Modelaje de Yacimientos

La Existencia de Bacterias en los Reservorios Los reservorios son los únicos componentes del circuito de inyección de agua que no pueden cambiarse durante la vida del proyecto. Por líneas e instalaciones de superficie el agua de WF circula pero en los reservorios se acumula (reposición del crudo extraído), se distribuye (avance del agua inyectada) y, eventualmente por deficiencias de barrido o simplemente por distribución volumétrica irrumpe en los pozos productores. Antes que las bacterias ingresen al reservorio con el agua del W.F. el mismo es capaz de funcionar como hábitat de crecimiento natural de bacterias. En 1.950, SHELL Oil Co perforó un pozo petrolífero asépticamente a fines de comprobar en forma indudable la existencia de BSR (bacterias Sulfatorreductoras) en reservorios de petróleo. Extensivos estudios bacteriológicos (2) de una corona extraída a 1.500 mts, demostraron la habilidad de las BSR para crecer y sobrevivir en paloambientes sedimentarios. Pudieron haberse introduc

Resumen Se utilizó para simular este campo petrolífero, bajo Recuperación Secundaria por Inyección de Agua, un Modelo Estático de Entrada al Simulador de Líneas de Flujo simple, proveniente de un Trabajo clásico de Correlación Geológica, y homogéneo, con valores promedio de las Características Petrofísicas: Porosidad, Permeabilidad absoluta, Saturación inicial de agua, etc. (Figs. 1 y 2). El campo se encontraba en Inyección Selectiva y Producción Conjunta de cuatro Capas principales. Se completó el Modelo de Entrada al Simulador con caracterizaciones de fluidos y permeabilidades relativas típicas de la región y los datos de producción e inyección de fluidos por pozo, no se disponían datos de evolución de las presiones estáticas de yacimiento. En estas condiciones se llevó a cabo el Ajuste Histórico Global (a nivel yacimiento) en el Modo Incompresible (Fig. 3), aplicable por las características del crudo y por no requerir la evolución de presiones estáticas, que no se disponían. Ese Aj

Alfredo León*, Maria del Mar Blanco, Rafael Rivas, José Vega, Rubén Rodríguez, Rafael Guzmán, Pedro Schreiterer, Freddy Calatayud, Hector Martini, Miriam Coronado Petronado, Av. Fuerzas Armadas, Casa No. 59, Sector las Avenidas; Maturín, Estado Monagas. Resumen Diversos riesgos geológicos se tienen que encarar en la perforación de pozos y reentradas del Campo Onado del Estado Monagas, Venezuela: 1.- Cuerpos de agua con presiones anormalmente altas en los intervalos superficiales. 2.- Zonas de sobrepresión de la Formación Freites. 3.- Zonas subpresionadas por agotamiento de yacimientos, 4.- Areniscas naturalmente fracturadas de la Formación Merecure, 5.- Zonas con temperaturas anormales. Todos ellos enmarcados en una zona tectónicamente activa y condicionada por la dirección de esfuerzos principales, consecuencia de la colisión de las placas Suramericana y del Caribe. Las dificultades operacionales de la perforación de pozos y reentradas obligaron a realizar estudios de Geomecánica del

Resumen Uno de los principales problemas que enfrentan los profesionales de la geología es intentar estimar o determinar la dimensión y localización de los cuerpos de arena en el subsuelo. La tasa de éxito de pozos de desarrollo va a depender en cierta medida del ancho y espaciamiento de los cuerpos arenosos que conforman un campo petrolífero. Este estudio comprende la aplicación y mejora de una metodología estadística empleada originalmente por Fielding y Crane (1987) para predecir la tasa de penetración exitosa de un pozo de desarrollo hipotético en yacimientos ubicados en la Faja Petrolífera de Orinoco. Esta metodología, abarca el estudio de los registros de pozos mas cercanos al área donde se desea proponer el pozo de desarrollo; primeramente se identifican los principales horizontes de arenas que pueden servir de reservorio, una vez identificados se procede, en cada pozo, a obtener sus respectivos espesores, estos luego se van a multiplicar por el factor de relación de ancho-espe

Interpretación de facies genéticas en pozos verticales/inclinados/horizontales y su integración en el modelo geológico. Formación Oficina, Campo Sincor, Bloque Junín, Faja Petrolífera del Orinoco, Venezuela Jhonny Casas, María de los Angeles González y Nelbett Marfisi* SINCOR (PetroCedeño),Centro Empresarial Sabana Grande, PH, Sabana Grande, Caracas. Resumen La asociación Sincor, recientemente renombrada como PetroCedeño, está ubicada en el Bloque Junín de la Faja Petrolífera del Orinoco, produce cerca de 200.000 b/d de petróleo extra pesado y constituye un área clave de esta extensa acumulación de hidrocarburos. Las sucesiones productoras inferiores de la Formación Oficina (Mioceno inferior) en el área de estudio, están interpretadas como un complejo de ríos entrelazados con facies de rellenos de canal/barras, abanicos de rotura y lutitas de llanura de inundación, donde también es posible encontrar capas de carbón y paleosuelos asociados. En consecuencia, existen cambios laterales y

Resumen Sincor es una empresa mixta entre PDVSA, Total y Statoil, focalizada hacia la producción, mejoramiento y comercialización de petróleo extra pesado en un área de 390 Km2 en la Faja del Orinoco (Figura 1). El área de Sincor área está compuesta por una serie de intercalaciones de arena y arcilla, con arenas de buenas propiedades petrofísicas. El sistema deposicional puede ser dividido en dos partes principales, Deltaico y Fluvial. Las arenas del fluvial, principalmente canales entrelazados cuyas arenas se apilan verticalmente, representa la parte baja del yacimiento. Las arenas deltaicas van desde canales distributarios y barras de desembocadura hasta barras de meandro y abanicos de rotura. En las pruebas iniciales de pozos, se observaron algunas anomalías en los valores de salinidad del agua. La salinidad del acuífero es 2300 ppm, pero algunos pozos produjeron agua con salinidad de 15000 ppm. Para ese momento, los valores altos de salinidad fueron considerados problemas de medic