32 Oilfield Review

Yacimientos de petrleo pesado

Carl CurtisRobert KopperPetrozuataPuerto La Cruz, Anzotegui, Venezuela

Eric DecosterCaracas, Venezuela

Angel Guzmn-GarcaExxonMobilHouston, Texas, EUA

Cynthia HugginsOccidental of Elk Hills, Inc.Tupman, California, EUA

Larry KnauerMike MinnerChevronTexacoBakersfield, California

Nathan KupschPetro-CanadaCalgary, Alberta, Canad

Luz Marina LinaresOperadora Cerro NegroCaracas, Venezuela

Howard RoughBakersfield, California

Mike WaiteChevronTexaco Overseas PetroleumPuerto La Cruz, Anzotegui, Venezuela

Por su colaboracin en la preparacin de este artculo, seagradece a Steve Askey, Yakarta, Indonesia; GeorgeBrown, Southampton, Inglaterra; Eric Ferdiansyah y TaiNguyen, Duri, Indonesia; Alejandro Haiek y Gary Harkins,Bakersfield, California, EUA; Steven Jenkins,ChevronTexaco Overseas Petroleum, Atyrau, Kazajstn;David Stiles, Calgary, Alberta, Canad; Jeff Williams,California Conservation Commission, Bakersfield, California;Mike Wilt, ElectroMagnetic Instruments, Inc., Richmond,California; y Tom Zalan, ChevronTexaco OverseasPetroleum, Duri, Indonesia. CMR (herramienta Combinable de Resonancia Magntica),EPT (herramienta de Propagacin Electromagntica),FlexSTONE, Jet BLASTER, PropNET, RST (herramienta deControl de Saturacin del Yacimiento) y SENSA son marcasde Schlumberger.

Los productores de petrleo que invierten en la recuperacin de petrleo pesado

enfrentan retos de produccin especiales. Sin embargo, las tcnicas innovadoras de

perforacin, terminacin, estimulacin y vigilancia rutinaria de pozos contribuyen

para que los yacimientos de petrleo pesado se conviertan en activos rentables.

El petrleo pesado generalmente se deja de ladocomo recurso energtico debido a las dificultadesy costos asociados con su produccin. Pero exis-ten ms de 6 trillones de barriles [1 trilln de m3]de petrleo en sitio atribuidos a los hidrocar-buros ms pesadosequivalente al triple dereservas combinadas de petrleo y de gas con-vencionales del mundoque merecen una aten-cin ms esmerada.

Si bien otros factores tales como la porosidad,la permeabilidad y la presin determinan cmo secomportar un yacimiento, la densidad y la visco-sidad del petrleo son las propiedades que dictanel enfoque de produccin que tomar una compa-a petrolera. Los petrleos densos y viscosos,denominados petrleos pesados, presentan retosde produccin especiales pero no insuperables.

Los petrleos crudos naturales exhiben unamplio espectro de densidades y viscosidades.La viscosidad a la temperatura de yacimiento esgeneralmente la medida ms importante para unproductor de hidrocarburos porque determinacun fcilmente fluir el petrleo. La densidad esms importante para el refinador de petrleo por-que es un mejor indicador de los derivados de ladestilacin. Desafortunadamente, no existe unacorrelacin clara entre las dos. Un crudo demediana, o baja densidad, con alto contenido deparafina en un yacimiento fro y somero puedepresentar una viscosidad ms alta que un petr-leo crudo pesado, libre de parafina, en un yaci-miento profundo y con alta temperatura. Laviscosidad puede variar en gran medida con latemperatura. La densidad vara poco con la tem-

Invierno de 2002/2003 33

peratura, y se ha convertido en el parmetroestndar del campo petrolero ms comnmenteutilizado para categorizar los petrleos crudos.

La densidad se define usualmente en trmi-nos de grados API (Instituto Americano delPetrleo) y est relacionada con la gravedadespecfica; mientras ms denso es el petrleo,ms baja es la densidad API.1 Las densidades APIdel hidrocarburo lquido varan desde los 4 parael bitumen rico en brea hasta los 70 para loscondensados. El petrleo pesado abarca un vastorango a lo largo de este espectro que existe entreel petrleo ultrapesado y el petrleo liviano(derecha). El Departamento de Energa de losEstados Unidos de Norteamrica (DOE, por sussiglas en ingls), define al petrleo pesado comoaqul que presenta densidades API de entre10.0 y 22.3.2 Sin embargo, la naturaleza noreconoce tales lmites. En algunos yacimientos,el petrleo con una densidad tan baja como 7 u8API se considera pesado ms que ultrapesado,porque puede ser producido mediante mtodosde produccin de petrleo pesado. En este art-culo, se discuten los yacimientos con petrleoscuyas densidades varan entre 7 y 20API, loscuales se producen mediante tcnicas que sonatpicas para los petrleos medianos o livianos.Los depsitos ms viscosos de brea, alquitrn obitumen de densidades API an ms bajas, gene-ralmente requieren mtodos tpicos de la minerapara su explotacin econmica.

Originalmente, cuando la roca generadora pro-duce petrleo crudo, ste no es pesado. Losexpertos en geoqumica generalmente coincidenen que casi todos los petrleos crudos comienzancon densidades de entre 30 y 40API. El petrleose vuelve pesado slo luego de una degradacinsustancial ocurrida durante la migracin y luegodel entrampamiento. La degradacin se produce atravs de una variedad de procesos biolgicos,qumicos y fsicos. La bacteria transportada por elagua superficial metaboliza los hidrocarburosparafnicos, naftnicos y aromticos en molculasms pesadas.3 Las aguas de formacin tambinremueven hidrocarburos por solucin, eliminandolos hidrocarburos de menor peso molecular, loscuales son ms solubles en agua. El petrleo

crudo tambin se degrada por volatilizacincuando un sello de pobre calidad permite que lasmolculas ms livianas se separen y escapen.

El petrleo pesado se produce tpicamente deformaciones geolgicamente jvenes; Pleistoceno,Plioceno y Mioceno. Estos yacimientos tienden aser someros y poseen sellos menos efectivos,exponindolos a condiciones que conducen a laformacin de petrleo pesado. La naturalezasomera de la mayora de las acumulaciones depetrleo pesado se debe a que muchas se descu-brieron tan pronto como se establecieron laspoblaciones en sus proximidades. La recoleccinde crudo de chapopoteras (manaderos de petr-leo) y la excavacin a mano constituyeron las for-mas ms tempranas de recuperacin, seguidasde la perforacin de tneles y la minera.

A principios de la dcada de 1900, estos mto-dos dieron lugar al avance de tcnicas empleadashoy para producir yacimientos de petrleo pesado.La mayora de los operadores tratan de producir lamayor cantidad de petrleo posible utilizandomtodos de recuperacin primaria; etapa denomi-nada de produccin en fro y a temperatura deyacimiento. Los factores de recuperacin tpicospara la produccin en fro varan de 1 a 10%.Dependiendo de las propiedades del petrleo, laproduccin en fro con levantamiento artificialincluyendo la inyeccin de un petrleo liviano, odiluyente, para disminuir la viscosidadpuederesultar exitosa. Muchos yacimientos producenms eficientemente con pozos horizontales. Enalgunos casos, se prefiere un plan de produccinfomentando la produccin de arena junto con la depetrleo. La eleccin de la estrategia ptima deproduccin en fro requiere una comprensin delas propiedades del fluido y del yacimiento, ascomo de la fsica de la produccin.4

Una vez que la produccin en fro ha alcan-zado su lmite econmico, el prximo paso esgeneralmente la recuperacin asistida termal-mente. Aqu tambin, se dispone de varios mto-dos. La tcnica de inyeccin cclica de vaporconsiste en estimular los pozos productores coninyeccin de vapor y luego ponerlos otra vez enproduccin. La inyeccin cclica de vapor puedeelevar los factores de recuperacin de 20 a 40%.

En los yacimientos con inyeccin de vapor, elvapor bombeado dentro de pozos inyectorescalienta el petrleo viscoso, el cual es luego pro-ducido por los pozos productores. Los pozosinyectores y productores pueden ser verticales uhorizontales. El emplazamiento del pozo y losprogramas de inyeccin dependen de las propie-dades del fluido y del yacimiento. En algunasoperaciones de inyeccin de vapor de agua, losfactores de recuperacin pueden alcanzar el 80%.

1. La formula que relaciona la gravedad especfica (S.G,por sus siglas en ingls) con la densidad API es:Densidad API = (141.5/S.G.)-131.5. Por lo tanto, el agua,con una gravedad especfica de 1, posee una densidadAPI de 10. (De Conaway C: The Petroleum Industry: ANontechnical Guide. Tulsa, Oklahoma, EUA: PennwellPublishing Co., 1999.) Aquellos petrleos ms densos que el agua se denominan ultrapesados o extrapesados.

2. Nehring R, Hess R y Kamionski M: The Heavy OilResources of the United States. R-2946-DOE (Febrero de 1983).

3. Los hidrocarburos parafnicos poseen un contenido altode cera, un alto punto de escurrimiento y no son reacti-

vos. Los hidrocarburos naftnicos, por el contrario,poseen bajo contenido de cera, un bajo punto de escu-rrimiento y no son reactivos. Los hidrocarburos aromti-cos son reactivos y poseen mayor solvencia que loshidrocarburos parafnicos o naftnicos. (De Tissot BP yWelte DH: Petroleum Formation and Occurrence. Berln,Alemania: Springer-Verlag, 1978.)

4. Ehlig-Economides CA, Fernndez BG y Gongora CA:Global Experiences and Practice for Cold Production ofModerate and Heavy Oil, artculo de la SPE 58773, pre-sentado en el Simposio Internacional de la SPE sobreControl del Dao de Formacin, Lafayette, Luisiana, EUA,23 al 24 de febrero de 2000.

Mayonesa

Viscosidad, centipoise0.1

1.0

10

100

1000

10,000

100,000

1,000,000

Ketchup

Mantecade man

Chocolate

Benceno

Leche

Crema

Jugode tomate

Miel

Pegamento

Bitumen

Aceite vegetal

Aceitede motor

Agua

Densidad en grados API70

60

50

40

30

20

0

10

Petrleosultrapesados

Petrleopesado

Petrleo negro

Aceite voltil

Condensados

Bitumen

Aceite de oliva

Aceite vegetal

Agua

Mayonesa

> Densidades y viscosidades de los hidrocarbu-ros y de otros lquidos. Las densidades API de loshidrocarburos lquidos varan entre 4 para loshidrocarburos ricos en bitumen y 70 para loscondensados. El petrleo pesado puede poseeruna viscosidad similar a la de la miel.

Para los productores de petrleo dedicados ala recuperacin de petrleo pesado, el emprendi-miento requiere una inversin de largo plazo. Laalta viscosidad del petrleo pesado aumenta lasdificultades de transporte y de obtencin de pro-ductos comerciables, requiere tcnicas de refina-miento especiales y por ende ms costosas. Elvalor de la tecnologa depende de su habilidadpara reducir el costo total. Debido a que la mayo-ra de los campos de petrleo pesado son some-ros, los costos de perforacin no han constituidoel factor dominante, pero el uso creciente depozos horizontales y multilaterales complejosest introduciendo algunos costos en esta etapadel desarrollo. El costo primario reside tpica-mente en la energa necesaria para generar einyectar el vapor requerido para movilizar lospetrleos viscosos. En muchos casos, estos cos-tos operativos estn proyectados para continuarpor 80 aos o ms.

Cada regin posee petrleo con diferentespropiedades fsicas y se halla en una etapa dife-rente del proceso de maduracin, de modo quecada una utiliza diferentes tcnicas de desarrolloy de produccin. Este artculo describe cmo lascompaas operadoras en reas seleccionadaslos EUA, Indonesia, Venezuela y Canadestnobteniendo lo mejor de sus activos de petrleopesado.

California, EUAProduciendo por ms de un sigloA fines de la dcada de 1800, los pobladores yexploradores descubrieron petrleo en Californiaperforando yacimientos someros de petrleopesado y de brea cercanos a la superficie. Tres delos seis campos sper gigantes de California soncampos de petrleo pesado: Midway-Sunset,Kern River y South Belridge ya han producido msde 160 millones de m3 [mil millones de barriles]de petrleo cada uno.

El Campo Kern River, ubicado cerca deBakersfield, California, se descubri en 1899cuando el pozo descubridor cavado a manoencontr petrleo a 13 m [43 pies] de profundi-dad. El campo es de unos 10 km de largo por 6.4km de ancho [6 millas por 4 millas], y producepetrleo pesado de la Formacin Kern River, deedad Miocena a Pleistocena (arriba a la derecha).Las areniscas de la Formacin Kern River poseanuna saturacin de petrleo inicial promedio de50%. La porosidad promedio es de 31%, y la per-meabilidad vara entre 1 a 10 darcies. El campocontena unos 640 millones de m3 [4 mil millones]

de barriles de petrleo originalmente en sitio(POES). Sin embargo, la densidad del petrleo de10 a 15API y la viscosidad de 500 a 10,000 cp[0.5 a 10 Pa-s], combinadas con las bajas tempe-raturas y la presin inicial del yacimiento, dieroncomo resultado una baja recuperacin primaria.

La produccin del Campo Kern River alcanzun pico de casi ms de 6356 m3/d [40,000 B/D] a

principios de la dcada de 1900 (abajo). El pobrecomportamiento del yacimiento y la bajademanda de crudo pesado, causaron que la pro-duccin declinara a bajos niveles hasta el adve-nimiento de tcnicas de refinamiento msavanzadas de petrleo pesado, ocurrido a princi-pios de la dcada de 1950. La llegada de calen-tadores de fondo de pozo a mediados de la

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5. Brelih DA y Kodl EJ: Detailed Mapping of Fluvial SandBodies Improves Perforating Strategy at Kern RiverField, artculo de la SPE 20080, presentado en la 60taConferencia Regional de California de la SPE, Ventura,California, EUA, 4 al 6 de abril de 1990.

Bakersfield

CA

LI

FO

RN

IA

Campo Kern River

> Campo Kern River, operado por ChevronTexaco cerca de Bakersfield,California, EUA. El afloramiento, observado desde el oeste, muestra arenis-cas de colores claros y limolitas de colores oscuros de la Formacin KernRiver, que buza de 3 a 5 grados hacia el suroeste. Las areniscas producenpetrleo y las limolitas actan como barreras de permeabilidad al movi-miento del petrleo y del vapor.

160,000

Prod

ucci

n d

e pe

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o, B

/D

140,000

120,000

100,000

80,000

60,000

40,000

20,000

01900 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990

Inyeccin de vapor

Ao

Historia de produccin del Campo Kern River

> Historia de la produccin de petrleo del Campo Kern River. La baja recu-peracin primaria que utilizaba tcnicas de produccin en fro finaliz en ladcada de 1960, cuando los mtodos de inyeccin de vapor rejuvenecieronel campo; un programa que contina actualmente.

Invierno de 2002/2003 35

dcada de 1950 aument la produccin. La expe-rimentacin con inyeccin de vapor a principiosde la dcada de 1960 ayud a comprobar elpotencial de los mtodos de recuperacin termal.El crudo del Campo Kern River responde conside-rablemente bien al calor: la viscosidad de 12,000cp [12 Pa-s] a la temperatura de yacimiento de32C [90F], se reduce por un factor de 600, a 20cp [0.02 Pas-s] a la temperatura de inyeccin devapor de agua de 128 C [260F].5 En 1973, el75% de la produccin del Campo Kern River pro-vena de proyectos de desplazamiento por vaporde agua.

El crecimiento proyectado para la produccindel campo requiere muy buen manejo del calor, ola utilizacin del vapor de la forma ms eficiente.La relacin vapor-petrleo (SOR, por sus siglas eningls) es un factor importante cuando se evalala eficiencia de la recuperacin. La relacin SORse define como el nmero de barriles de vaporen trminos de agua fra equivalente, (CWE, porsus siglas en ingls)requerido para producir unbarril de petrleo. La relacin SOR y el costo aso-ciado con la generacin de vapor afectan directa-mente la rentabilidad del proyecto (derecha).Cuando el precio del gas, el combustible requeridopara la generacin de vapor, es demasiado alto, yel precio de petrleo pesado es bajo, las opera-ciones de inyeccin de vapor se ven restringidas.

Para ChevronTexacoel operador del CampoKern Riverla vigilancia del yacimiento consti-tuye un elemento crtico en el manejo del calor. Senecesitan descripciones exactas y oportunas de ladistribucin de calor dentro del yacimiento paracalcular la cantidad apropiada de vapor inyectado.

La inyeccin de vapor tpica se realiza con unpatrn de 5 puntos que cubre un rea de 10,120 m2

[2.5 acres], con un pozo productor en cadaesquina y un pozo inyector en el centro. Las varia-ciones de esta configuracin incluyen los patro-nes de 9 puntos y patrones combinados. El vaporinyectado se eleva desde los disparos (caoneos,perforaciones, punzados) en el pozo inyectorhasta que se encuentra con una barrera litolgica

impermeable. Luego el vapor se extiende lateral-mente hasta que irrumpe en un pozo productor.Mientras el petrleo se produce por drenaje gra-vitacional, la cmara de vapor, o volumen satu-rado de vapor, crece en direccin descendente(arriba). En la realidad, las heterogeneidadesgeolgicas y las complejidades del pozo permitenque el vapor viaje a lo largo de trayectorias noplanificadas.

Cost

o de

l vap

or, U

S$/b

bl

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 5.5 6.0

7

6

5

4

3

2

1

8

Rela

cin

vap

or-p

etr

leo

Precio del gas combustible, US$/millones Btu

Efecto del costo del combustible y de la relacinvapor-petrleo en el costo de producir petrleo

> Costo del combustible y relacin vapor-petrleo (SOR, por sus siglas en in-gls) y su efecto en el costo de la produccin de petrleo pesado. La relacinSOR se define como el nmero de barriles de vapor equivalentes a agua fra(CWE, por sus siglas en ingls), requeridos para producir un barril de petr-leo. Su valor se determina por el yacimiento y la eficiencia del proceso deinyeccin de vapor. La interseccin entre el precio del combustible (gas, enel caso de California) y la relacin SOR (lneas de color) determina el costodel vapor por barril de petrleo producido. Los operadores pueden utilizaresta grfica para determinar el precio mximo del combustible para el cualla produccin se mantiene rentable.

Pozoinyector

Pozo deobservacin

Pozo productor

Vapor Petrleo y agua

Salida de flujoVapor

Sobrecarga

Petrleo y agua

Entradade flujo

Pozoproductor Pozo de

observacinPozo

inyector

Pozoproductor Pozo

inyector

LimolitaZona de petrleo

> Escenarios ideales y reales para el movimiento del vapor inyectado. Idealmente (izquierda), el vapor se eleva desde los disparos (caoneos, perforacio-nes, punzados) en el pozo inyector hasta que alcanza una barrera impermeable, luego se distribuye lateralmente hacia los pozos productores hasta queirrumpe en los mismos. Despus, el volumen de vapor se desplaza hacia abajo a medida que el petrleo es producido por drenaje gravitacional. Ms co-mnmente (derecha), las complejidades del yacimiento y del pozo causan que el vapor viaje a lo largo de trayectorias desconocidas. Estas complejidadesincluyen barreras discontinuas de limolita, que permiten contactos entre las areniscas, las cuales actan como conductos a zonas productivas superiores;tareas de cementacin inadecuadas y aislamiento zonal incompleto; el influjo de agua, que requiere altos volmenes de vapor para elevar la temperatura;y el contacto con areniscas llenas de aire, que provocan altas prdidas de calor.

El Campo Kern River posee ms de 15,000pozos inyectores y productores, y una red de 540pozos de observacin (arriba). Existe aproximada-mente un pozo de observacin por cada cincopatrones de inyeccin. En cada pozo perforado, sehan adquirido recientemente resistividades aagujero descubierto, registros de densidad-neu-trn y de Propagacin Electromagntica EPT. Losregistros de pozo entubado obtenidos siguiendoun programa preestablecido en los pozos deobservacin son tiles para vigilar rutinariamenteel progreso del vapor. stos incluyen registros detemperatura para observar la variacin de la tem-peratura del yacimiento en funcin de la profun-didad, y registros de la herramienta de Control deSaturacin del Yacimiento RST para determinar lasaturacin de petrleo utilizando relaciones car-bono-oxgeno (C/O).6 Estos registros se utilizanpara crear modelos tridimensionales (3D) de latemperatura, de la saturacin de petrleo y de ladistribucin del vapor. Estos modelos, combina-dos con un modelo litolgico generado a partir deregistros de resistividad de agujero descubierto,se utilizan para crear secciones transversales y

modelos de visualizacin que facilitan las estima-ciones de los regmenes de inyeccin de calor.Los registros de temperatura se adquieren cadatres meses porque la temperatura puede cambiarrpidamente en proyectos de inyeccin de vapormuy activos y es importante reaccionar rpida-mente: la modificacin de los regmenes de inyec-cin en el momento correcto puede significar unimportante ahorro de costos.

En el Campo Kern River, los gelogos deChevronTexaco ingresan datos de pozos de obser-vacin en las herramientas de visualizacin 3Dpara manipular el modelo, realizar clculos volu-mtricos y administrar el calor (prxima pgina,abajo). En este ejemplo, se han utilizado datos deresistividad para modelar la distribucin de lascapas de limolita y arenisca en un proyectopequeo del Campo Kern River. La grfica muestraun solo plano vertical a travs del modelo 3D dedistribucin de la temperatura, integrado con unmodelo geolgico. Aqu se muestra que en el pozoAcme 14 la arenisca inferior R1 y la arenisca Gcontienen buenas saturaciones de petrleo a unatemperatura relativamente baja. Esta combinacin

es atractiva para una operacin de inyeccincclica de vapor en una zona aislada con empaca-dores. Antes del trabajo, el pozo Acme 14 produ-ca 3 m3/d [20 bppd]. Este valor es mayor que elpromedio de 2.2 m3/d [14 bppd] para el campo.Despus de inyectar vapor en este intervalo, elpozo Acme 14 respondi con un adicional de 6.4m3/d [40 bppd]; un aumento de 300%, cayendo asdentro del grupo de pozos que producen el 90% oms del valor del pozo de mayor produccin.

Estas herramientas de visualizacin permitena los miembros del equipo de activos determinarla distribucin de vapor, ajustar los regmenes deinyeccin de vapor y optimizar los disparos en losproyectos existentes, al igual que en los proyec-tos futuros.

Algunos operadores de California estn eva-luando otras formas de controlar el movimientodel vapor. Desde 1996, se han instrumentadovarios campos de petrleo pesado con medidoresde fibra ptica de la distribucin de la tempera-tura (DTS, por sus siglas en ingls) SENSA. Lafibra ptica sirve tanto de medidor como de sis-tema de transmisin y permite efectuar lecturas

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15,242 pozos en el Campo Kern River

Pozos de observacinde la temperatura enel Campo Kern River

0

1.0

km

0

1.6

millas

> Pozos inyectores y productores (puntos negros) del Campo Kern River. El inserto de la derecha mues-tra la densidad de los pozos de observacin (puntos rojos) en la parte sureste del Campo Kern River.

Invierno de 2002/2003 37

de temperatura a intervalos de 1 m [3.3 pies]. Elsistema ha sido utilizado en numerosos pozosque producen por bombeo mecnico a temperatu-ras de hasta 249C [480F]. Cuando se despliegaen pozos productores, el sistema DTS puede ins-talarse en un tubo de acero inoxidable de 14 pul-gadas, sujetado en la parte exterior de la tuberade revestimiento o de la tubera de produccin.En un caso, el sistema de fibra ptica detectindicaciones de prdida de vapor detrs de latubera de revestimiento; la prdida flua hacia lasuperficie. El pozo se intervino para reparar laprdida antes de que se produjera una rupturapor alta temperatura en la superficie.

En otro caso, se control la inyeccin de vaporen tres areniscas desde un pozo de observacin.Cuando comenz la vigilancia, el vapor habaalcanzado dos de las areniscas en la posicin delpozo de observacin (derecha). Luego de 15meses, el sistema DTS detect irrupcin de vaporen la arenisca superior. Adems, se han instaladosistemas de fibra ptica SENSA para controlar elmovimiento del vapor en ms de 150 pozos, inclu-yendo proyectos en Indonesia, Venezuela,Canad y Omn, en pozos verticales de produc-cin y de observacin y en pozos horizontales.

ChevronTexaco y otros productores de petr-leo pesado en California estn probando conlevantamientos electromagnticos (EM, por sussiglas en ingls) transversales como otra formade confeccionar mapas de la saturacin de petr-leo residual y determinar los factores que contro-lan el flujo de vapor y de petrleo. El mtodo delevantamientos EM transversales est diseadopara confeccionar un mapa de la distribucin dela conductividad entre los pozos. Un sistema decampo para efectuar levantamientos EM trans-versales consiste de una herramienta transmi-sora bajada en un pozo y una herramientareceptora bajada en otro pozo, localizado a 1 km[0.6 millas] de distancia del pozo emisor. Lasherramientas se despliegan con equipos estndarpara operaciones a cable y se conectan a superfi-cie mediante telemetra convencional. Posicio-nando las herramientas transmisora y receptoraarriba, abajo y dentro de la zona de inters, sepueden obtener datos para la inversin tomogr-fica, dando como resultado un modelo de conduc-tividad entre los pozos.

6. Albertin I, Darling H, Mahdavi M, Plasek R, Cedeo I,Hemingway J, Richter P, Markley M, Olesen J-R, RoscoeB y Zeng W: The Many Facets of Pulsed NeutronCased-Hole Logging, Oilfield Review 8, no. 2 (Verano de 1996): 2841.Harness P, Shotts N, Hemingway J, Rose D y van derSluis R: Accurate Oil Saturation Determination andMonitoring in a Heavy Oil Reservoir, artculo de la SPE 46245, presentado en la Conferencia Regional deOccidente de la SPE, Bakersfield, California, EUA, 10 al 13 de mayo de 1998.

Seccin transversalde temperatura Acme 14

Acme 25

Visualizacin 3D, de este a oeste

Barrerasde limolita

Saturacin depetrleo > 30%

Petrleo pasadopor alto en lazona R1

Estimulacionescon empacadorde la zona R1

Arena GTe

mpe

ratu

ra,

F

280230215200150110100

> Vista tridimensional de areniscas, limolitas y temperatura en una porcin del proyecto del CampoKern River. Las areniscas con saturaciones de petrleo mayores a 30% se muestran en color verde.Las limolitas, con resistividades inferiores a 10 ohm-m, se muestran en color celeste. Esta vista indicaque la zona inferior R1 todava posee buena saturacin de petrleo y su temperatura es relativamentebaja. Esto convierte a la zona en un candidato potencial para efectuar una inyeccin cclica de vapor,aislando el intervalo con un empacador.

500 550 600 650 700 750 800 850 900 950 1000 1050 11000

3

6

9

12

15

18

Profundidad, pies

Tiemp

o, me

ses

500

550

600

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700

750

800

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900

950

1000

1050

Prof

undi

dad,

pie

s Irrupcin de vapor a los 650 piesluego de 15 meses de inyeccinTemperatura, F

300 a 400400 a 500

200 a 300100 a 200

> Control de la temperatura con fibra ptica en un pozo de observacin deun proyecto de inyeccin de vapor. El vapor se inyect en tres areniscas(inserto), y al comienzo de este perodo de vigilancia rutinaria, ya habaalcanzado las dos areniscas inferiores en la localizacin del pozo de obser-vacin. El sistema de medidores de fibra ptica de la distribucin de la tem-peratura (DTS, por sus siglas en ingls), detect la irrupcin de vapor en laarenisca superior luego de 15 meses de comenzada la inyeccin.

ElectroMagmnetic Instruments, Inc. ha condu-cido levantamientos EM transversales en varioscampos petroleros en operacin. En un levanta-miento ejecutado en el Campo Kern River seregistraron datos de induccin EM entre trespares de pozos, incluyendo los pozos de observa-cin T04 y T05, entubados con fibra de vidrio y unpozo productor, T65, entubado con tubera deacero. Los registros convencionales de induccin-resistividad permiten diferenciar las areniscas(de resistividad ms alta, 8 a 50 ohm-m) de laslimolitas (de resistividad ms baja, 2 a 8 ohm-m),y facilitan la identificacin de los principalesintervalos del yacimiento bajo inyeccin de vapor(arriba). Debido a la baja salinidad del agua con-nata, no es posible distinguir las fases acuosas ypetrolferas en los registros de resistividad solos.Sin embargo, los intervalos saturados de vapor sepueden distinguir de los intervalos saturados deagua fra o de petrleo, principalmente porque laalta temperatura reduce la resistividad de la for-macin en ms del 40%. Por ejemplo, los regis-tros de induccin a travs de las areniscas G, K yK1 muestran correlacin entre los Pozos T05 yT04, pero las resistividades de las areniscas son30 a 40% ms bajas en el Pozo T05. El Pozo T04se perfor en un inesperado punto fro; las tem-

peraturas eran 56C [100F] ms bajas en el PozoT04 que en el T05. Por alguna razn, el vaporinyectado haba pasado por alto los intervalosproductivos en el Pozo T04, dejando una altasaturacin de petrleo. Los gelogos del CampoKern River han identificado varias reas semejan-tes, y para ellos es prioritario descubrir la causadel aislamiento en sus intentos por maximizar laproduccin.

Durante la inversin de los datos del levanta-miento EM transversal se toma un modelo inicialde conductividad (recproca de la resistividadelctrica) entre pozos, generalmente derivada delos registros de resistividad obtenidos en los dospozos, luego se ajusta el modelo hasta que losdatos observados y calculados coinciden dentrode una determinada tolerancia. El modelo finalindica alguna variacin estratigrfica y una posi-ble variacin estructural en la regin entre pozos(prxima pgina, arriba). El espesor de la capa delimolita de alta conductividad que separa las dosunidades productoras aumenta sustancialmente,pero en forma discontinua a mitad de caminoentre los pozos de observacin. Este engrosa-miento discontinuo puede corresponder a una fallapequea que est provocando que el vapor pasepor alto los intervalos productivos en el Pozo T04.

La inversin y generacin de imgenes tomo-grficas constituyen nuevas tcnicas y reas deinvestigacin activas.7 Las inversiones no arrojanresultados exclusivos; esto significa que variosmodelos de resistividad pueden satisfacer losdatos observados. Los resultados mejorancuando se utilizan datos adicionales, tales comosecciones transversales provenientes de levanta-mientos ssmicos, para limitar la inversin. Afines de 2002, ElectroMagnetic Instruments con-dujo nuevos levantamientos EM transversales enesta rea del Campo Kern River para ensayar laidea de que las fallas de la formacin podranestar influenciando la eficiencia de barrido.

38 Oilfield Review

7. Wilt M, Lee K, Alumbaugh D, Morrison HF, Becker A,Tseng HW y Torres-Verdin C: Crosshole Electro-Magnetic TomographyA New Technology for Oil FieldCharacterization, The Leading Edge 14, no. 3 (Marzo de 1995): 173177.Wilt M, Lee KH, Becker A, Spies B y Wang B: CrossholeEM in Steel-Cased Boreholes, Resmenes Expandidos,66ta Reunin Internacional Anual de la SEG, Denver,Colorado, EUA (10 al 15 de noviembre de 1996): 230233.

8. Gael BT, Gross SJ y McNaboe GJ: DevelopmentPlanning and Reservoir Management in the Duri SteamFlood, artculo de la SPE 29668, presentado en laConferencia Regional Occidental de la SPE, Bakersfield,California, EUA, 8 al 10 de marzo de 1995.

Pozo de observacinPozo productorPozo inyector

TO5 TO4

TO1

T65

704 p

ies

375 pies

1 10 100

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

Prof

undi

dad,

pie

s

1 10 100

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1 100ohm-m 1 100ohm-mResistividad Resistividad

TO5 TO4

Areniscas G, K y K1

Areniscas R y R1

> Registros de resistividad en pozos seleccionados para un levantamiento electromagntico (EM)transversal del Campo Kern River. Los registros de resistividad convencionales distinguen las arenis-cas de mayor resistividad (8 a 50 ohm-m) de las limolitas de menor resistividad (2 a 8 ohm-m), e identi-fican los principales intervalos del yacimiento bajo inyeccin de vapor: G, K, y K1; y R y R1. El levanta-miento EM transversal comprendi registros de induccin electromagntica entre tres pares de pozos(inserto), incluyendo los pozos de observacin entubados con tubera de fibra de vidrio, T04 y T05, y elpozo productor, T65, entubado con tubera de acero.

CAMBOYA

VIETN

AM

TAILANDIA

MALASIA

Malay

sia

SUMATRA

Borneo

M A RM E

R ID I

O NA

LD

EC

HI N

A

GOLFO DETAILANDIA

LAOS

BIRMANIA

CampoDuri

0

300

km

0 millas

480

1211 13

10

8

5

4

93

2

1

7

6

Campo Duri

Invierno de 2002/2003 39

IndonesiaEl mayor proyecto de inyeccin de vaporEl petrleo pesado en Indonesia es prcticamentesinnimo de Duri, un gran campo somero aso-ciado con la operacin de inyeccin de vapor msgrande del mundo en trminos de produccin depetrleo y de vapor inyectado (derecha). El CampoDuri, descubierto en 1941, no fue puesto en pro-duccin hasta la instalacin de una tubera deconduccin en 1954. La produccin primaria, lamayor parte proveniente de empuje por expan-sin del gas disuelto y por compactacin, alcanzun pico de 10,300 m3/d [65,000 bppd] a mediadosde la dcada de 1960 y se planific para alcanzaruna recuperacin final de slo el 7% del POES.8 Laestimulacin cclica de vapor demostr ser til enpozos individuales, y esto motiv la iniciacin deun proyecto piloto de inyeccin de vapor en 1975.Luego de que el proyecto piloto permiti recupe-rar con xito el 30% del POES, el primer gran pro-yecto se comenz en 1985. El Campo Duri ahoraproduce cerca de 36,500 m3/d [230,000 bppd] depetrleo y se inyectan 950,000 BCWE/D de vapor.En algunas reas el factor de recuperacin totalalcanza el 70%. Actualmente, hay 4000 pozosproductores, 1600 pozos inyectores y 300 pozosde observacin. El Campo Duri es operado por PT.Caltex Pacific Indonesia (CPI) bajo un contrato deproduccin compartida con el Gobierno deIndonesia.

Aren

isca

s G,

K y

K1

Aren

isca

s R

y R1

0 50 100 150 200 250 300 350Distancia, pies

Seccin transversal de conductividad EM TO4TO5

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

300

Pro

fund

idad

, pie

s

0.050.50 0.140.230.41 0.32 Conductividad, S/m

Resistividad, ohm-m2.0 20.0

> Resultados de la inversin del levantamiento EM transversal entre los pozos de observacin, T04 yT05. El color azul indica baja conductividad (alta resistividad) y el amarillo seala mayor conductivi-dad (menor resistividad). El espesor de la capa de limolita (amarillo-verde) que separa las unidadesproductoras aumenta sustancialmente casi a mitad de distancia entre los pozos de observacin, locual puede explicar el menor flujo de vapor hacia el Pozo T04.

> Campo Duri en Sumatra Central operado por PT.Caltex Pacific Indonesia (CPI). El campo se divideen 13 reas, de las cuales 10 (color marrn) sehallan en alguna etapa del proceso de inyeccinde vapor. Se han efectuado levantamientos ssmi-cos en varias porciones del campo, en algunoscasos en forma repetida, para el control del yaci-miento mediante la aplicacin de la tcnica delapsos de tiempo.

Las formaciones del Campo Duri comprendentres grupos principales; Rindu, Pertama-Kedua yBaji-Jaga-Dalam (derecha). Debido a que esteltimo grupo slo contiene petrleo en unaspocas elevaciones estructurales en el sur y a quela inyeccin de vapor comenz slo reciente-mente en el Grupo Rindu, la mayor parte de laproduccin proviene de los Grupos Pertama yKedua. La inyeccin de vapor se ha aplicado a tra-vs de todo el campo, con 10 de 13 reas actual-mente en alguna etapa de la inyeccin de vapor.El volumen total de vapor inyectado ha permane-cido constante desde mediados de la dcada de1990, de modo que se abren nuevas reas slocuando un rea existente ha sido suficientementeinvadida; generalmente luego de aproximada-mente 10 aos. La mayora de los esquemas deinyeccin son patrones invertidos de 9 puntos,extendindose a travs de una superficie de msde 250 m por 250 m [15.5 acres]. En reas conmenor espesor productivo, se utiliza un patrn de5 puntos que cubre la misma superficie, mientrasque diseos anteriores utilizaban un patrn inver-tido de 7 puntos a travs de una superficie de 217m por 217 m [11,625 acres].

La produccin ocurre principalmente comoconsecuencia de la presin ejercida por el vaporantes de irrumpir en los pozos productores. Luegode unos pocos meses de inyeccin, la produccinde petrleo aumenta rpidamente a valores cer-canos a cinco veces las producciones obtenidasantes de comenzar la inyeccin de vapor, con gra-dientes de presin horizontales de ms de 1lpc/pie [22.6 kPa/m] entre pozos inyectores y pro-ductores. Los pozos inyectores se terminan demodo que la cantidad de vapor inyectado dentrode una capa sea proporcional al petrleo netoestimado en sitio. An as, los frentes de vaporgeneralmente son bien definidos, irrumpiendoprimero en los intervalos de mayor permeabili-dad, tal como se espera.

La irrupcin de vapor ocurre en una capa par-ticular de un patrn luego de que se inyecta apro-ximadamente un volumen de poro (PVI, por sussiglas en ingls) de vapor. A continuacin, lainyeccin de vapor dentro de esa capa contina aun rgimen ms bajo hasta alcanzar cerca de 1.4PVI. El vapor luego se distribuye en otras reas.Posteriormente a la irrupcin, los gradientes depresin horizontales promedio disminuyen pordebajo de 0.2 lpc/pie [4.5 kPa/m], de manera quela produccin depende del drenaje gravitacional ydel calentamiento de las capas adyacentes. Elpetrleo pesado del Campo Duri es relativamenteliviano (de 17 a 21API) y posee una viscosidadrelativamente baja (300 cp a 100F) [0.3 Pa-s a38C]. La reduccin mxima de viscosidad es de

perfil de inyeccin del vapor. La irrupcin delvapor en los pozos productores se detecta por latemperatura y presin de boca de pozo y por latasa de flujo, al igual que por los registros detemperatura y del medidor de flujo. Estas tcni-cas han crecido recientemente gracias al adveni-miento de los medidores de flujo a molinete dealta temperatura, utilizados en los pozos inyecto-res, as como a los registros de temperatura efec-tuados con fibra ptica y a la determinacin delas huellas del petrleo.

Sin embargo, ninguna de estas tcnicasofrece una visin ms all del pozo y, an en com-binacin, pueden ser insuficientes para ofrecer unpanorama preciso de la eficacia de desplaza-miento de los fluidos. La vigilancia ssmicamediante la aplicacin de la tcnica de lapsos detiempo es una tcnica que puede revelar la distri-bucin areal y entre pozos del vapor. Esta tcnicaha sido utilizada extensamente en el Campo Duri.

40 Oilfield Review

40 veces, mucho menos que en California. El dre-naje gravitacional se encuentra limitado debido aque las areniscas son relativamente delgadas yheterogneas, y como consecuencia del bajorelieve estructural y el largo espaciamiento delpatrn.

Los tcnicos de CPI pronto percibieron queuna buena recuperacin dependa de la compren-sin de la eficacia de desplazamiento vertical yareal del vapor. Al mismo tiempo, el xito econ-mico dependa del manejo eficiente del calor.Adems de una planificacin cuidadosa, de laadecuada implementacin y del manejo apro-piado del yacimiento, es importante vigilar rutina-riamente el progreso del vapor tan celosamentecomo sea posible.

Los pozos de observacin en el Campo Durihan sido vigilados rutinariamente desde el princi-pio del proyecto, utilizando las mismas tcnicasque en California. En los pozos inyectores, loslevantamientos con marcador radioactivo, utili-zando gas criptn como marcador, registran el

Profundidad promedio 500 pies

Presin del yacimiento antesde la inyeccin de vapor

100 lpc

Temperatura del yacimiento antesde la inyeccin de vapor

100F

Espesor neto promediode la zona productora

120 pies

Porosidad promedio 0.34 vol/vol

Saturacin inicial promediode petrleo

0.53 vol/vol

Permeabilidad promedio 1500 mD

Compresibilidad de la roca 57 x 10-6 lpc-1

Densidad promedio del petrleo 20API

Relacin gas-petrleo 15 pc/bbl

Viscosidad del petrleo a 100F 330 cp

Propiedades promedio del yacimiento

Viscosidad del petrleo a 300F 8.2 cp

Rayos Gamma Resistividad

Registro tipo

X400

X300

X500

X600

X700

X800

Prof

undi

dad,

pie

s

Form

aci

nB

angk

oFo

rmac

in

Bek

asap

Form

aci

n D

uri

Dalam

Jaga

Baji

Kedua

Pertama

Rindu 3

Rindu 2

Rindu 1

> Registro tipo de los yacimientos delCampo Duri y propiedades promedio paralas unidades Kedua y Pertama.

Invierno de 2002/2003 41

Vigilancia ssmica con la tcnica de lapsos detiempoLa vigilancia ssmica mediante la apli-cacin de la tcnica de lapsos de tiempo en elCampo Duri comenz con un proyecto piloto en1994.9 Se registr un levantamiento 3D de refe-rencia sobre un patrn de inyeccin un mes antesde que comenzara la inyeccin de vapor, y se repi-ti cinco veces durante los siguientes 20 meses.Los datos de laboratorio y la fsica acstica de laroca indican que el aumento de temperatura y lafase vapor asociados con la inyeccin de vapordisminuyen la velocidad ssmica, provocando quelas reflexiones dentro y debajo de la zona convapor se observen a mayor profundidad, o demo-radas en el dominio del tiempo. Por otra parte, elaumento de presin causado por la inyeccin devapor disuelve nuevamente el gas liberadodurante la produccin primaria, incrementandoas la velocidad ssmica y elevando artificial-mente los reflectores. En este campo, se observla superposicin de tales efectos (arriba). Elfrente de presin se mueve ms rpido que elfrente de temperatura, haciendo que los reflecto-res cercanos al pozo inyector se eleven modera-damente previo a profundizarse demasiado amedida que se calienta la formacin.

Los cambios en la velocidad ssmica tambinmodifican las amplitudes de reflexin. Una vezque el vapor est presente, la respuesta ssmicaes similar al punto brillante clsico del gas; unareflexin negativa de alta amplitud (valle) corres-pondiente al tope de la zona, seguida de unareflexin positiva de alta amplitud (pico). Estospuntos brillantes pueden ayudar a identificarzonas de vapor, pero es menester correlacionar-los cuidadosamente con los datos del pozo antesde interpretarlos como formaciones humedecin-dose con vapor.

Siguiendo el xito del proyecto piloto, seregistraron levantamientos 3D en diferentesreas del proyecto y a distintos tiempos. Un casoparticular ilustra porqu la vigilancia efectuadautilizando informacin del pozo es generalmenteinsuficiente para comprender y manejar la efica-cia de desplazamiento cuando se inyecta vapor.10

En este patrn, las temperaturas de cabeza depozo por encima de 121C [250F] en los dospozos productores, P1 y P2, indican irrupcinindeseable de vapor luego de slo 7 meses deinyeccin (abajo). El perfil de inyeccin en el pozo

9. Jenkins SD, Waite MW y Bee MF: Time-LapseMonitoring of the Duri Steamflood: A Pilot and StudyCase, The Leading Edge 16, no. 9 (Septiembre de 1997):12671273.

10. Waite MW, Sigit R, Rusdibiyo AV, Susanto T, Primadi H ySatriana D: Application of Seismic Monitoring toManage an Early-Stage Steamflood, artculo de la SPE37564, SPE Reservoir Engineering 12, no. 4 (Noviembre de 1997): 277283.

0

100

200

300

Yacimientosuperior

Contactoagua-petrleo

Tiem

po, m

s

350 m

Levantamientode referencia

Despus de 2 meses Despus de 5 meses Despus de 9 meses Despus de 13 meses Despus de 19 meses

> Datos ssmicos del levantamiento de referencia del Campo Duri registrado antes de que comenzara la inyeccin de vapor, y cinco levantamientos de vi-gilancia rutinaria registrados posteriormente. La seccin ssmica atraviesa la localizacin del pozo inyector (lnea punteada blanca) y el intervalo de inyec-cin de vapor (color rosa). A medida que avanza la inyeccin de vapor, las menores velocidades ssmicas que se observan en las reas tratadas causanuna flexin aparente en los reflectores. Al mismo tiempo, la impedancia acstica alterada aumenta la intensidad de reflexin. El avance del vapor inyec-tado est precedido por una zona con aumento de presin. Esto incrementa las velocidades ssmicas y causa una pequea elevacin aparente de losreflectores.

I2

A

A

P2

P1

OB1

I3

Pozo de observacin

Cobertura visual

Pozo productor, 100F

Pozo productor >250F

Pozo inyector

Corte A A

0 125m

0 410pies

> Patrn de inyeccin que muestra la localizacin de los pozos inyectores (I),de produccin (P) y de observacin (OB), y el corte AA. Se espera que seproduzca la irrupcin de vapor en los pozos productores cuando la tempera-tura se eleva por encima de los 250F, como ocurre en los Pozos P1 y P2.

inyector cercano I3 mostr que los GruposPertama Superior e Inferior estaban recibiendo lamayor parte del vapor. Un registro de tempera-tura en el pozo de observacin OB1 mostr unpico relacionado con el vapor en el GrupoPertama Superior, pero nada de vapor en lasotras zonas. Segn lo observado en el Pozo OB1,el desplazamiento ms rpido del frente de vaporen el Grupo Pertama Superior, se correspondacon el anlisis petrofsico, segn el cual la per-meabilidad promedio ms alta de las tres zonascorresponda a dicho grupo (izquierda).

De estos registros, una posible interpretacines que el vapor producido en los Pozos P1 y P2proviene del Grupo Pertama Superior. Una estra-tegia reparadora consistira en cerrar esta zonaen los dos pozos productores, forzando al vapor aexpandirse a otras reas del patrn. Sin embargoesta interpretacin no es la nica posible. Paraarribar a esta conclusin, se asume que el PozoI3 es la fuente de vapor, en vez de los Pozos I2 oI4, y que el vapor que est siendo inyectado en elGrupo Pertama Inferior se est moviendo haciaotros patrones, en direccin sur y este.

Al mismo tiempo que se obtuvieron los regis-tros de pozos, se registr un levantamiento ss-mico 3D. Los datos se procesaron comoondculas de fase cero, filtrndolos hasta hacer-los coincidir con un perfil ssmico vertical (VSP,por sus siglas en ingls), adquirido al mismotiempo en el pozo de observacin. Una imagenexpandida a travs del yacimiento indica variastrayectorias del vapor (valle rojo sobre pico azul),pero no en las direcciones esperadas. Es posibleobservar dos trayectorias procediendo del PozoI3; una en el Grupo Pertama Superior hacia elpozo de observacin, lo cual explica entonces elregistro de temperatura, y la otra en el GrupoPertama Inferior hacia el Pozo P2. El Pozo P1parece no recibir vapor del Pozo I3, recibindoloen cambio en el Grupo Pertama Inferior del PozoI2 en direccin norte. En base a esta informacin,se concluye que es el Grupo Pertama Inferior elque debera cerrarse en los Pozos P1 y P2; unaconclusin diferente a la que se haba arribadoanalizando solamente los datos de los pozos.

Esta interpretacin ha sido an ms refinadacon el objetivo de comprender mejor la eficaciade desplazamiento para cada capa (prximapgina, arriba). La grfica muestra la presencia oausencia de vapor en base a una funcin discri-minadora derivada de atributos ssmicos y deinformacin de los pozos.11 Con esta informacin,se pueden tomar las acciones apropiadas paramejorar el barrido vertical y areal. Adems deaislar los intervalos que muestran irrupcin en

42 Oilfield Review

P1 OB1I3

P2

AA

GrupoPertamaSuperior

GrupoPertamaInferior

Grupo Kedua

190

180

200

210

220

230

Prof

undi

dad,

pie

s 24

27

9

Perfil deinyeccin, PVI

Registro detemperatura

254F270F

Oeste

Norte50 m

A

P1 OB1I3

P2

AA

190

180

200

210

220

230

Prof

undi

dad,

pie

s

254F270F

Vapor desde el Pozo I3

Oeste

Norte50 m

GrupoPertamaSuperior

GrupoPertamaInferior

GrupoKedua

B

Amplitud ssmicaNegativa Positiva

Prof

undi

dad,

pie

s

P2OB1 I3P1

AA

170

180

190

200

210

220

230

GrupoPertamaSuperior

GrupoPertamaInferior

GrupoKedua

Registro detemperatura

Norte Oeste50 m

C

> A) Seccin transversal AA del mapa de la pgina anterior que muestra losdatos de registros de pozo: registros de resistividad (color verde), de rayosgamma (color amarillo) y de temperatura (color rosa) en el Pozo OB1 y perfilde inyeccin de vapor del Pozo I3 en porcentaje de volumen de poro inyec-tado (PVI, por sus siglas en ingls), para cada formacin. B) La interpretacinconsistente ms simple de los datos de registros, sugiere que el vapor prove-niente del Grupo Pertama Superior es la fuente de calor en ambos pozos, P1 yP2. C) La seccin ssmica a lo largo del mismo corte muestra indicadores devapor de alta amplitud con tres colores rojos distintos sobre el color azul;esto indica tres diferentes trayectorias de vapor entre los pozos. Estos resul-tados son consistentes con los datos del pozo, pero muestran que la fuentede vapor en los Pozos P1 y P2 es el Grupo Pertama Inferior, no el Superior.

Invierno de 2002/2003 43

los pozos productores, la eficacia de desplaza-miento se mejora modificando los perfiles deinyeccin de los pozos inyectores, estimulandocclicamente a los pozos productores con vapor, yrestringiendo nuevamente a los productores demodo que el vapor se vea forzado a desplazarsehacia reas no barridas. La interpretacin de losdatos ssmicos 3D y de los que surgen de la apli-cacin de la tcnica de lapsos de tiempo, ha eli-minado gran parte de la incertidumbre existentesobre la distribucin del vapor, y ms reciente-mente, ha sido aplicada para detectar petrleopasado por alto.12

Desempeo de la produccinLos proyectosde inyeccin de vapor son particularmente sensi-bles a ciertos problemas de produccin. Debido aque la inyeccin de vapor casi siempre se realizaen areniscas someras no consolidadas, la pro-duccin de arena es un tema preocupante. Elvapor es reactivo e introduce grandes cambios en

la temperatura y en la presin; condiciones queson favorables a la corrosin y a la formacin deincrustaciones. El Campo Duri no constituye unaexcepcin para estos problemas y, debido a sutamao, los efectos son de importancia. En unasemana tpica de operaciones en el Campo Duri seperforan 10 nuevos pozos, se reparan o acondicio-nan 100 pozos, se remueven 300 camionadas dearena y se consumen 132 m3 [35,000 galones] decido. Con tantos pozos, cualquier mejora efectivaen materia de costos introducida en las tcnicasde produccin puede tener un impacto importanteen la rentabilidad del proyecto.

En el Campo Duri, se han utilizado varias tc-nicas para mejorar la productividad de los pozosy controlar la produccin de arena. Desde elcomienzo de la inyeccin de vapor, los pozos hansido terminados utilizando filtros (cedazos) deexclusin de arena convencionales y empaquesde grava efectuados a pozo abierto, o en algunos

casos empaques de grava efectuados a pozoentubado (abajo). A mediados de la dcada de1990, CPI introdujo tratamientos de fractura-miento hidrulico seguidos de empaques degrava en pozos entubados. Estos tratamientoscrearon fracturas hidrulicas cortas y anchas enareniscas productivas, utilizando tcnicas decontrol del crecimiento longitudinal de la fractura(TSO, por sus siglas en ingls). La produccin dearena se control mediante tuberas ranuradas ya veces tambin empacando arenas curablescubiertas con resina dentro de las fracturas.13 Sibien se observaron algunas mejoras, la efectivi-dad en materia de costos no resultaba clara en ellargo plazo.14

Recientemente, las tcnicas de fractura-miento hidrulico han sido mejoradas utilizandotubera flexible para asegurar que todos los dis-paros sean correctamente empacados y empla-zando materiales, tales como aditivos PropNETpara el empaque de apuntalante en las fracturas;todo esto para controlar la produccin de arena.15

11. La funcin discriminadora se deriva de una combina-cin de varios atributos, tales como el error cuadrticomedio, la amplitud mxima, mnima y media, y variosatributos basados en el trabajo de Hilbert.

12. Sigit R, Satriana D, Peifer JP y Linawati A: SeismicallyGuided Bypassed Oil Identification in a MatureSteamflood Area, Duri Field, Sumatra, Indonesia, art-culo de la SPE 57261, presentado en la Conferencia deRecuperacin Asistida de Petrleo del Pacfico Asitico,Kuala Lumpur, Malasia, 25 al 26 de octubre de 1999.

13. Putra PH, Nasution RD, Thurston FK, Moran JH y MaloneBP: TSO Frac-Packing: Pilot Evaluation to Full-ScaleOperations in a Shallow Unconsolidated Heavy Oil

Reservoir, artculo de la SPE 37533, presentado en elSimposio Internacional de Operaciones Trmicas y dePetrleo Pesado, Bakersfield, California, EUA, 10 al 12 de febrero de 1997.

14. Butcher JR: New Area Development Strategy for DuriField: Evaluation of Gravel Pack/Frac Pack, artculo dela SPE 68633, presentado en la Conferencia y Exhibicinde Petrleo y de Gas del Pacfico Asitico de la SPE,Yakarta, Indonesia, 17 al 19 de abril de 2001.

15. Degenhardt KF, Stevenson J, Gale B, Gonzlez D, Hall S,Marsh J y Zemlak W: Aislamiento y estimulacin selec-tivos, Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002):6080.

GrupoPertamaSuperior

GrupoPertamaInferior

Norte

Oeste

P2OB1P1 I3

270F254FI2

> Visualizacin de la eficiencia de desplazamiento de la inyeccin devapor para los Grupos Pertama Superior e Inferior. La grfica muestra un desarrollo altamente no uniforme del frente de vapor inyectado. Estavisualizacin se basa en una clasificacin binaria (de vapor o no), deri-vada de atributos ssmicos mltiples extrados dentro de cada capa y dela informacin del pozo. El vapor se muestra en color rojo.

Tubera deproduccin de41/2 pulgadas

Tubera gua de24 pulgadas

Tubera derevestimientode superficie

de 16 pulgadas

Tubera derevestimientode produccin

de 103/4 pulgadas

Tubera derevestimiento

ranurada de65/8 pulgadas

con una aberturade 0.007 pulgadas

Bomba operadamecnicamente

Empaque degrava con

malla estndarnorteamericana

40-60Profundidad

total = 720 pies

Form

aci

nRi

ndu

Form

acio

nes

Perta

ma

y Ke

dua

> Terminacin tpica a travs de la FormacinRindu y de la interfaz entre las Formaciones Per-tama y Kedua. En este caso, la interfaz entre lasFormaciones Pertama y Kedua posee un empa-que de grava a pozo abierto, mientras que en laFormacin Rindu se efectu un tratamiento defracturamiento hidrulico, seguido de un empa-que de grava a pozo entubado.

En algunos pozos, estas tcnicas eliminan lanecesidad de un filtro o de un empaque de grava,lo cual reduce la cantidad de elementos de termi-nacin necesarios y facilita las tareas de repara-cin o el control de las zonas individualmente enel futuro. Si bien los resultados iniciales resultanprometedores, el empaque de grava a pozoabierto es todava el mtodo de terminacinestndar para los pozos nuevos.

Se han utilizado tambin varias tcnicas pararemover la incrustacin que se forma a lo largo delas tuberas ranuradas y dentro de los tubularesde produccin (arriba). El reemplazo de los filtroses costoso en trminos de tiempo de reparacin yde prdida de produccin. La acidificacin escomplicada y onerosa, y muestra slo un xitomoderado. En el ao 2001 se comenzaron a utili-zar exitosamente herramientas lanza chorros contubera flexible.16

Los procesos lanza chorro, tales como el servi-cio de remocin de incrustaciones Jet BLASTER,consisten en tratar el filtro con un chorro hidru-lico de alta velocidad mientras el filtro est siendorotado y extrado del pozo con tubera flexible. Losfluidos utilizados son cuidadosamente diseadospara remover las capas de calcita y de materialorgnico encontrado en los filtros y tuberas delpozo. Las pruebas de superficie demostraron quela aplicacin sucesiva de tres fluidos dara losmejores resultados sin daar la tubera ranurada.

Una solucin de 2% de KCI remueve gran parte delas incrustaciones en la pared interna por laaccin del chorro; el KCI es inerte de modo que suutilizacin en lugar del cido reduce el problemade la eliminacin de desechos. Una combinacinde solvente de xileno y asfalteno remueve lascapas de incrustacin orgnica, mientras que elHCI con una concentracin del 15% disuelve lascapas de calcita. Estos fluidos se aplican ennueve etapas, utilizando bastante tiempo y vol-menes suficientes para asegurar que ellos pene-

44 Oilfield Review

16. Ali SA, Irfan M, Rinaldi D, Malik BZ, Tong KK yFerdiansyah E: Case Study: Using CT-Deployed ScaleRemoval to Enhance Production in Duri Steam Flood,Indonesia, artculo de la SPE 74850, presentado en laConferencia y Exhibicin de Tubera Flexible de laSPE/ICoTA, Houston, Texas, EUA, 9 al 10 de abril de 2002.

17. El tiempo de recuperacin de la inversin se computacomo el costo promedio del tratamiento (US$ 30,000), divi-dido por la ganancia de petrleo (bppd) y por el precio delpetrleo (tomado a US$ 17).

18. Ferdiansyah E: Single Trip Scale Removal andInhibitionA Unique Approach, artculo de IngenieraGeneral de Campo de Schlumberger, presentado enDubai, EAU, 9 de septiembre de 2002.

Bfpd

pro

med

io

Bppd

pro

med

io

120

Petrleo (bppd)Fluido (bfpd)100

80

60

40

20

060 30 0 30 60

Tratamiento Das despusDas antes

600

400

200

0

800

> Valores promedio de la produccin de 39 pozos antes y despus deltratamiento diseado para eliminar las incrustaciones. A los 46 das deiniciado el tratamiento, la ganancia en produccin de petrleo ya habapagado el costo del tratamiento.

Rociado con JetBLASTER

B

Tubera base antes del tratamiento

Enrejado antes del tratamiento

A

Tubera base despus del tratamiento con JetBLASTER

Enrejado despus del tratamiento con JetBLASTER

C

> Remocin de incrustaciones utilizando la herramienta JetBLASTER. Se observa incrustacin de buen espesor (A) en ambas partes de la tubera ranu-rada; en el enrejado, adems de llenar los orificios en la tubera base (inserto). La fuerte accin de la herramienta JetBLASTER (B) eyecta fluido a chorrodesde una boquilla a razn de 0.6 m3/min [4 bbl/min]. Las pruebas de taller muestran los resultados de la tcnica con los fluidos seleccionados (C). Seobserva que la incrustacin ha sido removida no slo de los orificios de la tubera base sino tambin del enrejado.

Invierno de 2002/2003 45

tren la matriz de empaque de grava. Este procedi-miento se desarroll para pozos que haban sidointervenidos para agregar produccin del GrupoRindu a la de los Grupos Pertama y Kedua. Los dosltimos grupos estn calientes por la inyeccin devapor; cuando el agua fra, rica en calcio delGrupo Rindu ingresa en el pozo, es muy posibleque se origine una incrustacin de calcita.

A principios de 2002, se haban tratado 111pozos aplicando la tcnica lanza chorros con tube-ra flexible. Se seleccionaron estos pozos porque,en base al anlisis del agua producida y de las tem-peraturas de cabeza de pozo, se crea que podandesarrollar incrustaciones, y haban mostrado

VenezuelaLa acumulacin de petrleopesado ms grande del mundoEl primer campo venezolano importante de petr-leo pesado, Mene Grande, se descubri en 1914.Las areniscas someras que se encuentran a 168 m[550 pies] de profundidad, produjeron petrleo de10.5API, con regmenes de hasta 42 m3/d/pozo[264 B/D] por pozo. La inyeccin de vapor seprob en Mene Grande en 1956, pero el vapor dela formacin somera irrumpi en la superficie. Laprueba se detuvo, y cuando los pozos inyectoresse abrieron para liberar la presin, produjeronpetrleo. Esto condujo al descubrimiento fortuitode los beneficios de la inyeccin cclica de vapor;tcnica a veces denominada huff and puff o deempapado con vapor (steam-soak).

Venezuela posee muchos yacimientos de pe-trleo pesado, siendo el ms importante el dep-sito de petrleo pesado y ultrapesado msgrande del mundo; la Faja del Orinoco de 55,000km2 [21,240 millas cuadradas] (abajo). Un pozodescubridor del ao 1935 produjo crudo de 7APIa razn de 6 m3/d [40 B/D], pero la Faja no seestudi en detalle hasta 1968. Estos estudioscondujeron a Petrleos de Venezuela S.A (PDVSA)a realizar una importante campaa de cinco aos,durante la cual se evaluaron varias tcnicas deproduccin en fro y caliente. Se comprob quelas propiedades del yacimiento eran tpicas deareniscas someras, no consolidadas de petrleopesado (izquierda). Las estimaciones originalesindicaron que no ms del 5% del petrleo de 7 a10API originalmente en sitio podra recuperarsesin calentamiento. A fines de la dcada de 1980,el costo de calentamiento no favoreci la viabili-dad comercial de desarrollar la Faja.

V E N E Z U E L A Machete

Zuata HamacaCerroNegro

Instalacin demejoramiento

del crudo

CiudadGuayana

CaracasPuertoLa Cruz

0 400km

0 250millas

O C A N O A T L N T I C O

F a j a d e l O r i n o c o

> Ubicacin de la faja de petrleo extra pesado del Orinocola Faja Petrolfera del Orinococomn-mente denominada la Faja. El rea se divide en cuatro zonas, explotadas por cuatro compaas queoperan bajo un esquema de riesgos compartidos.

A

B

C

Registro tipo

X100

X000

X200

X300

X400

X500

X600

X700

Rayos Gamma ResistividadPr

ofun

dida

d, p

ies

Propiedades tpicas del yacimiento

Relacin gas-petrleo 60 a 70 pc/bbl

Viscosidad, muerta 5000+ cp

Viscosidad, viva 1200 a 2000 cp

Carcter de la arenisca No consolidada

Compresibilidad 80 a 90 x 10-6 lpc-1

Presin inicial 630 a 895 lpc

Densidad 8.4 a 10API

Temperatura 100 a 135F

Permeabilidad 1 a 17 D

Porosidad 30 a 35%

Profundidad 1700 a 2350 pies

> Propiedades tpicas del yacimiento y registrotipo de la Faja; en este caso del rea Zuata. Esteregistro tipo se construy con datos de trespozos, por lo cual los intervalos de profundidadno coinciden exactamente. Las areniscas debuen espesor y de alta resistividad (A y B) provie-nen muy posiblemente de un ambiente fluvial,mientras que las areniscas ms irregulares hantenido mayor influencia marina.

una declinacin constante de la produccin. Laproduccin de arena y la eficiencia de bombeo nocausaban problemas. El anlisis econmico de 39pozos mostr un beneficio promedio de la produc-cin de petrleo de 6 m3 [38 bbl] por pozo duranteal menos 60 das y un tiempo de recuperacin dela inversin de 46 das (pgina anterior, abajo).17

La tcnica lanza chorros ha sido claramenteprovechosa y ha contribuido a producir petrleoadicional. Sin embargo, los beneficios general-mente se pierden luego de varios meses cuandoprecipitan las incrustaciones. Debido a que losinhibidores convencionales de incrustaciones hanresultado slo moderadamente exitosos, se hantratado cuatro pozos recientes con un inhibidorespecial a base de fosfonato, colocado comoetapa final luego del tratamiento lanza chorros.18

Los primeros resultados fueron alentadores.

Ms tarde, varios factores se combinaron paramejorar la situacin. El crudo de la Faja posee unaviscosidad menor a cualquier densidad API que lamayora de los petrleos pesados (derecha).Entonces, a pesar de poseer una densidad APIextremadamente baja, fue posible bombear petr-leo sin el costo de calentamiento y obtener pro-ducciones de unos pocos cientos de barriles porda.19 Se necesitaban producciones ms altas paraun desarrollo econmicamente viable, pero losregmenes de produccin ms altos provocabanuna importante produccin de arena y requeranbombas de fondo de pozo ms poderosas. Lospozos horizontales resolvieron el primer problema,permitiendo tasas de flujo ms altas con menoscada de presin, y por lo tanto, minimizando losproblemas de produccin de arena. La produccinen fro de los pozos horizontales tambin podaofrecer un factor de recuperacin similar al de lainyeccin cclica de vapor en pozos verticales, aun costo mucho ms bajo. A mediados de ladcada de 1990, los pozos horizontales habancomenzado a resultar efectivos en materia de cos-tos, mientras que las bombas de cavidad progre-siva y las elctricas sumergibles habanevolucionado para manejar crudos pesados ygrandes volmenes. La tecnologa resultabaentonces apropiada para el desarrollo comercialdel petrleo pesado de la Faja.

Hoy, se estima que la regin contiene 216 milmillones de m3 [1.36 trillones de barriles] depetrleo en sitio. La Asociacin Estratgica dePetrleo Pesado del Orinoco que se form paradesarrollar las reservas del Orinoco, consiste decuatro compaas que operan bajo un esquemade riesgos compartidos.20 Operadora Cerro Negro,que incluye a ExxonMobil, Veba Oil & Gas y

PDVSA, permanece activa en el rea de CerroNegro; Petrozuata (ConocoPhilips y PDVSA) ySincor (TotalFinalElf, Statoil y PDVSA) estndesarrollando concesiones en el rea Zuata; yAmeriven (ConocoPhillips, ChevronTexaco yPDVSA) en Hamaca. El objetivo es alcanzar unaproduccin de petrleo pesado de 95,300 m3/d[600,000 B/D] para el ao 2005 y mantener estergimen por 35 aos.

Plan bsico de desarrolloPetrozuata fue el pri-mero de cuatro proyectos en entrar en operacin,comenzando sus actividades en 1997. Los estudiosefectuados previos al desarrollo indicaron que parael desarrollo primario de esta zona, era mejor utilizarpozos horizontales con produccin en fro en vez deinyeccin cclica de vapor en pozos verticales u hori-zontales. El modelo de yacimiento original, cons-truido con datos limitados de registros de pozos yningn dato ssmico, se compona de una sucesin

de extensos depsitos fluviales que coalescieronpara formar cuerpos de arenisca continuos bienconectados. Se estimaba que estos cuerpos de are-nisca tenan por lo menos 15 m [50 pies] de espesory residan en fajas de canales de varios kilmetrosde ancho, con rumbo suroeste-noreste.

Petrozuata dividi sus 300 km2 [74,000 acres]de concesin en rectngulos de drenaje de 1600 mpor 600 m [5249 pies por 1968 pies] y planific per-forar dos pozos horizontales en un solo cuerpo dearenisca desde una localizacin de pozos mlti-ples (pad) ubicada en los lmites de dos rectngu-los de drenaje. Cada pozo posea una seccinhorizontal de 1200 a 1500 m [3940 a 4921 pies] delargo, perforada de este a oeste para atravesarvarios canales. Estas secciones estaban termina-das con una tubera ranurada (izquierda). Debido aque los cuerpos de arenisca podran estar local-mente aislados, era importante desarrollar ms deun cuerpo de arenisca dentro de cada rectngulo.Cada localizacin contena entonces entre 4 y 12pozos. El primer pozo es un pozo estratigrfico ver-tical, perforado solamente para obtener informa-cin. En este pozo se adquieren registros y a vecesse extraen ncleos, y despus se abandona. Luegode correlacionar el pozo estratigrfico con otrospozos y con los datos ssmicos 3D, se seleccionanlas mejores areniscas para el emplazamiento delos pozos horizontales; las mejores significan ini-cialmente las de mayor espesor en y alrededor dela localizacin, acorde con las restricciones delplan de desarrollo del yacimiento. Como se ver,el diseo de los pozos horizontales evolucionconsiderablemente durante el proyecto.

Cada pozo es equipado con una bomba elc-trica sumergible o una bomba de cavidad progre-siva para levantar el crudo a la superficie. Seinyecta un diluyentenafta, o petrleo liviano de47APIen algn momento para reducir la visco-sidad y mejorar la deshidratacin. Se agrega un

46 Oilfield Review

1600 m 1600 m

1200 m

Localizacin de pozos mltiples (pad)

600

m

1200 m

Vista en plantaTubera de

revestimiento de133/8 pulgadas

Tubera derevestimiento de

95/8 pulgadas

Tubera ranuradade 7 pulgadas

Inyeccin de un dilyuente parala bomba elctrica sumergible

Bomba elctricasumergible o de

cavidad progresiva

> Pozo horizontal terminado con un solo tramo lateral. La vista en plantamuestra el esquema inicial de desarrollo: dos pozos perforados en direccineste-oeste de 1200 m [3940 pies] de longitud desde la localizacin de pozosmltiples (pad) drenan dos rectngulos, cada uno de 1600 por 600 m [5249 por1968 pies]. Estos pozos drenan una arenisca, otros pozos de la misma locali-zacin de pozos mltiples estn emplazados verticalmente por encima o pordebajo para drenar otras areniscas. Dentro del pozo se agrega una lnea a laterminacin (color negro) para inyectar un diluyente; esto slo si se instalauna bomba elctrica sumergible.

Densidad, grados API5 10 15 20 25

Visc

osid

ad, c

p

100,000

10,000

1000

100

10

1

CanadFaja del OrinocoLago de MaracaiboOtros

> Relacin entre la viscosidad y la densidad API para diferentes reas depetrleo pesado. (Adaptado de Ehlig-Economides et al, referencia 4.)

Invierno de 2002/2003 47

diluyente adicional a los centros de recoleccinde la localizacin antes de que las bombas multi-fsicas enven la mezcla de 16API a una plantacentral de procesamiento y luego a la instalacinde mejoramiento del crudo situada en la costanorte de Venezuela. El aditivo de mejoramientodel crudo sintetiza el petrleo mediano y otrosproductos de exportacin, extrayendo al mismotiempo la nafta para retornarla al campo.

MultilateralesEl xito econmico del pro-yecto depende de la perforacin de pozos hori-zontales de alta productividad y de mnimo costo.Petrozuata haba esperado obtener una produc-

cin promedio de entre 190 y 238 m3/d [1200 y1500 B/D] por pozo. Desafortunadamente, el pro-medio de los primeros 95 pozos laterales simplesalcanz slo 127 m3/d [800 B/D]. Quedaba claroque algo no se hallaba acorde con el plan.

El primer indicio radica en los registros depozos adquiridos mientras se perforaban lospozos horizontales.21 Algunos pozos poseanintervalos largos y continuos de arenisca de altacalidad, mientras que otros penetraban interva-los ms cortos de areniscas separadas por largosintervalos de limolita no productiva (arriba). Losintervalos cortos de areniscas significaban que el

pozo estaba penetrando yacimientos delgadosconectados a volmenes de petrleo pequeos.Las resistividades en estas areniscas eran gene-ralmente bajas, lo cual indicaba la mala calidaddel yacimiento. Estos factores explicaron elpobre comportamiento del pozo y mostraron quela geologa era ms complicada de lo que origi-nalmente se esperaba.

A fines de la dcada de1998, Petrozuata lanzun amplio programa de adquisicin de datos paracaracterizar mejor el yacimiento. Se adquirierondatos adicionales de registros y de ncleos ennuevos pozos estratigrficos, perforados en laslocalizaciones de los pozos y entre localizacio-nes.22 Los estudios mostraron que el yacimientocontena no solo depsitos fluviales sino tambindepsitos de canales distributarios y de estuariosde marea.23 Estos ltimos dos poseen una relacinentre espesor bruto y espesor neto muy variable,una relacin entre la permeabilidad horizontal yvertical, kv/kh, ms baja, y una menor conectivi-dad. Como resultado, se percibi que el espesorpromedio de la capa era de 9 m [30 pies] y no de15 m como se pensaba, con la mayor parte delpetrleo producible almacenado en capas de 6 a12 m [20 a 39 pies] de espesor. Los datos prove-nientes de los 149 pozos estratigrficos tambinsuministraron la informacin necesaria para eva-luar la distribucin de los cuerpos de arenisca.

19. En una arenisca de alta calidad, la permeabilidad puedeser de 20 D y la viscosidad del petrleo vivo de 2000 cp,lo que corresponde a una movilidad de 10 mD/cp, com-parable a la que se observa en muchos yacimientos depetrleo liviano.Trebolle RL, Chalot JP y Colmenares R: The OrinocoHeavy-Oil Belt Pilot Projects and Development Strategy,artculo de la SPE 25798, presentado en el SimposioInternacional de Operaciones Trmicas de la SPE,Bakersfield, California, EUA, 8 al 10 de febrero de 1993.

20. Layrisse I: Heavy-Oil Production in Venezuela: HistoricalRecap and Scenarios for the Next Century, artculo dela SPE 53464, presentado en el Simposio Internacionalde la SPE de Qumica del Campo Petrolero, Houston,Texas, USA, 16 al 19 de febrero de 1999.

21. Stalder JL, York GD, Kopper RJ, Curtis CM, Cole TL yCopley JH: Multilateral-Horizontal Wells Increase Rateand Lower Cost Per Barrel in the Zuata Field, Faja,Venezuela, artculo de la SPE 69700, presentado en el

Rayo

s gam

ma

3000Prof., pies 4000

5000

6000

7000

3000Prof., pies

020

00

200

API

0.2

2000

Resis

tivida

d

0.2

2000

ohm

-mAP

I

Resis

tivida

doh

m-m

Rayo

s gam

ma

Rojo = petrleo neto: resistividad > 20 ohm-m

Amarillo = arenisca en los registros de rayos gamma

Verde = limolita o lutita no productiva: resistividad < 20 ohm-m

Verde = limolita o lutita no productiva en los registros de rayos gamma40

00

5000

6000

A

B

> Registros adquiridos durante la perforacin de dos pozos horizontales. El pozo A atraviesa unaarenisca continua de alta calidad a lo largo de la seccin de 1525 m [5000 pies] de longitud; el pozo Bmuestra intervalos cortos de arenisca generalmente de menor resistividad, con intercalaciones delimolita. Estas areniscas cortas poseen probablemente slo unos pocos metros de espesor vertical-mente. Las areniscas delgadas y de baja calidad se observan principalmente en depsitos de unambiente influenciado por el mar.

Simposio Internacional de Operaciones Trmicas y dePetrleo Pesado de la SPE, Porlamar, Isla Margarita,Venezuela, 12 al 14 de marzo de 2001.

22. Para mediados del ao 2001 el conjunto de datos inclua:149 pozos estratigrficos, 298 laterales, 291 km2 de datosssmicos 3D, 18 estudios de tiros de pruebas de veloci-dad, 3 VSPs, 137 sismogramas sintticos, 8 pozos conncleo completo (4 fuera del rea), 6 registros de imge-nes (3 en pozos con ncleos), 2229 ncleos laterales de51 pozos, bioestratigrafa en 335 muestras de 17 pozos,geoqumica en 243 muestras de 23 pozos, y 12 muestrasde petrleo y 6 muestras de gas.

23. Kopper R, Kupecz J, Curtis C, Cole T, Dorn-Lpez D,Copley J, Muoz A y Caicedo V: ReservoirCharacterization of the Orinoco Heavy Oil Belt: MioceneOficina Formation, Zuata Field, Eastern VenezuelaBasin, artculo de la SPE 69697, presentado en elSimposio Internacional de Operaciones Trmicas y dePetrleo Pesado de la SPE, Porlamar, Isla Margarita,Venezuela, 12 al 14 de marzo de 2001.

Para drenar areniscas ms delgadas y msdiscontinuas, era obvio que se necesitaran tra-mos laterales adicionales y diseos de pozosms complejos. Debido al costo de un pozo nuevocompleto, los pozos multilaterales ofrecan unasolucin atractiva (vase Nuevos aspectos de la

construccin de pozos multilaterales, pgina 56).Sin embargo, ms tramos laterales no seranefectivos si no se desarrollaba la habilidad deubicarlos con exactitud. Tres factores clave hancontribuido a maximizar el conteo de arenisca yoptimizar el emplazamiento: primero, una conver-

sin de tiempo a profundidad precisa de losdatos ssmicos 3D utilizando registros de lospozos estratigrficos; segundo, una identificaciny correlacin de los marcadores geolgicos prin-cipales a travs de todo el campo; y tercero, unconocimiento del espesor neto esperado y su dis-tribucin areal obtenido de un mejor modelo defacies sedimentarias. Luego, durante la perfora-cin, los registros de resistividad y de rayosgamma adquiridos durante la perforacin (LWD,por sus siglas en ingls) se integran con el volu-men ssmico 3D y con los estudios de caracteri-zacin de yacimientos para comparar laformacin hallada con la prediccin geolgica. Sifuera necesario, la trayectoria del pozo se modi-fica, o se desva para optimizar la cantidad dearenisca perforada.

Con un mejor emplazamiento lateral, se pue-den utilizar diferentes tipos de pozos multilatera-les para distintos propsitos y diferentesambientes geolgicos (izquierda). Todos los late-rales, excepto las ramificaciones tipo espina dor-sal, se terminan con una tubera de revestimientoutilizando conexiones del Nivel 3.24 La bomba secoloca por encima del lateral superior, siempreque no quede a ms de 45 m [148 pies] del late-ral ms profundo. Los pozos multilaterales tipoespina dorsal son particularmente aptos paraexplotar cuerpos de arenisca delgados y multi-capa, depositados en un ambiente casi marino.Las ramificaciones tipo espina dorsal del proyectoPetrozuata generalmente se perforan hacia arribaen forma de arco hasta unos 300 m [984 pies] dedistancia de la espina, y se elevan verticalmenteunos 7 a 15 m [23 a 50 pies], para penetrar dife-rentes lentes dentro del cuerpo de arenisca y a finde facilitar el drenaje gravitacional del petrleonegro al tronco principal. Se han utilizado ramifi-caciones ms largas para explotar areniscas del-gadas y aisladas hasta 122 m [400 pies] arriba dellateral. El pozo multilateral promedio con ramifi-caciones tipo espina dorsal incluye una red de

48 Oilfield Review

24. Una conexin del Nivel 3 posee un pozo entubado ycementado con un tramo lateral entubado, pero nocementado.Bosworth S, El-Sayed HS, Ismail G, Ohmer H, Stracke M,West C y Retnanto A: Key Issues in MultilateralTechnology, Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de 1998):1428.

25. Tericamente, podra ser posible aumentar la longitudde un solo tramo lateral. En la prctica, esto no inter-cepta tantas areniscas de poco espesor y no fue unaopcin por los problemas de produccin de arena y porla dificultad de emplazar tuberas a distancias mayoresde 1850 m [6070 pies]. Adems, la cada de presin porfriccin durante la produccin causara un menorretorno por la longitud incrementada.

26. Summers L, Guaregua W, Herrera J y Villaba L: HeavyOil Development in VenezuelaWell Performance andMonitoring, presentado en la Conferencia Peridica dePozos Multilaterales Petrleo y de Gas, Galveston,Texas, EUA, 5 al 7 de marzo de 2002. http://www.global-energy-events. com/multilateral/proceedings.htm

Dual apilado

Dual tipo ala de gaviota

Costo respecto deun solo tramo lateral

1.58

1.67

2.54

1.18(9 espinas)

Caractersticas

Permite perforar dentro un rectngulode drenaje adyacente, eliminando as lanecesidad de una localizacin de pozosmltiples (pad). Esto ahorrar entre50 y 70 localizaciones de pozos mltiples(US$ 43 millones).

El pie central intercepta el petrleodirectamente debajo de un rectngulo dedrenaje adyacente que no se drenarade otro modo.

Triple tipo pie de cuervo

Dual tipo horquilla

Triple apilado

Tipo espina dorsal

Menos comn, aunque se utiliza cuandolas otras opciones no se ajustan bien a lageologa local.

La trayectoria del petrleo hacia el pozo esms corta a travs de una ramificacinque a travs de la roca. Esto ocurre enareniscas homogneas y ms an enareniscas heterogneas con barreras ycapas impermeables. Las ramificacionespueden agregarse a cualquier lateral.

Tipo de pozo

Puede tambin estar en tres dimensiones;un ejemplo es el triple tipo pie de cuervoque se muestra a continuacin.

Accede a tanta arenisca como dos lateralessimples, pero a un costo total menor.

> Diferentes tipos de pozos multilaterales utilizados para explotar ms petrleo y mseconmicamente en la Faja. Por ejemplo, las ramificaciones de los dos tramos latera-les opuestos deberan contribuir el doble que un lateral nico por slo un 58% ms decosto. La eleccin del tipo de multilateral depende de la geologa esperada. En reascon cuerpos de areniscas de menor espesor y ms desconectados, los pozos multila-terales permiten acceder a mayor cantidad de arenisca.

Invierno de 2002/2003 49

6100 m [20,000 pies] de pozo, mientras que elrcord de un solo pozo alcanza los 19,200 m[63,000 pies]. El desarrollo prctico combina dife-rentes tipos de pozos multilaterales desde unasola localizacin de pozos mltiples (izquierda).

Las ramificaciones tipo espina dorsal tambinhan sido utilizadas para explorar yacimientos enla proximidad de un lateral. Debido a que loslaterales ms profundos se perforan primero, lasramificaciones exploratorias verticales permitenevaluar la seccin superpuesta y, en consecuen-cia, es posible optimizar o cancelar la perforacinde laterales subsiguientes ms someros. Lasramificaciones exploratorias proveen informacinacerca de la presencia y del espesor de areniscasa un costo mucho menor que el de un pozo estra-tigrfico tradicional perforado verticalmentedesde la superficie. En general, la adopcin exi-tosa por parte de Petrozuata y Schlumberger depozos multilaterales tipo espina dorsal repre-senta un paso importante en la tcnica de desa-rrollo de campos.

Los pozos multilaterales aumentan clara-mente el largo de la arenisca abierta a la produc-cin por pozo, a cambio de slo un moderadoincremento en los costos.25 Para Petrozuata, lasproducciones promedio de los pozos multilatera-les han sido consistentemente el doble de las depozos con un solo tramo lateral (izquierda).26 Enparticular, los cuerpos de arenisca ms delgadosy ms marinos producen tres veces ms con mul-tilaterales. La ventaja de los pozos multilateralesse capta mejor examinando el ndice de producti-vidad normalizado (NPI, por sus siglas en ingls);tasa de produccin normalizada por la cada depresin y el largo de la arenisca. El NPI inicial de50 das de pozos con un solo tramo lateral perfo-rado en areniscas fluviales es el doble que el deareniscas marinas, pero slo el 66% del de pozosmultilaterales que penetran todas las areniscas.

Prod

ucci

n d

e pe

trle

o, b

ppd

2500

2000

1500

1000

500

00 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500

Todos los laterales en canales fluvialesTodas las areniscasPor lo menos un lateral en una arenisca marina

Canales fluvialesTodas las areniscasAreniscas marinas

Multilaterales

Un solo tramo lateral

4

3

2

1

0Un lateral,

fluvial(14 pozos)

Un lateral,marino

(20 pozos)

Multilateral

(6 pozos)

50 das500 das

ndi

ce d

e pr

oduc

tivid

ad n

orm

aliza

do,

bppd

/lpca

/100

0 pi

es

Das activos acumulados

Multilaterales produccinpromedio de petrleo

Un solo tramo lateral produccin promedio de petrleo

< Comparacin entre el comportamiento de po-zos con un solo tramo lateral y pozos con tramoslaterales mltiples. Los pozos multilaterales pro-ducen claramente ms que los pozos con un solotramo lateral, particularmente en las areniscasmarinas ms pobres (arriba). Esto no sorprende,porque el conteo de arenisca es mayor. Cuandola productividad se normaliza por el conteo dearenisca, la ventaja de los pozos multilateralesno resulta tan clara. Sin embargo, los pozos mul-tilaterales producen con menos cada de presinpromedio que los pozos con un solo tramo lateral.Una vez que tanto el conteo de arenisca como lacada de presin se incluyen en el ndice de pro-ductividad normalizado (abajo), los pozos multila-terales muestran mejor comportamiento despusde 50 das en todas las areniscas, y despus de500 das en las areniscas marinas. En areniscasfluviales de mayor espesor, los pozos con un solotramo lateral y los pozos multilaterales se com-portan de manera similar luego de 500 das.

Lateral triple tipo pie decuervo con ramificacionestipo espina dorsal

Dos laterales apiladosDos laterales tipoala de gaviota

> Trayectorias reales de diez pozos multilaterales, de los cuales cuatroposeen ramificaciones tipo espina dorsal, perforados desde dos localizacio-nes de pozos mltiples en el rea Zuata de la Faja. La habilidad para perforarestos pozos complejos ha dado como resultado una explotacin de los cuer-pos de areniscas ms efectiva y una mayor produccin.

Para el flujo en condiciones seudo estables a los500 das, la productividad de los pozos multilate-rales es similar a la de pozos con un solo tramolateral perforado en areniscas fluviales de buenespesor, pero es superior en areniscas marinas.

La normalizacin de la recuperacin acumu-lada por el largo efectivo de la espina dorsalindica que las ramificaciones sobrepasan en granmedida al pozo con un solo tramo lateral pene-trando el mismo paquete fluvial (derecha). Elmejor rendimiento del pozo justifica el aumentode 10 a 20 % en el costo del pozo por agregado deramificaciones. Sin embargo, la normalizacin porel largo total efectivoespina y ramificacionesindica que el rendimiento de las ramificacionescae por debajo del de un pozo promedio con unsolo tramo lateral. Esto sugiere que la interferen-cia del flujo ocurre entre la espina y los segmen-tos de las ramificaciones cerca de la espina,especialmente en un paquete de areniscas bienconectadas entre s. Por esta razn, la perforacintipo espina dorsal se ha concentrado en apuntar amenos facies marinas bien conectadas entre s.

En este desarrollo de petrleo pesado, lospozos multilaterales han demostrado ser unmtodo efectivo en materia de costos para acele-rar la produccin y explotar reservas acumuladasen areniscas ms delgadas. En el futuro, estospozos permitirn un agotamiento mayor del yaci-miento antes de que se alcance el lmite econ-mico.27 Los pozos multilaterales y su mejor

emplazamiento en los cuerpos productivos ayuda-ron a Petrozuata a alcanzar su produccin objetivode 19,070 m3/d [120,000 B/D] a fines de 2001.

Evaluacin de formacionesLos pozos multi-laterales mejoraron la produccin de Petrozuata yaque permitieron explotar intervalos de arenisca

ms largos en cada tramo horizontal. Mientrasque las areniscas delgadas pueden representarmenos problemas en otras reas de la Faja, la vis-cosidad del petrleo y la calidad de la arenisca sonfactores importantes en todas partes. La viscosi-dad del petrleo y por ende, la movilidad, pueden

50 Oilfield Review

Ncleo saturado conpetrleo a 54C

Poro

sida

d in

crem

enta

l, % Petrleo puro a 54C

Tiempo de relajacin T2, ms0.1

0

2

4

6

8

10

1 10 100 1000

A

Agua irreducible

Ncleo saturado conpetrleo a 54C

0.1 1 10 100 1000

Poro

sida

d in

crem

enta

l, %

0

2

4

6

8

10

Tiempo de relajacin T2, ms

B

Ncleo saturado conpetrleo a 27C

0.1

Ncleo saturado conpetrleo a 54C

1 10 100 1000

Poro

sida

d in

crem

enta

l, %

0

2

4

6

8

10

Tiempo de relajacin T2, ms

C

0.1 1 10 100 1000 10,000 100,000Viscosidad, cp

0.0001

0.001

0.01

0.1

0.1

1.0

T2 (TE = 0.2 ms)

D

Tiem

po d

e re

laja

cin

T1 o

T2,

s

< Mediciones en muestras de petrleo y taponesde ncleos, que demuestran que la viscosidaddel petrleo se puede determinar a partir de larespuesta de mediciones de RMN de la rocayacimiento. La distribucin de T2 del ncleo satu-rado de petrleo (A) es mucho menor que la delpetrleo puro, lo cual refleja la menor cantidadde petrleo en el ncleo. Sin embargo, los picosocurren al mismo tiempo, lo que indica que elpetrleo en la muestra del ncleo no se halla sig-nificantemente afectado por la relajacin super-ficial y refleja la relajacin volumtrica del petr-leo. Esto implica que la seal de RMN se originaprincipalmente del petrleo que no est en con-tacto con la roca, como ocurre en un yacimientomojado por agua. (B) El tapn del ncleo se lim-pia, luego se llena con agua y se centrifuga pararemover todo menos el agua irreducible. En are-niscas buenas y productivas como stas, el volu-men de agua irreducible es mucho menor que elvolumen de petrleo. (C) El desplazamiento en T2se explica casi completamente por la disminu-cin de la viscosidad a medida que aumenta latemperatura. Ntese que a 27C [80F], en parti-cular, la distribucin todava est declinando a0.1 ms, lo cual indica que alguna seal se harelajado demasiado rpido como para sermedida. (D) La correlacin ms comnmente uti-lizada se muestra entre la viscosidad y la medialogartmica de T2 de los petrleos, con algnajuste por encima de los 100 cp para dar