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Distrito Venezolano de San Tom (página 2)

Enviado por claudio17240



Partes: 1, 2

    1. El Campo Morichal esta ubicado al Sur del Campo Jobo, separado de este por la falla principal del campo. El descubrimiento del mismo se hace con la perforación del pozo MPG-4-1 en el año 1958, y es a partir de 1961 cuando empieza la producción comercial. El Campo presenta un POES de 9.945 MMBLS con Reservas Primarias en MMBLS de 987.

    2. Generalidades.

      La geología estructural de Morichal es bastante compleja y contiene varios altos estructurales, siendo su rasgo principal una falla normal que atraviesa el campo, con desplazamiento de 30 a 200 pies en dirección Oeste a Este.

    3. Geología estructural.

      El Campo Morichal, al igual que el Campo Jobo presenta yacimientos: JOBO 03, JOBO 05, JOBO 06, JOBO 07, JOBO 12, JOBO 25, JOBO 102, JOBO 105, JOBO 106, JOBO 107 Y JOBO 196 (Miembro Jobo) y MORICHAL 03, MORICHAL 04, MORICHAL 05, MORICHAL 07 Y MORICHAL 08, MORICHAL 27 Y MORICHAL 107 (Miembro Morichal), separadas por una lutita (Miembro Yabo) y por un sistema de fallas principales y secundarias.

      Los fluidos presentes en estos yacimientos varían entre 10 y 12º API para los del Miembro Jobo y 8.5 a 10.4º API para los del Miembro Morichal. Estos yacimientos producen por gas en solución y por empuje de agua. Los principales yacimientos son Jobo-03/Morichal-03, Jobo-07/Morichal07 y Morichal-08.

    4. Producción del Campo.
    5. Historia de Producción.

    El campo Morichal cuenta con 306 pozos perforados productores de petróleos y un promedio de 24 pozos activos, 154 pozos cerrados por razones operacionales y 128 están abandonados (conforme al informe presentado al MEM, el día 30 de Septiembre del año 2000).

    Todos los pozos activos producen actualmente por levantamiento artificial, de los cuales se cuenta con 17 en Bombeo Mecánico y 7 por Bomba de Cavidad Progresiva.

    Para el procesamiento de los fluidos producidos en este campo se cuenta con 3 estaciones de flujo, 6 múltiples de diluentes y 4 múltiples de producción.

    Pozos activos

    24

    Producción actual

    5410 BNPD.

    DISTRIBUCCIÓN POR MÉTODO DE PRODUCCIÓN

    POZOS BNPD

    Bombeo Mecánico 17 71% 3412 63%

    Bombeo por Cavidad Progresiva 7 29% 1998 37%

    Para el estudio de este campo se seleccionaron los yacimientos Morichal 03 y Morichal 07, los cuales son los principales productores de crudo del Campo Morichal.

  1. CAMPO MORICHAL

    1. El Campo Pilón se encuentra ubicado al este del Campo Jobo, teniendo como principal miembro productor el yacimiento Oficina-1 el cual fue descubierto en Julio de 1936 con la perforación del pozo PC-1. El campo se encuentra ubicado el Este del Campo Jobo y presenta Petróleo original en Sitio de 2.356 MMBLS con Reservas Primarias en MMBLS de 353.

      La producción del yacimiento fue bastante irregular por problemas de mercado hasta el año 1970, cuando la producción se regulariza al incrementar la perforación de desarrollo.

    2. Generalidades.

      La estrategia del Campo Pilón, es con ligeras variaciones, la misma que caracteriza toda la parte sur de la Cuenca Oriental (Formación Mesa, Freites, Oficina y Temblador). La geología estructural predominante está representada por un monoclinal con buzamiento de 4 a 5º al norte. Pertenece a la Formación Oficina de Edad Mioceno y su profundidad promedio es de 3250 pies. El yacimiento se encuentra limitado al Sur por una falla cuyo salto es de 200 pies y desplazamiento de 250 a 300 pies, que sirve como barrera de acumulación de petróleo pesado.

    3. Geología estructural.

      El yacimiento se ha dividido en seis arenas separadas por lutitas identificables en todo el campo y presenta una capa de gas primaria, cuyo contacto original esta definido a 3125 pies y está asociado a un acuífero con el contacto original localizado a 3415 pies. La mayoría de los pozos completados en este yacimiento no muestran avances irregulares de los contactos gas - petróleo y agua petróleo. La gravedad API promedio es de 13.1º.

      De acuerdo al comportamiento de producción y presión del yacimiento, se ha determinado que básicamente los mecanismos primarios de producción son influjo de agua y empuje por gas en solución, siendo el primero el principal.

    4. Producción del Campo.
    5. Historia de Producción.

    Este campo cuenta con 158 pozos perforados, de los cuales 154 pertenecen al yacimiento Oficina-01 y 4 al yacimiento Oficina. De estos pozos perforados, 74 pozos están activos, 71 se encuentran cerrados y 9 abandonados.

    La mayoría de los pozos activos producen por levantamiento artificial, encontrándose todavía pozos con suficiente energía para fluir de forma natural. De los pozos activos se cuenta con que, 52 pozos producen por Levantamiento Artificial por Gas (LAG), 5 en Bombeo Mecánico, 15 Flujo Natural y 2 en Bombeo Electrosumergible.

    POZOS ACTIVOS

    74

    PRODUCCIÓN ACTUAL

    17527 BNPD

    DISTRIBUCCIÓN POR MÉTODO DE PRODUCCIÓN.

     

    POZOS BNPD

    Bombeo Mecánico

    5 7% 935 5%

    Bombeo Electrosumergible

    2 3% 935 5%

    Levantamiento Artificial por Gas

    52 70% 11295 64%

    Flujo Natural

    15 20% 4538 26%

    El Campo Pilón tiene disponible, para producir sus fluidos, 4 estaciones de flujo, el múltiple de producción Macolla Pilón, 3 múltiple de diluente y un múltiple de gas.

    Para este estudio se seleccionó al yacimiento Oficina-1, por ser el principal productor de petróleo de este Campo.

  2. CAMPO EL PILÓN.

    1. El Campo Temblador está situado en la parte Sur - Central del Estado Monagas, aproximadamente ciento cinco (105) kilómetros al Sureste de la Ciudad de Maturín y fue descubierto a través de la perforación del pozo TT-1 (yacimiento Oficina-59) en Septiembre de 1936; localizado acumulaciones de crudo mediano y pesado en la Formación Oficina. El área total del campo es de 2350 acres y presenta Petróleo Original en Sitio de 797 MMBLS con Reservas Primarias en MMBLS de 271. El yacimiento produce por un acuífero muy activo.

    2. Generalidades.

      Este Campo está localizado en el flanco Sur de la Cuenca Sedimentaria de Oriente. La estructura puede considerarse como un homoclinal fallado en el cual los estratos de las formaciones petrolíferas buzan con un ángulo de dos a cuatro grados hacia el Norte, en dirección de la cuenca. Las trampas que limitan las acumulaciones son de tipo combinado en la mayoría de los casos, de acuñamientos laterales de los cuerpos arenosos con las fallas del área.

    3. Geología estructural.

      El petróleo y el gas producidos en el Campo provienen de los miembros Jobo y Morichal. El Miembro Jobo posee una gran capa de gas por lo que la explotación de la zona de petróleo se presenta complicada y el miembro Morichal posee un acuífero muy activo lo que ha ocasionado que la caída de presión sea poca. En la siguiente tabla se resumen las arenas productoras de los miembro Jobo y Morichal.

      Miembro

      Arena

      Jobo

      1-32

      1-37

      3

       

      Morichal

      5-52

      5-54

      7-5/10

      7-15

      7-20

      En el Campo Temblador estos miembros se consideran cono arenas de una misma formación, a pesar de poder establecer claramente los limites entre ellos. La gravedad API promedio es de 16º.

    4. Producción del Campo.
    5. Historia de Producción.
  3. CAMPO TEMBLADOR.

En este Campo se han perforado 146 pozos de los cuales 17 producen actualmente, 33 están cerrados y 96 está abandonados.

De los pozos activos 11 producen por levantamiento artificial por gas y 6 por flujo natural.

POZOS ACTIVOS

17

PRODUCCIÓN ACTUAL

4154 BNPD

DISTRIBUCIÓN POR MÉTODO DE PRODUCCIÓN.

POZOS BNPD

Levantamiento Artificial por Gas (LAG) 11 65% 2740 66%

Flujo Natural (FN) 6 35% 1414 34%

El campo Temblador, para producir sus fluidos, cuentan con 4 estaciones de flujo, el múltiple de producción Macolla Pilón, un múltiple de gas y una estación de diluente.

FORMACIONES EXISTENTES EN EL ÁREA.

  1. Sobre la base de las edades de cada una de las formaciones, la columna estratigráfica de la región se puede describir de la siguiente manera.

    1. Forma el basamento, de edad Precámbrico, con un paleorelieve accidentado y fallado con altos y depresiones estructurales. Está constituido por rocas predominantemente ácidas entre las que destacan: gneises, granitos, granodioritas, metasedimentos plegados e inyecciones ácidas. Estudios le determinan una edad de 2700 a 2800 m.a a las rocas equivalentes al Complejo de Imataca.

    2. Complejo Ígneo – Metamórfico del Escudo Guayanés.

      Comprende dos formaciones: Canoa y Tigre. La inferior, formación Canoa, es de origen continental y suprayace discordantemente al complejo ígneo – metamórfico, se encuentra compuesta de areniscas moteadas, limolitas y argilitas; la superior Formación Tigre, es de ambiente marino y contiene areniscas y limolitas glauconíticas, lentes calcáreos e incrementa en sedimentos fluviales hacia el Sur. El grupo temblador tiene un espesor aproximado de 100 pies por encima y en contacto discordante descansa la Formación Oficina, de edad Mioceno Inferior a Medio.

    3. Grupo Temblador.

      Se distinguen litológicamente por una alternancia de areniscas y lutitas. Las areniscas de esta formación constituyen una de las zonas productoras de crudos pesados más importante en todo el Oriente de Venezuela, y en el área, la Formación Oficina alcanza un espesor promedio de 1010 pies. Diferentes autores calculan que las areniscas representan el 80% de la formación.

    4. Formación Oficina.

      De edad Plioceno a Pleistoceno, descansa en forma discordante sobre la Formación Las Piedras. Litológicamente también está constituida por paquetes de arenas que contienen agua dulce. El contacto entre las dos formaciones es muy difícil de distinguir toda vez que los registros se toman por debajo de los primeros 500 pies de sección y es precisamente en esta zona donde debe estar el contacto entre estas formaciones.

    5. Formación Mesa.

      La Formación Freites, de edad Mioceno Medio, está formada por lutitas fosilíferas y arenas cuarzosas delgadas y limolítica interdigitadas. Estas formaciones alcanza un espesor aproximado de 1450 pies.

    6. Formación Freites.
    7. Formación Las Piedras.

    De edad Mioceno Superior y descansa en contacto a la Formación Freites, litológicamente está formada por paquetes de arenas de gran espesor que contienen agua dulce, la formación alcanza un espesor aproximado de 1400 pies. El contacto entre la Formación Freites y la Formación Las Piedras, se distinguen en los registros en la zona donde comienzan las areniscas con agua saladas (Freites) y agua dulce (Las Piedras).

  2. ESTRATIGRAFÍA REGIONAL.

    La Formación Oficina, de origen fluvio – deltaico, consiste de una serie de estratos de arena no consolidadas y lutitas interestractificadas, con un tope promedio de 3.340` (3.06` s.n.m). El área de Oficina está situada en el flanco Sur de la Subcuenca estructural de Maturín, cuyo eje tiene rumbo este – noreste y un declive suave en esa misma dirección. El buzamiento regional es de 2 a 4 grados hacia el norte y aumenta gradualmente hacia el eje de la cuenca. Esta formación dividida en cuatro miembros:

    1. Es el miembro más importante dentro de la Formación Oficina, porque agrupa las areniscas basales con mayor potencial petrolífero; constituido por unas secuencias de paquetes de areniscas intercaladas, separadas por capas lutitas de poco espesor. Estas arenas producen petróleo con una gravedad que oscilan entre 8º y 10º API con un espesor promedio de 560 pies. Adicionalmente, este miembro presenta un acuífero activo hacia el Norte cuya profundidad original es de 4100 pies aproximadamente.

    2. Miembro Morichal.

      Está formado por una sección lutita con pequeños lentes limoarenosos hacia el tope; esta sección lutita constituye el sello entre la Formación Freites y la Formación Oficina. Alcanza un espesor promedio de aproximadamente unos 70 pies. La importancia de este miembro radica en que hacia el Norte, en los campos tradicionales, es un buen marcador lutítico y mantiene separación entre los miembros productores: Morichal y Jobo.

    3. Miembro Yabo.
    4. Miembro Jobo.
  3. ESTRATEGIA LOCAL.

Es el segundo en importancia dentro del complejo fluvio – deltaico de la Formación Oficina. Está formado por paquetes de arenas superiores delgadas, las cuales se encuentran separadas por intercalaciones de lutitas de espesores variables siendo continuas a través de todo el yacimiento. Este miembro presenta una capa de gas libre hacia el Sur y un acuífero activo hacia el Norte. Estos paquetes de arenas producen petróleo que oscila entren 10º y 12º API.

2.4. Miembro Pilón.

Se componen litológicamente de lutitas gris oscura, calcárea, fosilífera y pirítica con intercalaciones delgadas de caliza que separa las arenas productoras del Miembro Jobo con la Formación Freites. Al dirigirnos hacia el Sur, este miembro se vuelve más arenoso haciéndose más prospectivos para la zona.

Los Campos perteneciente a la unidad de explotación pesado este del distrito San Tomé, poseen condiciones particulares que limitan la aplicación de un unico metodo de levantamiento artificial. Las principales característica son la baja gravedad API (desde 8.5 hasta 16º API), la alta viscosidad ( desde 1800 hasta 20000 cps en superficie) y la alta relación gas-petróleo ( promedio 1500 pies3 gas/bbl crudo y en algunos casos entre 3000 y 5000pies3gas/bbl), lo cual obliga en muchis casos a la inyección de diluente. Sumando a estas condiciones, el comportamiento de producción por pozo en cada campo no es homogenio, encontrándose gran variación en los cortes de agua (5% @ 90%) y gas de formación (50 @ 800MMPCND).

En cuanto al método de recuperación adicional terciario se comenzaron a utilizar a mediados de 1974 cuando la Amoco Venezuelan Oil Company comenzó el proyecto de inyección alternada de vapor en el pozo J-40 del campo Jobo.

En 1982 se inició la inyección contínua de vapor en el lente «C» del Miembro Morichal de la Formación Oficina en el campo Jobo. En el mismo año se probaba la adición de crudos de la Faja Petrolífera del Orinoco a la producción de Jobo-Morichal.

Para 1985 Intevep construía en el campo Jobo una planta piloto (250 b/d) para investigar el manejo de crudos pesados y extrapesados.

La Benton-Vincleer, empresa de convenio operativo, en la cual Lagoven posee el 8% de interés, emprendió la reactivación de los campos petrolíferos Uracoa, Bombal y Tucupita, con trabajos adicionales de desarrollo en la Unidad Monagas Sur, bajo el programa de campos marginales. Benton había perforado 21 pozos para septiembre de 1995 y reactivado otros 15. La producción de Uracoa se elevó para esa fecha a 15.700 b/d, de 6.700 b/d del año anterior.

 

Márquez claudio

 


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