YACIMIENTO B-6-X.03 CAMPO TÍA JUANA CASO VENEZOLANO

La Cuenca de Maracaibo

Está limitada al oeste por las serranías de Perijá y Montes de Oca, al sur con la Cordillera de los Andes, al este con la serranía Trujillo y al norte con la plataforma del Golfo de Venezuela. De manera general los crudos más livianos yacen a mayor profundidad y los más pesados se encuentran en las formaciones más someras. Están definidas tres áreas naturales de  operación, de la cual dentro de la Costa Oriental del Lago, también conocida como Costa del Distrito Bolívar  la mayor parte del crudo es de edad Mioceno; en el área central lacustre se distribuye entre el Cretáceo, el Eoceno y Mioceno; por otra parte la Costa Occidental las principales acumulaciones pertenecen al Cretáceo y al Basamento.

Los Yacimientos del Oligomioceno, se encuentran en bajas profundidades, se concentran primordialmente en el área oriental del lago y contienen entre crudos pesados y medianos. Los Yacimientos del Eoceno, se encuentran principalmente en el área lacustre, entre los 1200 y 5000 metros de profundidad y contienes entre crudos medianos y livianos.  Durante la etapa del Eoceno, las formaciones están sometidas a una deformación activa que provoca que los estratos estén intensamente plegados con estructuras de tipo anticlinal y falladas. Se distinguen dos sistemas de fallamiento: un sistema mayor longitudinal de rumbo noreste y buzamiento alto y otro sistema transversal de dirección noroeste-sureste.

En el área del Distrito Bolívar las acumulaciones se encuentran en tres campos gigantes: Tía Juana, Lagunillas y Bachaquero. La viscosidad de los crudos, profundidad de los yacimiento, mecanismos de producción y las condiciones en la superficie, determinan el tipo de explotación.

Características regionales del Campo Tía Juana

Las areniscas del campo Tía Juana pertenecen a la formación Misoa y constituyen los yacimientos más importantes de petróleo en la cuenca del Lago de Maracaibo, conteniendo el 70% de las reservas, de las cuales buena parte están entrampadas contra la discordancia post Eoceno. La unidad más petrolífera es la Arena B-6.

La Formación Misoa se reconoce en el subsuelo del  Lago de Maracaibo y al oeste del mismo, desde el campo Mara a Alturitas, al suroeste se extiende hacia el campo de Tarra, donde se relaciona lateralmente con la Formación Mirador. En la superficie se presenta en una extensa faja, alrededor del lado este del lago, hasta el macizo de Avispa, en Mérida septentrional.

Las características de los sedimentos de la Formación Misoa, dependen de su posición en la cuenca, del ambiente de sedimentación, de la distancia entre ellos y de la fuente de los mismos. Hacia el noreste hay más lutitas y areniscas de grano fino, mientras que hacia el sur y sureste, el porcentaje de arena aumenta al 80 y 90% de la sección, y los granos se hacen más gruesos. Se encuentran areniscas, limolitas y lutitas intercaladas en distintas cantidades, en toda la sección y hacia el este, en la sierra, algunas capas de caliza en la parte-inferior.

Las areniscas presentan tamaños variados de grano, pero en general, son de grano fino y gradan a limolitas y luego a lutitas. Son generalmente auras, micáceas, frecuentemente carbonáceas y generalmente bien estratificadas a macizas. Se presentan en unidades compuestas, con espesores normales de varias decenas de metros, las cuales localmente se agregan para totalizar espesores de centenares de metros, formando serranías pronunciadas.

Yacimientos del Eoceno

Las areniscas de la Formación Misoa constituyen el principal almacén de hidrocarburos del Eoceno y contempla dos grandes grupos: El ciclo inferior (arenas más profundas) denominado grupo de arenas C y el superior  que son las arenas B. El ciclo de las arenas B  se subdivide en nueve miembros que van desde la B-1 la más somera a la más profunda que es la B-9. La mayor concentración de arena se encuentra en la arena B-6.

Las arenas  “B” de la formación Misoa

Existe un registro tipo de las arenas “B” de la formación Misoa, perteneciente a la Cuenca del Lago de Maracaibo donde los yacimientos  del miembro B-6-X presentan un ambiente  deltaico con arenas de canales meandriformes y rectilíneos. El miembro B-6 conserva siempre su alto contenido de arena, mostrando canales de origen fluvial estrechamente apilados. El miembro B-5 se compone de una intercalación de arenas y lutitas de ambiente litoral costero. En las arenas B predominan los crudos entre 20 y 30 ° API.  Las arenas B-6-X por lo general presentan areniscas extremadamente masivas con una permeabilidad promedio de 900 milidarcys (mD). La calidad de los yacimientos dentro de las arenas B-6-X previo al mantenimiento de la presión, por lo general presentan buenas permeabilidades verticales lo que permite que ocurra segregación gravitacional.

Yacimiento B-6-X.03

Se encuentra en el Lago de Maracaibo cerca de su costa oriental, en el área Eoceno Norte del campo Tía Juana. Básicamente estamos hablando de una formación poco consolidada con buena cantidad de lutitas reactivas que se hidratan fácilmente, además conseguimos bajos gradientes de presión y lentes de arena que contienen acuíferos presurizados. Para la perforación de esta zona debemos usar lodos con densidades relativamente altas dadas la tendencia de derrumbes existente en el área. Es común encontrar gradientes de presión muy bajos por lo que es más que familiar los problemas de pérdida de filtrado de lodo en esta arena, es decir, la perforación bajo balance parece más que recomendada.

Los valores de permeabilidad varían de 63 a 144 md y se registran porosidades de 14 a 15,3% con una saturación de petróleo que se mueve desde 77,5% hasta 85,2 %. Otros datos de interés acerca del yacimiento es que tiene una profundidad promedio de 5600´ bajo el nivel del mar y la gravedad del crudo producido es de unos 25º API. Se identifican seis tipos de sedimentación predominantes: abanico de rotura, playa, barra de desembocadura, canal principal, canal distributario y frente deltaico.

La estructura del yacimiento está conformada por dos anticlinales asimétricos. El primero, en el área de Punta Benitez, al norte del bloque norte presenta en el flanco norte-noroeste un buzamiento que varía entre 10 y 15 grados. El flanco sursureste tiene una inclinación suave con un buzamiento de entre 2 y 4 grados. La segunda estructura se ubica en el norte del bloque sur, en el extremo norte-noroeste del yacimiento en el sector Tía Juana, alargándose también hacia el sur-sureste formando un monoclinal de buzamiento suave que varía entre 2 y 4 grados. El B–6–X.03 está delimitado por fallas normales que lo separan de los yacimientos B–6–X.02, B–6–X.10 y B–6–X.29.

Disposición del Yacimiento B-6-X.03

Se divide generalmente en tres unidades estratigráficas denominadas, de tope a base, intervalos “A”, “B” y “C”. “A” presenta las características geológicas y petrofísicas más pobres, su espesor promedio es de 15 pies y se encuentra erosionado en varios sitios. “B” y “C”, tienen un espesor promedio de 60 pies cada una. Los cuerpos de arenas en cada intervalo son masivos.

Casos Históricos Cuenca de Maracaibo.

Producción de Petróleo en el Campo Tía Juana, 1988-2006, en miles de barriles normales (MBN)

Año	1988	1989	1990	1991	1992	1993	1994	1995	1996
Producción MBN	60752	47492	51574	63370	58960	60305	62239	62288	62253

Año	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006
Producción  MBN	62978	60342	80462	101014	92662	89951	66834	73261	69880	67761

Fuente: Dirección General de Exploración y Producción de Hidrocarburos. Viceministerio de Hidrocarburos. MENPET. (1988-2006)

La producción de petróleo dentro del campo Tía Juana entre 1988 y 2006 alcanza un valor acumulado de 1294378 MBN. La mayor producción de crudo se presenta en el año 2000.

Historia de Producción del Yacimiento B-6-X.03

El modelo dinámico está asociado a pruebas de pozos y al comportamiento de producción. De acuerdo a este principio se centra el trabajo en entregar la mayor cantidad de datos que puedan recrear las condiciones físicas del yacimiento. Ya que dentro del diseño, ejecución y evaluación se deben incluir consideraciones geológicas, del reservorio (análisis de registros y núcleos, pozos vecinos), pruebas de pozos (pruebas de incremento de presión, tasas de flujos, predicción de la producción etc…), diseño de la terminación de los pozos (Recomendar intervalos de cañoneo, optimización de revestidores), diseño de la estimulación, ejecución en el pozo y una posterior evaluación al trabajo.

El campo Tía Juana como se mencionó anteriormente pertenece al área de la costa oriental de la cuenca del Lago de Maracaibo y las rocas almacén son las areniscas de origen deltaico del Eoceno medio que pertenecen a la Formación Misoa. El yacimiento se encuentra inicialmente subsaturado (Una presión inicial superior a la presión de burbuja Pb), con una temperatura de 184 º F y una solubilidad del gas en el petróleo inicial (Rsi) de 305 PCN/BN. El área del yacimiento estimada corresponde a 16.663 acres, un espesor de arena total de 186 pies y un POES estimado en 2528 Millones de barriles de petróleo normales (MMBN).

 En 1945 se comienza la explotación del yacimiento B-6-X.03, produciendo por mecanismos de energía naturales hasta el año de 1972. En 1974 se inicia la inyección de gas por la cresta del anticlinal de manera de empujar el crudo hacia las tuberías de producción. Además se desarrollan planes piloto de inyección de agua por flancos que se suspenden en 1978 por la alta heterogeneidad y la discontinuidad que presentaban las arenas. Se establece una implantación por módulos de inyección de agua a través de los proyectos Norte- 01 en 1980, Sur-01 en 1983, Norte- 02 en 1984 y Sur- 02 en 1986.

El Mecanismo de Inyección de agua y gas para el año de 1996 se observa que son un excelente mecanismo de recobro que actúa sobre el vaciamiento del yacimiento, donde de todo el petróleo acumulado hasta 1996 (457,3 MMBN), se encuentra que 267 MMBN son producidos mediante el aporte de ambos mecanismos. La producción del año 1996 fue promediada en 15540 barriles de petróleo por día (BPPD), con una relación gas- petróleo (RGP igual a todo el gas producido entre todo el petróleo producido) de 3850 PCN/ BN, esto quiere decir que de cada barril normal producido se produjeron 3850 PCN de gas en superficie.  El estimado de agua inyectada para el año de 1996 se calcula en un total de 535,1 MMBN de agua y 337 millones de pies cúbicos normales (MMPCN) de gas.

Historia de Presión del Yacimiento

La presión original a la que se encuentra el yacimiento para el año de 1944 era de 2500 libras entre pulgada cuadrada (Lpca), a una profundidad estimada de 5300 pies bajo el nivel del mar (pbnm). Para 1973 la presión decae hasta 990 Lpca y se inicia la recuperación secundaria por inyección de fluidos. Donde la presión es capaz de aumentar hasta 1444 lpca, manteniéndose en un rango promedio de 1404 y 1508 lpca entre 1987 y 1995. El factor volumétrico de formación del petróleo a la presión de burbuja  de 1720 lpca, es de 1,201 barriles de yacimiento/ Barriles normales (BY/BN) y además presenta una viscosidad de 3,80 centipoise (1milipascal.segundo= 1centipoise).

Mecanismos de Producción del Yacimiento

Cuando se inicio la explotación del yacimiento los cálculos iniciales arrojaron un factor de recobro por mecanismos naturales de un 20,4% y con la tecnología disponible se estimaba que por mecanismos de inyección se obtendría un 9,8% adicional. Sin embargo cuando se observan los datos de producción se aprecia que gracias a la implementación tecnológica del yacimiento para el año 1996 el 58,4% de la producción acumulada de petróleo venía dada por la inyección de agua y gas. El principal mecanismo de energía propio del yacimiento es consecuencia del empuje del gas en solución, debido a que en la fase inicial de declinación natural de producción, no existe capa de gas. La segregación gravitacional de gas que es la formación de una capa de gas durante la etapa de declinación de producción y el empuje hidráulico del agua de un acuífero al sur- oeste del yacimiento no son considerables. La inyección de gas y agua durante la historia de producción del yacimiento son favorables entre los años de 1973-1996, permitiendo que la presión del yacimiento se mantenga en un rango más elevado que el de la presión mínima alcanzada.

Realizado por :

BARRETO, DANIEL 

BARRETO, YOZET