000			05988nam a22007097a 4500
999			_c19023 _d19023
005			20230816145244.0
008			140202b ck ||||| |||| 00| 0 spa d
040			_aCO-NeUS _bspa _erda
100	1		_aMorales, Haydee _968579
245	1	0	_aEvaluación de reservas de petróleo y gas de la Formación Catatumbo en el Campo Río de Oro / Haydee Morales,
245	1	0	_aVíctor Raúl Rojas Vega
264			_aNeiva : Universidad Surcolombiana, 1989
300			_a462 p.
502			_aTesis (Ingeniero de Petróleos) -- Universidad Surcolombiana. Facultad de Ingeniería, Programa de Ingeniería
502			_ade Petróleos, 1989
505	0	0	_aLocalización geográfica -- Reseña histórica del campo -- Información geológica del yacimiento -- Litología
505	0	0	_ade la formación Catatumbo -- Geología estructural -- Acumulación de petróleo -- Características del yacimiento
505	0	0	_a-- propiedades petrofísicas de La Formación -- característica de los fluídos -- Presión -- determinación del
505	0	0	_aDatum -- Mecanismo de producción -- Comportamiento de la presión -- Historia de producción -- Desarrollo de la
505	0	0	_aproducción -- Mapas isométricos -- Análisis de la producción -- Inyección de agua en Catatumbo Main Pay --
505	0	0	_aCálculo de reservas de petróleo y gas -- Método volumétrico -- Análisis de resultados -- Pronósticos de
505	0	0	_aproducción de los pozos -- Factor de recobro (FR).
520			_aEl Campo Río de Oro está localizado en el extremo norte de la Concesión Barco, en el departamento Norte de
520			_aSantander, limitando con Venezuela. En este campo se localiza el anticlinal simétrico Río de Oro, con
520			_aorientación NE-SW, el cual se encuentra afectado por un sistema de fallas inversas escalonadas con rumbo
520			_aparalelo al eje del anticlinal, conformando un entrampamiento estructural fallado. En el Campo Río de Oro es
520			_aproductora la Formación Catatumbo, por intermedio de capas delgadas de areniscas arcillosas. Las
520			_aintercalaciones de areniscas conforman dos yacimientos claramente definidos, denominados Upper Pay (superior)
520			_ay Main Pay (principal), denotando un cambio de ambiente de depositación de marino para Main Pay a continental
520			_apara Upper Pay. En el Yacimiento Upper Pay se establecieron dos paquetes de areniscas, uno superior (PS) con
520			_alas arenas A, C, E y F, y un paquete inferior (PI) con las arenas G y H. El Yacimiento Main Pay se
520			_adividió en cuatro zonas denominadas Zona Superior (ZS), Zona de Transición (ZT), Zona Main Pay (ZMP) y Zona
520			_aBasal (ZB). La producción del Yacimiento Upper Pay se limita a dos áreas, una al norte o superior, en donde
520			_alos pozos RO-23 y RO-12 han producido 216.992 KPCN, y una al sur o inferior, produciendo por los pozos RO-48,
520			_aRO-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.
520			_aEn la parte central del Yacimiento Upper Pay, aun cuando existió la depositación de los estratos de arenisca,
520			_aestas poseen bajas características petrofísicas (porosidad y permeabilidad), que imposibilitaron la migración
520			_ay acumulación de petróleo en esta área. La porosidad del Yacimiento Upper Pay es del 12% y su permeabilidad al
520			_aaceite (Ko) es de 16 md, mientras que para Main Pay la porosidad es del 14% y la permeabilidad (Ko) es de 30
520			_amd. La gravedad del petróleo es de 32 °API para Upper Pay y de 39°API para Main Pay, presentando valores en la
520			_arelación gas-petróleo iniciales de 120 y 250 PCN/BN respectivamente. El Yacimiento Main Pay presenta una mayor
520			_acontinuidad en sus estratos de areniscas petrolíferas a través de todo el Campo Río de Oro, siendo la Zona
520			_aSuperior (ZS) la única que no es productora en el campo. Ambos yacimientos fueron catalogados como
520			_asubsaturados, ya que sus presiones iniciales estaban por encima de la presión de burbuja, presentando ambos un
520			_amecanismo de empuje por gas en solución. En mayo de 1962 se realizó en Main Pay un programa de inyección de
520			_aagua, el cual tan sólo duró cinco meses, debido al pronto rompimiento del agua en los pozos productores,
520			_acausada por la canalización preferencial del agua inyectada. El volumen total de agua inyectada fue de 359.000
520			_abarriles y se obtuvo un aumento en la producción de 55.000 barriles de petróleo durante los cinco meses. Por
520			_ael método volumétrico se estimó para Upper Pay un volumen de yacimiento de 4.530 acres-pies y un volumen
520			_aoriginal in-situ de petróleo de 2.75 MBN; mientras que para Main Pay se calculó un volumen de yacimiento de
520			_a10.924 acres-pies y 7.26 MBN de petróleo original in-situ. El gas original se calculó en 331 MPCN para Upper
520			_aPay y en 1.816 MPCN para Main Pay. La producción acumulada de petróleo de Upper Pay a febrero de 1988 es de
520			_a389.16 KBN, que constituye un factor de recobro actual de 14.11% y se ha estimado un recobro final de 15.20%
520			_aequivalente a 419.27 KBN, quedando por recuperar 30.11 KBN antes de alcanzar el límite económico (5 BOPD) en
520			_aabril de 1995. La producción acumulada de petróleo en Main Pay a febrero de 1988 es de 1.307,58 KBN, que
520			_aconstituye un factor de recobro actual de 18% y se ha estimado un recobro final de 18.47% equivalente a
520			_a1.341,73 KBN, quedando por recuperar 34.16 KBN antes de alcanzar el límite económico (5 BOPD) en septiembre de
520			_a1999.
700	1		_aRojas Vega, Víctor Raúl _980089
082			_a8053100007
090			_a8053100007
650	1	4	_aPetroleo (reservas) _9127415
650	1	4	_aGas _9111413
650	1	4	_aYacimientos _9134849
942			_2ddc _cTE _h8053100007