PGE PETRÓLEO & GAS - No. 16 - Quito, Marzo 2018
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drilled and operated by three different companies for 50 years using the same practices and producing the same reservoirs that are in the final stage of commercial exploitation. In 2016, this field produced 90 barrels with six wells, the integral review of all logs taken in open hole in combination with joint efforts of petrophysicists and interpretation software of two service companies; were key factors for the identification of a portfolio of opportunities at never evaluated levels, and thus, with the intervention of the first well and in a short period of time, two new reservoirs were discovered with an increase in production of 500 STB/d of oil. In our opinion, this new paradigm should help oil companies that operate mature fields, to reorient their plans and strategies in search of opportunities to discover new reservoirs and revitalize their production. The work done in this field, allowed increasing the production of oil and gas in 655% with a single well, in an area where the probability of finding new reservoirs in the opinion of the geologists, was very low, given the poor quality of the rock producer, very low permeability (Tight reservoirs), low resistivity and mechanical problems, among others. The results obtained allow us to foresee a large window of opportunities to rejuvenate a mature field close to fulfilling its commercial life cycle, generating an enormous benefit for the operating company.
SITUACIÓN ACTUAL DEL CAMPO
El campo petrolífero Tatarenda, operado por Matpetrol, se encuentra en la provincia Cordillera, cantón Tatarenda del Departamento de Santa Cruz, tal como se muestra en la Fig. 1 inferior: Los yacimientos productores de petróleo y gas de este campo, forman parte de una compleja distribución vertical de cuerpos arenosos que pertenecen a diferentes Formaciones geológicas. La columna estratigráfica del campo comienza con sedimentitas de edad carbonífera y concluye en pelitas del devónico inferior atravesadas por los pozos TTR-27 Y TTR-33. Son 9 los reservorios productores del campo; de los cuales, uno pertenece al Sistema Carbonífero, siete al Sistema Devó-
Fig.2 Registro de Resistividad e Inducción 20
nico (Superior, medio e Inferior) y uno al Sistema Devónico (Huamampampa). Bajo esta complejidad geológica mantener una producción uniforme y eficiente de las reservas remanentes de petróleo en el campo es una tarea difícil y un gran reto incorporar nuevas reservas. La porosidad está dentro del rango de 12 a 20 %, mientras que la permeabilidad de las formaciones está en el orden de 0.3 y 3 md. La mayoría de los yacimientos son de petróleo liviano con gravedades API entre 49 y 51 °. La presión actual de los reservorios está en el rango de 650 a 850 psi, aproximadamente, con profundidades promedio de 800 a 1200 m. Los mecanismos de producción de estos reservorios están constituidos principalmente por empuje del gas disuelto liberado y por expansión del sistema roca-fluido. Además, se cuenta con dos sistemas de elevación artificial en los pozos (Bombeo Mecánico y Plunger Lift) para complementar la energía del yacimiento y ayudar a elevar los fluidos del fondo hasta la superficie. En la mayoría de los pozos de desarrollo perforados en el campo, solo se tomaron registros en hueco abierto que consiste en registros sónicos, resistividad, GR, SP y eventualmente neutrón. Debido a la baja resistividad de la formación y al daño inducido durante la etapa de perforación de los pozos, estos conjuntos de registros fueron insuficientes para determinar el contenido de arcilla y porosidad de la formación con la precisión necesaria para hacer una interpretación confiable de la saturación de hidrocarburos. La pobre calidad de las arenas, su baja resistividad y el paradigma de solo evaluar las areniscas productoras conocidas dieron lugar a dejar de lado yacimientos intermedios con posibilidades de producir hidrocarburos. La Fig. 2 inferior muestra un ejemplo típico de los registros antiguos de hueco abierto del intervalo clave de un pozo, donde la respuesta inconsistente del SP de la pista 1, muestra dudas sobre el verdadero contenido de arcilla del reservorio. Los valores de resistividad y conductividad se muestran en las en la pistas 2 y 3. La Fig. 3 inferior muestra un registro sónico
Fig.3 Registro Sónico del intervalo de interés