identificaron hexágonos cuyos pozos se encuentren distanciados a 577 mts. del pozo
central en diferentes áreas del yacimiento. En este documento, a este tipo de hexágono,
se le conoce como hexágono regular. Es importante acotar que estos hexágonos
regulares constan de pozos distanciados con una desviación de ± 10% de 577 mts del
39
Figura 19. Arreglos hexagonales seleccionados en las diferentes regiones del campo
Región 2 Región 3
Región 1
Región 4
Hexágono Irregular
Hexágono Regular
pozo central, puesto que es imposible encontrar un arreglo hexagonal donde los 6 pozos
ubicados en la periferia estén a una distancia de exactamente 577 mts. del pozo central.
2. Se identificaron hexágonos cuyos pozos se encuentren a una distancia menor a 577 mts.
del pozo central en diferentes áreas del yacimiento. En este documento, a este tipo de
hexágono, se le conoce como hexágono irregular o hexágono con excepción en la distancia entre pozos dentro del espaciamiento de 577 mts.
En la Figura 19se muestra un mapa, donde se visualizan los arreglos seleccionados en las 4
regiones identificadas en laFigura 18. En color azul se representan los hexágonos regulares y
en rojo los hexágonos irregulares.
40
Figura 20. Arreglos hexagonales regulares e irregular de la Región 1.
En laFigura 20se presenta un ejemplo, de los arreglos hexagonales de la Región 1. En color
azul se presentan los hexágonos regulares. Por ejemplo, el pozo central BN_0745 tiene sus
seis pozos vecinos a una distancia de 577 mts (± 10% de 577 mts) por lo que se considera un
hexágono regular. Así mismo, se considera como hexágono irregular al del pozo central
BN_0634, representado en rojo en laFigura 20, puesto que tiene una distancia menor a
577 mts con uno de sus pozos vecinos (443 mts. del BN_0170).
3.4.3.3 Metodología que se llevó a cabo con los hexágonos seleccionados para el estudio
analítico
1. Se comparó, por regiones, el comportamiento de producción promedio de los patrones
con pozos distanciado a 577 mts. (hexágonos regulares) con el comportamiento de
producción promedio de los patrones cuyos pozos tienen distancias menores a 577 mts.
(hexágonos irregulares), de la manera que se muestra en la Figura 21 . Es importante
resaltar que el comportamiento de producción promedio del patrón se refiere al
comportamiento promedio de la producción de todos los pozos que conforman el
arreglo.
Hexágono regular
Hexágono irregular
41
Hex. Regulares
Hex. Irregular
0
100
200
300
400
500
600
700
800
dic-98
jun-99dic-
99jun-00
dic-00
jun-01dic-
01jun-02
dic-02
jun-03dic-
03jun-04
Tiempo
Tasa
de
Prod
ucci
ón P
rom
edio
del
Pat
rón
(bpp
d) Prod del patrón BN_0694 Prod del Patrón BN_0745 Prod del Patrón BN_0577 Prod del Patrón BN_0634
Figura 21. Comportamiento de producción promedio de los patrones de la Región 1 vs. tiempo
El procedimiento para determinar la tasa de producción promedio del patrón es el siguiente:
a) La producción acumulada del patrón se obtiene mediante la suma ponderada de la
producción acumulada de todos los pozos en el patrón, es decir, la producción acumulada de
los pozos periféricos se pondera en un tercio y la del pozo central se pondera por uno.
b) La tasa promedio se obtiene de la producción acumulada ponderada del patrón divida entre
el número de pozos que drenan el mismo. Es necesario realizar el procedimiento de
ponderación ya que el área de drenaje de cada uno de los pozos localizados en los vértices
está distribuida entre otros dos polígonos. (Ver punto 4.2 para más detalle).
2. Se comparó, por regiones, la tendencia de producción y tasa de declinación de
únicamente los pozos centrales de los hexágonos regulares e irregulares (de la manera
que se muestra en laFigura 22) siempre y cuando se encuentre cercanos en el
yacimiento, de tal manera que sus propiedades estáticas y dinámicas sean análogas.
42
RRF
Figura 23. Gráfica de tasa promedio vs. Producción acumulada del patrón BN_0694 para determinar las RRF
3. Se comparó las reservar recuperables finales (RRF) de los patrones seleccionados. Las
RRF se estimaron por patrón mediante la construcción de gráficas como se ilustra en
laFigura 23, donde la producción acumulada se representó en un gráfico vs. la tasa de
producción promedio del patrón. Las RRF es el valor de producción acumulada, cuando
la tasa de producción promedio disminuye a 10 bppd (tasa del límite económico).
Hex. Regulares
Hex. Irregulares
0
200
400
600
800
1000
1200
dic-98jun-99
dic-99jun-00
dic-00jun-01
dic-01jun-02
dic-02
jun-03dic-
03jun-04
Tiempo
Petr
óleo
Tas
a Ca
lend
ario
(bpp
d )Prod Pozo Central BN_0694 Prod Pozo Central BN_0745
Prod Pozo Central BN_0577 Prod Pozo Central BN_0634
Figura 22. Curva de producción de los pozos centrales BN_0694, BN_0577, BN_0745 y BN_0634
43
Modelo del Piloto de Inyección de agua
Modelo del Noreste
Modelo del Piloto de Inyección de agua
Modelo del Noreste
Figura 24. Área de los modelos de simulación numérica de Campo Boscán utilizados para el estudio de espaciamiento
4. Se resumió en una tabla comparativa las RRF como se muestra en laTabla 1.
Tabla 1. RRF de los patrones BN_0745, BN_0577, BN_0694 y BN_0634. En rojo los patrones con excepción en su espaciamiento.
3.4.4 Cuarta etapa: Determinar la distancia óptima mediante simulación numérica de
yacimientos
Las sensibilidades numéricas se realizaron mediante el uso de dos modelos de simulación, uno
en el área central (donde se encuentran los proyectos de inyección) denominado “Modelo del
Piloto de Inyección” y otro en el área norte, denominado “Modelo del Noreste”, como se puede
observar en laFigura 24.
Patrón RRF (MMBLS)
745 6.0
577 6.1
694 6.6
634 6.7
44
Modelo del piloto de Inyección. Este modelo ha sido validado con 55 años de historia de producción y data de presión bajo las
siguientes asunciones:
• Pozo limitado por el máximo volumen de líquido que puede ser levantado por los
sistemas artificiales existentes en el campo.
• La tasa en la que se alcanza el límite económico es de 10 bppd.
En la Tabla 2se muestra información detallada del mismo. Hasta ahora, el modelo ha sido
utilizado con éxito para evaluar, predecir y optimizar la respuesta del yacimiento a la inyección
de agua en el área de las estaciones de flujo 10, 11 y Z9, así como generar los pronósticos de
producción de petróleo y agua del proyecto de expansión de la inyección de agua hacia el este
del campo.
Tabla 2. Información del Modelo del Piloto de Inyección
Modelo del Noreste. Similar al modelo del Piloto de Inyección, el modelo del Noreste fue validado con 60 años de
producción primaria y data de presión. Actualmente está siendo utilizado en la evaluación de la
futura implementación de inyección de vapor en el noreste de Boscán (aplicaciones térmicas).
El detalle sobre este modelo se muestra en la Tabla 3.
PARAMETRO VALOR
Nx (número de celdas en X) 296
Ny (número de celdas en Y) 131
Nz (número de celdas en Z) 31
Número total de celdas, million 1.2
Dimensiones de las celdas, m x m 50x50
Espesor promedio de la capa, pie. 12.8
Temperatura del Yac, F 185
Presión del Yac, lpc 3420
Presión de Burbuja, lpc 1320
Porosidad Promedio 0.17
Permeabilidad horizontal promedio, mD 1050
Permeabilidad vertical promedio, mD 23.7
Saturación de agua irreducible promedio 0.37
Saturación de agua promedio 0.4
Viscosidad del petróleo promedio, cp 240
POES, STB 7.00E+09
GOES, MSCF 7.34E+08
Agua original en sitio, STB 4.15E+09
45
Tabla 3. Información del Modelo del Noreste 3.4.4.1 Selección de regiones para el estudio de la simulación numérica
A continuación se detalla el procedimiento que se siguió para la selección de los arreglos
hexagonales a estudiar en la parte de simulación numérica. Similar al estudió analítico, cuatro
patrones fueron seleccionados en diferentes regiones del campo para el análisis de simulación,
como se muestra en laFigura 25.
PARAMETER VALUES
Nx (número de celdas en X) 101
Ny (número de celdas en Y) 75
Nz (número de celdas en Z) 249
Número total de celdas, million 1.9
Dimensiones de las celdas, m x m 50x50
Espesor promedio de la capa, pie. 2.8
Temperatura del Yac, F 185
Presión del Yac, lpc 2640
Presión de Burbuja, lpc 1320
Porosidad Promedio 0.155
Permeabilidad horizontal promedio, mD 520
Permeabilidad vertical promedio, mD 52
Saturación de agua irreducible promedio 0.428
Saturación de agua promedio 0.639
Viscosidad del petróleo promedio, cp 153
POES, STB 1.33E+09
GOES, MSCF 1.44E+08
Agua original en sitio, STB 2.29E+09
46
La selección de estos patrones se basa en los siguientes criterios:
• Los patrones deben ser arreglos hexagonales de 7 pozos con una densidad por pozo de
71 acres/pozo. Se seleccionaron patrones regulares e irregulares para este análisis.
• Los pozos del patrón deben haber estado bajo producción primaria por al menos 3 a 4
años.
• Si la región está en el área de inyección de agua, los pozos del patrón a seleccionar
deben haber iniciado producción previo al comienzo de la inyección de agua y haber
estado bajo producción primaria por al menos 3 a 4 años.
• Abarcar diferentes áreas del campo que se encuentren dentro del área de los modelos,
tratando de no utilizar hexágonos que se encuentre en los límites o fronteras de los
modelos.
No se seleccionaron las mismas regiones del estudio analítico debido a que 3 de las 4 regiones
de este, se encuentran en los límites o fronteras de las áreas donde existen los modelos de
simulación.
Patrón BN_0771
Patrón BN_0163
Patrón BN_0694
Patrón BN_0041
Figura 25. Patrones seleccionados para el desarrollo del análisis numérico
47
De los patrones seleccionados, tres patrones se ubican en el área del modelo del piloto de
inyección; el patrón BN_0771 (patrón irregular) se ubica en el área central entre el piloto de
inyección y la expansión del piloto de inyección. Los patrones BN_0694 y el BN_0163 (patrones
regulares) están ubicados hacia el este de los pilotos de inyección de agua. El cuarto patrón
seleccionado fue el BN_0041 (patrón regular), se localiza al norte del campo, en el área del
modelo NE.
3.4.4.2 Metodología que se llevó a cabo con los hexágonos seleccionados para el estudio de
simulación numérica
1. Sensibilidades numéricas Se realizaron 4 tipos de sensibilidades.
Sensibilidad N° 1 – Pozo central vertical Se realizaron sensibilidades, en los 4 arreglos hexagonales seleccionados, referentes a mover
el pozo central vertical, acercándolo hacia uno o dos de los pozos que delinean el hexágono. El
objetivo de esta sensibilidad es determinar el factor de recobro del patrón en función de la
variación de la localización del pozo central, hasta encontrar la distancia en la cual se afecte el
factor de recobro del hexágono con respecto al factor de recobro del hexágono espaciado a 577
mts.
En la Figura 26se ilustra la sensibilidad 1, con el patrón cuyo pozo central es el BN_0694. Se
realizaron sensibilidades acercando el mismo a los pozos periférico BN_0106 y BN_0130.
Sobre el mallado se representan en punto rojos la variación de la localización del pozo central
BN_0694 en la medida en que se acerca el BN_0130.
48
Sensibilidad N° 2 – Pozo desviados paralelos Se realizaron sensibilidades acercando el pozo central desviado 45° hacia un pozo vecino
también desviado a 45°, siendo la orientación de ambos pozos la misma. Estas sensibilidades
se realizaron en los arreglos hexagonales del BN_0694 y BN_0163.
En la Figura27 se ilustra la sensibilidad hecha con el patrón cuyo pozo central es el BN_0694,
en la cual se observa que el mismo presenta trayectoria desviada de 45° y se fue acercando al
pozo periférico BN_0130 también con trayectoria desviada de 45° y la misma orientación del
pozo central.
Sobre el mallado de laFigura28, se representa en este mismo patrón, con puntos rojos las
diferentes distancias en las cuales se fue acercando el BN_0694 al BN_0130.
Distancia entre los pozos
513 m
402 m
291 m
70 m18
0 m
BN_0130
BN_0117BN_0577
BN_0106
BN_0596
BN_0107 Distancia entre los pozos
513 m
402 m
291 m
70 m18
0 m
BN_0130
BN_0117BN_0577
BN_0106
BN_0596
BN_0107
Figura 26. Representación de la sensibilidad numérica N°1, acercando el pozo central vertical BN_0694 al pozo periférico BN_0130.
Figura27.Representación de la sensibilidad numérica N°2, acercando el pozo central BN_0694 desviado a 45° al pozo periférico BN_0130 también desviado a 45°
49
Figura28.Mallado del patrón BN_0694 sobre el cual se representan en puntos rojos las diferentes distancias en las cuales se fue acercando BN_0694 al BN_0130.
Sensibilidad N° 3 - Pozos desviados con orientaciones diferentes Se realizaron sensibilidades acercando el pozo central desviado 45° hacia un pozo vecino
también desviado a 45° pero con diferente orientación, de esta manera la distancia al tope y
base entre estos dos pozos varía. Estas sensibilidades se realizaron en los arreglos
hexagonales del BN_0694 y BN_0163. En laFigura29 se ilustra la sensibilidad hecha con el
patrón cuyo pozo central es el BN_0694, en la cual se observa que el mismo presenta
trayectoria desviada de 45° y se fue acercando al pozo periférico BN_0130 también con
trayectoria desviada de 45° pero ambos con orientaciones diferentes.
Figura29. Representación de la sensibilidad numérica N°3, acercando el pozo central BN_0694 desviado
a 45° al pozo periférico BN_0130 también desviado a 45° pero con orientaciones diferentes
BN_0577
BN_0107BN_0596
BN_0117
BN_0106
Pozo central desviado
Distancia entre pozos BN_0130
BN_0577
BN_0107BN_0596
BN_0117
BN_0106
Pozo central desviado
Distancia entre pozos BN_0130
BN_0117BN_0106
BN_0507BN_0596
BN_0107 BN 0694
BN 0130
50
Sobre el mallado de laFigura30, se representa en este mismo patrón, con puntos rojos las
diferentes distancias en las cuales se fue acercando el BN_0694 al BN_0130.
Figura30. Mallado del patrón BN_0694 sobre el cual se representan en puntos rojos las diferentes distancias en las cuales se fue acercando BN_0694 al BN_0130.
Sensibilidad N° 4 – Modelo Homogéneo Las sensibilidades numéricas 1,2 y 3 también fueron realizadas asumiendo el modelo numérico
como homogéneo, es decir, unmodelo no influenciado por la geología del yacimiento. El objetivo
de utilizar el modelo homogéneo es evaluar el drenaje de los hexágonos, sin la variable de la
caracterización geológica, con el fin de comprender si la dinámica de fluidos generada por un
arreglo hexagonal irregular, afecta el factor de recobro y las reservas finales recuperables
independientemente de la heterogeneidad del yacimiento. Esta sensibilidad se realizó con el
patrón BN_0694.
2. Gráficos de Análisis En un gráfico de factor de recobro vs. distancia (verFigura31), se visualiza como la variación de
la distancia entre el pozo central y un vecino afecta al factor de recobro del patrón. Este gráfico
se realizó con cada una de las sensibilidades en los hexágonos seleccionados. Al mismo tiempo
se comparó el resultado de esta gráfica con un gráfico de capacidad de flujo (kh) vs. distancia
(verFigura32) para comprender si la razón de disminución de factor de recobro se debe a
condiciones geológicas.
BN_0577
BN_0107BN_0596
BN_0117
BN_0106
Pozo central desviado
Distancia entre pozos
BN_0130
BN_0577
BN_0107BN_0596
BN_0117
BN_0106
Pozo central desviado
Distancia entre pozos
BN_0130
51
Figura32. Capacidad de flujo vs. variación de la distancia entre el pozo central y un pozo periférico
Distancia entre los pozos verticales BN_0771 y BN_0148
Rec
obro
, %
Distancia entre los pozos verticales 694 y 130, m
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.50100200300400500600
x 10
000
KH, m
d-ft
, %
KH
, m
d×ft×
100
000
Figura31.Impacto en el factor de recobro con respecto a la variación de la distancia entre el pozo central y un pozo periférico
52
11 CAPÍTULO IV
4 ANÁLISIS DE RESULTADOS 4.1 Condiciones operacionales que justifican la reducción de la distancia actual normada por el
MpetroMin entre los pozos de campo Boscán.
A pesar de que el espaciamiento para el campo es de 577 mts, actualmente existen alrededor
de 240 pozos, contabilizados desde los inicios de la perforación interespaciada a 577 mts. en el
centro del campo en 1956, cuya distancia con uno o más de sus pozos adyacentes está en un
rango entre 400 – 577mts. manteniendo el número de pozos permitido por el espaciamiento de
577 mts.
En la FiguraFigura33se visualiza a través de un mapa de burbujas los pozos existentes en el
campo, perforados hasta el 30 de julio de 2012, que presentan una distancia menor a 577 mts
con uno o más de sus pozos adyacentes. En el mapa se observan círculos de radio de 577 mts
generados alrededor de los pozos (ubicados en base a sus coordenadas de fondo) con el
propósito de gráficamente determinar el numeró pozos (resaltados en color rojo) que presentan
un rango de tolerancia en el espaciamiento de 577 mts. En el mismo mapa se puede observar
que en un mismo arreglo hexagonal, un pozo presenta tanto distancias menores como
distancias mayores a 577 mts con sus pozos adyacentes.
Figura33. Mapa de burbujas de círculos de radio 577 mts en donde se visualiza en color rojo los pozos perforados hastael 30 de Julio de 2012 que presentan una
distancia menora 577mts con uno o más de sus pozos adyacentes
484 m 491 m
685
m
604 m
484 m 491 m
685
m
604 m
53
Las razones operacionales que justifican la perforación a distancias menores a 577 metros se
explican a continuación:
4.1.1 Nueva estrategia de perforación de pozos en macollas
Actualmente, en la búsqueda de generar un menor impacto ambiental y de optimizar la
rentabilidad económica de la corporación, se tiene como estrategia desarrollar pozos a través
de macollas que optimicen costos de perforación e infraestructura y maximicen la productividad
de los mismos.
La perforación en macolla consiste en perforar múltiples pozos desde una misma localización
en superficie. Esta estrategia se inició en el campo en septiembre del 2011 y se realiza a través
de la instalación de un sistema de rieles en los taladros, que permite la perforación de hasta
seis pozos de desarrollo en una misma localización.
La perforación de múltiples pozos desde una misma localización en superficie, implica llegar a
objetivos de yacimiento con trayectorias desviadas (desde unos pocos grados hasta trayectorias
horizontales), lo que genera una variación de la distancia del tope y la base del pozo desviado
con sus vecinos. Bajo este esquema de desarrollo, los pozos nuevos no serán todos verticales,
se tiene como ejemplo el caso de las localizaciones de la campaña de perforación 2012 en el
cual el 82 % de estas presentan trayectorias entre ligeramente y altamente desviadas. Esto
implica que los arreglos hexagonales que se forman alrededor de las localizaciones propuestas
pueden tener pozos vecinos verticales (de campañas previas de perforación) y no verticales,
por lo que en la mayoría de los casos no se presenta la misma distancia a lo largo de toda la trayectoria de la localización con sus pozos vecinos, pudiendo presentarse hacia el tope
del yacimiento una distancia mayor que hacia la profundidad final o viceversa. VerFigura34.
Esto no quiere decir que se esté disminuyendo el espaciamiento en el campo, ni que se esté
cambiando la densidad por pozo. (Ver punto 4.2).
54
En laFigura35puede observarse las trayectorias direccionales de los pozos de la macolla 8B-15
perforados entre Abril y Julio de 2012 en una sección sísmica. Los pozos BN_0871 y BN_0874
son ligeramente desviadas y los pozos BN_0873, BN_0875 se realizaran con forma de “S” a fin
de alcanzar los puntos de drenaje en el subsuelo.
Ventajas de la perforación en macolla.
• Permite mejorar la rentabilidad de los nuevos pozos a través de la reducción de costos
de facilidades, ya que los pozos comparten una misma localización generando ahorros
de hasta 12,6MMBs (2 MM$) / pozo entre actividades civiles, mecánicas y eléctricas, lo
que representa en una macolla promedio de 6 pozo 12 MM$ de ahorro.También se
obtiene una disminución en los costos de perforación mediante la reducción del tiempo
de vestida/desvestida del taladro de 10 días a 6 horas aproximadamente, lo cual reduce
los costos de una macolla en aproximadamente 2 MM$.
• Se reduce el impacto ambiental a las comunidades del campo, ya que en lugar de afectar
diferentes áreas para construir la locación de cada uno de los pozos, solo se afecta un
área de donde partirán los pozos establecidos.
Figura34. Diferencia de espaciamiento a lo largo de la trayectoria propuesta con un pozo vecino.
Loc. propuestaLoc. propuesta
Loc. propuestaLoc. propuesta
Distancia al topo del yac
YACIMIENTO
Distancia a base del yac
55
4.1.2 Perforación de pozos reemplazos y pozos sidetrack
Petroboscán, con el fin de maximizar el recobro de sus reservas, contempla dentro de sus
actividades la perforación de pozos reemplazos o pozos desviados (sidetrack), con la finalidad
de drenar las reservas remanentes que no pudieron ser recuperadas por el pozo original. En
cualquiera de los dos casos, la simetría de los arreglos geométricos se ve afectada al ubicar el
punto de drenaje del nuevo pozo en las adyacencias del pozo original, afectando la
equidistancia de los pozos ya existentes en el arreglo geométrico hexagonal.
Figura35. Sección sísmica con proyección de los pozos de la macolla 8B-15. (Área Norte del Campo)
56
4.1.3 Perforación de pozos altamente desviados en el área sur de Campo como estrategia para
el drenaje de petróleo en áreas contactadas por el acuífero.
Por su condición, los pozos desviados generan una variación en el espaciamiento entre el tope
y la base de su trayectoria que impide la equidistancia con sus pozos vecinos. Hacia el sur del
campo se han perforado desde el año 2003 pozos altamente desviados con el fin de desarrollar
está área fuertemente impactada por un acuífero.
En el pasado, con la finalidad de evitar la producción de agua proveniente del acuífero, la
estrategia de perforación de nuevos pozos se centró en la ejecución de pozos verticales cortos,
con una profundidad total de 30-40’ por encima de la Superficie Libre de Agua (SLA, superficie
por encima de la cual existe una baja probabilidad de que la producción de agua sea
significativa). Sin embargo, esta estrategia resultó poco atractiva, debido a la reducción de la
prospectividad de los pozos por la disminución de la arena neta petrolífera abierta a producción.
Una nueva estrategia se introdujo a través de la perforación de pozos altamente desviados
(todavía con una profundidad total de 30-40’ por encima de la SLA), con la finalidad de
maximizar el área de arena neta petrolífera expuesta en el pozo (incremento del K×h) y
minimizar la conificación de agua mediante la reducción de las caídas de presión en la región
cercana al pozo.
La primera campaña de perforación de pozos altamente desviados en la zona sur del campo
comenzó en 2003 y continuó hasta 2006, durante este lapso de tiempo se perforaron siete
pozos cuyas trayectorias varían de 60° a 85°. Una nueva campaña de pozos altamente
desviados se inició en 2011 con la perforación de 3 nuevos pozos. Para el desarrollo futuro de
esta área se continuará con la perforación de pozos (a través de macollas) con trayectorias
altamente desviadas y horizontales (entre 60 y 90°).
4.2 Análisis de la densidad por pozo
Al perforar en el espaciamiento actual, con una rango de tolerancia entre 400 - 577 mts, como
se venía haciendo en el pasado, no se estaba variando la densidad de 71 acres/pozo que
corresponde a un espaciamiento de 577 mts.
57
Área hexágono @ 577 mts = 214 acres Área hexágono @ 1000 mts = 642 acres
Densidad de pozo = Área del patrón
N° de pozos que drenan el patrón
N° de pozos que drenan el patrón = (6 × 1/3)+ 1 pozo central = 3 pozos /patrón
La densidad de pozo se define como:
Área del patrón Equivale al área del arreglo geométrico utilizado en el campo (hexágono). En la Figura36 se
observa el área de los arreglos geométricos a espaciamiento de 1000 mts. y 577 mts.
Figura36. Área de patrones hexagonales a 1000 y 577 mts. Números de pozos que conforman el patrón:
• En cuanto a arreglo geométrico: los pozos que conforman el hexágono son 7 (6 en los
vértices y uno central).
• En cuanto a drenaje: los pozos que drenan el hexágono son 3. En laFigura37se resalta
un polígono hexagonal (en amarillo) con seis pozos en los vértices. Puede observarse
que el área de drenaje de cada uno de los pozos localizados en los vértices está
distribuida entre 3 polígonos (ver pozo A). De esta manera, para determinar los pozos
que drenan el polígono hexagonal resaltado, se tendría que contar cada pozo de los
vértices como un tercio de pozo, por lo tanto, 6 pozos en los vértices equivalen a 2
pozos. El total de los pozos que drenan el patrón serán los 2 pozos anteriores más el
pozo central.
58
Densidad de pozo @ 1000 mts. = 642 acres
3 pozos= 214 acres/pozo
A
Figura37. Arreglo geométrico hexagonal. Cada pozo de un vértice equivale a 1/3 de pozo. Densidad por pozo de Campo Boscán Cuando se inició el desarrollo del campo a un espaciamiento de 1000 mts. su densidad por
pozo era de 214 acres/pozo.
En el año 1956, al reducir el espaciamiento de 1000 a 577 mts., se incrementó el número de
pozos de 7 a 13 en el arreglo hexagonal de 1000 mts. variando por tanto la densidad por pozo.
Ver Figura38.
59
- Arreglo geométrico de 7 pozos
- 3 pozos drenando el área del patrón
- densidad por pozo = 214 acres/pozo
Cambio de espaciamiento
- Arreglo geométrico de 1000 mts
pasa a tener 13 pozos.
- 9 pozos drenando el área del patrón
- densidad por pozo = 71 acres/pozo
Pozos a 1000 mts
Pozos a 577 mts.
Densidad de pozo @ 577 mts. = 214 acres
3 pozos= 71 acres/pozo
Figura38. El número de pozos se incrementa en el arreglo hexagonal a 1000 mts. cuando se realizó la perforación interespaciada a 577 mts.
Petroboscán siempre ha mantenido la práctica de perforar a un espaciamiento de 577 mts.,
equivalente a una densidad de 71 acres/pozo.
El hecho de que existan antecedentes de distancias entre 400 - 577 mts. y que aún en día se
perforen pozos nuevos a una distancia menor a 577 con uno o más de sus pozos vecinos, no
implica que se esté cambiando la densidad de 71 acres/pozo.
Utilizando como ejemplo los pozos de las macollas que se perforaron en el norte de campo,
durante el 2011 y hasta Julio de 2012, puede observarse en la Figura39, que las mismas
trataron de ajustarse, en la medida de lo posible, al arreglo hexagonal de 577 mts., sin
incrementar el número de pozos del arreglo, manteniendo la densidad a 71 acres/pozo. Es
importante resaltar que cuando la trayectoria es desviada en el yacimiento, se hace inevitable
577 mts577 mts
60
tener que desplazar la misma alejándola de su ubicación ideal (centro o vértices) en un
hexágono regular de 577 mts.
En la Figura39 se muestra un mapa de planta, resaltando el tope y la base de los pozos
perforados en macolla en el norte del campo. Se puede observar que algunas coinciden
aproximadamente con los vértices y el centro y otras se alejan de los mismos. Los pozos que
mejor se ajustan al arreglo son los de trayectoria vertical en el yacimiento como el BN_0857,
BN_0865, y los que se alejan de una ubicación ideal tienen trayectorias desviadas en el
yacimiento como por ejemplo el BN_0867, BN_0866, BN_0871, BN_0875.
En caso de que no fuese posible perforar con un rango de tolerancia en el espaciamiento
actual, no se podría perforar todos los puntos de drenaje de los hexágonos mostrados en la
Figura39, lo que originaría menores pozos drenando el área hexagonal y como consecuencia
un menor factor de recobro de lo que se podría recuperar con 71 acre/pozo.
Macollas perforadas 2011-12
Trayectoria del pozo en el yacimiento
Macolla perforada en el 2013
Figura39. Mapa con malla de polígonos de 577 mts. en el área Noreste del campo mostrando pozos perforados en macolla, en coordenadas al tope y fondo del yacimiento, de la campaña de
perforación del año 2011 - 2013.
61
4.3 Estudio Analítico
A continuación se presentan los resultados del estudio analítico realizados en las 4 regiones
seleccionadas del campo.
4.3.1 Resultados del estudio analítico en los patrones de la Región 1
Comparación del comportamiento de producción promedio de los patrones regulares vs el comportamiento de producción promedio del patrón irregular.
En la Figura40 se observa que el comportamiento de producción del patrón irregular BN_0634
no presenta una diferencia significativa a la del comportamiento de los patrones regulares
BN_0694, BN_0577, BN_0745, es decir, a pesar de que el patrón BN_0634 tiene un pozo
(BN_0170) a una distancia de 443 mts. del pozo central, la tasa de declinación de este patrón
no es mas agresiva que la del resto de los patrones regulares. De hecho, la tasa de producción
promedio del patrón irregular en este caso, es mayor de que la de los patrones regulares.
Figura40. Gráfica de comportamiento de producción promedio de los patrones de la Región 1 vs. Tiempo
Comparación del comportamiento de producción de los pozos centrales de los hexágonos regulares vs el hexágono irregular
El pozo central BN_0634, el cual tiene un pozo vecino a 443 mts de distancia, presenta una
tasa de producción mayor que la de los pozos centrales BN_0694, BN_0577, BN_0745 cuyos
pozos vecinos están a una distancia de 577 mts.Por ende, esta excepción en la distancia no
Hex. Regulares
Hex. Irregulares
0
100
200
300
400
500
600
700
800
dic-98
jun-99dic-
99jun-00
dic-00
jun-01dic-
01jun-02
dic-02
jun-03dic-
03jun-04
Tiempo
Tasa
de
Prod
ucci
ón P
rom
edio
del
Pat
rón
(bpp
d) Prod del patrón BN_0694 Prod del Patrón BN_0745 Prod del Patrón BN_0577 Prod del Patrón BN_0634
62
conlleva a concluir que el BN_0634 se encuentre influenciado por tener más cerca el pozo
BN_0170 dentro del espaciamiento de 577 mts. Ver Figura41.
Figura41. Curva de producción de los pozos centrales BN_0694, BN_0577, BN_0745 y BN_0635 Comparación de las reservas recuperables finales (RRF) de los patrones regulares vs el patrón irregular.
En la Tabla 4 se muestra las reservas recuperables finales de los patrones de la Región 1. El
patrón irregular está representado en la tabla con letras rojas. Al comparar las RRF entre sí, se
observa que las reservas recuperables están en el mismos rango, no varían en más del 10%
entre sí. El patrón con las reservas recuperables más baja es el patrón regular BN_0745 y el
patrón BN_0634, a pesar de ser irregular, es el que presenta las RRF más alta de los cuatro
patrones (10 % más recuperación de reservas que el BN_0745). Para más detalle en el .Anexo
1, se muestran las gráficas de tasa promedio de producción de los patrones de la región 1 Vs.
producción acumulada de donde se obtuvieron las RRF mostradas en la Tabla 4.
Tabla 4. Reservas recuperables finales de los cuatro patrones de la Región 1.
Patrón RRF (MMBLS)
745 6.0
577 6.1
694 6.6
634 6.7
Hex. Regulares
Hex. Irregulares
0
200
400
600
800
1000
1200
dic-98jun-99
dic-99jun-00
dic-00jun-01
dic-01jun-02
dic-02
jun-03dic-
03jun-04
Tiempo
Petr
óleo
Tas
a Ca
lend
ario
(bpp
d )
Prod Pozo Central BN_0694 Prod Pozo Central BN_0745
Prod Pozo Central BN_0577 Prod Pozo Central BN_0634
63
4.3.2 Resultados del estudio analítico en los patrones de la Región 2
Comparación del comportamiento de producción promedio de los patrones regulares vs el comportamiento de producción promedio del patrón irregular.
En la Figura42 se observa que el comportamiento de producción del patrón irregular BN_0602
no presenta una diferencia significativa a la del comportamiento de los patrones regulares
BN_0637, BN_0622, BN_593, es decir, a pesar de que el patrón BN_0602 tiene un pozo
(BN_0723) a una distancia de 494 mts. del pozo central, la tasa de declinación de este patrón
no es más agresiva que la del resto de los patrones regulares.
Figura42. Gráfica de comportamiento de producción promedio de los patrones de la Región 2 vs. Tiempo
Comparación del comportamiento de producción de los pozos centrales de los hexágonos regulares vs el hexágono irregular
El pozo central BN_0602, el cual tiene un pozo vecino a 494 mts de distancia, presenta una
tasa de producción dentro del rango de la producción de los pozos centrales que pertenecen a
hexágonos regulares.Por ende, esta excepción en la distancia no conlleva a concluir que el
BN_0602 se encuentre influenciado por tener más cerca el pozo BN_0723 dentro del
espaciamiento de 577 mts. Ver Figura43.
494 m494 m
Hex. Regulares
Hex. Irregulares
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
jul-98
feb-99
ago-99
mar-00
oct-00
abr-0
1
nov-01
may-02
dic-02
jun-03
ene-04
ago-04
Tiempo
Tasa
de
Prod
ucci
ón P
rom
edio
del
Pat
ró (b
ppd)
Prod del patron BN_0602 Prod del patron BN_0622Prod del patron BN_0637 Prod del patron BN_0593
64
Figura43. Curva de producción de los pozos centrales BN_0602, BN_0637, BN_0622 y BN_0593 Comparación de las reservas recuperables finales (RRF) de los patrones regulares vs el patrón irregular.
En la Tabla 5 se muestra las reservas recuperables finales de los patrones de la Región 2. El
patrón irregular está representado en la tabla con letras rojas. Al comparar las RRF entre si, se
observa que las reservas recuperables del patrón irregular están en el mismo rango que la de
los patrones regulares (no varían en más del 3% entre sí), por lo que se puede concluir que el
factor de recobro del patrón irregular no se ve afectado aun cuando posea un pozo a una
distancia menor de 577 mts del pozo central. Para más detalle en el Anexo 2se muestran las
gráficas de tasa promedio de producción de los patrones de la región 2 Vs. producción
acumulada de donde se obtuvieron las RRF mostradas en la Tabla 5.
Tabla 5. Reservas recuperables finales de los cuatro patrones de la Región 2.
Patrón RRF (MMBLS)
602 6.6
622 6.8
637 6.7
593 6.7
494 m494 m
Hex. Regulares
Hex. Irregulares
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
jul-98
feb-99ag
o-99
mar-00
oct-00
abr-01
nov-01
may-02
dic-02jun-03
ene-04
ago-04
Tiempo
Petr
óleo
Tas
a Ca
lend
ario
(bpp
d)Prod Pozo Central BN_0602 Prod Pozo Central BN_0622Prod Pozo Central BN_0637 Prod Pozo Central BN_0593
65
4.3.3 Resultados del estudio analítico en los patrones de la Región 3
Comparación del comportamiento de producción promedio de los patrones regulares vs el comportamiento de producción promedio del patrón irregular.
En la Figura44se observa que el comportamiento de producción del patrón irregular BN_0213
no presenta una diferencia significativa a la del comportamiento de los patrones regulares
BN_0165, BN_0218, BN_0227A, es decir, a pesar de que el patrón BN_0213 tiene un pozo
(BN_0653) a una distancia de 438 mts. del pozo central, la tasa de declinación de este patrón
no es más agresiva que la del resto de los patrones regulares.
Figura44. Gráfica de comportamiento de producción promedio de los patrones de la Región 3 vs. Tiempo
Comparación del comportamiento de producción de los pozos centrales de los hexágonos regulares vs el hexágono irregular en la Región 3.
El pozo central BN_0213, el cual tiene un pozo vecino a 438mts de distancia, presenta una tasa
de producción dentro del rango de la producción de los pozos centrales que pertenecen a
hexágonos regulares. Por ende esta excepción en la distancia no conlleva a concluir que
BN_0213 se encuentre influenciado por tener más cerca el pozo BN_0653 dentro del
espaciamiento de 577 mts.
438 m
Hex. Regulares
Hex. Irregulares 0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
ene-98
jul-98
feb-99
ago-99
mar-00
oct-00
abr-0
1
nov-01
may-02
dic-02
jun-03
ene-04
ago-04
Tiempo
Tasa
de
Prod
ucci
ón P
rom
edio
del
Pat
rón
(bpp
d) Prod del patron BN_0213 Prod del patron BN_0218Prod del patron BN_0165 Prod del patron BN_0227
66
Figura45. Curva de producción de los pozos centrales BN_0213, BN_0218, BN_0165 y BN_0227 Comparación de las reservas recuperables finales (RRF) de los patrones regulares vs el patrón irregular.
En la Tabla 6se muestra las reservas recuperables finales de los patrones de la Región 3. El
patrón irregular está representado en la tabla con letras rojas. Al comparar las RRF entre sí, se
observa que las reservas recuperables del patrón irregular están en el mismo rango que la de
los patrones regulares (no varían en más del 12% entre sí), por lo que se puede concluir que el
factor de recobro del patrón irregular no se ve afectado aun cuando posea un pozo a una
distancia menor de 577 mts del pozo central. Para más detalle en el Anexo 3se muestran las
gráficas de tasa promedio de producción de los patrones de la región 3 Vs. producción
acumulada de donde se obtuvieron las RRF mostradas en la Tabla 6.
Tabla 6. Reservas recuperables finales de los cuatro patrones de la Región 3.
Patrón RRF (MMBLS)
213 7.7
218 7.8
165 6.9
227 7.9
438 m
Hex. Regulares
Hex. Irregulares 0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
ene-98
jul-98
feb-99ag
o-99
mar-00
oct-00
abr-0
1
nov-01
may-02
dic-02
jun-03
ene-04
ago-04
Tiempo
Petr
óleo
Tas
a Ca
lend
ario
(bpp
d)Prod Pozo Central BN_0213 Prod Pozo Central BN_0218Prod Pozo Central BN 0165 Prod Pozo Central BN 0227
67
4.3.4 Resultados del estudio analítico en los patrones de la Región 4
Comparación del comportamiento de producción promedio del patrón regular vs el comportamiento de producción promedio de los patrones irregulares.
En la Figura46 se observa que el comportamiento de producción del patrón regular BN_0250 no
presenta una diferencia significativa a la del comportamiento de los patrones irregulares
BN_0187, BN_0195, BN_247, es decir, a pesar de que los patrones BN_0195, BN_0247 y
BN_0187 tienen pozos (BN_0712, BN_190, BN_0630) a una distancia de 477, 400 y 476 mts.
respectivamente del pozo central, la tasa de declinación de estos patrones no es más agresiva
que la del patrón regular.
Figura46. Gráfica de comportamiento de producción promedio de los patrones de la Región 4 vs. Tiempo
Comparación del comportamiento de producción de los pozos centrales de los hexágonos irregulares vs. el hexágono regular
El pozo central BN_0250 que pertenece a un hexágono regular, presenta una tasa de
producción dentro del rango de producción de los pozos centrales BN_0195, BN_0247 y
BN_0187 pertenecientes a los hexágonos irregulares. Por ende, no se puede concluir, que los
pozos BN_0195, BN_0247 y BN_0187 se encuentre influenciados por tener más cerca los
pozos BN_0712, BN_0190 y BN_0630 respectivamente dentro del espaciamiento de577 mts.
Hex. Regulares
Hex. Irregulares
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
may-99
dic-99
jun-00
ene-01
jul-01
feb-02
sep-02
mar-03
oct-03
abr-0
4
Tiempo
Tas
a de
Pro
ducc
ión
Prom
edio
del
pat
rón
(bpp
d)
Prod del patron BN_0187 Prod del patrón BN_0247Prod del patrón BN 0195 Prod del patrón BN 0250
476 m
400 m47
7 m
68
Figura47. Curva de producción de los pozos centrales BN_0187, BN_0195, BN_0247 y BN_0250 Comparación de las reservas recuperables finales (RRF) de los patrones irregulares vs el patrón regular.
En la Tabla 7se muestra las reservas recuperables finales de los patrones de la Región4. Los
patrones irregulares están representados en la tabla con letras rojas. Al comparar las RRF entre
si, se observa que las reservas recuperables del patrón regular están en el mismo rango que la
de los patrones irregulares (no varían en más del 15% entre sí). Aún cuando el patrón BN_0250
es regular, es el que presenta las RRF más baja, por lo que se puede concluir que el factor de
recobro delos patrones irregulares no se ve afectado aun cuando posean un pozo a una
distancia menor de 577 mts del pozo central. Para más detalle en el Anexo 4se muestran las
gráficas de tasa promedio de producción de los patrones de la región 4 Vs. producción
acumulada de donde se obtuvieron las RRF mostradas en la Tabla 7.
Tabla 7. Reservas recuperables finales de los cuatro patrones de la Región 4.
Patrón RRF (MMBLS)
187 10.8
247 12.6
195 11.3
250 10.7
476 m
400 m
477
m
Hex. Regulares
Hex. Irregulares
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
may-99
dic-99
jun-00
ene-01
jul-01
feb-02se
p-02
mar-03
oct-03
abr-0
4
Tiempo
Petr
óleo
Tas
a Ca
lend
ario
(bpp
d)Prod Pozo Central BN_0187 Prod Pozo Central BN_0247Prod Pozo Central BN_0195 Prod Pozo Central BN_0250
69
4.3.5 Resumen de resultados del estudio analítico
• La menor distancia encontrada entre los pozos de los patrones estudiados, a nivel de
yacimiento, es 400 mts.
• El resultado del estudio analítico realizado en las 4 regiones del campo, demuestra que
inclusive una distancia de 400 mts., entre los pozos de un espaciamiento de 577 mts., no
genera un impacto en las tasa de producción o en las reservas recuperables finales
(RRF) del hexágono.
4.4 Simulación numérica
A continuación se presentan los resultados de las sensibilidades realizadas en las 4 regiones
seleccionadas del campo mediante los modelos de simulación numérica:
4.4.1 Sensibilidad 1 – Pozos verticales
a) Hexágono BN_0771
Figura48. Impacto en el factor de recobro con respecto a la variación de la distancia entre el pozo central vertical BN_0771 hacia los pozos verticales BN_0148 y BN_0664ST
BN_0664ST BN_0769
BN_0652BN_0771
BN_0148 BN_0772
BN_0149
BN_0664ST BN_0769
BN_0652BN_0771
BN_0148 BN_0772
BN_0149
Distancia entre los pozos verticales BN_0771 y BN_0148
Rec
obro
, %
Distancia entre los pozos verticales BN_0771 y BN_0664ST
Rec
obro
, %
70
En la Figura48 se observa el impacto en el factor del recobro del patrón BN_0771, en la medida
en que se varía la distancia entre el pozo central vertical BN_0771 y los pozos verticales
BN_0148 y BN_0664ST. De las gráficas se observa que no existe una reducción significativa en el factor de recobro hasta que la distancia se reduce a aproximadamente 100 mts. Al mismo tiempo se comparó el resultado de esta gráfica con un gráfico de capacidad de flujo
(kh) vs.distancia para comprender si la razón de disminución de factor de recobro se debe a
condiciones geológicas. En la gráfica de kh vs. distancia (ver Figura49), generada cuando el
pozo BN_0771 se acerca el BN_0148, se puede observar que la tendencia de la capacidad de
flujo se va incrementando ligeramente en la medida que se reduce la distancia. Al llegar a
aproximadamente 200 mts., disminuye levemente para luego volver a incrementarse a
aproximadamente 50 mts. Se puede notar que el factor de recobro toma la misma tendencia
que el kh, sin embargo, después de 100 mts presenta una disminución brusca que se atribuye
en gran medida a la cercanía del pozo BN_0771 hacia el BN_0148 y no a la geología pues el
factor kh a una distancia de 50 mts entre los pozos no presenta una variación tan brusca que se
puede atribuir a la disminución del factor de recobro.
No se presenta el grafico de kh vs. distancia entre los pozos BN_0771 y BN_0664ST puesto
que presenta la misma tendencia que se acaba de explicar entre los pozos BN_0771 y
BN_0148.
Figura49. Capacidad de flujo vs. variación de la distancia entre el pozo central BN_0771 y el pozo BN_0148
Rec
obro
, %
Distancia entre los pozos verticales BN_0771 y BN_0148
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.50100200300400500600
Distancia entre los pozos verticales BN_0771 y BN_0148
KH
, m
d×ft×
100
000
71
b) Hexágono BN_0163
Figura50. Impacto en el factor de recobro con respecto a la variación de la distancia entre el pozo central vertical BN_0163 hacia los pozos verticales BN_0205 y BN_0204
En la Figura50 se observa el impacto en el factor del recobro del patrón BN_0163, en la medida
en que se varía la distancia entre el pozo central vertical BN_0163 y los pozos verticales
BN_0205 y BN_0204. De las gráficas se observa que no existe una reducción significativa en el factor de recobro hasta que la distancia se reduce a aproximadamente 100 mts. Al mismo tiempo se comparó el resultado de esta gráfica con un gráfico de capacidad de flujo
(kh) vs.distancia para comprender si la razón de disminución de factor de recobro se debe a
condiciones geológicas. En la gráfica de kh vs. distancia (ver Figura51), generada cuando el
pozo BN_0163 se acerca a el BN_0204, se puede observar que la tendencia de la capacidad de
flujo se va incrementando ligeramente en la medida que se reduce la distancia hasta alcanzar
un valor de 199.000 md×pie, pero al llegar a aproximadamente 100 mts. se reduce hasta
160.000 md×pie por lo que el factor de recobro se reduce también. Se puede concluir, que en
este caso, no solo la cercanía del pozo domina el comportamiento del factor de recobro en el
área, también la geología tiene un importante efecto en el recobro.
No se presenta el grafico de kh vs. distancia entre los pozos BN_0163 y BN_0205 puesto que
presenta la misma tendencia que se acaba de explicar entre los pozos BN_0163 y BN_0204.
Distancia entre los pozos verticales BN_0163 y BN_0204
Rec
obro
, %
Distancia entre los pozos verticales BN_0163 y BN_0205
Rec
obro
, %
72
Figura51.Capacidad de flujo vs. variación de la distancia entre el pozo central BN_0163 y el pozo BN_0204
c) Hexágono BN_0694
Figura52. Impacto en el factor de recobro con respecto a la variación de la distancia entre el pozo central vertical BN_0694 hacia los pozos verticales BN_0106 y BN_0130
En la Figura52 se observa el impacto en el factor del recobro del patrón BN_0694, en la medida
en que se disminuye la distancia entre el pozo central vertical BN_0694 y los pozos vecinos
verticales BN_0106 y BN_0130 respectivamente. De las gráficas, se observa que no existe
Distancia entre los pozos verticales BN_0694 y BN_0106
Rec
obro
, %
Distancia entre los pozos verticales BN_0694 y BN_0130
Rec
obro
, %
Distancia entre los pozos verticales BN_0163 y BN_0204
Rec
obro
, %
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.50100200300400500600700
Distancia entre los pozos verticales BN_0163 y BN_0204
KH
, m
d×ft×
100
000
73
una reducción significativa en el factor de recobro hasta que la distancia se reduce a aproximadamente 200 mts. Al mismo tiempo se comparó el resultado de esta gráfica con un gráfico de capacidad de flujo,
(kh) vs.distancia entre pozos, para comprender si la razón de disminución de factor de recobro
se debe a condiciones geológicas. En la gráfica de kh vs. distancia (ver Figura53 ), generada
cuando el pozo BN_0694 se acerca al BN_0130, se observa que la geología no es el único
factor que influye en la tendencia del comportamiento del factor recobro ya que a distancias
mayores de 300 mts., el kh disminuye así como el factor de recobro disminuye, sin embargo a
distancias menores de 300 mts., el kh es aproximadamente constante y el factor de recobro
sigue disminuyendo. En otras palabras, en este caso, la reducción del factor recobro que se
presenta a una distancia menor de 200 mts es consecuencia del acercamiento del pozo y no de
la geología.
No se presenta el grafico de kh vs. distancia entre los pozos BN_0694 y BN_0106 puesto que
presenta la misma tendencia que se acaba de explicar entre los pozos BN_0694 y BN_0130.
Figura53. Capacidad de flujo vs. variación de la distancia entre el pozo central BN_0694 y el pozo BN_0130
Distancia entre los pozos verticales BN_0694 y BN_0130
Rec
obro
, %
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
0100200300400500600Distancia entre los pozos verticales BN_0694 y BN_0130
KH
, m
d×ft×
100
000
74
d) Hexágono BN_0041
Figura54.Impacto en el factor de recobro con respecto a la variación de la distancia entre el pozo central vertical BN_0041 hacia el pozo vertical BN_0019
En laFigura54 se observa el impacto en el factor del recobro del patrón BN_0041, en la medida
en que se disminuye la distancia entre el pozo central vertical BN_0041 y el pozo vecino vertical
BN_0019. De la gráfica, se observa que no existe una reducción significativa en el factor de recobro hasta que la distancia se reduce a aproximadamente 50 mts. Al mismo tiempo se comparó el resultado de esta gráfica con un gráfico de capacidad de flujo,
(kh) vs.distancia entre pozos,generada cuando el pozo BN_0041 se acerca al BN_0019. Se
observa en la Figura55, que el factor kh va disminuyendo, pero al llegar a 300 mts su tendencia
se incrementa, razón por la cual el factor de recobro se incrementa cuando la distancia entre los
pozos se reduce a 300mts, pero dismuye al alcanzar los 50 mts. En otras palabras, la geología
influye en el factor de recobro, a menor heterogeneidad (aumento en el kh), se produce
incremento en el recobro, pero a pesar de que el kh se incrementa hasta que la distancia entre
los pozos es 0 mts, se observa que a 50 mts aproximadamente disminuye el factor de recobro.
En conclusión, para este caso, la reducción del factor recobro que se presenta a una distancia
de 50mts es consecuencia del acercamiento del pozo y no de la geología.
Distancia entre los pozos verticales BN 0041 y BN 0019
Rec
obro
, %
75
Figura55. Capacidad de flujo vs. variación de la distancia entre el pozo central BN_0041 y el pozo BN_0019
4.4.2 Sensibilidad N 2 y 3 – Pozos desviados (45°) paralelos y con orientaciones diferentes
a) Patrón BN_0694
Distancia entre los pozos desviados BN_0694 y BN_0130
Rec
obro
, %
Distancia entre los pozos desviados BN_0694 y BN_0130 (diferente orientación)
Rec
obro
, %
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
0100200300400500600
Distancia entre los pozos verticales BN 0041 y BN 0019
KH
, m
d×ft×
100
000
Figura56. Impacto en el factor de recobro con respecto a la variación de la distancia entre el pozo central desviado BN_0694 y el pozo vecino desviado BN_0130. En la gráfica de la izquierda se representa el acercamiento de los pozos desviados con la misma orientación. En la gráfica de la
derecha se representa con diferentes orientaciones.
76
En la Figura56 se observa el impacto en el factor del recobro del patrón BN_0694, en la medida
en que se disminuye la distancia entre el pozo central desviado BN_0694 y el pozo vecino
desviado BN_0130 con igual y diferente orientación entre ellos. De las gráficas, se observa que no existe una reducción significativa en el factor de recobro hasta que la distancia se reduce a aproximadamente 200 mts. Al mismo tiempo se comparó el resultado de esta gráfica con un gráfico de capacidad de flujo,
(kh) vs.distancia entre pozos, para comprender si la razón de disminución del factor de recobro
se debe a condiciones geológicas. En la gráfica de kh vs. distancia (ver Figura57 izquierda),
generada cuando el pozo BN_0694 se acerca al BN_0130 ambos con igual orientación, se
observa que la geología no es el único factor que influye en la tendencia del comportamiento del
factor recobro ya que a distancias mayores de 100 mts., el kh disminuye así como el factor de
recobro disminuye, sin embargo a distancias menores de 100 mts., el kh aumenta ligeramente y
el factor de recobro sigue disminuyendo. En otras palabras, en este caso, la reducción del factor
recobro que se presenta a una distancia menor de 200 mts es consecuencia del acercamiento
del pozo y no de la geología.
Así mismo se observa en la Figura57 (a la derecha) la gráfica de kh vs. distancia, generada
cuando el pozo BN_0694 se acerca al BN_0130 pero ambos con diferente orientación. En la
gráfica se observa que la geología no es el único factor que influye en la tendencia del
comportamiento del factor recobro ya que a distancias mayores de 500 mts., el kh aumenta
pero el factor de recobro disminuye y mantiene esta tendencia hasta que al distancia entre los
pozos es 0 mts. En otras palabras, en este caso, la reducción del factor recobro que se
presenta a una distancia menor de 200 mts es consecuencia del acercamiento del pozo y no de
la geología.
77
Figura57. Capacidad de flujo vs. variación de la distancia entre el pozo central desviado BN_0694 y el pozo vecino desviado BN_0130, con igual orientación (izquierda) y diferente orientación entre ellos
(derecha). b) Patrón BN_0163 Figura58. Impacto en el factor de recobro con respecto a la variación de la distancia entre el pozo central
desviado BN_0163 y el pozo vecino desviado BN_0204. En la gráfica de la izquierda se representa el acercamiento de los pozos desviados con la misma orientación.
Distancia entre los pozos desviados 163 y 204, mts
Rec
obro
, %
Distancia entre los pozos desviados 0163 y 0204 (diferente orientación), mts
Rec
obro
, %
Distancia entre los pozos desviados BN_0694 y BN_0130
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.50100200300400500600
KH
, m
d×ft×
100
000
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.50100200300400500600
Distancia entre los pozos desviados BN_0694 y BN_0130
KH
, m
d×ft×
100
000
78
En la Figura58 se observa el impacto en el factor del recobro del patrón BN_0163, en la medida
en que se disminuye la distancia entre el pozo central desviado BN_0163 y el pozo vecino
desviado BN_0204 con igual y diferente orientación entre ellos. De las gráficas, se observa que no existe una reducción significativa en el factor de recobro hasta que la distancia se reduce a aproximadamente 100 mts. 4.4.3 Sensibilidad 4 – Modelo Homogéneo
Las sensibilidades numéricas 1, 2 y 3 también fueron realizadas asumiendo el modelo numérico
como homogéneo, es decir, unmodelo no influenciado por la geología del yacimiento.
a) Patrón BN_0694 – Pozo vertical Figura59. Impacto en el factor de recobro con respecto a la variación de la distancia entre el pozo central
vertical BN_0694 hacia el pozo vertical BN_0106 consideran el modelo como homogéneo
Distancia entre los pozos verticales BN_0694 y BN_0106, mts
Rec
obro
, %
79
b) Patrón BN_0694 – Pozos desviados (45°) paralelos y con orientaciones diferentes Figura60. Impacto en el factor de recobro con respecto a la variación de la distancia entre el pozo central
desviado BN_0694 y el pozo vecino desviado BN_0130 considerando el modelo homogéneo. Los resultados del análisis de simulación para el modelo homogéneo se muestran en las
Figura59 yFigura60. Las sensibilidades realizadas tanto para el caso de los pozos verticales
como para los desviados muestran que hay una ligera reducción en el factor de recobro a
distancias mayores a 100 mts. y que se reduce significativamente cuando la distancia es menor
a 100 mts.
En conclusión, al aislar la variable de heterogeneidad del yacimiento, se concluye que existe un
efecto de interferencia o una disminución del factor de recobro del hexágono al colocar el pozo
a una cercanía de aproximadamente 100 mts de otro adyacente.
4.4.4 Resumen de resultados del estudio de simulación numérica
El resultado del estudio numérico en las 4 regiones seleccionadas indica que manteniendo un
espaciamiento de 577 mts., es decir una densidad por pozo de 71 acres/pozo, el factor de
recobro no se ve afectado, o en otras palabras, no ocurre interferencia entre pozos a una
distancia entre ellos igual o mayor de 200 mts.en algún punto de su trayectoria en el yacimiento.
Distancia entre los pozos desviados 694 y 130, mts (igual orientación)
Rec
obro
, %
Distancia entre los pozos desviados 694 y 130 (diferenteorientacion), mts
Rec
obro
, %
80
5 CONCLUSIONES
1. El hecho de que existan antecedentes de distancias entre 400 – 577 metros y que aún
hoy día se perforen pozos nuevos a una distancia menor a 577 metros con uno a mas
de sus pozos vecinos, no implica que se esté cambiando el espaciamiento actual del
campo o la densidad de 71 acres/pozo.
2. Los 6 pozos centrales de los patrones irregulares, presentan una tasa de producción
dentro del rango de producción de los pozos centrales que pertenecen a los hexágonos
regulares, e incluso mayor, como el caso del pozo central BN_0634 el cual tiene un pozo
vecino a 443 mts de distancia y presenta una tasa de producción mayor que la de los
pozos centrales BN_0694, BN_0577, BN_0745 cuyos pozos vecinos están a una
distancia de 577 mts.Por ende, esta excepción en la distancia no conlleva a concluir que
los pozos centrales de los patrones irregulares se encuentren influenciados en su
producción por tener un pozo vecino a una distancia menor a 577 metros.
3. Los 6 patrones irregulares estudiados no presentaron una diferencia significativa en su
comportamiento de producción a la del comportamiento de los 10 patrones regulares de
las diferentes regiones seleccionadas para el estudio. A pesar de que los patrones
irregulares tienen un pozo a una distancia menor de 577 metros del pozo central, la tase
de declinación de estos no es más agresiva que la de los patrones regulares.
4. Al comparar las reservas recuperables finales (RFF) de los patrones estudiados se
observa que las RRF de los patrones irregulares están en el mismos rango que la de los
patrones regulares (no varía en más del 15 % entre sí) por lo que se concluye que el
factor de recobro del patrón irregular no se ve afectado aun cuando posea un pozo a una
distancia menor de 577 mts del pozo central
5. Para los casos estudiados,el estudio analítico indica que a una distancia mayor o igual
400 mts entre pozos y manteniendo una densidad de 71 acres/pozo, no se genera un
impacto en las tasa de producción o en las reservas recuperables finales (RRF) del
hexágono.
6. El resultado del estudio numérico en las 4 regiones seleccionadas indica que
manteniendo un espaciamiento de 577 mts., es decir una densidad por pozo de 71
acres/pozo, el factor de recobro no se ve afectado, o en otras palabras, no ocurre
81
interferencia entre pozos a una distancia entre ellos igual o mayor de 200 mts en algún
punto de su trayectoria en el yacimiento.
7. Las sensibilidades realizadas en el modelo homogéneo arrojaron como resultado que
aún al aislar la variable de heterogeneidad se observó un efecto de interferencia o una
disminución del factor de recobro del hexágono al colocar el pozo a una cercanía de
aproximadamente 100 metros de otro adyacente.
82
6 RECOMENDACIONES
1. En base a los resultados obtenidos de la simulación numérica, se propone 200 mts.
como la distancia óptima entre pozos dentro del espaciamiento de 577 mts. para las
futuras campañas de perforación. Es importante resaltar que esta distancia no se
requiere para toda la trayectoria en el yacimiento del nuevo pozo con sus adyacentes,
sino que dado la estrategia de perforación en macolla y perforación de pozos altamente
desviados, en algún punto de su trayectoria en el yacimiento, el nuevo pozo se pueda
acercar a un adyacente hasta 200 mts.
2. Realizar un estudio técnico donde se evalúe el impacto de la comunicación hidráulica en
presión y producción entre los pozos existentes en el campo que se encuentran a una
distancia menor de 400 metros y que no se encuentren en un arreglo hexagonal
desarrollado, lo cual quedó fuera del alcance del presente trabajo, para reforzar los
resultados del estudio numérico.
83
7 BIBLIOGRAFÍA Bobar, A.R.(1985).Reservoir Engineering on Well Spacing.Artículo SPE 15338, USA.
Corrie, R.D.(2001). An Analytical Solution to Estimate the Optimum Number of Development Wells to Achieve Maximum Economical Return. Artículo SPE 71431 presentado en la Conferencia Técnica Anual de la SPE 2001 en New Orleans, USA. Fiorini, R; Ustáriz J.C. (1994). Análisis Comparativo de los factores claves en proyectos de perforación Interespaciada.Informe Técnico Maraven #13478. González, L.A. (2002). Espaciamiento óptimo de pozos mediante indicadores económicos.Tesis de Magíster en Ingeniería de Petróleo. Gould, T. ;Sarem S. (1989).Infill Drilling for Incremental Recovery JPT. Hernandez S., Roberto; Fernández C., Carlos; Baptista L., Pilar.(2010). Metodología de la Investigación. Quinta Edición. Lima, Peru: Mc Graw Hill. Hurtado de Barrera, Jacqueline. (2010). El proyecto de investigación. Compresión holística de la metodología y la investigación. Sexta Edición. Caracas, Venezuela: Sypal. Lagoven. (1985). Evaluación de Pozos a Menor Espaciado en el Yacimiento URD-01. Maracaibo. Lagoven. (1992). Evaluación de Pozos a Menor Espaciado en el Yacimiento URD-01. Maracaibo. Lagoven.(1993).Proyecto de Perforación de Pozos Interespaciados, Yacimiento Urdaneta 01. Maracaibo. Mata, T.J. (1990).Perforación Interespaciada para el Desarrollo Adicional de Yacimientos Maduros de Crudos Livianos. Trabajo especial de grado UCV. Caracas. PDVSA. (1998). Modificación de espaciamiento Optimo de Yacimientos del PostEoceno, Campo Tía Juana. Lagunillas y Bachaquero. PDVSA. (2002). Informe Técnico de Resultados del Estudio Integrado del Yacimiento C-5 SVS-14 y el Plan de Explotación Generado donde se incluye la Perforación de Pozos Interespaciados, Bloques IX y XIV. U.E Lagomedio. Recham, D; Bencherif D. (2003).Investigation of Optimum Well Spacing based on a Combined Simulation and Economic Models. Paper de la Canadian PetroleumSociety 2003-014 presentado en la conferencia internacional de Petróleo de la sociedad canadiense de Petróleo. Calgary, Alberta. Richard J. Linares V.(2012).Determinación de Espaciamientos Geológicamente Optimizados entre Pozos del Yacimiento B-1 Eoceno Superior, Campo Cabimas. Tesis de Magíster en Geología Petrolera.
84
8 ANEXOS .Anexo 1. Gráficos de Tasa de Producción Promedio del Patrón Vs. Producción acumulada para los patrones de la Región 1 Anexo 2. Gráficos de Tasa de Producción Promedio del Patrón Vs. Producción acumulada para los patrones de la Región 2.
Anexo 3. Gráficos de Tasa de Producción Promedio del Patrón Vs. Producción acumulada para los patrones de la Región 3.
Anexo 4. Gráficos de Tasa de Producción Promedio del Patrón Vs. Producción acumulada para los patrones de la Región 4.