Venezuela y el petróleo pesado. Parte I
El primer campo venezolano importante de petróleo pesado, Mene Grande, se descubrió en 1914. Las areniscas someras que se encuentran a 168 m [550 pies] de profundidad, produjeron petróleo de 10.5°API, con regímenes de hasta 42 m3/d/pozo [264 B/D] por pozo.
Venezuela posee muchas acumulaciones de petróleo pesado, siendo el más la importante la de la Faja Petrolífera del Orinoco. Un pozo descubridor del año 1935 produjo crudo de 7°API a razón de 40 B/D, pero la Faja no se estudió en detalle hasta 1968. Estos estudios condujeron a Petróleos de Venezuela S.A (PDVSA) a realizar una importante campaña de cinco años, durante la cual se evaluaron varias técnicas de producción en frío y caliente. Se comprobó que las propiedades del yacimiento eran típicas de areniscas someras, no consolidadas de petróleo pesado.
A fines de la década de 1980, el costo de calentamiento no favoreció la viabilidad comercial de desarrollar la Faja. Sin embargo, años más tarde, varios factores se combinaron para mejorar la situación. El crudo de la Faja posee una viscosidad menor a cualquier densidad API que la mayoría de los petróleos pesados.
Relación entre la viscosidad y la densidad API para diferentes áreas de petróleo pesado
Entonces, al poseer una densidad API extremadamente baja en comparación con otros crudos pesados, fue posible bombear petróleo sin el costo de calentamiento y obtener producciones de unos pocos cientos de barriles por día. Se necesitaban producciones más altas para un desarrollo económicamente viable, pero los regímenes de producción más altos provocaban una importante producción de arena y requerían bombas de fondo de pozo más poderosas. Los pozos horizontales resolvieron el primer problema, permitiendo tasas de flujo más altas con menos caída de presión, y por lo tanto, minimizando los problemas de producción de arena.
A partir del programa que se llevó a cabo a fines de la década de los 90 para caracterizar mejor el yacimiento, se determinó que el yacimiento no solo contenía depósitos fluviales sino también depósitos de canales distributarios y estuarios de marea. Y para drenar areniscas más más delgadas y más discontinuas, era obvio que se necesitarían tramos laterales adicionales y diseños de pozos más complejos. Debido al costo de un pozo nuevo completo, los pozos multilaterales ofrecían una solución atractiva.
Sin embargo, más tramos laterales no serían efectivos si no se desarrollaba la habilidad de ubicarlos con exactitud. Tres factores clave han contribuido a maximizar el conteo de arenisca y optimizar el emplazamiento: primero, una conversión de tiempo a profundidad precisa de los datos sísmicos 3D utilizando registros de los pozos estratigráficos; segundo, una identificación y correlación de los marcadores geológicos principales a través de todo el campo; y tercero, un conocimiento del espesor neto esperado y su distribución areal obtenido de un mejor modelo de facies sedimentarias. Luego, durante la perforación, los registros de resistividad y de rayos gamma adquiridos durante la perforación (LWD, por sus siglas en inglés) se integran con el volumen sísmico 3D y con los estudios de caracterización de yacimientos para comparar la formación hallada con la predicción geológica. Si fuera necesario, la trayectoria del pozo se modifica, o se desvía para optimizar la cantidad de arenisca perforada.
CURTIS, C., KOPPER, R., DECOSTER, E., et al. Artículo: Yacimientos de petróleo pesado de la revista: Oilfield Review. Invierno 2002/2003.
Venezuela posee muchas acumulaciones de petróleo pesado, siendo el más la importante la de la Faja Petrolífera del Orinoco. Un pozo descubridor del año 1935 produjo crudo de 7°API a razón de 40 B/D, pero la Faja no se estudió en detalle hasta 1968. Estos estudios condujeron a Petróleos de Venezuela S.A (PDVSA) a realizar una importante campaña de cinco años, durante la cual se evaluaron varias técnicas de producción en frío y caliente. Se comprobó que las propiedades del yacimiento eran típicas de areniscas someras, no consolidadas de petróleo pesado.
A fines de la década de 1980, el costo de calentamiento no favoreció la viabilidad comercial de desarrollar la Faja. Sin embargo, años más tarde, varios factores se combinaron para mejorar la situación. El crudo de la Faja posee una viscosidad menor a cualquier densidad API que la mayoría de los petróleos pesados.
Relación entre la viscosidad y la densidad API para diferentes áreas de petróleo pesado
Entonces, al poseer una densidad API extremadamente baja en comparación con otros crudos pesados, fue posible bombear petróleo sin el costo de calentamiento y obtener producciones de unos pocos cientos de barriles por día. Se necesitaban producciones más altas para un desarrollo económicamente viable, pero los regímenes de producción más altos provocaban una importante producción de arena y requerían bombas de fondo de pozo más poderosas. Los pozos horizontales resolvieron el primer problema, permitiendo tasas de flujo más altas con menos caída de presión, y por lo tanto, minimizando los problemas de producción de arena.
A partir del programa que se llevó a cabo a fines de la década de los 90 para caracterizar mejor el yacimiento, se determinó que el yacimiento no solo contenía depósitos fluviales sino también depósitos de canales distributarios y estuarios de marea. Y para drenar areniscas más más delgadas y más discontinuas, era obvio que se necesitarían tramos laterales adicionales y diseños de pozos más complejos. Debido al costo de un pozo nuevo completo, los pozos multilaterales ofrecían una solución atractiva.
Sin embargo, más tramos laterales no serían efectivos si no se desarrollaba la habilidad de ubicarlos con exactitud. Tres factores clave han contribuido a maximizar el conteo de arenisca y optimizar el emplazamiento: primero, una conversión de tiempo a profundidad precisa de los datos sísmicos 3D utilizando registros de los pozos estratigráficos; segundo, una identificación y correlación de los marcadores geológicos principales a través de todo el campo; y tercero, un conocimiento del espesor neto esperado y su distribución areal obtenido de un mejor modelo de facies sedimentarias. Luego, durante la perforación, los registros de resistividad y de rayos gamma adquiridos durante la perforación (LWD, por sus siglas en inglés) se integran con el volumen sísmico 3D y con los estudios de caracterización de yacimientos para comparar la formación hallada con la predicción geológica. Si fuera necesario, la trayectoria del pozo se modifica, o se desvía para optimizar la cantidad de arenisca perforada.
CURTIS, C., KOPPER, R., DECOSTER, E., et al. Artículo: Yacimientos de petróleo pesado de la revista: Oilfield Review. Invierno 2002/2003.
