Yacimiento no convencional (parte III)

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5.- Gas y petróleo de los carbonatos compactos del grupo Cogollo (carbonatos apretados de HC): Aunque el Grupo Cogollo es la principal unidad productora del campo y el objetivo de la perforación son las fracturas presentes en sus calazas debido a la alta permeabilidad que ofrece, se ha observado también producción asociada a la matriz poco permeable de la roca.
Los carbonatos compactos, pos definición presentan permeabilidades inferiores a 0,1 mD, mientras que las calizas de Grupo Cogollo muestran permeabilidades promedio de 0,22 mD y porosidades variables entre 2y 4 %, con un promedio de 2,2%. Los poros de encuentran pobremente conectado por capilares muy delgados o por microfisuras.
En el campo La Concepción, menos de una decena de pozos se presume que producen de la matriz, ya que no se le vincula a ningún sistema fracturado ni a fallas visible físicamente como principal mecanismo de fracturas. Algunas pozas llegan a superar los 3 MM de barriles de petróleo acumulados.
6.- Petróleo de los niveles dolomíticos de la Formación del Grupo Cogollo: En este se han identificado localmente dos discretos intervalos de dolomitas:
· En la Formación Lisure, y
· En el contacto entre Miembros Machique y Piché de la Formación Apón.
Ambos niveles están desarrollados en los campos de la Cuenca de Maracaibo, y el nivel productor en algunos de ellos, como lo es el caso del Miembro “O” de la Formación Escandalosa en Barinas y en el campo La Villa, en la costa occidental donde llegó a producir entre 1500-2000 bnpd.
Localmente este nivel se encuentra fracturado, frecuentemente por arena y arcillas. La dolomitización puede también reflejarse como poros polihedrales intercristalino, vugs y espacios móldicos.
El desarrollo de reservorios a este nivel depende del contenido en arcilla del sedimento calcáreo original, de la preservación de la micrita intersticial y de la velocidad de crecimiento de los cristales. Si la dolomitización ocurre rápidamente se generan cristales lo que implica que existe una pobre calidad del reservorio, en caso de que la dolomitización sea lenta, se preserva porosidad y el reservorio es bueno.
7.- Petróleo del basamento fracturado: La producción de esta basamento en el occidente de la cuenca es conocida desde comienzos del siglo pasado por medio del descubrimiento de los campos El Totumo, El Limón y los gigantes Mara y La Paz , situados estos últimos a pocos kilómetros del campo La Concepción.
Los yacimientos productores del basamento presentan una porosidad primaria cercana a cero y capacidad de almacenamiento y permeabilidades solo es soportada por las fracturas.
El campo La Concepción, por analogía con los campos vecinos en cuanto a estructura y tipo de roca refiere, presentan condiciones propias para la producción del basamento, además podrían mencionarse algunas condiciones que lo hacen favorables:
· Roca generadora en contacto de falla con el basamento.
· Presencia de falla y sus fracturas asociadas.
· Existencia de sello.
· Posición estructural y bazamiento.
· Salto de falla.
· Manifestaciones de HC.
· Cercanía a roca madre o a roca productiva.
Conclusiones
1. Los Yacimientos No Convencionales son aquellos yacimientos que no producen a tasas económicas de flujo y que a su vez no podrán ser producidos rentablemente sin la aplicación de tratamientos intensivos de estimulación, fracturamiento y recuperación.
2. Tratar con este tipo de yacimiento implica un alto desarrollo tecnológico, tanto en la resolución de las herramientas como en técnica y metodología de trabajo.
3. Estos yacimientos surgen como alternativas ya que se cuentan con grandes cantidades en la Faja del Orinoco y en la cuenca que se presento en el informe (La Concepción), esto para abastecer la enorme demanda de hidrocarburos.
4. El desarrollo de los Yacimientos No Convencionales irá paralelo de un precio sostenido que los haga competitivo y rentable en el mercado energético.
5. La tecnología empleada en estos yacimientos implicaran una mejora significativa en la caracterización de los mismos; entre estos se puede mencionar, sísmica 3D, anisotropía, petrografía, presiones, pruebas de pozos, reducción de daño, fracturamiento hidráulico, acidificación, entre otros.
6. Los Yacimientos No Convencionales típicos incluyen: arenas apretadas de gas, carbonatos apretados, gas de capa de carbón, arenas bituminosas, hidrocarburo de carbonatos y areniscas naturalmente fracturadas, petróleo pesado gas de lutilas o rocas madres e hidratos de gas.
Referencias:
https://www.congresogeofisica-sovg.org/FTPCONG2004/online/Congreso2006/Papers/435594.pdf
[1]https://www.anh.gov.co/media/ACUERDO%2015%20de%202008.pdf
[2]https://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/spanish07/win07/editorial.pdf

Angel Da Silva
Fundador de la Comunidad Petrolera. Asesor petrolero, instructor de programas de formación, emprendedor, apasionado por la tecnología, ingeniero de petróleo, MBA y Máster en Banca, Mercados Financieros y Gestión de Patrimonios.