Area libertador

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

Perforación I Área Libertador

1

Contenido ÁREA LIBERTADOR ........................................................................................................................ 6

1. UBICACIÓN: .......................................................................................................................... 6

2. ESTACIONES DE PRODUCCIÓN ............................................................................................ 8

3. ESTRUCTURAS GEOLÓGICA, LITOLOGÍAS Y ARENAS PRODUCTORAS ...................................... 9

3.1. FORMACIÓN NAPO..................................................................................................... 9

3.2. FORMACIÓN TENA ................................................................................................... 10

4. UBICACIÓN DE LOS DIFERENTES CAMPOS DEL ÁREA LIBERTADOR ...................................... 12

5. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO LIBERTADOR ...................................................... 13

6. DESCRIPCIÓN DEL TIPO DE RESERVORIO ........................................................................... 13

7. CONTACTO AGUA PETRÓLEO............................................................................................ 14

Arenas U ............................................................................................................................. 14

Arenas T ............................................................................................................................. 15

Contactos agua petróleo en el Campo Shuara ....................................................................... 16

Contactos agua petróleo en el Campo Carabobo ................................................................... 17

Contactos agua petróleo en el Campo Pacayacu.................................................................... 17

Contactos agua-petróleo en el Campo Pichincha ................................................................... 17

Contactos agua-petróleo en el Campo Secoya ....................................................................... 18

Contacto agua-petróleo Campo Shushuqui ........................................................................... 19

8. CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS DE LAS ZONAS PRODUCTORAS DEL CAMPO LIBERTADOR ... 19

9. RESERVAS ....................................................................................................................... 20

10. AVANCE DE AGUA ........................................................................................................ 21

SATURACIÓN DE AGUA, ARENA “T” INFERIOR. A febrero de 2009. .......................................... 21

SATURACIÓN DE AGUA ARENA “T” SUPERIOR. A febrero de 2009........................................... 22

SATURACIÓN DE AGUA ARENA “U” INFERIOR........................................................................ 23

SATURACIÓN DE AGUA ARENA “U” SUPERIOR....................................................................... 24

SATURACIÓN DE AGUA ARENA “U” SUPERIOR....................................................................... 25

MECANISMOS DE EMPUJE DE LOS RESERVORIOS ...................................................................... 26

MECANISMOS DE PRODUCCIÓN .............................................................................................. 26

PRODUCCIÓN DE LOS CAMPOS PICHINCHA, SECOYA Y SHUARA. ............................................ 26

SELECCIÓN DE POZOS.............................................................................................................. 28

POZOS CON PROBLEMAS DE PRODUCCIÓN DE ARENA DEL ÁREA LIBERTADOR ........................... 28

SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL .............................................................................. 28

PRODUCCIÓN ......................................................................................................................... 29



2

INSTALACIONES DE SUPERFICIE ............................................................................................... 29

CARACTERÍSTICAS DEL CRUDO LIBERTADOR ............................................................................. 31

MEDIDORES LIBERTADOR ........................................................................................................ 34

CAMPOS DEL ÁREA LIBERTADOR ................................................................................................. 35

CAMPO ATACAPI..................................................................................................................... 35

COORDENADAS DEL CAMPO ATACAPI .................................................................................. 35

POZOS PRODUCTORES DEL CAMPO ATACAPI ........................................................................ 36

COORDENADAS DE LOS POZOS DEL CAMPO ATACAPI ............................................................ 36

PRODUCCIÓN ACUMULADA POR POZO DEL CAMPO ATACAPI ................................................ 38

GRÁFICA DE PRODUCCIÓN DE FLUIDOS ................................................................................ 39

Reporte mensual de producción campo Atacapi.................................................................... 40

Producción Acumulada por Reservorio del Campo Atacapi .................................................... 41

Facilidades de Producción del Campo Atacapi ....................................................................... 41

Ubicación de los Pozos del Campo Atacapi en el mapa........................................................... 42

HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO ATACAPI ................................................................ 43

PRESIÓN INICIAL Y DE SATURACIÓN...................................................................................... 43

GEOLOGÍA DEL CAMPO ATACAPI .......................................................................................... 44

Mecanismo de Producción: .................................................................................................. 44

Parámetros Petrofísicos del Campo Atacapi .......................................................................... 44

Equipos de Superficie de los Pozos Reinyectores en el Campo Atacapi.................................... 44

Historial de los Pozos Reinyectores del campo Atacapi .......................................................... 46

Propiedades promedio de los fluidos del campo Atacapi........................................................ 49

Salinidades y Resistividades ................................................................................................. 49

Estimación del POES por el Método Volumétrico del campo Atacapi ...................................... 49

Reservas por curvas de declinación del campo Atacapi .......................................................... 49

FACTORES DE RECOBRO....................................................................................................... 50

SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL CON EL QUE ESTÁ COMPLETADO CADA POZO EN EL

CAMPO ATACAPI ................................................................................................................. 50

BSW promedio de los pozos del campo Atacapi .................................................................... 51

DISTANCIAS, RADIOS Y ÁREAS DE DRENAJE DEL CAMPO ATACAPI.......................................... 51

TOPES Y BASES DE LAS FORMACIONES DEL CAMPO ATACAPI ................................................. 52

COMPLETACIÓN DEL POZO ATACAPI 18 ................................................................................ 53

Estación de gas Atacapi........................................................................................................ 54

CAMPO FRONTERA ................................................................................................................. 55



3

UBICACIÓN GEOGRÁFICA ..................................................................................................... 55

INFORMACIÓN HISTÓRICA DEL CAMPO FRONTERA ............................................................... 55

PERFORACIONES ................................................................................................................. 56

COMPLETACIONES............................................................................................................... 57

ESTADO ACTUAL DEL CAMPO ............................................................................................... 57

DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL CAMPO ................................................................................. 57

CARACTERÍSTICAS SEDIMENTOLÓGICAS DEL CAMPO ............................................................. 58

CARACTERÍSTICAS LITOLÓGICAS DEL CAMPO ........................................................................ 58

CARACTERÍSTICAS ESTRATIGRÁFICAS DEL CAMPO ................................................................. 60

RESERVORIOS PRODUCTORES DEL CAMPO ........................................................................... 61

REGISTROS ELÉCTRICOS ....................................................................................................... 62

PROPIEDADES PETROFÍSICAS................................................................................................ 62

PRODUCCIÓN ...................................................................................................................... 64

ESTACIÓN FRONTERA .......................................................................................................... 67

COMPLETACIONES DE LOS POZOS REINYECTORES ................................................................. 72

CAMPO TAPI-TETETE ............................................................................................................... 75

UBICACIÓN GEOGRÁFICA ..................................................................................................... 75

PRESIONES DEL CAMPO ....................................................................................................... 77

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS ............................................................................................ 77

RESISTIVIDAD DE LAS ZONAS PRODUCTORAS ........................................................................ 80

Porosidad y permeabilidad de las zonas productoras............................................................. 83

Espesores netos saturados de petroleo................................................................................. 86

Permeabilidad del petroleo.................................................................................................. 87

CONTACTOS AGUA PETRÓLEO EN LOS POZOS DEL CAMPO TAPI-TETETE ................................. 88

PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS FLUIDOS ................................................................................ 89

GEOLOGIA DEL CAMPO TAPI ................................................................................................ 89

ESTRATIGRAFIA DEL CAMPO ................................................................................................ 90

COLUMNA LITOLÓGICA DEL CAMPO TAPI-TETETE ................................................................. 91

GEOLOGÍA ESTRUCTURAL .................................................................................................... 93

COLUMNA ESTRATIGRÁFICA CUENCA ORIENTE ..................................................................... 94

DETERMINACION DE TOPES Y BASES..................................................................................... 95

MECANISMOS DE PRODUCCION ..........................................................................................101

ESTACIÓN TAPI ...................................................................................................................106

HISTORIAL DE LOS POZOS REINECTORES DEL AREA TAPI .......................................................109



4

HISTORIAL DE REINYECCIÓN................................................................................................110

COMPLETACIONES DE LOS POZOS REINYECTORES ................................................................112

PROYECCIÓN DEL BSW CAMPO TAPI....................................................................................115

GEOGRAFÍA DEL CAMPO TETETE .........................................................................................116

ESTRATIGRAFÍA DEL CAMPO ...............................................................................................116

GEOLOGIA ESTRUCTURAL ...................................................................................................118

ZONAS PRODUCTORAS .......................................................................................................119

PARÁMETROS PETROFÍSICOS DE LAS FORMACIONES Y DE FLUIDOS .......................................119

TOPES Y BASES DE LAS ARENAS PRODUCTORAS DEL CAMPO TAPI-TETETE..............................119

CAMPO SECOYA.....................................................................................................................123

UBICACIÓN GEOGRÁFICA ....................................................................................................123

Mecanismos de producción ................................................................................................125

Pozos productores del Campos Secoya ................................................................................126

DIAGRAMA DE FLUJO DEL CAMPO SECOYA ..........................................................................128

CARACTERÍSTICAS DEL CRUDO DEL CAMPO SECOYA .............................................................132

Niveles de producción del campo Secoya .............................................................................133

LA ESTACIÓN SECOYA .........................................................................................................133

HISTORIAL DE LOS POZOS REINECTORES DEL AREA SECOYA ..................................................138


PROYECCIÓN DEL BSW CAMPO SECOYA...............................................................................144

CAMPO PICHINCHA ............................................................................................................145

Facilidades de superficie de la estacion Pichincha.................................................................155

HISTORIAL DE LOS POZOS REINECTORES DEL AREA PICHINCHA .............................................159

HISTORIAL DE REINYECCION................................................................................................160

DATOS DE REINYECCIÓN CAMPO PICHINCHA .......................................................................162


CAMPO SHUARA ....................................................................................................................167

DESCUBRIMIENTO ..............................................................................................................167

ESTRUCTURA DEL CAMPO ...................................................................................................167

PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LA ROCA Y FLUIDOS............................................................169

CARACTERIZACIÓN DE LOS RESERVORIOS ............................................................................170

PRINCIPALES RESERVORIOS PRODUCTORES DEL CAMPO SHUARA. ........................................170

DESCRIPCION LITOLOGICA DE LOS RESERORIOS ...................................................................170

PRODUCCIÓN DEL CAMPO SHUARA.....................................................................................172



5

ESTADO ACTUAL DEL CAMPO ..............................................................................................175

POZOS EN PRODUCCION .....................................................................................................176

POZOS CERRADOS Y ABANDONADOS...................................................................................177

POZOS DE REINYECCIÓN .....................................................................................................177

RESERVAS DEL CAMPO .......................................................................................................178

FACILIDADES DE SUPERFICIE ...............................................................................................179

ANÁLISIS DE PRODUCCIÓN DE AGUA EN POZOS SELECCIONAODS .........................................181

ORÍGEN DEL AGUA DEL CAMPO...........................................................................................181

YACIMIENTO Us..................................................................................................................181

YACIMIENTO Ui ..................................................................................................................182

YACIMIENTO Ts y Ti ............................................................................................................182

HISTORIA DE PRESIÓN ........................................................................................................183

CARACTERÍSTICAS DE RESERVORIO CON IMPULSIÓN DE AGUA .............................................184

UBICACIÓN DE POZOS ........................................................................................................185

POZOS SELECCIONADOS .....................................................................................................186

RESERVAS POR POZO ..........................................................................................................187

CAMPO OCANO..................................................................................................................189

CAMPO PEÑA BLANCA ........................................................................................................189

CAMPO SHUSHUQUI...........................................................................................................189

BIBLIOGRAFÍA............................................................................................................................191



6

ÁREA LIBERTADOR

1. UBICACIÓN:

El Área Libertador, está localizado en la región Amazónica del Ecuador en la provincia de

Sucumbíos, en la zona norte de la Cuenca Oriente. Se encuentra ubicado a unos 250 km al

Este del Distrito Metropolitano de Quito (en línea recta), y 25 km al Sur de la frontera con

Colombia, al Noroeste del Campo Shushufindi. Geográficamente está entre las latitudes 00°

06’ Norte hasta 00° 04’ Sur y longitudes 76° 33’ 00” Este hasta 76° 36’ 40” Oeste, con una

extensión de 25 000 acres, como se indica en la fig. 1.

El área Libertador fue descubierta en el año de 1980 por la Corporación Estatal Petrolera

Ecuatoriana (CEPE), con la perforación de los pozos SEC-01 (entre enero y febrero de 1980),

SHU-01 (entre febrero y marzo de 1980) y SSQ-01 (entre octubre y noviembre de 1980).

El Área Libertador está conformada por los siguientes campos:

1. Shuara

2. Pichincha

3. Secoya

4. Shushuqui

5. Atacapi

6. Tapi-Tetete

7. Frontera

8. Pacayacu

9. Carabobo

10. Ocano

11. Peña Blanca

12. Chanangue

Los campos Chanangue y Carabobo continúan cerrados durante el año 2010, el pozo Ocano-

01, cerrado por alto BSW y el pozo Peña Blanca-01 esperando reacondicionamiento.

El campo LIBERTADOR es el tercer campo más grande de la Cuenca Oriente de Ecuador.

Las primeras interpretaciones sísmicas mostraban a las tres estructuras (Secoya, Shuara y

Shushuqui) como independientes, pero, futuras interpretaciones, sustentadas en la



7

información aportada por los pozos perforados, así como los nuevos datos de velocidades,

permitieron elaborar un nuevo modelo estructural que integraba en un solo campo a las

estructuras Shushuqui, Pacayacu, Shuara y Secoya.

Fig. 1. Ubicación del Área Libertador



8

2. ESTACIONES DE PRODUCCIÓN

Tiene estaciones de producción en los campos Secoya, Pichincha, Shuara y Shushuqui,

donde se registra y monitorea la producción de petróleo de pozos que están en los campos

anteriormente mencionados y que se indica en la Fig. 2.

Fig. 2. Ubicación de los pozos y estaciones del campo Libertador (2007). Fuente: PETROPRODUCCIÓN.

CAMPO

LIBERTADOR

DIAGRAMA POZOS

POZOS POW ER OIL PCY-05

POZOS BOMBEO ELECTRICO

POZOS BOMBEO MECANIC O

POZOS GAS LIFT SSQ-11

SSQ-07

POZOS CERRADOS

JUAN MONTALVO

POZOS INYECTOR ES SSQ-15

SSQ-21

POZOS ELECTRICO S CON PCY-03

VARIADOR ES DE VELOCID AD SSQ-04

PCY-02

SSQ-09 PCY-01

SSQ-02 PCY-04

SSQ-19

SSQ-06 SSQ-14

SSQ-03 INYECTOR

SSQ-17

SSQ-12

SHU-09 SSQ-5B

SSQ-10 ESTACION SHUSHUQUI

SHU-27

SSQ-13 SSQ-01

A DURENO SHU-07

SCY-7B SHU-25 t

SSQ-16

XXXXXX

SCY-23 SHU-06

SHU-22

SCY-13

SCY-09 SHU-14

SHU-21

SCY-17

SHU-04

SHU-12

SCY-26 SCY-19

SCY-06

SHU-17

SCY-22 SHU-10

SCY-16

SHU-26 SHA-18 ESTACION

SHUARA SHU-23

SCY-14 XXXXX SHU-02

SHU-01

XXXXXX

SCY12 SHU-19

SCY-34 SHU-03 SCY-01

SHU-20

SECOYA SHU-05

SCY-04 SCY-02

"Y" DE HARBERTH SCY-05 SHU-16

SCY-32 SCY-33

SCY-08

SCY-25 SCY-20 SHU-13

SHU-11

SCY-31

SCY-10 SCY-15

SHU-08

SCY-28 SHU-15

SCY-29

SCY-21 SCY-11

XXXXXX

SCY-18

PIC-08 XXXXXX

SCY-30

SCY-24

PIC-07 PIC-05

PIC-02

PIC-09 PIC-10

PIC-03

PIC-01 PIC-11

PIC-12 ESTACION PICHINCHA

PIC-06

CRB-06

PARROQUIA PACAYACU



9

.

3. ESTRUCTURAS GEOLÓGICA, LITOLOGÍAS Y ARENAS PRODUCTORAS

Posee una estructura anticlinal alargada en sentido nor-noroeste y sur-suroeste con la

presencia de fallas geológicas inversas de igual orientación. Las fallas en el Libertador están

alineadas principalmente de Norte a Sur y probablemente mejoran la comunicación vertical;

las fallas también rompen la caliza B separando las formaciones U inferior y T.

El tipo de entrampamiento en el Libertador es una combinación estructural y estratigráfica,

la dirección de migración del petróleo proviene del sur y desde allí llenó las trampas del

Libertador.

Las estructuras: Secoya, Pichincha, Shuara, Shushuqui y Pacayacu, forman parte de los

respectivos campos del Libertador, éstas estructuras tienen una litología interna en el

subsuelo, formada por capas o arenas productoras de diferentes espesores y

composiciones, que se denominan: Basal Tena (BT), U superior (Us), U media (Um), U

inferior (Ui), T superior (Ts) y T inferior (Ti).

3.1. FORMACIÓN NAPO

La secuencia “U” se desarrolla entre la superficie de máxima inundación a la base de la

caliza B y base de la caliza A, tiene 209 pies de espesor aproximadamente.

- Arenisca U Superior “Us”: Describe areniscas cuarzosas con frecuentes

bioturbaciones y la presencia de intercalaciones de lutita. A la base se desarrolla una

secuencia grano-creciente y hacia arriba secuencias grano-decreciente. El reservorio

“Us” presenta un espesor promedio de 48,40 pies con un volumen de arcilla de

27,90% y porosidad media de 13,30%. La litología consiste en arenisca cuarzosa, café

clara, con inclusiones de glauconita, con granos transparentes a traslúcidos, friable a

suelta, de grano muy fino a fino, subangular a subredondeados, de regular selección.

Lutitas gris oscura, ligeramente calcárea, gris a gris oscura y negra ocasionalmente. El

tipo de crudo que presenta el reservorio está en el rango de 26 a 28 ºAPI. El

yacimiento presenta mecanismo de producción por expansión volumétrica y empuje

lateral de agua.

- Arenisca U Media “Um”: Arenisca de poco espesor, cuarzosa, con estratificación

cruzada, ondulada y en partes masiva hacia la base, con delgadas intercalaciones

lutáceas. Hacia el techo se encuentra bioturbación. La arena “Um” presenta un



10

espesor promedio de 48,37 pies con 29,52% de arcilla, y 13,40% de porosidad

promedio, la descripción litológica detalla a este reservorio como, arenisca cuarzosa

blanca, ligeramente calcárea con granos de cuarzo transparente a traslúcidos,

consolidada a friable, de grano fino a medio, subangular a subredondeados, de

regular selección con matriz arcillosa. Lutita gris oscura, en partes negra, ligeramente

calcárea, algo dura, subfísil a físil, sublaminar en partes masiva (arcillolita), con

inclusiones de pirita.

- Arenisca U Inferior “Ui”: Corresponde a una arenisca cuarzosa, en partes algo

micácea, grano decreciente, limpia, masiva y con estratificación cruzada a la base,

laminada al techo. Esta arena tiene un espesor promedio de 48,88 pies con

porcentaje de arcilla de 28% y 13,10% de porosidad. Arenisca cuarzosa gris clara,

translúcida. Friable a suelta, grano fino a medio, subredondeada a sub angular,

selección regular. Lutita gris-oscura a gris, ocasionalmente negra, moderadamente

dura, sub-físil a físil, con inclusiones de micropirita. Tiene presencia de crudo liviano

de 27 a 29 ºAPI. El mecanismo de empuje que presenta esta arena es lateral activo.

Las arenas “Ts” y “Ti”, pertenecen a la secuencia “T” que se desarrolla entre las

superficies de máxima inundación caliza C a la base y caliza B al techo, tiene 219 pies

de espesor promedio.

3.2. FORMACIÓN TENA

- Arenisca Basal Tena: Fue depositada rellenando canales erosionados, de tendencia

SE y un ancho entre 140 y 250’, definidos sobre la base de información sísmica.

Arenisca cuarzosa con un espesor promedio de 8,21 pies con porosidad media de

17,81% la cual presenta una litología, con granos de cuarzo traslúcidos a

semitraslúcidos, de grano fino a muy fino, en partes medio, subangular a

subredondeados, con selección regular, arcillolita café oscura, café amarillentas, café

claras, gris-verdosas, café rojizas, cremas. El tipo de crudo que presenta el reservorio

es de 19.80 ºAPI.



11

- Arenisca T Superior “Ts”: Define areniscas cuarzo-glautonílicas en blancos métricos

de grano muy fino, masivas onduladas, con bioturbaciones. Tiene importante

presencia de cemento calcáreo. El reservorio “Ts” tiene un espesor promedio de

48,38 pies con un porcentaje de arcilla de 31,90% y una porosidad media de 11,2%.

La litología es arenisca cuarzosa, en partes con glauconita, café clara a gris clara, con

cuarzo translúcido, friable a suelta, grano fino a muy fino y ocasionalmente medio,

granos subangulares a sub-redondeados, de pobre selección, con cemento calcáreo.

Lutita gris-oscura, moderadamente dura. El crudo presente en esta arena fluctúa

entre 27-30 ºAPI. El mecanismo de producción que presenta el reservorio es por

expansión volumétrica debido a la caída de presión muy pronunciada para el tiempo

de producción de esta arena.

- Arenisca T Inferior “Ti”: Es una arenisca cuarzosa en secuencias métricas grano

decreciente de grano grueso a muy fino, con estratificación cruzada e intercalaciones

lutáceas. Tiene un importante contenido de glauconita, la misma que aparece ya en

la parte media y superior del cuerpo “T” inferior. Esta arena posee un espesor

promedio de 46,57 pies con un volumen de arcilla de 18% y una porosidad promedio

de 13,29%. La litología de la arena Ti es, arenisca cuarzosa, café clara, translúcida,

friable a suelta, grano fino a muy fino, variando en menor grado a medio, sub-

angular a sub-redondeado, pobre selección. Crudo café-claro. Lutita gris oscura a gris

y en partes negra, moderadamente dura. El crudo presente en esta arena está entre

28 y 31 ºAPI. El tipo de empuje que presenta la arena es hidráulico de fondo.



12

4. UBICACIÓN DE LOS DIFERENTES CAMPOS DEL ÁREA LIBERTADOR



13

5. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO LIBERTADOR

6. DESCRIPCIÓN DEL TIPO DE RESERVORIO

La principal fuente de energía natural de los yacimientos del Área Libertador proviene de un

empuje lateral y de fondo de intrusión de agua. Dentro de los parámetros petrofísicos

promedios de las arenas en el Área Libertador se encuentra:

- La porosidad en un rango de 10,4% a 19%

- La saturación de agua en un rango de 20% hasta 50%

- El espesor neto del petróleo neto saturado tiene un rango de 7,5 a 65 pies



14

- La permeabilidad del área en un rango de 10 a 1468 md.

Las propiedades de las arenas y los fluidos del Área Libertador, se presentan en la Tabla 1,

en la que se puede apreciar los parámetros PVT de los fluidos, y que se encuentran dentro

de los siguientes rangos:

La presión inicial varía de 3000 a 4150 psi, indica que existió una buena presión inicial de los

reservorios, la temperatura de reservorio varía de 195 a 222ºF, el factor volumétrico de

petróleo se encuentra en un rango de 1,085 a 1,366 PCS/BLS, y mientras que la gravedad

específica del gas en un rango de 0,992 a 1,54 (aire =1).

Tabla 1. Parámetros PVT de las arenas y de los fluidos de los campos Pichincha, Shuara y Secoya.

7. CONTACTO AGUA PETRÓLEO

El contacto agua petróleo inicial en las diferentes arenas del campo, están basadas en los

registros eléctricos de los pozos tomados al inicio de la vida productiva del campo y aquellos

que presenten condiciones iniciales por su ubicación.

Arenas U

Arena Us

Se define como una arena cuarzosa con frecuentes bioturbaciones y la presencia de

intercalaciones de lutita, a la base una secuencia grano-creciente y hacia arriba una

secuencia grano-decreciente de areniscas.

Se observan dos contactos agua-petróleo, en el Noreste del campo en la zona de los

pozos SSQ03 y SSQ19 se observa un CAP =-8088 pies SSTVD (Sub Sea True Vertical Depth) y

al Suroeste del campo en la zona del pozo SHU13 se observa un CAP de -8185 pies SSTVD.

Arena “Um”



15

Es una arenisca de poco espesor, cuarzosa, con estratificación cruzada, ondulada y

en partes masiva hacia la base con delgadas intercalaciones lutáceas bioturbada hacia

arriba.

Arena “Ui”

Es una arena cuarzosa, en partes algo micácea, grano-decreciente, limpia, masiva y

con estratificación cruzada a la base, laminada al techo. Se observan varios contactos agua-

petróleo en la unidad U inferior, pero considerando la fecha de perforación de los pozos se

estableció un CAP inicial preliminar de -8300 pies SSTVD para las áreas de Pichincha,

Carabobo, Shushuqui y Secoya (los pozos SSQ07, SSQ06, SSQ21, SEC7B, PICH06, CAR03,

CAR06 indican el contacto anteriormente mencionado). Además existe otro contacto inicial

al Noreste del campo Libertador que pertenece a la zona donde están ubicados los pozos

SHU06 y PAC05 indicando un CAP de -8280 pies SSTVD.

Arenas T

En la arena T, se presentan distintas regiones de contactos iniciales, lo que implica una

separación hidráulica vertical de estas arenas.

En la arena T, se identifica dos claros contactos en las regiones de Shuara, Pichincha, Secoya

y Pacayacu a una profunidad de -8359 pies SSTVD y -8471 pies SSTVD. Para la zona de

Shushuqui se identificaron dos contactos a -8379 pies SSTVD Y-8471 pies SSTVD.

Arena “Ti”

Arena cuarzosa en secuencias métricas grano-decrecientes de grano grueso a muy

fino, con estratificación cruzada en intercalaciones lutáceas. Tiene un importante contenido

de glauconita, la misma que parece ya en la parte media y superior del cuerpo de “Ti”.

Arena “Ts”

Se define como una arena cuarzo-glauconítica métrica de grano muy fino, masivas a

onduladas, con bioturbaciones. Tiene importante presencia de cemento calcáreo.

La profundidad de los contactos preliminares junto con sus niveles de referencia se resume

en la tabla 2:

En cuanto a las arcillas contenidas en la matriz de las arenas se definieron los siguientes

minerales en orden de importancia:

- Arena “T”: Caolinita, ilita, clorita y esmectita.



16

- Arena “Ui”: Caolinita, esmectita, clorita e ilita.

- Arena “Us”: Caolinita, esmectita, ilita y clorita.

Tabla 2: Profundidades de los contactos agua-petróleo inicial

Veamos las siguientes tablas que nos especifican de acuerdo al pozo Y según el campo dónde están

los contactos agua-petróleo.

Contactos agua petróleo en el Campo Shuara

Pozo Prof. MD Contacto agua-petróleo (pies)

SHU-01 -9237 T

SHU-02 -9244 T

SHU-03 No es apreciable SHU-04 No es apreciable

SHU-05 -9191 T SHU-06 No es apreciable

SHU-07 -9151 U -9320 T

SHU-08 No es apreciable



SHU-12 No es apreciable SHU-13 -9034 U


SHU-16 -9215 T SHU-17 -9230 T



17

SHU-18 No es apreciable SHU-19 -9195 T

SHU-21 -9302 T SHU-22 -9219 T


SHU-25 -9155 U -9365 T


SHU-27 -9183 U -9370 T

Contactos agua petróleo en el Campo Carabobo

Contactos agua petróleo en el Campo Pacayacu

Contactos agua-petróleo en el Campo Pichincha

Pozo Prof. MD Contacto agua-petróleo (pies) FORMACIÓN

PICH01 -9331 T

PICH02 -9278 T

PICH03 -9321 T PICH05 -9272 T

PICH06 -9154 U PICH07 -9308 T

PICH08 No es apreciable PICH09 No es apreciable

PICH11 -9128 U

PICH12 -9315 T



18

Contactos agua-petróleo en el Campo Secoya



19

Contacto agua-petróleo Campo Shushuqui

8. CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS DE LAS ZONAS PRODUCTORAS DEL

CAMPO LIBERTADOR

Parámetros petrofísicos y PVT:



20

9. RESERVAS

Las Reservas Originadas Probadas del Área Libertador son 440.227,136 bls, con una

producción acumulada de 326.740,048 bls. Además actualmente se tiene 113.487,088

de Reservas Remanentes, como se indica en la siguiente tabla (Tabla 3).

Tabla 3. Cálculo de Reservas de Petróleo del Campo Libertador en producción por Yacimiento



21

10. AVANCE DE AGUA

Según los resultados de la simulación matemática realizada en el Área Libertador, se

generaron los siguientes mapas de saturación de agua para las unidades “U” y “T”, los

cuales permiten evidenciar zonas no drenadas todavía existentes en algunos pozos cerrados

y productores.

SATURACIÓN DE AGUA, ARENA “T” INFERIOR. A febrero de 2009.



22

SATURACIÓN DE AGUA ARENA “T” SUPERIOR. A febrero de 2009.



23

SATURACIÓN DE AGUA ARENA “U” INFERIOR



24

SATURACIÓN DE AGUA ARENA “U” SUPERIOR



25

SATURACIÓN DE AGUA ARENA “U” SUPERIOR



26

MECANISMOS DE EMPUJE DE LOS RESERVORIOS

1. YACIMIENTOS Us y Ui

Son reservorios de tipo estructural, con presencia de un contacto agua-petróleo inicla para

las arenas “Us” a -8185 pies y para “Ui” a -8300 pies.

2. YACIMIENTOS Ts y Ti

Reservorios tipo estructural con presencia de un contacto agua petróleo inicial para “Ts” a -

8359 pies y a -8471 pies para “Ti”.

MECANISMOS DE PRODUCCIÓN Dentro de los estudios y análisis PVT realizados sobre el Área Libertador, se ha determinado que esta

Área corresponde a un yacimiento subsaturado con un empuje lateral y de fondo de intrusión de

agua; por lo que la presión inicial es mayor que la del punto de burbuja como se señala en el Estudio

de Simulación de Yacimientos, área Libertador, Tomo 1 (Diciembre 1997). Cuando la presión se

reduce debido a la producción de fluidos, se crea un diferencial de presión a través del contacto

agua-petróleo. De acuerdo con las leyes básicas de flujo de fluidos en medio poroso, el acuífero

reacciona haciendo que el agua contenida en él, invada el reservorio de petróleo originando

intrusión o influjo, lo que no solo ayuda a mantener la presión sino que permite un desplazamiento

inmiscible del petróleo que se encuentra en la parte invadida.

Algunos de los pozos del campo Libertador presentan producciones conjuntas de los yacimientos U

(U Superior, U Media y U Inferior) y T (T Superior y T Inferior). Las pruebas iniciales de esos pozos

fueron realizadas separadamente para cada arena y de esta manera se obtiene mayor información

sobre la proveniencia de una posible producción de agua y además se podría determinar una

distribución de la producción conjunta entre las arenas respectivas.

PRODUCCIÓN DE LOS CAMPOS PICHINCHA, SECOYA Y SHUARA.

De los pozos que se encuentran en producción, la distribución por sistemas de levantamiento es la

siguiente (Tabla 4).

Tabla 4. Producción por campos y métodos. Pozos produciendo Julio 2010.



27

En el Área Libertador, a finales del 2009 se cuenta con un total de 162 pozos perforados, de los

cuales 77 están produciendo, 53 pozos se encuentran cerrados, 8 pozos reinyectores cerrados, 10

pozos son reinyectores, 2 pozos esperando abandono y 12 pozos e stán abandonados.

De acuerdo a FORECAST (Julio 2010), a inicios del 2010 se perforaron 5 pozos: SEC-01 RW, ARZ-2D,

SHU-01RW, SEC-37D y SEC-38D.

En cuanto al manejo de agua de formación en los campos Shuara, Secoya y Pichincha no existen

problemas debido a que se tiene 6 pozos reinyectores como se indica en la tabla 5.

Tabla 5. Pozos Reinyectores en los campos Shuara, Secoya y Pichincha. Agosto 2010

El estado actual de los pozos que se encuentran ubicados en los campos Shuara, Pichincha y Secoya

de acuerdo a FORECAST Julio 2010, se muestran en la tabla 6:

Tabla 6. Estado actual de los pozos que se encuentran ubicados en los Campos Shuara, Pichincha y

Secoya.



28

SELECCIÓN DE POZOS La selección de pozos se realiza mediante el análisis de historiales de prod ucción,

reacondicionamiento, diagramas de completación, registros a hueco abierto y de cemento

juntamente con los condicionamientos presentados por: Jhon A. Veil -1999, para la aplicación de la

tecnología Hydrosep. Es decir, el pozo candidato presenta, una zona de reinyección bajo la zona de

producción, tener un RAP superior a 8, BSW superior a 85%, la producción de f luidos superior 1260

BFPP.

POZOS CON PROBLEMAS DE PRODUCCIÓN DE ARENA DEL ÁREA

LIBERTADOR Los pozos que presentan problemas de producción de arena según análisis de cada pozo con BES

son:

- ATACAPI-13

- SECOYA-17

- SECOYA-20

- SHUSHUQUI-18

SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

Luego que la energía natural (presión interna) del reservorio ha disminuido y no es suficiente para levantar el fluido hasta la superficie, es necesario utilizar métodos artificiales de bombeo que proporcionen la energía adicional para hacer llegar el fluido a la superficie y continuar con la explotación racional del reservorio. En el campo Libertador, además del sistema de levantamiento artificial por bombeo electro sumergible, existen también otros sistemas de levantamiento artificial, que son:

Bombeo Mecánico

Bombeo Neumático (Gas Lift)

Bombeo Hidráulico

Bombeo Horizontal del agua de formación (Pozos Reinyectores)

Dentro del Área Libertador encontramos que están produciendo 132 pozos; de los cuales 76

se encuentran produciendo por Bombeo Electrosumergible, 53 pozos se encuentran



29

produciendo bajo el sistema de Bombeo Hidráulico y por último tenemos solamente 3 pozos produciendo por sistema de Inyección de Gas.

PRODUCCIÓN

El Campo Libertador cuenta con cuatro subestructuras alineadas en dos ejes Norte - Sur que

se fusionan hacia el Sur conformando el periclinal Pichincha - Carabobo. El eje Oriental cruza

de Norte a Sur las estructuras Pacayacu y Shuara y el eje Occidental de las estructuras

Shushuqui y Secoya.

Su cierre estructural máximo es de 240 pies y corresponde al alto Secoya, el alto Shushuqui tiene 180 pies, Shuara 200 y Pacayacu 140 pies. Cubren un área aproximada de 20 Km, de

dirección preferencial Norte - Sur por 5 Km de este a oeste.

INSTALACIONES DE SUPERFICIE

El campo Libertador cuenta con dos estaciones principales de producción, Cuyabeno y

Sansahuari.



30



31

CARACTERÍSTICAS DEL CRUDO LIBERTADOR



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33



34

MEDIDORES LIBERTADOR



35

CAMPOS DEL ÁREA LIBERTADOR

CAMPO ATACAPI

Fue descubierto por Texaco con el pozo Atacapi 1, cuya perforación se inició el 6 de

agosto, alcanzo los 9848´ de profundidad, y fue completado el 28 de septiembre de

1968.Produjo un total de 3800 BPPD(1960 de 29° API del yacimiento “U” y 1840 BPPD de

34°API de “T”). Su producción arranca en diciembre de 1978 con 4000 BPPD. Se encuentra

ubicado en la cuenca Oriente, a 16 Km. Al Sur-Este del campo Lago Agrio en la provincia de

Sucumbíos.

Actualmente el campo tiene una producción de 5207 BPPD.

COORDENADAS DEL CAMPO ATACAPI

Las coordenadas geográficas y UTM dentro de las cuales se localiza el campo Atacapi son:

Geográficas:

Latitud: 00º07’00”-00º01’00”N

Longitud: 76º43’00”-76ª38’00” W

UTM:

Latitud: 1000010000-10024000N

Longitud: 304000-320000W



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POZOS PRODUCTORES DEL CAMPO ATACAPI

Actualmente en este campo se han perforado 19 pozos de desarrollo y de entre los cuales

existe 3 pozos direccionales: Atacapi-10D, Atacapi 11D y el Atacapi 12D que salen desde las

plataformas de los pozos Atacapi-04 y Atacapi-08 respectivamente. Hoy en día en total

existen 20 pozos perforados desde su descubrimiento entre productores y reinyectores, de

los cuales 14 están en producción.

Pozos productores

Son en total 14 pozos: ATA-01, ATA-02, ATA-07, ATA-08, ATA-09, ATA-10D, ATA-11D,

ATA-13, ATA-014, ATA-15, ATA-16, ATA-17, ATA-18 y ATA-23.

Estos pozos producen tanto de los intervalos “U” y “T” por separado de sus miembros

superiores e inferiores.

Pozos reinyectores

En total se tiene dos pozos: ATA WIW-1 y el ATA-03, cuya agua de formación es

inyectada a la formación Orteguaza y Tiyuyacu respectivamente.

Cabe señalar que el pozo ATA-03 inicialmente se perforó como productor y debido al

bajo aporte se cerró y se acondicionó como reinyector de agua de formación, no así para el

ATA WIW-1 que fue perforado exclusivamente como reinyector.

En anexos se encuentra el reporte mensual de abril de Reinyección de agua del

campo Atacapi.

Pozos abandonados

Se tiene 1 en total: ATA-06 por bajo aporte.

COORDENADAS DE LOS POZOS DEL CAMPO ATACAPI

Las coordenadas de los diferentes pozos perforados en el campo Atacapi están en la

siguiente tabla, tanto en coordenadas UTM como en coordenadas Geográficas.



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PRODUCCIÓN ACUMULADA POR POZO DEL CAMPO ATACAPI



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GRÁFICA DE PRODUCCIÓN DE FLUIDOS

En las siguientes tablas y gráficos se muestra las producciones anuales de fluidos del

campo Atacapi:

Interpretación

En la tabla se observa que la máxima producción de Atacapi fue en el año 2005 con

3.465.813 Bls de petróleo, mientras que en el año 2007 hubo una disminución de más de la

mitad de la producción llegando a 1.562.692 Bls.



40

Reporte mensual de producción campo Atacapi



41

El mecanismo de producción que permite extraer el petróleo es empuje de agua

combinado con expansión de fluidos y roca, predominando el primero.

Estos mecanimsos se los puede deducir del comportamiento de producción de los

yacimientos.

Producción Acumulada por Reservorio del Campo Atacapi

Facilidades de Producción del Campo Atacapi



42

Ubicación de los Pozos del Campo Atacapi en el mapa

En la actualidad el campo Atacapi cuenta con 11 pozos en producción de los yacimientos

“U” y “T” por separado de sus miembros superiores e inferiores de la formación Napo con

una API de 34 grados y un corte promedio de agua de 73.06%.



43

HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO ATACAPI

PRESIÓN INICIAL Y DE SATURACIÓN

La presión inicial (Pi) se la define como la presión con la que el yacimiento inicia su vida

productiva, mientras que la presión de saturación (Pb) es aquella en donde empieza a

liberarse gas en el yacimiento.



44

La arenisca “U”, la de mayor importancia por sus reservas, la presión inicial fue de 4012 psi y

el valor actual es de 3100 psi, el decremento es pequeño 500 psi, evidenciándose el soporte

del acuífero en el yacimiento. El yacimiento Napo “T” tuvo una presión inicial de 3970 psi y

la presión actual es de 3200 psi.

GEOLOGÍA DEL CAMPO ATACAPI

Atacapi geológicamente se ubican sobre el flanco norte del arco de la transcuenca que

separa la cuenca de Oriente en Ecuador y Perú hacia el sur, de la cuenca Putumayo en

Colombia hacia el norte.

En el campo Atacapi no se han perforado nuevos pozos desde el año 2005.

El campo Atacapi es un anticlinal alargado de dirección aproximada Norte-Sur, que

constituye la culminación del tren estructural Shushufindi-Aguarico, con un área aproximada

de 3350 acres.

Está limitado al Este por una falla inversa, con la pendiente regional a favor del lado

levantado; esta falla no afecta a todo el campo, observándose únicamente en la parte

Norte.

Los principales reservorios productores de los campos Atacapi se encuentran en la

Formación Napo en su miembro inferior, en los intervalos clásticos denominados “U” y “T”.

Mecanismo de Producción: El mecanismo predominante de producción de la Arena “T” del

Campo Atacapi es un acuífero de fondo, mientras que la Arena “U” tiene empuje lateral.

Parámetros Petrofísicos del Campo Atacapi

Equipos de Superficie de los Pozos Reinyectores en el Campo Atacapi



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Estudio Sedimentológico Integral de la Arenisca “T Principal” del campo Atacapi.

Descripción General: El 86% del núcleo corresponde a la arenisca “T Principal” son areniscas

de grano medio superior a grueso inferior y el restante 14% son sedimentos finos arcillosos.

Granulometría de las Areniscas: Las areniscas representan un 86% de la longitud del núcleo.

Poseen tamaño de grano entre medio-superior (en facies de barra de marea principalmente,

planicie arenosa de marea y areniscas glauconíticas de plataforma) y grueso inferior (en las

facies de la barra de marea y planicie arenosa de marea).

Redondez: Observando la curva de redondez se puede ver que los granos de la arenisca son

principalmente sub-angulares o sub-redondeados (en fases de barra y planicie arenosa de

marea) a excepción del tope del núcleo donde las areniscas son sub-redondeadas (facies de

areniscas glauconíticas de plataforma).

Consolidación: La curva de consolidación muestra que los sedimentos arenosos, poseen una

consolidación uniforme dura.

Estudio Sedimentológico Integral de la arenisca “U Inferior” del campo Atacapi

Descripción General: Aproximadamente el 94% del núcleo de la arenisca “U inf” de 57’ son

sedimentos arenosos y el restante 6% son sedimentos arcillosos (principalmente) y limosos.

El 84% del núcleo muestra saturación con hidrocarburos líquidos.

Granulometría de las Areniscas: Las areniscas representan el 94% de la longitud del núcleo.

Poseen tamaños de grano comprendidos entre grueso superior a fino superior,

principalmente grueso inferior a medio inferior. Ninguno de los tamaños es específico de las

facies de los ambientes identificados (facies de barra de marea, de planicie arenosa de

marea, de canal de marea y plataforma clástica arenosa somera).

Redondez: Observando la curva de redondez se ve que para todas las faci es arenosas

identificadas en el núcleo, los granos de la arenisca son principalmente sub-angulares a sub-

redondeados.

Consolidación: La curva de consolidación meustra que los sedimentos arenosos poseen una

consolidación uniforme dura.



46

Historial de los Pozos Reinyectores del campo Atacapi

El pozo fue perforado el 24 de noviembre del 2004 como reinyector de agua de formación a

la formación Orteguaza. Este pozo inyecta 9524 BAPD en promedio desde el 2007 hasta la

actualidad. En la tabla siguiente se muestra los trabajos realizados en el pozo.



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COMO POZO REINYECTOR:

Actualmente el pozo reinyecta a la formación Tiyuyacu, con un promedio de 7800 BIPD a

2800 PSI de descarga.



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ATACAPI-04 (ATA-04)

La completación original se realizó en 29 de marzo de 1979, el pozo fue originalmente

perforado como productor. El 20 de Febrero de 2009 se lo cambió a Pozo Reinyector. En la

siguiente tabla se muestra el historial de trabajos realizados:

Luego de esto el pozo ha estado inyectando a la formación Tiyuyacu hasta la actualidad con

un promedio de 7500 BIPD a un caudal de 5.2 BPM y una presión de 2800 PSI.

El mecanismo predominante de producción de la Arena “T” del Campo Atacapi es un acuífero de

fondo, mientras que la Arena “U” tiene empuje lateral.



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Propiedades promedio de los fluidos del campo Atacapi

Salinidades y Resistividades

Estimación del POES por el Método Volumétrico del campo Atacapi

Reservas por curvas de declinación del campo Atacapi



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FACTORES DE RECOBRO

Los factores de recobro para el área Atacapi son de 20% para “U” superior, 40% para “U”

inferior, 40% para “T” superior, 50% para “T” inferior. En la siguiente tabla se muestran

claramente estos factores:

SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL CON EL QUE ESTÁ COMPLETADO CADA POZO

EN EL CAMPO ATACAPI

La mayor producción acumulada de petróleo en el campo Atacapi se sitúa en la arenisca “U”

en relación a la arenisca “T”. El BSW promedio para el campo Atacapi es del 73.06%, las

zonas con mayor corte de agua se encuentran en los pozos ATA-16, ATA-10D y ATA-15

proveninetes de los reservorios “T” inferior y “U” Inferior respectivamente, como se ve en la

siguiente tabla:



51

BSW promedio de los pozos del campo Atacapi

DISTANCIAS, RADIOS Y ÁREAS DE DRENAJE DEL CAMPO ATACAPI



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TOPES Y BASES DE LAS FORMACIONES DEL CAMPO ATACAPI



53

COMPLETACIÓN DEL POZO ATACAPI 18



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Estación de gas Atacapi

Existe también una Estación de Captación de Gas llamada Atacapi, en la siguiente figura su

detalle geográfico:

La estación de captación de gas Atacapi se encuentra ubicada en el cantón Dureno en la

provincia de Sucumbíos a 292 metros de altura sobre el nivel del mar, cuyas coordenadas

geográficas son: N 00º03’36,8”; W 76º39’34.0”.

La estructura utilizada para las comunicaciones es un tubo piloteado soportado con vientos

de 24 metros, la cual se usa para los sistemas de comunicación: SCADA y radio teléfono.



55

CAMPO FRONTERA

UBICACIÓN GEOGRÁFICA

El Campo Frontera se encuentra ubicado en la Región Noreste de la Cuenca Oriente, en la Provincia

de Sucumbíos, al Norte del Campo Libertador y al Noreste del Campo Tapi -Tetete, en el límite

territorial con Colombia hacia el margen del río San Miguel, alrededor de las coordenadas

geográficas: N 00° 14' 28.17" y W 76' 33' 27.72"; dicha ubicación se ilustra a continuación

INFORMACIÓN HISTÓRICA DEL CAMPO FRONTERA

En un inicio, mediante la interpretación de la Comisión Binacional CEPE – ECOPETROL (en Ecuador y

en Colombia, respectivamente), de la información sísmica obtenida en el año de 1987, se definió un

alto estructural compartido entre ambos países, descubriéndose en ese entonces el Campo

Frontera-Quillasinga.

En Diciembre del mismo año, se perforó el pozo exploratorio Frontera 1, por CEPE (PETROECUADOR

en la actualidad), obteniéndose producción en los cuerpos arenosos “U” Inferior y “T”, mientras que

ECOPETROL en Marzo de 1988 obtuvo producción en los mismos yacimientos con el pozo

exploratorio Quisallinga 1.

Como consecuencia de la perforación de estos dos pozos, la comisión recomendó disparar las líneas

sísmicas CPECP-87-1320 y 1090, con el fin de definir la extensión de la estructura hacia el Norte;

unilateralmente, ECOPETROL disparó las líneas P87-1210 y P87-1220; con esta información la

comisión reinterpretó e incorporó un nuevo mapa estructural en Junio de 1988. Inicialmente se

consideró un Campo Unificado, pero con la perforación del pozo de avanzada Frontera 2 en



56

Septiembre de 1989 que es productivo y el pozo de avanzada Quillasinga 2 en Julio de 1990, que

resultó seco, se determinó que eran estructuras independientes y por tanto no existe continuidad en

los yacimientos.

CEPE reinterpreta geofísicamente el área en Junio de 1989, concluyéndose que no hay variación en

la forma y elongación de la estructura pero que no llega más allá de la frontera, es decir, las

estructuras Frontera y Quillacinga carecen de continuidad estructural.

Consecuencia de esta interpretación, el Departamento de Geología analiza la información de los

pozos y ratifica la falta de comunicación de las dos aéreas; además la comisión binacional, elabora

un nuevo mapa estructural en Junio de 1991 con el que se confirma la presencia de dos altos

estructurales separados, lo que permitió que en Julio del mismo año, se inicie la producción del

campo en forma independiente, con una tasa de 800 barriles de “U” Inferior del pozo Frontera 1 y

500 barriles de “T” del pozo Frontera 2.

En Agosto de 1994 se perforó el pozo de avanzada Frontera 3 y los pozos de desarrollo Frontera 4B

en Junio de 1996 y Frontera 5 en Julio de 1996, los que fueron productivos, de las areniscas "U"

Inferior y "T".

PERFORACIONES



57

COMPLETACIONES

ESTADO ACTUAL DEL CAMPO

Existen el pozo Frontera 1 y el pozo Frontera 3; el primero se encuentra cerrado y el

segundo, pasó a ser un pozo reinyector de agua. Los pozos Frontera 2, 4B y 5, se encuentran

en producción, el primero de la arenisca “T” y los dos pozos restantes, produciendo de la

arenisca “U” Inferior.

DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL CAMPO

La Compañía CEPE en el año de 1988, definió un alto estructural prospectivo denominado

Frontera, que fue probado mediante la perforación del pozo exploratorio Frontera 1, dando

resultados positivos en las areniscas "U" Inferior y "T" de la Formación Napo;

geológicamente, se encuentra ubicado al Norte de la Subcuenca del Napo en Ecuador y al

Sur de la Subcuenca del Putumayo en Colombia.

Se conforma de un anticlinal asimétrico fallado, en dirección preferencial NE-SW, con un

promedio de 4 Km de largo y 1.5 Km de ancho, que constituye su estructura principal y se

ubica al Norte; en esta estructura, se encuentra el pozo exploratorio Frontera 1 y el pozo de

avanzada Frontera 2, además de los pozos de desarrollo Frontera 4B y Frontera 5. Al Sur,

separada por un paleovalle, se encuentra una segunda estructura menor, de tendencia NE-E

a SW-W, derivada de la anterior, correspondiente al alto del pozo de avanzada Frontera 3.



58

El Campo Frontera posee un tipo de trampa estructural-estratigráfica, debido a las diversas

fallas existentes, a su estructura de anticlinal y al cambio lateral de facies, conteniendo así,

una trampa combinada.

CARACTERÍSTICAS SEDIMENTOLÓGICAS DEL CAMPO

La acumulación de los sedimentos en la zona del Campo Frontera, fue controlada por el

paleorelieve, constituido de granito biotítico, y el cual tuvo una influencia notable en la

depositación del reservorio "T". La caliza "B", se depositó en un ambiente tectónico

tranquilo; el reservorio "U", por otra parte, no fue influenciado por el basamento, pero

soporta las modificaciones de una compactación diferencial, antes de la depositación de la

caliza "A", lo que permite que su extensión areal sea mayor que la del reservorio "T".

La tendencia estratigráfica, define que las areniscas "U" Inferior y "T", son más limpias y

mejor desarrolladas al NE; la arenisca Hollín se acuña al Sur antes del Campo Frontera, y,

aparece nuevamente al Norte en el Campo Quillacinga. En la tendencia NW-SE, las areniscas

"U" Inferior y "T" se mantienen constantes, con un mejor desarrollo al SE. La caliza "C" se

acuña contra el basamento como lo indica el corte estructural-estratigráfico A – A’

Las fallas de basamento y los trenes estructurales tienen un rumbo dominante N-S paralelo

a la cordillera de Los Andes; se determinaron 8 fallas: en la dirección NE - SW se orientan

tres fallas (a, b y c); en la dirección NW – SE, se hallan dos fallas menores (d y e); en la

dirección NNE - SSW dos fallas (f y g); finalmente, separándolo de la otra estructura, se

encuentra la falla (h), entre el pozo Frontera 4B y el pozo Frontera 3

CARACTERÍSTICAS LITOLÓGICAS DEL CAMPO

Dentro de las características litológicas en las principales formaciones del Campo Frontera,

tenemos:

Formación Napo (Grupo Napo)

El actual grupo Napo abarca las formaciones Napo Basal, Napo Inferior, Napo Medio y Napo

Superior.

a) Formación Napo Basal



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Incluye la arenisca basal, anteriormente llamada Hollín Superior, la caliza “C” y la arenisca

"T". La caliza “C”, como una formación importante del Campo Frontera, está constituida de

una caliza fosilífera interclástica de color café clara a gris; la arenisca "T", por otra parte,

posee arenas cuarzosas, glauconíticas y en parte calcáreas de color verde.

La arenisca "T" se divide en superior e inferior: la arenisca "T" Inferior, también denominada

“T” Principal, está constituida de areniscas glauconíticas e intercalaciones pequeñas de

lutitas; la arenisca “T” Superior está constituida de areniscas limosas y calcáreas con

intercalaciones de lentes de lutitas.

b) Formación Napo Inferior

Incluye la caliza "B”, lutita "U" y las areniscas "U" Inferior y "U" Superior.

La caliza "B" la constituye una alternancia de lutitas negras y calizas margosas. La arenisca

“U” Inferior, contenedora de hidrocarburos, se divide en cuatro subniveles, y arenisca “U”

Superior, está constituida de areniscas lutáceas y/o calcáreas con intercalaciones de lentes

de lutitas.

En el subnivel U – 1, existe la presencia de estratificación cruzada; presenta una barra

marginal en el sector de los pozos Frontera 2, Frontera 5 y Frontera 3, en donde además, se

encuentra arenisca arcillosa con intraclastos de carbón e intercalaciones de lutita arcillosa y

carbonosa. En el subnivel U – 2, existe la presencia de lutitas que cubren la extensión del

subnivel U – 1.

En el subnivel U – 3, en la parte central del campo, por los pozos Frontera 5, Frontera 1 y

Frontera 4B, se encuentran depósitos correspondientes a una barra marginal intracanal,

caracterizados por la presencia de arenisca bioturbada con intercalaciones de lutita micácea

y arenisca limosa. En el subnivel U – 4, el canal del Norte, permanece migrado hacia el Sur,

hacia el pozo Frontera 5, donde forma un canal de marea; por el pozo Frontera 3, cruza una

barra marginal, caracterizada por la presencia de areniscas con hidrocarburos e

intercalaciones de areniscas arcillosas.

c) Formación Napo Medio

La conforman la caliza "A" y la caliza "M-2". La caliza "A" está constituida de calizas de

estratos gruesos, típicas de plataforma carbonatada de poca profundidad con lutitas en la

base y tope. La caliza “M-2” posee glauconitas que son mayormente coetáneas de esta

caliza.



60

d) Formación Napo Superior

Incluye a la caliza "M-1", a las lutitas del Napo Superior, y a las areniscas superiores del

grupo Napo, también llamada arenisca "M-1". La caliza

“M-1”, es una secuencia de calizas-lutitas-margas-calizas. La lutita "M-1" está materializada

por niveles de fosforitas y está ligada a la transgresión.

CARACTERÍSTICAS ESTRATIGRÁFICAS DEL CAMPO

Las características estratigráficas de las principales formaciones, son:

Formación Napo (Grupo Napo)

El grupo Napo suprayace en concordancia a la formación Hollín (la formación Hollín no

presenta hidrocarburos) y está cubierta por los "red beds" de la formación Tena con una

ligera discordancia erosional.

a) Formación Napo Basal

Corresponde más o menos a un primer ciclo sedimentario transgresivo-regresivo, cuyo tope

podría coincidir con una buena línea de tiempo; se encuentra sobreyacida por la Formación

Napo Inferior, la cual se detallará más adelante.

La arenisca basal y caliza "C", desaparecen al Este o Noreste, por lo tanto no pueden ser

utilizadas como línea de tiempo. El carácter marino de la arenisca basal, demuestra que ya

pertenece al ciclo sedimentario marino del Cretáceo Medio (parte inferior del grupo Napo).

La caliza "C" se acuña hacia los flancos del paleorelieve.

La arenisca "T", también posee una influencia notable del paleorelieve en su depositación;

yace directamente en discordancia, lo cual ha influido claramente en las características

petrofísicas del reservorio. La arenisca "T" Inferior, constituye el principal reservorio de esta

arena; posee una potencia promedia de 45 pies. La arenisca "T" Superior, tiene un escaso

desarrollo de arena en el campo y posee una potencia de 20 pies.

b) Formación Napo Inferior

Corresponde más o menos a un nuevo ciclo sedimentario transgresivo-regresivo mayor,

terminado por un hiato estratigráfico mayor. La caliza "B" posee una potencia aproximada

de 30 pies y son depósitos de plataforma profunda.

La arenisca "U" Inferior es el principal reservorio del campo y posee una potencia promedia

de 55 pies. El nivel inferior U – 1, se encuentra en toda la extensión del campo y se



61

interpreta como un canal deltaico que pasa por los pozos Frontera 1 y Frontera 4B. El nivel

independiente U – 2, consiste en una lutita de espesor constante desarrollada en todo el

campo cubriendo concordantemente el subnivel U - 1, y que si bien puede tener porosidad,

carece de permeabilidad por lo que es una capa impermeable.

La arenisca intermedia U – 3, es el principal reservorio con una arenisca limpia, y se

desarrolla a los extremos del campo, cuyo canal principal, parece subdividirse en dos, al

Norte en el pozo Frontera 2 y al Sur en el pozo Frontera 3, caracterizado por presencia de

estratificación cruzada. El nivel U – 4, es de menor desarrollo; está localizado parcialmente

al Norte en el pozo Frontera 5 y al Sur en el pozo Frontera 3.

La arenisca “U” Superior posee un ambiente de depósito marino somero a transicional,

gradando a deltaico al tope del reservorio.

c) Formación Napo Medio

La caliza “A” está probablemente separada de la arenisca "U" por un hiato; posee una base

transgresiva constituye una excelente línea de tiempo. La caliza “M-2” es muy

probablemente de edad Turoniano Superior, y alcanza el Coniaciano Basal hacia el tope.

d) Formación Napo Superior

Incluye a la caliza "M-1" que traduce una transgresión mayor y constituye una muy buena

línea de tiempo, la lutita "M-1" con una nueva transgresión marina importante, y las dos

unidades de la arenisca "M-1", las cuales tienen un contacto basal erosivo que, como todas

las superficies de transgresión, establecen relativamente buenas líneas de tiempo que

siguen hiatos estratigráficos importantes.

RESERVORIOS PRODUCTORES DEL CAMPO

Los reservorios principales, contenidos en el Campo Frontera, de los cuales existe aporte de

hidrocarburos son los denominados arenisca “U” Inferior y la arenisca “T”.

Cabe destacar que el yacimiento de mayor importancia desde el punto de vista de la

producción, es la arenisca “U” Inferior, debido a que es el reservorio que entrega la mayor

cantidad de crudo dentro de la producción total del campo.



62

REGISTROS ELÉCTRICOS

Los registros tomados en el Campo Frontera se detallan en el siguiente cuadro De igual

manera, los valores de porosidad efectiva y saturación de agua calculados a partir de

registros eléctricos

PROPIEDADES PETROFÍSICAS

POROSIDAD

A partir de los valores que fueron obtenidos, se determinó la porosidad efectiva promedio

para cada arenisca, resumida en el siguiente cuadro:



63

PERMEABILIDAD

Saturación de agua, (Sw)

Los valores de saturación de agua para cada arenisca del campo, se presentan a

continuación:

Los valores de saturación de petróleo, para cada arenisca del Campo Frontera, fueron

obtenidos de las saturaciones de agua y son:



64

Compresibilidad de la roca, (Cf)

CONTACTOS DE LOS YACIMIENTOS, (CAP)

PRODUCCIÓN

La producción efectuada en las areniscas “U” Inferior y “T”, de cada pozo en el Campo

Frontera, a partir Julio de 1991, fecha en la cual inicia la producción del campo, hasta Mayo

de 2008 el mecanismo de producción de la arena “T” tiene un empuje lateral con acuiífero

de fondo y la Arena “U” tiene empuje lateral y corresponde a un yacimiento subsaturado,

según los estudios de Ingeniería de Petróleos del Área Libertador

La producción del Campo Frontera ha sido muy irregular, en la figura 2.5 se puede ver el incremento

de producción de agua con relación al del petróleo. Al momento el campo tiene 2 pozos productores



65



66



67

ESTACIÓN FRONTERA

Facilidades de superficie de la estacion Frontera

Una estacion de Produccion es una localizacion a la cual es direccionado el fluido

proveniente de cada uno de los pozos para ser separado, tratado y almacenado, dentro de

una estación de produccion se encuentran las llamadas facilidades de produccion que

consta de:

Multiples: el cual es un conjunto de válvulas y tuberias que nos permite direccionar

el fluido de los pozos hacia los separadores.



68

Separador: dispositivo que permite separar las distintas fases del fluido mediante la

decantacion y cambio de velocidad.

Bota de Gas: permite eliminar el residuo de gas dentro del petróleo

Tanque de Lavado: separa el agua del petróleo, ademas de permitir el

almacenamiento de los dos fluidos

Tanque de Surgencia: almacena el petróleo

Bombas de Transferencia y Tanque de Almacenamiento: almacena el fluido con BSW

menor al 0,1 % para luego bombearla al oleoducto.

Dentro de algunas estaciones tambien temenos sistemas como:

La unidad LACT: es un conjunto de equipos donde se encuentra los contadores de

flujo electrico

Sistema contra Incendios: consta de bombas, tuberias para el manejo de agua y

espuma en caso de conatos de incendios.

Sistema para el tratamiento de agua para su posterior reinyeccion, para este proceso

se utilizan los siguientes equipos.

Tanque de Almacenamiento: donde se almacena el agua proveniente de

separadores, Tanque de Lavado y Surgencia

Acumulador, tambien conocido como pulmón, es un recipiente donde se acumula el

agua para evitar la cavitación

Bomba (Booster): permiten enviar el fluido al pozo inyector

La Estación Frontera cuenta de 2 baterías de Múltiples que permiten el manejo de 10 pozos

a la vez, con 2 separadores uno de producción con una capacidad de 10000 BLS y uno de

prueba con una capacidad de 5000 BLS, el fluido después de los separadores sigue a l tanque

de lavado que tiene una capacidad de 5000 BLS sigue hacia el tanque de Surgencia que

cuenta con una capacidad para 5000 BLS, el petróleo de igual forma que en la anterior

estación es almacenado y trasladado hacia la estación Secoya. En la tabla 3.2 podemos

observar en detalle todas las facilidades de producción.

La Estacion Frontera maneja un promedio de 2926 BFPD con un BSW de 86,71 % y °API de

27.

DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE SUPERFICIE DE LA ESTACIÓN FRONTERA



69



70



71

HISTORIAL DE LOS POZOS REINYECTORES DEL AREA FRONTERA

FORNTERA – 03 (FTR-03)

La completación original se realizó en Agosto 30 de 1994, el pozo fue originalmente perforado como

productor. El 18 de Junio de 2008 se lo cambio a Pozo Reinyector. En la siguiente tabla se muestra el

historial de los trabajos realizados.

ANTE DE SER REINYECTOR

No existen registros de trabajos realizados en este pozo como reinyector



72

COMPLETACIONES DE LOS POZOS REINYECTORES

La Completación para un pozo reinyector es un arreglo de equipos y tuberías que tiene la finalidad

de conducir el agua de la superficie a la formación, de manera óptima y segura. Para este caso la

completación es simple, consta de tubería por donde se va a transportar el agua, un packer que aís la

la formación a la que se va a reinyectar, no-go que permite que el fluido sea unidireccional y de una

camisa q nos permite abrir o cerrar la tubería para el paso del agua. Las características de los

elementos usados en la complementación dependerán de l a formación receptora y del agua de

formación.

FRONTERA – 03 (FRT-03)

La completación del pozo FRT-03 se encuentra desde 6659´ hasta 6835´, se inyecta a la formación

Tiyuyacu.



73



74



75

CAMPO TAPI-TETETE

El campo Tapi está localizado en la región Amazónica Ecuatoriana, en el extremo Norte de la Subcuenca Napo, aproximadamente 10 km al Sus del Rio San Miguel frontera con Colombia, y 18 Km al Norte – Noreste (NNE) del Campo Pacayacu. Está ubicado en el extremo norte de la Subcuenta Napo; aproximadamente a 10 km al sur

del rio San Miguel frontera con Colombia, y 18 km al NE del Campo Pacayacu.

Las coordenadas geográficas y UTM dentro de las cuales se localiza este campo son:


Coordenadas Geográficas:

Latitud: 00°09´00´´-00°14´00´´N

Longitud: 76°30´00´´-76°33´00´´W

UTM

Latitud: 10018759.8-1002400.8 N

Longitud: 327415.6- 331624.4 W



76

Antes se los consideraba independientes, fue descubierto en julio de 1980 con la

perforación del pozo Tetete 1, el mismo que alcanzo los 9400 pies de profundidad. En su

prueba inicial se obtuvieron 1325 BPPD de 30 ° API de la arenisca “T” y 330 BPPD de 29°API

de la arenisca “U”.



77

PRESIONES DEL CAMPO

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

Viscosidad del agua

Está en función de la temperatura, sin embargo la presión y salinidad también afectan sobre esta.

Para este estudio calculamos valores promedio para el campo Tapi -Tetete.

Propiedades de los fluidos de acuerdo a las arenas:



78



79



80

RESISTIVIDAD DE LAS ZONAS PRODUCTORAS

Se utilizó el método de Schlumberger para determinar la salinidad del agua, de la siguiente

forma:



81

-Establecer los siguientes valores de cada pozo: profundidad total (TD), temperatura

de superficie (TS), temperatura de fondo (BHT), y resistividad del filtrado de lodo (Rmf).

Se determina el promedio (FD) de cada arena

Se calcula el gradiente geotérmico (GT).

Se determina la temperatura de formación a la profundidad promedio (FT).

Los datos de resistividad se ven en la tabla 2.3.



82



83

Porosidad y permeabilidad de las zonas productoras



84



85



86

Espesores netos saturados de petroleo



87

Permeabilidad del petroleo



88

Para determinar el CAP se usaron registros electricos con los criterios

-una deflexion brusca de la resistividad total.

- la curva de la resistividad total se mantienen constante en valores bajos mientra exista

arena…anexo 1

Profundidades del CAP

CONTACTOS AGUA PETRÓLEO EN LOS POZOS DEL CAMPO TAPI-TETETE



89

PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS FLUIDOS

GEOLOGIA DEL CAMPO TAPI

La estructura del campo Tapi está conformada por dos ejes estructurales paralelos y

elongados en una dirección aproximada Norte-Sur. Los ejes de los anticlinales están

claramente definidos por los pozos Tapi 1,2 y 5 Oeste y Tapi 4 y 6 al Este, separados por un

bajo estructural paralelo, en cuyo flanco fue perforado Tapi-03.



90

ESTRATIGRAFIA DEL CAMPO

La secuencia estratigráfica atravesada durante la perforación de los 6 pozos Tapi, tiene

relación la descrita en la Cuenca Oriental, y se compone de rocas Pre-cretácicas hasta

sedimentos cuaternarios



91

COLUMNA LITOLÓGICA DEL CAMPO TAPI-TETETE

Según el Léxico Estratigráfico Duque (2000) y Tschopp (1953), las litologías de las

formaciones afines al campo Tapi son descritas así:

Formación Pre-Hollín

Pertenece a la edad Pre-Cretácica ya que se encontraron rocas metamorfizadas a la

profundidad de 9440 pies; un estudio microscópico dio como resultado un granito,

formando un paleorelieve sobre el cual se depositaron las rocas sedimentarias, desde Hollín

hasta el Cuaternario. Esta formación constituye el basamento para los campos



92

Formación Hollín

Estudios palinológicos señalan la case de edad Aptiana y la mayoría de la formación

corresponde al Albiano. Una serie de lavas y piroclastos que comprenden esencialmente la

parte inferior de la formación podrían ser del Cretácico inferior

La formación Hollín es de ambiente marino continental, yace en discordancia erosional

sobre las rocas ígneas de Pre-Hollí; debido básicamente a la irregularidad de espesores.

Consiste de areniscas de color blanco, grano grueso, porosas, permeables, subredondeadas,

cuarzosas, ligerísimamente glauconíticas, con intercalaciones de finas capas de caliza masiva

color crema y lutitas negras fisibles

Formación Napo

Su edad va del Albiano al Santoniano. Se deposita concorde y erosionalmente sobre <hollín,

es de ambiente netamente marino y está constituida por una alternancia de lutitas, calizas y

areniscas.

La formación Napo se ha subdividido en 3 capas: Napo Inferior, Medio y Superior

Napo Inferior

Una serie de transgresiones y regresiones posibilitaron la depositación de esta litología la

cual está constituida por areniscas y lutitas con calizas subordinadas

A la base de Napo Inferior se muestran calizas de color crema masivas y duras. Sobre éstas

se deposita la <Arenisca “T” Inferior, que se caracteriza por ser cuarzosa, en secuencias

métricas grano-decreciente, con estratificación cruzada e intercalaciones lutáceas y con un

importante contenido de glauconita. Posteriormente encontramos la Arenisca “T” Superior,

que es una arenisca cuarzo-glauconítica, en bancos métricos de grano muy fino, masiva a

ondulada con bioturbaciones y una importante presencia de cemento calcáreo.

Siguiendo a “T” tenemos la Caliza B, de color gris claro a oscuro, masiva compacta y semi-

dura.

Sobre esta Caliza se deposito la Arenisca “U” Inferior, que corresponde a una arenisca

cuarzosa, en partes algo micácea, grano decreciente, limpia, masiva con estratificación

cruzada a la base, laminada al techo.

Encima yace la arenisca “U” Media que presenta lutitas negras grisáceas, fisibles y semi -

duras; finalmente se encuentra la Arenisca “U” Superior, que describe areniscas cuarzosas

con frecuentes bioturbaciones y la presencia de intercalaciones de lutita, a la base se

desarrolla una secuencia de grano-creciente y hacia arriba secuencias grano decrecientes.

Napo Medio

Constituido por una Caliza Principal o Caliza A, la cual se depositó debido a una serie de

transgresiones y regresiones, se muestra maciza, gris, fosilífera y de espesor constante entre



93

70 y 90 m. Sobre ella se depositó la arena M-2, que es una arenisca de color gris verdoso,

calcárea, de grano fino a medio, subangular, arcillosa y glauconítica.

Napo Superior

Ocurre en un ambiente transgresivo y está constituido por lutitas verdes grises hasta negras

interestratificadas con escasas calizas grises parcialmente fosilíferas, su esperos decrece

desde los 230 m en el área Sur de Cutucú hasta cero. Empieza con la depositación de la

Caliza M-2, caracterizada por se de color gris claro y ligeramente arcilloso. Le siguen lutitas,

que a la vez subyacen al Calcáreo M-2 formado por calizas grises a cremas con un contenido

arenoso notable, duras y compactas. El último proceso es regresivo y lo constituye la

Arenisca M-1, de color gris oscuro a negro, con un alto contenido de cuarzo, grano medio,

subangular, levemente calcárea y saturada de petróleo pesado.

Formación Tena

Fosiles generalmente escasos indican una edad Santoniana o Campaniana para las capas

superiores. Se extiende a través de todo el Oriente, un conjunto de fauna y flora indica una

sedimentación de agua dulce a salobre, con breves ingresos marinos, pero s e puede decir

que es una formación esencialmente continental. El contacto Napo-Tena está marcado por

un cambio litológico brusco y un cambio de facies abrupto, sin embargo no se ha observado

ninguna discordancia entre las dos formaciones.

En el campo Tapi se encuentra a una profundidad de 7664 pies y con un espesor

aproximado de 630 pies y está representada por limolitas y arcillas de color ladrillo y con un

intervalo arenoso hacia la base por lo que no presenta interés hidrocarburífero

Formación Tiyuyacu

Se la observó con un espesor de 1084 pies.

Formación Orteguaza

Se encuentra a una profundidad de 5200 pies con un espesor aproximado de 650 pies.

GEOLOGÍA ESTRUCTURAL

El campo Tapi, se ubica sobre el flanco platafórmico Nororiental de la Cuenca Oriente, en

donde la pendiente regionalcambia su tendencia, formando un escalón asociado a un

paleolato estructural de basamento de edad Precámbrica, que geneticamente estaría

relacionado a una de las prolongaciones occidentales del Cratón Guayanés; cuya expresión

morfoestructural es la de un eje tectónico de direccion Este-Oeste, que separa la subcuenca

Putumayo de la Subcuenca Napo.

La estructura del campo Tapi, está constituida por dos ejes estructurales paralelos,

elongados en una direccion preferencial Norte- Sur



94

Sistema de Fallamiento

El campo Tapi está constituido de la Falla Tapi de las cuales se originan las fallas antitéticas

coplementarias con buzamientos perpendiculares hacia el Oeste, que alcanzan la base de la

caliza A

COLUMNA ESTRATIGRÁFICA CUENCA ORIENTE



95

DETERMINACION DE TOPES Y BASES

Los topes y bases de las arenas productoras del campo Tapi son determinados de los

registros de pozos, tomando en cuenta los cambios secuenciales que se presentan estos

depósitos sedimentarios, los cuales identificados por las curvas de resistividad, sónico,

gamma ray, potencial espontane, porosidad neutrón y densidad



96



97



98



99



100



101

MECANISMOS DE PRODUCCION

El mecanismo predominante de producción de la arena “U” de estos campos es un acuífero

de fondo y la Arena “T” es mixto: expansión volumétrica y empuje lateral; corresponden a

un yacimiento subsaturado, según los estudios de Ingeniería de Petróleos del Área

Libertador



102



103

La producción de Campo Tapi ha sido muy irregular durante unos años permaneció cerrada

(figura 2.10), después de este periodo el decremento de producción del fluido continua,

pero el incremento de producción de agua con relación al petróleo es notable. Al momento

el campo tiene 3 pozos productores (tabla 2,7)



104



105



106

ESTACIÓN TAPI

Facilidades de superficie de la estacion Tapi

Una estacion de Produccion es una localizacion a la cual es direccionado el fluido proveniente de

cada uno de los pozos para ser separado, tratado y almacenado, dentro de una estación de

produccion se encuentran las llamadas facilidades de produccion que consta de:

Multiples: el cual es un conjunto de válvulas y tuberias que nos permite direccionar el fluido

de los pozos hacia los separadores.






107

Tanque de Lavado: separa el agua del petróleo, ademas de permitir el almacenamiento de

los dos fluidos


Bombas de Transferencia y Tanque de Almacenamiento: almacena el fluido con BSW menor

al 0,1 % para luego bombearla al oleoducto.


La unidad LACT: es un conjunto de equipos donde se encuentra los contadores de flujo

electrico

Sistema contra Incendios: consta de bombas, tuberias para el manejo de agua y espuma en

caso de conatos de incendios.

Sistema para el tratamiento de agua para su posterior reinyeccion, para este proceso se

utilizan los siguientes equipos.

Tanque de Almacenamiento: donde se almacena el agua proveniente de separadores,

Tanque de Lavado y Surgencia

Acumulador, tambien conocido como pulmón, es un recipiente donde se acumula el agua

para evitar la cavitación


La Estación Tapi cuenta de una batería de Múltiples que permite el manejo de 5 pozos, un separador

de producción de 15000 BLS de capacidad, y un separador de prueba de prueba con una capacidad

de 10000 BLS. El petróleo proveniente de los separadores continúa al tanque de Lavado que tiene

una capacidad de 5000 BLS, el petroleo es almacenado en un tanque de Surgencia con una

capacidad de 5000 BLS, para finalmente ser enviado a la estación Secoya. En la tabla 3,7 podemos

observar en detalle todas las facilidades de producción

La Estación Tapi maneja un promedio de 2808 BFPD con un BSW de 88,12 % y un °API de 28



108



109

HISTORIAL DE LOS POZOS REINECTORES DEL AREA TAPI

Tapi- 02 (TAP-02)

La completación original fue el 12 de noviembre de 1987, el pozo fue originalmente perforado como

productor. El 5 de Junio del 2000 se lo cambio a Pozo Reinyector. En la siguiente tabla se muestra el

historial de trabajos realizados:



110

HISTORIAL DE REINYECCIÓN



111



112


La Completación para un pozo reinyector es un arreglo de equipos y tuberías que tiene la

finalidad de conducir el agua de la superficie a la formación, de manera óptima y segura.



113

Para este caso la completación es simple, consta de tubería por donde se va a transportar el

agua, un packer que aísla la formación a la que se va a reinyectar, no-go que permite que el

fluido sea unidireccional y de una camisa q nos permite abrir o cerrar la tubería para el paso

del agua. Las características de los elementos usados en la complementación dependerán

de la formación receptora y del agua de formación.

TAPI – 02 (TAP-02)

La completación del pozo TAP-02 se inyecta a la formación Tiyuyacu



114



115

PROYECCIÓN DEL BSW CAMPO TAPI



116

La producción comercial del campo Tapi-Tetete tiene lugar en Abril de 1984, al momento se

tiene perforado 11 pozos en Tetete y 6 en Tapi; la producción actual a Mayo del 2006 d

Tetete es de 6972 BPPD de los cuales tenemos 1901 BPPD y 5071 BAPD, mientras que Tapi

produce 909 BPPD y 2727 BAPD es decir 3636 BFPD. El sistema de producción actual es por

bombeo hidráulico en los campos a excepción de los pozos Tapi 6 y Tetete 11.

GEOGRAFÍA DEL CAMPO TETETE

La estructura del campo Tapi está conformada por dos ejes estructurales paralelos y

elongados en una dirección aproximada Norte Sur. Los ejes de los anticlinales están

claramente definidos por los pozos Tapi-1,2 y 5 al oeste y Tapi 4 y 6 al Este, separados por

un bajo estructural paralelo, cuyo flanco fue perforado Tapi -3.

ESTRATIGRAFÍA DEL CAMPO

La secuencia estratigráfica durante la perforación de los 11 pozos Tetete y los 6 Tapi,

tiene relación directa con la descrita en al Cuenca oriental y se compone de rocas Pre

cretácicas hasta sedimentos cuaternarios.

Formación Hollín.- Contiene rocas del cretácico inferior, se formo en un ambiente marino

continental, yace en discordancia erosional sobre rocas ígneas de pre- hollín; debido

básicamente a la irregularidad de los espesores. Consiste de areniscas de color blanco,

grano grueso, porosas, permeables, subredondeadas cuarzosas, ligerísimamente

glaunconiticas, con intercalaciones de finas capas de caliza masiva color crema y lutitas

negras fisibles.

Formación Napo.- Se formo sobre Hollín en un ambiente marino y está constituida por

alternancia de lutitas, calizas y areniscas.

Napo inferior



117

A la base de napo inferior se muestran calizas de color crema masivas y duras. Sobre estas

se deposita la Arenisca “T” Inferior, que se caracteriza por ser cuarzosa, con estratificación

cruzada e intercambios lutáceas y con un importante contenido de glauconita.

Posteriormente se encuentra la arenisca “T” superior, que es arenisca cuarzo-glauconítica,

en bancos métricos de grano y una importante presencia de cemento calcáreo.

Sobre la caliza se depos itó la Arenisca “U” Inferior, que corresponde a una arenisca

cuarzosa, en partes algo micácea, grano decreciente, limpia, masiva, con estratificación

cruzada a la base, laminada al techo.

Encima yace la arenisca “U” Media que presenta lutitas negras grisáceas, fisibles y semi-

duras; finalmente se encuentra la Arenisca “U” Superior, que describe areniscas cuarzosas

con frecuentes bioturbaciones y la presencia de intercalaciones de lutita, a la base se

desarrolla una secuencia de grano-creciente y hacia arriba secuencias de grano-

decrecientes.



118

Napo Medio

Constituido por la Caliza A, a la cual se deposito debido a una serie de regresiones, se

muestra maciza, gris, fosilífera y de espesor constante de entre 70 y 90 metros. Sobre ella se

deposito la arena M-2, que es una arenisca de color gris verdosos, calcárea, de grano fino,

arcillosa y glauconítica.

Napo Superior

Ocurre en un ambiente transgresivo y está constituido por lutitas verde grises hasta

negras, con escazas calizas grises parcialmente fosilíferas, su espesor decrece desde los

230m en el área Sur de Cúcutu hasta cero. Empieza con la depositación de la caliza M-2,

caracterizada por ser de color gris claro y ligeramente arcilloso. Le sigue la caliza M-1 de

origen calcáreo. Al final se encuentra la arenisca M-1, de color gris obscuro a negro con un

alto contenido de cuarzo, grano medio, levemente calcárea y subsaturada de petróleo

pesado.

Formación Tena

El contacto Napo-Tena está marcado por un cambio litológico brusco y un cambio de facies

abrupto, sin embargo no se ha observado ninguna discordancia entre las dos formaciones.

En los campos del pozo Tetete -1 se encuentra a una profundidad de 7664 pies y un

espesor aproximado de 630 pies y está representada por limonitas y arcillas de color ladrillo;

con un intervalo arenosos hacia la base por lo que no presenta interés hidrocarburífero.

GEOLOGIA ESTRUCTURAL

El campo Tapi-Tetete, se ubica sobre un flanco plata fórmico Nororiental de la Cuenca

Oriente, en donde la pendiente regional cambia su tendencia a un escalón estructural de

basamento de edad precámbrica, que genéticamente estaría relacionado a una de las

prolongaciones del Cratón Guayanés, cuya expresión es el eje de dirección que separa la

Subcuenca Putumayo de la Subcuenca Napo



119

ZONAS PRODUCTORAS

El campo Tapi-Tetete produce de las areniscas “U” y “T” de la formación Napo, las cuales

se detallan:

Arenisca “T”.- Corresponde a las bases de las calizas “C” (Napo Basal) y “B” de la secuencia

Napo Inferior, en donde se diferencian dos niveles clásticos principales:”T” Inferior o

Principal y “T” Superior o secundaria.

La arenisca “T” contiene hidrocarburos de 22.4°API a 29.5°API.

La arenisca “U”.- Se deposito entre las calizas A y B de la formación Napo en donde se

encuentran tres niveles diferentes. “U” Superior. “U” media y “U” inferior, cuyos límites se

definen por marcadores litológicos regionales asociados a líneas de tiempo.

“U” Inferior es el yacimiento de mayor importancia para el campo Tetete. Es una arenisca

limpia, cuarzosa, grano decreciente, bien seleccionado, cemento silíceo levemente calcáreo.

Los mayores espesores netos y las mejores permeabilidades se encuentran la arenisca “U”

inferior de la estructura central de los pozos Tetete 4-7-8 y 9, generalmente sus

hidrocarburos están entre 24 y 29.5 °API.

PARÁMETROS PETROFÍSICOS DE LAS FORMACIONES Y DE FLUIDOS

TOPES Y BASES DE LAS ARENAS PRODUCTORAS DEL CAMPO TAPI-TETETE

Los topes y bases de las arenas productoras del campo Tapi-Tetete son determinados de los

registros de pozos, tomando en cuenta los cambios secuenciales que presentan los

sedimentos. Estos registros son los de resistividad, sónico, gamma ray, potencial

espontaneo, porosidad neutrón y de densidad.



120

Topes y bases de las arenas productoras



121



122



123

CAMPO SECOYA


El campo Secoya se encuentra ubicado en la Región Amazónica, en la parte Sur-Occidente

del campo Libertador, junto al campo Shuara, al sur del campo Shushuqui, rodeado por los

campo Aguarico y Atacapi. Su estructura fue descubierta con la perforación del pozo SEC -02,

entre enero y frebrero de 1980. Tiene una extensión de aproximadamente 684.5 km2.

El Campo Secoya muestra una estructura anticlina, limitada en la parte Este por una falla

que corre de norte a sur y por el norte, sur y oeste por los cierres estructurales de “Ui”

(8186 ft) y “T” (8357 ft); coincidiendo este último cierre estructural con la protección del

CAP del pozo vecino SHU-01.

Fig. Localización del Campo Secoya



124

En el campo Secoya se han perforado un total de 40 pozos, distribuidos en la región sur-occidente

del campo Libertador a continuación se presentaran algunos Forecast de pozos



125

Mecanismos de producción

El mecanismo de producción del Campo Secoya es un empuje lateral hidráulico; por lo que

la presión inicial es mayor que la presión en el punto de burbuja. Cuando la producción se

reduce debido a la producción de fluidos, se crea un diferencial de presión a través del

contacto agua-petróleo. De acuerdo con las leyes básicas de flujo de fluidos en medios

porosos, el acuífero reacciona haciendo que el agua contenida en él, invada al reservorio de

petróleo originando Intrusión o Influjo lo cual no solo ayuda a mantener la presión sino que

permite un desplazamiento inmiscible del petróleo que se encuentra en la parte invadida. La

Intrusión ocurre debido a:

Apreciable expansión del agua del acuífero. A medida que se reduce la presión, el agua se

expande y reemplaza parcialmente los fluidos extraídos del reservorio.

El acuífero es parte de un sistema artesiano. El agua que rodea el reservorio de petróleo

está en contacto con agua proveniente de la superficie. Dependiendo de la forma como

ingresa el agua al reservorio de petróleo, los reservorios por empuje de agua se denominan:



126

Reservorio por empuje de fondo, en la cual la formación es usualmente de gran espesor con

suficiente permeabilidad vertical, tal que el agua puede moverse verticalmente. En este tipo

de reservorios la conificación puede convertirse en un gran problema.

Reservorios por empuje lateral, en la cual el agua se mueve hacie el reservorio desde los

lados.

Algunos indicadores para determinar la presencia de un empuje de agua son:

El hidrocarburo (petróleo o gas) está rodeado por agua.

Debe existir suficiente permeabilidad para permitir el movimiento del agua (por lo menos 50

md). A medida que el tiempo transcurre, la producción de agua incrementa.

El método de balance de materiales es el mejor indicador.

En los estudios y análisis PVT del Campo Libertador se ha determinado que este Campo

corresponde a un yacimiento subsaturado (Simulación de Yacimientos, Campo Libertador,

Volumen I, Febrero 2004).

La producción del Campo Secoya se puede observar en la figura 2.7, el incremento de producción de agua con relación al del petróleo es notable desde el año 2002. Al momento el campo tiene 24 pozos productores (Tabla 2.4)

Pozos productores del Campos Secoya



127



128

DIAGRAMA DE FLUJO DEL CAMPO SECOYA



129



130



131



132

CARACTERÍSTICAS DEL CRUDO DEL CAMPO SECOYA



133

Niveles de producción del campo Secoya

LA ESTACIÓN SECOYA

Facilidades de superficie de la estación Secoya










los dos fluidos






134



electrico










La Estación Secoya está ubicada dentro del campo Secoya, el cual forma parte del área de

producción Libertador ubicada en la Provincia de Sucumbíos, en el nororiente de la Amazonía

Ecuatoriana.

Las coordenadas UTM correspondientes a la Estación Secoya son: Norte UTM 10.001.624,170 y Este

UTM 323.339,850.

La Estación Secoya cuenta de 6 baterías de Múltiples que permiten el manejo de 30 pozos a la vez,

con 2 separadores uno de producción con una capacidad de 30000 BLS además existen 2

separadores de prueba con una capacidad de 5000 y prueba con una capacidad de 10000 BLS, el

petróleo proveniente de los separadores es transportado a un tanque de lavado de techo cónico con

una capacidad de 24600 BLS, finalmente el petróleo es almacenado en un tanque de Surge ncia techo

cónico con una capacidad de 32540 BLS. En la tabla 3.4 podemos observar en detalle todas las

facilidades de producción

La Estación Secoya maneja un promedio de 22745 BFPD con un BSW de 79,75 % y °API de 28

La estación Secoya también dispone de tres tanques (Oleoducto 1, 2 y 3) con una capacidad

operativa de 80000 BLS cada uno, que almacena el petróleo enviado de las estaciones Pichincha,

Shuara, Shushuqui y Tetete, esta última la producción es acumulada de Tapi, Tetete y Frontera.

Fotografías de las facilidades de superficie:



135



136

Todo este crudo es conducido a la unidad LACT para ser enviado a la estación central en Lago Agrio y

posteriormente bombeado al S.O.T.E.



137



138

HISTORIAL DE LOS POZOS REINECTORES DEL AREA SECOYA

SECOYA – 01 RW (SEC-01 RW)

Se completó oficialmente el pozo el 07 de julio del 2009 como reinyector de agua de formación a la

formación Hollín Inferior.

Actualmente reinyecta 16500 BAPD con una presión de cabeza de 2420 PSI.

SECOYA – 25 (SEC-25)

El pozo fue completado originalmente el 27 de noviembre de 1992 como pozo productor. Luego de

estar cerrado desde diciembre de 1997 por bajo aporte fue completado como pozo reinyector el 06

de enero del 2006 para reinyectar 10512 BAPD con presión de 2550 PSI. A continuación el historial

de trabajos realizados al pozo

Actualmente el pozo inyecta a la formación Hollín 2100 BAPD en promedio con 2400 PSI de Presión

de Cabeza.



139



140



141




completación es simple, consta de tubería por donde se va a transportar el agua, un packer que aísla



elementos usados en la complementación dependerán de la formación receptora y del agua de

formación.

SECOYA – 01 RW (SEC-01 RW)

La completación del pozo SEC-01RW se encuentra desde 9270´ hasta 9379´, se inyecta a la

formación Hollín (figura 3.18)

SECOYA – 25 (SEC-25)

La completación del pozo SEC-25 se encuentra desde 8925´ hasta 9448´, se inyecta a la formación

Hollín (figura 3.19)



142



143



144

PROYECCIÓN DEL BSW CAMPO SECOYA



145

CAMPO PICHINCHA

El Campo Pichincha se encuentra limitado por el Campo Secoya al Norte; el Campo Carabobo al Sur,

el Campo Cuyabeno al Este y el Campo Atacapi al Oeste.

Las correspondientes coordenadas geográficas del Campo Pichincha están representadas por:

Latitud: 00° 06´00´´ Norte 00° 04´ 00´´ y Longitud: 76° 33´ 00´´ Este -76° 36´ 30´´ Oeste

El Campo Pichincha inicia su vida productiva con el pozo Pichincha 01 el 6 de enero de 1985. En el

mismo año se perforaron los pozos Pichincha 02 y 03.



146

Luego se han añadido los pozos Pichincha 05, 09, 10, 08, 07, 11, 12 y 06 hasta el año de 1994. La

estación Pichincha maneja la producción de todos los pozos del Campo Pichincha



147



148



149



150



151

La producción del Campo Pichincha se puede observar en la figura 2,6, el incremento de producción de agua con relación al del petróleo es notable desde el año 1997. Al momento el campo tiene 7 pozos productores (Tabla 2.3)



152



153



154



155

Facilidades de superficie de la estacion Pichincha










156



los dos fluidos






electrico










La Estación Pichincha cuenta de baterías de Múltiples que permite el manejo de 20 pozos a la vez,

con tres separadores de producción de 20000 BLS de caparacidad cada uo, un separador de prueba

con una capacidad de 10000 BLS, y un separador de prueba con una capacidad de 5000 BLS. El

petróleo proveniente de los separadores continua con una capacidad de 32260 BLS, finalmente el

petróleo es almacenado en un tanque de Surgencia con una capacidad de 40820 BLS, para luego ser

enviado a la Estacion Secoya mediante la unidad de transferencia. En la tabla 3.3 podemos observar

en detalle todas las facilidades de produccion.

La Estación Pichincha maneja un promedio de 22682 BFPD con un BSW de 83,17 % y °API de 27



157



158



159

HISTORIAL DE LOS POZOS REINECTORES DEL AREA PICHINCHA

PICHINCHA -01 RW (PIC-01 RW)

El pozo fue perforado el 1 de septiembre del 2008 como reinyector de agua de formación, la

competición original se realizo el 14 de Diciembre de 2008 para reinyectar en la formación “Hollín”.

Este pozo inyecta 3690 BAPD en promedio en la actualidad.

PICHINCHA -11 (PIC-11)

La competición original se realizo el 6 de Septiembre de 1992, el pozo fue originalmente perforado

como productor. El 13 de Marzo de 2006 se lo cambio a Pozo Reinyector. En la siguiente tabla se

muestra el historial de los trabajos realizados:

ANTES DE SER REINYECTOR:



160

HISTORIAL DE REINYECCION



161



162

DATOS DE REINYECCIÓN CAMPO PICHINCHA



163




completación es simple, consta de tubería por donde se va a transportar el agua, un packer que aís la



elementos usados en la complementación dependerán de la formación receptora y del agua de

formación.

PICHINCHA -01 RW (PIC-01 RW)

La completación del pozo PIC-01 RW se encuentra desde 9354´ hasta 9460´, se inyecta a la

formación Hollín (figura 3.16)

PICHINCHA -11 (PIC-11)

La completación del pozo PIC-11 se encuentra desde 9349´ hasta 9425´, se inyecta a la formación

Hollín (figura 3.17)



164



165



166



167

CAMPO SHUARA

El campo Shuara se encuentra ubicado en la parte Sur-Oriental del campo Libertador, teniendo por

límites, el campo Pacayacu en la parte Norte, al Sur el campo Pichincha, en sentido Oeste limitado

por los campos Shushuqui, Secoya y al Oriente limitado por la falla Shuara, su ubicación en

coordenadas UTM (Universal Transversal de Mercator), se presenta en la tabla 1.1 y en la figura 1.1

se presenta la ubicación dentro del área Libertador.

DESCUBRIMIENTO

El campo SHUARA fue descubierto en Abril de 1980 por la Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana

(CEPE), con la perforación del pozo exploratorio SHU-01, obteniendo una producción de 9964 BPPD

con un grado API del crudo de 28 a 33, a una profundidad de 9810 pies. Las primeras

interpretaciones sísmicas, mostraban a los campos Shushuqui, Secoya, Pichincha, Carabobo,

Pacayacu y Shuara como estructuras independientes, sin embargo, interpretaciones posteriores,

sustentadas con nueva sísmica y datos de nuevos pozos perforados, permitieron elaborar un nuevo

modelo estructural que integra las estructuras Shushuqui, Pacayacu, Shuara y Secoya en un solo

campo. Esta hipótesis se confirmó con la perforación del pozo Guarumo-01 posteriormente

denominado Pichincha-01.

ESTRUCTURA DEL CAMPO

El alineamiento Oriental Pacayacu-Shuara se presenta como una sola estructura alargada,

significativamente más estrecha que el alineamiento Secoya-Shushuqui con 1,2 km de ancho, una

longitud de 9,5 km y 60 pies de cierre estructural vertical. Los cierres efectivos de Norte y Sur son 60

pies y 5 pies, respectivamente a 8350 pies.



168

El campo está limitado por dos fallas con rumbo N-E, las cuales se definen como falla Shushuqui-

Secoya y falla Shuara.

La falla Shushuqui-Secoya es una falla inversa, que tiene una extensión aproximada de 10km y

dirección paralela al eje de la estructura, salto de falla de 80 pies que afecta la zona de interés desde

la discordancia pre cretácica hasta la Caliza A. La Falla Shuara es inversa y tiene una extensión

aproximada de 12 km, en dirección paralela al eje de la estructura, un salto de falla de 80 pies y

afecta a la zona de interés del campo desde la discordancia pre cretácica hasta la Caliza A.



169

PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LA ROCA Y FLUIDOS

Los reservorios productores del campo Shuara son Basal Tena “BT”, U superior “Us”, U media “Um”,

U inferior “Ui”, T superior “Ts” y T inferior “Ti”, cuyas propiedades petrofísicas, como porosidad,

permeabilidad, saturación y viscosidad se presentan en las siguientes tablas. Datos tomados de

interpretaciones de registros a hueco abierto, pruebas de restauración de presión “B’Ups” y análisis

PVT.



170

CARACTERIZACIÓN DE LOS RESERVORIOS

La tabla 1.6 presenta información que permite caracterizar a los reservorios, “BT”, “Us”, ”Um”, ”Ui”,

”Ts” y ”Ti”, con datos de presión inicial, de burbuja, temperatura de yacimiento, factor volumétrico,

gravedad específica del gas, razón de solubilidad y grado API.

PRINCIPALES RESERVORIOS PRODUCTORES DEL CAMPO SHUARA.

Los principales reservorios productores del Campo SHUARA son: Arenisca Basal Tena “BT”, Arenisca

inferior “Ui”, Arenisca media “Um”, Arenisca superior “Us”, Arenisca “Ts” y Arenisca “Ti”.

DESCRIPCION LITOLOGICA DE LOS RESERORIOS

FORMACION TENA

Arenisca Basal Tena “BT”

Arenisca cuarzosa con un espesor promedio de 8,21 pies con porosidad media de 17,81 %, la cual

presenta una litología, con granos de cuarzo traslúcidos a semitraslúcidos, de grano fino a muy fino,

en partes medio, subangular a subredondeados, con selección regular, arcillolira café oscura, café

amarillentas, café claras, gros-verdosas, café rojizas, cremas. el tipo de crudo que presenta el

reservorio es de 19,80 °API



171

FORMACION NAPO

La secuencia “U” se desarrolla entre la superficie de máxima inundaci ón a la base de la caliza B y

base de la caliza A, tiene 209 pies de espesor aproximadamente.

U Superior “Us”

El reservorio “Us” presenta un espesor promedio de 48,40 pies con un volumen de arcilla de 27,90 %

y porosidad media de 13,30 %. La litología consiste en arenisca cuarzosa, café clara, con inclusiones

de glauconita, congranos transparentes a traslúcidos, friable a suelta, de grano muy fino a fino,

subangular a subredondeados, de regular selección. Lutita gris oscura, ligeramente calcárea, gris a

gris oscura y negra ocasionalmente. El tipo de crudo que presenta el reservorio esta en el rango de

26 a 28 °API. El yacimiento presenta mecanismo de producción por expansión volumétrica y empuje

lateral de agua.

U media “Um”

La arena “Um” presenta un espesor promedio de 48,37 pies con 29,52 % de arcilla, y 13,40 % de

porosidad promedio, la descripción litológica detalla a este reservorio como, arenisca cuarzosa

blanca, ligeramente calcárea con granos de cuarzo transparente a traslúcidos, consolidada a friab le

de grano fino a medio, subangular a subredondeados, de regular selección, con matriz arcillosa.

Lutita gris oscura, en partes negra, ligeramente calcárea, algo dura, subfísil a físil, sublaminar en

partes masiva (arcillolita), con inclusiones de pirita

U inferior ”Ui”

Esta arena tiene un espesor promedio de 48,88 pies con porcentaje de arcilla de 28% y 13,10% de

porosidad. Arenisca cuarzosa gris clara, traslúcida. Friable a suelta, grano fino a medio,

subredondeada a subangular, selección regular. Lutita gris-oscura a gris, ocasionalmente negra,

moderadamente dura, subfísil a físil, con inclusiones de micropirita. Tiene presencia de crudo liviano

de 27 a 29 °API. El mecanismo de empuje que presenta esta arena es lateral activo.

Las arenas “Ts” y “Ti”, pertenecen a la secuencia “T” que se desarrolla entre las superficies de áxima

inundacion caliza C a la base y caliza B al techo, tiene 219 pies de espesor promedio.

T Superior “Ts”

El reservorio “Ts” tiene un espesor promedio de 48,38 pies con un porcentaje de arcilla de 31,90 % y

una porosidad media de 11,20 %. La litología es arenisca cuarzosa, en partes con glauconita, café

clara a gris clara, con cuarzo traslúcido, friable a suelta, grano fino a muy fino y ocasionalmente

medio, granos subangularesa subredondeados, de pobre selección, con cemento calcáreo. Lutita

gris-oscura, moderadamente dura. El crudo presente en esta arena fluctúa entre 27 y 39 °API. el



172

mecanismo de produccion que presenta el reservorio es por expansión volumetrica debido a la caida

de presion muy pronunciada para el tiempo de producción de esta arena.

T Inferior “Ti”

Esta arena psee un espesor promedio de 46,57 pies con un volumen de arcilla de 18 % y un

aporosidad promedio de 13,29 %. La litología de la arena Ti es, arenisca cuarzosa, café clara,

tralúcida, friable s suelta, grano fino a muy fino, variando en menor grado a medio, subangular a

subredondeado, pobre selección. Crudo café claro. Lutita gris oscura a gris y en partes negra,

moderadamente dura. El crudo presente en esta arena está entre 28 y 31 ° API. El tipo de empuje

que presenta la arena es hidráulico de fondo.

FORMACION HOLLÍN

La formación Hollín para el campo Shuara es considerada una zona de reinyeciion. Comprendida

entre la base erosional Hollin y el maximo de inindacion de la caliza C, tiene un espesor total de 122

pies con una porosidad promedio de 12,84 %, con permeabilidad que va desde los 100 a 200 md.

Su litología consiste en arenisca cuarzosa, gris-clara, transparente a traslúcida, en partes blanco-

lechosa, suelta, hacia arriba moderadamente consolidada, grano medio a grueso, variando hacia

arriba de grueso-medio a fino, ocasionalmente muy grueso, los granos son subangulares a

redondeados y la selección es regular, cambiando a pobre hacia el techo.

PRODUCCIÓN DEL CAMPO SHUARA

La siguiente figura, muestra la historia de producción de agua, petróleo y gas del campo desde los

inicios de los años ochenta, hasta enero de 2011, con un producción actual de 2000 BPPD con 11000

BAPD y 900 Mcf/d de gas.



173

La historia de corte de agua se presenta en la siguiente figura, la cual está en aumento, hasta enero

de 2011 el campo presenta un corte de agua del 90%.



174

En la figura siguiente se observa la producción acumulada por pozo al 31 de enero del 2011 fecha de

cierre de toma de información.

El pozo shu-12 presenta la mayor cantidad de producción de agua, acumulando 12 MM de Bls con

7MM de Bls de petróleo.

Los pozos con mayor producción de petróleo son: SHU-6 acumulando 7,80 MM Bls con 2 MM Bls de

agua, el pozo SHU-11 con 7,70 Bls de petróleo y 6,20 MM Bls de agua.



175

ESTADO ACTUAL DEL CAMPO

El campo presenta a enero del 2011, un total de 31 pozos perforados de los cuales 28 son

verticales y 3 desviados, actualmente 12 están produciendo, 10 pozos con sistema de bombea

electrosumbergible PPS y los pozos SHU-3 son bombeo neumático PPG, SHU-34D con bombeo

hidráulico PPH. El restante de pozos, están divididos en 6 reinyectores, 7 cerrados y 6 abandonados.

La siguiente tabla presenta el número total de pozos del campo. Mediante el estudio de

historiales de reacondicionamiento se determina que la principal causa de cierre y abandono de los

pozos es por alto corte de agua, baja producción de petróleo y por rotura de casing.



176

POZOS EN PRODUCCION

La siguiente tabla, presenta la producción acumulada de los pozos que se encuentran en producción

hasta el 31 de enero del 2011, sumando un total de 35,27 MM Bls de petróleo y 17,23 MM Bls de

agua.

La producción total del campo hasta el 31 de Enero del 2011, se muestra en la tabla 1,9 la cual se

obtiene sumando el volumen producido de los pozos en producción y los q fueron cerrados y

abandonados obteniendo un total de 59,57 MM de Bls de petróleo

PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO DEL CAMPO



177

POZOS CERRADOS Y ABANDONADOS

POZOS DE REINYECCIÓN

Los pozos de reinyección: SHU-RW1, SHU1, SHU-2, SHU-10, SHU-18 y SHU-21, son usados para

reinyectar el agua separada que se obtiene en superficie, los pozos SHU-21 y SHU-RW01 son

utilizados actualmente para reinyectar el agua producida de todo el campo, los demás se encuentran

cerrados.

La figura 1.6 muestra el número de W.O realizados por pozo hasta la actualidad, los pozos: SHU-4,

SHU-6 y SHU-12, solo los que presentan mayor número de intervenciones.



178

RESERVAS DEL CAMPO

El cálculo de reservas para el campo SHUARA, se determinó aplicando el método de curva de

declinación de producción, método que se aplicó mediante la ejecución del software OFM (Oil Field

Manager), simulación que se observa en la figura siguiente, dando un volumen de re servas a

recuperar de 5,62 MMbls de petróleo.



179

FACILIDADES DE SUPERFICIE

Las facilidades de superficie se presentan a detalle en la tabla 1.12. La estación SHUARA cuenta con

dos separadores de 20 000 Bls de capacidad cada unidad y un separador de prueba de 10 000 Bls.

Posee un tanque de lavado de 10 590 Bls y un tanque de surgencia con capacidad de 18 130 Bls.

TABLA 1.12 FACILIDADES DE SUPERFICIE

UBICACIÓN ELEMENTO EQUIPO O COMPONENTE

DESCRIPCIÓN GENERAL

ESTADO ACTUAL

TRABAJOS REALIZADOS EN EL PERIODO

ÁREA DE COMPRESORES GAS LIFT

- 2 COMPRESORES AJAX SIZE 15x 11 400 MWP - COMPRESOR SULLAIR ELECT. - COMPRESOR MECÁNICO LISTER -3 BOMBAS MAX MOTOR ELÉCTRICO ¼ HP

DESHIDRATADOR ELEC. 1028 LBRS. ARANAUE ELECT.

- TANQUE DE AGUA 200 BLS CON BOMBA DE 5 HP

- COMPRESORES DE GAS - COMPRESORES DE AIRE - COMPRESORES DE AIRE -BOMBAS DE INYECCIÓN DE QUÍMICO - DESHIDRATADOR DE GAS - SISTEMA DE LIMPIEZA DE COMPRESOR

O.K.

O.K. O.K. RSV

O.K.

F/S

O.K.

TRABAJAN ALTERNADAMENTE NINGUNO NINGUNO NINGUNO NINGUNO NINGUNO



180

MINI ESTACIÓN SHUARA 09

01 TK. CON BOTA INCORP. 500 BL. 01 TK. 750 BL EMPERNADO 02 TK. DE COMBUSTIBLES. 01 BOMBA GARDEN DENVER MOD: FG-FXR 126 GLS/MIN. 01 BOMBA ELECTRICA CON MOTOR HP100 BOMBA DURCO 2K3X2 01 MOTOR CATERPILLAR 78HP. 01 BATERÍA DE 5 POZOS - SEPARADOR DE PRODUCCIÓN - SEPARADOR DE PRUEBA 1 COMPRENSOR DE AIRE QUINSY 01 BOMBA SUMIDERO CON COM BOMBA COOPRO-DURY 3HP

1 TK. ALMACENAMIENTO 1 TK. ALMACENAMIENTO 1 TK. DIESEL 10 BLS. TRANSF. CRUDO A EST. SHU LLEGADA DE POZOS

15000 BLS 5000 BLS

REGULAR

REGULAR

REGULAR

REGULAR

BUENO BUENO REGULA

R REGULA

R BUENO BUENO BUENO BUENO

NINGUNO NINGUNO NINGUNO NINGUNO NINGUNO NINGUNO NINGUNO NINGUNO NINGUNO NINGUNO NINGUNO NINGUNO

SISTEMA CONTRA INCENDIO

- TANQUE EMPERNADO DE 300 BARRILES - TK. DIESEL 6903 gls - 2 BOMBAS DETROID A DIESEL - TK 2300 BLS. HORIZONTAL

TANQUE DE AGUA PARA SIST.

CONTRAINCENDIO TANQUE

COMBUSTIBLE BOMBAS DEL

S.C.I. TANQUE DE ESPUMA SCI

O.K. O.K. FUNCIONAN MANUALMENTE

O.K.

NINGUNO NINGUNO NINGUNO NINGUNO

TANQUES -TK VERTICL D SURGENCIA DE

2882,13m3 -TK EMPERNADO 5000 bls -TK DE LAVADO 2001,43m3 -TK. DE REINYECCION 476,91 m3 -BOMBA ELECTRICA DE 5HP -BOMBA ELECTRICA DE 20HP -2 BOMBAS ELECTRICAS 150HP

TANQUE DE SURGENCIA TANQUE EMPERNADO TANQUE DE LAVADO TANQUE SOLDADO BOMBAS DE SUMIDERO DE RECIRCULACIÓN DE TRANSFERENCIA

Mal Estado

O.K. O.K. O.K. O.K. O.K. O.K.

LIQUEO X FONDO + ACUMULACIÓN DE SEDIMENTOS

ESPERA TABLAS DE CALIBRACIÓN NINGUNO NINGUNO SUMIDERO GAS LIFT NO HAY BOMBA

NINGUNO CAMBIO VALVULA DE TRES VIAS

AREA DE SEPARADORE

S

-SEPARADOR DE PRODUCCIÓN -SEPARADOR DE PRODUCCIÓN -SEPARADOR DE PRUEBA -SEPARADOR DE PRUEBA -5 BATERIAS DE 5 POZOS

20000 BLS 20000 BLS 5000 BLS

10000 BLS MANIFOLDS

O.K. REGULA

R F/S O.K.

REGULAR

NINGUNO ESPEA CAMBIO DE NIPPLES

DE DESCARGAS

ACERO DE LOS ANDES MANTENIMIENTO ANUAL REALIZAN INSPECCION TECNICA

SISTEMAS DE EN TODOS LOS TKS EXISTEN SURGENCIA MAL



181

CONFESION MUROS DE CEMENTO LAVADO ESTADO O.K.

NINGUNO

Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

ANÁLISIS DE PRODUCCIÓN DE AGUA EN POZOS SELECCIONAODS

La excesiva producción de agua es el principal problema que presenta en la actualidad el campo

SHUARA, alcanzando un volumen de 11000 Bls de agua por día y un corte de agua del 90% a Enero

del 2011.

La figura siguiente muestra los porcentajes producidos, de los pozos en producción por arena, con

un total de 17,23 MM Bls de agua, se identifica la arena “Ui” con 49% la cual representa la mayor

cantidad, seguido de la arena “Us” con 21 % y con menor cantidad de producción las arenas “T”.

FIGURA 2.1. PRODUCCIÓN ACUMULADA DE AGUA POR YACIMIENTO

ORÍGEN DEL AGUA DEL CAMPO

El campo SHUARA está limitado por un sistema de fallas, las cuales se ubican en la parte Este y

Oeste, como se muestran en la figura siguiente.

Las figuras 2.2, 2.3 y 2.4, representa la simulación matemática del campo Libertador realizada en

2009, el área SHUARA se ubica en la parte sureste, donde se muestra los acuíferos de los

yacimientos Us, Ui, Ts y Ti, representados por colores.

YACIMIENTO Us

En la parte sureste se parecía el acuífero en color rojo, donde ingresa el agua hacia el yacimiento.

Debido a que la falla que limita al campo no es sellante, este acuífero representa el segundo

yacimiento con mayor producción de agua del campo.



182

YACIMIENTO Ui

El aporte de agua para el yacimiento Ui, proviene del acuífero que está ubicado en la parte sureste,

el cual es de gran espesor y está representado con color turquesa.

YACIMIENTO Ts y Ti

Los acuíferos de los reservorios Ts y Ti están representados por color verde y actualmente aportan

con el 19% de la producción de agua.



183

HISTORIA DE PRESIÓN

La historia de presión del campo registrada desde 1982 hasta los inicios del 2009 para las arenas: Us,

Um, Ui, Ts y Ti, están representadas en las figuras 2.5, 2.6 y 2.7. La presión inicial para los reservorio

está en 3800 psi y las presiones hasta el 2009 se encuentran en 2600 psi, con lo cual se determinó

que el campo presenta una declinación de presión anual de 44,44 psi/año, decli nándose 24 psi por

cada millón de barriles de petróleo producido. En la figura 2.7 los puntos en el círculo azul

corresponden a presiones de los pozos SHU-4, SHU-13, SHU-22 y SHU-26, registran valores altos

porque se encuentran cerca de la falla principal.



184

CARACTERÍSTICAS DE RESERVORIO CON IMPULSIÓN DE AGUA

En la siguiente tabla se presentan algunas características que deben cumplir los yacimientos

cuyo mecanismo de producción es por empuje de agua, sea este lateral o de fondo.



185

Los yacimientos Us, Um, Ui, Ts y Ti, que tiene el campo Shuara tienen características similares a las

mostradas en la tabla 2.1, por lo que se los podrían ser considerados yacimientos con mecanismo de

producción por empuje de agua.

UBICACIÓN DE POZOS

Los pozos activos del campo con mayor producción de agua son: SHU-3, SHU-4, SHU-6, SHU-8, SHU-

14 y SHU-34D. Los que se encuentran ubicados cerca de la falla principal, siendo afectados

directamente por los acuíferos, los cuales inundan los yacimientos de producción. En cambio los

pozos: SHU-9, SHU-20, SHU-2 y SHU-25, están ubicados en la parte central del campo y no presentan

comunicación directa con los acuíferos por lo cual no son afectados gravemente y no presentan

elevada producción de agua. Los pozos SHU-12 y SHU-15, se encuentran en la parte central del

campo y presentan elevada producción de agua, ya que están ubicados cerca de los pozos SHU-4 y

SHU-8. Estos se observan en la figura 2.8.



186

POZOS SELECCIONADOS

En la siguiente tabla, se presenta los pozos seleccionados que cumplen todos los condicionamientos

y la figura 2.8 muestra la ubicación de estos pozos encerrados con un círculo de color rojo.



187

RESERVAS POR POZO

El cálculo de reservas por pozo se muestra en la tabla 2.4, se calculó mediante el método de curvas

de declinación hasta Enero 2011, las cuales se realizaron en el software OFM (Oil Field Manager), las

que se indican en anexo No.1 y en la figura 2.9 la producción acumulada de agua por arena.

Ni=EUR (Estimate Ultimate Recovery) [Bls]

Np= Reservas acumuladas producidas [Bls]

Reservas remanentes = Ni – Np [Bls]



188



189

CAMPO OCANO

El campo Ocano inició sus operaciones con el pozo Ocano-1 que fue perforado en 1995 con una

profundidad de 9320 pies con una producción de 2391 BPPD de la formación “U” inferior (22 ºAPI).

En la actualidad el pozo Ocano-01, se encuentra cerrado por alto BSW y el pozo Peña Blanca-01 por

no disponer facilidades de producción.

CAMPO PEÑA BLANCA

El campo Peña Blanca se inició con la perforación del pozo exploratorio Peña Blanca-1 en diciembre

de 1994 con una profundidad de 9250 pies se produjo un total de 2963 BPPD de la f ormación “T” (27

ºAPI), existieron problemas desde el principio por el incremente precipitado del BSW en la

producción.

CAMPO SHUSHUQUI

Estado actual de los pozos del Campo Shushuqui

A continuación la completación del pozo Shushuqui-06, realizada el 28 de agosto de 1983:



190

COMP. ORIGINAL: 28-AGO-83

REACOND. # 05:

REACOND. # 06:

REACOND. # 07:

TUBERIA DE REVESTIMIENTO SUPERFICIAL

10¾", H-40, 32.75 #/P, 8 RD, 32 TUBOS

5

3 ½", CAMISA (ID=2.81")

7" x 3 ½", PACKER " FHL "

3 ½" EUE, N-80, 9.3 #/P, 1 TUBO

ARENA "Us" (4 DPP) 3 ½", CAMISA (ID=2.81")

9050'- 9052' ( 2' ) SQZ (CPI)

9060 '- 9078' ( 18' )

ARENA "Ui" (4 DPP) 7 " E.Z.D. ( W.O. # 03 )

9143 '- 9149' ( 6' )

9158'- 9160' ( 2' ) SQZ(CPI)

9160 '- 9179' ( 19' )

9180'- 9182' ( 2' ) SQZ (CPI)

7 " RETENEDOR DE CEMENTO ( C.P.I. )

ARENA"T" (4 DPP)

9276 '- 9290' ( 14' )

9304'- 9306' ( 2' ) SQZ (CPI)

C.O.T.D.

COLLAR FLOTADOR

ZAPATO GUIA DE FONDO

CEMENTADO CON 850 SXS CLASE "G"

Ing. R. Granja 95008 PT (L) = 9408´

MANDRIL N' 3

MANDRIL N' 4

MANDRIL N' 5

3 ½" EUE, N-80, 9.3 #/P, 40 TUBOS

3 ½" EUE, N-80, 9.3 #/P, 22 TUBOS

PT (D) = 9415´

04-Sep-98

14-jun-01

15-oct-06

923'

MANDRIL N' 1

MANDRIL N' 2

10¾", J-55, 40.5 #/P, 8 RD, 20 TUBOS

CEMENTADO CON 1250 SXS CLASE "A"

2592'

SHUSHUQUI - 06

9250'

MR: 21' PIES

902'

EMR:

E.S.:

W.O. # 07

8993'

8919'

PIES

PIES

3 ½" EUE, N-80, 9.3 #/P, 82 TUBOS

3 ½" EUE, N-80, 9.3 #/P, 61 TUBOS

3 ½" EUE, N-80, 9.3 #/P, 58 TUBOS

2019' ZAPATO GUIA SUPERFICIAL

3 ½" EUE, N-80, 9.3 #/P, 10 TUBOS

4495'

6305'

7561'

8254'

8607'

3 ½" EUE, N-80, 9.3 #/P, 11 TUBOS

MANDRIL N' 6

8954'

8961'

9089'

3 ½" EUE, N-80, 9.3 #/P, 3 TUBOS

9125'

8957'

3 ½", TAPÓN CIEGO

9365'

9404'

Cc V

Cc V

7" CASING; N-80, 23#/P, 8 RD, 144 TUBOS

6 MANDRILES DANIELS9.05' x 3 ½ " BOLSILLO 1.5"

C-95, 26#/P, 8 RD, 100 TUBOS

9340'



191

BIBLIOGRAFÍA

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OCHOA CELI, Roberto Alejandro; VALLEJO CULQUI, Karina Alexandra;

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