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.- 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. - 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. - Producción del Campo.
- 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 PRODUCCIÓNPOZOS 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.CAMPO
MORICHALEl 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.- 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. - 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. - Producción del Campo.
- 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.CAMPO EL
PILÓN.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.
- 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.
- 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. - Producción del Campo.
- Historia de Producción.
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% |
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.
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.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.- 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. - 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. - 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. - 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. - Formación Freites.
- 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).- 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: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.- 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. - Miembro Yabo.
- Miembro Jobo.
- 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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