Respuestas de las formaciones santo tomas y atlanta del campo ancon al fracturamiento hidraulico: análisis estadístico e indicaciones para el fracturamiento

Abstract

Los campos de petróleo de la península de Santa Elena vienen produciendo un crudo de alta calidad (>36 API) desde algo mas de 50 años. Pero lamentablemente, las tasas de producción nunca fueron altas y al presente se tienen en promedio de 2–2.5 barriles por día, aunque hay pozos que entregan 15 y algo mas barriles por día. Para estimular la producción de estos campos en el pasado, se han realizado en sus pozos fracturamientos hidráulicos, lo que habiendo producidos juegos de microfallas en los alrededores del pozo han incrementado la permeabilidad, el factor de eficiencia de flujo y en consecuencia, la producción de petróleo. Con estos fracturamientos se ha observado que inicialmente las tasas han crecido de 1.5 a 2.5, pero rápidamente han vuelto a decrecer estabilizándose en una declinación promedio del 5-7%. Con este antecedente, pareciera una opción válida realizar una nueva campaña de fracturamiento con el propósito de incrementar la producción. Para el diseño de fracturamiento es necesario contar con una información geológica detallada de mecánica de rocas y petrofisica de la zona de interés. Pero, lamentablemente este tipo de información con el detalle requerido no está disponible para las formaciones Atlanta y Santo Tomás, que son de interés en el presente estudio. Frente a este hecho, un enfoque razonable para conocer cuantitativamente cómo las formaciones responderían a los nuevos fracturamientos pudiera ser un análisis estadísticos a fin de buscar parámetros críticos para el diseño de fracturamiento. Este enfoque es el objeto del presente estudio.

Un total de 400 archivos de pozos fueron consultado y se seleccionaron finalmente 103 pozos del campo Santo Tomás. En la formacón Atlanta, 21 pozos han sido fracturados con lodo base petróleo y 23 pozos con lodo base agua; mientras en la formación Santo Tomás, 29 pozos fueron fracturados con lodo base petróleo y 30 pozos con lodo base agua. Solo se recopiló la información del periodo 1963 a 1968, que fue útil a nuestro estudio por reunir los 103 pozos similitud en cuanto al tipo de información requerida. Para el análisis estadístico se recopiló información respecto a parámetros de fracturamiento, de la zona de pago estimulada y de las repuestas de las formaciones. Esta información incluyó: - Volumen de inyección de fluido de fracturamiento. - Números de sacos de arena. - Caudal de inyección. - Espesor neto de formación (Zona de pago). - Producción acumulada de petróleo. - Incremento de caudal de producción. - Volumen de inyección/Espesor neto. - Numero de sacos/Espesor neto. - Caudal de inyección/Espesor neto. Con esta información y apoyado en el programa SYSTAT se realizaron correlaciones de 1 y 2 variables independientes, utilizando MINIMOS CUADRADOS.