Morales, Haydee
Evaluación de reservas de petróleo y gas de la Formación Catatumbo en el Campo Río de Oro / Haydee Morales, Víctor Raúl Rojas Vega - 462 p.
Tesis (Ingeniero de Petróleos) -- Universidad Surcolombiana. Facultad de Ingeniería, Programa de Ingeniería de Petróleos, 1989
Localización geográfica -- Reseña histórica del campo -- Información geológica del yacimiento -- Litología de la formación Catatumbo -- Geología estructural -- Acumulación de petróleo -- Características del yacimiento propiedades petrofísicas de La Formación -- característica de los fluídos -- Presión -- determinación del Datum -- Mecanismo de producción -- Comportamiento de la presión -- Historia de producción -- Desarrollo de la producción -- Mapas isométricos -- Análisis de la producción -- Inyección de agua en Catatumbo Main Pay -- Cálculo de reservas de petróleo y gas -- Método volumétrico -- Análisis de resultados -- Pronósticos de producción de los pozos -- Factor de recobro (FR).
El Campo Río de Oro está localizado en el extremo norte de la Concesión Barco, en el departamento Norte de Santander, limitando con Venezuela. En este campo se localiza el anticlinal simétrico Río de Oro, con orientación NE-SW, el cual se encuentra afectado por un sistema de fallas inversas escalonadas con rumbo paralelo al eje del anticlinal, conformando un entrampamiento estructural fallado. En el Campo Río de Oro es productora la Formación Catatumbo, por intermedio de capas delgadas de areniscas arcillosas. Las intercalaciones de areniscas conforman dos yacimientos claramente definidos, denominados Upper Pay (superior) y Main Pay (principal), denotando un cambio de ambiente de depositación de marino para Main Pay a continental para Upper Pay. En el Yacimiento Upper Pay se establecieron dos paquetes de areniscas, uno superior (PS) con las arenas A, C, E y F, y un paquete inferior (PI) con las arenas G y H. El Yacimiento Main Pay se dividió en cuatro zonas denominadas Zona Superior (ZS), Zona de Transición (ZT), Zona Main Pay (ZMP) y Zona Basal (ZB). La producción del Yacimiento Upper Pay se limita a dos áreas, una al norte o superior, en donde los pozos RO-23 y RO-12 han producido 216.992 KPCN, y una al sur o inferior, produciendo por los pozos RO-48, RO-13, RO-37 y RO-54KU un total de 172.291 barriles de petróleo, 294.545 barriles de agua y 67.3 MPCN de gas. En la parte central del Yacimiento Upper Pay, aun cuando existió la depositación de los estratos de arenisca, estas poseen bajas características petrofísicas (porosidad y permeabilidad), que imposibilitaron la migración y acumulación de petróleo en esta área. La porosidad del Yacimiento Upper Pay es del 12% y su permeabilidad al aceite (Ko) es de 16 md, mientras que para Main Pay la porosidad es del 14% y la permeabilidad (Ko) es de 30 md. La gravedad del petróleo es de 32 °API para Upper Pay y de 39°API para Main Pay, presentando valores en la relación gas-petróleo iniciales de 120 y 250 PCN/BN respectivamente. El Yacimiento Main Pay presenta una mayor continuidad en sus estratos de areniscas petrolíferas a través de todo el Campo Río de Oro, siendo la Zona Superior (ZS) la única que no es productora en el campo. Ambos yacimientos fueron catalogados como subsaturados, ya que sus presiones iniciales estaban por encima de la presión de burbuja, presentando ambos un mecanismo de empuje por gas en solución. En mayo de 1962 se realizó en Main Pay un programa de inyección de agua, el cual tan sólo duró cinco meses, debido al pronto rompimiento del agua en los pozos productores, causada por la canalización preferencial del agua inyectada. El volumen total de agua inyectada fue de 359.000 barriles y se obtuvo un aumento en la producción de 55.000 barriles de petróleo durante los cinco meses. Por el método volumétrico se estimó para Upper Pay un volumen de yacimiento de 4.530 acres-pies y un volumen original in-situ de petróleo de 2.75 MBN; mientras que para Main Pay se calculó un volumen de yacimiento de 10.924 acres-pies y 7.26 MBN de petróleo original in-situ. El gas original se calculó en 331 MPCN para Upper Pay y en 1.816 MPCN para Main Pay. La producción acumulada de petróleo de Upper Pay a febrero de 1988 es de 389.16 KBN, que constituye un factor de recobro actual de 14.11% y se ha estimado un recobro final de 15.20% equivalente a 419.27 KBN, quedando por recuperar 30.11 KBN antes de alcanzar el límite económico (5 BOPD) en abril de 1995. La producción acumulada de petróleo en Main Pay a febrero de 1988 es de 1.307,58 KBN, que constituye un factor de recobro actual de 18% y se ha estimado un recobro final de 18.47% equivalente a 1.341,73 KBN, quedando por recuperar 34.16 KBN antes de alcanzar el límite económico (5 BOPD) en septiembre de 1999.
Petroleo (reservas)
Gas
Yacimientos
8053100007
Evaluación de reservas de petróleo y gas de la Formación Catatumbo en el Campo Río de Oro / Haydee Morales, Víctor Raúl Rojas Vega - 462 p.
Tesis (Ingeniero de Petróleos) -- Universidad Surcolombiana. Facultad de Ingeniería, Programa de Ingeniería de Petróleos, 1989
Localización geográfica -- Reseña histórica del campo -- Información geológica del yacimiento -- Litología de la formación Catatumbo -- Geología estructural -- Acumulación de petróleo -- Características del yacimiento propiedades petrofísicas de La Formación -- característica de los fluídos -- Presión -- determinación del Datum -- Mecanismo de producción -- Comportamiento de la presión -- Historia de producción -- Desarrollo de la producción -- Mapas isométricos -- Análisis de la producción -- Inyección de agua en Catatumbo Main Pay -- Cálculo de reservas de petróleo y gas -- Método volumétrico -- Análisis de resultados -- Pronósticos de producción de los pozos -- Factor de recobro (FR).
El Campo Río de Oro está localizado en el extremo norte de la Concesión Barco, en el departamento Norte de Santander, limitando con Venezuela. En este campo se localiza el anticlinal simétrico Río de Oro, con orientación NE-SW, el cual se encuentra afectado por un sistema de fallas inversas escalonadas con rumbo paralelo al eje del anticlinal, conformando un entrampamiento estructural fallado. En el Campo Río de Oro es productora la Formación Catatumbo, por intermedio de capas delgadas de areniscas arcillosas. Las intercalaciones de areniscas conforman dos yacimientos claramente definidos, denominados Upper Pay (superior) y Main Pay (principal), denotando un cambio de ambiente de depositación de marino para Main Pay a continental para Upper Pay. En el Yacimiento Upper Pay se establecieron dos paquetes de areniscas, uno superior (PS) con las arenas A, C, E y F, y un paquete inferior (PI) con las arenas G y H. El Yacimiento Main Pay se dividió en cuatro zonas denominadas Zona Superior (ZS), Zona de Transición (ZT), Zona Main Pay (ZMP) y Zona Basal (ZB). La producción del Yacimiento Upper Pay se limita a dos áreas, una al norte o superior, en donde los pozos RO-23 y RO-12 han producido 216.992 KPCN, y una al sur o inferior, produciendo por los pozos RO-48, RO-13, RO-37 y RO-54KU un total de 172.291 barriles de petróleo, 294.545 barriles de agua y 67.3 MPCN de gas. En la parte central del Yacimiento Upper Pay, aun cuando existió la depositación de los estratos de arenisca, estas poseen bajas características petrofísicas (porosidad y permeabilidad), que imposibilitaron la migración y acumulación de petróleo en esta área. La porosidad del Yacimiento Upper Pay es del 12% y su permeabilidad al aceite (Ko) es de 16 md, mientras que para Main Pay la porosidad es del 14% y la permeabilidad (Ko) es de 30 md. La gravedad del petróleo es de 32 °API para Upper Pay y de 39°API para Main Pay, presentando valores en la relación gas-petróleo iniciales de 120 y 250 PCN/BN respectivamente. El Yacimiento Main Pay presenta una mayor continuidad en sus estratos de areniscas petrolíferas a través de todo el Campo Río de Oro, siendo la Zona Superior (ZS) la única que no es productora en el campo. Ambos yacimientos fueron catalogados como subsaturados, ya que sus presiones iniciales estaban por encima de la presión de burbuja, presentando ambos un mecanismo de empuje por gas en solución. En mayo de 1962 se realizó en Main Pay un programa de inyección de agua, el cual tan sólo duró cinco meses, debido al pronto rompimiento del agua en los pozos productores, causada por la canalización preferencial del agua inyectada. El volumen total de agua inyectada fue de 359.000 barriles y se obtuvo un aumento en la producción de 55.000 barriles de petróleo durante los cinco meses. Por el método volumétrico se estimó para Upper Pay un volumen de yacimiento de 4.530 acres-pies y un volumen original in-situ de petróleo de 2.75 MBN; mientras que para Main Pay se calculó un volumen de yacimiento de 10.924 acres-pies y 7.26 MBN de petróleo original in-situ. El gas original se calculó en 331 MPCN para Upper Pay y en 1.816 MPCN para Main Pay. La producción acumulada de petróleo de Upper Pay a febrero de 1988 es de 389.16 KBN, que constituye un factor de recobro actual de 14.11% y se ha estimado un recobro final de 15.20% equivalente a 419.27 KBN, quedando por recuperar 30.11 KBN antes de alcanzar el límite económico (5 BOPD) en abril de 1995. La producción acumulada de petróleo en Main Pay a febrero de 1988 es de 1.307,58 KBN, que constituye un factor de recobro actual de 18% y se ha estimado un recobro final de 18.47% equivalente a 1.341,73 KBN, quedando por recuperar 34.16 KBN antes de alcanzar el límite económico (5 BOPD) en septiembre de 1999.
Petroleo (reservas)
Gas
Yacimientos
8053100007