Respuestas de las formaciones santo Tomas y Atlanta del campo Ancón al fractura miento hidráulico, análisis estadístico e indicaciones para el fractura miento.

Abstract

Los campos de petróleo de la península de Santa Elena viene 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 un 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 micro fallas 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 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 contra con una información geológica detallada de mecánicas de rocas y petrofísica 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 como 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 de estudio. Un total de 400 archivos de pozos fueron consultados y se seleccionaron finalmente 103 pozos del campo Santo Tomás. En la formación 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 recopilo 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 recopilo información respecto a parámetros de fracturamiento, de la zona de pago estimulada y de las respuestas de las formaciones. Esta información incluyo: 1. Volumen de inyección de fluido de fracturamiento. 2. Numero de sacos de arena. 3. Caudal de inyección. 4. Espesor neto de formación (Zona de pago). 5. Producción acumulada de petróleo. 6. Incremento de caudal de producción. 7. Volumen de inyección/Espesor neto. 8. Numero de sacos/Espesor neto. 9. Caudal de inyección/Espesor neto. Con esta información y apoyado en el programa SYSTAT se realizaron 24 correlaciones de 1 y 2 variables independientes, utilizando MINIMOS CUADRADOS. Se relaciono líneas de tendencia de base agua y base petróleo con respecto a la acumulada y al volumen de inyección, el total de sacos de arena y la tasa de inyección sobre el espesor neto, sacando como conclusión que los fluidos de fracturamientos base agua tienen mas barriles acumulados hasta los tiempos actuales que los fracturados con los fluidos base petróleo en la formación Santo Tomás Mientras que en la formación Atlanta los fracturados con base agua han tenido mayor éxito. Convendría hacerse un estudio estadístico de fracturamiento para todos los campos petroleros de la península de Santa Elena, a fin de ganar mayor información complementaria para los nuevos diseños.