Tesis (Ingeniero de Petróleos) -- Universidad Surcolombiana. Facultad de Ingeniería, Programa de Ingeniería de

Petróleos, 1988

Descripción geológico estructual del yacimiento -- Sedimentación -- Límites de la formación Cogollo --

Descripción estructural -- Entrampamiento del petróleo -- Características petrofísicas de la formación --

Porosidad -- Saturación de agua -- Permeabilidad -- Características de los fluídos del yacimiento --

Clasificación termodinámica del yacimiento -- Funciones de presión y temperatura (PVT) -- Presión de formación

-- Datum -- Dispersión de La Presión -- Presiones iniciales y Grado de agotamiento -- Mecanismos de producción

-- Comportamiento de la producción -- Historia de la producción -- Cálculo de reservas de petróleo y gas --

Petróleo y gas original in situ -- Pronósticos de producción -- Factores de recobro final y reservas --

Análisis de la inyección de agua -- Perspectivas de desarrollo futuro.

Contiene ocho planos plegables a escala 1 : 10000.

La Formación Cogollo consiste en una serie de shales intercalados con bancos de caliza microcristalina de

origen marino. En el campo Petrólea, la formación está plegada formando una estructura anticlinal asimétrica

de orientación norte-sur, que encierra una área productiva de 3.835 acres. La producción proviene de los

bancos de calizas, los cuales forman cuatro horizontes claramente definidos, clasificados como zona Ostrea, 1,

2 y 3. En la actualidad producen solamente las zonas 1 y 3, un promedio de 60 barriles por día. La porosidad

primaria de los estratos productores, es bastante baja, del orden del 7%. Sin embargo, hay indicios de alto

grado de fracturamiento natural, que condiciona en gran medida su capacidad de almacenamiento y producción. El

yacimiento a condiciones iniciales se consideró saturado por gas, presentando un mecanismo de producción

combinado de capa de gas, gas en solución, segregación gravitacional y empuje hidrostático débil. El petróleo

original in situ se estima de 33.5 millones de Bn para la zona 3 y de 31 millones para la zona 1, para un

total de unos 72 millones de Bn de petróleo para toda la Formación Cogollo. En la actualidad el recobro es del

orden de 24.8% y el recobro final estimado es del 25% restando unos 163.6 miles de Bn por producir, que de

acuerdo con la predicción llegarán al límite económico en el año 2000. Existen pocas perspectivas para

mejorar la producción, dado el alto grado de agotamiento del yacimiento y las condiciones de operación del

campo. Sin embargo existe la posibilidad de mejorar la producción, en caso de resultar productivo el horizonte

superior o tope de Cogollo, aparentemente no probado y con muy buenas perspectivas. A largo plazo se podría

pensar en realizar un estudio de factibilidad, para emprender un proyecto de recobro mejorado.