Tesis - LGINF-04
Tesis - LGINF-04
Tesis - LGINF-04
), in sulfato (SO
4
=
), y la
suma de los iones carbonato y bicarbonato (CO
3
=
+ HCO
3
) y su
complementario (SO
4
=
+ Cl
).
2.2.5.7.5.-Diagramas de Schoeller:
Son diagramas de columnas verticales se representa el valor en miliequivalentes por
litro (meq/l) de distintos aniones, cationes o una suma de ellas, utilizando una escala
logartmica, y uniendo los puntos mediante una secuencia de lneas. Si bien la escala
logartmica no es apropiada para observar pequeas diferencias en la concentracin de
cada ion entre distintas muestras de agua, si es til para representar en un mismo
diagrama aguas de baja y de alta salinidad, y observar la relacin entre iones asociada
con la inclinacin de las lneas.
60
CAPITULO II
Marco Terico
Figura 2.14. Diagrama de Schoeller.
Fuente: SISCAFI 2011
2.2.5.7.6.-Diagrama de Collins:
En los diagrama de Collins o Columnares se representan la concentracin de
aniones (a la derecha) y cationes (a la izquierda) en dos columnas adosadas. El valor
de concentracin se expresa en mili equivalentes por litro (meq/l), por lo que la altura de
ambas columnas son tericamente iguales. En la prctica pueden hallarse ligeras
diferencias debido a sesgos analticos, o por no representar algn ion que se encuentre
en concentraciones ms altas que lo normal.
Figura 2.15. Diagrama de Collins
Fuente: PDVSA 2011
61
CAPITULO II
Marco Terico
2.2.5.8.- Precipitacin de sales inorgnicas:
Es muy importante en algunas operaciones de los campos petroleros, predecir la
tendencia del agua a formar depsitos de carbonato de calcio. Antes de producirse los
fluidos de un yacimiento, stos se encuentran en estado esttico y en equilibrio
qumico. Al iniciarse la produccin y el movimiento de los fluidos, ocurre en la vecindad
del pozo una cada de presin; este cambio de presin permite que gases en solucin
se separen y rompan el equilibrio; formando depsitos de carbonato de calcio
(escamas).
Las incrustaciones o escamas se definen como compuestos que se precipitan en el
seno de la fase acuosa. Se originan por la escasa solubilidad que presentan algunas
sustancias en agua, y que vara con los cambios de estado fsico y qumico del sistema.
Las condiciones que deben presentarse para que las incrustaciones aparezcan son;
que el agua contenga iones que son capaces de formar compuestos de baja solubilidad
y que exista un cambio en las condiciones fsicas o composicin del agua en la cual la
solubilidad este por debajo de la concentracin presente.
Tabla 2.10. Incrustaciones comunes en los campos petroleros
NOMBRE FRMULA
QUMICA
VARIABLES PRIMARIAS
Carbonato de calcio
(calcita)
CaCO3 Presin parcial de CO2, pH,
temperatura, presin total,
slidos disueltos totales.
Sulfato de calcio: CaSO4 2 H2O
- Yeso (ms comn) CaSO4 H2O
- Hemi-hidrato CaSO4
- Anhidrita
Sulfato de bario BaSO4
Temperatura, slidos totales
disueltos, presin.
Sulfato de estroncio SrSO4
Temperatura, slidos totales
disueltos, presin.
Temperatura, slidos totales
disueltos, presin.
Fuente: PATTON, Charles. 1995: p. 54
Estos precipitados pueden quedar en suspensin o depositarse como un slido
coherente; en las rocas del yacimiento puede formarse por la filtracin de las partculas
62
CAPITULO II
Marco Terico
suspendidas en el agua, incluso puede generarse una concha slida en la cara de la
formacin. Las incrustaciones que pueden producirse en las aguas de produccin,
manejadas por la industria petrolera son: (Tabla 2.10).
2.2.5.9.- Problemas Causados por minerales Taponantes:
Durante la perforacin y completacin: incompatibilidad del agua de los fluidos de
perforacin o completacin con el agua de formacin.
En los pozos inyectores y en la formacin, la precipitacin de minerales por
mezclas incompatibles de agua de inyeccin, formacin, reduce la permeabilidad
del flujo.
En los pozos productores, la cada de presin hace que precipiten minerales y
disminuya la permeabilidad flujo.
2.2.5.9.1.- Escamas de carbonato de calcio:
El carbonato de calcio o calcita, CaCO
3
, es la incrustacin mineral frecuentemente
encontrado como escamas en operaciones de campos petroleros. Los cristales de
carbonato de calcio son largos, pero cuando las escamas son encontradas como
impurezas en la forma de finos cristales divididos, aparecen uniformes. stas pueden
ser identificadas cualitativamente por la adicin de cidos minerales. La evolucin de un
gas sin olor es indicativo que el carbonato est presente.
Esto no identifica la escama como carbonato de calcio, se requieren pruebas
adicionales para identificar el calcio.
Los depsitos de CaCO
3
se forman por la combinacin del in calcio con los iones
carbonato o bicarbonato, como muestra la siguiente reaccin:
63
CAPITULO II
Marco Terico
3 3
CaCO CO Ca
..Ec (4)
O H CO CaCO HCO Ca
2 2 3 3
2 ..Ec (5)
En esta reaccin la tendencia es hacia la formacin de los productos, con poco
retorno a los reaccionantes. El dixido de carbono est presente como gas en el lado
derecho de la ecuacin. La solubilidad del carbonato de calcio est altamente
influenciada por la presin del dixido de carbono, temperatura y concentracin de otras
sales en solucin
2.2.5.10.- Efectos de las variables principales en la formacin de escamas de carbonato
de calcio:
2.2.5.10.1.- Efecto del pH:
La cantidad de dixido de carbono presente en el agua afecta el pH, sin embargo, no
es el nico compuesto que causa la acidez del agua. La precipitacin de carbonato de
calcio tiende a incrementarse cuando aumenta el pH.
2.2.5.10.2.- Efecto de la presin:
En un sistema donde coexistan gas y lquido, el incremento de la presin aumenta la
solubilidad del carbonato de calcio, bsicamente por el incremento de la presin parcial
del dixido de carbono y otros efectos termodinmicos. En la mayora de los casos, las
prdidas en dixido de carbono por cadas de presin es el mayor efecto para el
depsito de escamas de carbonato de calcio.
64
CAPITULO II
Marco Terico
2.2.5.10.3.- Efecto De La Temperatura:
La temperatura es otro factor que influye en la solubilidad del carbonato de calcio. El
carbonato de calcio presenta una particular solubilidad invertida con relacin a la
temperatura. Se hace menos soluble con los incrementos de temperatura. Es frecuente
tener incrustaciones de carbonato de calcio en sistemas donde el agua se calienta
hasta la ebullicin. Un agua que no forme incrustaciones en la superficie puede formar
escamas en un pozo de inyeccin si la temperatura es lo suficientemente alta.
La figura 2.16 muestra que al aumentar la temperatura, disminuye la solubilidad del
carbonato de calcio. Esta curva explica que algunos problemas de escamas pueden ser
encontrados por la inyeccin de agua saturada con carbonato de calcio a temperatura
de superficie, a una formacin infrayacente a una mayor temperatura.
La baja temperatura cerca de la superficie incrementa la solubilidad, pero las bajas
presiones causan prdidas del dixido de carbono que contrarresta el aumento en la
solubilidad obtenido por la influencia de la temperatura.
Figura 2.16. Efecto de la Temperatura en la solubilidad del CaCO3
Fuente: PDVSA 2011
65
CAPITULO II
Marco Terico
2.2.5.10.4.-Efecto de los slidos disueltos:
Si el contenido de sales en el agua aumenta, la solubilidad del carbonato de calcio
se incrementa. Se ha encontrado que los slidos disueltos (que no contengan calcio o
iones carbonato) en el orden de los 200000 mg/L, producen la mayor solubilidad del
carbonato de calcio en el agua y por ende la menor tendencia incrustante.
La mezcla de aguas de formacin o inyeccin que bajo ciertas condiciones no son
incrustantes, puede originar reacciones qumicas indeseables entre los componentes
disueltos individualmente en las aguas. Estas reacciones pueden producir escamas de
carbonato de calcio, sulfato de bario, de calcio, de estroncio y compuestos de hierro
insolubles.
La cantidad de los slidos depositados depende de la concentracin de los iones
reaccionantes presentes en las aguas individuales y otros factores termodinmicos que
determinan la solubilidad de los compuestos formados, es decir, la cantidad precipitada
depende de su producto de solubilidad para las condiciones del sistema. La
compatibilidad de las aguas usadas en recuperacin secundaria con el agua de
formacin, es de primordial importancia cuando se disea un proyecto de recuperacin
secundaria. Mezclas que en superficie no son incrustantes, pueden serlo a condiciones
de fondo de pozo, o viceversa. Prcticas apropiadas de ingeniera pueden evitar la
generacin de escamas.
Cuando dos aguas se mezclan, la concentracin de los iones disueltos resulta del
promedio de las concentraciones de los iones en cada agua. Si la mezcla resulta con
una concentracin de, por ejemplo, carbonato de calcio sobre lo que permite su
producto de solubilidad, el agua queda sobresaturada de este mineral, y se precipitar
el exceso hasta que el agua quede saturada.
66
CAPITULO II
Marco Terico
2.2.5.11.- Mtodos para pronosticar la tendencia de depsitos de carbonato de calcio
(escamas):
Dada la frecuencia de casos de formacin de escamas en los campos petroleros, en
especial de carbonato de calcio, es necesario determinar la posibilidad de su ocurrencia
bajo condiciones de operacin. Para esto pueden emplearse los clculos de solubilidad
o ndices de incrustacin y deben tomarse como una referencia puesto que las
ecuaciones involucradas presentan simplificaciones que no pueden reproducir los
complejos fenmenos de solubilidad que ocurren en la realidad.
En general existen dos categoras de ndices de saturacin de carbonato de calcio:
Los ndices que slo determinan la tendencia de un agua a formar escamas (por ej. si
est sobresaturada) o disolver escamas (por ej. si est subsaturada), y aquellos que
especifican la cantidad de carbonato de calcio que puede precipitarse en un agua
sobresaturada, o que puede disolverse si est subsaturada. Este es ms completo que
el primero, pero necesita ms datos para ser calculado, lo que dificulta su aplicacin.
El hecho que un agua muestre tendencia a precipitar carbonato de calcio representa
una alarma que debe ser evaluada con anlisis y la experiencia, luego lo ms
recomendable sera efectuar inspecciones para verificar la existencia de la incrustacin
en el sistema.
En ciertos casos, los ndices pueden mostrar una tendencia de precipitar o disolver
escamas, pero en condiciones reales puede no suceder debido a la presencia de
factores no considerados en las ecuaciones. Por ejemplo, la precipitacin de carbonato
de calcio en agua sobresaturada se ve inhibida por la presencia de polifsfatos, y caso
contrario puede precipitar en agua subsaturada que circula en tuberas debido al efecto
catdico de la corrosin sobre la superficie del metal.
67
CAPITULO II
Marco Terico
Todos los mtodos de prediccin de incrustaciones son basados en medidas de
laboratorio de la solubilidad de un determinado compuesto a condiciones de equilibrio,
en aguas sintticas, dentro de un rango de temperatura a presin atmosfrica.
2.2.5.11.1.-El ndice de Saturacin:
Es una medida del grado de sobresaturacin e indica la fuerza de empuje necesario
para causar la precipitacin. A medida que aumenta, el agua tiene mayor tendencia a
producir escamas. Este ndice no cuantifica la cantidad de escamas que pueden
producirse. Varios investigadores, han empleado diversas expresiones para describir
este trmino.
A continuacin se presentan los mtodos ms empleados para determinar la
tendencia de producir incrustaciones de carbonato de calcio en el agua de formacin,
utilizando los diferentes ndices de incrustacin, segn sea el autor empleado:
2.2.5.11.2.- Mtodo de Langerlier:
Langerlier desarroll un ndice para aguas frescas, en un rango de pH de 6.5 a 9.5,
que le hizo posible predecir si el agua precipita o disuelve escamas de carbonato de
calcio. ste es llamado ndice de saturacin y es calculado a partir de la siguiente
ecuacin:
..Ec (6)
Donde:
pH = pH del agua
68
CAPITULO II
Marco Terico
pH
s
= pH a la saturacin
pK
2
- pK
s
= 2da. Constante de ionizacin del H
2
CO
3
y constante de saturacin del
CaCO
3
.
pCa
++
= logaritmo negativo de la concentracin de Ca
++
en mol/L.
pAlk = logaritmo negativo de la alcalinidad total en meq/L.
Un valor positivo del ndice de saturacin indica que el agua est sobresaturada y
precipitar carbonato de calcio; un valor negativo indica que el agua es corrosiva, es
decir, disolver las escamas de carbonato de calcio. Este ndice de saturacin sirve
como una tendencia del agua a disolver o precipitar carbonato de calcio, pero no es
indicativo de la magnitud de la tendencia.
2.2.5.11.3.- ndice de Ryznar:
Desarroll una ecuacin para desarrollar el ndice de estabilidad. El ndice de
estabilidad es una expresin emprica, que no slo indica la tendencia del agua a ser
incrustante o corrosiva, sino que da un valor semicuantitativo para la cantidad de
depsitos de escamas o la tendencia a ser corrosiva. Este ndice debe ser positivo para
todas las aguas.
ndice de Estabilidad:
..Ec (7)
Donde:
pH = pH del agua
pH
s
= pH a la saturacin
69
CAPITULO II
Marco Terico
pK
2
- pK
s
= 2da. Constante de ionizacin del H
2
CO
3
y constante de saturacin del
CaCO
3
.
Ca
++
= Concentracin de Ca
++
en mg/L.
Alk = CO
3
+ HCO
3
en mg/L de CaCO
3
.
( ) = Fuerza inica.
Un ndice de estabilidad de menor a 6.5 indicar formacin de escamas de CaCO
3,
valores ms pequeos, menores a 5.5; indicara mayor formacin de escamas. ndices
mayores a 6.5 indicarn que el agua tendr tendencia corrosiva; valores ms elevados,
ser indicativo de serios problemas de corrosin. El mtodo de Langerlier y sus
variaciones (Ryznar) son slo aplicables para aguas de esfuerzo inico igual o menor a
0.02.
2.2.5.11.4.-Mtodo de H. Stiff y L. Davis:
Es una extensin del mtodo de Langerlier, para aplicarse a las aguas asociadas al
crudo de los campos petroleros, quienes lo nombraron como ndice de Estabilidad y lo
representaron por SI y es aplicable a aguas de alto contenido salino.
La ecuacin fue desarrollada en funcin del ndice de estabilidad inica y toma en
cuenta las altas concentraciones de sales disueltas presentes en el agua de formacin,
las cuales alteran el esfuerzo inico e influyen en la solubilidad del CaCO
3,
como a
continuacin se muestra:
..Ec (9)
Donde:
SI: ndice de Estabilidad.
70
CAPITULO II
Marco Terico
pH: pH medido de la muestra de agua (pH a condiciones del sistema).
K: Constante basada en la salinidad, temperatura y composicin del agua.
pCa: logaritmo negativo de la concentracin de calcio (moles/L).
pAlk: logaritmo negativo de la alcalinidad total (meq/L).
K: constante determinada grficamente, que depende del valor de la fuerza inica para
un rango de 0 a 3.6 y de la temperatura de 32 a 212 F.
Los resultados de ndice de Stiff y Davis pueden interpretarse como se muestra a
continuacin: (Tabla 2.11).
Tabla 2.11. Interpretacin del ndice de Stiff y Davis
CASO CONCLUSIN
El agua est subsaturada de
CaC0
3
, la formacin de
incrustacin es imposible.
El agua esta sobresaturada de
CaC0
3
. Esto indica la
formacin de escamas.
SI es negativo
SI es positivo
SI = 0
El agua est saturada con
CaC0
3
Fuente: PATTON, Charles. 1995: p. 73)
La fuerza inica ( ) =[ mg/L -in x Factor (f)] [meq/L-in x Factor (f)]. Los valores
del Factor (f) son mostrados en la Tabla 2.12.
Tabla 2.12. Factor (f) para el clculo de la fuerza inica ( )
ION Conc. en mg/L Conc. en meq/L
Na
+
2.2
X
10
-5
5
X
10
-4
Ca
++
5.0
X
10
-5
1
X
10
-3
Mg
++
8.2
X
10
-5
1
X
10
-3
Cl
-
1.4
X
10
-5
5
X
10
-4
HCO
3
-
0.8
X
10
-5
5
X
10
-4
SO
4
=
2.1
X
10
-5
1
X
10
-3
FACTOR (f)
Fuente: Morrinson 1998.
71
CAPITULO II
Marco Terico
Con este valor de la fuerza inica se va al grfico de K vs. Fuerza inica, figura y
para una temperatura dada (temperatura de la muestra) se determina "K". Para
muestras con una fuerza inica ( ) mayor 3.6, se dispone de un mtodo emprico. El
grfico correlaciona la fuerza inica y la temperatura del agua.
Figura 2.17.. Valores de K a partir de la Fuerza Inica Molar ( ) y la Temperatura.
Fuente: PDVSA 2011
2.2.5.11.5.- Mtodo de J. Oddo y M. Tomson:
En los trabajos de investigacin que realizaron L. Davis y H. Stiff se presentaron
muchas limitaciones, ya que una desventaja del mtodo de Stiff Davis es que slo es
aplicable a un rango de presin y temperatura. Al principio tambin se encontr limitado
a aguas cuya salinidad fuera de 4000 ppm. A partir de las investigaciones de Stiff y
Davis, Oddo y Thompson desarrollaron un mtodo simple que permite pronosticar la
tendencia del agua a formar carbonato de calcio, y la cantidad de incrustaciones que
pueden producirse en las aguas de formacin. Es un mtodo simple que permite
72
CAPITULO II
Marco Terico
pronosticar la tendencia utilizando parmetros medidos en el campo cuyos lmites
mximos de presin y temperatura son 18000 Lpc y 482 F.
Este mtodo considera los efectos de la presin total en el sistema y las variaciones
de la presin parcial de CO
2.
El trabajo inicial fue publicado en 1982 y posteriormente
fue modificado para incluir los efectos de otros parmetros adicionales.
Es vlido en los siguientes rangos:
Fuerza inica molar: 0 4,0.
Temperatura: 32 392 F (0 200C).
Presin: 0 20000 lpc.
El mtodo consiste en calcular un ndice de saturacin (Is) conociendo o no el valor
del pH y en funcin de constantes de equilibrio condicionales, que dependen a su vez
de la temperatura, la presin y la fuerza inica. De esta manera se elimina la necesidad
de utilizar los coeficientes de actividad que usaron Stiff Davis.
El valor del ndice de Saturacin (Is) indica la tendencia del agua a formar depsitos,
si el signo es positivo el agua es potencialmente incrustante y si su valor es negativo el
agua tiende a disolver los cristales de CaCO
3
. A continuacin se presentan las
ecuaciones publicadas en 1994:
Para cualquier sistema (con fase gaseosa presente o ausente) y donde el pH sea
conocido:
..Ec(10)
73
CAPITULO II
Marco Terico
Donde:
Ca
++
= concentracin de in calcio (mol/L).
HCO
3
-
= concentracin de in bicarbonato (mol/L).
T = temperatura (F).
P = presin total absoluta (lpca).
= Fuerza inica molar (mol/L).
pCa= es logaritmo negativo de la concentracin de calcio.
pHCO
3
= es logaritmo negativo de la concentracin de bicarbonato (mg/L). o en trminos
de alcalinidad expresados en meq/L.
Como se puede apreciar la ecuacin es un polinomio que relaciona la concentracin
inica, la alcalinidad y el pH con las constantes condicionales de presin, temperatura y
fuerza inica.
La fuerza inica molar ( ) se calcula multiplicando la concentracin de cada in por
un factor (f) y efectuando una suma de todos los resultados como lo describe la
siguiente ecuacin:
..Ec(11)
Todas las concentraciones de los iones son obtenidas de los anlisis de agua, y
estn expresados en mg/L.
2.2.5.12.- Depsitos de Sulfatos de Calcio:
El sulfato de calcio es otro slido frecuentemente depositado por las aguas de
formacin asociadas a hidrocarburos, usualmente se precipita directamente en las
74
CAPITULO II
Marco Terico
superficies metlicas de la lnea de flujo, tuberas de intercambiadores de calor y otros.
Los cristales de sulfato de calcio son ms pequeos que los del carbonato de calcio, lo
que ocasiona que no sean generalmente ms fuertes y duros que los de carbonato de
calcio. Las escamas de sulfato no son efervescentes cuando se tratan con cidos, y
no pueden ser removidas exitosamente cuando se acidifican a temperatura normal o
estndar. La escama de sulfato de calcio es mucho ms difcil de remover que la de
carbonato de calcio.
La precipitacin del sulfato de calcio en el agua puede ser expresada de la siguiente
manera:
..Ec (12)
Y el producto de la solubilidad es expresado por:
..Ec (13)
Este producto de solubilidad vara con la temperatura y concentracin de iones no
comunes en la solucin, pero no es afectada apreciablemente por variaciones de
presin en operaciones de campo. Cuando el producto de los iones de calcio y sulfato
excede este nmero, el sulfato de calcio, se precipita hasta producir que las
concentraciones de los iones igualen el producto de la solubilidad.
Comnmente en aguas supersaturadas que contienen tanto el ion carbonato como
sulfato adems del ion calcio, el carbonato se precipita primero debido a la diferencia de
solubilidad.
75
CAPITULO II
Marco Terico
La influencia de la temperatura en la solubilidad del sulfato de calcio en una solucin
de cloruro de sodio, es mostrada en la figura 2.17. Este grfico muestra que en el rango
de temperatura de 30 a 70 C, la solubilidad no es afectada apreciablemente por las
variaciones de temperatura. Por encima de 82C la solubilidad decrece rpidamente.
Las variaciones de temperatura no afectan a la solubilidad del sulfato de calcio de la
manera cmo afecta al carbonato de calcio. Un incremento en la temperatura disminuye
notablemente la solubilidad del carbonato de calcio pero puede incrementar la
solubilidad del sulfato de calcio.
Figura 2.18. Efecto de la temperatura en la solubilidad
Fuente: PDVSA 2011
La presin parcial del dixido de carbono no afecta la solubilidad del sulfato de
calcio, a menos que el gas del dixido de carbono en la solucin produzca la disolucin
de calcitas argomitas que este en contacto con el agua. En este caso la concentracin
del in calcio en el agua puede ser incrementada suficientemente, para causar la
precipitacin del sulfato de calcio como yeso.
El sulfato de calcio existe como yeso (Ca SO
4.
2H
2
O); subhidratado (Ca SO4.
H
2
O), anhidrita (CaSO
4
). Slo es encontrado en la naturaleza como yeso y anhidrita.
La mayora de los depsitos de sulfato de calcio en los campos petroleros son escamas
de yeso debido a las bajas temperaturas a las cuales stas son depositadas. En pozos
profundos, las temperaturas exceden los 100
O
C y las anhidritas permanecen estables.
76
CAPITULO II
Marco Terico
Debido a la profundidad, las presiones en los pozos profundos son elevadas.
Recientemente se ha demostrado que la presin incrementa la solubilidad del sulfato de
calcio, pero no lo suficiente para compensar el efecto.
Los depsitos de sulfato de calcio en las aguas pueden ser causados por
evaporacin. La evaporacin sirve para remover algunas de las aguas, lo cual significa
que la concentracin de sales en el agua remanente es ms alta. A medida que el agua
se evapora el contenido de sal se incrementa y puede finalmente alcanzar, el punto
donde el producto de la solubilidad del sulfato de calcio es excedido ocurriendo la
precipitacin.
La evaporacin de gases tales como el metano y el dixido de carbono de las aguas
saturadas con sulfato de calcio pueden arrancar suficiente vapor de agua, causando un
incremento en la concentracin de sales, resultando la precipitacin del sulfato de
calcio.
Las mezclas de aguas de diferentes lentes o arenas pueden precipitar el sulfato de
calcio. Las aguas de una arena pueden traer una concentracin de ion calcio mayor, y
el agua de la segunda arena puede contener una gran cantidad del ion sulfato. Cuando
las dos aguas son mezcladas, el producto de la solubilidad del sulfato de calcio es
excedido, y ocurre la precipitacin hasta que la concentracin del sulfato de calcio en
solucin se reduce hasta el punto de solubilidad.
2.2.5.12.1.-H. Stiff L. Davis:
Se puede decir que una solucin est en equilibrio con respecto a una sal dada
cuando la concentracin de dicha sal es igual a su solubilidad. Si la concentracin es
mayor, el equilibrio es transformado y la precipitacin de dicha sal toma lugar. En base
77
CAPITULO II
Marco Terico
a esto, si la concentracin de una sal en una solucin dada es conocida y su solubilidad
puede ser calculada para un conjunto de condiciones dadas, la tendencia de esta sal a
formar un precipitado (depsito) puede ser pronosticada.
2.2.5.12.2.- Diagrama de Solubilidad:
Los depsitos de CaSO
4
normalmente ocurren cuando dos aguas se mezclan; una
conteniendo iones de Ca
++
y la otra iones de sulfato. Cuando una de las aguas se va
mezclando con la otra puede producirse un punto de mezcla donde la concentracin de
CaSO
4
sea mayor a su solubilidad y por ende, se produce la precipitacin o depsito.
El diagrama de solubilidad es un grfico patrn para determinar la ubicacin de
estos puntos de mezcla y por consiguiente hace posible el pronstico de la tendencia a
formar depsitos de escamas de sulfato.
La solubilidad del CaSO
4
a cualquier punto de mezcla puede determinarse mediante
la siguiente ecuacin:
S = Sr * F1 * F2 * F3
Donde:
Sr: Solubilidad del CaSO
4
en agua destilada a la temperatura T (Figura 2.18).
Fl: Solubilidad del CaSO
4
en la presencia de un exceso del in Ca
++
o SO
4
=
(figura
2.19).
F2: Solubilidad del CaSO
4
en la presencia del in Na
+
(figura 2.20).
F3: Solubilidad del CaSO
4
en la presencia del in Mg
++
(figura 2.21).
78
CAPITULO II
Marco Terico
Figura 2.19. Solubilidad del CaSO4 en agua destilada a
varias temperaturas.
Fuente: PDVSA 2011
Figura 2.20. Solubilidad del CaSO4 en presencia de un
exceso de Ca++ o SO4
Fuente: PDVSA 2011
Figura 2.21. Solubilidad del CaSO4 en presencia del in
Na+
Fuente: PDVSA 2011
Figura 2.22. Solubilidad del CaSO4 en presencia del in
Mg++
Fuente: PDVSA 2011
El valor de la solubilidad calculada (S) en meq/L, es comparada con la concentracin
actual del Ca
+2
o SO
4
-2
en meq/L, para determinar si hay formacin de escama o
deposito. Cabe destacar que si existe en el sistema presencia de roca con formacin de
sulfatos, la presencia de este mineral ser mayor, provocando que exista menor
solubilidad de tal compuesto, provocando la aparicin de escamas y taponamientos al
sistema. En la tabla 2.13 se presentan la interpretacin segn Stiff y Davis.
79
CAPITULO II
Marco Terico
Tabla 2.13. Interpretacin de la tendencia a depositar CaSO4
CASO CONCLUSIN
El agua est subsaturada
de CaSO
4
, la formacin de
escamas no ocurre.
El agua esta
sobresaturada de CaSO
4
.
Esto indica la formacin
de escamas.
S>actual
S<actual
S= actual
El agua est saturada con
CaSO
4
Fuente: PDVSA 2011
2.2.6.- Geoqumica:
Clarke, F.W. (1924) dice que cada roca debe considerarse como un sistema qumico
en el cual pueden verificarse cambios debido a la accin de los agentes externos. Cada
uno de estos cambios implica la destruccin del equilibrio existente y la formacin de un
nuevo sistema estable bajo las nuevas condiciones. El estudio de estos cambios es el
campo de la Geoqumica: el geoqumico debe pues estudiar qu cambios son posibles,
cmo y cuando suceden, que fenmenos les acompaan y establecer sus resultados
finales. Desde el punto de vista geolgico el principal objeto de estudio es la corteza
solida de la tierra y las relaciones que pueden ocurrir entre los constituyentes de la
corteza.
Goldsmichidt, V.M. (1923-1937) determina que la geoqumica moderna estudia las
abundancias y distribucin de los elementos qumicos en las distintas esferas de la
Tierra (atmosfera, hidrosfera, biosfera y litosfera). Estudia el ciclo de los elementos
qumicos como las unidades ms pequeas de la materia sino que tambin estudia la
abundancia y distribucin de los distintos isotopos de los elementos, abundancia
csmica y estabilidades del ncleo atmico. Considera de los propsitos fundamentales
de la geoqumica descubrir las leyes que gobiernan la abundancia y distribucin de los
elementos.
80
CAPITULO II
Marco Terico
Es decir que la geoqumica es una ciencia natural, que estudia la composicin y
dinmica de los elementos qumicos, determinando sus abundancias absoluta y
relativa, distribucin y migracin entre las diferentes partes que conforman la tierra
(hidrosfera, atmosfera, biosfera y geosfera) con el propsito de establecer leyes o
principios que los gobiernan.
2.2.6.1.-Procesos que determinan la composicin: del agua
A travs del tiempo geolgico de sedimentacin se ven involucrados, la interaccin
con la roca y el incremento gradual de la presin y temperatura formando el agua
connata; haciendo parte en el agua de formacin la interaccin con el crudo y mezclas
con otras aguas de formacin producen el agua de formacin actual. Y as a medida
que se implantan los proyectos de inyeccin en los yacimientos el agua de formacin
cambia su composicin a travs de las mezclas con aguas de inyeccin y la
disminucin gradual de la presin y temperatura. Las aguas asociadas al Crudo son:
aguas metericas, connatas, aguas de formacin, juveniles, aguas intersticiales, aguas
diagnicas; siendo las primeras cinco ya definidas anteriormente.
Las aguas diagnicas son aquellas que han cambiado su composicin qumica
durante la consolidacin de los sedimentos, algunos de los cambios que ocurren en
estas aguas son debidas a la accin bacterial, intercambio inico, reemplazamiento. Y
las aguas intersticiales son aguas contenidas en el espacio poroso de las rocas, estas
pueden ser singenticas y epigenticas, las primeras formadas en el mismo tiempo que
la roca que lo contiene y las segundas originadas por infiltracin en las rocas.
2.2.6.2.-Qumica del agua de formacin:
81
CAPITULO II
Marco Terico
Las cuencas pocos deformadas que sobreyacen cratones interiores estables, en
secuencia estratigrfica que incluyen evaporitas poseen entre 300.000- 100.000 ppm en
minerales disueltos; en cambio aquellas cuencas someras, falladas, con aporte de
aguas metericas poseen entre 35000 y 10000 ppm de minerales. Soto y Puche, Inf.
TR10128, Maraven, (1981) expone que aquellas aguas del mioceno. Eoceno y
paleoceno del lago de Maracaibo son aguas metericas (Na/Cl>1), con bajos
contenidos de SO4 y Ca, HCO3 por encima de los 1000 ppm, y slidos disueltos por
debajo de los 8000 ppm; en cambio aquellas donde existe calizas, como formaciones
del cretceo y pre- cretceo son aguas connatas (Na/Cl<1) con altos contenidos de
cloruros y calcio, bajos bicarbonatos y slidos disueltos por encima de los 50000 ppm.
2.2.6.3.-Trazadores Naturales:
Son elementos o compuestos qumicos estables, que pueden estar presentes o no
en los fluidos originales del yacimiento y son utilizados para caracterizar, o seguir sus
movimientos, en las unidades de flujo que la componen. Deben seguir las siguientes
propiedades: qumicamente estables en el tiempo, alta relacin solubilidad/limite de
deteccin en el fluido, baja absorcin en tuberas y roca.
2.2.6.4.- Diagnesis:
Se define como el conjunto de procesos que actan para modificar a los sedimentos
luego de su deposicin. La diagnesis se produce desde condiciones superficiales
(interfaces sedimentarias, substratos sedimentarios de los ambientes de acumulacin)
hasta profundidades de soterramiento en las que la temperatura alcanza unos 250 C y
la presin llega hasta 1.5 Kb (para algunos autores estas cifras pueden ser aun
mayores. La profundidad a la que se llega a estos valores de temperatura y presin no
82
CAPITULO II
Marco Terico
es uniforme, ya ambos parmetros estn fuertemente condicionados por la
geodinmica interna.
2.2.6.4.1. - Factores que influyen sobre la diagnesis:
Tipo de roca sedimentaria (textura, composicin, contenido orgnico), porosidad
y permeabilidad, caractersticas de los cuerpos sedimentarios y de la sucesin
sedimentaria.
Ambiente sedimentario y clima
Tipos de organismos y procesos biolgicos
Tiempo geolgico de residencia
Profundidad
Temperatura
Presin
Propiedades de las aguas porales: PH, redox, sales disueltas
CAPI TULO I I I
Descripcin del rea
84
CAPITULO III
Descripcin del rea
CAPITULO III
DESCRIPCION DEL AREA
3.1.-Generalidades del Yacimiento:
El Yacimiento LGINF 04, est ubicado en la parte Noreste de los Campo Costanero
Bolvar de la Costa Oriental del Lago de Maracaibo (Figura 3.1), con una extensin
areal de 55 km2, formando parte de la segregacin Ta Juana Mediano. Fue uno de los
primeros yacimientos descubiertos en el Lago de Maracaibo, desde su produccin en
1927 ha producido 539937 MBN de petrleo poco profundo (<3000 pies) de las arenas
no consolidadas de edad Mioceno de las formaciones Lagunillas (miembro Lagunillas
Inferior y Laguna) y La Rosa.
Figura 3.1. Ubicacin Geogrfica del Yacimiento LGINF-04
Fuente: PDVSA 2011
El volumen de petrleo original en sitio (POES) es de 4,2 MMMBNP segn estudio
actual y de baja gravedad (entre 12-19 API). Para la fecha se han completado 548
pozos, de los cuales 101 se encuentran activos con una tasa total de 13875.8 BPD de
85
CAPITULO III
Descripcin del rea
petrleo. La produccin es complicada debido a la naturaleza heterognea de los
sedimentos, la baja gravedad del crudo y los problemas de conificacin y canalizacin
presente.
En el yacimiento han actuado varios mecanismos de produccin, empuje por gas en
solucin el cual se considera el mecanismo principal, compactacin de la roca
yacimiento y empuje hidrulico proveniente de un acufero asociado al sur.
Adicionalmente, en el yacimiento se han implementado varios procesos de
recuperacin de crudo y mantenimiento de presin; que seguidamente se mencionan:
Entre 1930 - 1934, se inyect gas a travs de siete (7) pozos en la regin norcentral
con el objeto de mantener presin, no existe registros confiable del volumen de gas
inyectado, se estima que este valor puede estar cercanos a los 3.5 BPCN.
En esta misma regin, entre los aos 1959 y 1995, se inyect LGN en los pozos TJ
258 y TJ 298, con la finalidad de mejorar la viscosidad del crudo.
En 1970, comienza una campaa de inyeccin alternada de vapor en la regin
norcentral, la cual se extendi hasta los pozos de la Franja del Kilmetro, para el ao
2000 cuando se detuvo la inyeccin de vapor, 71 pozos haban sido inyectados. Del
total de pozos inyectados, algunos de ellos alcanzaron hasta 5 ciclos, convirtiendo la
inyeccin de vapor en el principal mtodo de estimulacin empleado en el yacimiento,
con resultados satisfactorios.
En 1976, se implanta un proyecto de inyeccin de agua por flanco a travs de siete
(7) pozos, dos (2) de los cuales, fueron ubicados en la regin norcentral del yacimiento
(TJ 708 y TJ 908), la inyeccin en esta zona se mantuvo activa hasta Marzo de 1988,
acumulando un volumen de agua inyectada de 50 MMBA, un corte de agua promedio
de 10% y 32 MMB de petrleo asociados a los once (11) aos de inyeccin. Hacia el
86
CAPITULO III
Descripcin del rea
sur, se ubicaron cinco (5) pozos inyectores TJ 794, TJ 1089, TJ 1093, TJ 1144 y TJ
1146 (reemplazo del TJ 709). Actualmente la inyeccin se mantiene activa a travs de
tres (3) pozos (TJ 1093, TJ 1144 y TJ 1146), los cuales inyectan a razn de 12000
BAPD por pozo, acumulando hasta la fecha 453 MMB de agua inyectada, con un corte
de agua promedio de 40% y una produccin acumulada de 57 MMBP.
3.2.- Modelo geolgico:
3.2.1.-Modelo estructural:
La estructura del yacimiento es un monoclinal buzando hacia el SO con ngulos
entre 4 y 6. Esta limitado arbitrariamente hacia el Norte y Noroeste con el yacimiento
LGINF-03 y hacia el este con la lnea de costa del Lago de Maracaibo. Al Oeste por
fallas definidas por los pozos PB-10, TJ-1189, TJ-1176, TJ-1329, TJ-49, TJ-570 y TJ-
559 y hacia el Sur por el contacto agua-petrleo a nivel del Miembro Lagunillas inferior
(Figura nro. 2). De acuerdo a la revisin geolgica, la interpretacin de atributos
ssmicos estructurales muestra caractersticas diferentes entre las partes Norte y Sur.
Hay bastante evidencia que el rea del yacimiento est dividida en varios bloques
separados por fallas y lutitas.
La diferencia en gravedad de crudo y el contacto original agua-petrleo indica que la
falla Norte- Sur forma un sello separando el rea Este de la parte principal y la
diferencia en contacto y la presencia de petrleo residual en los lentes LLBinf, LLCu,
LLCi y LLD indica que la parte Este est en comunicacin con el campo de Ta Juana
Tierra. Adems, el comportamiento del rea en el Sur indica que el rea llamada La
Cua (Regin 2) est aislada del resto del rea.
87
CAPITULO III
Descripcin del rea
Figura 3.2. Mapa Estructural del Yacimiento LGINF-04 (Arena LLB).
Fuente: Visualizacin y Conceptualizacin de Recuperacin Mejorada en Occidente de Venezuela.
Unidad de Explotacin Ta Juana Lago, Yacimiento LL-04.2006.
3.2.2.- Modelo Estratigrfico:
En el yacimiento LGINF-04 de edad Mioceno est dividido en once unidades
estratigrficas identificadas en la Formacin La Rosa (Miembros Santa Brbara y la
Rosa) y la Formacin Lagunillas (Miembros Lagunillas Inferior, Laguna y Bachaquero)
utilizando las superficies de inundacin, discontinuidades discordancias observadas en
los ncleos y los registros de pozo.
El Miembro Lagunillas inferior de la Formacin Lagunillas comprende seis unidades
estratigrficas definidas desde la base hacia el tope como: LLD, LLCi, LLCu, LLBi,
LLBu, LLA, siendo las tres ltimas unidades estratigrficas las mejores unidades
productoras del yacimiento. La formacin Lagunillas consiste de una intercalacin de
areniscas y lodolitas con variaciones verticales y laterales de facies y de espesor
depositadas en un ambiente fluvial y fluvio deltaico; Sutton (1946) describe el
Miembro Lagunillas Inferior como intercalaciones no consolidadas de areniscas y lutitas
88
CAPITULO III
Descripcin del rea
carbonaceas cubiertas por areniscas y lutitas moteadas de blanco y laminas de Carbn,
infrayaciendo a estas unidades esta la Formacin La Rosa. Los patrones de apilamiento
presentes son principalmente progradacionales y retrogradacionales (Figura Nro. 3) La
Formacin La Rosa como lutitas marinas con intercalaciones de areniscas fosilferas.
Figura 3.3. Columna Estratigrfica del Yacimiento LGINF-04.
Fuente: Estudio Integrado del LGINF-04, Fase II. PDVSA - Schlumberger.2000.
La parte inferior del Miembro Laguna se compone de sedimentos marinos pocos
profundos que pasan a lacustrinos y Fluviodelticos a la parte superior. Dicho miembro
consiste esencialmente en arenas que se distinguen por la presencia de capas de
glauconitas y lutitas fosilferas, que contienen la fauna ms significativa de toda la
formacin. Es importante productora de petrleo en la cuenca del Lago de Maracaibo.
Oficialmente est dividido en dos sub-unidades: Laguna Superior y Laguna Inferior, la
primera unidad se caracteriza por poseer areniscas, pobremente consolidadas con
intercalaciones de lutitas carbonceas; y la segunda, presente en el yacimiento, est
caracterizada por areniscas no consolidadas, intercaladas con limonitas; este miembro
Laguna Inferior esta divido en tres unidades estratigrficas, definidas como LaC, LaB,
LaA.
89
CAPITULO III
Descripcin del rea
La Formacin La Rosa comprende dos unidades estratigrficas, una del Miembro
Santa Brbara (SB) y otra del Miembro La Rosa (LR). La Formacin La Rosa es
interpretada como una secuencia completa de tercer orden y el miembro Santa Barbar
representa el Transgressive Sytem Tract de esta secuencia, mientras que el miembro
La Rosa marino contiene la superficie de mxima inundacin y corresponde al
Highstand System Tract.
3.2.3.- Modelo sedimentolgico:
Las facies presentes en las unidades de la Formacin La Rosa y en los miembros de
la Formacin Lagunillas corresponden a una intercalacin de facies de areniscas y
lodolitas genticamente relacionadas con variaciones laterales y verticales de facies,
as como de espesor de acuerdo al paleoambiente de depsito y a la posicin de los
pozos en la cuenca. Los lentes con facies de canales principales en algunos sectores
presentan espesores constantes y en ocasiones se apilan en forma agradacional
alcanzando espesores de hasta 150 pies comportndose como un solo canal.
El miembro La Rosa es interpretado como un depsito de plataforma marina somera.
El miembro Lagunillas Inferior se interpreta en un ambiente fluvial y fluviodeltico. Hacia
el norte del Yacimiento Lginf-04 es fluvio deltaico con alguna influencia marina. En la
parte central y sur se hace mas fluvial y fluvio deltaico. El miembro Santa Brbara
contiene facies de areniscas con espesores entre 20 y 40 pies. El miembro La Rosa
contiene facies lodosas e intercalaciones de areniscas y lodolitas; los espesores
promedios son de 20 pies.
Los mapas generados muestran a nivel de los lentes del Miembro Lagunillas una
fuerte direccin de los canales con rumbo Noreste Sudeste conforme con el
macromodelo sedimentario regional (Figura Nro.3.4)
90
CAPITULO III
Descripcin del rea
Figura 3.4. Comparacin entre mapa de facies y de atributo ssmico a nivel del LLA.
Fuente: Visualizacin y Conceptualizacin de Recuperacin Mejorada en Occidente de Venezuela.
Unidad de Explotacin Ta Juana Lago, Yacimiento LL-04.2006.
3.2.4.- Modelo Petrofsico:
La descripcin de las secciones de ncleos del yacimiento permiti describir las
caractersticas de los cuerpos de arena del yacimiento:
Arenas no consolidadas sin material de cementacin.
Tamao de grano mediano a muy fino.
La calidad de la roca depende del tamao de grano y el contenido de arcilla.
Paquetes de facies continas de arena o secuencias de lentes de arena fina y
arcillas laminadas (tipo heterolitica).
La Tabla 3.1, muestra las propiedades petrofsicas promedios por unidad
Estratigrfica
91
CAPITULO III
Descripcin del rea
Tabla 3.1: Rangos y Promedios de las Propiedades de la Roca por unidad Estratigrfica.
Fuente: PDVSA 2011
Los tipos de roca fueron clasificados en 6 grupos (4 areniscas y 2 roca no reservorio)
de acuerdo volumen de arcilla (Vsh) obtenido de los registros y los valores de porosidad
efectiva. En la, se muestra la descripcin de la calidad de los tipos de roca y
caractersticas Petrofsicas:
Figura 3.5. Clasificacin de los Tipos de Roca del Yacimiento LGINF-04.
Fuente: Estudio Integrado del LGINF-04, Fase II. PDVSA - Schlumberger.2000.
92
CAPITULO III
Descripcin del rea
Los contactos agua petrleo fueron sectorizados y varan de acuerdo a la regin.
La gran diferencia se encuentra en la regin tres de los Rodrguez donde el contacto
fue colocado a 2940. Para las dems regiones el contacto se muestra en la siguiente
Figura 3.6:
Figura 3.6. Contactos originales oficiales.
Fuente: Estudio Integrado del LGINF-04, Fase II. PDVSA - Schlumberger.2000.
3.3.- Caractersticas de los fluidos del yacimiento (PVT):
Se estim alrededor de 1150 lpca, la cual corresponde con la Pb determinada en el
PVT del TJ-251 y que es corroborada por los resultados del pozo TJ-66, es por ello, que
se considera que inicialmente el yacimiento se encontraba ligeramente por encima de la
presin de burbuja, es decir saturado, sin embargo este estado cambi rpidamente
dado la explotacin masiva que se suscit en el yacimiento para los aos treinta (30),
resultando en una depletacin temprana de la presin. Por otro lado, para obtener datos
que representen la caractersticas del crudo del yacimiento fue necesario establecer un
PVT para cada tipo de fluido presente, esto se debe a que el yacimiento produce de los
Miembros Laguna y Lagunillas y la Formacin La Rosa, los cuales a su vez se
93
CAPITULO III
Descripcin del rea
subdivididen en unidades hidrulicas que presentan diferencias y similitudes entre los
fluidos contenidos.
Se procedi a establecer un modelo de fluido que representara las caractersticas
fsicas de cada uno de estos crudos. Esto se hizo una vez analizado los datos de la
Gravedad de Petrleo del crudo por arena, la cual indic una gravedad de 14 API para
el miembro Laguna mientras que otros pozos que produjeron nicamente de Lagunillas
Inferior indicaron un promedio de 17 API.
La formacin La Rosa por su parte (PB-35) presenta una gravedad de 22 API. Por
analoga con yacimientos vecinos se conoce que el crudo de La Rosa debe estar 22 y
24 API. En la Figura 3.7, se muestra las regiones PVT del yacimiento LGINF-04.
Figura 3.7: Regiones del yacimiento LGINF-04
Fuente: PDVSA 2011
La solubilidad del gas en el petrleo, factor volumtrico y viscosidad del petrleo se
ilustran a continuacin (Figura 3.8).
94
CAPITULO III
Descripcin del rea
Figura 3.8. Rs vs Presin, Bo vs Presin y Viscosidad vs Presin
Fuente: PDVSA 2011
En cuanto a los valores de Viscosidad del Petrleo que son representativos para el
crudo de Laguna, Lagunillas Inferior y La Rosa individualmente, se considera los
siguientes valores aplicables, de acuerdo a las variaciones vertical y areal observadas
de la gravedad API del petrleo.
Laguna = 130 a 170 Cp.,
Lagunillas Inferior = 50 a 90 cp.
La Rosa = 5 a 10 cp.
En la figura 3.9 se presentan los valores estimados de las propiedades de los fluidos
(petrleo, gas y agua) por cada regin PVT.
Debido a que no existe informacin PVT del agua, a travs de las correlaciones para
todas las propiedades de agua del yacimiento. La muestra promedio de agua contiene
4.000 ppm de slidos totales disueltos, lo cual es equivalente a una salinidad de 0,5%.
95
CAPITULO III
Descripcin del rea
Figura 3.9 Propiedades PVT del Petrleo por regin
Fuente: PDVSA 2011
3.4.- Anlisis Del Comportamiento De Presin Del Yacimiento:
La presin original del yacimiento fue de 1150 lpca, medida en el pozo descubridor,
el TJ-04, en el ao 1954. La presin actual del yacimiento est en el orden de las 700-
500 lpca, a un datum de 2350 pies, de acuerdo al comportamiento histrico de presin
mostrado en la figura 3.10.
El yacimiento est sometido a inyeccin de agua desde Noviembre de 1976, desde
entonces la presin tiende a incrementarse en las vecindades de los pozos inyectores y
a mantenerse en el resto del rea cercana a ellos, sin embargo, ste comportamiento
de presin difiere hacia el rea Norte lo cual es indicativo de que sta rea no est
comunicada con el resto de la acumulacin.
96
CAPITULO III
Descripcin del rea
Figura 3.10. Comportamiento de Presin del Yacimiento LGINF-04
Fuente: PDVSA 2011.
3.5.- Anlisis Del Comportamiento De Produccin:
En la figura 3.11 se muestra el comportamiento de produccin del yacimiento LGINF-
04, en el mismo se puede destacar que la historia comienza en el ao 1945 con la
perforacin del pozo TJ-04, el cual inici con una tasa de aproximadamente 6000 BPD.
El yacimiento alcanz su mxima tasa de produccin en 1961, cuando aportaba 30
MBPD, con ciento diecisiete (117) pozos activos.
La tasa de petrleo declin continuamente hasta 1997 cuando fue revertido la
perforacin de nuevos pozos. La produccin de agua ha incrementado gradualmente
hasta alcanzar el 60% de la produccin total. Actualmente el yacimiento produce
13875.8 BPD, con un promedio de 28% de AyS, producto de 101 pozos activos en el
rea.
97
CAPITULO III
Descripcin del rea
Figura 3.11. Comportamiento de Produccin del Yacimiento LGINF-04
Fuente: PDVSA 2011
En la figura 3.12 se muestran los mapas de acumulados de petrleo, gas y agua en
el yacimiento, los cuales en concordancia con los resultados geolgicos y petrofsicos,
muestran el mayor drenaje en la zona que presenta mejores condiciones con respecto a
espesor, saturacin y estructura, ubicada en la parte norte-central del yacimiento.
Figura 3.12. Mapa de Produccin Acumulada de Petrleo, Agua y Gas del Yacimiento LGINF-04
Fuente: PDVSA 2011
CAPI TULO I V
Marco Metodolgico
99
CAPITULO IV
Marco Metodolgico
CAPITULO IV
MARCO METODOLGICO
La metodologa del proyecto incluye el tipo o tipos de investigacin, las tcnicas y los
procedimientos que sern utilizados para llevar a cabo la indagacin. Es el como se
realizara el estudio para responder al problema planteado (Fidias Arias, 1999).
4.1.- Tipo de investigacin:
(Fidias Arias, 1999) clasifica la investigacin segn el nivel en exploratoria,
descriptiva o explicativa y segn el diseo en documental, de campo o experimental.
De acuerdo a las caractersticas que present esta investigacin denominada
Caracterizacin de las aguas de formacin e inyeccin del yacimiento LGINF-04, puede
clasificarse como:
Segn el nivel en descriptiva, ya que se estableci las caractersticas del agua del
yacimiento y se determin la procedencia de las diferentes aguas de produccin en
aquellos pozos actualmente activos, la relacin con yacimientos vecinos, y la calidad
del agua que est presente en el yacimiento.
Segn el diseo se clasifica en documental y de campo, ya que la informacin fue
obtenida y soportada en historias de pozos, informes tcnicos, datos obtenidos en su
ambiente natural; a travs de anlisis fsicos qumicos nuevos, entre otros provenientes
de las carpetas de pozos.
100
CAPITULO IV
Marco Metodolgico
4.2.- Diseo de la investigacin:
El diseo de la investigacin tiene como objeto proporcionar un modelo de
verificacin que permita constar hechos con teoras, y su forma es la de una estrategia
o plan general que determina las operaciones necesarias para hacerlo. Sabino, C.
(1992)
El diseo de la investigacin es de tipo bibliogrfico, mediante el cual se recopil,
analiz, revis, seleccion y extrajo informacin del yacimiento de diferentes fuentes
referidas al tema en estudio, y como resultado se estableci las referencias e
implicaciones necesarias para determinar y trazar el cronograma de actividades, el cual
es indispensable para el plan de trabajo.
4.3.- Poblacin o muestra:
La poblacin, "Conjunto para el cual son vlidas las conclusiones que se obtengan:
Elementos o unidades referidas a la investigacin", (Morles, 1994). La investigacin se
realiz con una poblacin de 84 anlisis fsico qumicos, correspondientes a 64 pozos
completados en el yacimiento. Estos fueron sometidos a diferentes criterios de
validacin de los cuales 32 anlisis fsico-qumico sirvieron de soporte para la creacin
de los patrones de agua de formacin y 33 anlisis fsico-qumico sirvieron de apoyo
despus de la inyeccin.
4.4.- Tcnicas e instrumentos de recoleccin de datos:
Para el autor Arias, F. (1999) las tcnicas se refieren a las distintas formas de
obtener la informacin; mientras que los instrumentos, son los medios materiales que se
emplean para recoger y almacenar los datos obtenidos.
101
CAPITULO IV
Marco Metodolgico
Se empleo la tcnica de la revisin documental, se recolecto la informacin
bsicamente de fuentes de orden bibliogrfico como:
Trabajos de tesis realizados correspondientes a otras Unidades de Explotacin,
que permitieron realizar el planteamiento del problema y trazar los objetivos
definidos en la Caracterizacin del Agua.
Trabajos especficos correspondientes al tema de Caracterizacin del Agua de
Formacin, lo cual rene toda la informacin referente al tema en estudio,
necesaria para cumplir con el objetivo general y los objetivos especficos.
Los instrumentos que se emplearon para recopilar y almacenar los datos obtenidos
fueron: las carpetas de pozos; una campaa de recoleccin de nuevas muestras
tomadas a nivel de cabezal, tanto de pozos productores como inyectores, a fin de
completar toda la informacin necesaria, los software corporativos de PDVSA de los
cuales se organiz la informacin necesaria para llevar a cabo esta investigacin, los
paquetes corporativos utilizados son los siguientes:
4.4.1.- Centinela:
Es una herramienta que permite el control y seguimiento diario de los parmetros de
comportamiento de produccin de los pozos, manteniendo la actualizacin de los datos
histricos de sus pruebas y muestras, procesamiento y utilizacin del gas,
contabilizacin actualizada de las instalaciones y equipos de las Divisiones de
Occidente y Oriente, el control de los datos bsicos y completacin de los pozos, as
como, las asociaciones existentes entre estos y las instalaciones de superficie, tambin
consolida los resultados contables del resto de las aplicaciones para realizar los
balances oficiales de crudo y gas.
102
CAPITULO IV
Marco Metodolgico
Centinela es un sistema de informacin, corporativo conformado por once 11
mdulos, el cual avala los procesos de produccin de la industria petrolera en el mbito
operacional, ya que mediante su consulta se puede observar y monitorear la vida e
historia de los pozos productores de crudos, permiten visualizar todos los eventos por
los cuales pasan los pozos desde que son aperturados, as como tambin guardar toda
la informacin ejecutada en el rea operacional tales como, toma de muestra,
presiones, ajuste de gas, cambio de reductores, actividades que se ejecutan da a da.
4.4.2.- Oilfield Manager (OFM):
Es una poderosa aplicacin que desarrolla un eficiente mtodo para visualizar,
relacionar y analizar datos de produccin y yacimientos. Como un sistema integrado,
esta aplicacin provee un conjunto de herramientas para automatizar tareas, compartir
datos y relacionar la informacin necesaria. Esta especialmente concebida para el
monitoreo y control permanente del subsuelo bajo una estrategia de reduccin de
costos e incremento de las reservas recuperables mediante la gerencia dinmica de los
procesos de custodia y la integracin de datos de campo, facilita todas las capacidades
esperadas de un visualizador de datos de primera lnea como un sistema integrado
donde permite identificar tendencias, anomalas y pronosticar produccin, los tipos de
datos manejados son los siguientes:
Datos dependientes del tiempo (mensual, diario, espordico)
Datos que depende de la profundidad (registros de pozos, diagramas de
completacin).
Datos estticos (coordenadas, datos nicos para los pozos, datos de
propiedades geolgicas).
Datos financieros (incluyendo ganancias y costos de la operacin).
103
CAPITULO IV
Marco Metodolgico
4.4.3.- Documentum:
Es un sistema de archivos digital, donde se encuentran las carpetas de pozos
digitalizadas, con los documentos que validan toda actividad realizada en el pozo(s),
como: anlisis fsico-qumicos, pruebas especiales, anlisis de ncleos, reportes diarios
operacionales de perforacin y rehabilitacin, documentos oficiales (cartas de solicitud
de perforacin, completacin, estimulacin, abandono de pozos, con cartas de
respuesta a los mismos, cartas de sometimientos de reservas, oficios emitidos por el
Ministerio de Energa y Minas) entre otros. Esta carpeta representa el libro de vida, ya
que almacena todo lo concerniente al pozo, desde un simple cambio de zona hasta una
recompletacin o trabajo mayor realizado en el pozo durante toda su vida productiva. La
informacin del pozo, que represent de inters para el desarrollo de la investigacin,
fueron las siguientes:
Anlisis y Pruebas; donde se encuentran todos los anlisis realizados al pozo
durante su vida productiva, como fsico-qumico, o anlisis de ncleos.
Reportes Operacionales; donde est plasmado todos los servicios realizados al
pozo desde su perforacin, trabajos de reparacin, rehabilitacin y/
estimulacin, entre ellos; caoneo, recaoneos, limpiezas mecnicas-qumicas,
forzamiento arena-petrleo, cambios de tubera, cambio de zonas, entre otros;
estos se presentan en forma de reportes diarios que se realizaron para cada
periodo correspondiente. Permitiendo as verificar las zonas, completacin e
intervalo que se encontraban abiertos al momento de realizar el anlisis fsico
qumico.
Recomendaciones; son los posibles trabajos que se recomienda realizar al pozo
con la finalidad de mejorar la productividad, en la mayora de los casos tambin
presentan un resumen operacional del pozo que sirve para verificar la data
encontrada en los reportes.
104
CAPITULO IV
Marco Metodolgico
4.4.4.- SISCAFI (Sistema de Caracterizacin de Aguas de Formacin e Inyeccin):
El sistema de caracterizacin de aguas de formacin e inyeccin (SISCAFI), permite
almacenar, graficar y analizar los resultados de las muestras de agua de formacin e
inyeccin, su caracterizacin, y esencialmente, efecta un diagnstico de las muestras
tomadas, con respecto a un patrn preestablecido o generado por la aplicacin,
contribuyendo as a la eficiencia, seguridad y agilidad de los procesos en la
investigacin e identificacin de la procedencia del agua en la produccin de nuestros
yacimientos.
4.5.- Tcnicas de procesamiento y anlisis de datos:
En la revisin documental de los anlisis fsico qumicos se tomaron en cuenta los
valores all obtenidos, que fueron cargados a la red corporativa a travs de Sistema de
Caracterizacin de Aguas de Formacin e Inyeccin, con el fin de hacer uso de los
distintos diagramas utilizados para la caracterizacin, as tambin elaborar tablas
comparativas donde se plasmaron los resultados obtenidos en dicho sistema con la
finalidad de estudiar y analizar la investigacin de una manera objetiva, sistemtica y
cuantitativa.
4.6.- Metodologa y procedimientos empleados para la caracterizacin de las aguas de
formacin e inyeccin del yacimiento lginf-04 de edad mioceno del U.P Ta Juana Lago.
Para desarrollar los objetivos planteados se sigui el siguiente procedimiento,
constituido por las siguientes fases donde el cumplimento de las mismas se realiz a
travs de las diferentes actividades, esto se describe a continuacin:
105
CAPITULO IV
Marco Metodolgico
4.6.1.- Validar las muestras de anlisis fsicos qumicos provenientes del agua de
formacin e inyeccin del yacimiento LGINF-04 identificando por lentes los intervalos
caoneados.
4.6.1.1.- FASE I: Buscar y Recolectar anlisis fsico qumicos
4.6.1.1.1.- Actividad Nro. 1: Bsqueda de anlisis fsico-qumicos:
Al conocer los pozos que estaban completados en el yacimiento desde el comienzo
de la produccin del mismo, se desarroll la bsqueda y recopilacin de todos los
anlisis fsicos qumicos, en la red corporativa Documentum en la seccin de carpeta de
pozo (anlisis y pruebas) que existan de cada uno de estos.
4.6.1.1.2.- Actividad Nro. 2: Recoleccin de nuevos anlisis fsicos qumicos:
Para actualizar los anlisis fsico-qumicos del yacimiento LGINF-04, de los 101
pozos activos se seleccionaron diferentes pozos productores para ser muestreados, las
muestras de crudo deban ser presentadas en envases de un galn, adems de
presentar en la produccin un porcentaje mayor de 50% de agua y sedimento a fin de
garantizar la realizacin de los anlisis.
4.6.1.2.- FASE II: Cargar anlisis fsico qumicos al sistema SISCAFI:
4.6.1.2.1.- Actividad Nro. 1: Crear base de datos en Excel:
Una vez encontrados los anlisis fsico-qumico se recopilaron dichos resultados en
una base de datos (ver anexos); donde se carg toda la informacin referente a los
106
CAPITULO IV
Marco Metodolgico
pozos con los anlisis fsico-qumico, en esta se sita la informacin del pozo asociado
a la fecha de toma de la muestra como: los intervalos caoneados, las unidades
productoras de los diferentes miembros, la zona productora, el tipo de completacin, las
instalaciones asociadas al pozo; estos datos fueron recolectados apoyado de la
herramienta Documentum en la seccin de reportes operacionales, o en el caso
existan pozos con fichas actualizadas que proporcionan fcilmente los datos
necesitados(ver ejemplo en anexos).
4.6.1.2.2.- Actividad Nro. 2: Carga de los anlisis fsico-qumicos.
Al tener la base de datos se procede a la carga de los anlisis en el sistema de
caracterizacin de aguas de formacin e inyeccin (SISCAFI), con la finalidad de incluir
a la red corporativa dicha informacin que permita que sea de dominio para toda la
empresa, y de utilidad para el desarrollo de los objetivos planteados en la investigacin.
Para realizar la carga es preciso que los anlisis posean las propiedades mnimas
requeridas que son los valores de cationes y aniones del agua.
4.6.2.- Definir el patrn areal y vertical de las aguas de formacin e inyeccin a travs
de promedios estadsticos establecidos por la herramienta SISCAFI.
4.6.2.1.- FASE I: Seleccin De Las Muestras De Anlisis Fsicos-Qumicos
Con la finalidad de garantizar que los anlisis fsicos qumicos encontrados de los
pozos completados en el yacimiento, fueran representativos en la elaboracin de los
diferentes patrones, as como en los estudios posteriores que se desarrollaron en la
investigacin se determinaron criterios de validacin en las muestras.
107
CAPITULO IV
Marco Metodolgico
4.6.2.1.1.- Actividad Nro. 1: Validacin de las muestras:
Los criterios de validacin tomados en cuenta, son los siguientes:
Primera Validacin: A Nivel de Campo
A nivel de campo se determin que las nuevas muestras fueran tomadas en el
cabezal, en aquellos pozos que presentaban ms de 50% en produccin de agua y
sedimentos, las muestras deban ser recolectadas en envases de galn limpios,
sellados e identificados con el nombre del pozo o instalacin asociada. Una vez
envasadas, fueron remitidas al laboratorio para su anlisis en el mnimo tiempo posible.
En cuanto a las muestras recopiladas de las carpetas de pozos se descartaron
aquellas que no contenan los datos de los anlisis fsicos qumicos completos, de esta
manera se garantiz que las muestras cargadas en el sistema fuesen representativas
para los estudios posteriores.
Segunda Validacin: A Nivel De Registros y Reportes
Para constatar el nivel de confiabilidad de las muestras y garantizar que no hubiese
contaminacin de las mismas; se verifica la calidad de la cementacin hacia el
revestidor y hacia la formacin; apoyado de los registros VDL, CBL y de imagen.
Para aquellos pozos que no contenan el registro en la carpeta se procedi a realizar
un estudio detallado de los reportes operacionales, donde refleja los trabajos realizados
al pozo previos a la toma de muestras y que reflejaran sospechas de anomalas en la
cementacin que pudieran haber contaminado la muestra.
108
CAPITULO IV
Marco Metodolgico
Tercera Validacin: A nivel de laboratorio:
Una vez que las muestras fueron cargadas al Sistema de caracterizacin de aguas
de formacin e inyeccin (SISCAFI), se pudo determinar, a travs de este, cuales
muestras tenan el balance inico requerido para establecer la muestra como vlida,
para que un anlisis sea considerado como representativo debe estar balanceado
inicamente, es decir, se debe verificar que la suma de los pesos equivalentes (meq/L)
de los iones positivos (cationes) sea igual a la suma de los iones negativos (aniones),
rechazando las muestras cuyo balance inico sea distinto de cero o se aleje mucho de
este valor; aceptando un porcentaje de error de 5% en dicho balance, que es el
considerado por la herramienta SISCAFI.
Cuarta Validacin: Antes de la inyeccin.
Puesto que el yacimiento LGINF-04 se encuentra sometido a inyeccin de agua por
flancos desde 1976, se seleccionaron los anlisis tomados antes de dicha fecha para
elaborar el patrn del agua de formacin; determinando de esta manera los anlisis
fsico qumicos que se utilizaran para la elaboracin de los patrones areales y verticales
del yacimiento.
4.6.2.2.- FASE II: Comparacin areal de aguas de formacin por parcela y por regin
del yacimiento:
Segn diferentes estudios realizados al yacimiento, presentan al LGINF-04 como un
yacimiento con alta heterogeneidad, tanto areales como verticales, pues las variaciones
de PVT de crudo permiten dividir al yacimiento en tres regiones bien diferenciadas.
Permitiendo elaborar modelos de aguas de formacin por parcelas y regiones a fin de
109
CAPITULO IV
Marco Metodolgico
identificar entre ellas las diferencias de las propiedades del agua y la posible influencia
que pueda tener la geologa de la roca en dicha variacin.
4.6.2.2.1.- Actividad Nro. 1: Elaborar los modelos areales de agua por parcela.
Para elaborar los modelos areales se clasificaron, segn la ubicacin areal, por
parcela los anlisis fsico-qumico validados anteriormente, creando as modelos de
agua de formacin con ayuda del SISCAFI, pues esta crea, a travs de promedios
aritmticos, las caractersticas de aguas en las parcelas tomando las muestras de los
pozos ubicados en cada uno de ellas, permitiendo generar los diagramas de Stiff, Piper,
Ternario de cada uno, proporcionando una mejor visualizacin en las diferencias de las
propiedades.
4.6.2.2.2.- Actividad Nro. 2: Elaborar los modelos areales de agua por regin
Con ayuda del mapa del yacimiento se situaron las parcelas en cada una de las
regiones en la que se encuentra dividido, generando con ayuda del SISCAFI la muestra
de agua de formacin de cada regin utilizando los pozos que se encuentran en las
parcelas previamente ubicadas. As se logra una comparacin a nivel de regiones del
yacimiento.
4.6.2.3.- FASE III: Comparacin vertical de aguas de formacin por parcela y por regin
del yacimiento.
La heterogeneidad del yacimiento no solo se logra observar en el LGINF-04 de
forma areal, pues tambin presenta variacin vertical tanto de facies sedimentarias
como de produccin de crudo, pues el modelo estratigrfico que presenta el yacimiento
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CAPITULO IV
Marco Metodolgico
refleja, que este est compuesto por dos miembros pertenecientes a la formacin
Lagunillas y la formacin La Rosa, de esta forma se estableci una comparacin vertical
de las muestras de estos miembros por parcela y regin para realizar la comparacin en
cuanto a las propiedades del agua y la influencia de estos miembros en la composicin
de la misma.
4.6.2.3.1.- Actividad Nro. 1: Elaborar los modelos verticales de agua por parcela.
Para realizar dichos modelos fue necesario realizar dos clasificaciones con las
muestras de los pozos, pues se agruparon los pozos de acuerdo a la parcela donde se
encuentren ubicados y luego se procedi a relacionar la produccin por cada miembro;
dicha informacin se recolecto con apoyo de los registros de resistividad, tomando en
cuenta solo los pozos que producen por lentes de un solo miembro o a aquellos pozos
donde predomine la mayor produccin de lentes de un mismo miembro, de esta forma
se gener, a travs de SISCAFI, muestras de aguas por parcela para cada miembro.
4.6.2.3.2.- Actividad Nro. 2: Elaborar los modelos verticales de agua por regin
Al igual que en la elaboracin de las muestras de agua por parcelas se ubicaron los
pozos en las parcelas que se sitan en cada regin, se dividieron las muestras de
acuerdo a los miembros por donde producen dichos pozos muestreados, de esta
manera para cada una de las regiones se obtuvo agua con caractersticas provenientes
de cada miembro completado en el yacimiento a fin de identificar las mismas.
4.6.2.4.- FASE IV: Elaborar el patrn areal y vertical de las aguas de formacin e
inyeccin del yacimiento LGINF-04:
Una vez que se logro establecer la comparacin entre los modelos de agua e
identificar las diferencias, se genero un patrn nico del yacimiento, pues es necesario
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CAPITULO IV
Marco Metodolgico
un patrn general para lograr determinar, en clculos posteriores, la procedencia de las
aguas producidas. Se gener, adems, patrones verticales para los miembros
completados en el yacimiento a fin de disminuir la incertidumbre en cuanto a las
caractersticas del agua.
4.6.2.4.1.- Actividad Nro. 1: Definir el patrn areal del yacimiento
Para generar el patrn del yacimiento fue necesario, previamente, utilizar el
diagrama de Collins que permite, a travs de diagramas de barras, observar los
proporcin de cada componente del agua perteneciente a cada muestra; as pues se
tomaron en cuenta aquellas muestras que tenan la misma tendencia en la proporcin,
utilizando estas para generar el patrn, de esta manera se evit tener un patrn del
yacimiento con grandes desviaciones.
4.6.2.4.2.- Actividad Nro. 2: Definir el patrn vertical del yacimiento
Previamente se realiz una seleccin de las muestras, ubicndolas por produccin
de miembros tomando aquellas muestras cuyos pozos estuviesen completados en
lentes de un solo miembro; en aquellos que producen por ambos miembros se
seleccionaron los pozos donde predomina la mayora de lentes. Luego se gener el
patrn con ayuda de la herramienta SISCAFI, y al igual que el patrn areal,
previamente, se utiliza el diagrama de Collins a fin de seleccionar solo las muestras que
presenten una misma tendencia para cada patrn de miembros.
4.6.2.4.3.- Actividad Nro. 3: Establecer el patrn de agua de inyeccin
Para establecer el patrn de inyeccin se seleccion la muestra proveniente del
mltiple de inyeccin MIA ULE 5A, para confirmar que esta agua no vara de forma
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CAPITULO IV
Marco Metodolgico
representativa en el tiempo, se compar con una muestra tomada para el ao 2000, de
forma de garantizar un patrn confiable para la comparacin de las nuevas muestras,
sobre todo para la evaluacin actual del frente de inyeccin.
4.6.3.-Comparar areal y verticalmente los patrones definidos de agua de formacin e
inyeccin con las aguas de produccin del yacimiento LGINF-04, a travs de mtodos
grficos.
4.6.3.1.- FASE I: Comparar las muestras anteriores
4.6.3.1.1.- Actividad Nro. 1: comparar los anlisis tomados despus de la inyeccin
Las muestras encontradas que tienen fecha de muestreo despus de la inyeccin,
se utilizaron con el fin de determinar la procedencia de las mismas, visualizar si existi o
no la irrupcin de agua de inyeccin en los pozos y el porcentaje del frente de
inyeccin. Para esto se utiliz el diagrama de Mckinnell donde se tom como patrones
definidos el agua de inyeccin proveniente de la MIA ULE 5A, y el patrn del yacimiento
generado. Tambin se estableci una relacin entre los inyectores activos y los pozos
muestreados a fin de correlacionar los posibles lentes que presentaron la mayor
produccin de agua.
4.6.3.2.- FASE II: Comparacin de las nuevas muestras
Con el fin de visualizar y determinar el porcentaje del frente de inyeccin, se
compararon las nuevas muestras para determinar la proporcin de mezclas y ubicar la
irrupcin del frente en dichos pozos, adems se evalu la posibilidad de determinar los
lentes ms ofensores o que tienen mayor avance del frente.
113
CAPITULO IV
Marco Metodolgico
4.6.3.2.1.- Actividad Nro. 1: Comparacin areal de las nuevas muestras
Para determinar la posibilidad de mezcla se compararon los diagramas de Stiff tanto
del patrn de inyeccin como el de yacimiento con el agua muestreada del cada pozo,
una vez confirmada la mezcla se procedi a determinar los porcentajes de proporcin
de cada uno utilizando los diagramas de Mckinnell, para as determinar el porcentaje de
irrupcin del frente areal.
4.6.3.2.2.- Actividad Nro. 2: Comparacin vertical de las nuevas muestras
Para realizar esta comparacin se observ, primero, los lentes productores de cada
pozo, pues se estableci la comparacin solo en aquellos pozos que presentaron
produccin de lentes de un solo miembro, en caso de producir por ambos miembros, los
Mckinnell no se consideran representativos, ya que este solo se aplican a mezclas de
aguas de dos patrones bien diferenciados. As pues para lograr establecer los lentes
ofensores de agua, se realiz la relacin entre los lentes inyectados por los pozos
inyectores y el pozo productor, pues de esta manera se logr relacionar la diferencia de
proporcin entre los pozos muestreados.
4.6.3.2.3.- Actividad Nro. 3: Elaborar secciones estratigrficas
Para cada pozo nuevo muestreado se realizaron secciones estratigrficas que
correlacionen los pozos inyectores cercanos y los pozos delante a la lnea de inyeccin
hasta llegar al pozo productor activo, a cada pozo de la seccin se identific con el
intervalo caoneado, los porcentajes de agua y sedimento, la fecha de cierre y si posee
o no anlisis fsico qumicos, a fin de visualizar de forma vertical el frente de inyeccin, y
los posibles lentes ofensores de agua.
114
CAPITULO IV
Marco Metodolgico
4.6.4.- Realizar la geoqumica del agua del yacimiento LGINF-04 para la visualizacin
del frente utilizando el trazador natural Cl.
Se utiliz como trazador natural el cloruro debido a que se observ que las
salinidades presentaron sensibilidades en cuanto a la intrusin de agua de inyeccin en
los pozos. Las salinidades son medidas en los miligramos de cloruro de sodio presentes
en el agua, as que existe relacin con dicha propiedad.
4.6.4.1.- FASE I: Geoqumica del agua de inyeccin
4.6.4.1.1.- Actividad Nro. 1: Elaborar los grficos con el trazador natural:
Para elaborar estos grficos se tomaron en cuenta todos los anlisis del yacimiento
encontrados, y que fueron validados anteriormente. Para elaborar las graficas de
geoqumica del agua, a travs del trazador natural Cl, se ordenaron los anlisis de
forma creciente tomando en cuenta el ao de toma y se estableci un promedio
aritmtico para cada ao (ver figuras en anexos)
Graficando luego los valores promedios de cloruros vs ao, determinando la fecha
en que el frente de inyeccin comenz a irrumpir los pozos productores, tomando los
valores de cloruros del patrn de inyeccin y formacin como lmite.
4.6.4.1.2.- Actividad Nro. 2: Elaborar grficos con el trazador natural por parcela
Se realizaron los grficos de cloruros (Cl) vs ao ubicando arealmente las muestras
segn las parcelas a fin de establecer cules de ellas fueron afectadas por la inyeccin
y el ao en que cada una comenz a registrar la presencia de agua inyectada.
115
CAPITULO IV
Marco Metodolgico
4.6.5.- Identificar los problemas causados por minerales taponantes en los pozos
inyectores y en la formacin a travs de los diferentes ndices de saturacin:
4.6.5.1.- FASE I: Incrustaciones de CaCO3
4.6.5.1.1.- Actividad Nro. 1: Clculos de los ndices de Riznar y Langerlier
Para el clculo del ndice de estabilidad se utilizaron las ecuaciones
correspondientes de Riznar y Langerlier, se elabor una hoja de clculo en Excel donde
el principal objetivo fue determinar la tendencia incrustante del agua de inyeccin y del
yacimiento, para el clculo de este ndice es indispensable conocer la alcalinidad del
agua, as que no se aplic a los anlisis viejos, ya que no presentaban dicho valor de
alcalinidad. Los valores extrados del anlisis fsico qumico fueron: La Temperatura, el
PH, la alcalinidad total, la dureza total y los slidos disueltos totales (TDS).
4.6.5.1.2.- Actividad Nro. 2: Mtodo clsico de Oddo y Thompson:
Este ndice se aplic a las aguas de formacin e inyeccin, con el fin de pronosticar
la posibilidad de incrustaciones que pueden presentar estas aguas; una particularidad
de este mtodo es que toma en cuenta las variaciones de temperatura y presin que
pueda experimentar el agua dentro del yacimiento, as que se realiz sensibilidades en
las presiones y temperatura de manera de tener mejores pronsticos.
Para las presiones se utilizaron los valores que ha experimentado el yacimiento
tomadas del comportamiento de presin evaluados para cada ao. En cuanto a la
temperatura se trabaj con temperaturas cercanas a la oficial del yacimiento que es
120F.
116
CAPITULO IV
Marco Metodolgico
En el caso de las sensibilidades con la presin se tomo como constante el valor de
temperatura del yacimiento, calculando los diferentes ndices de acuerdo a los valores
de presin que el yacimiento ha experimentado. Para las temperaturas se utilizaron dos
tipos de sensibilidades; primero se manej como constante la presin original oficial del
yacimiento (1100 Lpc) cambiando diferentes valores de temperatura despus se utiliz
la misma variacin de temperatura pero manejando como constante la presin actual
oficial del yacimiento (alrededor de 620 Lpc); calculando diferentes ndices de
saturacin.
4.6.5.1.3.- Actividad Nro. 3: ndice de Stiff y Davis
El sistema de caracterizacin de aguas de formacin e inyeccin (SISCAFI),
determina este ndice al seleccionar una muestra, se establece el valor de K ledo en la
grafica y el mismo sistema calcula los ndices respectivos y refleja el pronstico de
incrustacin de la muestra. Este mtodo se aplic a todas las muestras del yacimiento
cargadas en el sistema, incluyendo el agua inyectada y el patrn de yacimiento.
4.6.5.2.- FASE I: Incrustaciones de CaSO4
4.6.5.2.1.- Actividad Nro. 1: Calculo por el mtodo de Stiff y Davis
Al igual que el clculo de carbonatos de calcio (CaCO3), las incrustaciones de
sulfatos de calcio (CaSO4) se determinaron con ayuda de SISCAFI, pues solo fue
necesario ingresar los valores de solubilidad requeridos por las ecuaciones y el sistema
calcula el ndice de incrustacin y la tendencia incrustante del agua, este mtodo se
aplic a todos los pozos al igual que al agua de formacin e inyeccin.
117
CAPITULO IV
Marco Metodolgico
4.6.6.-Establecer a travs de anlisis fsico-qumico la posible comunicacin entre el
yacimiento LGINF-04 y LGITJ-0102.
4.6.6.1.- FASE I: Determinar los lmites comunes de ambos yacimientos
4.6.6.1.1.- Actividad Nro 1: Elaborar los mapas de ambos yacimientos:
Con apoyo de la herramienta (OFM) se elaboraron los mapas de ambos yacimientos
a fin de identificar las reas comunes donde se encuentren completados pozos de
ambos yacimientos, revisando cada uno a fin de identificar los pozos activos y
garantizar que dichos pozos tuviesen anlisis fsico-qumicos, as mismo se identificaron
los lmites entre ambos referidos a fallas o zonas estratigrficas que puedan diferenciar
ambos reservorios.
4.6.6.2.- FASE II: Determinar la compatibilidad de las aguas de formacin e inyeccin
de ambos yacimientos
4.6.6.2.1.- Actividad Nro. 1: Identificar las diferencias entre las aguas inyectadas a
ambos yacimientos
Para ambos yacimientos el agua inyectada es proveniente de aguas efluentes, para
el yacimiento LGITJ-102 el agua inyectada est asociada a la MIAULE 5B, 5C, 5D,
siendo caracterizada la primera. Para el yacimiento LGINF-04 est asociada a la
inyeccin la MIAULE 5A la cual tambin se caracterizo. Utilizando los diagramas de Stiff
se visualiz si existe diferencia entre ambas aguas de inyeccin.
118
CAPITULO IV
Marco Metodolgico
4.6.6.2.2.- Actividad Nro. 2: Identificar las caractersticas fsico-qumicas de los
yacimientos
Se tomaron las caractersticas fsico-qumicas de ambos yacimientos extrada de los
patrones previamente generados para establecer la similitud o diferencias de las aguas
de formacin.
4.6.6.2.3.- Actividad Nro. 3: Comportamiento geoqumico utilizando Na, Cl y SO4
Se aplicaron algunos principios de estudio geoqumico utilizando los valores de
cloruros, sulfatos y sodio de los patrones de agua de formacin de los yacimientos, los
del agua inyectada y de los anlisis fsico qumico realizados a los pozos de ambos
yacimientos antes de la inyeccin, de esta forma se elaboran grficos Na vs Cl y SO4
vs Cl para observar la tendencia de las aguas pudiendo determinar las posible
compatibilidad de las mismas.
4.6.6.2.4.- Actividad Nro. 4: Compatibilidad de las aguas utilizando mezclas de aguas
de inyeccin
A los patrones de agua de formacin de los yacimientos as como los del agua
inyectada se extrajeron los valores de sodio y cloruro. Despus se estableci la
proporcin de mezclas para cada uno que van desde 0 a 100% de agua de inyeccin,
simulando los valores de cloruro y sodio que pueda experimentar las aguas de los
yacimientos a medida que aumenta la intrusin de agua inyectada. Se realizan los
grficos de Cl vs % agua de inyeccin y los de Na vs % agua de inyeccin para cada
mezcla de los yacimientos, de esta manera se visualiza la tendencia de las mezclas y la
compatibilidad de las mismas, pues si tienden a acercarse se consideran aguas
compatibles y si por el contrario se alejan considerablemente indica que las mezclas
son incompatibles.
119
CAPITULO IV
Marco Metodolgico
4.6.6.3.- FASE III: Comparar los diagramas de Stiff de los pozos productores en
parcelas comunes.
4.6.6.3.1.- Actividad Nro 1: Elaborar los diferentes mtodos grficos para establecer
comparaciones.
A los pozos activos con anlisis fsico-qumicos que se encuentran en las parcelas
compartidas de los yacimientos LGINF-04 y LGITJ-102 se crearon los diagramas de
Stiff a fin de visualizar el comportamiento de la misma y confirmar si existe relacin
entre las aguas. Tambin se crearan los diagramas de Piper y Ternario para los pozos a
fin de identificar la relacin entre algunos iones y sales que puedan arrojar la similitud o
tendencia de las aguas producidas.
CAPI TULO V
Anlisis de Resultados
121
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
CAPITULO V
ANALISIS DE RESULTADOS:
La informacin recopilada en esta investigacin, estar enmarcada en el desarrollo
de las actividades para proporcionar una visin ms amplia de los resultados obtenidos
y as cumplir con los objetivos planteados. Dicha informacin correspondiente a los
anlisis fsico-qumicos de las aguas, se convirti en el punto de partida en la
caracterizacin de las aguas de formacin; siendo de vital importancia para la
determinacin del origen, migracin, acumulacin y relacin en la exploracin y
produccin de hidrocarburos. Los anlisis recopilados despus de la inyeccin son
utilizados para reflejar el comportamiento de la inyeccin.
Los resultados obtenidos para caracterizar las aguas de formacin e inyeccin del
yacimiento LGINF-04, se encuentran en el marco del cumplimiento de los objetivos
especficos planteados en captulos anteriores con el fin de reconocer la procedencia de
las aguas producidas
5.1.- Validar las muestras de anlisis fsicos qumicos provenientes del agua de
formacin e inyeccin del yacimiento LGINF-04 identificando por lentes los intervalos
caoneados.
5.1.1.- FASE I: Buscar y Recolectar anlisis fsico qumicos
En el yacimiento LGINF-04 se completaron un total de 548 pozos, de los cuales se
encontraron 71 anlisis fsico qumicos correspondientes a 51 pozos; adems se realiz
a 13 pozos productores un anlisis fsico-qumico a cada uno; lo cual refleja 84 anlisis
pertenecientes a 64 pozos. Esto representa un 10% de la poblacin total de los pozos
122
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
completados en el yacimiento, sin embargo cabe destacar que el yacimiento posee
actualmente 101 pozos activos, es decir ms de la mitad de los pozos se encuentran
inactivos o abandonados. En la figura 5.1 se presenta los resultados obtenidos en la
bsqueda y recoleccin de anlisis por pozo.
Figura 5.1. Resultado de bsqueda y recoleccin de muestras
Fuente: Briceo 2011
5.1.2.- FASE II: Carga de la informacin a SISCAFI
Una vez recopilada la informacin en la base de datos con toda la informacin
requerida por el sistema de caracterizacin de aguas de formacin e inyeccin
(SISCAFI) se procede a cargar en dicho sistema corporativo; donde se cargaron 79
anlisis fsico-qumico puesto que existan 3 pozos (5 anlisis fsico-qumico) cuyos
anlisis no posean las caractersticas mnimas requeridas para realizar la carga.
Figura 5.2. Anlisis cargados para generar patrones
Fuente: Briceo 2011
123
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
5.2.- Definir el patrn areal y vertical de las aguas de formacin e inyeccin a travs de
promedios estadsticos establecidos por la herramienta SISCAFI.
5.2.1.- FASE I: seleccionar las muestras de anlisis fsico qumicos:
Los ochenta y cuatro anlisis recolectados pertenecientes a los pozos completados
en el yacimiento LGINF-04 fueron sometidos a criterios de validacin, con el fin de
generar un patrn de yacimiento representativo, as como para las comparaciones
realizadas; los resultados de la validacin fueron los siguientes:
Primera validacin: A nivel de campo.
Se tomaron 13 nuevas muestras de galn correspondientes a 13 pozos que se
seleccionaron de acuerdo al porcentaje de agua y sedimentos que estos reflejaban,
tomndose aquellos que tuviesen un porcentaje mayor al 50% de AyS, tambin se
tomaron muestras de la MIA ULE5A y de los pozos inyectores TJ-1146 Y TJ-1089
asociados a dicha instalacin.
Segunda Validacin: a nivel de registros.
En una poblacin de 64 pozos que presentaron anlisis fsico qumicos solo el pozo
PB 186 present en el reporte la desviacin de ser sometido a inyeccin de vapor, as
que se descart el anlisis fsico-qumico por contaminacin de muestra y el TJ-41
reflej en los reportes operacionales altos cortes de agua, as que fue sometido a
cementaciones forzadas en la fecha previas del anlisis del agua, lo que refleja que
presentaba problemas en el revestidor, as que tambin se descarta la muestra, pues
existe posibilidad de mala cementacin que permita la comunicacin de zonas
ofensoras de agua.
124
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Tercera Validacin: a nivel de laboratorio.
Se cargaron al Sistema de caracterizacin de aguas de formacin e inyeccin 79
anlisis fsico-qumico, incluyendo las nuevas muestras, segn el sistema un total de 12
muestras presentaron balance inico mayor a la tolerancia aceptada de 5%; los pozos
que no validaron en el sistema fueron los siguientes: TJ-260, RD-526, TJ-273 (tomado
el 10-11-1978), 2 muestras del PB-56, PB-269, dos muestras del TJ-556, la muestra
tomada el 17-3-1978 del TJ-58, TJ-261 (tomada el 8-7-2011) y el TJ-1403 (tomada el 7-
7-2011).
Cuarta Validacin: Antes de la inyeccin.
Puesto que el yacimiento se encuentra sometido a inyeccin desde 1976 se
seleccionaron los anlisis antes de dicha fecha para generar el patrn de formacin.
Resultando un total de 32 anlisis fsico-qumico, tomados antes de la inyeccin. Para
generar el patrn de Inyeccin se contaba con muestras de las aguas efluentes de las
MIA ULE 5A, y de los pozos Inyectores TJ-1146 y TJ-1089
Figura 5.3. Validacin de Pozos para Fase I
Fuente: Briceo 2011
Como se observa en la figura 5.3, resultaron treinta y dos anlisis fsico-qumico
validados antes de la inyeccin, con ayuda de SISCAFI se generaron los diagramas de
125
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Stiff de cada uno ubicando arealmente los pozos, como indica la figura 5.4; se observa
que los pozos se encuentran situados en la parte sur del yacimiento, especficamente
las parcela A-192, A-193, A-194 y V-1.05.
Figura 5.4. Mapa del yacimiento con los diagramas de Stiff de los pozos antes de la inyeccin.
Fuente: OFM 2011
Se observa la diferencia que existe en los diagramas de Stiff, sobre todo para
algunos valores de iones, por ejemplo la presencia de carbonatos en la parte Oeste del
yacimiento o los valores altos de sulfatos en la parte sureste del yacimiento. Es as
como se generan patrones para cada una de las parcelas y regiones, con el fin de
identificar si existen diferencias en el agua de formacin, ya que se conoce que el
yacimiento presenta intercalacin de facies que estn relacionadas con variaciones
laterales y verticales as como de espesor de acuerdo al paleoambiente de deposicin,
pues segn Informe Tcnico (junio 2011) hacia el norte del yacimiento es fluvio deltaico
con alguna influencia marina y en la parte central y sur se hace mas fluvial y fluvio
deltaico, estas condiciones permiten que el agua depositada en el yacimiento durante la
126
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
sedimentacin se establezca bajo condiciones distintas pues las facies no presentan
continuidad de canales.
5.2.2.- FASE II: Comparar arealmente las aguas de formacin por parcela y regin del
yacimiento:
5.2.2.1.- Comparacin areal de los modelos de agua por parcela:
Para generar los modelos se utilizaron dos anlisis para la parcela A-192, tres para
la parcela A-193, un anlisis para la parcela A-194 y veintids anlisis para la parcela
V-1.05, de esta ultima parcela, con ayuda de los diagramas de Collins (figuras 5.5, 5.6,
5.7), se ubicaron los anlisis que tenan una misma preferencia en la mayora de las
propiedades, de manera de utilizar los anlisis fsico qumicos que representaran la
mayor tendencia para generar los patrones.
Figura 5.5. Diagrama de Collins para seleccionar anlisis
para generar muestras de agua de formacin
Fuente SISCAFI 2011
Figura 5.6. Diagrama de Collins para seleccionar anlisis
para generar muestras de agua de formacin
Fuente SISCAFI 2011
127
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Figura 5.7. Diagrama de Collins para seleccionar anlisis para generar muestras de aguas de formacin.
Fuente SISCAFI 2011
As que se seleccionaron los anlisis que tuviesen, altas cantidades de bicarbonatos
(HCO3) y Sodio (Na), valores menores a un 15% en cantidades de magnesio (Mg) y
calcio (Ca), menos de 10% en Carbonatos (CO3) y menos a 15% de Sulfatos (SO4),
esto tomando en cuenta el comportamiento propio de aguas del mioceno y en la
tendencia que tenan la mayora de los anlisis recolectados; por lo tanto se
seleccionaron 14 anlisis fsico-qumico; pertenecientes a los pozos: RD-510, RD-622,
RD-624, RD-625, RD-626, RD-609, RD-525, RD-522, RD-830, RD-723, RD-726, RD-
727, RD-505; para generar la muestra de agua de la parcela V-1.05 en la figura 5.8, 5.9
se encuentran los Diagramas de Collins de los pozos.
Figura 5.8. Diagrama de Collins de los pozos seleccionados
para generar muestras de la parcela V-1.05
Fuente SISCAFI 2011
Figura 5.9. Diagrama de Collins de los pozos seleccionados
para generar patrones de la parcela V-1.05
Fuente SISCAFI 2011
128
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Por medio de la herramienta SISCAFI se generaron los siguientes modelos de las
parcelas del yacimiento, ubicados en el mapa (figura 5.10):
Figura 5.10. Mapa del yacimiento con los Diagramas de Stiff de los patrones generados por parcela.
Fuente: OFM 2011
Estos patrones resultan ser aguas con la misma naturaleza (ver tabla 5.1), sin
embargo la atencin est en la diferencia que existe en los Stiff de algunos
componentes entre las parcelas que abarcan las regiones respectivas, pues existe una
variacin en las parcelas A-193 y V-1.05, sobre todo en las cantidades de magnesio
(Mg) y calcio (Ca), y en los valores cloruros (Cl), las aguas provenientes de las parcelas
de la parte Oeste del yacimiento (A-192 y A-194) presentan diagramas de Stiff
parecidos; es decir que existe una diferencia entre las regiones 1 y 2 del yacimiento,
siendo la Regin 1 con mayor diferencias entre parcelas, es decir que los cambios del
yacimiento estn ms diferenciados en esta regin, pues en dicha regin existe
produccin de crudo con diferentes grados API (17 y 14) para el miembro Lagunillas
Inferior.
129
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Tabla 5.1. Clasificacin de los modelos areales de las parcelas
Concentracin
de Cl-
Concentracin
de CaSO4
Concentracin
de HCO3 y CO3
A-192 Salina METEORICA Tipo Bicarbonato de Sodio Zona Hidrodinmica Bajo Normal Alta
A-193 Salobre METEORICA Tipo Bicarbonato de Sodio Zona Hidrodinmica Normal Normal Alta
A-194 Salobre METEORICA Tipo Bicarbonato de Sodio Zona Hidrodinmica Bajo Normal Alta
V-105 Salobre METEORICA Tipo Bicarbonato de Sodio Zona Hidrodinmica Bajo Normal Alta
Clasificacin Propuesta por Schoeller
Segn Bojarski Segn Sulin Segn Hem PATRON
Fuente: M. Briceo 2011
La diferencia de componentes se observa sobre todo en las concentraciones de
cloruros (Cl), pues segn los Stiff, existe mayor aporte por parte de la parcela A-193 es
por esto que en la clasificacin propuesta por Schoeller las concentraciones de cloruros
(Cl) son normales; es decir concentraciones entre 10-40 meq/lt, en comparacin a las
dems parcelas, pues la parcela A-193 presenta cloruro (Cl) de 17.05 meq/lt.
Esto indica que al sur del yacimiento los valores de cloruros (Cl) son mayores,
debido a que los pozos seleccionados para generar el patrn de la parcela son los
nicos, entre todos los recolectados, que poseen produccin del miembro Sta. Barbar
relacionado con un ambiente marino somero, es decir que los valores de salinidades
son mayores, pues los valores de salinidad estn relacionados a las sales aportadas
por los cloruros de sodio (NaCl). Segn mapa de facies es un miembro que esta
mayormente influenciado por una llanura de inundacin en comparacin a las dems
parasecuencias, esta variacin de facies implica que existe un ambiente de deposicin
distinto que influye en algunos componentes del agua.
Los cambios de la parcela A-192 a ser aguas salinas resultado de la clasificacin
segn Hem, se debe a que los slidos disueltos totales presentan valores de 11065
ppm mayores a 10000 ppm, es decir que en esta zona la hidrodinmica de los fluidos
fue mayor a las dems, donde se ve involucrada la disolucin de los fluidos, pues esto
indica que los materiales de la roca en esta parcela fueron ms lixiviados por el agua.
130
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
5.2.2.2.- Comparacin areal de los modelos de agua por regin
Al ubicar arealmente los pozos estos se encontraron en las parcelas A-192, A-193,
A-194 y V-1.05 en el mapa de regiones del yacimiento donde se ubican arealmente la
parcela A-192 y A-194 perteneciente a la regin 2 y las parcela V.105 y A-193 se
encuentran ubicadas en la regin 1 del yacimiento LGINF-04, es decir que solo se
lograron realizar modelos de aguas de formacin para dos regiones. Antes de realizar
los modelos de ambas regiones se observ el parecido de los diagramas de Stiff en las
aguas de las parcelas de la parte Oeste (regin 2) y desviaciones marcadas de las
parcelas de la parte Este (regin 1) del yacimiento.
Cabe destacar que se utilizaron para la Regin 2 los cuatro anlisis de las parcelas
A-194 y A-192; para la Regin 1, catorce anlisis de la parcela V-1.05 y tres anlisis de
las parcelas A-193, nombrados anteriormente. Para la Regin 3 no exista ningn pozo
cerca ni dentro de la regin que permitiera caracterizar el agua.
Figura 5.11. Mapa del yacimiento con los Diagramas de Stiff de los patrones generados por parcela.
Fuente: PDVSA 2011
131
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Por los resultados que arrojaron las muestras de agua de formacin de las parcelas
se muestra en la figura 5.11 que la Regin 1 se ve influenciada por las aguas de la
parcela V-1.05, donde se observan la aparicin de aguas con ligeros aumentos en las
cantidades de Sulfatos (SO4) y bajas cantidades de Carbonatos (CO3) , lo mismo con
las bajas cantidades de magnesio Mg y calcio Ca, esta regin presenta menores
aportes de carbonatos, pues como se dijo anteriormente los ambientes de deposicin
del yacimiento varan de Norte a la parte Sur Central, estos ambientes con mayor
influencia de deltas generalmente los carbonatos son bajos o ausentes y los ambientes
fluviales estn asociados a sedimentos con composicin silicatica (Wikipedia, 2011); es
decir que existe diferencia mineralgica que influye en la composicin inica del agua.
Tabla 5.2. Valores fsico qumico de las muestras de agua de la regin 1 y regin 2
REGION 1 REGION 2
SODIO Meq/Lt 95,61 SODIO Meq/Lt 120,9
CALCIO Meq/Lt 2,91 CALCIO Meq/Lt 1,86
MAGNESIOMeq/Lt 3,27 MAGNESIOMeq/Lt 2,63
CLORURO Meq/Lt 9,2 CLORURO Meq/Lt 6,97
SULFATO Meq/Lt 2,88 SULFATO Meq/Lt 0,49
CARBONATOMeq/Lt 4,64 CARBONATOMeq/Lt 12,22
BICARBONATO Meq/Lt 83,25 BICARBONATO Meq/Lt 106
SALINIDAD ppm NaCl 538 SALINIDAD ppm NaCl 408
Fuente: M. Briceo 2011
Estas diferencias entre iones, demuestran que existe variacin en ciertas
caractersticas y condiciones del yacimiento asociada a los aportes de ciertos
componentes de la roca al agua de formacin en las diferentes partes del yacimiento,
estas caractersticas son de naturaleza geolgica y mineralgica y a la diferencia de
facies que tienen los miembro que conforman el yacimiento, ya que por ser aguas
metericas, del tipo bicarbonato de sodios segn Bojarski, son aguas de un carcter
hidrodinmico, es decir son movidas a una razn rpida de tiempo geolgico, lo que
significa que durante la sedimentacin los constantes movimientos influyeron en la
diagnesis del agua.
132
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Adems el yacimiento presenta una diferencia de regiones determinados por la
estructura y anlisis PVT del crudo; pues existe en la Regin 1 para el miembro
Lagunillas Inferior crudos con diferentes grados API, 14 para los lentes superiores y
17 API para los lentes inferiores del miembro, esta diferencia de crudo implica que
existieron condiciones geolgicas, sedimentarias y mineralgicas distintas de
deposicin y almacenamiento que no solo influyen en el crudo sino tambin en la
composicin del agua, esto evidenciado por el comportamiento de algunos
componentes en el agua de formacin.
5.2.3.- FASE III: Comparar verticalmente las aguas de formacin por parcela y regin
del yacimiento LGINF-04:
Previo a la generacin de patrones verticales, con apoyo de los registros de
resistividad fue necesario realizar un estudio detallado de los intervalos por donde
producan los pozos al momento de tomar la muestra de agua, de los 32 anlisis que
resultaron de la validacin para generar patrones, se descartaron los pozos RD-523,
RD-508A, RD-728, RD-921que no tenan o presentaban problemas en los registros (ver
tabla en anexos). Todos los pozos producan, para el momento de la prueba, en
comingle por diferentes lentes de ambos miembros, por lo tanto se realiz una seleccin
de pozos donde se tomaron aquellos pozos que producen solo de un miembro o en el
caso de producir por ambos se tomo preferiblemente el que produjera por la mayora de
los lentes de un miembro especifico, esto con el fin de generar muestras
representativas para los miembros Laguna y Lagunillas para las regiones.
5.2.3.1.- Comparacin vertical de los modelos de agua de por parcela:
No fue posible generar un modelo de agua de formacin vertical por parcela, pues
en la parcela A-193, A-194 y A-192 no existan la cantidad suficientes de anlisis de
133
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
pozos donde se pudiese diferenciar la produccin definida de miembros. Sin embargo,
de manera de confirmar los diferentes comportamientos a travs de los diferentes
diagramas, fue posible realizar la siguiente comparacin:
Parcelas A-194 y A-192
En la figura 5.12 se presentan los diagramas de Collins de los pozos en las parcelas
A-192 y A-194, se observa el mismo comportamiento en la regin, sin embargo el pozo
TJ-67 es el nico pozo que produce de lentes del miembro Laguna inferior y este no
presenta cantidades de sulfatos y bajos valores en los carbonatos, en cambio los pozos
TJ-100 y TJ-245 producen solo de lentes del miembro Lagunillas inferior y tienen una
evidente diferencia en las cantidades de Sulfatos y Carbonatos en comparacin del TJ-
67.
Figura 5.12. Diagrama de Collins de los anlisis de las parcelas A-192 y A-194
Fuente SISCAFI 2011
En la figura 5.13 se presenta los diagramas de Stiff de los pozos TJ-100 y TJ-245,
ambos presentan las mismas caractersticas de agua y producen del mismo miembro
Lagunillas inferior, sin embargo se encuentran ubicados en parcelas distintas.
134
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Figura 5.13. Diagrama de Stiff de los pozos TJ 245 y TJ 100
Fuente: SISCAFI 2011
Parcelas A-193 y V-1.05:
Para estas parcelas se tomaron pozos cercanos que tienen anlisis fsico-qumico,
estos pozos son los siguientes:
El pozo RD-609 y RD-508 son pozos vecinos que se encuentran en la parte Norte de
la parcela V-1.05 los diagramas de Stiff (Figura 5.14), sin embargo no presentan el
mismo comportamiento, ambos pozos producen por miembros distintos, el RD 609
produce de lentes de Laguna inferior y Lagunillas inferior, el RD-508 solo produce de
Lagunillas.
Figura 5.14. Diagrama de Stiff de los pozos RD 609 y RD 508
Fuente SISCAFI 2011
135
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
El pozo RD-727 y RD-830 son pozos vecinos que se encuentran en la parte sur de la
parcela V-1.05, sin embargo se observa en el diagrama de Stiff (figura 5.15) que no
poseen el mismo comportamiento, ambos pozos producen por distintos miembros.
Figura 5.15. Diagrama de Stiff de los pozos RD-727 Y RD-830
Fuente: SISCAFI 2011
Se realiz la comparacin entre los pozos RD-727 y RD-726 que son vecinos, y
producen por los mismos lentes de los miembros Laguna inferior y Lagunillas inferior, y
se observa la igualdad que existe en los diagramas de Stiff (Figura 5.16).
Figura 5.16. Diagrama de Stiff de los pozos RD-726 y RD-727
Fuente SISCAFI 2011
136
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
El RD-505 y el RD-525 son pozos vecinos no poseen el mismo comportamiento
sobre todo en algunas propiedades (Figura 5.17), ambos producen de los lentes de
Laguna inferior sin embargo el RD-525 produce de dos lentes y uno de Lagunillas
inferior y el RD-505 produce de todos los lentes de Laguna inferior y dos de Lagunillas
inferior.
Figura 5.17. Diagrama de Stiff de los pozos RD 505 y RD 525
Fuente: SISCAFI 2011
Se compararon los pozos TJ-245 Y RD-609 que estn ubicados en parcelas distinta
y producen por los mismos lentes de los miembros Laguna inferior y Lagunillas inferior,
se observa en el diagrama de Stiff (figura 5.18) que existe una diferencia entre algunas
propiedades en las aguas entre las regiones.
Figura 5.18. Diagrama de Stiff de los pozos TJ 245 y RD 609
Fuente SISCAFI 2011
137
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Estableciendo estas comparaciones se identifica la diferencia que existe pozo a
pozo en algunas propiedades, sobre todo en aquellos que producen de los distintos
miembros, evidenciando as que existe influencia de ambos en la produccin de agua
tanto de forma areal como vertical.
De esta forma se generaron patrones verticales de la Regin 1 y 2 de manera de
observar de una forma ms generalizada la diferencia de las aguas de formacin en
algunas propiedades en las regiones.
5.2.3.2.- Comparacin vertical de los modelos de agua de por regin:
Regin 1:
Para la regin se utilizaron los anlisis validados de los pozos ubicados en las
parcelas A-193 y V-1.05, sin embargo se descartaron los pozos que producan por
igualdad de lentes para ambos miembros; para elaborar el patrn de Lagunillas inferior
se tomaron los anlisis de los pozos RD-729, RD-609 y TJ-23.
Ya que estos pozos eran los nicos de la regin que producen por la mayora de los
lentes del miembro, en cambio para el patrn en el miembro Laguna inferior se tomaron
los anlisis de los pozos RD-625, RD-522, RD-830 (tomado el 2/3/1955), RD-622, RD-
626, RD-525 (tomado el 12/06/1948), estos producen solo del miembro Laguna inferior
o de la mayora de los lentes de dicho miembro y presentaban un comportamiento
similar segn los diagramas de Collins (figura 5.19, 5.20).
138
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Figura 5.19. Diagrama de Collins de los pozos para generar
la muestra de Lagunillas inferior de la Regin 1
Fuente: SISCAFI 2011
Figura 5.20. Diagrama de Collins de los pozos para generar
la muestra Laguna inferior de la Regin 1
Fuente: SISCAFI 2011
Los diagramas de Stiff de los patrones verticales generados se muestran en las
figuras 5.21 y 5.22; las aguas son de la misma naturaleza, segn Stiff aguas Metericas
de Tipo Bicarbonato de Sodio, con una relacin normal, promedio, alta de cloruros (rCl),
sulfatos (rSO4) y bicarbonatos mas carbonatos (HCO3+CO3) respectivamente, sin
embargo observamos las diferencia marcada en sulfatos (SO4) y carbonatos (CO3),
provenientes del miembro Lagunillas inferior.
Figura 5.21. Diagrama de Stiff de la muestra de agua de
formacin del miembro Laguna inferior de la Regin 1
Fuente: SISCAFI 2011
Figura 5.22. Diagrama de Stiff del patrn de la muestra de
agua de formacin del miembro Lagunillas inferior de la
Regin 1
Fuente: SISCAFI 2011
139
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Regin 2:
Se utilizaron los pozos TJ-67 para el patrn del miembro Laguna y TJ-245 y TJ-100,
del pozo para generar el patrn del miembro Lagunillas, en las figuras 5.23 y 5.24 se
presentan los patrones de los miembros en dicha regin. En esta regin el
comportamiento es parecido, se utiliz el diagrama de Collins ya que se observa que
existen componentes que provienen del miembro Lagunillas Inferior que el miembro
Laguna Inferior no posee, esto en la cantidad de Sulfatos y Carbonatos; puesto que los
pozos TJ-245 y TJ-100 producen del miembro Lagunillas Inferior y las aguas contienen
cantidades de sulfato que no contienen el agua del pozo TJ-67 que si produce del
miembro Laguna Inferior.
Figura 5.23. Diagrama de Collins de la muestra Lagunillas
Inferior de la Regin 2
Fuente SISCAFI 2011
Figura 5.24. Diagrama de Collins de la muestra Laguna
Inferior de la Regin 2
Fuente SISCAFI 2011
Se confirma los cambios que existen entre los miembros de una regin a otra, la
Regin 2 (figura 5.25) presenta una mayor homogeneidad en las aguas para ambos
miembros, pues esta regin presenta crudo a nivel del miembro Lagunillas Inferior y
Laguna Inferior con grados API 14, es decir que las condiciones geolgicas,
geoqumicas y sedimentolgicas fueron parecidas para ambos miembros, esta
140
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
caracterstica de crudo confirma el parecido en el comportamiento de las aguas de
ambos miembros, evidenciado en los diagramas de Stiff.
Figura 5.25. Diagrama de Stiff de las muestras de agua de formacin verticales de la Regin 1 y 2
Fuente: Briceo 2011
Caso contrario con la Regin 1 donde se evidencia una clara disminucin de los
carbonatos por parte del miembro Laguna Inferior, as como la cantidad de sulfatos
aportados por ambos miembros de la Regin 1, estas diferencias entre miembros se
deben a la variacin de crudo en esta regin, pues a nivel del miembro Lagunillas
inferior la produccin de lentes superiores es de 17 API y crudo de 14API en los
lentes inferiores, es decir las condiciones de almacenamiento no fueron iguales para
ambos lo que influye, no solo en el crudo producido sino tambin en el agua, pues la
variacin de componentes indica un cambio en la sedimentacin y mineraloga del
yacimiento que afecta la composicin del agua.
As se confirma la heterogeneidad entre miembros y como existe la variacin del
agua de forma vertical, situando al yacimiento como un candidato a estudio geoqumico
del agua, puesto que, como se dijo anteriormente, los ambientes de sedimentacin del
yacimiento varan areal y verticalmente.
141
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
5.2.4.- FASE IV: Elaborar los patrones areales y verticales de las aguas de formacin e
inyeccin del yacimiento LGINF-04:
5.2.4.1.- Patrn areal de agua de formacin del yacimiento
Para el final se estableci un nico patrn de yacimiento (figura 5.26), donde se
refleja segn Sulin agua Meterica de relacin Na/Cl=23.3 meq/lt, del tipo Bicarbonato
de Sodio por tener (Na-Cl)/SO4=289.7 meq/lt. Esta agua es proveniente de aguas
superficiales o continentales tpicas de condiciones terrestres, lo cual se relaciona con
el yacimiento que pertenece a miembros de edad mioceno. Segn Sulin esta agua se
caracterizan por contener SO4, HCO3 y poco Ca y Mg caracterstica propia que
presenta el yacimiento donde los valores de Ca y Mg son menores a los de
Bicarbonatos.
En una zona hidroqumica el yacimiento LGINF-04 se posiciona como zona
hidrodinmica con altos movimientos en el subsuelo segn Bojarski, es decir aguas que
afloraron y que pueden disolver gran parte del material a travs del cual circularon, este
afloramiento se relacionan al tipo de ambiente de deposicin, pues los ambientes
fluviales y fluvio deltaicos indican los movimientos en la desembocadura de ros hacia el
mar, aparte se observa los altos contenidos de slidos disueltos totales (SDT=
8203ppm) aportados principalmente por los bicarbonatos (HCO3= 5361 ppm), indicando
la disolucin de los componentes debido a los altos movimientos del agua.
Hem establece que para aguas con contenido de slidos disueltos totales (SDT)
entre los 1000-10000ppm se consideran aguas Salobres, el yacimiento arroja 8203 ppm
de SDT. Estos resultados corresponden a los anteriores pues estas propiedades estn
relacionadas a yacimientos de ambientes superficiales de aguas tipo metericas. Cabe
destacar que la salinidad del yacimiento es bajas (442 ppm) en relacin a los slidos
disueltos, puesto que la salinidad se determin por la relacin de Cloruros de Sodio,
donde los ppm de cloruros del agua de formacin son bajos (Cl= 268ppm).
142
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Tabla 5.26. Patrn generado del Yacimiento LGINF-04
Fuente: Briceo 2011
Basndose en los constituyentes disueltos Schoeller la clasifica: rCL=bajo,
rSO4=normal, rHCO3+rCO3= alta y un ndice de Bases Intercambiables (IBE= -0,95);
es decir existe la relacin rNa>rCl lo cual indica que los iones alcalinos trreos del agua
(Mg, Ca) se intercambian por los iones metales alcalinos de la roca (Na); es por esto
que los valores de sodio (Na) son mayores a los magnesios (Mg) y calcios (Ca), pues
segn lo anterior, los sodios (Na) son aportados por la roca; adems los valores
carbonatos (CO3), Bicarbonatos (HCO3) son los que estn presentes con altas
concentraciones en el patrn del yacimiento y estn involucrados directamente en el
clculo del IBE.
Este ndice representa la posibilidad de intercambio entre fluido y roca, es decir
existe influencia de los sedimentos en la composicin del agua, y se conoce que el
yacimiento presenta diversidad en las facies sedimentarias, de all que el agua presenta
variabilidad de componentes entre regiones y parcelas. El IBE negativo (figura 5.27)
afirma las aguas de origen meterico del yacimiento que se han infiltrado de
sedimentos marinos y estn asociadas a petrleo con concentraciones normales o
bajas de cloruros (Cl); la relacin rNa>rMg>rCa es indicativo de la disminucin de la
concentracin de cloruros, un comportamiento caracterstico de aguas de formaciones
someras.
143
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Figura 5.27. Clasificacin Suministrada por SISCAFI
Fuente: SISCAFI 2011
5.2.4.2.- Patrn vertical de agua de formacin del yacimiento
Para generar el patrn del yacimiento en los miembros Laguna Inferior y Lagunillas
Inferior se utilizaron los anlisis de los pozos RD-522, TJ-67, RD-624,RD-525, RD-
505,RD-830, que producen de todos o la mayora de los lentes del miembro Laguna; y
los anlisis de los pozos TJ-120, RD-625, TJ-245, RD-609,TJ-100, RD-508 que produce
por los lentes del miembro Lagunillas; siendo los patrones verticales los siguientes: es
importante sealar que los miembros de la formacin La Rosa no fueron posible de
caracterizar, pues no existi ningn pozo que produjera nicamente por esta zona.
Figura 5.28. Diagrama del patrn del miembro Laguna del
yacimiento
Fuente: SISCAFI 2011
Figura 5.29. Diagrama del patrn del miembro Lagunillas del
yacimiento
Fuente: SISCAFI 2011
144
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Las aguas de ambos patrones (figura 5.28, 5.29) se definen de la siguiente manera
(tabla 5.4):
Tabla 5.4. Clasificacin de los patrones verticales de agua de formacin del yacimiento
Concentracin
de Cl-
Concentracin
de CaSO4
Concentracin
de HCO3 y CO3
Laguna Salobre METEORICA Tipo Bicarbonato de Sodio Zona Hidrodinmica Bajo Normal Alta
Lagunillas Salina METEORICA Tipo Bicarbonato de Sodio Zona Hidrodinmica Bajo Normal Alta
Clasificacin Propuesta por Schoeller
Segn Bojarski Segn Sulin Segn Hem PATRON
Fuente: M. Briceo 2011
Segn Sulin: son aguas metericas (Tipo Bicarbonato de Sodio)
Segn Bojarski: pertenecientes a una Zona Hidrodinmica
Segn Scholler: con una relacin rCl: bajo; rSO4: Normal; rHCO3+rCO3: Alto
Segn Hem las aguas del miembro Laguna Inferior son aguas salobres y las del
miembro Lagunillas Inferior son salinas
La diferencia en la clasificacin segn Hem es debido a que el miembro Lagunillas
Inferior presentas Slidos Disueltos Totales (SDT) por encima de los 10000 ppm
aportados sobre todo por las cantidades de bicarbonatos HCO3, este aumento de
slidos disueltos se debe a que este miembro est influenciado segn mapa de facies a
frente deltaicos y litorales que son ambientes fluviales y marinos estuarios, es decir
asociados a grandes cantidades de limos.
Tabla 5.5. Composicin de los patrones verticales de agua de formacin del yacimiento
SODIO Meq/Lt 82,66 SODIO Meq/Lt 125,79
CALCIO Meq/Lt 3,83 CALCIO Meq/Lt 1,29
MAGNESIOMeq/Lt 4,19 MAGNESIOMeq/Lt 1,29
CLORURO Meq/Lt 4,5 CLORURO Meq/Lt 5,84
SULFATO Meq/Lt 1,57 SULFATO Meq/Lt 2,08
CARBONATOMeq/Lt 1,43 CARBONATOMeq/Lt 12,33
BICARBONATO Meq/Lt 80,82 BICARBONATO Meq/Lt 108,31
SALINIDAD ppm de NaCl 263 SALINIDAD ppm de NaCl 342
SDT Mgr/Lt 7238 SDT Mgr/Lt 10220
LAGUNA
INFERIOR
LAGUNILLAS
INFERIOR
Fuente: M. Briceo 2011
145
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Se puede observar (tabla 5.5) que el miembro Lagunillas Inferior presenta mayor
aporte de concentracin de carbonatos (CO3), pues por la sedimentologa del
yacimiento (segn informe tcnico de perforacin 2009) este presenta intercalaciones
no consolidadas de lutitas carbonaceas cubiertas por areniscas y lutitas moteadas de
blanco y laminas en carbn (Siderita, Hematita y Lignito), lo que asocia la presencia del
mineral carbn; que es el componente principal del carbonato; a las altas cantidades de
carbonatos aportadas por este miembro.
Los aumentos de carbonatos (CO3) y sulfatos (SO4) en Lagunillas Inferior es
indicativo que el miembro estuvo en mayores condiciones de deposicin pues el sulfato
se ve influenciado por la accin bacteriana presente en el yacimiento (Mason, 1960),
esta se lleva a cabo sobre todo en formaciones que almacenan hidrocarburo y segn
Informe Tcnico (Junio 2011) el miembro Lagunillas inferior contiene el mayor
yacimiento de hidrocarburos. El miembro Lagunillas inferior est compuesto por
areniscas (Informe Tcnico, Junio 2011) las cuales segn (Mason 1960) las areniscas
corresponden a los valores bajos de sulfatos (alrededor de 240 ppm).
Los aumentos del calcio y magnesio en el miembro Laguna Inferior se deben a que
dicho miembro presenta cantidades de Glauconitas y lutitas fosilferas asociadas a
sedimentos marinos pocos profundos que pasan de lacustrito a fluviodeltaicos (Sulton
1946); las glauconitas estn asociada al grupo de los silicatos (Na, Ca) adems segn
estudio integrado fase II existe diferencia entre las arenas superiores e inferiores del
miembro Laguna, donde la arena Laguna Inferior predomina las areniscas no
consolidadas con intercalaciones de limolitas.
La salinidad aumenta en el miembro Lagunillas Inferior (342 ppm) con un
comportamiento caracterstico, puesto que es infrayacente al miembro Laguna Inferior,
los aumentos en cloruros, aunque ligeros, influyen en la salinidad, esto implica al Cl
como candidato para ser un marcador natural, al igual que el Na.
146
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Aunque existe un comportamiento propio al patrn del yacimiento, se evidencia la
influencia que tienen los miembros en la composicin del agua, puesto a que son
miembros con distintas propiedades. Es claro que la diferencia est enmarcada en
algunos iones del agua de formacin, pero por ser miembros distintos con variaciones
laterales y verticales los componentes mineralgicos de la roca varan en el yacimiento,
por lo tanto los iones de la roca se combinan con algunos componentes del agua de
formacin que va migrando a travs de sus poros, lo que hace que tambin vare las
caractersticas fsico-qumicas del agua.
Figura 5.30. Diagramas de Stiff de los patrones areales y verticales del yacimiento
Fuente: SISCAFI 2011
Al comparar los patrones de los miembros con el del yacimiento (diagrama rojo)
utilizando los diagramas de Stiff (figura 5.30), se observa que este se ve influenciado
por el agua proveniente del miembro Lagunillas inferior (diagrama verde) para la
mayora de los componentes; esto porque ha sido el yacimiento de mayor aporte de
hidrocarburos, sin embargo en la cantidad de Mg y Ca se observa la influencia por parte
del miembro Laguna inferior (diagrama azul).
147
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
5.2.4.3.- Patrn del agua de inyeccin:
Las aguas utilizadas para la inyeccin, son aguas con alto contenido de Cl, bajos
calcio y bicarbonato, esto porque son aguas efluentes provenientes de diferentes
segregaciones donde la composicin qumica del agua cambia. Por lo general las
aguas de inyeccin deben tener las mismas caractersticas del yacimiento, sin embargo
esta agua tiene niveles de salinidad ms altos; el patrn de inyeccin generado es el
siguiente:
Figura 5.31. Diagrama de Stiff del patrn de Inyeccin
Fuente: SISCAFI 2011
5.3.- Comparacin areal y vertical de los patrones definidos de agua de formacin e
inyeccin con las aguas de produccin del yacimiento LGINF-04.
5.3.1.- Comparacin de los anlisis de aguas antiguas
Tomando en cuenta los anlisis recopilados aos despus de la inyeccin se
determin cuales pozos fueron afectados desde el inicio de esta, a fin de determinar la
posible produccin de mezclas y el porcentaje de volumen de las mismas, ver tabla en
anexos.
148
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Pozo Iny
(TJ-709)
Pozos no estn completados en
LGINF-04
TJ-69
(90.92% AF)
Figura 5.32. Mapa de irrupcin para el ao 1977
Fuente PDVSA 2011
Para el ao 77, un ao despus de la inyeccin, solo el pozo TJ-69 (figura 5.33)
observ 3% de agua de inyeccin, pues era el nico pozo cercano al inyector activo TJ-
709, adems de estar produciendo a travs del los lentes LLBi y LLBu, que estaban
sometidos a inyeccin.
Figura 5.33. mapa de la ubicacin de pozos muestreados en 1977
Fuente: PDVSA 2011
En el ao 1978 se realiz la mxima recoleccin de anlisis fsico qumicos del agua
y con ayuda de los diagramas de Mckinnell se determinaron los pozos que percibieron
la intrusin, ellos fueron el TJ-252 y el TJ-555 siendo el segundo ms afectado con un
149
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
porcentaje de 66 a 77% de proporcin en agua de inyeccin, el TJ-252 no est afectado
en mayor proporcin por agua de inyeccin, sin embargo existe una irrupcin en un
43.62% de agua de inyeccin, ambos pozos son cercanos al inyector activo para la
fecha (TJ-708) estos pozos se encuentran produciendo de los lentes LLA del miembro
Lagunillas Inferior el cual est sometido a inyeccin por este; sin embargo segn la
petrofsica del yacimiento para el pozo TJ-555 el lente LLA, presenta mejores
permeabilidades (1026 D) que para el mismo lente en el pozo TJ-252 (552 D).
En la figura 5.35 se presenta la ubicacin de los pozos TJ-555 y TJ-252, segn los
informes geolgicos de los pozos cercanos a estos (ver anexos); en esta rea se ubican
los pozos con alto corte de agua estructura abajo del lente LLA, mientras los que estn
estructura arriba son altos productores de gas. Es decir que existe la irrupcin de agua
dos aos despus en esta zona, controlado por la cercana a los pozos inyectores y a la
preferencia vertical por el lente LLA estructura abajo. Detrs de la lnea de inyeccin
formada por estos pozos (TJ-252 y TJ-555) se muestrearon los pozos TJ-246, TJ-68,
TJ-130 (ver figura 5.34) estos pozos no generaron diagramas de Mckinnell,
posiblemente porque la irrupcin de agua a estos pozos no ha llegado
considerablemente como para diferenciar las mezclas.
Figura 5.34. Ubicacin de los pozos muestreados para 1978
Fuente: PDVSA 2011
150
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Ya en el ao 1979 la intrusin de agua se observa en todos los pozos muestreados
(figura 5.35) para anlisis fsico-qumicos, pues los Mckinnell arrojaron ciertos
porcentajes de mezclas y en proporciones diferentes, ya que existe produccin por
distintos lentes que vara en los pozos productores, por ejemplo los pozos TJ-261 y TJ-
247 que estn alejados de los dos pozos inyectores activos para la fecha observan
mayor proporcin de agua de inyeccin en comparacin con otros pozos ms cercanos,
esto se debe a que ambos pozos estn abiertos por el lente LLBu que est sometido a
inyeccin por el pozo TJ-709, sin embargo el TJ-246 produce del lente LaB del miembro
Laguna Inferior adicional al lente LLBu sometido a inyeccin, esto permite que la
intrusin de agua en este pozo sea menor, pues existe produccin de crudo de un lente
que no est sometido a inyeccin de agua disminuyendo la cantidad de agua producida.
Figura 5.35. Pozos muestreados para 1979
Fuente: PDVSA 2011
Para los pozos TJ-246, TJ-130, TJ-247, TJ-261 y TJ-69; la intrusin de agua se
asocia al inyector TJ-709 evidenciado por la relacin entre el lente LLBi inyectados, que
es comn para los productores, es decir que la variedad de proporcin de agua de
inyeccin se determina sobre todo por la influencia vertical de lentes, pues los pozos
presentan completaciones variadas y permeabilidades distintas, adems de crudo de
diferentes grados API.
151
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
En el periodo (1979-2011) no se realizaron anlisis fsico qumicos a pozos, as que
no fue posible visualizar un avance de frente pronosticado por los distintos mtodos
grficos, as que se estudi el avance de frente utilizando como marcador natural el Cl
en el objetivo cuatro, sin embargo para analizar las nuevas muestras, establecer el
actual avance y determinar la procedencia de las aguas se realiz la comparacin
detallada de 11 de los 13 pozos muestreados, pues las muestras del TJ-261 y TJ-1403
presentaron un balance inico mayor al 5%.
5.3.2.- Comparacin de los anlisis de aguas nuevos
En el siguiente mapa (figura 5.36) se ubican los nuevos pozos muestreados; que
son: TJ-968, TJ-33, TJ-742 de la parcela A-192; los pozos TJ-171,TJ-1453,TJ-1429 en
la parcela A-193; el pozo TJ-929 de la parcela A-191, el TJ-1425, TJ-1432, TJ-1456 de
la parcela A-194 y el TJ-1447 que no posee una parcela definida. La comparacin de
los pozos arroja lo siguiente:
Figura 5.36. Ubicacin de los pozos con nuevos anlisis Fsico-Qumico
Fuente PDVSA 2011
152
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
5.3.2.1- Pozo TJ-968:
Comparacin Areal:
Al realizar la comparacin areal con los patrones por parcela, regin en la que se
ubica el pozo y el patrn general del yacimiento a travs de los diagramas de Stiff
(figuras 5.37, 5.38, 5.39), refleja una diferencia en algunas propiedades, puede ser
sospecha que las variaciones provengan de mezcla de aguas de formacin e inyeccin;
adems geogrficamente este pozo se encuentra cerca de los pozos inyectores, por lo
tanto existe probabilidad de mezcla.
Figura 5.37. Comparacin del patrn de agua de formacion
del yacimiento con pozo TJ-968
Fuente: SISCAFI 2011
Figura 5.38. Comparacin de la muestras de agua de
formacion de la parcela A-192 con pozo TJ-968
Fuente: SISCAFI 2011
Figura 5.39. Comparacin de la muestra de agua de formacion de la Regin 2 con pozo TJ-968
Fuente: SISCAFI 2011
153
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Es claro que existe una tendencia de mezcla en los valores, pues los diagramas de
Stiff reflejan la preferencia de unas propiedades al patrn de formacin, y otras al
patrn de agua de inyeccin. Para determinar el porcentaje de mezcla del agua de
produccin, se utiliz el diagrama de Mckinnell (figura 5.40) donde ciertamente se
evidencia que en un 59.34% la mezcla de agua tiende al agua de inyeccin y un
40.66% tiende al parecido con el agua de formacin.
Figura 5.40. Diagrama de Mckinnell del pozo TJ-968
Fuente: SISCAFI 2011
Comparacin Vertical:
El pozo TJ-968 produce por los lentes LaA, LaB, LaC, del miembro Laguna y LLA del
miembro Lagunillas, a travs de tubera ranurada. Para la comparacin vertical solo se
generaron los Grficos de Schoeller y Stiff (figuras 5.41, 5.42) donde se observa que
existe una mezcla de aguas de Laguna y Lagunillas. Es decir que el pozo TJ-968
produce mezcla de aguas de ambos miembros ms las aguas de inyeccin y no es
posible realizar una identificacin de la preferencia de aguas en la mezcla, sin embargo
154
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
al observar la ubicacin del pozo este est ms cerca de la lnea de inyeccin y el agua
no ha irrumpido en grandes proporciones. Segn perfil de inyeccin realizado el pozo
TJ-1146 es el pozo inyector ms cercano que inyecta por el lente LLA, por lo tanto al
realizar la correlacin con las unidades es posible que el agua inyectada provenga del
pozo inyector TJ-1146, y puesto que es una sola secuencia que segn recibe agua de
inyeccin el agua inyectada irrumpe en poca proporcin.
Figura 5.41. Diagrama de Schoeller de patrn verticales de
agua de formacion del yacimiento y pozo TJ-968
Fuente: SISCAFI 2011
Figura 5.42. Diagrama de Stiff de patrones verticales de
agua de formacion del yacimiento y pozo TJ-968
Fuente: SISCAFI 2011
Segn la historia del pozo el TJ-968 fue perforado para el ao 1984, tomando en
cuenta los inyectores activos para esta fecha y que pudiesen afectar dicho pozo segn
los lentes que estuviesen sometidos a inyeccin, se establecieron las secciones con los
inyectores TJ-908 y TJ-1146 (ver anexos). De ello se observa que desde que estuvo
abierto a produccin los lentes abiertos en este pozo estaban recibiendo inyeccin,
observando la continuidad del lente dentro de la misma regin aunque para el pozo en
estudio se observa que las mayores resistividades estn en la parte superior del lente
LLBi, esta diferencia se debe por la ubicacin cercana a la falla transversal; inclusive en
algunos pozos de la seccin ,al considerar las bajas resistividades; se puede asociar a
agua que posiblemente se produzca a causa de la inyeccin. Sin embargo se observa
arena limpia que favorece el desplazamiento del agua.
155
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Segn las secciones y el monitoreo de la produccin se evidencia que los lentes
inundados son LLB y LLC, que se encuentran cerrados para el pozo TJ-968, sin
embargo la seccin con el inyector TJ-1146 muestran que existe continuidad del lente
LLA que actualmente recibe agua por lo tanto la produccin de agua (64%) se asocia a
dicho lente. Al revisar los pozos vecinos se confirma que existe inundacin por parte de
los lentes inferiores debido a la cercana de la lnea inyectada, ya que los pozos estn
cerrados por alto corte de agua y el activo ms cercano se encuentra buzamiento arriba
produciendo por los mismos lentes con corte de agua alrededor de 40%.
5.3.2.2.- Pozo TJ-33:
Comparacin Areal:
En los diagramas de Stiff por parcela, regin y yacimiento (figura 5.43, 5.44, 5.45) se
refleja que existe desviaciones en las propiedades del agua como Mg, Ca, CO3, esto
indica que existen intrusin de agua que proporciona las desviaciones de las
propiedades, reflejando posible mezcla.
Figura 5.43. Diagrama de Stiff del pozo TJ 33 y el del patrn
de agua de formacion del yacimiento
Fuente SISCAFI 2011
Figura 5.44. Diagrama de Stiff del pozo TJ 33 y de la
muestra de agua de formacion areal de la parcela A-192
Fuente SISCAFI 2011
156
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Figura 5.45. Diagrama de Stiff del pozo TJ 33 y de la muestra de agua de formacion de la Regin 2
Fuente SISCAFI 2011
Se utiliz el Diagrama de Mckinnell para evaluar la proporcin de mezclas (figura
5.46); entre aguas de formacin e inyeccin, y evidencia que existe un 94.45% de
semejanza con el agua de formacin y 5.55% de agua de inyeccin, es decir que existe
un avance irregular de agua, donde predomina el agua de formacin en un 94.45%.
Arealmente significa que el avance del agua de inyeccin no ha llegado al pozo.
Figura 5.46. Diagrama de Mckinnell del pozo TJ-33
Fuente: SISCAFI 2011
157
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Comparacin Vertical:
El pozo produce por los miembros Laguna (LaB, LaC) y Lagunilla (LLA, LLBu). A
travs de los diagramas de Stiff (figura 5.47) de los miembros se refleja que la mezcla
no es posible identificar verticalmente, pues no existe una preferencia hacia ningn
patrn. Este pozo no presenta una considerable intrusin de agua de inyeccin, y se
encuentra en los lmites de la Regin 1, es decir que las caractersticas de las unidades
productoras del pozo TJ-33 son distintas a las unidades de los inyectores pues se
conoce que existe una diferencia entre las regiones en cuanto al crudo y comunicacin
por presencia de fallas sellantes, ya que existe diferencia y barreras entre las unidades
que impide el influjo de agua hacia esta zona, adems el pozo se encuentra alejado de
los pozos inyectores as que la intrusin se encuentra determinada por la distancia a los
pozos inyectores y las diferencia entre las regiones.
Figura 5.47. Diagrama de Stiff del pozo TJ-33 con el patrn del agua de formacion de los miembros Laguna Inferior y Lagunillas
Inferior
Fuente: SISCAFI 2011
La seccin estratigrfica (ver anexos) muestra como los pozos que estn entre el TJ-
33 y el inyector TJ-1089 presentan a los lentes LLB y LLC como los principales
ofensores de aguas, ya que fueron cerrados progresivamente a medida que aumentaba
el corte de agua. A pesar de que no existe una relacin directa entre el inyector TJ-1089
y el productor TJ-33, por la historia de inyeccin se conoce que los lentes LLA y LLB
fueron inyectados por pozos inyectores (TJ-908, TJ-709, TJ-908). Adems, a travs de
158
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
las secciones se observa los cambios en la facies de los lentes, pues se observa a nivel
de la base del lente LLA y tope del LLB como existe arenas con bancos de petrleo
ms grandes para el pozo en estudio en comparacin con los dems pozos que
presentan espesores ms pequeos debido a cambios de facies que van de frentes a
barras de canal, asimismo estructuralmente el pozo se encuentra buzamiento arriba
sobre un bloque levantado separado por la falla TJ-44 que impide que el agua de
inyeccin pueda pasar libremente hacia esta regin que presenta diferencia estructural
y estratigrfica que influyen en la variedad de la regin donde se encuentra el pozo TJ-
33.
5.3.2.3.- Pozo TJ-742:
Comparacin Areal:
En las figuras 5.48, 5.49 y 5.50, en la comparacin por parcela, regin y yacimiento
utilizando los diagramas de Stiff presentan evidencia de mezclas en el agua producida
del pozo TJ-742 pues no existe una tendencia del agua producida hacia algn patrn
definido de agua de inyeccin y de formacin, as que se realiz una comparacin entre
las aguas del yacimiento y las aguas de inyeccin (figura 5.51), y se presenta
variabilidad en las propiedades.
Figura 5.48. Diagrama de Stiff del Pozo TJ742 y el patrn de
agua de formacin yacimiento
Fuente: SISCAFI 2011
Figura 5.49. Diagrama de Stiff del Pozo TJ742 y el de la
muestra de agua de formacion de la Regin 2
Fuente: SISCAFI 2011
159
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Figura 5.50. Diagrama de Stiff del Pozo TJ742 y la muestra
de agua de formacin de la parcela A-192
Fuente: SISCAFI 2011
Figura 5.51. Diagramas de Stiff del Pozo TJ33, el agua de
formacion del Yacimiento y el patrn del Inyeccin
Fuente: SISCAFI 2011
Se gener el diagrama de Mckinnell del pozo (figura 5.52) comparando la muestra
con los patrones de inyeccin y formacin, resultando una semejanza de 77.42% al
agua de inyeccin, lo cual consta un avance irregular de agua donde predomina en ms
de 70% al agua inyectada.
Figura 5.52. Diagrama de Mckinnell del pozo TJ-742 con el patrn de yacimiento y de Inyeccin
Fuente: SISCAFI 2011
160
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Comparacin Vertical:
El pozo TJ-742 produce por el lente LaB y LLBu de los miembros Laguna y
Lagunillas respectivamente, es decir producen en comingle, as la mezcla de aguas
producida es una combinacin de aguas de inyeccin y de formacin de ambos
miembros, por lo tanto no existe una preferencia por ningn miembro, pues la
variabilidad de las propiedades as lo reflejan en el diagrama de Stiff (figura 5.53).
Los perfiles de inyeccin muestran que ambos pozos inyectores activos cercanos
inyectan a travs del lente LLBu, es decir que la intrusin de agua en este pozo es
mayor, pues se ve influenciado por la inyeccin de ambos pozos; aunque el pozo se
encuentra en los lmites de la Regin 1 la cercana a los pozos inyectores y la
correlacin de lentes determinan el avance del frente. Se determin que existe cierta
continuidad del lente entre productor e inyector que permite el paso del agua de
inyeccin.
Figura 5.53. Diagrama de Stiff del pozo TJ-742 con el patrn de Laguna y Lagunillas
Fuente: SISCAFI 2011
A travs de ambas secciones se observa como a nivel del lente LLBu existe una
buena continuidad en la calidad de la roca, con arenas limpias que favorecen el flujo de
fluidos, esto ayuda el paso del agua a travs de este lente, pues ha estado sometido a
161
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
inyeccin por casi todos los inyectores del rea. Adems considerando el pozo TJ-825
que se encuentra esperando abandono por alto corte de agua y esta completado en el
lente LLBu al relacionarlo con el TJ-742 se observa la continuidad del lente y la
condicin de arena limpia.
5.3.2.4.- Pozo TJ-171:
Comparacin Areal:
Al establecer una comparacin con los patrones por regin y con el yacimiento, a
travs de los diagramas de Stiff (figura 5.54, 5.55) se observa que existe una desviacin
marcada en las cantidades de carbonatos y sulfatos al realizar la comparacin con el
Stiff del patrn por parcela (figura 5.56) se nota que el comportamiento es cercano para
la cantidad de aniones, es decir existe una influencia de aniones por parte del agua de
formacin de la parcela, pero existe cantidad de Mg que no es propia del yacimiento,
por lo tanto confirma la mezcla de agua en la produccin del pozo.
Figura 5.54. Diagramas de Stiff de la muestra de agua de
formacin de la regin 1 y pozo TJ-171
Fuente SISCAFI 2011
Figura 5.55. Diagramas de Stiff del patrn de formacin del
yacimiento y pozo TJ-171
Fuente: SISCAFI 2011
162
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Figura 5.56. Diagrama de Stiff del pozo TJ-171 y la muestra de agua de formacin de la parcela A-193.
Fuente: SISCAFI 2011
Utilizando el diagrama de Mckinnell (figura 5.57) para determinar la proporcin de
mezclas, muestra que existe un 88.69% de semejanza con el patrn de formacin del
yacimiento, es decir que existe una preferencia de la mezcla al agua de formacin del
yacimiento. La ubicacin de este pozo es al sur de la parcela A-193, y se encuentra en
la llamada regin La cua y se ubica retirado a los pozos inyectores.
Figura 5.57. Diagrama de Mckinnell del pozo TJ-171 con patrn de yacimiento e inyeccin
Fuente: SISCAFI 2011
163
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Comparacin Vertical:
El pozo produce por los lentes LaB, LaC del miembro Laguna y el LLA del miembro
Lagunillas, la influencia del miembro sobre la mezcla no es posible determinar pues
aparte de producir por ambos miembros, se encuentra influenciada por el agua de
inyeccin, a travs de los diferentes diagramas generados (figura 5.58, 5.59, 5.60) se
observa la complejidad de la mezcla.
Figura 5.58. Stiff del pozo TJ-171, los patrones verticales del
agua de formacin del yacimiento y el patrn del agua de
inyeccin
Fuente SISCAFI 2011
Figura 5.59. Diagramas Ternarios del pozo TJ-171, patrones
verticales de agua de formacion del yacimiento y el patron
del agua de inyeccin
Fuente: SISCAFI 2011
Figura 5.60. Diagramas de Piper del pozo TJ-171, patrones verticales de agua de formacin del yacimiento y el patrn del agua de
inyeccin
Fuente: SISCAFI 2011
Al realizar la comparacin con el perfil de Inyeccin, el pozo T-1146 es el nico pozo
inyector cercano que inyecta por el lente LLA, este pozo se encuentra al norte de la
164
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
parcela A-194 de la regin 1, como se dijo anteriormente el pozo se encuentra en la
regin 3 (La Cua), esta se encuentra aislada del resto del rea (Informe Tcnico, Junio
2011), lo que impide que exista un influjo marcado en el pozo, los mapas donde se
ubican la fallas se visualiza que el pozo se encuentra entre las fallas que limitan la
regin 3 (TJ0053 y TJ0044), adems de una de las fallas que corta transversalmente la
parte sur del yacimiento, posiblemente esta impida que el flujo de inyeccin llegue hasta
el pozo.
A travs de las dos secciones realizadas con los inyectores ms cercanos se
observa que ninguno inyecta por los lentes que este pozo produce, adems se puede
observar como los registros GR y SP cambian a nivel del lente LLA pues para el pozo
TJ-171 la lenticularidad aumenta, es decir existen intercalaciones de lutita que impiden
el paso del flujo para este pozo.
5.3.2.5. - Pozo TJ-1453:
Comparacin Areal:
A travs de los diagramas de Stiff (figura 5.61, 5.62) se identifica claramente que
existe intrusin de agua ya que la mezcla no presenta cantidades de Mg que no son
aportadas por la parcela, pues como se evidencia esta parcela se caracteriza por tener
baja cantidad de Mg, en cuanto a la cantidad de Sulfatos, son menores a los que se
encuentran en el yacimiento para identificar cual de las aguas predomina en esta
mezcla.
165
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Figura 5.61. Diagramas de Stiff de la muestra de agua de
formacin de la parcela A-193 y pozo TJ-1453
Fuente: SISCAFI 2011
Figura 5.62. Diagramas de Stiff de la muestra de agua de
formacin de la regin 1 y pozo TJ-1453
Fuente: SISCAFI 2011
Figura 5.63. Diagramas de Stiff del patrn de agua de formacin del Yacimiento y pozo TJ-1453
Fuente SISCAFI 2011
El pozo no gener diagrama de Mckinnell, as que a travs del diagrama de Stiff se
compararon con los diagramas de los pozos TJ 171 Y TJ 1429, figura 5.63, que estn
en las misma parcela A-193 y tienen el mismo comportamiento de mezcla, estos pozos
si generaron diagramas de Mckinnell y resultan en ms de 80% de proporcin de agua
de formacin.
Tambin se estudio la salinidad en la mezcla (347ppm) y evidencia que es el pozo
que presenta menor salinidad, los vecinos presentan valores de salinidad bajos, pues
los pozos TJ-171 y TJ-1429 presentan salinidades de 549ppm y 492ppm
respectivamente, estos valores bajos de salinidad pueden ser evidencia de aguas de
formacin, por estar cercano a los valores de salinidad del yacimiento (442 ppm).
166
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Figura 5.64. Comparacin de los diagramas de los pozos vecinos al TJ-1453.
Fuente: SISCAFI 2011
Comparacin Vertical:
Como no gener el diagrama de Mckinnell para la comparacin areal y vertical, pues
no se considera representativo. Al igual que en la comparacin areal se realiz una
comparacin con los pozos vecinos y se identifico que el pozo produce por los mismos
lentes que el pozo TJ 1429, el cual al realizar la comparacin vertical resulta que
produce un 61.92% agua de formacin, lo que nos indica que el pozo posiblemente
produzca agua de formacin del miembro Lagunillas. Los perfiles de inyeccin indican
que los 3 pozos inyectores activos influyen sobre los lentes LLA, LLBu; es decir que se
correlacionan con los lentes abiertos en el pozo TJ-1453, sin embargo este pozo se
encuentra alejado de la lnea de inyeccin, lo que impide que el agua inyectada influya
sobre la produccin de este pozo, adems de encontrarse en una regin distinta a los
pozos inyectores.
Las seccin realizada a este pozo se observa como existe un cambio en la facies de
los lentes, pues existe mayor lenticularidad en los lentes en comparacin a estos pozos;
con los registros Gamma Ray se observa como existe la presencia de lutitas y arenas
ms sucias, esto se debe a la ubicacin del pozo en la regin de la franja. La presencia
de agua de inyeccin es difcil que llegue a esta zona, pues existe la falla normal
TJ0044 que limita la regin 1 de la 2, adems estructuralmente el pozo se encuentra en
la parte ms alta del yacimiento impidiendo el flujo del agua de inyeccin, en
167
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
comparacin con los pozos vecinos existe irregularidad en cuanto a la produccin de
agua, los pozos activos cercanos presentan corte de agua bajo.
5.3.2.6.- Pozo TJ-1429:
Comparacin Areal:
Los diagramas de Stiff de las mezclas muestran valores atpicos en las cantidades
de Mg y CO3, desviados a los patrones areales (figuras 5.65, 5.66, 5.67) sobre todos al
patrn de la parcela A-193 (segn Stiff), esto nos evidencia la posible entrada de agua
de Inyeccin.
Figura 5.65. Diagramas de Stiff de la muestra de agua de
formacin de la parcela A-193 y pozo TJ-1429
Fuente: SISCAFI 2011
Figura 5.66. Diagramas de Stiff de la muestra de agua de
formacin de la Regin 1 y pozo TJ-1429
Fuente: SISCAFI 2011
Figura 5.67. Diagramas de Stiff del patrn de agua de formacion del Yacimiento y pozo TJ-1429
Fuente: SISCAFI 2011
168
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
A travs del diagrama de Mckinnell (figura 5.68) se determin la influencia del agua
de formacin en un 94.45% en proporcin, es decir que existe un predominio de agua
de formacin en la parcela A-193.
Figura 5.68. Diagrama de Mckinnell del pozo TJ-1447 y el patrn de agua de inyeccin y el de agua de formacin del yacimiento.
Fuente: SISCAFI 2011
Comparacin Vertical:
El pozo TJ-1429 produce del miembro Lagunillas a travs de los lentes (LLA, LLBu),
es decir que el diagrama de Mckinnell es aplicable para la comparacin vertical, pues
existen patrones diferenciados del agua de formacin proveniente del miembro
Lagunillas y el agua de inyeccin. Al generar el Diagrama de Mckinnell (figura 5.69)
resulta que existe un 61.92% de influencia de agua de formacin. La correlacin con los
pozos inyectores reflejan que todos inyectan por los lentes LLA y LLBu, sin embargo el
pozo TJ-1429 se encuentra alejado de la lnea de inyeccin aparte de que se encuentra
en la Regin 1 que presenta caractersticas diferentes a la Regin 2 donde estn
completados los pozos inyectores. A travs de las seccin estructural (ver anexos) se
169
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
muestra como los pozos TJ-245, TJ-968,TJ-800 presentan cuerpos de arena limpia ms
pequeos que los pozos TJ-33, TJ-1426, TJ-1429 esto se debe a los cambios de facies
que existen de una regin a otra, pues los primeros tres pozos de la seccin se
encuentran en la regin 2, estos pozos se encuentran separados por la falla TJ0044
adems la seccin estructural muestra al TJ-1429 estructura arriba, lo que influye en el
avance del agua de inyeccin. Asimismo de la estratigrafa de los lentes, pues la
lenticularidad de los lentes LLA y LLB del miembro lagunillas en la regin 1 impide que
el agua fluya de manera homognea.
Figura 5.69. Diagrama de Mckinnell del Pozo TJ-1429 y los patrones de Inyeccin y Miembro Lagunillas
Fuente: SISCAFI 2011
5.3.2.7.- Pozo TJ-1447:
Comparacin Areal:
Este pozo no presenta una parcela definida, para generar los diagramas de Stiff se
realiz la comparacin con el patrn del yacimiento (figura 5.70), en esta se observa
como la muestra tiene un comportamiento parecido al del yacimiento, sin embargo las
170
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
desviaciones de Calcio, Sulfatos y Mg reflejan la influencia de otra aguas que estn
presentes en la mezcla.
Figura 5.70. Diagramas de Stiff del patrn de agua de formacin del Yacimiento y pozo TJ-1447
Fuente: SISCAFI 2011
Al superponer los diagramas de Stiff de la mezcla con el agua de Inyeccin y de
formacin se observa que para los valores de cloruro son muy bajos y cercanas a los
cloruros del agua de comparacin (ver figura 5.71).
Figura 5.71. Diagrama de Stiff del patrn del agua de Inyeccin, el agua de formacin del yacimiento y pozo TJ-1447.
Fuente: SISCAFI 2011
171
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Al momento de generar el diagrama de Mckinnell (figura 5.72) este arroja que existe
un 97.68% de influencia del agua de formacin, resultado muy parecido a los pozos
vecinos de la parcela A-193.
Figura 5.72. Diagrama de Mckinnell del pozo TJ-1447 y el patrn de inyeccin y yacimiento.
Fuente SISCAFI 2011
Comparacin Vertical:
El pozo produce por los lentes LLA, LLBu, LLCu. El diagrama de Mckinnell resulta
una proporcin de 86.2% de semejanza al agua del patrn del miembro Lagunillas
(Figura 5.73), es decir que en el pozo TJ-1447 el agua de inyeccin no influye en esta
rea pues la produccin areal del pozo refleja un 97.68% agua de formacin. Los lentes
productores de este miembro se encuentran sometidos a inyeccin, sin embargo los
resultados de las proporcionan indican que el agua de inyeccin no ha llegado a esta
zona, puesto que el pozo est alejado a la lnea de inyeccin, y a al igual que los pozos
de la parcela A-193 se encuentra en la regin 1. En la seccin (ver anexos) muestra
como para la regin 2 las arenas del miembro Lagunilla Inferior presentan arenas
172
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
prospectivas de pequeo espesor y los mismos lentes en la parte Oeste de la Regin 1
presentan arenas limpias y prospectivas y estas van cambiando a medida que los
pozos se acercan al Este presentando mas lenticularidad con arenas ms limpias pero
los registros de resistividad indican presencia de agua, esto confirma la diferencia en
las facies de las regiones.
Figura 5.73. Diagrama de Mckinnell del pozo TJ-1447 y los patrones de agua de inyeccin y el agua de formacin del miembro
Lagunillas Inferior.
Fuente: SISCAFI 2011
5.3.2.8.- Pozo TJ-1425:
Comparacin Areal:
Se realiz la comparacin con los diagramas de Stiff (figuras 5.74, 5.75, 5.76) para
determinar las propiedades en las que se desva la mezcla, as pues se determina que
existen cantidades mayores de Cl en la mezcla que las aguas de formacin, as como
tambin los valores bajos de carbonatos, que son caractersticos al agua de la mezcla.
173
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Figura 5.74. Diagramas de Stiff de la muestra de agua de
formacin de la parcela A-194 y pozo TJ-1425
Fuente: SISCAFI 2011
Figura 5.75. Diagramas de Stiff de la muestra de agua de
formacin de la Region 2 y pozo TJ-1425
Fuente: SISCAFI 2011
Figura 5.76. Diagramas de Stiff del patrn del yacimiento y pozo TJ-1425
Fuente SISCAFI 2011
Al generar el diagrama de Mckinnell (figura 5.77) result una influencia en un 56.03
% de proporcin por parte del agua de inyeccin.
El pozo se encuentra en la regin 3 llamada la cua, sin embargo se observa que
existe intrusin de agua de inyeccin, proveniente de los pozos inyectores que estn en
la regin 2.
174
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Figura 5.77. Diagrama de Mckinnell del pozo TJ-1425 y los patrones de agua de Inyeccin y el agua de formacin del yacimiento.
Fuente: SISCAFI 2011.
Comparacin Vertical:
Para la comparacin vertical se realiz un diagrama de Mckinnell (ver figura 5.78)
donde se observa un 80.94% de agua de inyeccin, sobre un 19.06% de agua de
formacin, de manera que la mezcla producida del pozo TJ-1425 son aguas de
inyeccin, provenientes del miembro Lagunillas a travs del lente LLCu. Los pozos
inyectores activos inyectan por dicha unidad, esto relaciona las aguas y confirman que
existe continuidad del lente.
Las secciones realizadas en este pozo muestran en el registro SP arenas limpias
que favorecen el paso del agua inyectada, inclusive el pozo TJ-46 aunque no presenta
prospectividad en la arena LLC el registro SP indica arena permeable. Esto favorece la
inyeccin en esta rea y confirma la irrupcin del frente por parte del lente LLCu.
175
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Figura 5.78. Diagrama de Mckinnell del pozo TJ-1425 y los patrones de agua de inyeccin y el patrn de agua de formacin del
miembro Lagunillas Inferior.
Fuente: SISCAFI 2011.
5.3.2.9.- Pozo TJ-1432:
Comparacin Areal
A travs de los diagramas de Stiff (figura 5.79, 5.80, 5.81) se evidencia la mezcla,
donde la mezcla presenta mayor cantidades de Cloruros y Magnesios que pueden ser
aportados por el agua de inyeccin. Mas sin embargo presentan aportes de bicarbonato
por parte del agua de formacin, esto es decir que existe influencia del agua de
inyeccin y de formacin del yacimiento, es decir existe produccin de mezcla.
176
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Figura 5.79. Diagrama de Stiff del pozo TJ-1432 y de la
muestra de agua de formacin de la Parcela A-194
Fuente SISCAFI 2011
Figura 5.80. Diagrama de Stiff del pozo TJ-1432 y la
muestra de agua de formacin de la Regin 2
Fuente: SISCAFI 2011
Figura 5.81. Diagrama de Stiff del pozo TJ-1432 y de agua de formacin del Yacimiento
Fuente: SISCAFI 2011
Al generar el diagrama de Mckinnell este arroja un 56.03% de semejanza al agua de
formacin (figura 5.82), el pozo esta cerca de la lnea de inyeccin y en el rea de la
cua, diferente al rea donde se encuentran los pozos inyectores, sin embargo existe
intrusin de agua inyectada.
Pues este pozo se encuentra ubicado en la parcela A-194 y como ya se ha expuesto
anteriormente, dentro de esta parcela se encuentran la mayora de los pozos inyectores
del proyecto, por lo tanto el agua se ha movilizado a lo largo de esta parcela.
177
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Figura 5.82. Diagrama de Mckinnell del pozo TJ-1432 y el patrn de agua de Inyeccin y de agua de formacin del yacimiento.
Fuente: SISCAFI 2011
Comparacin Vertical
El pozo TJ-1432 produce del miembro Lagunillas a travs de los lentes LLBu y
LLCu. Segn el diagrama de Stiff (figura 5.83) no existe ninguna preferencia de los
propiedades a algn patrn en especifico; Segn el diagrama de Mckinnell generado
(figura 5.84) este produce en un 61.2% de parecido al agua de inyeccin. Esta agua
proviene de ambas unidades, pues los perfiles de inyeccin de los pozos TJ-1146 y TJ-
1093 inyectan por dichos lentes, es decir que existe una correlacin entre los inyectores
y productores por dichas unidades. Aparte las secciones estratigrficas (Ver anexos)
muestran arenas limpias que favorecen el movimiento del agua, sin embargo se
observa que a nivel del lente LLB y LLC el pozo TJ-1432 presenta mayor prospectividad
esto confirma las caractersticas diferentes que existen entre la regin 2 y la regin 3,
no obstante la presencia del agua de inyeccin indica que existe comunicacin entre las
zonas que permite el paso del fluido inyectado.
178
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Figura 5.83. Diagrama de Stiff del pozo TJ-1432, el agua de formacin del miembro Lagunillas Inferior y el agua de Inyeccin.
Fuente: SISCAFI 2011
Figura 5.84. Diagrama de Mckinnell del pozo TJ-1432 y el patrn de agua de Inyeccin y el agua de formacin del miembro
Lagunillas Inferior
Fuente: SISCAFI 2011
5.3.2.10.- Pozo TJ-1456:
Comparacin Areal
Con el diagrama de Stiff (figura 5.85, 5.86, 5.87) se observa que existe cierto
parecido a los patrones del agua de formacin, sin embargo varia ligeramente en las
cantidades de Cl y Ca, esto por la influencia que existe del agua de inyeccin.
179
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Figura 5.85. Diagrama de Stiff del pozo TJ-1456 y la
muestra de agua de formacin de la parcela A-194.
Fuente: SISCAFI 2011
Figura 5.86. Diagrama de Stiff del pozo TJ-1456 y la
muestra de agua de formacin de la Regin 2.
Fuente SISCAFI 2011
Figura 5.87. Diagrama de Stiff del pozo TJ-1456 y el patrn de agua de formacin del yacimiento.
Fuente: SISCAFI 2011
Figura 5.88. Diagrama de Mckinnell del pozo TJ-1456 y el patrn de agua de Inyeccin y el patrn de agua de formacin del
Yacimiento
Fuente SISCAFI 2011
180
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Al generar el diagrama de Mckinnell (figura 5.88) se refleja que existe en un 53.38%
de parecido al agua de formacin.
Comparacin Vertical
Al generar el diagrama de Mckinnell (figura 5.89) para determinar la proporcin de
las mezclas del miembro Lagunillas e inyeccin, se observa que este presenta una
proporcin de 81.48% de parecido al agua inyectada, esto arroja un resultado
contradictorio a la comparacin areal, puesto que all dice ser agua de formacin. As
pues se realiz una comparacin utilizando los diagramas de Stiff (figura 5.90) y se
verifica la complejidad de la mezcla, sin embargo no se determina la tendencia a ningn
patrn. El pozo produce a travs de los lentes LLA, LLBu, LLBi, LLCu, LLCi, todos estos
sometidos a inyeccin a travs de los pozos inyectores TJ-1146 y TJ-1093, y han sido
inyectados a lo largo del proyecto de inyeccin, es decir que existe posibilidad de que
sea agua inyectada.
Figura 5.89. Diagrama de Mckinnell del pozo TJ-1456 y los patrones de agua de inyeccin y el agua de formacin del miembro
Lagunillas
Fuente SISCAFI 2011
181
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Figura 5.90. Diagrama de Stiff del pozo TJ-1456, patrn de agua de inyeccin y el agua de formacin del miembro Lagunillas.
Fuente: SISCAFI 2011
Al observar la salinidad de los anlisis del pozo y los vecinos, resulta que presenta
salinidades por encima de los 1000ppm esto es un marcador de que existe influjo de
agua de inyeccin, adems aquellas muestras que presentan mayor predominio de
agua de formacin presentan salinidades por debajo de los 600ppm cercanas a la
salinidad promedio del yacimiento (400ppm); as pues a travs de las salinidades del
agua producida, y el comportamiento que tienen los pozos vecinos, se sostiene que el
agua del pozo TJ-1456 es agua de inyeccin, confirmando asi la proporcin generada
en la comparacin vertical.
La secciones estratigrficas (Ver anexos) muestran la continuidad de los lentes
inyectados por parte de los pozos inyectores; inclusive el registro del pozo TJ-1456
muestra que no existe un buen sello lutitico a nivel del lente LLD y LLC, es decir que la
migracin de fluidos es posible. Se conoce que a lo largo del proyecto de inyeccin los
lentes LLC y LLD, produciendo actualmente del pozo TJ-1456, han estado sometidos a
inyeccin, por lo tanto favorece que la irrupcin del frente en este pozo provenga de
dichos lentes. Al igual que los pozos TJ-1425 y TJ-1432 que estn en el rea de la cua
y vecinos al pozo TJ-1456 se visualiza la diferencia en cuanto a las facies favoreciendo
aquellas que se encuentran en el rea de la Regin 2.
182
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
5.3.2.11.- Pozo TJ-929:
Comparacin Areal
El pozo TJ-929 se encuentra ubicado en la parcela A-191 as que se realiz la
comparacin areal utilizando el patrn del yacimiento, el diagrama de Stiff (figura 5.91)
refleja una diferencia marcada entre los valores de Cl y Carbonatos. Esta variedad de
valores son indicativos de la intrusin de aguas de inyeccin a la mezcla.
Figura 5.91. Diagrama de Stiff del pozo TJ- 929 y el patron de agua de formacin del yacimiento.
Fuente: SISCAFI 2011
Al utilizar el diagrama de Mckinnell del pozo (figura 5.92) se refleja que existe un
63.16% de parecido al agua de inyeccin, este pozo es el nico que se encuentra activo
en la parcela adems que presenta alto corte de agua (90%), y est ms cercano a los
pozos inyectores.
183
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Figura 5.92. Diagrama de Stiff del pozo TJ-929, el patrn de agua de inyeccin y el agua de formacin del yacimiento.
Fuente: SISCAFI 2011
Comparacin Vertical
El pozo TJ-929 produce por el miembro Lagunillas Inferior por las arenas del lente
LLBu. A travs del diagrama de Mckinnell (figura 5.93), la comparacin con el agua de
inyeccin y el patrn del miembro refleja que existe un 78.72% de semejanza al agua
de inyeccin, el pozo se encuentra en la regin 1 ubicada en la misma regin de los
inyectores activos, adems esta completado por el lente LLBu que est sometido a
inyeccin, segn los perfiles de los pozos inyectores, es decir que existe una relacin
entre el pozo productor y los inyectores que determina la produccin de agua inyectada.
Cabe destacar que este pozo siempre ha estado cercano a los pozos inyectores
activados durante el inicio del proyecto de inyeccin. Las secciones muestran (ver
anexo) la continuidad de la arena limpia que favorece el movimiento de los fluidos,
adems de que el pozo se encuentra en la misma regin de los inyectores donde no se
observa a nivel del lente LLBu un cambio de facies que impida el movimiento del frente.
184
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Figura 5.93. Diagrama de Stiff del pozo TJ-929, el patrn de agua de inyeccin y el agua de formacin miembro Lagunillas.
Fuente: SISCAFI 2011
En resumen la comparacin de las nuevas muestras, permiti establecer la
proporcin del avance del frente de inyeccin por parcela, resultando lo siguiente:
Tabla 5.6. Resultados de comparacin de nuevas muestras
%AGUA INY %AGUA FOR %AGUA FOR %AGUA INY %AGUA FOR %AGUA INY
2011 A-192 TJ-968 59,34% 40,66% 417=LLA 14-17 1388
2011 A-192 TJ-33 5,55 94,45 1609=LLA,2501=LLB 14-17 492
2011 A-192 TJ-742 77,42 22,38 2001=LLBu 14-17 1967
2011 A-193 TJ-171 11,31 88,69 964=LLA 17 549
2011 A-193 TJ-1453 17 347
2011 A-193 TJ-1429 5,55 94,45 17 61,92 38,08 492
2011 TJ-1447 2,32 97,68 17-14 86,2 13,8 492
2011 A-194 TJ-1425 56,03 43,97 3612 14 19,06 80,94 1302
2011 A-194 TJ-1432 56,03 43,97 17-14 38,8 61,2 1302
2011 A-194 TJ-1456 46,62 53,38 17-14 1086
2011 A-191 TJ-929 63,16 36,84 3728 17 21,28 78,72 1909
VERTICAL
SALINIDAD POZO
AREAL
PERMEABILIDAD API
LAGUNA LAGUNILLAS
LL
Bu
LL
Bi
NO SEGENERO MCKINNELL
NO ES POSIBLEDETERMINAR
NO ES POSIBLEDETERMINAR
NO ES POSIBLEDETERMINAR
NO ES POSIBLEDETERMINAR
FECHA PARCELA
MIEMBRO
LAGUNA LAGUNILLAS
La
A
La
B
La
C
LL
A
S
B
LL
Cu
LL
Ci
LL
D
L
R
Fuente: M. Briceo 2011
En la parcela A-192 los pozos TJ-968 y TJ-742 producen en un porcentaje mayor al
50% de proporcin de agua de inyeccin, estos pozos son los ms cercanos a los
185
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
pozos inyectores, el TJ-33 esta al noreste de la parcela y para este pozo predomina el
agua de formacin.
Esta relacin tambin est determinada por la correlacin vertical entre los pozos
productores e inyectores, los pozos que estn cercanos a la lnea de los inyectores
presentan proporciones distintas de agua de inyeccin, pues el pozo que presenta
mayor influjo de inyeccin (TJ-742), esta completado por un lente (LLBu) que est
recibiendo inyeccin por ambos pozos inyectores activos (TJ-1146 y TJ-1089) y ha
estado sometido por otros pozos inyectores que estuvieron activos a lo largo del
proyecto; en cambio el pozo TJ-968 esta completado en el lente (LLA) que solo recibe
inyeccin de un pozo (TJ-1146). El pozo TJ-33 se encuentra en la regin 2, la cual
presenta caractersticas distintas evidenciadas en las secciones estratigrficas, es decir
que el recorrido del agua de inyeccin presentara cambios a medida que se desplaza
por el yacimiento, impidiendo un avance regular, adems los cambios de facies a travs
de los registros SP y GR evidencian arenas sucias que impediran el flujo del agua
inyectada.
En la figura 5.94 se muestra los pozos inyectores activos y los pozos muestreados
en la parcela A-192 y como, a travs de los resultados obtenidos se puede representar
una lnea de avance que representa un dominio de agua de inyeccin sobre la mezcla.
Figura 5.94. Pozos activos muestreados de la Parcela A-192
Fuente PDVSA 2011
186
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Para la parcela A-193 los anlisis proyectaron un porcentaje menor al 10% de
parecido de agua de formacin, a pesar de que el pozo TJ-1453 no genero Mckinnell, a
travs de los Diagramas de Stiff y de la salinidad se verific la procedencia del agua de
formacin, todo esto seala que para esta parcela el agua de inyeccin no ha hecho
efecto por lo tanto el frente de inyeccin no se visualiza ya que se encuentran alejado
de la lnea de inyeccin, incluso existe el pozo TJ-1447 que no est en una parcela
definida y se encuentra cercano a los pozos TJ-1453 y TJ-1429 que producen alto corte
de agua de formacin.
Todos los pozos analizados en la regin 1 (rea de la franja) presentan
completaciones en lentes que se encuentran sometidos a inyeccin, y segn las
diferentes secciones muestran los cambios de facies de la Regin 2 a la Regin 1
mostrando como lentes de la regin 2 (Oeste de la falla TJ0044) presentan arenas sin
prospectividad que en la Regin 1 (Este de la falla TJ0044) que presenta arenas
contentivas de hidrocarburos ms limpias, es decir existen impedimento por parte de los
sedimentos que no permiten el paso del fluido de inyeccin si este llegase a esta zona,
aunado a esto se encuentra la falla TJ0044, que es lmite entre las dos regiones, y por
los resultados obtenidos se puede considerar con una falla con un salto significativo que
impide el flujo.
Para la parcela A-194 los pozos analizados se encuentran cerca de los pozos
inyectores, y se observaron valores por encima del 50% de semejanza al agua de
inyeccin, tomando en cuenta el pozo TJ-1456 que gener contradicciones en los
anlisis verticales y areales, se determin que el patrn de agua de inyeccin es el que
domina la mezcla predominando el lente LLCu.
Aparte estos pozos estn en la regin 3 (la cua) las cuales presenta propiedades
distintas que hacen que la regin este completamente aislada, sin embargo se observa
que la intrusin de agua est afectando estos pozos, inclusive en igual proporcin pues
la comparacin areal presenta 56.03% agua de inyeccin, pero al comparar el patrn
187
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
del miembro la proporcin vara, esto debido a que la produccin de los pozos es por
lentes distintos, donde la mayor proporcin de agua de inyeccin proviene del pozo (TJ-
1456) que produce por la mayora de los lentes del miembro Lagunillas Inferior cuyos
lentes inferiores estn sometidos a inyeccin desde el inicio del proyecto, mas aquellos
que estn completados en menos unidades productoras la proporcin disminuye. De
esta forma se puede generar para la parcela A-194 una lnea de avance de 56.03% de
proporcin de agua de formacin (figura 5.95)
Figura 5.95. Pozo muestreados de la Parcela A-194
Fuente PDVSA 2011
Caso particular para el pozo TJ-929 que se encuentra en la parcela A-191 y es el
nico productor en esta zona. Este pozo present la mayor proporcin de agua de
inyeccin, y los inyectores que han sido activados desde el comienzo y han estado
siempre cercanos al pozo.
En cuanto a las comparaciones verticales los pozos producen del miembro
Lagunillas, por diferentes lentes, y solo los pozos que estn retirados de los pozos
inyectores pertenecientes a la parcela A-193 producen aguas de formacin en una
proporcin mayor al 60% de semejanza y cuyas salinidad esta por los alrededores de
400ppm.
188
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Por lo tanto estos resultados reflejan que existe un avance irregular del frente,
adems que los pozos estn produciendo mezclas de agua, en las cuales aquellas que
producen agua de inyeccin producen en promedio un 55%, esto quiere decir que las
zonas inyectadas se encuentran mezcladas con el agua de formacin produciendo una
mezcla, sin embargo no existe un patrn de mezcla definido para el yacimiento ya que
el agua de formacin difiere en algunos componentes en los miembros, provocando que
la mezcla tambin sea diferente segn sea la completacin de unidades en cada pozo.
Por medio de las salinidades se determin que para los pozos donde el agua de
formacin es mayor, los valores estn por debajo de los 600ppm, especficamente los
que resultaron con una proporcin mayor de 94% de agua de formacin presentaron
salinidad de 492ppm; donde el yacimiento tiene una salinidad promedio de 442 ppm de
NaCl. Sin embargo los pozos donde existe mayor influjo de agua de inyeccin los
valores de Salinidad estn por encima de los 1000ppm, presentando mayores importes
los pozos que mostraron los valores ms altos en proporcin de inyeccin. Utilizando
los resultados de salinidad y los arrojados por Mckinnell se logro establecer una posible
lnea de avance de +/- 50% de dominio de agua de inyeccin (ver figura 5.96).
Figura 5.96. Prediccin de frente de acuerdo a los pozos muestreados
Fuente PDVSA 2011
189
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Adems de establecer la diferencia de facies entre las regiones a travs de las
secciones se pudo determinar aquellos lentes que estn inundados en el rea y
establecer un posible avance de frente de cada uno. Para esto se establecieron lneas
arbitrarias de inyeccin que permiten evaluar la condicin de los pozos con respecto a
los lentes inundados. Es as como se logro determinar que los primeros lentes que
comenzaron a visualizar invasin fueron los lentes LLD y LLC y a lo largo del tiempo se
cerraron los lentes ofensores hasta que los pozos se categorizaron como altos
productores de agua, los lentes superiores LLA y LLB tambin presentan un avance de
frente, sin embargo existen pozos activos en el rea que aun se encuentran
produciendo de lentes LLA esto es debido a que la historia de inyeccin muestra que
todos los pozos inyectores han estado completados en el lente LLC y el lente LLD, la
mitad de los inyectores han inyectado el lente LLB y solo tres inyectores han invadido
las arenas LLA de los cuales 2 se encuentran cerrado desde 1989, es decir no existe
una irrupcin total por parte de este lente.
Debido a que cada pozo revisado en el yacimiento no present una completacin
que indicara la produccin por cada lente especfico no fue posible visualizar el avance
por cada uno de ellos, as que se realiz un pronstico del avance areal del frente por el
miembro Lagunillas Inferior que ha sido el miembro sometido a inyeccin en el rea.
En la figura 5.97 se presentan lneas arbitrarias de avance de frente con el fin de
establecer los porcentajes de proporcin areal de agua y sedimentos, los porcentajes
de color amarillo indican los pozos que visualizan mezcla con agua de inyeccin en
mayor proporcin, se observa como frente a la lnea de inyeccin las proporciones son
mayores y segn las secciones estos pozos estn cerrados por presentar alto corte de
agua, despus de la segunda lnea de inyeccin se observa que los cercanos a estas
presentan agua en un 50% y que al alejarse el porcentaje disminuye, es decir que en
esta rea se encuentra los lmites del frente inyectado. Ya detrs de la tercera lnea se
observa como existe baja produccin de agua y aquellos pozos que presentan alta
190
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
produccin de agua presentan agua de formacin, esta alta produccin se asocia a
problemas a nivel de pozo o avance de los CAP.
40%
57%
66
%
52%
52%
28%
60%
8
%
5%
76%
33%
26.5
%
72%
8
%
3%
2%
10%
Figura 5.97: Mapa de proporcin de aguas y sedimentos
Fuente: OFM 2012
As pues a partir de dicho grfico se pudo pronosticar un avance areal que refleja el
frente por el miembro Lagunillas Inferior mostrado en la figura 5.98 y ya con lo
anteriormente expuesto se conoce cuales son las unidades con mayor invasin de
agua.
Figura 5.98: Pronostico del avance areal del frente de inyeccin
Fuente: OFM 2012
191
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
5.4.- Realizar la geoqumica del agua del yacimiento LGINF-04 para la visualizacin del
frente utilizando el trazador natural Cl
De un total de 65 anlisis fsico-qumico validados en la tercera fase de recoleccin,
divididos en 32 anlisis antes de la inyeccin y 33 despus de ella; se utilizaron un total
de 40 anlisis, puesto que el resto present grandes desviaciones en cuanto a la
tendencia de concentraciones de cloruros (marcador natural), en la tabla 5.7 se
presenta el resultado de los valores de cloruros por ao, que comienzan desde 1937
hasta el 2011.
Tabla 5.7. Concentraciones de Cl por ao
FECHA CLORUROS DESV Cl Agua Fm Cl Agua Iny
1937 597 1 267 1850
1938 336 267 1850
1940 319 301 267 1850
1942 193 58 267 1850
1951 191 267 1850
1952 243 178 267 1850
1953 214 267 1850
1977 261 16 267 1850
1978 437 339 267 1850
1979 457 93 267 1850
2011 622 343 267 1850
Fuente: M. Briceo 2011
Figura 5.99. Comportamiento de Cl por ao para el Yacimiento
Fuente: M. Briceo 2011
192
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Esta figura 5.99 muestra el aumento que tienen los valores de Cl a partir de 1978,
dos aos despus de iniciado el proyecto de inyeccin; es decir que la irrupcin del
frente se inicia en 1978 en los pozos. El comportamiento desviado para el ao 1937 y
1938, con valores de cloruro mayores a los del yacimiento, es debido a que los anlisis
fsico-qumicos pertenecen a pozos que estn completados en lentes de la formacin
La Rosa, la cual presenta valores de Cl ms altos por ser arenas ms profundas.
Con la finalidad de determinar si todas las parcelas del yacimiento son afectadas por
la inyeccin, se realiz el estudio geoqumico a las aguas segn la parcela donde se
encuentren los pozos analizados; las parcelas a las cuales se le realiz estudio
geoqumico son: V-1.05, A-193, A-192, A-194 ya que fueron las parcelas que
registraron anlisis fsico-qumico.
5.4.1.- Comportamiento geoqumico de la parcela A-194:
El estudio geoqumico muestra (figura 5.100) que el frente de inyeccin comenz a
causar efecto para el ao 1977, pues aument a 275 ppm de cloruros con respecto a
los valores de cloruros del yacimiento (267 ppm). Este resultado difiere del estudio
geoqumico realizado anteriormente al yacimiento en general; debido a que solo el pozo
TJ-69 fue muestreado para el ao 1978 y 1977 este pozo se encuentra cercano al
inyector activo TJ-709 y estuvo produciendo del lente (LLB) sometido a inyeccin, es
decir que existi una irrupcin del frente un ao despus comenzado el proyecto en la
parcela A-194; ya que exista relacin directa entre el pozo inyector y el pozo productor
por el lente LLB, aunque no es una intrusin significativa pues los diagramas de
Mckinnell no se generaron ya que el agua producida no presentaba dos mezclas
diferenciadas que permitiera determinar la proporcin de la mezcla, sin embargo los
valores de cloruros influyen rpidamente en la mezcla producida, lo que significa
sospechas de agua de inyeccin.
193
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Tabla 5.8. Valores de cloruros por ao en la parcela A-194
FECHA CLORUROS Agua Iny Agua form
1938 336 1850 267
1977 275 1850 267
1978 272,5 1850 267
2011 745,3 1850 267
PARCELA A-194
Fuente: M. Briceo 2011
Figura 5.100. Comportamiento de Cl por ao para la parcela A-194
Fuente: M. Briceo 2011
Las muestras tomadas para el ao 2011 reflejan la irrupcin del frente,
estableciendo un frente areal de 56.03% de inyeccin y un 30 a 13% de proporcin del
frente por el miembro Lagunillas Inferior, estos valores verticales varian segn la
relacin entre los lentes inyectados y los lentes abiertos en los pozos productores
muestreados.
De los 8 pozos inyectores completados en el yacimiento LGINF-04, 5 pozos
inyectores estuvieron ubicados en la parcela A-194, de los cuales todos inyectaron por
los lentes LLA LLB LLC y LLD, favoreciendo la inyeccion por los lentes LLC y LLD que
ha estado sometido a inyeccin desde el inicio del proyecto, el lente LLB fue inyectado
hasta el 2001 y el lente LLA actualmente esta sometido a inyeccin. Es decir, que esta
194
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
area se ha estado sobreinyectando desde el inicio del proyecto favoreciendo la irrupcion
temprana del frente en los pozos, pues aquellos pozos que estuvieron completados en
dichos lentes actualmente se encuentran cerrados como altos productores de agua (
Categoria 5 HW).
Figura 5.101. Comportamiento de Cloruro de los pozos del A-194
Fuente: M. Briceo 2011
En la figura 5.101 se determina la proporcin del avance en los pozos muestreados
observando el dominio del frente por los lentes LLB y LLC, pues el pozo TJ-1425 y TJ-
1432 produce unicamente por estas arenas,mientras el TJ-1456 produce de lentes
superiores e inferiores del miembro Lagunillas Inferior; es por esto que los valores de
cloruro son menores para el pozo TJ-1456.
5.4.2. Comportamiento geoquimico de la parcela A-192:
De todos los pozos muestreados para anlisis fsico-qumico en el yacimiento
despues de la inyeccin, la parcela A-192 fue la que registro la mayor cantidad de
pozos con analisis fsico-qumico para los aos 1978 y 1979, en la figura 5.102 se
presentan los pozos muestreados y la variacion de cloruros. La diferencia en los valores
de cloruros se debe a la irrupcin temprana del frente a algunos pozos, debido a la
195
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
ubicacin areal cercana a los inyectores activos y a la preferencia vertical de los pozos
muestreados, pues existe mayor irrupcin en pozos completados en lentes sometidos a
inyeccin.
Figura 5.102. Comportamiento de Cloruro de los pozos del A-192
Fuente: M. Briceo 2011
El frente de inyeccin comienza a irrumpir en los pozos para el ao 1978, teniendo
mayor intrusin los pozos TJ-555 y TJ-252 que estn cercanos al inyector TJ-708, pues
para la parte norte de esta parcela (lmite con la parcela A-191) la intrusin proviene por
parte del lente LLA, los informes geolgicos reportan que para esta rea los pozos
completados estructura abajo presentan alta produccin de agua procedente de dicho
lente, en la actualidad solo el pozo TJ-929 se encuentra activo pues la mayora se
encuentran como pozos antieconmicos por la alta produccin de agua.
La figura 5.103 muestra el comportamiento geoqumico de las aguas de inyeccin
dentro del yacimiento visualizando los inicios de la intrusin de la inyeccin en los
pozos productores.
196
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Figura 5.103. Comportamiento de Cl por ao para la parcela A-192
Fuente: M. Briceo 2011
En general para la parcela A-192 la irrupcin proviene del lente LLB y LLD para la
parte central, pues para finales de los aos 80 ya existian pozos ubicados en esta area
de la parcela con alta produccin de agua proveniente de dichas arenas, ademas los
informes geologicos de algunos pozos muestran acuiferos asociados en estos lentes, lo
que involucra que con la inyeccin y el drenaje de las arenas los CAP cambiaron
irumpiendo en los pozos productores.
Los pozos activos en esta parcela que presentan altos porcentajes de agua y
sedimento (mayor al 50%), se encuentran completados en lentes LLB, LLC. Pozos
como el TJ-1436 y el TJ-261 no presentan agua mayor al 30% y estn produciendo por
lentes del miembro Laguna Inferior. El lente LLA no presenta irrupcin del frente; ya que
segn el pozo TJ-836, que produce por los lentes de Laguna Inferior y el lente LLA, no
presenta alto corte de agua (14%AyS). Tomando en cuenta los pozos con alto corte de
agua y los lentes sometidos a inyeccin; esta rea ha estado visualizando un frente de
inyeccin por los lentes LLB, LLC y LLD; pues con el tiempo los pozos que estuvieron
produciendo por algunos de estos lentes se encuentran produciendo por horizontes
superiores o estn cerrados como categora 5.
197
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
5.4.3.- Comportamiento geoqumico de la parcela A-190 y A-191:
En la parcela A-190 solo al pozo TJ-384 se le realiz anlisis fsico-qumico para el
ao 1979, pues este pozo present alto porcentaje de agua y segn el diagrama de
Mckinnell el 48.55% es agua de inyeccin del pozo TJ-708 proveniente del lente LLC,
pues era el pozo inyector activo ms cercano. Actualmente en esta zona solo el pozo
TJ-929 de la parcela A-191 se encuentra activo, presentando alta produccin de agua
con un 63.16% agua de inyeccin segn el diagrama de Mckinnell, produciendo
nicamente por el lente LLB, sometido a inyeccin desde los inicios del proyecto.
Figura 5.104. Comportamiento de Cl por ao para la parcela A-190 y A-191
Fuente: M. Briceo 2011
5.4.4.- Comportamiento geoqumico de la parcela A-193
En la figura 5.105 se puede observar que no existe intrusin de agua en esta parcela,
pues los valores de cloruro son menores a los valores del yacimiento, incluyendo las
nuevas muestras, confirmando los resultados de Mckinnell para estos pozos que
indican que la intrusin de agua de inyeccin es mnima. Los valores de cloruros
mayores del yacimiento para los primeros aos se deben a que los pozos muestreados
estaban completados en miembros ms salinos. Esta parcela se encuentra en un rea
con estructura y estratigrafa heterognea, (ver secciones en anexos), donde existen
198
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
bancos de petrleo ms espesos y arenas ms limpias, pues esta rea est asociada a
ambientes marinos someros y barras de canal, adems esta zona es la parte ms alta
del yacimiento con algunos bloques levantados que favorecen la acumulacin de
petrleo y disminuyen la movilidad de agua de inyeccin.
Es por esto que los valores de cloruro difieren de pozo a pozo; esto significa que los
frentes de agua en esta rea no son visualizados en grandes concentraciones por los
pozos, pues los horizontes inyectados varan en esta regin, lo que involucra que la
inyeccin es esta zona no hace efecto impidiendo un barrido efectivo del crudo, pues
existen pozos activos en esta rea que no presenta alta produccin por lentes
inyectados, y aquellos que presentan alto cortes de agua reflejan que son agua de
formacin, posiblemente asociado a los avances de los contactos agua petrleo (CAP)
a causa del drenaje de las arenas.
Figura 5.105. Comportamiento de Cl por ao para la parcela A-193
Fuente: M. Briceo 2011
El estudio geoqumico para la parcela V-1.05 no fue posible realizar, ya que no
existen anlisis fsico-qumicos de pozos despus de la inyeccin.
199
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
5.5.- Identificar los problemas causados por minerales taponantes en los pozos
inyectores y en la formacin a travs de los diferentes ndices de saturacin:
En el campo petrolero es importante conocer el tipo de agua que se encuentra en el
yacimiento, incluyendo el carcter incrustante o corrosivo que pueda tener, pues es
sabido que aquellos minerales que disminuyen su solubilidad en el agua tienen la
tendencia a taponar los poros de las rocas impidiendo el flujo de fluidos dentro del
yacimiento, lo que implica que se tendr disminucin en la produccin de petrleo, as
como tambin problemas a nivel de pozo por presentar minerales taponantes de
carbonatos de calcio (CaCO3) o sulfato de calcio (CaSO4). Dentro de un proyecto de
inyeccin de agua el conocimiento de estas caractersticas tiene mayor importancia,
pues al inyectar agua con tendencia a formar minerales taponantes intervendra en los
perfiles de inyeccin y en la eficiencia del barrido del agua, pues estara taponando los
poros por donde recorrera el agua impidiendo una inyeccin efectiva. Las
incrustaciones presentes, principalmente, en el campo petrolero son:
5.5.1.- FASE I: Incrustaciones de Carbonato de Calcio (CaCO3):
Para determinar la tendencia a formar carbonatos de calcio del agua del yacimiento
y la de inyeccin, se utilizaron diferentes autores a manera de disminuir la incertidumbre
en cuanto a estas caractersticas de las aguas. Se debe recordar que los diferentes
autores determinan la tendencia calculando el ndice de saturacin o de estabilidad.
5.5.1.1.- Clculo del ndice de Langerlier y Riznar:
Para el clculo de este ndice se seleccionaron los anlisis fsico-qumicos que
tenan un valor de alcalinidad definida, que en este caso correspondi a los 13 anlisis
fsico-qumicos nuevos, aparte de las aguas caractersticas del yacimiento y de la
inyeccin tabla 5.9. Fue necesario descartar los anlisis que no posean un valor de
200
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
alcalinidad pues Langerlier y Riznar requieren de este parmetro para determinar la
tendencia de formacin de escamas. Los valores de las constantes requeridas se
muestran en la tabla 5.10, y la tendencia de formacin de escamas se muestra en la
tabla 5.11.
Tabla 5.9. Datos de las diferentes muestras para el clculo del ndice de Langerlier y Riznar.
POZOS TEMPERATURA C PH
ALCALINIDAD mg/L
CaCO3
DUREZA TOTAL mg/L
Ca en CaCO3 TDS mg/L
TJ 929 25 8,04 7646 263 8390
TJ 261 25 9,3 13673 245 14120
TJ 742 25 8,31 7646 263 9786
TJ 33 25 8,41 11640 406 10425
TJ 1403 25 7,98 13968 414 12350
TJ 171 25 8,2 9903 419 9120
TJ 1429 25 7,92 11867 440 10700
TJ1425 25 8,4 7988 290 8674
TJ1432 25 8,2 11732 321 11186
TJ1453 25 8,34 10143 340 9100
TJ1456 25 8,51 9677 311 9235
TJ 1447 25 8,51 12382 281 11325
TJ 968 25 8,36 11732 313 11295
YACIMIENTO 21,22 8,3 4785 230,79 5514,56
AGUA INY 25 8,41 2784,1 419,22 6021,3
Lagunillas 25,65 8,37 5000 55,5 8846
Laguna 18,71 8,3 4373,95 190,33 5312,61
Fuente: PDVSA 2012.
Tabla 5.10. Calculo del ndice de Langerlier y Riznar.
POZO A
(SDT)
= B
(temp)
= C
(Ca)
= D
(alc.)
= pH
s
= LSI= R.I.=
TJ 929 0,29238 2,08828 2,01996 3,88343 5,77727 2,26273 3,51454
TJ 261 0,31498 2,08828 1,98917 4,13586 5,57824 3,72176 1,85647
TJ 742 0,29906 2,08828 2,01996 3,88343 5,78395 2,52605 3,25791
TJ 33 0,30181 2,08828 2,20853 4,06595 5,41561 2,99439 2,42122
TJ 1403 0,30917 2,08828 2,21700 4,14513 5,33531 2,64469 2,69063
TJ 171 0,29600 2,08828 2,22221 3,99577 5,46630 2,73370 2,73260
TJ 1429 0,30294 2,08828 2,24345 4,07434 5,37343 2,54657 2,82685
TJ1425 0,29382 2,08828 2,06240 3,90244 5,71727 2,68273 3,03454
TJ1432 0,30487 2,08828 2,10651 4,06937 5,51727 2,68273 2,83455
TJ1453 0,29590 2,08828 2,13148 4,00617 5,54654 2,79346 2,75308
TJ1456 0,29654 2,08828 2,09276 3,98574 5,60633 2,90367 2,70265
TJ 1447 0,30540 2,08828 2,04871 4,09279 5,55219 2,95781 2,59438
TJ 968 0,30529 2,08828 2,09554 4,06937 5,52865 2,83135 2,69731
YACIMIENTO 0,27415 2,16102 1,96322 3,67988 6,09207 2,20793 3,88415
AGUA INY 0,27797 2,08828 2,22244 3,44468 5,99912 2,41088 3,58825
Lagunillas 0,29467 2,07587 1,34429 3,69897 6,62728 1,74272 4,88456
Laguna 0,27253 2,20984 1,87951 3,64087 6,26199 2,03801 4,22398
Fuente: M. Briceo 2012
201
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Tabla 5.11. Resultados de la Tendencia de formacin de escamas de CaCO3 segn Langerlier y Riznar.
PATRON
INDICE DE
LANGEILER TENDENCIA
INDICE DE
RIZNAR TENDENCIA
TJ 929 2,262731231 AGUA INCRUSTANTE 3,514537538 ALTA FORMACION DE ESCAMAS
TJ 261 3,721763813 AGUA INCRUSTANTE 1,856472374 ALTA FORMACION DE ESCAMAS
TJ 742 2,526046906 AGUA INCRUSTANTE 3,257906189 ALTA FORMACION DE ESCAMAS
TJ 33 2,994388792 AGUA INCRUSTANTE 2,421222416 ALTA FORMACION DE ESCAMAS
TJ 1403 2,644685256 AGUA INCRUSTANTE 2,690629487 ALTA FORMACION DE ESCAMAS
TJ 171 2,733698703 AGUA INCRUSTANTE 2,732602594 ALTA FORMACION DE ESCAMAS
TJ 1429 2,546572626 AGUA INCRUSTANTE 2,826854748 ALTA FORMACION DE ESCAMAS
TJ1425 2,682731497 AGUA INCRUSTANTE 3,034537006 ALTA FORMACION DE ESCAMAS
TJ1432 2,68272699 AGUA INCRUSTANTE 2,83454602 ALTA FORMACION DE ESCAMAS
TJ1453 2,793458588 AGUA INCRUSTANTE 2,753082824 ALTA FORMACION DE ESCAMAS
TJ1456 2,903674825 AGUA INCRUSTANTE 2,70265035 ALTA FORMACION DE ESCAMAS
TJ 1447 2,957810683 AGUA INCRUSTANTE 2,594378634 ALTA FORMACION DE ESCAMAS
TJ 968 2,831345153 AGUA INCRUSTANTE 2,697309694 ALTA FORMACION DE ESCAMAS
YACIMIENTO 2,20792699 AGUA INCRUSTANTE 3,884146019 ALTA FORMACION DE ESCAMAS
AGUA INY 2,410875182 AGUA INCRUSTANTE 3,588249636 ALTA FORMACION DE ESCAMAS
Lagunillas 1,742720544 AGUA INCRUSTANTE 4,884558911 ALTA FORMACION DE ESCAMAS
Laguna 2,038011551 AGUA INCRUSTANTE 4,223976899 ALTA FORMACION DE ESCAMAS
Fuente: PDVSA 2012
Estos resultados muestran la tendencia a formacin de escamas para todas las
aguas estudiadas, ya que el ndice segn Langerlier presenta valores positivos para
todas las muestras y los ndices calculados segn Riznar estn por debajo de 5.5; es
decir que existe posibilidad que el agua proveniente del yacimiento forme escamas de
carbonatos de calcio aun sin tener presencia de agua de otra naturaleza, adems se
observa que el agua inyectada presenta tendencia incrustante es decir que las
posibilidades de formar taponamientos son mayores. Esto se observa en los pozos
nuevos analizados, pues estos producen, segn este ndice de estabilidad agua
incrustante, lo que involucra que pueden existir problemas en los pozos productores de
taponamiento por escamas debido a que; tanto las aguas producidas del yacimiento
como las inyectadas favorecen la formacin de minerales taponantes.
En el caso del agua inyectada con tendencia a incrustante significa que los pozos
inyectores pueden tener variacin en los perfiles de inyeccin, ya que existiran canales
taponados por el mineral carbonato de calcio produciendo problemas en la eficiencia
del barrido, pues no se estar inyectando por las arenas requeridas. As como
presentar problemas a nivel de lneas, ocasionando problemas operacionales.
202
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
5.5.1.2.- Aplicacin del mtodo clsico de Oddo y Thompson:
En vista que el yacimiento LGINF-04 se encuentra sometido a un proyecto inyeccin
fue necesario aplicar este mtodo para los dos tipos de agua presentes y realizar las
conversiones respectivas a mol/lt de los valores requeridos para calcular el ndice, como
lo muestra las siguientes tablas:
Tabla 5.12.-. Valores del agua del yacimiento con las respectivas conversiones.
pH 8,3
Ca 57,3146
Mg 41,464
Na 2240,1104
K 0
Fe 0
Cl 267,7305
SO
4
=
79,2507
HCO
3
-
5361,1659
Sl. Dis 5514,56
Agua del Yacimiento mg/L
C F
80 176
F C
176 79,9992
mg/l Ca+2 moles/l Ca+2
57,3146 0,00143000
mg/l HCO3- moles/l HCO3-
5361,1659 0,087887966
atm lpc
21 308,6149248
Conversiones
Fuente: M. Briceo 2012
Tabla 5.13-. Valores del agua del inyeccin con las respectivas conversiones.
pH 8,41
Ca 120,85
Mg 28,46
Na 2290,81
K 0
Fe 0
Cl 1842,4
SO
4
=
18,5
HCO
3
-
3260
Sl. Dis 6021,3
Agua de INY (MIAULE5A)o
mg/L
C F
80 176
F C
176 79,9992
mg/l Ca+2 moles/l Ca+2
120,85 0,00301522
mg/l HCO3- moles/l HCO3-
3260 0,053442623
atm lpc
21 308,6149248
Conversiones
Fuente: M. Briceo 2012
Como se dijo anteriormente el mtodo clsico de Oddo y Thompson calcula el ndice
de saturacin en funcin de las constantes de equilibrio condicionales que dependen de
la temperatura y la presin, es decir que, segn este mtodo la tendencia a formar
escamas de las aguas vara de acuerdo a los cambios de presin y temperatura que
203
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
experimente el yacimiento, el clculo de los ndices se aplic tanto para el agua del
yacimiento como para el agua de inyeccin. Para la presin se tomo en cuenta el
comportamiento que el yacimiento ha experimentado a lo largo de su vida productiva y
en el caso de la temperatura se aplic la temperatura oficial del yacimiento realizando
sensibilidades con valores inferiores y superiores a esta.
5.5.1.2.1.- Aplicacin del mtodo clsico de Oddo Thompson al agua de formacin del
yacimiento:
Considerando dos escenarios, el primero con la presin original del yacimiento como
constante y el segundo tomando la presin actual oficial del yacimiento se realiz el
clculo del ndice de saturacin para ambos casos modificando los valores de
temperatura; en la tabla 5.14 se presentan los resultados del clculo del ndice
utilizando como constante la presin original del yacimiento y en la tabla 5.15 se
muestran los resultados del ndice tomando como constante la presin actual,
realizados en la hoja de clculo Excel. En las figura 5.106 y 5.107 se visualiza los
grficos Temp vs ISD que muestra los ndices ms bajos y altos de acuerdo a los
valores de temperatura correspondientes a las constantes de presin.
Tabla 5.14. ndices de Saturacin tomando en cuenta la presin inicial del yacimiento.
INPUT 1 INPUT 2 INPUT 3 INPUT 4 INPUT 5 INPUT 5
Ca
+2
molar = 0,0143 0,00143 0,00143 0,00143 0,00143 0,00143
HCO
3
-
molar= 0,0878897 0,08788797 0,08788797 0,08788797 0,08788797 0,08788797
pH= 8,3 8,3 8,3 8,3 8,3 8,3
T (F)= 20 70 120 170 200 250
P (lpc)= 1100 1100 1100 1100 1100 1100
(molar) 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1
log IS output 1,840511225 1,36195268 1,91390266 2,49635268 2,86046268 3,49171268
donde es fuerza inica = 1/2 carga*molalidad
2
de todos los iones en solucin
Fuente: M. Briceo 2012
204
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Figura 5.106. ndice de saturacin vs Variacin de Temperatura con presin original constante
Fuente: M. Briceo 2012
Tabla 5.15. ndices de Saturacin tomando en cuenta la presin actual del yacimiento.
INPUT 1 INPUT 2 INPUT 3 INPUT 4 INPUT 5 INPUT 5
Ca
+2
molar = 0,00143 0,00143 0,00143 0,00143 0,00143 0,00143
HCO
3
-
molar= 0,08788797 0,08788797 0,08788797 0,08788797 0,08788797 0,08788797
pH= 8,3 8,3 8,3 8,3 8,3 8,3
T (F)= 20 70 120 170 200 230
P (lpc)= 620 620 620 620 620 620
(molar) 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1
log IS output 0,98594268 1,50739268 2,05934268 2,641792676 3,00590268 3,38099268
donde es fuerza inica = 1/2 carga*molalidad
2
de todos los iones en solucin
Fuente: M. Briceo 2012
Figura 5.107. ndice de saturacin vs Variacin de Temperatura con presin actual constante.
Fuente: M. Briceo 2012
205
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Despus de calculado los ndices, tomando en cuenta las variaciones de
temperatura, se aplic sensibilidades de presin utilizando como constante la
temperatura del yacimiento, los resultados del clculo se reflejan en la siguiente tabla
5.16 y en la figura 5.108 se visualiza la variacin de los ndices de acuerdo a las
presiones seleccionadas:
Tabla 5.16. ndices de Saturacin aplicando la variacin de la presin.
INPUT 1 INPUT 2 INPUT 3 INPUT 4 INPUT 5 INPUT 5
Ca
+2
molar = 0,00143 0,00143 0,00143 0,00143 0,00143 0,00143
HCO
3
-
molar= 0,08788797 0,08788797 0,08788797 0,08788797 0,08788797 0,08788797
pH= 8,3 8,3 8,3 8,3 8,3 8,3
T (F)= 120 120 120 120 120 120
P (lpc)= 300 500 650 900 1150 1500
(molar) 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1
log IS output 2,15630268 2,09570268 2,05025268 1,97450268 1,89875268 1,79270268
donde es fuerza inica = 1/2 carga*molalidad
2
de todos los iones en solucin
Fuente: M. Briceo 2012
Figura 5.108. ndice de saturacin vs Variacin de presin con temperatura constante.
Fuente: M. Briceo 2012
Estos resultados reflejan la tendencia incrustante del agua de formacin del
yacimiento y tomando en cuenta las variaciones de temperatura y presin que este ha
experimentado a lo largo de su vida productiva se infiere que el agua es incrustante
desde el inicio de la produccin, ya que los valores estn por encima de cero.
206
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
En los grficos de variacin de las temperaturas (figuras 5.106 y 5.107) muestran que
para valores altos los ndices de incrustacin aumentan, mostrando menor tendencia al
momento que el yacimiento presentaba la presin original, pues si se considera la
temperatura oficial del yacimiento (120F) se puede visualizar que con la presin actual
constante el ndice (Is=2.05) es mayor que con la presin original (Is=1.91); es decir
que el agua del yacimiento actualmente tiende a formar incrustaciones de carbonatos
de calcio.
Los valores crticos de ndices se presentan con la variacin de presin (figura
5.108), que refleja agua mas incrustante para valores bajos, es decir que en aquellas
zonas donde se midan presiones alrededor de los 300Lpc en el yacimiento se
presentaran formacin de minerales taponantes provenientes de la solubilidad de los
carbonatos en el agua de formacin pues los ndices de saturacin son altos para
dichas presiones, sin embargo para los valores iniciales de presin del yacimiento el
agua tambin presenta el ndice de saturacin mayor a cero (Is=1.89), es decir el agua
presente en el yacimiento tiene la tendencia a formar minerales taponantes de
carbonatos de calcio (CaCO3) y los ha presentado a los largo de la vida productiva
pues las presiones consideradas han sido las experimentadas por el yacimiento segn
el comportamiento de presin.
Considerando las sensibilidades de temperatura y presin hechas con este mtodo,
y tomando en cuenta los valores actuales de presin que estn alrededor de 600lpc a
700lpc y discurriendo el valor de temperatura oficial 120F la formacin de escamas de
carbonatos de calcio podran estar presentes, aportadas por el agua del yacimiento.
5.5.1.2.2.- Aplicacin del mtodo de Oddo Thompson al agua de inyeccin:
La misma metodologa empleada para el anlisis del agua de formacin a travs del
mtodo clsico de Oddo y Thompson se aplic al agua de inyeccin, por lo
207
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
anteriormente expuesto se tomo como patrn las caractersticas del agua de inyeccin
proveniente de la MIA ULE5A. Los resultados obtenidos para el agua de inyeccin se
reflejan en las tablas 5.17 y 5.18 y las figuras 5.109 y 5.110 siguientes, tomando como
constante la presin original del yacimiento (1100 lpc) y la presin actual oficial (620 lpc)
y variando los valores de temperatura.
Tabla 5.17. ndices de Saturacin tomando en cuenta la presin inicial del yacimiento.
INPUT 1 INPUT 2 INPUT 3 INPUT 4 INPUT 5 INPUT 5
Ca
+2
molar = 0,00301522 0,00301522 0,00301522 0,00301522 0,00301522 0,00301522
HCO
3
-
molar= 0,053442623 0,05344262 0,053442623 0,053442623 0,053442623 0,053442623
pH= 8,41 8,41 8,41 8,41 8,41 8,41
T (F)= 10 50 90 120 170 250
P (lpc)= 1100 1100 1100 1100 1100 1100
(molar) 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1
log IS output 0,957813976 1,36765398 1,797013976 2,131843976 2,714293976 3,709653976
donde es fuerza inica = 1/2 carga*molalidad
2
de todos los iones en solucin
Fuente: M. Briceo 2012
Figura 5.109. ndice de saturacin vs Variacin de Temperatura con presin inicial constante.
Fuente: M. Briceo 2012
208
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Tabla 5.18. ndices de Saturacin tomando en cuenta la presin actual del yacimiento.
INPUT 1 INPUT 2 INPUT 3 INPUT 4 INPUT 5 INPUT 5
Ca
+2
molar = 0,00301522 0,00301522 0,00301522 0,00301522 0,00301522 0,00301522
HCO
3
-
molar= 0,053442623 0,05344262 0,05344262 0,053442623 0,05344262 0,05344262
pH= 8,41 8,41 8,41 8,41 8,41 8,41
T (F)= 20 70 120 170 200 230
P (lpc)= 620 620 620 620 620 620
(molar) 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1
log IS output 1,203883976 1,72533398 2,27728398 2,859733976 3,22384398 3,59893398
donde es fuerza inica = 1/2 carga*molalidad
2
de todos los iones en solucin
Fuente: M. Briceo 2012
Figura 5.110. ndice de saturacin vs Variacin de Temperatura con presin actual constante.
Fuente: M, Briceo 2012
Para el clculo de los ndices se consider la variacin de la presin de acuerdo al
comportamiento que el yacimiento ha experimentado a lo largo de la vida productiva, en
este caso se toma como constante la temperatura oficial (120 F).
Los resultados obtenidos se reflejan en la tabla 5.19 donde se muestra los clculos
hechos en Excel, y en la figura 5.111 se visualiza la variacin de los ndices de acuerdo
a las diferentes presiones consideradas.
209
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Tabla 5.19. ndices de Saturacin aplicando la variacin de la presin.
INPUT 1 INPUT 2 INPUT 3 INPUT 4 INPUT 5 INPUT 5
Ca
+2
molar = 0,00301522 0,00301522 0,00301522 0,00301522 0,00301522 0,00301522
HCO
3
-
molar= 0,05344262 0,05344262 0,05344262 0,05344262 0,05344262 0,05344262
pH= 8,41 8,41 8,41 8,41 8,41 8,41
T (F)= 120 120 120 120 120 120
P (lpc)= 300 500 650 900 1150 1500
(molar) 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1
log IS output 2,37424398 2,31364398 2,26819398 2,19244398 2,11669398 2,01064398
donde es fuerza inica = 1/2 carga*molalidad
2
de todos los iones en solucin
Fuente: M. Briceo 2012
Figura 5.111. ndice de saturacin vs Variacin de presin con temperatura constante.
Fuente: M. Briceo 2012
Para el agua de inyeccin la tendencia a formar incrustaciones es evidente tanto
para los cambios que pueda sufrir el yacimiento en cuanto a la temperatura como los de
presin, pues en el primer caso se refleja que para la presin actual del yacimiento
(620lpc) presenta valores de ndice por encima de cero para los diferentes valores de
temperatura considerados; y son mayores que los que presenta la misma agua si se
considera la presin inicial (1100 lpc), es decir que actualmente el agua inyectada tiene
tendencia a formar minerales que puedan taponar los canales de flujo. En el caso de las
sensibilidades hechas por la variacin de presin (figura 5.109) se denota que a
presiones ms altas los ndices disminuyen, sin embargo tomando en cuenta las
presiones actuales (entre 650lpc-900 lpc) los ndices estn entre 2.5-2.2, es decir que
existira incrustaciones de carbonato de calcio.
210
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Los resultados obtenidos del agua de inyeccin para ambas sensibilidades reflejan
que es posible la presencia de incrustaciones de carbonato de calcio, presentando
mayor sobresaturacin para presiones bajas y temperaturas altas; en el caso de los
valores actuales estimados del yacimiento (segn informe oficial, julio 2011) que son
entre 600lpc a 900lpc y considerando la temperatura oficial del mismo (120F) se tendr
valores de ndice de saturacin entre los 2-2.5, es decir posiblemente el agua de
inyeccin este formando incrustaciones de carbonato de calcio en diferentes zonas del
yacimiento, y en los pozos productores donde ya exista irrupcin del frente.
Segn el ndice de estabilidad de Oddo y Thompson la tendencia de incrustaciones
de carbonato de calcio se puede presentar en el yacimiento proveniente tanto del agua
de inyeccin como las aguas de formacin, pues estos resultados indican que ambas
aguas se encuentran sobresaturadas de carbonato de calcio formando precipitacin de
este. Es decir que existe mayor posibilidad de presentar minerales taponantes que
estn causando problemas principalmente en los perfiles de inyeccin impidiendo la
efectividad de la misma, en los pozos productores bien sea para los que estn
produciendo agua de inyeccin o agua de formacin y mayor aun para los que
producen mezclas de ambas aguas, tambin se presentara problemas en los poros del
yacimiento pues el flujo de ambas a travs de estos precipitara minerales influyendo en
la permeabilidad de la roca e interviniendo directamente en la produccin de crudo.
5.5.1.3.- Clculo del ndice de Stiff and Davis:
El clculo de este ndice se desarroll con ayuda del sistema de caracterizacin de
las aguas de formacin e inyeccin (SISCAFI) los valores de la fuerza inica, K
(constante de salinidad) y el ndice de estabilidad de Stiff and Davis fueron vaciados en
una hoja de clculo con la tendencia a formar incrustaciones que presenta cada una,
los valores de los ndices se determinaron para todas las muestras cargadas al sistema,
tanto antes como despus de la inyeccin.
211
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Los resultados reflejan que para las mayora de los pozos muestreados presentaron
ndices de estabilidad mayores a cero, es decir que presentan tendencia a formar
incrustaciones, solo se estableci diferencia para los pozos completados en la parcela
V-1.05 donde los pozos muestreados presentan ndices de estabilidad menores a cero,
lo que indica tendencia a disolver incrustaciones, ya que en los modelos de aguas
elaborados en el capitulo dos, para esta parcela, reflejan que el agua de formacin no
presenta altos valores de carbonatos, lo que influye directamente en la solubilidad del
carbonato de calcio en el agua pues al haber menos cantidad de dicho mineral existe
menos posibilidad de formar incrustaciones.
Al aplicar el ndice de Stiff and Davis para el agua de inyeccin y del yacimiento se
observa que existe tendencia a formar depsitos para ambas aguas (Tabla 5.20), ya
que los valores del ndice estn por encima de cero, confirmando los resultados
obtenidos de los autores anteriores, que muestran la tendencia incrustante del agua del
yacimiento y de inyeccin. Es decir que las posibilidades de presentar taponamientos
por carbonato de calcio son altos, sin embargo esta tendencia se basa en los mtodos
termodinmicos de equilibrio que describen lo que poda suceder en condicin esttica
si la solucin fuese estable por un tiempo infinito, sin tomar en cuenta el tiempo de
residencia ni dependencia de la velocidad de reaccin con la temperatura.
Tabla 5.20. Resultados del ndice de Stiff and Davis
TEMP
FUERZA
IONICA K ISD TENDENCIA PTB TENDENCIA
71,1 0 2,1 5,31 TENDENCIA A FORMAR DEPOSITOS -23,94 NO OCURREFORMACION DEESCAMAS
77 0,113 2,52 2,12 TENDENCIA A FORMAR DEPOSITOS 104,85 FORMACION MODERADA DECANTIDADES DEDEPOSITOS
65,68 0,095 2,4 2,12 TENDENCIA A FORMAR DEPOSITOS 66,6 FORMACION DEPEQUEAS CANTIDADES DEDEPOSITOS
78,17 0,136 2,55 1,63 TENDENCIA A FORMAR DEPOSITOS 22,13 FORMACION DEPEQUEAS CANTIDADES DEDEPOSITOS
YAC
INY
LAGU
LAGLLAS
Patron
Fuente: PDVSA 2012
El sistema de caracterizacin de aguas (SISCAFI) a travs del mtodo de Stiff and
Davis calcula el PTB de las muestras que mide la estimacin a formar escamas, para
los resultados obtenidos se visualiza que el agua de formacin a pesar de presentar
una tendencia a formar depsitos segn el PTB indica que no ocurre formacin de
212
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
estas, esto es debido a que los clculos para la estimacin de incrustaciones se
realizan de acuerdo a la variacin de los mq/Lt de Ca y los valores HCO3 sin tomar en
cuenta los valores de Carbonatos. Para el agua de inyeccin tambin presenta la
tendencia a formar depsitos y existe una formacin moderada de acuerdo a la
cantidad de carbonato de calcio insoluble (PTB).
Los clculos de ndice de estabilidad iniciados por Langerlier hasta los hechos por
Oddo y Thompson reflejan la tendencia de formacin de incrustaciones de carbonato de
calcio (CaCO3) para el agua del yacimiento LGINF-04 y de inyeccin, esta ultima
presentando mayor sobresaturacin para la mayora de los ndices calculados.
La tendencia incrustante que presenta el agua de inyeccin es debido a los valores
altos de alcalinidad que presenta el anlisis fsico-qumico pues esta es considerada
para el clculo de todos los ndices, sin embargo es impreciso determinar la causa real,
ya que por ser agua efluente proviene de diferentes segregaciones que presentan
caractersticas fsico qumicas distintas que impide conocer la verdadera causa de los
altos valores de carbonatos de calcio presente en las aguas inyectadas (mayores a
2000ppm).
En el caso del agua del yacimiento la tendencia incrustante se debe a los
compuestos mineralgicos que presenta, la sedimentologa de este y a las
caractersticas metericas de las aguas. Pues en general se conoce que el yacimiento
predomina los ambientes fluvio-deltaicos y que la roca es una combinacin de
areniscas y lodolitas en presencia de rocas carbonatadas con algunas laminas de
carbn (Informe Oficial, Julio 2011), es decir que la calcita (CaCO3 mineral del grupo de
los carbonatos) es el principal componente de la roca.
Considerando un ambiente que favorece el arrastre de los minerales de la roca por
parte del agua, indica que existir presencia de tal mineral; adems para estas rocas
213
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
carbonaticas durante el proceso de meteorizacin se libera calcio que pasa a solucin
como bicarbonato, cuya formacin de carbonatos de calcio depender de la solubilidad
de los bicarbonatos y a la prdida del dixido de carbono disuelto en el agua bien sea
por evaporacin, calentamiento o disminucin de presin.
Es decir que existen fenmenos dentro del yacimiento que favorecen la presencia de
incrustaciones de carbonato de calcio. Si se toma en cuenta la temperatura del
yacimiento 120F y la presin de 620lpc existir posibilidades de precipitar el mineral
taponante, pues a presin atmosfrica y a 32F la solubilidad del CaCO3 es 15ppm y
esta disminuye al aumentar los valores de temperatura; si se considera los valores de
presin los incrementos de estos aumentaran la solubilidad del carbonato de calcio, sin
embargo los cambios de presin estn involucrados con la presin parcial del dixido
de carbono.
5.5.2.- FASE II: Incrustaciones de Sulfato de Calcio (CaSO4):
Este tipo de incrustaciones son ms difciles de remover que las formadas por los
carbonato de calcio, las incrustaciones de sulfato de calcio por lo general se forman en
mezclas de aguas o por sobresaturacin de sales de carbonato, sulfato y calcio, aunque
en el caso de formar minerales taponantes primero se formaran los carbonatos de
calcio, debido a la diferencia de solubilidad.
En los resultados arrojados (tabla 5.21) segn el ndice de Stiff y Davis para
determinar la posible formacin de incrustaciones de sulfato de calcio, resulta que las
aguas del yacimiento presentan tendencia a no formar incrustaciones, caso distinto con
las aguas de inyeccin, ya que las aguas de inyeccin presenta concentraciones de
CaSO4 mayor a la solubilidad del mismo en la mezcla.
214
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Tabla 5.21. Solubilidad del sulfato de calcio segn Stiff and Davis
T Ca o SO4 Na Mg
30,2 0,79 1 1 23,858 NO OCURRE FORMACION DE ESCAMAS
30,9 0,75 1,1 1 25,4925 OCURRE FORMACION DE ESCAMAS
30 0,76 1,1 1,1 27,588 OCURRE FORMACION DE ESCAMAS
31 0,75 1,3 1,1 33,2475 OCURRE FORMACION DE ESCAMAS
INYECCION
LAGUNA
LAGUNILLAS
POZO FECHA TENDENCIA
SOLUBILIDAD DEL CaSO4 en:
Solubilidad
YACIMIENTO
Fuente: SISCAFI 2012
Esto significa que las aguas del yacimiento presentan saturacin que posibilitan la
formacin de incrustaciones de carbonato de calcio, mas no lo suficiente para formar
sulfato de calcio. Sin embargo, en aquellas zonas que presentan agua de inyeccin
posiblemente formen incrustaciones de minerales taponantes, ya que en mezclas de
aguas que no son compatibles las posibilidades de presentar escamas de sulfatos de
calcio aumentan, sobre todo si se tienen diferencias entre las cantidades de sulfatos y
de calcio ya que las concentraciones combinadas de iones superan la solubilidad de los
sulfatos de calcio.
El ndice de Stiff y Davis tambin se aplic a las muestras cargadas al sistemas, los
resultados se muestran en los anexos, de un total de 51 anlisis, 28 presentaron
posibilidad de presentar incrustaciones de sulfato de calcio, ocho de estas muestras
son antes de la inyeccin, el resto fueron las analizadas despus del proyecto, es decir
que los pozos que produzcan mezclas de aguas posiblemente presenten escamas de
sulfato de calcio, esto significa que posiblemente exista incompatibilidad de las aguas
que favorece la formacin de dichos minerales taponantes.
Al igual que las incrustaciones de carbonato de calcio este tipo de depsitos se
incrustan en los orificios de los caoneos, los revestidores, las tuberas de produccin,
las vlvulas, las bombas y los equipamientos de completacin del pozo de manera tal
que obstruyen el hoyo e impiden el flujo normal de los fluidos, adems las escamas
pueden desarrollarse en los poros de la formacin lo cual la porosidad y la
permeabilidad de la formacin se ven reducidos
215
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
5.6.- Establecer a travs de anlisis fsico-qumicos la posible comunicacin entre el
yacimiento LGINF-04 y LGITJ-0102.
5.6.1.- FASE I: Determinar los lmites comunes de ambos yacimientos:
Los yacimientos LGINF-04 y LGITJ-102 representan los reservorios con mayor
extensin areal de la unidad de produccin Ta Juana Lago, ambos yacimientos
pertenecen a edad mioceno y en cuanto a la relacin estratigrfica; el yacimiento
LGITJ-102 comprende la formacin La Rosa y el miembro Lagunillas Inferior de la
Formacin Lagunillas, al igual que el yacimiento LGINF-04; ambos yacimientos limitan
por las fallas, TJ1329, TJ0049, TJ0570 y TJ0559, estas fallas (inversas a sub-verticales)
presentan saltos alrededor de 50 pies aumentando hacia el Norte con saltos un poco
superiores a 100 pies.
Evaluando la parcela comn para ambos yacimientos se visualiza la A-190, A-191,
A-195 y A-197 (ver figura 5.112), solo la parcela A-191 presenta pozos activos de
ambos yacimientos, para el LGINF-04 se encuentran activos un pozo con anlisis fsico
qumico y diecinueve pozos activos del yacimiento LGITJ-102, de este ultimo cuatro
pozos presentan anlisis fsico qumicos todos realizados en 2011.
Figura 5.112. Yacimientos LGITJ-102 y LGINF-04
Fuente: PDVSA 2012
216
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Los siguientes mapas muestran los pronsticos de los avances de frentes
realizados para ambos yacimientos en la figura 5.113 muestra el yacimiento LGITJ-102
que presenta un avance desviado al comportamiento regular de la inyeccin ubicado en
la parcela A-191, este avance se considera irregular al comportamiento que ha tenido el
yacimiento para otras parcelas, se sospecha una intrusin de agua que no pertenece a
la inyeccin proveniente de LGITJ-102, en la figura 5.114 se ubica el pronstico del
avance areal del frente de inyeccin del yacimiento LGINF-04, ubicando a la parcela A-
191 como una de las afectadas por la inyeccin con un avance considerable.
Por lo tanto se prev que el adedamiento irregular que presenta el yacimiento
LGITJ-102 proviene de la mezcla de agua de inyeccin y formacin provenientes del
yacimiento LGINF-04 pues es de considerar que para este ultimo yacimiento la parcela
A-191 ha estado afectada por la inyeccin desde el inicio del proyecto en 1976.
Figura 5.113. Frente de inyeccion del yacimiento LGITJ0102
Fuente: PDVSA 2012
Figura 5.114. Frente de inyeccion del yacimiento LGINF-04
Fuente: PDVSA 2012
217
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
6.6.2.- FASE II: Compatibilidad de las aguas de formacin e inyeccin de ambos
yacimientos
Para ambos yacimientos las aguas inyectadas provienen de aguas efluentes
derivadas de Patio de Tanques LE, estas aguas efluentes llegan a los diferentes
mltiples de inyeccin asociados a los pozos inyectores de los yacimientos, en el caso
del yacimiento LGITJ102 los pozos inyectores estn asociados a las MIA ULE 5B, 5C,
5D, 5F, 5G siendo caracterizada con anlisis fsico-qumico la MIA ULE5B; para el caso
del yacimiento LGINF-04 los pozos inyectores estn asociados a la MIA ULE 5A la cual
fue muestreada conjunto con los pozos inyectores.
Los diagramas de Stiff muestran en la figura 5.115 y 5.116 la semejanza en la
mayora de las caractersticas fsico-qumica, sin embargo los valores de calcio y
carbonatos aumentan considerablemente para el agua de inyeccin proveniente de la
MIAULE5A, ya que los valores son cero para la MIAULE5B, lo que significa que las
aguas inyectadas al yacimiento LGINF-04 presentan mayor cantidad de sales que
disminuyen la solubilidad de las mismas en el agua aumentando la tendencia a formar
incrustaciones de carbonato de calcio (CaCO3); adems existen ligeras diferencias en
las cantidades de sulfato y slidos disueltos totales.
Dichas anormalidades se asocian a los tratamientos implantados en patio de
tanques LE que producen la variacin en dichas caractersticas, pues ambas tienen 6
meses de diferencia en la toma de muestras. Tomando en cuenta que solo existe
diferencia de las aguas en las sales y que posiblemente estas estn favoreciendo la
formacin de minerales taponantes no se consideran a los carbonatos y los calcios
como marcadores que permitan diferenciar ambas aguas de inyeccin, as pues se
establece que las aguas inyectadas para ambos yacimientos presentan la misma
naturaleza.
218
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Tabla 5.22. Propiedad fsico-qumica del agua de inyeccin
UL E 5B UL E 5A
S ODIO Meq/L t 100,507 99,6044
C AL C IO Meq/L t 0 6,0304
MAGNE S IOMeq/L t 2,1728 2,3406
C L ORURO Meq/L t 51,7089 51,9557
S UL F ATO Meq/L t 0,7402 0,3852
C ARBONATOMeq/L t 0 2,2398
BIC ARBONATO Meq/L t 50,267 53,4314
S AL INIDAD ppm NaC l 3025,5225 3039,96
S DT Mgr/L t 5841,17 6021,3
Fuente: SISCAFI 2012
Figura 5.115. Diagrama de Stiff de la MIAULE5B
Fuente: SISCAFI 2012
Figura 5.116. Diagrama de Stiff de la MIAULE5A
Fuente: SISCAFI 2012
En las tablas 5.23 se presentan los valores de las propiedades fsico-qumicas de las
aguas de formacin de los yacimientos LGINF-04 y LGITJ102, donde se observa un
comportamiento tpico de aguas del mioceno, inclusive los diagramas de Stiff (figura
5.117, 5.118) reflejan un comportamiento parecido. Sin embargo, las propiedades para
el yacimiento LGINF-04 tienden a aumentar en comparacin con el yacimiento de
LGITJ-102, sobre todo para los metales alcalinos (Na) y alcalinotrreos (Mg, Ca), esto
refleja la diferencia en la mineraloga de la roca de ambos yacimientos que muestra la
preferencia en el aporte de dichos iones por parte de la roca del yacimiento LGINF-04;
en cuanto a las cantidades de slidos disueltos totales los aumentos son casi el doble
para el yacimiento LGINF-04 esto influye en la baja solubilidad que presentan los iones
en dicho yacimiento provocando que exista mayor posibilidad de formar minerales
taponantes, que como se expuso anteriormente el yacimiento LGINF-04 muestra dicha
condicin.
219
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Tabla 5.23. Propiedades fsico-qumico de las aguas de formacin de LGITJ-102 y LGINF-04
L GITJ 0102 L GINF -04
S ODIO Meq/L t 69,69 97,4
C AL C IO Meq/L t 1,99 2,86
MAGNE S IOMeq/L t 0,97 3,41
C L ORURO Meq/L t 9,57 7,55
S UL F ATO Meq/L t 1,55 1,65
C ARBONATOMeq/L t 5,01 5,21
BIC ARBONATO Meq/L t 57,15 87,87
S AL INIDAD ppm NaC l 560 442
S DT Mgr/L t 4771,15 8203,95
Fuente: SISCAFI 2012
Los ligeros aumentos en los valores de cloruro por parte del yacimiento LGITJ102
influyen directamente en la salinidad del mismo. Todo esto expuesto indica que de
existir mezclas entre ambas aguas se estar alterando la naturaleza de las mismas
provocando la formacin de reacciones que influyan directamente en la roca y los
dems fluidos presentes, cabe destacar que dicha alteracin ser aun mayor con la
presencia de agua de inyeccin, que como se expuso anteriormente es diferente al
agua de formacin de ambos yacimientos.
Figura 5.117. Diagrama de Stiff del agua de formacin del
yacimiento LGITJ-102
Fuente: SISCAFI 2012
Figura 5.118. Diagrama de Stiff del agua de formacin del
yacimiento LGINF-04
Fuente: SISCAFI 2012
Por otro lado se evalu el comportamiento de las aguas de formacin de ambos
yacimientos y la compatibilidad utilizando la hidrogeoqumica de las aguas a travs de
las relaciones Cl vs. Na y SO4 vs Cl, estos grficos arrojan que las aguas de yacimiento
220
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
presentan la misma tendencia pues ambos valores se encuentran cercanos, adems la
mayora de los pozos muestreados presentan el mismo comportamiento. La relacin de
Cloruro vs. Sodio (figura 5.119) refleja la predisposicin del agua de ambos yacimientos
a ser conductiva ubicando el agua de formacin del yacimiento LGINF-04 como
ligeramente ms conductiva que el LGITJ-102, los puntos cercanos al origen indican la
ausencia de plagioclasas; es decir no existe presencia de silicatos, confirmando la
condicin de la roca mayormente carbonatada.
Figura 5.119. Comportamiento geoquimico Cl vs Na de agua de formacin
Fuente: M. Briceo 2012
Los puntos lejos de la tendencia para ambos yacimientos muestran la presencia de
zonas con aguas mayormente conductivas, esta separacin se relaciona directamente
con las rocas por las cuales stas circulan donde la meteorizacin varia pues la relacin
agua-roca influye en esta rea, presentando mayor variacin el yacimiento LGINF-04
por presentar pozos con mayor desviacin.
Tabla 5.24. Propiedades fsico-qumico de las aguas de formacin de LGITJ-102 y LGINF-04
Aform LL4 Aform LGITJ102 CLORURO 267,7305 339,3617
Mg/Ca 0,72344568 0,295756248
Cl/HCO3 0,04993858 0,003382592
Na/Cl 8,36703476 4,723001741
IBE -0,94 -0,95
Fuente: M. Briceo 2012
221
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
Las relaciones mostradas en la tabla 5.23 indican la naturaleza de la roca
carbonatada para ambos yacimientos, con mayor tendencia a roca bicarbonatica-
sdica del LGINF-04 con mayor interaccin de la roca; dichos ndices indican aguas
continentales. Como los valores de Cl/HCO3 de LL4 son mayores que el LL5 indican
que existe mayor influencia de agua de mar, tambin muestran el fenmeno de
intercambio de bases donde el calcio y magnesio son aportados por la roca sin
embargo existe mayor aporte de Na ya que las relaciones Na/Cl son mayores que
Mg/Ca y los IBE negativos.
En cuanto a los valores bajos de sulfatos que presentan la figura 5.120 muestra que la
reduccin de sulfatos sea baja para los yacimientos y que no existe rocas sedimentarias
salinas que por lo general aportan los sulfatos, solo ubicando reas puntuales dentro de
ambos yacimientos que puedan presentar dicho fenmeno.
Figura 5.120. Comportamiento geoquimico Sulfatos vs Cloruros
Fuente: M. Briceo 2012
En las graficas (figura 5.119 y 5.120) se estableci el comportamiento de ambas
aguas del yacimiento mezcladas con el agua inyectada, all se visualiza como los
valores tanto de cloruro como de sodio son proporcionales a los porcentajes de
inyeccin, y ambas aguas tienden a acercarse a medida que la proporcin de agua de
inyeccin aumenta, esto confirma la posibilidad de mezcla que pueden tener ambos
yacimientos, considerando que el agua de inyeccin es la misma para ambos, los
222
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
valores de cloruro reflejan la existencia de la compatibilidad pues existe mayor cercana
en las graficas de ambos yacimientos.
Las cantidades de sodios muestran la incompatibilidad considerando estos valores,
indicando que en la mezcla de aguas de inyeccin con las aguas de formacin de
ambos yacimiento se formaran reacciones que afectan el medio donde esta se lleve a
cabo; alterando la naturaleza de la roca; el hecho que los valores de sodio muestren la
incompatibilidad de las aguas confirma el ndice negativos de bases intercambiables
para ambos yacimientos donde el aporte de los metales alcalinotrreos (Ca y Mg)
predomina sobre los alcalinos (Na), proveniente de minerales carbonaticos. Para el
comportamiento de cloruros presentes en la figura 5.121 muestran la igualdad en las
aguas presentando compatibilidad en cuanto a los valores de salinidad.
El estudio hidrogeoqumico ubica a los iones de cloruro y sales como marcadores en el
comportamiento de las aguas producidas que puedan indicar la relacin de estas entre
ambos yacimientos.
Figura 5.121. Compatibilidad de las aguas utilizando Na vs
% Agua de inyeccion
Fuente: M. Briceo 2012
Figura 5.122. Compatibilidad de las aguas utilizando Cl vs %
Agua de inyeccion
Fuente: M. Briceo 2012
223
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
6.6.3.- FASE III: Comparar los diagramas de Stiff de los pozos productores en parcelas
comn
Como se visualiz anteriormente en la parcela A-191 presentan pozos comunes
para ambos yacimientos, permitiendo de esta forma elaborar los grficos de Stiff que
puedan representar la diferencia en las aguas, en la figura 5.123 se observar la notable
diferencia entre las aguas producidas del yacimiento LGITJ102 pues los pozos TJ-158,
TJ-1369, TJ1418 con el pozos TJ-1325 donde este ltimo tiene un comportamiento
similar al agua del pozo TJ-929 perteneciente al yacimiento LGINF-04.
Figura 5.123. Mapas de Stiff de los pozos de ambos yacimientos en el A-191
Fuente: PDVSA 2012
A fin de confirmar la diferencia con los dems pozos se elaboraron los diagramas de
Stiff de todos los pozos muestreados en el yacimiento LGITJ-102 (figura 5.124) all se
observa como el comportamiento actual de las aguas producidas del yacimiento LGITJ-
102 es homogneo a excepcin del pozo TJ-1325 evidenciando de esta forma como el
agua de inyeccin del yacimiento est afectando a dicho pozo pues se conoce que el
pozo TJ-929 produce cercano a un 70% de agua de inyeccin, cabe destacar que en
esta zona se encontraron dos de los pozos inyectores del yacimiento LGINF-04,
inyectando alrededor de 5 aos por los lentes del miembro Lagunillas Inferior, es decir
que existen arenas inundadas de agua comunes para ambos yacimiento en esta zona.
El pozo inyector activo ms cercano es el TJ-1089 el cual inyecta por los lentes LLC y
224
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
LLD comunes para el pozo TJ-1325, posiblemente la actual intrusin provenga de
dichos lentes.
Figura 5.124. Mapas de Stiff de los pozos muestreados en LGITJ-102 y el TJ-929
Fuente: PDVSA 2012
Los diagramas de Piper elaborados de los pozos del yacimiento LGITJ-102 en la
parcela A-191 (figura 5.125), aunque es difcil visualizar la preferencia de las iones a
alguna agua de formacin de los yacimientos LGITJ-102 y LGINF-04 si se puede
observar como en el valor de cloruro del agua del pozo TJ-1325 presenta una cercana
a los cloruros de agua de formacin del yacimiento LGINF-04.
Figura 5.125. Diagrama de Piper de los pozos del LGITJ-102 en la Parcela A-191
Fuente: SISCAFI 2012
225
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
As que se tomaron arbitrariamente valores de cloruro de los pozos en el yacimiento
LGITJ-102 de forma tal que la ubicacin areal tendiera a acercarse al yacimiento
LGINF-04, es decir desde el ms alejado hasta el ms cercano; los diagramas de Piper
en la figura 5.126 muestran en el comportamiento de los cloruros como los pozos a
medida que se van acercando a la parcela A-191 tienden a los valores de LGINF-04,
esto establece irregularidad en el comportamiento de las aguas del yacimiento LGITJ-
102 donde existe influencia de las aguas presentes en el yacimiento LGINF-04 en las
aguas de LGITJ-102.
Figura 5.126. Diagrama de Piper de los pozos del LGITJ-102
Fuente: PDVSA 2012
Por otra parte el diagrama Ternario (figura 5.127) muestra como en los valores de
sulfatos presenta la misma tendencia aumentando la posibilidad de intrusin de agua
proveniente del yacimiento LGINF-04. De esta forma se confirma la comunicacin, a
travs de anlisis fsico-qumico, entre ambos yacimientos, pues los pozos del
yacimiento LGITJ-102 cercanos al LGINF-04 presentan comportamientos en las aguas
semejantes, esto explica como el agua de mezcla del yacimiento LGINF-04 est
provocando un efecto a la composicin del agua del yacimiento vecino alterando el
sistema, adems permite pronosticar como ha sido el movimiento del agua inyectada
226
CAPITULO V
Anlisis de Resultados
que si bien ha hecho efecto en el yacimiento LGITJ-04 la invasin hacia otras zonas es
imposible de controlar y mucha del agua inyectada se ha estado movilizando hacia
zonas que no favorecen el barrido, tambin se considera la calidad de la roca que
existe en las reas limites que permite el movimiento de los fluidos
Figura 5.127. Diagrama Ternario de los pozos del LGITJ-102
Fuente: PDVSA 2012
El hecho de que exista comunicacin en la zona confirma la naturaleza de las fallas
que limitan ambos yacimientos, se consideran como no sellantes al establecer dichos
resultados, pues los saltos no son considerables para impedir la comunicacin.
227
CONCLUSIONES
De un total de 548 pozos completados en el yacimiento 64 pozos tienen anlisis fsico-
qumico de los cuales 13 pozos presentan nuevas muestras realizadas en el 2011.
Se recolectaron 84 anlisis fsico-qumicos; de los cuales 79 fueron cargados en el
sistema de caracterizacin de aguas de formacin e inyeccin (SISCAFI).
Los modelos de agua de formacin areales reflejan agua con alto contenido de
carbonatos para la regin 2, lo cual indica roca mayormente carbonatada para dicha
regin.
Las aguas de formacin de los miembros Lagunillas Inferior y Laguna Inferior en la
regin 2 son mas homogneas que las aguas de la regin 1, asociados a cambios en
las caractersticas de las rocas.
El patrn de agua de formacin del yacimiento LGINF-04 se presenta como aguas
metericas de naturaleza hidrodinmica; con altos valores de bicarbonatos y bajos en
cloruro y magnesio; de origen continental.
El ndice de bases intercambiables favorece el intercambio de los metales alcalinos de
la roca (Na) por los metales alcalinotrreos del agua (Mg, Ca). Es decir que la roca ha
influenciado significativamente en la meteorizacin del agua.
En los patrones verticales las aguas de formacin de los miembros Lagunillas Inferior y
Laguna Inferior presentan la misma naturaleza, sin embargo las aguas del miembro
Lagunillas Inferior son aguas salinas con valores de cloruro ms altas 5.81meq/lt.
228
Los altos contenidos de calcio y carbonatos en el agua de formacin del miembro
Lagunillas Inferior se asocian a rocas carbonaceas con mayor cantidad de lminas de
carbn.
Los valores bajos de carbonatos en el miembro Laguna Inferior estn asociados a rocas
con menor contenido de rocas carbonaceas y mayor sedimentos glauconiticos
pertenencientes a el grupo de los silicatos.
El patrn de agua inyectada es agua efluente con valores altos de cloruro y sodio y
bajos valores de carbonatos, con tendencia a formar minerales taponantes por
presentar menor solubilidad de carbonato de calcio.
De los 13 pozos nuevos analizados, ubicados en la parcela A-191, A-192 y A-194, siete
pozos estn produciendo mezcla donde predomina el agua de inyeccin en ms de
50% de proporcin.
Se considera el cloruro como un marcador natural dentro del yacimiento, pues se
observa como las salinidades medidas en NaCl son sensibles en aquellos pozos que
presentan altas proporciones de agua de inyeccin.
Las parcelas afectadas por la inyeccin en los primeros aos de iniciado el proyecto
fueron el A-190, A-191, A-192 y A-194, actualmente la inyeccin sigue afectando las
parcelas A-192 y A-194.
En la parcela A-192 y A-194 las arenas inundadas por agua de inyeccin son LLC,LLD,
por los comportamientos de produccin se estima que actualmente los mayores aportes
de agua provienen del lente LLB y el lente LLA sometidos a inyeccin; actualmente
abierto en algunos pozos de estas parcelas.
229
Se confirma la falla sellante TJ0053 y la variedad en las caractersticas de la parcela A-
193 (rea de la franja) que no ha visualizado intrusin del agua de inyeccin.
Segn el comportamiento de cloruro, el yacimiento LGINF-04 comenz a visualizar la
inyeccin para el ao 1978, sin embargo la parcela A-194 visualiz el frente un ao
despus de iniciado el proyecto (1977) a travs del pozo TJ-69, presentando el rea
inyectada con roca que facilita el flujo de agua.
Los ndices de saturacin indican aguas de formacin e inyeccin con tendencia a
formar minerales taponantes de carbonato de calcio; adems los resultados del mtodo
clsico de Oddo Thompson muestran al agua de formacin e inyeccin como agua
incrustante, presentando mayores ndices las aguas de inyeccin tomando los valores
de presin y temperatura actuales del yacimiento, aumentando las posibilidades de
presentar taponamiento de incrustaciones de carbonato de calcio en los poros del
yacimiento y lneas de produccin.
Las aguas de inyeccin presentan tendencia a formar escamas de Sulfato de Calcio,
difciles de remover, a diferencia del agua de formacin donde no ocurre la formacin
de estas.
El diagramas de Stiff del pozo TJ-1325 perteneciente al yacimiento LGITJ-102 presenta
el mismo comportamiento que el agua producida del pozo TJ-929 del yacimiento
LGINF-04, ubicados en la parcela A-191; esto indica la posible comunicacin de las
aguas de inyeccin del LGINF-04 al yacimiento LGITJ-102
Se consideran las fallas TJ1329, TJ0049, TJ0570 y TJ0559, que separan el yacimiento
LGITJ-102 y LGINF-04, como posiblemente fallas no sellantes ya que existe intrusin
de agua al yacimiento LGITJ-102 por parte del yacimiento LGINF-04.
230
RECOMENDACIONES
Realizar anlisis fsico-qumicos de forma peridica a los pozos productores que
permita monitorear el comportamiento de la inyeccin y pronosticar los avances del
frente inyectado.
Tomar muestras para anlisis fsico-qumico a los pozos TJ-1470, TJ-1469, TJ-886, TJ-
800, TJ-1435 con la finalidad de actualizar la data.
Realizar un estudio geoqumico a los fluidos del yacimiento LGINF-04 para identificar la
naturaleza y los cambios de las caractersticas dentro del mismo.
Realizar registros de produccin e inyeccin a los inyectores TJ-1089, TJ-1146, TJ-
1093 y a los pozos productores TJ-171, TJ-1456, TJ-1432, TJ-1425, TJ1453, TJ-968,
TJ-929, TJ-742, TJ-261 con la finalidad de confirmar las arenas ofensoras y evaluar las
posibles reparaciones.
Al realizar chequeo de fondo a los pozos productores de las parcelas A-191, A-192 y A-
194 tomar muestras para confirmar la presencia de minerales taponantes.
Implantar tratamiento de inhibidores al agua inyectada al yacimiento LGINF-04 que
permita disminuir la tendencia de formar incrustaciones de Sulfato de calcio y
Carbonato de calcio.
Monitorear la calidad de agua inyectada en patio de tanque Ule para evitar
taponamientos.
xxvii
BIBLIOGRAFIA
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G.P.A Estudios y Servicios Petroleros S.R.L. Nota tcnica Nro. 19: Origen de las Aguas
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Agua Coproducidas: Carbonato de Calcio. Buenos Aires.
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en las Formacin de Incrustaciones Inorgnicas. Buenos Aires.
Zarza, A. (2010). Petrologa sedimentaria. Notas de teora. 2. Nociones bsicas de
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VLA6/9/21. Campo Lagunillas.UP Lagomar. SPE WVS 133. 1-14.
Lillo, J. Tcnicas Hidrogeoqumicas. Mster Oficial en Hidrologa y Gestin de Recursos
Hdricos. Universidad Rey Juan Carlos. Espaa.
ANEXOS
Anexos
YACIMIENTO PARCELA POZO UE LAB. CAMPO COMPLETACION ZONA MLAG EF LENTES INTERVALO
FECHAde la TOMA FECHAANALISIS
ANALISIS
FISICO-
QUIMICO
(CANTIDAD)
SOPORTES
DE FIS-QUI CARGADO VALIDO
LGINF-04 A189 TJ 273 UETJL LAB.TIA JUANA TIA JUANA 1 UNICA TJ-16 no tiene registro 2713- 2846 05/12/1979 06/12/179 1 SI SI SI
LGINF-04 A189 TJ 273 UETJL TIA JUANA 1 UNICA TJ-16 no tiene registro 2713- 2846 10/11/1978 13/11/1978 1 NO SI NO
LGINF-04 A192 TJ 261 UETJL LAB. TIA JUANA TIA JUANA 1 UNICA TJ 3-28 TJ-16 (2470-2485) LLBl 2470-2485 05/12/1979 06/12/1979 1 SI SI SI
LGINF-04 A191 TJ 929 UETJL INZIT TIA JUANA 1 UNICA TJ 3-28 TJ-16 (2782-2792)(2840-2845)(2872-2877) LLBu 2782-2877 07/07/2011 07/07/2011 1 SI SI SI
LGINF-04 A192 TJ 261 UETJL INZIT TIA JUANA 1 UNICA TJ 3-28 TJ-16 no valido 2182-2450 08/07/2011 1 SI SI NO
Ejemplo de Base de Datos con informacin para Cargar en SISCAFI.
POZOS
FECHA de la
TOMA
FECHA ANALISIS
INTERVALO *LaA *LaB *LaC *LLA *LLBu *LLBL *LLCu *LLCL *LLD *LRA SB
TJ 245 18/12/1953 18/12/1953 2380-2753 X X X X
TJ 67 04/05/1951 04/05/1951 2568-2770 X X X
TJ 23 24/06/1937 24/06/1937 2051-2808 X X X X X X X
TJ 23 02/07/1937 03/07/1937 2051-2808 X X X X X X X
TJ 120 13/07/1940 13/07/1940 2566-2721 X X X
RD 510 03/01/152 03/01/1952 2141-2356 X X X X X X
RD 622 12/02/1952 17/02/1952 2286-2518 X X X X
RD 624 03/01/1952 03/01/1952 2311-2500 X X X X
RD 625 13/03/1942 16/04/1942 2440-2558 X X
LAGUNA LAGUNILLAS
LENTES
Ejemplo de Pozos con Lentes Completados.
POZO
FECHA de la
TOMA
FECHA
ANALISIS
No. DE
MUESTRA
YACIMIENTO CONC. EDAD CLORUROS CARBONATOS HCO3- CALCIO MAGNESIO SULFATOS HIERRO SILICE
SODIO
DIFERENCIAS
SDT SS DT DC CRUDO PH
TEMP. De
LAB.
RESISTIVIDAD SALINIDAD
TJ 130 18/02/1978 15/03/1978 1 LL-04 A 192 MI 248 1725 5492 12 10 17 1 2 3528 8338 0 0 0 0,0 9,3 67 1,00 409
TJ 130 23/04/1978 18/05/1978 1 LL-04 A 192 MI 177 750 8237 16 36 14 1 7 3915 9050 0 0 0 0,0 8,5 75 2,60 292
TJ 130 04/12/1979 07/12/1979 1 LL-04 A 192 MI 425 840 5980 26 10 0 0 1 3124 8022 0 104 64 0,0 8,5 70 1,30 701
TJ 246 06/11/1978 14/11/1978 1 LL-04 A 192 MI 248 0 9335 10 12 8 1 15 3650 7790 0 76 26 0,0 8,1 68 1,15 409
Ejemplo de Base de Datos con Informacin de Anlisis Fsico-Qumico
Anexos
Seccin Estratigrfica del pozo TJ 33
Anlisis Fsico-qumicos