CARÁTULA - dspace.uce.edu.ec · Msc. Ing. Diego Gabriel Palacios Serrano Noviembre 2018 QUITO –...

CARÁTULA

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

ESTUDIO Y DETERMINACIÓN DE NUEVOS POTENCIALES DE PRODUCCIÓN

MEDIANTE EL ANÁLISIS DE REGISTROS ELÉCTRICOS A HUECO ABIERTO Y

HUECO ENTUBADO DEL CAMPO SHUSHUFINDI

Estudio Técnico presentado para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos

AUTORES:

Carlos Francisco Sánchez Pasquel

Bolívar Andrés Tamayo Enríquez

TUTOR:

Msc. Ing. Diego Gabriel Palacios Serrano

Noviembre 2018

QUITO – ECUADOR

ii

DEDICATORIA

Dedico este trabajo a:

Mi madre Ruth y mi padre Bolívar quienes siempre me brindaron su

apoyo incondicional y sus consejos con mucho amor y esfuerzo para

hacer de mí una mejor persona.

Mis hermanos José Luisito y Michelita por alentarme siempre con su

compañía y cariño, ayudándome cuando más lo necesité.

Mi compañera y amiga Gabyta quien supo motivarme, me brindó su

amor y es mi fuente de inspiración.

Mi familia quienes todos y cada uno siempre han estado pendientes

de mí, especialmente mi Mamita Maggi con sus consejos llenos de

amor.

Mi abuelito Miguelito quien me dijo, desde que yo era pequeño, que

llegaría a ser grande. Siempre lo llevaré en mi mente y en mi corazón.

Mi perrito Churos, que mientras escribía esta tesis se pasaba horas

tumbado a mis pies dándome calor y compañía.

Bolívar A. Tamayo Enríquez

iii

DEDICATORIA

A mis padres Carlos y Alicia por ser el pilar fundamental en todo lo

que soy, en toda mi educación, tanto académica, como de la vida, por

su incondicional apoyo a lo largo de mi vida.

A mis hermanas Diana y Sofía que siempre me han apoyado cuando

más lo necesité, buscando siempre guiarme para que alcance mis

metas.

A mi perrita Kiara que me hacía compañía cuando estudiaba.

Todo este trabajo ha sido posible gracias a ellos.


iv

AGRADECIMIENTO

A ti Dios Padre por darme la vida, por guiar mi camino, por ser

fuente de luz y esperanza, brindando la paciencia y sabiduría necesaria

para culminar con éxito esta etapa.

A la Escuela de Petróleos, de la Facultad de Ingeniería en Geología,

Minas, Petróleos y Ambiental de la Universidad Central del Ecuador,

por haberme preparado con los conocimientos y experiencias

suficientes para destacar en el ámbito laboral.

A la empresa Petroamazonas EP, en especial al activo Shushufindi,

por haber confiado en nosotros para el desarrollo de este estudio.

Gracias al ingeniero Jairo Bustos por toda la ayuda brindada y la

confianza puesta en nosotros.

A todos los Ingenieros de la Escuela de Petróleos de la FIGEMPA, Ing.

Diego Palacios, Ing. Fernando Lucero, Ing. Gustavo Pinto, Ing. Patricio

Gómez, Ing. Manuel Bolaños; quienes contribuyeron con sus consejos y

recomendaciones al desarrollo y culminación de este estudio de gran

magnitud.

Finalmente agradezco a mis amigos, compañeros y futuros colegas

de la carrera quienes siempre me motivaron a continuar haciendo la

tesis, así como a no seguir haciéndola.

Bolívar A. Tamayo Enríquez

v

AGRADECIMIENTO

A mis padres que han dado todo su apoyo a largo de toda mi vida.

A mis hermanas que siempre me animan a que de lo mejor de mí.

A mi facultad y todos sus maestros a quienes debo todos mis

conocimientos adquiridos a lo largo de la carrera principalmente al

ingeniero Diego Palacios que fue nuestra guía en el desarrollo técnico, a

los ingenieros Patricio Gómez, Manuel Bolaños y Fernando Lucero

nuestro revisores que supieron aconsejarnos para culminar con éxito

esta tesis.

A la empresa Petroamazonas EP, especialmente al ingeniero Jairo

Bustos del activo Shushufindi por su ayuda desinteresada para el

desarrollo de este estudio.


vi

DECLARATORIA DE AUTORÍA INTELECTUAL

Nosotros, Carlos Francisco Sánchez Pasquel y Bolívar Andrés Tamayo Enríquez, en

calidad de autores del Estudio Técnico denominado “ESTUDIO Y DETERMINACIÓN DE

NUEVOS POTENCIALES DE PRODUCCIÓN MEDIANTE EL ANÁLISIS DE

REGISTROS ELÉCTRICOS A HUECO ABIERTO Y HUECO ENTUBADO DEL

CAMPO SHUSHUFINDI”, por la presente autorizamos a la UNIVERSIDAD CENTRAL

DEL ECUADOR, hacer uso de todos los contenidos que nos pertenecen o de parte de los que

contienen esta obra, con fines estrictamente académicos o de investigación.

Los derechos que como autores nos corresponden, con excepción de la presente

autorización, seguirán vigentes a nuestro favor, de conformidad con lo establecido en los

artículos 5, 6, 8, 19 y demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su reglamento.

En la ciudad de Quito a los 12 días del mes de noviembre del 2018.


1722441688


1720595188

vii

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

APROBACIÓN DEL TUTOR Y REVISORES

Por la presente dejamos constancia que hemos supervisado la realización del Trabajo de

Titulación cuyo tema es: “ESTUDIO Y DETERMINACIÓN DE NUEVOS

POTENCIALES DE PRODUCCIÓN MEDIANTE EL ANÁLISIS DE REGISTROS

ELÉCTRICOS A HUECO ABIERTO Y HUECO ENTUBADO DEL CAMPO

SHUSHUFINDI”, presentado por los señores CARLOS FRANCISCO SÁNCHEZ

PASQUEL y BOLÍVAR ANDRÉS TAMAYO ENRÍQUEZ para optar por los Títulos de

Ingenieros de Petróleos, consideramos que reúnen los requisitos y méritos suficientes para ser

sometidos a la evaluación y presentación pública por parte del Tribunal que se designe.

Adjunto reporte de similitudes

En la ciudad de Quito a los 12 días del mes de noviembre del 2018.

Ing. Diego Palacios Serrano

C.I. 1717477275

TUTOR

Ing. Manuel Bolaños Silvera

C.I. 1201645320

REVISOR

Ing. José Patricio Gómez Santillán

C.I. 1703432722

REVISOR

viii

DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD

Los abajo firmantes declaramos que el presente Trabajo de Titulación para optar al título

de Ingeniero de Petróleos de la Facultad de Ingeniería de Geología, Minas, Petróleos y

Ambiental de la Universidad Central del Ecuador denominado “ESTUDIO Y

DETERMINACIÓN DE NUEVOS POTENCIALES DE PRODUCCIÓN MEDIANTE

EL ANÁLISIS DE REGISTROS ELÉCTRICOS A HUECO ABIERTO Y HUECO

ENTUBADO DEL CAMPO SHUSHUFINDI” es original y no ha sido realizado con

anterioridad o empleado para el otorgamiento de calificación alguna, ni de título o grado

diferente al actual. El presente trabajo es el resultado de las investigaciones de los autores,

excepto de donde se indiquen las fuentes de información consultadas.

Ing. Diego Palacios Serrano

C.I. 1717477275


C.I. 1722441688


C.I. 1720595188

ix

INDICE DE CONTENIDOS

CARÁTULA .......................................................................................................................... i

DEDICATORIA ................................................................................................................... ii

DEDICATORIA ................................................................................................................. iii

AGRADECIMIENTO .......................................................................................................... iv

AGRADECIMIENTO ........................................................................................................... v

DECLARATORIA DE AUTORÍA INTELECTUAL ......................................................... vi

APROBACIÓN DEL TUTOR Y REVISORES ................................................................. vii

DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD ....................................................................... viii

INDICE DE CONTENIDOS ............................................................................................... ix

INDICE DE ILUSTRACIONES ......................................................................................... xv

INDICE DE TABLAS ...................................................................................................... xvii

INDICE DE ECUACIONES ........................................................................................... xviii

RESUMEN ......................................................................................................................... xix

ABSTRACT ........................................................................................................................ xx

ABREVIATURAS Y SIGLAS .......................................................................................... xxi

CAPITULO I ......................................................................................................................... 1

1. GENERALIDADES .................................................................................................. 1

1.1 Introducción ......................................................................................................... 1

1.2 Planteamiento del problema ................................................................................. 2

1.3 Objetivos: ............................................................................................................. 2

1.3.1 Objetivo General ........................................................................................... 2

1.3.2 Objetivos Específicos ................................................................................... 3

1.4 JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA ................................................................ 3

1.5 ENTORNO DEL ESTUDIO................................................................................ 3

CAPÍTULO II ....................................................................................................................... 6

2. Marco teórico ............................................................................................................. 6

x

2.1 MARCO CONTEXTUAL ................................................................................... 6

2.1.1 Ubicación geográfica .................................................................................... 6

2.1.2 Geología Estructural ..................................................................................... 6

2.1.3 Caracteristicas litologicas de los principales reservorios ............................. 8

2.1.3.1 Arenisca T .............................................................................................. 8

2.1.3.2 Arenisca U .............................................................................................. 8

2.1.3.3 Tena Basal .............................................................................................. 9

2.2 MARCO TEÓRICO........................................................................................... 10

2.2.1 Definición de registros Eléctricos............................................................... 10

2.2.2 Registros a Hueco Abierto .......................................................................... 10

2.2.2.1 Caliper .................................................................................................. 11

2.2.2.2 Potencial Espontaneo (SP) ................................................................... 11

2.2.2.3 Gamma Ray .......................................................................................... 11

2.2.2.4 Registros de resistividad ....................................................................... 12

2.2.2.5 Registro de densidad ............................................................................. 12

2.2.2.6 Factor fotoeléctrico. .............................................................................. 12

2.2.2.7 Registro de Neutrón .............................................................................. 12

2.2.3 Registros eléctricos a hueco entubado ........................................................ 13

2.2.3.1 Registros de saturación ......................................................................... 13

2.2.4 Normalización de registros eléctricos ......................................................... 13

2.2.4.1 Método del Histograma ........................................................................ 16

2.2.5 Interpretación Petrofísica ............................................................................ 17

2.2.5.1 Cálculo del volumen de arcilla. ............................................................ 17

2.2.5.2 Temperatura de reservorio .................................................................... 18

2.2.5.3 Porosidad .............................................................................................. 18

2.2.5.4 Porosidad absoluta ................................................................................ 19

2.2.5.5 Porosidad efectiva ................................................................................ 19

xi

2.2.5.6 Cálculo de porosidad con el modelo de densidad ................................ 19

2.2.5.7 Cálculo de porosidad con el modelo de Neutrón .................................. 20

2.2.5.8 Cálculo de porosidad por el método Densidad-Neutrón ...................... 20

2.2.5.9 Cálculo de la porosidad efectiva ........................................................... 21

2.2.5.10 Saturación de agua .............................................................................. 22

2.2.5.11 Modelo de Simandoux ........................................................................ 22

2.2.5.12 Analisis de nucleos ............................................................................. 23

2.2.5.13 Historial de producción acumulado .................................................... 24

2.2.5.14 Cut-off ................................................................................................ 24

CAPÍTULO III .................................................................................................................... 26

3. DISEÑO MÉTODOLÓGICO .................................................................................. 26

3.1 Tipo de estudio ................................................................................................... 26

3.2 Universo y muestra ............................................................................................ 26

3.3 Métodos y técnicas de recopilación de datos ..................................................... 26

3.4 Procesamiento y análisis de información ........................................................... 27

3.4.1 Base de datos y control de calidad .............................................................. 27

3.4.2 Flujo de trabajo ........................................................................................... 28

3.4.3 Fase inicial .................................................................................................. 31

3.4.3.1 Recopilación de la información ............................................................ 31

3.4.3.2 Organización de pozos por PAD .......................................................... 31

3.4.3.3 Registro de curvas disponibles por pozo .............................................. 31

3.4.4 Fase de carga de datos ................................................................................ 31

3.4.4.1 Creación de base de datos en el Software ............................................ 31

3.4.4.2 Creación de carpetas con los nombres de cada pozo. ........................... 32

3.4.4.3 Carga de registros (LAS. y ASCII.) ..................................................... 33

3.4.4.4 Estandarización de nombres de registros ............................................. 33

3.4.4.5 Carga de topes estratigráficos ............................................................... 34

xii

3.4.4.6 Crear registro Triple combo ................................................................. 35

3.4.5 Fase de normalización ................................................................................ 36

3.4.5.1 Estandarización de escalas de registros ................................................ 36

3.4.5.2 Determinación del pozo patrón ............................................................ 36

3.4.5.3 Determinación de pozos antiguos ......................................................... 37

3.4.5.4 Realizar Split (divisiones) por cada formación .................................... 37

3.4.5.5 Normalizar las arenas de interés ........................................................... 37

3.4.6 Fase de Cálculos ......................................................................................... 39

3.4.6.1 Cálculo de volumen de arcilla (VCL) .................................................. 39

3.4.6.2 Crear registro Clay Volume (VCL) ...................................................... 40

3.4.6.3 Cálculo de la porosidad (PHI) y saturación de agua (Sw) .................... 41

3.4.6.4 Crear registro de Saturación y porosidad (Sw) ..................................... 43

3.4.6.5 Amarre a datos de núcleos (registros digitalizados) ............................. 46

3.4.6.6 Determinación de la zona de pago ........................................................ 47

3.4.7 Fase de análisis de resultados ..................................................................... 48

3.4.7.1 Crear registro con las zonas de pago (CO) ........................................... 48

3.4.7.2 Comparar resultados obtenidos con historiales de producción ............ 49

3.4.7.3 Comparar resultados con registros eléctricos a hueco entubado. ......... 51

CAPÍTULO IV .................................................................................................................... 52

4. RESULTADOS........................................................................................................ 52

4.1 Comparación de datos entre los historiales de producción e historial de work

over y los datos obtenidos del análisis petrofísico en Decision Space ............................ 52

4.1.1 Pozos prospecto de Basal Tena .................................................................. 52

4.1.2 Pozos prospecto de U superior ................................................................... 54

4.1.3 Pozos prospecto de U inferior .................................................................... 56

4.1.4 Pozos prospecto de T superior .................................................................... 57

4.1.5 Pozos prospecto de T inferior ..................................................................... 58

xiii

4.2 Pozos de mayor prospecto productivo ............................................................... 61

4.2.1 Pozo SHS-020B .......................................................................................... 61

4.2.1.1 Basal Tena ............................................................................................ 61

4.2.1.2 U superior ............................................................................................. 62

4.2.1.3 U inferior .............................................................................................. 63

4.2.1.4 T superior .............................................................................................. 64

4.2.1.5 T inferior ............................................................................................... 64

4.2.2 Pozo SHSO-131 .......................................................................................... 65

4.2.2.1 Basal Tena ............................................................................................ 65

4.2.2.2 U superior ............................................................................................. 67

4.2.2.3 U inferior .............................................................................................. 68

4.2.2.4 T superior .............................................................................................. 70

4.2.2.5 T inferior ............................................................................................... 71

4.2.3 Comparación del pozo SHS-131 con pozos vecinos .................................. 72

4.2.3.1 Basal Tena ............................................................................................ 73

4.2.3.2 U superior ............................................................................................. 74

4.2.3.3 U inferior .............................................................................................. 75

4.2.3.4 T superior .............................................................................................. 76

4.2.3.5 T inferior ............................................................................................... 77

4.2.4 Pozo SHSH-155 .......................................................................................... 78

4.2.4.1 U superior ............................................................................................. 78

4.2.4.2 U inferior .............................................................................................. 79

4.2.4.3 T superior .............................................................................................. 80

4.2.4.4 T inferior ............................................................................................... 81

4.2.5 Correlaciones del pozo SHS-155 con los pozos del pad H ........................ 82

4.2.5.1 U superior ............................................................................................. 82

4.2.5.2 U inferior .............................................................................................. 83

xiv

4.2.5.3 T superior .............................................................................................. 84

4.2.5.4 T inferior ............................................................................................... 85

4.2.6 POZO SHS-087 .......................................................................................... 86

4.2.6.1 Basal Tena ............................................................................................ 87

4.2.6.2 U superior ............................................................................................. 87

4.2.6.3 T inferior ............................................................................................... 88

4.2.7 POZO SHSI-162 ......................................................................................... 89

4.2.7.1 Basal Tena ............................................................................................ 91

4.2.7.2 U superior ............................................................................................. 92

4.2.7.3 U inferior .............................................................................................. 93

4.2.8 POZO SHSN-224 ....................................................................................... 94

4.2.8.1 U superior ............................................................................................. 95

4.2.8.2 T inferior ............................................................................................... 96

4.3 Pozos interpretación a hueco entubado .............................................................. 97

4.3.1 POZO SHS-001 .......................................................................................... 97

4.3.2 Pozo SHSV-090 .......................................................................................... 99

4.3.2.1 U superior ............................................................................................. 99

4.3.2.2 U inferior ............................................................................................ 100

4.3.2.3 T superior ............................................................................................ 101

4.3.2.4 T inferior ............................................................................................. 102

CAPÍTULO V ................................................................................................................... 103

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................... 103

5.1 Conclusiones .................................................................................................... 103

5.2 Recomendaciones ............................................................................................ 104

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .............................................................................. 106

GLOSARIO DE TÉRMINOS ........................................................................................... 107

ANEXOS ........................................................................................................................... 110

xv

INDICE DE ILUSTRACIONES

Figura 1. Ubicación Campo Shushufindi ............................................................................. 6

Figura 2. Mapa estructural del tope de la caliza A. .............................................................. 7

Figura 3. Columna estratigráfica de la Cuenca Oriente. ...................................................... 9

Figura 4. Pozo referencia para normalización.................................................................... 14

Figura 5. Registros de los pozos A y B después de la normalización. ............................... 15

Figura 6. Normalización por el método del histograma. .................................................... 16

Figura 7. Metodología de trabajo ....................................................................................... 30

Figura 8. Establecimiento del directorio del proyecto. ...................................................... 32

Figura 9. Creación de nuevo pozo. .................................................................................... 32

Figura 10. Ventana de carga de registros. .......................................................................... 33

Figura 11. Carga y estandarización de curvas. ................................................................... 34

Figura 12. Ventana de entrada de los topes y zonas. ......................................................... 34

Figura 13. Carga de topes de Excel a DS. .......................................................................... 35

Figura 14. Log Plot triple combo. ...................................................................................... 36

Figura 15. Creación de un histograma para la normalización. ........................................... 37

Figura 16. Normalización de curvas método histograma .................................................. 38

Figura 17. Ventana de interpretación de curvas. ................................................................ 39

Figura 18. Log Plot del volumen de arcilla. ....................................................................... 40

Figura 19. Ventana de enlazamiento de zonas. .................................................................. 41

Figura 20. Ventana para cálculo de porosidad y saturación de agua. ................................ 42

Figura 21. Ventana cálculo gradiente de temperatura. ....................................................... 42

Figura 22. Ventana de registro de porosidad y saturación de agua .................................... 43

Figura 23. Ventana de cálculo de las resistividades del agua de formación. ..................... 45

Figura 24. Ventana de ingreso de datos de Rw. ................................................................. 45

Figura 25. Carga de datos de núcleos. ............................................................................... 47

Figura 26. Ventana de ingreso para interpretación de CutOff. .......................................... 48

Figura 27. Log Plot con zonas de pago y reservorio. ......................................................... 49

Figura 28. Ejemplo correlación de pozo con registro de saturación de agua. .................... 51

Figura 29. Resultado arena Basal Tena. ............................................................................. 53

Figura 30. Resultados arena U superior ............................................................................. 54

Figura 31. Resultados Arena U inferior ............................................................................. 56

Figura 32. Resultados arena T superior ............................................................................. 58

xvi

Figura 33. Resultados en la arena T inferior. ..................................................................... 59

Figura 34. Interpretación del pozo SHS-020B para Basal Tena ........................................ 61

Figura 35. Interpretación del pozo SHS-020B para U superior. ........................................ 62

Figura 36. Interpretación del pozo SHS-020B para U inferior .......................................... 63

Figura 37. Interpretación del pozo SHS-020B para T superior. ........................................ 64

Figura 38. Interpretación del pozo SHS-020B para T inferior .......................................... 64

Figura 39. Masterlog para Basal Tena del pozo SHS-131 ................................................. 65

Figura 40. Interpretación para Basal Tena del pozo SHS-131. .......................................... 66

Figura 41. Masterlog para U superior del pozo SHS-131 .................................................. 67

Figura 42. Interpretación para U superior del pozo SHS-131 ............................................ 67

Figura 43. Masterlog para U inferior del pozo SHS-131 ................................................... 68

Figura 44. Interpretación para U inferior del pozo SHS-131 ............................................. 69

Figura 45. Masterlog para T superior del pozo SHS-131 .................................................. 70

Figura 46. Interpretación para T superior del pozo SHS-131 ............................................ 70

Figura 47. Masterlog para T inferior del pozo SHS-131 ................................................... 71

Figura 48. Interpretación para T inferior del pozo SHS-131 ............................................. 72

Figura 49. Ubicación de pozos del PAD O ........................................................................ 73

Figura 50. Correlación del pozo SHSO-131 con pozos vecinos para Basal Tena ............. 73

Figura 51. Correlación del pozo SHSO-131 con pozos vecinos para U superior. ............. 74

Figura 52. Correlación del pozo SHSO-131 con pozos vecinos para U inferior. .............. 75

Figura 53. Correlación del pozo SHSO-131 con pozos vecinos para T superior .............. 76

Figura 54. Correlación del pozo SHSO-131 con pozos vecinos para T inferior. .............. 77

Figura 55. Interpretación para U superior del pozo SHSH-155. ........................................ 78

Figura 56. Interpretación para U inferior del pozo SHSH-155. ......................................... 79

Figura 57. Interpretación para T superior del pozo SHSH-155 ......................................... 80

Figura 58. Interpretación para T inferior del pozo SHSH-155 .......................................... 81

Figura 59. Ubicación de los pozos del pad H .................................................................... 82

Figura 60. Correlación del pozo SHSH-155 con pozos vecinos para U superior. ............. 82

Figura 61. Correlación del pozo SHSH-155 con pozos vecinos para U inferior ............... 83

Figura 62. Correlación del pozo SHSH-155 con pozos vecinos para U inferior ............... 84

Figura 63. Correlación del pozo SHSH-155 con pozos vecinos para T inferior ............... 85

Figura 64. Mapa del pozo SHS-087 sin PAD .................................................................... 86

Figura 65. Correlación SHS-087 con SHS-066 en arena BT. ............................................ 87

Figura 66. Correlación SHS-087 con SHS-066 en arena US. ............................................ 88

xvii

Figura 67. Correlación SHS-087 con SHS-066 en arena TI. ............................................. 89

Figura 68. Mapa PAD I ...................................................................................................... 90

Figura 69. Correlación pozo SHS-162 en BT .................................................................... 91

Figura 70. Triple combo SHS-133 ..................................................................................... 92

Figura 71. Correlación del pozo SHSI-162 con el SHSI-134 y SHSI-133 arena US ........ 92

Figura 72. Correlación del pozo SHSI-162 con el SHSI-134 y SHSI-133 arena UI ......... 93

Figura 73. Mapa del PAD N .............................................................................................. 95

Figura 74. Correlación del pozo SHSN-224 con el SHS-124 y SHS-130 en la arena US . 95

Figura 75. Correlación del pozo SHSN-224 con el SHS-124 y SHS-130 en la arena TI .. 96

Figura 76. Registro de saturación en el pozo SHS-001 ..................................................... 97

Figura 77. Registro de saturación a hueco entubado en SHS-001 ..................................... 98

Figura 78. Interpretación para U superior del pozo SHSV-090 ......................................... 99

Figura 79. Interpretación para U inferior del pozo SHSV-090 ........................................ 100

Figura 80. Interpretación para T superior del pozo SHSV-090 ....................................... 101

Figura 81. Interpretación para T inferior del pozo SHSV-090 ........................................ 102

INDICE DE TABLAS

Tabla 1. Listado de pozos que no cuentan con la información suficiente. ......................... 28

Tabla 2. Salinidades del campo Shushufindi por zonas. .................................................... 44

Tabla 3. Resistividades de agua por zona .......................................................................... 44

Tabla 4. Ejemplo arenas que probaron y produjo o no produjo ......................................... 50

Tabla 5. Ejemplo de resultados de la determinación de nuevas zonas de pago. ................ 50

Tabla 6. Propiedades petrofísicas de los pozos prospectivos en Basal Tena. .................... 53

Tabla 7. Propiedades petrofísicas de los pozos prospectivos en U superior. ..................... 54

Tabla 8. Propiedades petrofísicas de los pozos prospectivos en U inferior ....................... 57

Tabla 9. Propiedades petrofísicas de los pozos prospectivos en T superior ...................... 58

Tabla 10. Propiedades petrofísicas de los pozos prospectivos en T inferior. ..................... 60

Tabla 11. Propiedades petrofísicas de Basal Tena para el pozo SHS-020B. ..................... 61

Tabla 12. Propiedades petrofísicas de U superior para el pozo SHS-020B ....................... 62

Tabla 13. Propiedades petrofísicas de U inferior para el pozo SHS-020B. ....................... 63

Tabla 14. Resultados de T inferior. .................................................................................... 65

Tabla 15. Datos obtenidos para Basal Tena ....................................................................... 66

Tabla 16. Resultados para U superior ................................................................................ 68

xviii

Tabla 17. Resultados para U inferior. ................................................................................ 69

Tabla 18. Datos de T superior ............................................................................................ 71

Tabla 19. Datos arena T inferior. ....................................................................................... 72

Tabla 20. Datos de pago para U superior ........................................................................... 78

Tabla 21. Resultados para U inferior. ................................................................................ 79

Tabla 22. Datos de pago para T superior ........................................................................... 80

Tabla 23. Datos de pago para T superior ........................................................................... 81

Tabla 24. Propiedades petrofísicas de las zonas prospectivas del pozo SHS-087. ............ 86

Tabla 25. Propiedades petrofísicas de las zonas prospectivas del pozo SHSI-162 ............ 90

Tabla 26. Propiedades petrofísicas de las zonas prospectivas del pozo SHSN-224 .......... 94

Tabla 27. Propiedades petrofísicas de las arenas U y T del pozo SHS-001. ...................... 98

Tabla 28. Datos petrofísicos U superior ............................................................................. 99

Tabla 29. Datos para U inferior ........................................................................................ 100

Tabla 30. Datos para T superior ....................................................................................... 101

Tabla 31. Datos para T inferior ........................................................................................ 102

INDICE DE ECUACIONES

Ecuación 1. Normalización de registros eléctricos. ........................................................... 14

Ecuación 2. Volumen de arcilla por Gamma Ray. ............................................................. 17

Ecuación 3. Gradiente de temperatura. .............................................................................. 18

Ecuación 4. Porcentaje de porosidad. ................................................................................. 18

Ecuación 5. Porosidad mediante registro de densidad. ...................................................... 19

Ecuación 6. Porosidad mediante registro de neutrón. ........................................................ 20

Ecuación 7. Índice de hidrogeno aparente de hidrocarburo. .............................................. 21

Ecuación 8. Densidad aparente del hidrocarburo. .............................................................. 21

Ecuación 9. Porosidad promedio densidad-neutrón. .......................................................... 21

Ecuación 10. Porosidad efectiva. ....................................................................................... 21

Ecuación 11. Modelo de Simandoux. ................................................................................. 22

Ecuación 12. Saturación de agua. ....................................................................................... 23

xix

TEMA: Estudio y determinación de nuevos potenciales de producción mediante el análisis

de registros eléctricos a hueco abierto y hueco entubado del campo Shushufindi.

AUTORES: Carlos Francisco Sánchez Pasquel y Bolívar Andrés Tamayo Enríquez

TUTOR: Msc. Ing. Diego Gabriel Palacios Serrano

RESUMEN

El presente estudio está orientado a realizar la reinterpretación de registros eléctricos de

los pozos del campo Shushufindi con la finalidad de encontrar nuevas zonas con potencial de

producción de hidrocarburo que no han sido consideradas para su producción hasta el

presente.

Con este fin se realiza un control de calidad de la data para posteriormente realizar su

análisis petrofísico en el software Decision Space (DS) del cual se obtuvo zonas de pago para

cada pozo.

Con los resultados obtenidos en DS se realizó una comparación con historiales de

producción y registros de saturación para comprobar zonas que no han sido consideradas para

su producción con anterioridad y que tienen potencial.

A partir de esto se encontró potencial en varios pozos y en diferentes arenas de los cuales

en su mayoría pertenecen a la arena U superior. Con ayuda de nuestro estudio se puede

plantear más proyectos para un análisis económico de la factibilidad de producción de dichos

intervalos, reservas, etc.

PALABRAS CLAVES: SHUSHUFINDI/ ANALISIS PETROFISICO/ ZONAS DE PAGO/

REGISTROS DE POZO/ HISTORIAL DE PRODUCCIÓN/ RESERVORIO.

xx

TITLE: Study and determination of new production potentials through the analysis of open

hole and cased hole electrical logs at Shushufindi´s field.

AUTHORS: Carlos Francisco Sánchez Pasquel y Bolívar Andrés Tamayo Enríquez

TUTOR: Msc. Ing. Diego Gabriel Palacios Serrano

ABSTRACT

The purpose of this study is mainly directed to re-interpret Shushufindi´s field well logs

with the goal of find zones with potential for oil production that have not been considered yet

till this day.

For this end we developed a data quality control. After that, a petrophysical analysis was

performed with the software Decision Space giving us pay zones for each well.

After all this we compared the pay zones with the historical production and cased hole

saturation well logs to evidence which zones have oil production potential but have been

bypassed.

At the end, we found some wells with zones that could be of interest, most of them where

in the upper U sandstone. From the results of this study can be derived other studies to

analyze production feasibility, reserves estimation, etc.

KEY WORDS: SHUSHUFINDI/ PETROPHYSICAL ANALYSIS/ PAY ZONES/ WELL

LOGS/ PRODUCTION HISTORY/ RESERVOIR.

xxi

ABREVIATURAS Y SIGLAS

SHS: Shushufindi

UCE_BS: Bit size

Bbl/d: Barriles por día

UCE_CALI: Caliper

C/O: Relación Carbón Oxígeno

Cut-off: Valores de corte

Depth: Profundidad

DEC: Unidades decimales

ºF: Unidad de medida de temperatura en

grados Fahrenheit

ft: Unidad de medida de longitud y

profundidad en pies

UCE_GR: Gamma Ray

Hc: Hidrocarburo

DS: Decision Space

UCE_NPHI: Perfil de Porosidad Neutrón

UCE_PEF: Factor fotoeléctrico

Φ: Porosidad

Φe: Porosidad Efectiva

UCE_RT: Resistividad Profunda

UCE_RHOB: Perfil de Densidad

UCE_RM: Resistividad Media

Rm: Resistividad del lodo

Rmf: Resistividad del filtrado del lodo

UCE_RXO: Resistividad zona lavada

Rw: Resistividad del agua

Sw: Saturación de agua

SwSim: Saturación de agua de Simandoux

SWU: Saturación de agua irreducible

UCE_SP: Spontaneus Potential (Potencial

Espontáneo)

Temp: Temperatura

Track: Carril donde se ubica el perfil

BSW: Corte de agua

Pay Flag: Zona de pago

Res Flag: Reservorio

1

Tema: Estudio y determinación de nuevos potenciales de producción mediante el análisis de

registros eléctricos a hueco abierto y hueco entubado del campo Shushufindi.

Área: Yacimientos.

CAPITULO I

1. GENERALIDADES

1.1 Introducción

El campo Shushufindi es un campo gigante maduro, ubicado en la Cuenca Oriente

responsable de más del 10% de la producción total diaria de hidrocarburos del Ecuador,

descubierto en el año de 1969 con un volumen aproximado de 3700 millones de barriles de

petróleo original en sitio (Biedma, 2014).

En los años 80’s el campo Shushufindi tenía una producción diaria superior a los cien mil

barriles diarios. Desde entonces el campo se encuentra en declinación y en la actualidad se

producen alrededor de 74 mil barriles de fluido por día, una importante reducción en la

producción del campo que afecta no solo a la empresa sino al País.

Debido a esto surge la necesidad de encontrar nuevas zonas con potencial, que

posiblemente hayan sido encontradas, pero se han dejado de lado para producir de zonas con

un mejor prospecto. Determinar nuevos potenciales para futuras producciones de crudo

ayudaría a la empresa al momento de la toma de decisiones, por ejemplo, cuando se realice

trabajos de reacondicionamiento, ahorrando tiempo y dinero a la empresa pudiendo realizar

un punzonamiento a las zonas de interés.

Petroamazonas EP, ha buscado fortalecer el campo implementando nuevas tecnologías a

sus pozos para mantener la productividad del campo.

El presente estudio consta de 5 capítulos en los cuales se desarrolla la temática empleada

para este trabajo de estudio:

2

El capítulo 1 se plantea el problema y los objetivos establecidos para solucionar dicho

problema.

El capítulo 2 consta del marco teórico necesario para entender todo lo que se hizo en el

presente estudio técnico.

En el capítulo 3 se describe la metodología realizada para el análisis petrofísico de los

registros eléctricos y la comparación de los resultados obtenidos de este con los historiales de

workover y producción.

En el capítulo 4 se presentan los resultados de este estudio los cuales son los nuevos

prospectos de producción obtenidos del análisis previamente realizado.

En el capítulo 5 finalmente se realizan las conclusiones en base a los resultados obtenidos

de la interpretación de registros y las recomendaciones hechas para futuros proyectos a partir

de las conclusiones planteadas.

1.2 Planteamiento del problema

El problema del campo Shushufindi es que debido a la declinación natural que se presenta

en los reservorios, como consecuencia de su depletación, acorta el tiempo de vida productiva

del campo. Los pozos en la actualidad presentan problemas comunes de un campo maduro

como son las caídas de presiones de los reservorios, la baja productividad y los altos cortes de

agua, entre otros. Por lo tanto, al no tener una base de datos referente a zonas prospectivas, se

reducen las posibilidades de realizar trabajos de cañoneo, limitando el potencial productivo

de los pozos.

1.3 Objetivos:

1.3.1 Objetivo General

Determinación de nuevos potenciales de producción mediante el análisis de registros

eléctricos a hueco abierto y hueco entubado del campo Shushufindi.

3

1.3.2 Objetivos Específicos

• Recopilar la información de registros eléctricos.

• Realizar un control de calidad de la data disponible.

• Cargar la información disponible en los Software.

• Normalizar las curvas de registros eléctricos.

• Reinterpretar cuantitativamente los registros eléctricos a hueco abierto disponibles de

los pozos con Decision Space creando una base de datos.

• Evaluar las nuevas zonas prospectivas de los pozos en base a los historiales de

producción y workover del campo Shushufindi.

• Comparar los resultados obtenidos de la petrofísica con los registros a hueco entubado

del campo Shushufindi.

1.4 JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA

Con el fin de reducir la incertidumbre con respecto a las zonas prospectivas, que puedan

ser cañoneadas y puedan producir hidrocarburos, el presente estudio buscará una solución al

analizar nuevos potenciales productivos para cada pozo.

El presente estudio técnico es importante porque constituye una herramienta que va a ser

de gran ayuda al personal de la empresa Petroamazonas ya que va a reducir la incertidumbre

en la toma de decisiones respecto a futuros trabajos que quieran realizar.

El presente estudio técnico constituye un aporte práctico para la empresa Petroamazonas

EP la cual reduciría tiempo, costos e incertidumbre a la hora de tomar decisiones en el campo

Shushufindi, además, se pueden beneficiar las empresas de servicios que, de darse la

implementación a nuevos reservorios, pueden participar en el proceso de modificación de la

completación de los pozos. Finalmente, el principal beneficiario es el Estado Ecuatoriano.

1.5 ENTORNO DEL ESTUDIO

En el presente Estudio Técnico que se realiza para la obtención del título de ingeniero de

petróleos otorgado por la universidad central del Ecuador, se considerarán:

4

Marco Institucional: La Universidad Central del Ecuador ofrece acceso al conocimiento

y cultura universal, y genera investigación de excelencia integrada al desarrollo humano del

Ecuador cumpliendo esto a través de la formación de grado con investigación experimental.

(Estatuto Universitario Universidad Central, 2016) La carrera de Ingeniería de Petróleos de la

Universidad Central del Ecuador busca la excelencia en la formación de profesionales e

investigadores para el aprovechamiento sustentable de los recursos naturales y energéticos

del Ecuador. (Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, 2017).

En cuanto a Petroamazonas EP, privilegia el desarrollo de actividades estratégicas de

exploración y explotación de hidrocarburos, de manera eficiente, sustentable y segura, con

responsabilidad social y ambiental, con el aporte del mejor talento humano para contribuir al

desarrollo energético del Ecuador. (Petroamazonas EP, 2017).

La Universidad Central del Ecuador reconoce la contribución de Halliburton a la

realización de esta tesis mediante el uso del Software y Tecnología Landmark parte del

convenio Grant

Marco ético: El presente trabajo de titulación respetará los principios y valores de la

Universidad Central del Ecuador y de la empresa estatal ecuatoriana PETROAMAZONAS

EP, el mismo cumplirá a cabalidad sus normativas, estatutos, reglamentos, políticas internas,

etc. Además, el presente trabajo respetará los derechos intelectuales de proyectos de otros

autores, incluido el respeto a la integridad y honra de las personas involucradas en aquellas

investigaciones. Finalmente, se indica el compromiso de que este estudio técnico entregará

resultados lógicos y coherentes basados en el análisis e interpretación de la información

disponible que se va a realizar con el software Decision Space bajo autorización de

Petroamazonas.

5

Marco legal: El presente estudio técnico estará conforme durante su desarrollo con las

siguientes normativas legales: Ley Orgánica de Educación Superior (LOES) Art. 123.-

Reglamento sobre el Régimen Académico, el Art. 144.- Tesis Digitalizadas. - Reglamento de

Régimen Académico El Art.21 inciso 3, referente a los estudios técnicos, establece que: “Son

trabajos que tienen como objeto la realización de estudios a equipos, procesos, etc., referidos

a aspectos de diseño, planificación, producción, gestión, perforación, explotación y cualquier

otro campo relacionado con la Ingeniería de Petróleos con alternativas técnicas, evaluaciones

económicas y valoración de los resultados.”

6

CAPÍTULO II

2. Marco teórico

2.1 MARCO CONTEXTUAL

2.1.1 Ubicación geográfica

El campo Shushufindi ubicado dentro de la Cuenca Oriente, forma parte del corredor

Sacha Shushufindi y se localiza en la provincia de Sucumbíos a 250 km al Este de Quito y 35

km al Sur de Colombia.

Figura 1. Ubicación Campo Shushufindi

Fuente: Shushufindi el renacimiento de un gigante, Slb

2.1.2 Geología Estructural

El anticlinal Shushufindi se desarrolló como resultado de la inversión tectónica de

Cretácico Tardío y se ubica en el flanco este del graben Jurásico. Este anticlinal presenta

evidencias de afectaciones estructurales del basamento, que muestran ciertos lineamientos

NO-SE que continúan hacia el oeste y controlan el campo Drago (Baby, Rivadeneira, &

Barragan, 2014, pág. 243)

7

El anticlinal Shushufindi tiene una orientación N-S y tres culminaciones principales: dos

dentro de lo que se conoce como anticlinal Shushufindi y una tercera denominada Aguarico,

dispuesta en echelón que cambia su dirección a NO-SE. Su flanco oriental está limitado por

un sistema de fallas en transpresión dextral, las mismas que son parte de una gran estructura

en flor de raíz muy profunda. El salto de falla alcanza valores cercanos a los 200´. (Baby,

Rivadeneira, & Barragan, 2014, pág. 243)

A la base de la caliza A del Turoniano, la estructura tiene una longitud aproximada de 35

km y un ancho entre 6 y 7 km. su máximo cierre estructural se ubica en el alto Shushufindi

Sur con 371´, le sigue el alto Shushufindi Norte con 341´y, finalmente el alto Aguarico 223´.

(Baby, Rivadeneira, & Barragan, 2014, pág. 243)

Figura 2. Mapa estructural del tope de la caliza A.

Fuente: Baby, Rivadeneira, & Barragan

8

En la cuenca Oriente, los objetivos del yacimiento primario corresponden a las

formaciones Hollín y Napo. Existen seis intervalos clásticos que forman yacimientos: la

formación Hollín, los miembros T, U, M2 y M1 de la formación Napo y el miembro basal de

la formación Tena, de más antiguo a más moderno. Estas formaciones fueron depositadas en

un ambiente sedimentario transgresivo que se generó en respuesta a fluctuaciones globales

del nivel del mar. (Biedma y otros, 2014, pag 47)

De los reserorios anteriormente mencionados los que mas nos interesan para el caso de

Shushufindi son los reservorios T;U y BT.

2.1.3 Caracteristicas litologicas de los principales reservorios

2.1.3.1 Arenisca T

Es de grano medio a grueso con ocasionales finos, con idénticos minerales accesorios que

U. La matriz es caolinítica y en menor proporción clorítica. La porosidad total, igual que en

U, es intergranular y esporádicamente intragranular con un valor promedio del 18%, mientras

que la porosidad efectiva es de alrededor del 15%. La zona con mejores valores de

permeabilidad y porosidad se ubica generalmente a la base de la arenisca. (Baby,


2.1.3.2 Arenisca U

Es una arenisca cuarzosa, con presencia ocasional de feldespatos y fragmentos líticos.

Entre los minerales accesorios se describen circón, muscovita y glauconita. La caolinita es la

arcilla predominante. Presenta cemento silíceo. La porosidad descrita es intergranular y

ocasionalmente intragranular por disolución de los feldespatos. Tiene una porosidad total

promedio de alrededor del 19% y una porosidad efectiva del 15%, con una permeabilidad

absoluta entre 250 y 400 mD. (Baby, Rivadeneira, & Barragan, 2014, pág. 349)

9

2.1.3.3 Tena Basal

Es un reservorio de menor importancia, que generalmente muestra una estructura grano

decreciente y espesores menores, como indica la curva de rayos gama. su porosidad promedio

es de alrededor del 15%. (Baby, Rivadeneira, & Barragan, 2014, pág. 350)

Es de grano medio a grueso con ocasionales finos, con idénticos minerales accesorios que

U. La matriz es caolinítica y en menor proporción clorítica. La porosidad total, igual que en

U, es intergranular y esporádicamente intragranular con un valor promedio del 18%, mientras

que la porosidad efectiva es de alrededor del 15%. La zona con mejores valores de

permeabilidad y porosidad se ubica generalmente a la base de la arenisca. (Baby,


Figura 3. Columna estratigráfica de la Cuenca Oriente.

Fuente: Baby, Rivadeneira, & Barragan

10

2.2 MARCO TEÓRICO

2.2.1 Definición de registros Eléctricos

La recolección de parámetros geofísicos tomados a lo largo de un pozo produce un

registro de pozo. El valor de las medidas se grafica versus la profundidad del pozo. (Rider,

2000, pag 1)

Comúnmente se los llama registros eléctricos debido a que históricamente en los primeros

registros eléctricos se realizaban mediciones de propiedades eléctricas. Sin embargo, las

mediciones ya no son únicamente eléctricas. (Rider, 2000, pag 1)

Las propiedades de las rocas se determinan a partir de las tomas realizadas por diferentes

herramientas que miden numericamente las respuestas de las rocas ante los estimulos

artificiales con parametros establecidos durante la perforacion, de manera que las mediciones

sean lo mas exactas posibles. las condiciones del pozo, el lodo de perforacion, la presión,

temperatura entre otras alteran las mediciones, por lo que se requiere realizar correcciones

ambientales a las curvas. (Schlumberger,Principios/Aplicaciones de la interpretacion de

Registros, 2011)

2.2.2 Registros a Hueco Abierto

Los registros a hueco abierto se corren cuando las herramientas de perforación ya no están

en el pozo. Son corridos inmediatamente después de la perforación. (Rider, 2000, pag 1)

Para correr registros a hueco abierto, el pozo es limpiado, estabilizado y se extrae el

equipo de perforación. El primer equipo en ser acoplado es el cable de wireline con los

equipos de medición que se bajan hasta la máxima profundidad perforada. (Rider, 2000

pagina 2)

A continuación, se describe los registros utilizados para este estudio:

11

2.2.2.1 Caliper

El Caliper mide las variaciones en el diámetro del pozo con la profundidad. Las

mediciones son hechas por 2 brazos articulados empujados contra la pared del pozo. Los

brazos están conectados a un cursor de resistencia variable. El movimiento lateral de los

brazos se traduce en movimientos del cursor esto genera variaciones eléctricas en la

resistencia. Estas variaciones eléctricas finalmente se traducen en variaciones de diámetro

después de una simple calibración. (Rider, 2000, pag 26)

2.2.2.2 Potencial Espontaneo (SP)

El registro de Sp es una medición de las variaciones de potencial natural entre un electrodo

en el pozo y un electrodo de referencia en superficie; no se aplican corrientes eléctricas

artificiales. Estas variaciones se originan por un desequilibrio eléctrico creado al conectar

formaciones verticalmente (En sentido eléctrico) cuando en la naturaleza están aislados.

(Rider, 2000, pag 33)

2.2.2.3 Gamma Ray

El registro de gamma ray graba la radioactividad de la formación. La radiación proviene

del uranio, torio y el potasio. El registro de gamma ray simple nos indica la lectura de los 3

elementos combinados, mientras el gamma ray espectral nos indica que tanto contribuye cada

elemento a esta radioactividad. (Rider, 2000, pag 66)

El significado geológico de la radiactividad recae en la distribución de estos 3 elementos.

La mayoría de las rocas son radioactivas en cierto grado, las rocas ígneas y las metamórficas

son más radioactivas que las sedimentarias. Sin embargo, dentro de los sedimentos las

arcillas son por mucho la radiactividad más fuerte. (Rider, 2000, pag 66)

12

2.2.2.4 Registros de resistividad

Los registros de resistividad miden la resistencia al paso de corriente eléctrica por parte de

la formación. Esto es medido por herramientas de resistividad. Las herramientas de

conductividad miden la capacidad de la formación de permitir el paso de corriente eléctrica.

La conductividad es medida por las herramientas Induction. La conductividad normalmente

se convierte directamente y se grafica como resistividad. (Rider, 2000, pag 42)

2.2.2.5 Registro de densidad

El registro de densidad es una grabación continua de la densidad aparente de la formación.

Geológicamente la densidad relativa está en función de la densidad de los minerales que

forman la roca y de el volumen de fluido que encierra. (Rider, 2000, pag 115)

Cualitativamente el registro de densidad se usa para calcular la porosidad e indirectamente

la densidad de hidrocarburo. También se usa para calcular la impedancia acústica.

Cualitativamente es un útil identificador de litología. (Rider, 2000, pag 115)

2.2.2.6 Factor fotoeléctrico.

El registro fotoeléctrico o de lito-densidad es la grabación continua del factor fotoeléctrico

de la formación. El índice de absorción fotoeléctrica es muy dependiente del número atómico

promedio de los elementos de la formación, que implica la composición y por inferencia la

litología. (Rider, 2000, pag 127)

2.2.2.7 Registro de Neutrón

El registro de neutrón provee una grabación continua de la reacción de la formación al

bombardeo de neutrones. Se mide en términos de ¨neutron porosity units¨, que están

relacionadas al índice de hidrogeno de la formación, un indicador de su riqueza en hidrogeno.

(Rider, 2000, pag 133)

13

Este registro es principalmente una medida del contenido de agua de la formación. En la

industria petrolera se usa como un indicador de porosidad, ya que mide el agua que llena los

espacios porosos. La porosidad neutrón da un valor real en las calizas limpias, pero en otras

litologías requiere factor de conversión. (Rider, 2000, pag 133)

2.2.3 Registros eléctricos a hueco entubado

Los registros eléctricos a hueco entubado se toman cuando el pozo ya cuenta con

revestimiento. No son muy comunes, pero nos aportan información que puede ser valiosa en

la toma de decisiones. En el caso del presente trabajo usamos el registro de saturación.

2.2.3.1 Registros de saturación

Los registros de saturación hacen posible reconocer la presencia de hidrocarburos en

pozos entubados y detectar cambios en la saturación de agua durante la vida productiva del

pozo. (Cordoba & Jimenez)

2.2.4 Normalización de registros eléctricos

La normalización de curvas identifica y remueve errores sistemáticos de la data obtenida

de los registros de pozos para que se pueda obtener resultados confiables de una evaluación

de reservorios, resolviendo correlaciones difíciles y problemas de modelos sísmicos. (Shier,

2004, pag 268)

La ecuación de normalización hace un ajuste lineal a las curvas de los registros de acuerdo

con parámetros estándar seleccionados en un pozo referencia, cambiando la escala o el factor

de escala. (Shier, 2004, pag 270)

En cada pozo, la ecuación requiere la medida de los valores de litologías especificas

usando la información no corregida. Esto usualmente es cercano al valor máximo y mínimo

del intervalo de curva. A continuación, la ecuación de normalización. (Shier, 2004, pag 270)

14

Ecuación 1. Normalización de registros eléctricos.

(1)

Fuente: Shier, 2004, pag 270.

A continuación, el significado de cada uno de los parámetros utilizados en la ecuación:

Vnorm: Valor normalizado

Vlog: Valor no normalizado

Rmin y Rmax: Mejores parámetros regionales para las 2 litologías.

Wmin y Wmax: Parámetros medidos usando valores sin normalizar.

En la siguiente figura se muestras 3 pozos: un pozo A, un pozo B y un pozo referencia de

donde se obtienen los valores.

Figura 4. Pozo referencia para normalización

Fuente: (Shier,2004)

1 Normalización de registros eléctricos. (Shier, 2004, pag 270)

15

Figura 5. Registros de los pozos A y B después de la normalización.

Fuente: (Shier,2004)

La normalización de registros eléctricos se hace necesaria para disminuir el error en los

valores de las curvas de registros que suelen darse por varios motivos, como por ejemplo que

las herramientas que realizan la lectura no están correctamente calibradas o por qué no se

realizaron las correcciones ambientales necesarias para corregir cualquier efecto ya sea del

lodo o por el tool standoff.

Existen varios métodos para la normalización de registros, estos son:

• Normalización estadística

• Normalización por histogramas

• Método del pozo tipo

• Método de normalización por ensayo

Para nuestro estudio técnico se utilizó el método del histograma, debido a que es la opción

que nos ofrece el programa Decision Space y nos entrega datos confiables, tomando un pozo

16

tipo en cada una de las 4 zonas en el campo Shushufindi. Cabe mencionar que, para

seleccionar el pozo tipo, se tomó en cuenta que el hoyo del pozo estuviera perforado de

manera óptima, es decir que, no exista washouts o cavernas en las zonas de interés y en el

caso que se disponga de un registro de tensión se compruebe que no exista alguna zona con

una variación abrupta en este valor (por ejemplo, causado por una pega mecánica de la

herramienta), ya que esto provocaría que los valores de todos los registros a esa profundidad

no sean confiables. Además, se escogió el método del histograma debido a que es el método

que nos ofrece el software Deciscion Space (DS).

2.2.4.1 Método del Histograma

En un intervalo correlacionado, toda la data de los pozos se combina dentro de un

histograma compuesto. El análisis de este histograma compuesto, basado en la distribución

normal, depende de la distribución de los datos del pozo tipo dentro de la cual deben ajustarse

los datos de los demás pozos. A continuación, un ejemplo:

Figura 6. Normalización por el método del histograma.

Fuente: Decision Space

Curva a

normalizar

Curva

referencia

Curva

normalizada

17

2.2.5 Interpretación Petrofísica

El usuario común para los registros de pozos es el petrofísico. Su interés es estrictamente

cuantitativo. A partir de los registros de pozos se puede calcular porosidad, saturación de

agua, hidrocarburos móviles, densidad de hidrocarburo y otros valores más, en resumen, nos

ayuda a calcular todos los factores necesarios para cuantificar la cantidad de hidrocarburo

dentro del reservorio para estimar reservas. (Rider, 2000, pag 8)

2.2.5.1 Cálculo del volumen de arcilla.

Para evaluar apropiadamente las formaciones arcillosas es indispensable conocer el

volumen de arcilla (Vsh) que se encuentra en las arenas. El valor del volumen de arcilla se

determina a partir de la lectura de los registros de forma individual, usando la curva de

Gamma Ray, Sp y resistividad o por métodos combinados como: Densidad- Neutrón,

Densidad-Sónico y Sónico- Neutrón. (PDVSA, 1997, pag: 4-18)

Para nuestro estudio se utilizó el método lineal de Gamma Ray que se describe a

continuación:

Ecuación 2. Volumen de arcilla por Gamma Ray.

(2)

Fuente: (PDVSA, 1997, pag: 4-18)

Donde:

VclGr: volumen de arcilla

Gr: valor leído de Gamma Ray

GrClean: lectura del valor de la línea de arena

GrClay: lectura de Gamma Ray en la línea de arcillas

2 Volumen de arcilla por Gamma Ray. (PDVSA, 1997, pag: 4-18)

18

2.2.5.2 Temperatura de reservorio

La temperatura de la tierra usualmente aumenta con la profundidad, y, como resultado,

podemos concluir que la energía termal fluye desde el interior de la tierra hacia la superficie.

Un pozo perforado, entonces, muestra un constante aumento de la temperatura conforme

aumenta la profundidad. Este constante aumento de temperatura usualmente se expresa en

términos de un gradiente de temperatura, que indica un aumento de temperatura en °C por

kilómetro de profundidad. (Rider, 2000, pag 19)

Ecuación 3. Gradiente de temperatura.

(3)

Fuente: (Rider, 2000, pag 19)

Donde:

G= Gradiente geotermal

2.2.5.3 Porosidad

La porosidad se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la

roca. (Escobar Macualo, 2012, pag 40)

Ecuación 4. Porcentaje de porosidad.

(4)

Fuente: (Escobar Macualo, 2012, pag 40)

Vp: volumen poroso

Vt: Volumen total

De acuerdo con la interconexión del volumen poroso, la porosidad se define como

absoluta y efectiva. (Escobar Macualo, 2012, pag 40)

3 Gradiente de temperatura. (Rider, 2000, pag 19)

4 Porcentaje de porosidad. (Escobar Macualo, 2012, pag 40)

19

2.2.5.4 Porosidad absoluta

Es aquella porosidad que considera el volumen poros de la roca esté o no interconectado.

Esta propiedad es la ue normalmente miden los porosímetros comerciales. Una roca puede

tener una porosidad absoluta considerable y no tener conductividad de fluidos debido a la

carencia de interconexión poral. (Escobar Macualo, 2012, pag 40)

2.2.5.5 Porosidad efectiva

Es la relación del volumen poroso interconectado con el volumenbruto de roca. Esta

porosidad es una indicación de la habilidad de la roca para conducir fluidos, sin embargo esta

porosidad no mide la capacidad de flujo de una roca. La porosidad efectiva es afectada por un

numero de factores litólogicos como tipo, contenido e hidratación de arcillas presentes en la

roca, entre otros. (Escobar Macualo, 2012, pag 40)

Para el presente estudio tecnico se escogio dos modelos de cálculo el método del registro

de densidad , el método del neutrón y el método combinado densidad neutrón.

2.2.5.6 Cálculo de porosidad con el modelo de densidad

Para los pozos donde solo se cuenta con el registro de densidad se usa el siguiente modelo:

Ecuación 5. Porosidad mediante registro de densidad.

(5)

Fuente: Decision Space Manual

Donde:

𝜌𝑚𝑎 = 𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑚𝑎𝑡𝑟𝑖𝑧

𝜌𝑏 = 𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟𝑒𝑠 𝑙𝑒𝑖𝑑𝑜𝑠 𝑑𝑒𝑙 𝑟𝑒𝑔𝑖𝑠𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑑𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑

Vcl= Volumen de arcilla

𝜌𝑐𝑙 = 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑑𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑒𝑛 𝑙𝑎𝑠 𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎𝑠

𝜌𝑚 = 𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑖𝑙𝑡𝑟𝑎𝑑𝑜

5 Porosidad mediante registro de densidad. (Decision Space Manual)

20

Sxo= Saturación de agua en la zona invadida

𝜌𝐻𝑦𝐴𝑝 = 𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑎𝑝𝑎𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒𝑙 ℎ𝑖𝑑𝑟𝑜𝑐𝑎𝑟𝑏𝑢𝑟𝑜

∅𝐷 = 𝑃𝑜𝑟𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑑𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑

𝜌𝑚𝑓 = 𝑑𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑖𝑙𝑡𝑟𝑎𝑑𝑜

2.2.5.7 Cálculo de porosidad con el modelo de Neutrón

Para los pozos donde solo se cuenta con el registro neutrón usamos el siguiente modelo:

Ecuación 6. Porosidad mediante registro de neutrón.

(6)


∅𝑁= Porosidad por el método Neutrón

∅𝑛𝑒𝑢= Valor Neutrón leído del registro

𝑉𝑐𝑙= Volumen de arcilla

𝑁𝑒𝑢𝐶𝑙= Valor de neutrón de las arcillas

𝑁𝑒𝑢𝑀𝑎𝑡𝑟𝑖𝑥=Corrección de la matriz Neutrón

𝐸𝑥𝑓𝑎𝑐𝑡= Factor de excavación del Neutrón

𝑁𝑒𝑢𝑆𝑎𝑙= Corrección de Neutrón por salinidad de formación

𝑆𝑥𝑜= Saturación de agua de la zona invadida

𝑁𝑒𝑢𝐻𝑦𝐻𝑙= Índice de hidrogeno aparente de hidrocarburo

2.2.5.8 Cálculo de porosidad por el método Densidad-Neutrón

Para el cálculo de la porosidad por este método se sigue el siguiente orden lógico:

1. Se calculó la variable de la densidad de hidrocarburo aparente y se realiza el cálculo

de porosidad por el método densidad y por el método del neutrón:

6 Porosidad mediante registro de neutrón. (Decision Space Manual)

21

(5)

(6)

Ecuación 7. Índice de hidrogeno aparente de hidrocarburo.

(7)


Ecuación 8. Densidad aparente del hidrocarburo.

(8)


2. El programa decide qué modelo de matriz usa, el modelo arenisca y lutita o el modelo

dolomita y lutita, y en base a esto realiza correcciones para luego proceder con el siguiente

cálculo:

Ecuación 9. Porosidad promedio densidad-neutrón.

(9)


∅𝑁1=Porosidad neutrón corregida para matriz 1

∅𝑁2=Porosidad neutrón corregida para matriz 2

∅𝐷1= Porosidad densidad corregida para matriz 1

∅𝐷2=Porosidad densidad corregida para matriz 2

2.2.5.9 Cálculo de la porosidad efectiva

Para el cálculo de la porosidad efectiva se aplica la siguiente fórmula: Ecuación 10. Porosidad efectiva.

(10)

7 Índice de hidrogeno aparente de hidrocarburo. (Decision Space Manual). 8 Densidad aparente del hidrocarburo. (Decision Space Manual). 9 Porosidad promedio densidad-neutrón. (Decision Space Manual). 10 Porosidad efectiva. (PDVSA, Manual de registros eléctricos).

22

Donde:

∅𝑒= Porosidad efectiva

∅𝑡=Porosidad total

∅𝑠ℎ=Porosidad calculada en una línea de lutitas vecina

𝑉𝑠ℎ=Volumen de arcilla

2.2.5.10 Saturación de agua

El valor de la saturación de agua puede servir tanto para determinar la probabilidad de

producción de hidrocarburos de una formación como para determinar el volumen de

hidrocarburos existente en un tamaño determinado de yacimiento, o sea, cálculo de reservas.

La saturación de agua, S se define como la fracción del volumen poros ocupado por el agua o

la relación entre el volumen de agua y el volumen poroso. (PDVSA, 1997, pag 4-22)

Existen varios métodos para el cálculo de saturación de agua pero para nuestro estudio

tecnico debido a las caracteristicas de las arenas que se van a analisar se escogio el método de

Simandoux.

2.2.5.11 Modelo de Simandoux

Este modelo se basa en que la conductividad o 1/Rt de una arena arcillosa se puede

expresar de la siguiente manera: (PDVSA, 1997,pag 4-27)

Ecuación 11. Modelo de Simandoux.

(11)

Fuente: (PDVSA, 1997,pag 4-27)

Donde:

Rt=resistividad verdadera de la formación

Sw= Saturación de agua

Vsh=Volumen de arcilla

11 Modelo de Simandoux. (PDVSA, 1997,pag 4-27)

23

Rsh=Resistividad de las arcillas

∅=Porosidad

a= Factor de tortuosidad

m= Factor de cementación

n=Exponente de saturación

R=Resistividad leida

Para m=n=2, esta se convierte en una ecuación de segundo grado que permite una solución

manual sin requerir ayuda del computador. La siguiente expresión es la ecuación de

Simandoux para calcular Sw si m=m=2. (PDVSA, 1997, pag 4-27)

Ecuación 12. Saturación de agua.

(12)

Fuente: (PDVSA, 1997, pag 4-27)

2.2.5.12 Analisis de nucleos

Los objetivos de la toma de nucleos son traer muestras de la formación y sus fluidos

porales directamente del subsuelo hasta la superficie, preservarlos y transportarlos al

laboratorio para su analisis. Los resultados de estos análisis provee información fundamental

para la exploracion, descripción y explotación del yacimiento (PDVSA, 1997,pag 2-8)

El analisis de nucleo puede ser desde una descripción litologica detallada hasta unos

análisis muy complicados con fines especificos, pasando por las mediciones convencionales

de porosidad, saturaciones y permeabilidad. (PDVSA, 1997,pag 2-15)

Para nuestro estudio técnico vamos a usar los datos de saturación y porosidad que nos van

a servir para realizar los ajustes necesarios a nuestra interpretación petrofisica.

12 Saturación de agua. (PDVSA, 1997, pag 4-27).

24

2.2.5.13 Historial de producción acumulado

El historial de producción acumulado es la cantidad de hidrocarburo que cada pozo aporto

durante su etapa de producción desde sus inicios hasta la fecah actual o en su defecto hasta su

fecha de cierre.

En el caso específico de nuestro estudio se utilizo el historial acumulado de producción de

los pozos del campo Shushufindi para comprobar que reservorios de cada pozo fueron

producidos y en base a una comparacion con nuestro analisis petrofisico que zonas con

potencial para producción de petroleo no han sido consideradas aun.

2.2.5.14 Cut-off

Los Cut-off son valores limite que nos permite delimitar las zonas que son de interes para

la producción de petroleo. Esto se hace en base a poner un limite a cierto parametros

petrofisicos que pueden afectar a que una zona sea un buen reservorio o no como son:

• Volumen de arcilla

• Porosidad efectiva

• Saturacion de agua

Para nuestro estudio se utilizó los valores de Cut-off que nos entregó Petroamazonas para

el analisis petrofisico en el campo Shushufindi. Los valores se presentan a continuacion:

Tabla 1: Valores de Cut-off para el campo Shushufindi

Arenas Cut-offs

Phie Sw Vsh

BT 0,07 0,6 0,55

US 0,08 0,55 0,55

UI 0,1 0,5 0,5

TS 0,08 0,55 0,55

TI 0,1 0,5 0,5

Fuente: Petroamazonas EP.

Elaborado por: Carlos Sánchez y Bolívar Tamayo.

25

Los valores Cut-off son parámetros que están sujetos a decisiones del interprete, es por

esto por lo que en el caso algunos pozos fue necesario cambiar estos límites para evitar

resultados erróneos como pago en zonas de lutitas.

Se aseguro que ninguno de los pozos tenga o presente zonas con características arcillosas

y de pago al mismo tiempo.

26

CAPÍTULO III

3. DISEÑO MÉTODOLÓGICO

3.1 Tipo de estudio

El presente estudio tiene carácter técnico y analítico. Se determinará nuevas zonas con

potencial para la extracción de hidrocarburos en las arenas: Basal Tena, U y T, desde el punto

de vista técnico, mediante el uso de información disponible del campo Shushufindi como:

registros eléctricos, historiales de producción, los historiales de cañoneo y/o recañoneo, etc.

3.2 Universo y muestra

El universo está representado por 230 pozos del campo Shushufindi con datos de

producción acumulada desde que fueron perforados hasta la actualidad. La muestra está dada

por 201 registros eléctricos en formato LAS. y ASCII. sin interpretar.

3.3 Métodos y técnicas de recopilación de datos

Los registros eléctricos que se encuentra en formato LAS y ASCII, la interpretación de los

topes y bases por pozo, los análisis de núcleos de los pozos disponibles y las salinidades

respectivas de cada arena son datos que fueron proporcionados por la empresa y son leídos

mediante el software Decision Space, así mismo, este permite recopilar la información.

También se cuenta con masterlogs de diferentes pozos, los historiales de producción

acumulada por arenas, historiales de workover y los mapas estructurales de cada arena para

corroborar y obtener resultados más acertados.

Para la recopilación de los datos petrofísicos es necesario el uso de hojas de cálculo

(Excel), ya que este programa es de licencia accesible desde cualquier computador con

sistema operativo windows.

27

3.4 Procesamiento y análisis de información

3.4.1 Base de datos y control de calidad

Para un mejor modelo de interpretación es importante contar con la mayor cantidad de

registros eléctricos a hueco abierto tomados en las zonas de interés (Basal Tena, U y T),

además de topes estratigráficos y las temperaturas de superficie y fondo (en el caso que no se

contara con un registro de temperatura). Si se cuenta con lo antes mencionado se puede

realizar esta interpretación.

Se debe tener mínimo registro gamma ray, registro de resistividades profunda y somera,

registro de densidad y/o neutrón, en este último caso se puede realizar la interpretación si al

menos se tiene uno de los dos. En el caso que no se cuente con registro gamma ray se debe

comprobar que exista el registro de densidad y registro de neutrón, de no ser así no se podrá

continuar con la interpretación

La siguiente tabla muestra los 29 pozos con los que no se cuenta con la suficiente

información. Las casillas de color rojo representan a las curvas no disponibles.

En el caso del pozo SHSD-104 no se realiza la interpretación por no contar con las

temperaturas de superficie y fondo, no pudiendo así calcular una curva de gradiente de

temperatura, necesaria para el cálculo de resistividad del agua a la temperatura de la

formación. Otro caso es del pozo SHSN-125 que a pesar de tener todos los registros no

fueron corridos en las zonas de interés para este estudio.

Para los pozos que cumplen los requerimientos para análisis se los organizó primero según

la locación a la cual pertenecen, posteriormente según la fecha que fueron perforados y

finalmente aquellos que contaban con la mayor cantidad de registros eléctricos. Siendo así

201 pozos los cuales se los detalla en el Anexo A.

28

Tabla 1. Listado de pozos que no cuentan con la información suficiente.

POZO REGISTROS

UCE_GR UCE_SP UCE_BS UCE_CALI UCE_RT UCE_RM UCE_RXO UCE_RHOB UCE_NPHI UCE_PEF UCE_TEM

SHS-004AI SI SI NO SI SI SI SI NO NO NO NO

SHS-028 NO SI NO NO SI SI NO NO NO NO NO

SHS-041 NO SI NO SI SI SI NO NO NO NO NO

SHS-215 NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO


SHSC-053 SI SI NO SI SI SI SI NO NO NO NO

SHSD-104 SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO

SHSD-267 SI NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO

SHSE-012B SI NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO

SHSE-096H SI NO NO NO NO NO NO SI SI NO NO

SHSG-189 NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO

SHSJ-071 SI SI NO SI SI SI SI SI SI SI NO

SHSN-125 SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI

SHSO-175 SI NO NO NO NO NO SI NO NO NO NO

SHST-062B SI SI NO SI NO NO NO SI NO NO NO

SHSV-102H SI NO NO NO SI SI SI NO NO NO NO

SHS-013 NO SI NO SI NO NO NO NO NO NO NO


SHSA-183 SI NO SI SI NO NO NO NO NO NO NO

SHSE-

096HS1 NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO

SHSG-161 NO NO SI NO NO NO NO NO NO NO NO

SHSJ-253 NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO

SHSL-184 SI NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO

SHSM-029 NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO

SHSO-035 NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO

SHSO-168 SI NO SI SI NO NO NO NO NO NO NO

SHSP-041 NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO

SHSS-107 SI NO NO NO NO NO NO NO SI NO NO

SHST-062 SI NO NO SI NO NO NO SI NO NO NO



3.4.2 Flujo de trabajo

Los pasos por seguir para la interpretación que se realizará de los registros eléctricos para

posteriormente determinar nuevas zonas de interés en el campo Shushufindi se observan a

continuación:

• Recopilación de datos.

• Organización de la información por pozo y por zona.

• Cargar los registros formato LAS y ASCII en DS.

29

• Estandarización de curvas.

• Normalización de registros en pozos antiguos (de ser necesario).

• Carga de topes estratigráficos.

• Cálculo de volumen de arcilla (VCL), porosidad (PHI), y saturación de agua (Sw).

• Carga de datos de núcleos (digitalizarlos en formato LAS).

• Amarre de registros a datos de núcleos.

• Cálculo de las zonas de pago.

• Determinar intervalos de pago que no han sido cañoneados comparando los

resultados obtenidos de DS con los historiales de producción.

Como soporte se empleará el programa Decision Space el cual ofrece la primera solución

petrofísica de la industria, desde la adquisición hasta la entrega de resultados, permitiendo un

manejo amigable con el usuario.

Decision Space (DS) es un sistema práctico al momento de determinar zonas de pago,

calculando índices de arcilla, porosidades y saturaciones de agua, de acuerdo con diferentes

parámetros de ingreso. DS está programado específicamente para la interpretación de

registros eléctricos y se lo utiliza, no solo para interpretar un pozo, también se correlacionan

registros de otros pozos para tener una interpretación en una zona específica.

Para la recopilación de información se empleará las hojas de cálculo de Excel facilitando

el manejo de datos y resultados.

En el siguiente diagrama se presenta el procedimiento a realizarse para la obtención de

resultados a partir de la recopilación de datos:

30

Figura 7. Metodología de trabajo

Elaborado por: Carlos Sánchez y Bolívar Tamayo

31

3.4.3 Fase inicial

En esta fase se busca una organización óptima de la información ya que se plantea manejar

una gran cantidad de datos y es fácil perderse en el transcurso de la carga de esta, que se

dispone a realizar en la siguiente fase, para lo cual se recomienda conocer previamente la

metodología a realizarse y saber dónde y cuándo se va a utilizar dicha información.

3.4.3.1 Recopilación de la información

Se busca toda la información respecto a la toma de cada registro por cada pozo como:

registro LAS y/o ASCII, registro masterlog y headers (encabezado) de registro.

3.4.3.2 Organización de pozos por PAD

Se crean carpetas con nombres de cada pozo especificando a que PAD (locación)

pertenecen como por ejemplo el pozo SHSF-191 el cual pertenece al PAD F. En cada carpeta

se organiza la información recopilada.

3.4.3.3 Registro de curvas disponibles por pozo

En una hoja de cálculo (Excel) se realiza un control de calidad de cada registro y que

registros se disponen para la interpretación. Dependerá del mayor número de curvas

indispensables para que un pozo sea clasificado como apto para la interpretación.

3.4.4 Fase de carga de datos

3.4.4.1 Creación de base de datos en el Software

Para el caso de este estudio se detalla los pasos a seguir en el software Decision Space a

continuación. Se recomienda la utilización de software con licencia para evitar copyright.

Al abrir DS el programa pide que se establezca el directorio del proyecto de la base de

datos, se debe crear una carpeta en el disco local previamente, damos clic en la opción

Browse y buscamos la carpeta que hemos creado.

32

Figura 8. Establecimiento del directorio del proyecto.

Fuente: (Decision Space)

3.4.4.2 Creación de carpetas con los nombres de cada pozo.

Se debe crear un nuevo pozo donde se van a cargar los registros para ello nos dirijimos al

menú Well y seleccionamos Create New Well. Se despliega la siguiente ventana en donde

ingresamos el nombre del pozo. Finalmente damos clic en OK. Deberá aparecer la carpeta

con el nuevo pozo en la ventana de navegación en el lado izquierdo.

Figura 9. Creación de nuevo pozo.


33

3.4.4.3 Carga de registros (LAS. y ASCII.)

Una vez creado el pozo se procede a la carga de registros, para ello se debe dirigir al menú

Input/Output, luego la opción Load Data y finalmente seleccionaremos la opción

dependiendo del tipo de archivo que se disponga para el pozo actual ASCII o LAS.

Figura 10. Ventana de carga de registros.


3.4.4.4 Estandarización de nombres de registros

Luego de cargar los registros se desplegará una ventana nueva que indicará las curvas de

registro cargadas. Aquí es importante conocer el nombre comercial (empresarial) de los

distintos tipos de curvas para proceder a cargar solo los que son necesarios. Previo a la carga

de los registros se procede al cambio del nombre de las curvas. En este estudio se colocó las

siglas UCE seguido de un guion bajo y luego el nombre del pozo. Ejemplo: UCE_SHS-101.

En la misma ventana se puede especificar el tipo de curva en la cuarta columna,

facilitando posteriormente la búsqueda de curvas en la opción ManageWells.

34

Figura 11. Carga y estandarización de curvas.


3.4.4.5 Carga de topes estratigráficos

Los topes para este estudio fueron proporcionados por el departamento de ingeniería del

activo Shushufindi de Petroamazonas, por lo que no fue necesario una interpretación

cualitativa de cada registro. Para cargar los topes se dirige al menú Well y se elige la opción

Manage Zones/Tops y se desplegará la siguiente ventana donde daremos clic en New Tops.

Figura 12. Ventana de entrada de los topes y zonas.


35

La ventana que se despliega sirve para cargar los nombres de las zonas y poder ingresar

los valores de los topes estratigráficos. Se colocará en la parte superior el nombre del pozo y

copiando externamente los nombres de las zonas con sus respectivos valores se puede

pegarlos dando clic en el botón superior derecho junto al nombre del pozo.

Figura 13. Carga de topes de Excel a DS.


3.4.4.6 Crear registro Triple combo

En la interfaz de DS se dirige al Navegador (Browser) en la parte izquierda de la pantalla y

en el apartado Log Plots se puede revisar las subcarpetas: Default Plot (donde se puede

desplegar los registros personalizados por el usuario), DS Defaults (donde se puede desplegar

registros prediseñados) y Project (donde se puede desplegar registros genéricos); se procede a

abrir la carpeta DS Defaults y dar doble clic en el plot Triple Combo.

Una vez se tenga la ventana con los 3 carriles (triple combo) se ponen en escala todas las

curvas según el Anexo B el cual detalla el nombre de la curva por cada track, su color y las

escalas máxima y mínima.

A continuación, se muestra la gráfica (plot) resultado con topes cargados:

36

Figura 14. Log Plot triple combo.


3.4.5 Fase de normalización

3.4.5.1 Estandarización de escalas de registros

Cada registro debe ser presentado dentro de las escalas para su cómoda lectura, en el caso

del primer plot (Triple Combo) se lo realiza para una mejor interpretación cualitativa. En el

presente estudio será útil ya que algunos pozos antiguos es necesario corregir dichas curvas y

el primer paso es observar como es el comportamiento del registro Gamma Ray, densidad y

neutrón en las zonas de interés para luego poder normalizar cada una de las curvas en cada

zona de estudio.

3.4.5.2 Determinación del pozo patrón

Antes de este paso es necesario cargar todos los pozos en la base de datos y generar el

registro Triple Combo. Una vez se cumpla con esto se procede a seleccionar el pozo patrón el

cual servirá como guía para la normalización. Dicho pozo cumple características como: pozo

perforado recientemente, calibrado a matriz arenisca y pozo calibrado (sin derrumbes o

washouts).

37

3.4.5.3 Determinación de pozos antiguos

En la recopilación de los registros disponibles realizada en Excel a cada pozo se lo expreso

con el año en el cual fue perforado facilitando la determinación de pozos antiguos.

3.4.5.4 Realizar Split (divisiones) por cada formación

Esto puede ser necesario en el caso que los TOPES hayan sido cargados pozo por pozo.

Esto se debe a que para la normalización es necesario que tanto el pozo patrón como el pozo

a normalizar tengan las mismas unidades litológicas. La normalización solo se realiza en las

arenas de interés y es errado normalizar todo el pozo ya que se puede tener muchos errores

que empeoren los resultados.

3.4.5.5 Normalizar las arenas de interés

Procedemos en el programa a abrir el menú View y seleccionamos la opción Histogram.

Se abrirá una ventana en la cual se seleccionará la curva a normalizar, se coloca las

respectivas escalas y damos clic en Select Wells and Curves. La siguiente ilustración muestra

la ventana que resulta luego de realizar el paso anterior, donde estará predeterminado el pozo

que vamos a normalizar, abajo del mismo buscamos el pozo que fue tomado como patrón.

Figura 15. Creación de un histograma para la normalización.


38

Damos clic en Zone Depths y seleccionamos como parámetro los topes de los pozos y clic

en OK.

Se abrirá una ventana donde seleccionaremos la opción File y la opción Normalize

Curves. Se abrirá una ventana donde seleccionaremos la curva de referencia y la curva a

normalizar, cambiaremos el nombre de la curva resultado y seleccionamos en el navegador de

la parte derecha las arenas que se van a comparar (deben ser la misma zona) y finalmente se

hace un proceso interactivo entre los valores de normalización hasta que ambas curvas tengan

la misma tendencia como se indica en la siguiente ilustración.

Figura 16. Normalización de curvas método histograma


La normalización de curvas se la realizó solo para pozos en los que al final de la

interpretación no coincidía con los intervalos que han sido cañoneados y han producido

dentro del campo Shushufindi. También se observó que en aquellos pozos antiguos donde se

realizó la normalización no afecto demasiado los resultados en zonas de pago.

39

3.4.6 Fase de Cálculos

En este apartado constan todos los procesos a realizarse para el cálculo de las diferentes

curvas de volumen de arcilla, porosidad y saturación de agua.

3.4.6.1 Cálculo de volumen de arcilla (VCL)

En el menú Interpretation se selecciona la opción Clay Volume la cual permite calcular el

índice de arcilla mediante diferentes métodos de cálculo, para este estudio se procede a

trabajar con el indicador de arcilla simple Gamma Ray y con el indicador de doble arcilla el

método de densidad-neutrón.

En la siguiente ilustración se observa los indicadores que se seleccionaron y las curvas con

las que se va a trabajar. Para las curvas resultado (Output Curves) se decidió dejar los

nombres por defecto con el fin de reconocer las curvas que han sido cargadas de las que han

sido generadas y calculadas en DS.

Figura 17. Ventana de interpretación de curvas.


40

3.4.6.2 Crear registro Clay Volume (VCL)

Una vez demos clic en Run el programa abrirá por defecto un Log Plot con 3 tracks

(carriles) donde podremos observar las curvas que hemos elegido para esta interpretación y

en el último carril se observará la curva de volumen de arcilla calculado en ambos métodos.

En los primeros tracks se observan líneas las cuales representan a la línea de arenas (línea

color rojo) y a la línea de lutitas (línea color verde) las cuales se debe ajustar para los valores

mínimo y máximo de registro por zona. Dicho en otras palabras, el procedimiento a seguir

será tomar el valor máximo de lutitas en una zona arcillosa y el valor mínimo en una zona sin

arcilla (arena), repitiendo este procedimiento para cada ambiente depositacional de la

columna estratigráfica.

Una vez realizado esto, el cálculo tanto de la curva del volumen de arcilla por el método

del Gamma Ray (VCLGR) como la curva con doble indicador Densidad-Neutrón (VCLND),

se debe apreciar que entre ambas curvas existe una tendencia y deben coincidir en valores

especialmente en las arenas.

Figura 18. Log Plot del volumen de arcilla.


41

Un paso necesario para esta interpretación es realizar un Split de las zonas. En la siguiente

ilustración se observa un paso práctico para el enlace de los topes con las zonas. Se abre el

menú Well y clic en la opción Link Zones/Tops sets. En la segunda columna colocamos tanto

los Topes como las zonas del Clay Colume.

Figura 19. Ventana de enlazamiento de zonas.


3.4.6.3 Cálculo de la porosidad (PHI) y saturación de agua (Sw)

La siguiente interpretación dependerá del modelo seleccionado para el cálculo de

porosidad y de saturación. En el caso de contar con registros de densidad y neutrón se

selecciona el modelo para ambos registros, si solo se cuenta con una de las curvas se

selecciona el modelo para solo para la curva disponible, en el caso del cálculo de la

porosidad. Para la saturación de agua se elige la ecuación de Simandoux ya que esta depende

de la resistividad del agua (Rw) y esta a su vez depende de la salinidad del agua de

formación. La ecuación de Simandoux a su vez es aconsejable para arenas con arcilla.

En DS se debe dirigir al menú Interpretation y se selecciona la opción Porosity and Water

Saturation, se desplegará una ventana en donde se ingresa las curvas y se selecciona los

modelos de porosidad y saturación de agua como se indica en la ilustración a continuación.

42

Figura 20. Ventana para cálculo de porosidad y saturación de agua.


En el caso de no contar con una curva de temperatura se deberá crear una curva de

gradiente de temperatura para dicho pozo. Para ello se debe dirigir al menú Calculation y se

elige la opción Temperature Gradient. Se abre una ventana en donde ingresaremos las

temperaturas de superficie y fondo disponibles de la recopilación de datos. A continuación, se

presenta la ilustración de dicho procedimiento.

Figura 21. Ventana cálculo gradiente de temperatura.


43

Se debe cargar ahora el registro creado en la ventada de cálculos de porosidad y

saturación. Luego se debe abrir la pestaña Output Curves, y seleccionar Sw Simandoux y SwT

Simandoux curvas que representan al modelo antes mencionado y expresan la cantidad de

saturación de agua presente en dicha formación. Finalmente le damos a OK.

3.4.6.4 Crear registro de Saturación y porosidad (Sw)

El programa abrirá un registro con varios carriles con varias curvas interpretadas como se

muestra en la figura siguiente. Se aconseja enlazar las zonas en la opción que muestra el

programa luego de realizar el paso anterior. También se debe estandarizar las escalas ya que

el programa realiza las escalas de las curvas por defecto.

Figura 22. Ventana de registro de porosidad y saturación de agua


En el track de resistividad se procede a tomar el valor promedio de la línea de arcillas en

las zonas de lutitas (al igual que en el cálculo del VCL) para cada ambiente depositacional

seleccionado.

Para el presente estudio se realizó una estimación promedio de la Rw por cada zona

mediante los valores promedios de salinidad por arena. Los datos de salinidad se muestran en

la siguiente tabla.

44

Tabla 2. Salinidades del campo Shushufindi por zonas.

CAMPO SHUSHUFINDI

Zona Reservorio Salinidades Zona Reservorio Salinidades

NORTE

BT 38250

CENTRO

BT 38250

US 34400 US 50250

UI 42250 UI 54750

TS 19300 TS 17750

TI 14750 TI 20500

SUR

BT 38250

SUR-

OESTE

BT 38250

US 60000 US 73000

UI 56500 UI 54750

TS 12850 TS 6750

TI 10950 TI 60500



Para el cálculo de la Rw se utilizó el apartado de conversiones que se encuentra en el

menú Calculation y la opción Basic Log Functions en la pestaña Conversions. Ingresaremos

la temperatura por defecto de 60º F y las salinidades de cada arena una por una. Finalmente

copiamos el valor que aparece en Input Resistivity. La siguiente tabla presenta las

resistividades calculadas por zonas.

Tabla 3. Resistividades de agua por zona

CAMPO SHUSHUFINDI

Zona Reservorio Rw Zona Reservorio Rw

NORTE

BT 0.20282

CENTRO

BT 0.20282

US 0.22284 US 0.15975

UI 0.18581 UI 0.14837

TS 0.3759 TS 0.40593

TI 0.48153 TI 0.3557

SUR

BT 0.20282

SUR-

OESTE

BT 0.20282

US 0.13721 US 0.11635

UI 0.14443 UI 0.14837

TS 0.54718 TS 0.99914

TI 0.63504 TI 0.13624



45

La siguiente ilustración muestra los pasos antes mencionados para el cálculo de la Rw

Figura 23. Ventana de cálculo de las resistividades del agua de formación.


Para la carga de las Rw se debe dirigir al menú Interpretation y escogemos la opción

Porosity and Water Saturation Parameters. Se desplegará una ventana con varias pestañas y

se elige Waters, en donde se carga las resistividades de agua. En la misma pestaña podemos

cargar la resistividad del filtrado de lodo y la temperatura del filtrado de lodo para una

estimación del petróleo movible, que no siempre es correcto su cálculo.

Figura 24. Ventana de ingreso de datos de Rw.


46

En la pestaña Clay se dispone valores para densidad de la arcilla seca de 2,65 (Dry Clay)

para todas las zonas.

Para nuestro estudio no se cuenta con los factores de la formación, sin embargo, es

recomendable que en la pestaña Sw Logic, en donde se puede observar los parámetros de la

formación como la constante de tortuosidad a, el factor de cementación m, el exponente de

saturación n, se cambie estos valores para mejorar el modelo y tener un cálculo de la

saturación de agua por el método de Simandoux más exacto.

3.4.6.5 Amarre a datos de núcleos (registros digitalizados)

Se cuenta con datos de núcleos de 15 pozos los cuales fueron digitalizados en formato

LAS y posteriormente cargados a la base de datos en DS. La porosidad y saturación de agua

deben ser cargadas en el Plot SW en los respectivos tracks (carriles).

Una vez cargados los valores de porosidad y saturación de agua se proceden a realizar

procesos interactivos de valores de cálculo de volumen de arcilla y valores máximo-mínimo

en la zona a la cual fueron tomados los núcleos hasta lograr un ajuste o tendencia entre los

valores obtenidos en DS y los valores que en su momento fueron obtenidos en laboratorio.

A continuación, se muestra cómo debe verse dicho proceso. En el caso de la saturación de

agua o porosidad no cuadré se recomienda revisar la interpretación y cambiar valores para

que ajuste a los registros.

Una vez hecho el amarre de los pozos si se hizo algún cambio en el modelo, como por

ejemplo la densidad de la matriz máxima o mínima, debe correlacionarse pozos que estén

dentro de la misma zona o PAD ya que esto permitirá un resultado más acertado en cuanto a

las zonas de pago.

47

Figura 25. Carga de datos de núcleos.


3.4.6.6 Determinación de la zona de pago

Este apartado se encarga de determinar, bajo condiciones que el usuario especifica, cuáles

serán las zonas de pago y para ello se hace uso de los valores CutOff (corte), como la

porosidad efectiva, la saturación de agua total de Simandoux y el volumen de arcilla por el

método del Gamma Ray, que han sido preestablecidos para las diferentes arenas

interpretadas.

El programa se encarga en base a los parámetros CutOff determinar cuáles son los

intervalos netos de pago mediante los denominados Reservoir Flag (bandera de reservorio)

de color verde y Pay Flag (bandera de pago) de color rojo.

Una vez se ha interpretado las zonas de pago se procede a la revisión de los registros por

motivos técnicos ya que en el caso de algunos pozos puede haber resultado una bandera de

pago en una zona de lutita y esto es algo errado y puede deberse al simple motivo de que el

registro eléctrico no fue tomado. Para estos casos se configuro los parámetros de CutOff de

tal manera que no pinte zonas de pago en una lutita.

48

Para la determinación de las zonas de pago se abre el menú Interpretation y se elige la

opción CutOff and Summation y se desplegará la siguiente ventana donde elegiremos los

registros: PHIE, SwTSim y VCLGR.

Figura 26. Ventana de ingreso para interpretación de CutOff.


3.4.7 Fase de análisis de resultados

3.4.7.1 Crear registro con las zonas de pago (CO)

Luego de haber colocado los parámetros CutOff se desplegará una un registro por defecto

el cual se observará las curvas que hemos elegido y una línea que representa el parámetro de

corte.

La interpretación de cada pozo se la realizo con valores de corte independientes en

algunos casos, pero para la mayoría de los pozos se tomó los valores expresados en el

apartado del marco teórico.

La siguiente ilustración muestra el resultado de la interpretación y como se representa en

el registro.

49

Figura 27. Log Plot con zonas de pago y reservorio.


Los valores de corte se varían, como en el caso de los anteriores cálculos, en la opción

CutOff and Summation parameters en el menú Interpretation.

3.4.7.2 Comparar resultados obtenidos con historiales de producción

En la recopilación de la información se cuenta con 185 historiales de WO de diferentes

pozos, estos cuentan con la información de todos los trabajos realizados en los pozos hasta la

fecha, y servirán para comparar si las arenas que hemos interpretado han sido probadas y

cañoneadas. Los historiales de WO se encuentran enumerados con el número total de trabajos

realizados en ese pozo.

También se dispone de los datos de producción acumulados y estos servirán para que, en

el caso que no se tenga información de las zonas que han sido probadas en dicho pozo, se

pueda conocer a que arena ya se ha producido de dicho pozo.

En resumen, se procedió en una hoja de Excel primero a determinar si las arenas

produjeron o no produjeron, y posteriormente determinar los prospectos de las zonas que no

han sido probadas.

50

La siguiente tabla muestra un ejemplo de algunos pozos al comparar si dichas arenas ya se

produjo hidrocarburos.

Tabla 4. Ejemplo arenas que probaron y produjo o no produjo

POZO ESTADO ARENAS

BT US UI TS TI

SHS-068 PROD UI SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO PRODUJO PRODUJO

SHS-069 PROD US SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO SIN PROBAR SE PROBO

SHS-072 PROD UI+US SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHS-073 PROD UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHS-074 PROD US SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO PRODUJO PRODUJO

SHS-075 PROD TI SIN PROBAR NO PRODUJO NO PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHS-076 PROD TI SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO

SHS-077 PROD TI+UI SIN PROBAR NO PRODUJO PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO



Para ver los resultados de todos los pozos que produjeron revisar el Anexo C

Con la información anterior interpretada se procedió a la determinación de las zonas que

no han sido probadas y se convierten en prospecto al comparar los resultados de DS con los

historiales de WO como indica la siguiente tabla.

Tabla 5. Ejemplo de resultados de la determinación de nuevas zonas de pago.

POZO ARENAS INTERVALOS

PROPUESTOS BT US UI TS TI

SHS-068 SIN

INTERPRETAR PROSPECTO PROSPECTO

NO

PROSPECTO

NO

PROSPECTO

9037,5-9042,5(5ft); 9056-

9064(8ft)

SHS-069 PROSPECTO NO

PROSPECTO NO

PROSPECTO NO

PROSPECTO SE PROBO BT (8353-8361,5 8,5ft)

SHS-070 SIN

INTERPRETAR PROSPECTO POCO PAGO

NO

PROSPECTO

NO

PROSPECTO

9063-9095(32ft); 9115,5-

9119(3,5ft)

SHS-072 POCO PAGO POCO PAGO NO

PROSPECTO

NO

PROSPECTO PROSPECTO

TI (9311-9315,5 4,5ft), US

(8985-8989 3ft), BT (8292-

8294 2ft)

SHS-073 NO PROSPECTO PROSPECTO NO

PROSPECTO

NO

PROSPECTO PROSPECTO

8963-8970(7ft); 9341-

9366(25ft)

SHS-074 POCO PAGO PROSPECTO NO

PROSPECTO

NO

PROSPECTO POCO PAGO

BT (8304-8306,5 2,5ft) US

(9012,5-9028,5 16ft) TI

(9284,5-9286 1,5ft)


PROSPECTO NO

PROSPECTO PROSPECTO

NO PROSPECTO

8239-8252,5(13,5ft); 9221,5-

9225,5(4ft)


PROSPECTO POCO PAGO

NO

PROSPECTO

NO

PROSPECTO

BT (8388,5-8400,5 12ft) UI

(9161-9164,5 3,5ft)

SHS-077 NO PROSPECTO NO

PROSPECTO NO

PROSPECTO NO

PROSPECTO NO

PROSPECTO



51

Para ver todos los prospectos nuevos por cada pozo se recomienda revisar el Anexo D

3.4.7.3 Comparar resultados con registros eléctricos a hueco entubado.

Se cuenta con 13 registros eléctricos a hueco entubado en el campo Shushufindi tanto en

formato LAS como en PDF. Estos se utilizarán para la comparación de la interpretación ya

efectuada en DS y en Excel hasta el momento.

El procedimiento de carga de los registros a hueco entubado (DCO_SO) en formato LAS

es idéntico a lo ya realizado con anterioridad con los registros a hueco abierto. Las curvas se

presentan de la siguiente manera en DS.

Finalmente se compara la petrofísica realizada con los registros a hueco abierto y las

curvas hueco entubado para su respectivo análisis y obtención de resultados como se indica

en la siguiente ilustración.

Figura 28. Ejemplo correlación de pozo con registro de saturación de agua.


US

UI

52

CAPÍTULO IV

4. RESULTADOS

4.1 Comparación de datos entre los historiales de producción e historial de work

over y los datos obtenidos del análisis petrofísico en Decision Space

Se cotejaron los datos que se obtuvieron del análisis petrofísico, donde se obtuvieron las

zonas de pago para cada uno de los pozos que forman parte de la muestra.

Con los historiales de producción, determinados de los respectivos files, se corroboro la

existencia de reservorios en producción. En cambio, con los historiales de work over se

obtuvo los intervalos disparados. A partir de estos datos se determinó por discriminación los

nuevos intervalos en los reservorios que tienen las condiciones para producción de

hidrocarburos y no han sido consideradas previamente para su producción.

Hay que mencionar que en ciertos casos donde o bien no se contó con historial de work

over o las curvas estaban incompletas de registros eléctricos se catalogó a ciertas zonas en

algunos pozos como “Sin Interpretar”.

4.1.1 Pozos prospecto de Basal Tena

La muestra que se había planteado en la metodología con 201 pozos solo se pudo

interpretar 84 pozos en Basal Tena (42%), siendo 117 los pozos sin interpretar llegando a ser

el 58% de la muestra. Dentro de los 84 pozos interpretados se obtuvieron 22 pozos con

prospecto representando el 11% de la muestra y 14 pozos con zonas de poco pago siendo el

7% de la muestra, los pozos no prospecto suman un total de 48 pozos representando el 24%

de la muestra.

La arena Basal Tena presenta problemas para su interpretación debido a la falta de

información (registros eléctricos) tomados a lo largo del campo.

A continuación, los resultados en porcentajes obtenidos de la interpretación de Basal Tena.

53

11%

7%

58%

24%

Resultados para Basal Tena

Prospecto (22 pozos)

Poco pago (14 pozos)

Sin interpretar (117 pozos)

No prospecto (48 pozos)

Figura 29. Resultado arena Basal Tena.


A continuación, las propiedades petrofísicas de cada uno de los pozos que se obtuvieron

en la interpretación petrofísica en DS (CutOff and Summation parameters):

Tabla 6. Propiedades petrofísicas de los pozos prospectivos en Basal Tena.

Well Top Bottom Net Av Phi Av Sw Av Vcl SHS-020B 8285,01 8309,46 5,00 0,148 0,213 0,066 SHS-042B 8264,42 8288,00 7,75 0,232 0,328 0,132 SHS-063 8295,83 8317,43 13,00 0,187 0,339 0,179 SHS-066 8247,24 8266,00 5,76 0,229 0,475 0,389 SHS-069 8325,46 8362,00 8,50 0,207 0,456 0,086 SHS-075 8224,37 8254,89 13,00 0,294 0,393 0,137 SHS-076 8383,71 8401,06 12,00 0,249 0,344 0,163 SHS-087 8271,11 8291,18 14,43 0,205 0,419 0,256 SHS-094 8315,32 8350,00 6,50 0,186 0,471 0,115

SHSG-160 8750,87 8773,10 7,90 0,254 0,526 0,395 SHSI-162 9292,66 9324,62 6,50 0,133 0,469 0,196

SHSM-137 9340,68 9384,91 31,00 0,229 0,516 0,075 SHSN-029 8344,45 8365,86 9,50 0,207 0,362 0,185 SHSN-172 8790,34 8812,62 11,00 0,234 0,565 0,050 SHSO-128 9063,10 9102,28 14,50 0,199 0,437 0,105 SHSO-131 8777,82 8831,93 36,50 0,163 0,353 0,277 SHSO-132 8820,58 8844,79 20,18 0,233 0,505 0,442 SHSS-052 8390,59 8406,83 12,50 0,165 0,308 0,115 SHSS-111 8844,75 8865,11 11,00 0,124 0,264 0,117 SHSY-145 8971,60 8992,72 9,97 0,193 0,396 0,170 SHSZ-165 9058,80 9084,31 18,00 0,155 0,372 0,317 SHSZ-174 9221,15 9246,05 18,10 0,183 0,212 0,235


54

4.1.2 Pozos prospecto de U superior

La muestra que se había planteado en la metodología con 201 pozos se pudo interpretar

185 pozos en U superior, siendo un total de 16 pozos sin interpretar llegando a ser el 8% de la

muestra. Dentro de los 185 pozos interpretados se obtuvieron 53 pozos con prospecto

representando el 26% de la muestra y 25 pozos con zonas de poco pago siendo el 13% de la

muestra, los pozos no prospecto suman un total de 107 pozos representando el 53%, más de

la mitad de la muestra.

La arena U superior presenta varias zonas prospectivas debido a que esta arena ha sido

ignorada para su producción al existir mejores zonas en los mismos pozos.

A continuación, los resultados en porcentajes obtenidos de la interpretación de U superior.

26%

13%

8%

53%

Resultados para U superior





Figura 30. Resultados arena U superior




Tabla 7. Propiedades petrofísicas de los pozos prospectivos en U superior.

Well Top Bottom Net Av Phi Av Sw Av Vcl SHS-011 9043,61 9119,72 37,47 0,263 0,405 0,115 SHS-020 8935,62 9016,65 33,00 0,219 0,412 0,268

SHS-020B 8968,00 9049,00 20,00 0,150 0,326 0,392 SHS-023 8968,59 9043,12 30,87 0,231 0,372 0,296

55

Well Top Bottom Net Av Phi Av Sw Av Vcl SHS-025 8940,46 9017,15 35,50 0,216 0,241 0,303

SHS-045B 8883,33 8961,29 27,50 0,260 0,347 0,250 SHS-047 8866,63 8945,99 18,50 0,232 0,364 0,312 SHS-050 9178,05 9258,54 29,50 0,257 0,351 0,225 SHS-054 9020,74 9094,97 24,01 0,267 0,448 0,250 SHS-057 9061,04 9138,34 6,50 0,331 0,442 0,141 SHS-058 9078,62 9158,72 8,50 0,306 0,454 0,263 SHS-060 8972,78 9049,02 31,50 0,308 0,425 0,131 SHS-061 8947,42 9025,58 12,50 0,142 0,323 0,364 SHS-066 8909,00 8986,05 23,50 0,244 0,410 0,318 SHS-068 8963,00 9045,09 38,00 0,180 0,333 0,228 SHS-070 9027,16 9103,79 44,54 0,304 0,404 0,250 SHS-073 8926,66 9004,30 15,50 0,149 0,467 0,214 SHS-074 8966,00 9048,37 25,50 0,243 0,382 0,218 SHS-079 8948,00 9033,76 13,50 0,162 0,340 0,181 SHS-085 8972,52 9045,45 28,50 0,179 0,383 0,313 SHS-087 8957,76 9028,31 15,50 0,249 0,469 0,275 SHS-091 8833,00 8909,92 25,00 0,165 0,382 0,268 SHS-092 8841,52 8912,32 7,00 0,155 0,460 0,175 SHS-094 9025,71 9100,93 34,50 0,163 0,392 0,350 SHS-105 9206,71 9291,77 15,50 0,260 0,443 0,330 SHS-187 9788,56 9866,68 15,50 0,218 0,378 0,322

SHSW-199 9212,02 9285,61 7,50 0,147 0,380 0,186 SHS-228 9279,97 9358,08 5,00 0,132 0,439 0,345 SHS-295 9261,83 9342,25 8,50 0,124 0,410 0,415

SHSB-150 9631,13 9704,42 5,50 0,142 0,491 0,180 SHSF-140 9266,79 9346,46 12,00 0,147 0,329 0,243 SHSH-015 8906,70 8985,27 12,00 0,296 0,476 0,301

SHSH-015B 9050,72 9130,83 38,00 0,247 0,410 0,239 SHSH-155 9261,09 9344,04 15,50 0,134 0,269 0,160 SHSI-133 9482,11 9569,93 35,70 0,159 0,422 0,203 SHSI-134 9485,67 9566,09 9,50 0,146 0,389 0,441 SHSI-162 10082,60 10168,43 19,00 0,151 0,397 0,197 SHSK-106 9306,15 9385,65 8,00 0,187 0,282 0,254 SHSL-022 8981,71 9057,43 23,54 0,250 0,431 0,250 SHSM-127 9523,19 9610,51 20,00 0,134 0,429 0,346 SHSM-129 9429,97 9504,54 12,57 0,131 0,460 0,411 SHSN-172 9523,31 9594,56 8,50 0,153 0,433 0,304 SHSO-128 9772,40 9855,88 18,00 0,150 0,452 0,313 SHSO-131 9501,48 9583,39 9,50 0,134 0,399 0,287 SHSO-132 9561,21 9634,99 11,00 0,139 0,449 0,217 SHSP-113 10228,04 10310,51 22,76 0,160 0,447 0,286 SHSP-286 9707,10 9784,65 7,50 0,128 0,488 0,307 SHSP-293 9789,87 9860,25 18,40 0,156 0,377 0,182 SHSS-111 9550,69 9634,32 10,00 0,132 0,349 0,094 SHST-098 9365,95 9443,50 15,50 0,128 0,346 0,190 SHST-109 10042,74 10116,71 10,00 0,139 0,372 0,192 SHSY-145 9622,26 9703,86 11,00 0,144 0,431 0,119


56

4.1.3 Pozos prospecto de U inferior

La muestra que se había planteado en la metodología con 201 pozos no se pudo interpretar

solo 5 pozos en U inferior (5%), siendo un total de 196 pozos interpretados llegando a ser el

97% de la muestra. Dentro de los 196 pozos interpretados se obtuvieron 19 pozos con

prospecto representando el 9% de la muestra y 7 pozos con zonas de poco pago siendo el 3%

de la muestra, los pozos no prospecto suman un total de 170 pozos representando el 85%,

siendo la mayoría de la muestra.

La arena U inferior presenta pocas zonas prospectivas debido a que esta arena ha sido una

zona objetivo para su producción en casi todos los pozos.

A continuación, los resultados en porcentajes obtenidos de la interpretación de U inferior.

9%3%

3%

85%

Resultados para U inferior


Poco pago (7 pozos)



Figura 31. Resultados Arena U inferior




57

Tabla 8. Propiedades petrofísicas de los pozos prospectivos en U inferior

Well Top Bottom Net Av Phi Av Sw Av Vcl SHS-011 9119,72 9209,54 22,50 0,208 0,298 0,180

SHS-020B 9049,00 9137,00 43,75 0,192 0,241 0,178 SHS-040 9278,47 9354,96 13,00 0,191 0,382 0,190 SHS-061 9025,58 9100,05 25,50 0,157 0,309 0,261 SHS-068 9045,09 9115,30 43,05 0,219 0,220 0,138 SHS-085 9045,45 9095,79 14,50 0,218 0,247 0,142 SHS-095 9091,19 9150,37 7,50 0,203 0,272 0,144

SHSA-163 9137,02 9213,43 9,00 0,185 0,266 0,134 SHSB-245 9401,85 9475,74 6,00 0,147 0,387 0,065 SHSC-247 9390,47 9472,52 11,50 0,160 0,303 0,204 SHSI-133 9569,93 9655,45 7,50 0,139 0,303 0,144 SHSI-256 9744,98 9824,31 9,50 0,167 0,337 0,184

SHSM-129 9504,54 9568,43 27,50 0,163 0,356 0,227 SHSN-029 9151,70 9206,45 9,00 0,241 0,331 0,445 SHSO-181 9715,80 9817,65 63,00 0,169 0,172 0,162 SHST-233 9330,39 9433,80 41,00 0,153 0,246 0,262 SHST-235 9847,52 9943,09 23,50 0,178 0,320 0,139 SHSV-292 9976,87 10083,30 32,50 0,152 0,306 0,202 SHSX-211 9780,81 9882,61 17,00 0,137 0,387 0,265


4.1.4 Pozos prospecto de T superior


12 pozos en T superior (6%), siendo un total de 189 pozos interpretados llegando a ser el

94% de la muestra. Dentro de los 189 pozos interpretados se obtuvieron 13 pozos con

prospecto representando el 6% de la muestra y 20 pozos con zonas de poco pago siendo el

10% de la muestra, los pozos no prospecto suman un total de 156 pozos representando el

78%, más de la mitad de la muestra.

La arena T superior presenta pocas zonas prospectivas debido a que no presenta

condiciones de producción como las arenas inferiores o no han sido producidas por existir

mejores zonas en los mismos pozos.

A continuación, los resultados en porcentajes obtenidos de la interpretación de T superior.

58

6%

10%

6%

78%

Resultados para T superior





Figura 32. Resultados arena T superior




Tabla 9. Propiedades petrofísicas de los pozos prospectivos en T superior

Well Top Bottom Net Av Phi Av Sw Av Vcl SHS-066 9144,54 9210,95 11,00 0,220 0,383 0,297 SHS-075 9180,90 9242,09 2,00 0,150 0,515 0,121 SHS-085 9229,37 9308,47 10,72 0,140 0,435 0,235 SHS-091 9101,79 9169,92 13,00 0,131 0,449 0,236

SHSW-199 9462,75 9520,11 4,50 0,115 0,432 0,225 SHSA-221 9597,00 9666,78 8,00 0,133 0,382 0,300

SHSH-015B 9311,19 9386,91 19,50 0,292 0,417 0,328 SHSH-155 9518,24 9584,96 7,50 0,113 0,399 0,231 SHSH-201 9903,17 9976,79 10,00 0,134 0,348 0,202 SHSO-131 9789,27 9863,73 6,50 0,142 0,410 0,227 SHSO-181 9930,93 10009,48 16,50 0,136 0,384 0,205 SHSV-192 10484,96 10564,19 7,50 0,124 0,351 0,234


4.1.5 Pozos prospecto de T inferior


solo 11 pozos en T inferior (5%), siendo 190 los pozos interpretados llegando a ser el 95% de

la muestra. Dentro de los 190 pozos interpretados se obtuvieron 42 pozos con prospecto

representando el 21% de la muestra y 10 pozos con zonas de poco pago siendo el 5% de la

muestra, los pozos no prospecto suman un total de 138 pozos, el 69% de la muestra.

59

La arena T inferior presenta buena prospectividad debido a la que se han dejado de lado

zonas de interés por ser de menor espesor y porque en el mismo pozo existían zonas con

mejor potencial productivo.

A continuación, los resultados en porcentajes obtenidos de la interpretación de T inferior.

21%

5%

5%

69%

Resultados para T inferior





Figura 33. Resultados en la arena T inferior.




60

Tabla 10. Propiedades petrofísicas de los pozos prospectivos en T inferior.

Well Top Bottom Net Av Phi Av Sw Av Vcl

SHS-072 9268,06 9358,31 14,00 0,155 0,317 0,175

SHS-073 9281,39 9368,22 69,97 0,199 0,222 0,078

SHS-087 9269,59 9337,45 19,70 0,172 0,367 0,070

SHS-094 9394,31 9486,67 38,50 0,191 0,268 0,111

SHS-095 9350,89 9430,79 10,50 0,137 0,325 0,309

SHS-187 10148,41 10242,48 45,50 0,165 0,308 0,086

SHS-257 9824,89 9897,54 16,00 0,147 0,267 0,255

SHSC-208 9687,43 9755,52 29,50 0,145 0,333 0,116

SHSC-250 9637,25 9715,20 17,00 0,150 0,357 0,071

SHSD-217 9693,43 9791,58 23,50 0,187 0,270 0,158

SHSF-140 9595,37 9677,13 31,00 0,148 0,300 0,220

SHSF-141 9705,21 9767,10 15,50 0,150 0,388 0,033

SHSG-118 9628,91 9717,27 71,00 0,161 0,275 0,098

SHSH-155 9584,96 9664,40 21,00 0,162 0,283 0,122

SHSH-202 10044,67 10118,80 8,75 0,186 0,375 0,058

SHSI-272 9906,58 10002,43 26,50 0,148 0,368 0,184

SHSK-106 9658,51 9742,15 52,90 0,169 0,317 0,221

SHSL-226 9820,76 9900,06 44,50 0,180 0,346 0,083

SHSM-137 10493,54 10594,73 36,00 0,165 0,334 0,123

SHSM-212 10308,75 10414,20 72,45 0,172 0,329 0,204

SHSN-172 9843,60 9909,72 15,50 0,212 0,294 0,174

SHSN-224 10312,38 10398,90 21,50 0,158 0,357 0,243

SHSO-128 10145,30 10239,44 68,00 0,175 0,259 0,116

SHSO-131 9863,73 9939,43 55,00 0,154 0,334 0,147

SHSO-181 10009,48 10099,24 73,50 0,170 0,210 0,103

SHSP-113 10581,76 10672,68 68,50 0,189 0,252 0,022

SHSP-286 10070,60 10156,67 34,50 0,158 0,391 0,203

SHSP-293 10139,69 10225,84 83,07 0,186 0,254 0,084

SHST-196 10052,74 10134,71 14,00 0,177 0,419 0,172

SHST-261 9577,41 9664,50 29,50 0,160 0,417 0,158

SHSV-190 10136,89 10236,39 24,50 0,152 0,332 0,233

SHSV-192 10564,19 10632,87 13,50 0,183 0,398 0,126

SHSW-088 9291,28 9355,42 15,00 0,157 0,294 0,172

SHSY-209 10634,29 10709,10 15,50 0,160 0,443 0,150

SHSZ-165 10140,69 10229,17 56,50 0,150 0,311 0,202

SHSZ-169 10682,69 10779,48 60,00 0,154 0,275 0,251

SHSZ-170 10110,73 10200,67 70,50 0,160 0,237 0,135

SHSZ-173 9836,68 9926,33 57,50 0,171 0,256 0,171

SHSZ-174 10336,82 10425,74 42,50 0,185 0,385 0,096

SHSZ-177 9922,22 9995,12 46,40 0,152 0,253 0,232

SHSZ-188 10217,53 10286,36 28,50 0,159 0,262 0,219


61

4.2 Pozos de mayor prospecto productivo

4.2.1 Pozo SHS-020B

4.2.1.1 Basal Tena

Figura 34. Interpretación del pozo SHS-020B para Basal Tena


Como se puede ver en la gráfica el análisis petrofísico se indica que existe una zona de

pago en el intervalo de 8302 ft a 8307 ft de profundidad.

Este intervalo fue considerado como prospectivo, ya que cumple con las propiedades

petrofísicas, para la producción de hidrocarburos. Además, se comprobó en los historiales de

workover y producción que dicha arena no ha sido disparada.

Tabla 11. Propiedades petrofísicas de Basal Tena para el pozo SHS-020B.

Top Bottom Gross Net N/G Av Phi Av Sw Av Vcl

8285,01 8309,46 24,45 5,00 0,204 0,148 0,213 0,066


62

4.2.1.2 U superior

Figura 35. Interpretación del pozo SHS-020B para U superior.


Como se puede ver en la gráfica el análisis petrofísico muestra que existe unos 3 intervalos

de pago para U superior que van de 8974 ft a 8982 ft de profundidad, 8994.5 ft a 9003ft de

profanidad y 9005.5ft a 9009ft de profundidad respectivamente.

Los intervalos de 8994.5ft a 8982ft y 8994.5ft a 9003 ft fueron considerados como

prospectivos ya que cumplen con las propiedades petrofísicas para la producción de

hidrocarburos. Además, se comprobó en los historiales de workover y producción que dicha

arena no ha sido disparada en esos intervalos. El intervalo de 8974 ft a 8982 ft si fue

disparado y además tiene producción por lo que no se le considera una nueva zona con

potencial de producción.

Tabla 12. Propiedades petrofísicas de U superior para el pozo SHS-020B

Zone Top Bottom Gross Net N/G Av Phi Av Sw Av Vcl

TUUS 8968,00 9049,00 81,00 17,50 0,216 0,151 0,320 0,378


63

4.2.1.3 U inferior

Figura 36. Interpretación del pozo SHS-020B para U inferior


En la gráfica podemos identificar claramente 2 intervalos de pago que van de 9084 ft

a 9101.5 ft y de 9102.5 ft a 9136.5 ft de profundidad respectivamente. Ambos intervalos

están separados por una pequeña intercalación arcillosa que va desde 9101.5ft a 9102.5 ft.

El primer intervalo si fue disparado y tiene producción por lo que no se lo considera

nuevo potencial de producción. El segundo intervalo no ha sido disparado y presenta una

buena zona de pago por lo que se lo puede considera como nueva zona prospectiva.

Tabla 13. Propiedades petrofísicas de U inferior para el pozo SHS-020B.


TLUS 9049,00 9137,00 88,00 47,25 0,537 0,190 0,269 0,180


64

4.2.1.4 T superior

Figura 37. Interpretación del pozo SHS-020B para T superior.


En la interpretación de T superior se puede apreciar que no tenemos zonas de pago por lo

que no es una zona con potencial para producción de hidrocarburos.

4.2.1.5 T inferior

Figura 38. Interpretación del pozo SHS-020B para T inferior


65

En la interpretación petrofísica se puede identificar claramente una zona de pago que va

desde 9343.5 ft a 9362 ft. Según los datos de workover se disparó dicha zona con una prueba

de producción de 43 barriles de petróleo por día con un BSW del 91% aparte de esto no tiene

historial de producción por lo que se puede determinar que a pesar de ser una zona de pago

según la interpretación petrofísica no es una zona de interés debido a su alto corte de agua.

Tabla 14. Resultados de T inferior.


TmTS 9291,10 9379,08 87,98 29,50 0,335 0,168 0,603 0,275


4.2.2 Pozo SHSO-131

4.2.2.1 Basal Tena

Se realizo una comparación con los masterlog del pozo para identificar si la zona es

prospectiva.

Figura 39. Masterlog para Basal Tena del pozo SHS-131

Fuente: Petroamazonas

66

En el Masterlog del pozo SHSO-131 de Basal Tena indica una porosidad pobre regular

con presencia de hidrocarburo residual.

Figura 40. Interpretación para Basal Tena del pozo SHS-131.


Como se puede ver en la interpretación de Basal Tena se obtuvo un buen intervalo de pago

que va desde 8788.5 ft a 8827.5 ft de profundidad. Según los historiales tanto de workover no

se ha perforado dicha arena por lo que se la puede catalogar como un nuevo potencial de

producción.

Tabla 15. Datos obtenidos para Basal Tena

Zone Name Top Bottom Gross Net N/G Av Phi Av Sw Av Vcl

TBTE 8777,82 8831,93 54,11 36,50 0,675 0,163 0,353 0,277


67

4.2.2.2 U superior

Figura 41. Masterlog para U superior del pozo SHS-131


Para U superior el masterlog indica pobre porosidad donde hay presencia de hidrocarburo.

Figura 42. Interpretación para U superior del pozo SHS-131


68

Como se puede ver en la gráfica en la arena U superior se puede ver que existen 2

intervalos de pago que van desde 9523,5 ft a 9528 4,5 ft y 9558 ft a 9560,5 2 ft

respectivamente. Además, se puede ver que se trata de una arena muy arcillosa. Analizando

los historiales de workover se y producción se puede ver que no se ha disparado dichos

intervalos por lo que se puede decir que estos intervalos tienen el potencial para la

producción de petróleo ya que reúnen las condiciones petrofísicas necesarias.

Tabla 16. Resultados para U superior


TUUS 9501,48 9583,39 81,91 9,50 0,116 0,134 0,399 0,287


4.2.2.3 U inferior

Figura 43. Masterlog para U inferior del pozo SHS-131


Como se puede ver en el masterlog en la arena U inferior tiene porosidad regular con

presencia de hidrocarburo.

69

Figura 44. Interpretación para U inferior del pozo SHS-131


Como se puede ver en la gráfica U inferior tiene 4 intervalos de pago que van de 9608 ft a

9611 ft, 9616.5 ft a 9620.5 ft, 9629.5 ft a 9638 ft y de 9640.5 ft a 9666.5 ft. Todos los

intervalos de U inferior han sido disparados y su historial de producción muestra que si hay

producción de U inferior por lo que se puede decir que en U inferior no hay un nuevo

potencial de producción.

Tabla 17. Resultados para U inferior.


TLUS 9583,39 9672,74 89,35 37,50 0,420 0,146 0,222 0,272


70

4.2.2.4 T superior

Figura 45. Masterlog para T superior del pozo SHS-131


En el masterlog se puede ver que en U superior se tiene una arena con pobre porosidad con

presencia de hidrocarburos.

Figura 46. Interpretación para T superior del pozo SHS-131


71

Como se puede ver en la gráfica en U superior tenemos un intervalo de pago que va de

9856,5 ft a 9862,5 6 ft de profundidad. Se reviso el historial de workover y de producción y

se comprobó que U dicho intervalo no ha sido probado por lo que se lo puede catalogar como

un nuevo potencial de producción.

Tabla 18. Datos de T superior


TUTS 9789,27 9863,73 74,46 6,00 0,080 0,139 0,416 0,242


4.2.2.5 T inferior

Figura 47. Masterlog para T inferior del pozo SHS-131


En el masterlog se puede ver que U inferior tiene una arena de porosidad regular con

presencia de hidrocarburo.

La arena T inferior también presenta puntos y manchas de color en el masterlog,

posiblemente presencia de hidrocarburo que se corrobora con la interpretación petrofísica.

72

Figura 48. Interpretación para T inferior del pozo SHS-131


En U inferior se puede ver la presencia de 3 intervalos de pago 9878,5 ft a 9889 ft y 9894

ft a 9934,5 ft respectivamente. Se reviso los historiales de workover y producción y se

comprobó que no se ha probado dicha arena por lo que se podría que en U inferior se tiene 2

nuevos intervalos de producción que se pueden probar

Tabla 19. Datos arena T inferior.


TmTS 9863,73 9939,43 75,70 55,00 0,727 0,154 0,334 0,147


4.2.3 Comparación del pozo SHS-131 con pozos vecinos

A continuación, se muestra cómo se un mapa donde se puede apreciar la cercanía de los

pozos

73

Figura 49. Ubicación de pozos del PAD O


4.2.3.1 Basal Tena

Figura 50. Correlación del pozo SHSO-131 con pozos vecinos para Basal Tena


Como se puede apreciar en la correlación para Basal Tena para los 3 pozos que tienen

información en Basal Tena se puede ver que es un área con buena prospectividad de

74

producción. En base a la información antes mencionada se puede decir que en la zona sur

oeste Basal Tena tiene buena prospectividad.

4.2.3.2 U superior

Figura 51. Correlación del pozo SHSO-131 con pozos vecinos para U superior.


Se puede apreciar que para los pozos vecinos al pozo SHS-131 hay similitud en las zonas

de reservorio, pero las zonas de pago varían porque están fuertemente influenciadas por la

arcillosidad presente esto es más evidente en el pozo SHS-132. Pero se puede concluir que,

en la zona sur oeste, donde se encuentran estos pozos, U superior puede ser considerada para

su producción.

75

4.2.3.3 U inferior

Figura 52. Correlación del pozo SHSO-131 con pozos vecinos para U inferior.


Como se puede ver en la gráfica la arena U inferior se correlaciona muy bien en todos los

pozos conjuntamente se tiene que en todos los pozos existe producción de esta arena.

Además, presenta muy buenos intervalos de pago en base a todo lo antes mencionado se

puede decir que se corrobora muy la prospectivad del intervalo propuesto desde 9688ft hasta

9691ft para el pozo SHSO-181.

76

4.2.3.4 T superior

Figura 53. Correlación del pozo SHSO-131 con pozos vecinos para T superior


En la arena T superior los intervalos de reservorio se correlacionan correctamente, pero las

zonas de pago varían mucho en función de la arcillosidad de la arena en cado pozos que

influye bastante en la mayoría de la arena.

77

4.2.3.5 T inferior

Figura 54. Correlación del pozo SHSO-131 con pozos vecinos para T inferior.


Como se puede ver en la gráfica la arena T inferior se correlaciona muy bien en los pozos

presentando buenas propiedades petrofísicas razón por la cual tenemos buenas zonas de pago

para T inferior en todos los pozos que se analizaron. Además, esto se comprueba con el hecho

de que todos los pozos mostrados tienen producción en T inferior.

78

4.2.4 Pozo SHSH-155

4.2.4.1 U superior

Figura 55. Interpretación para U superior del pozo SHSH-155.


Como se puede ver para U superior tenemos una zona de pago que va desde 9284,5 ft a

9296 ft de profundidad. Analizando los historiales de workover y producción se ve que dicho

intervalo no fue probado por lo que se le puede considerar un nuevo potencial de producción.

Tabla 20. Datos de pago para U superior


TUUS 9261,09 9344,04 82,95 12,00 0,145 0,146 0,246 0,127


79

4.2.4.2 U inferior

Figura 56. Interpretación para U inferior del pozo SHSH-155.


Como se puede ver en la imagen en U inferior tenemos un intervalo de poco pago y un

intervalo de pago. Revisando los historiales de producción y workover existe producción en

los intervalos de U inferior con lo que se corrobora los resultados.

Tabla 21. Resultados para U inferior.


TLUS 9344,04 9433,88 89,84 31,50 0,351 0,189 0,125 0,084


80

4.2.4.3 T superior

Figura 57. Interpretación para T superior del pozo SHSH-155


Como se puede ver para T superior tenemos una zona de pago que va desde 9568 ft a

9575.5 ft de profundidad. Analizando los historiales de workover y producción se ve que

dicho intervalo no fue probado por lo que se le puede considerar un nuevo potencial de

producción.

Tabla 22. Datos de pago para T superior


TUTS 9518,24 9584,96 66,72 7,50 0,112 0,113 0,399 0,231


81

4.2.4.4 T inferior

Figura 58. Interpretación para T inferior del pozo SHSH-155


Como se puede ver para T superior tenemos una zona de pago que va desde 9568 9614ft a

9623 ft de profundidad. Analizando los historiales de workover y producción se ve que dicho

intervalo no fue probado por lo que se le puede considerar un nuevo potencial de producción.

Tabla 23. Datos de pago para T superior


TmTS 9584,96 9664,40 79,44 21,00 0,264 0,162 0,283 0,122


82

4.2.5 Correlaciones del pozo SHS-155 con los pozos del pad H

Figura 59. Ubicación de los pozos del pad H


4.2.5.1 U superior

Figura 60. Correlación del pozo SHSH-155 con pozos vecinos para U superior.


Como se puede ver en todos los pozos de la arena U superior del pad H, que se encuentra

en la zona norte, existe una buena zona de pago que se correlaciona bien en la mayoría de los

pozos que a su vez se confirma con los historiales de producción al comprobar que se produjo

83

de dicha arena, pero así mismo se puede apreciar que la arcillosidad merma el reservorio para

3 pozos del mismo pad. En base al análisis realizado es podría considerar que la propuesta de

U superior para el pozo SHSH-155 como nuevo potencial al menos desde la petrofísica es

acertada.

4.2.5.2 U inferior

Figura 61. Correlación del pozo SHSH-155 con pozos vecinos para U inferior


Como se puede apreciar en la correlación la arena U inferior tiene buenas propiedades

petrofísicas para la zona Norte del campo, pero como es una arena que la fue producida no se

la considera como nuevo potencial en los pozos del pad H

84

4.2.5.3 T superior

Figura 62. Correlación del pozo SHSH-155 con pozos vecinos para U inferior


Como se puede apreciar T superior para la zona donde se encuentra el pad H presenta

mucha arcillosidad pero a pesar de esto se obtuvo 3 pozos que tienen buenas zonas de pago

por lo que desde el análisis petrofísico realizado se los puede considerar nuevos potenciales

de producción.

85

4.2.5.4 T inferior

Figura 63. Correlación del pozo SHSH-155 con pozos vecinos para T inferior


Como se puede ver en la correlación la arena U inferior tiene buenas propiedades

petrofísicas por lo cual el análisis petrofísico arroja buenas zonas de pago. En base a esto se

puede considerar a las propuestas de los pozos SHSH-155 y SHSH-202 como nuevos

potenciales de producción

86

4.2.6 POZO SHS-087

El siguiente pozo fue perforado en el año 1994 y fue elegido por presentar características

petrofísicas prospectivas en sus distintas arenas. El pozo pertenece a la zona Norte por lo que

en este apartado se realizó una correlación con un pozo cercano el cual presentó iguales

características productivas, el pozo SHS-066.

El pozo fue cañoneado en sus arenas U Inferior, T superior y T inferior; se determinó

además que ha producido de sus arenas inferiores mas no de la arena T superior, al comparar

las zonas de pago, resultado del análisis en DS, con los historiales de producción.

La siguiente tabla muestra los prospectos para el posterior análisis y correlación de pozos.

Tabla 24. Propiedades petrofísicas de las zonas prospectivas del pozo SHS-087.

Sand Top Bottom Gross Net N/G Av Phi Av Sw Av Vcl

BT 8271,11 8291,18 20,07 9,93 0,495 0,229 0,401 0,294

US 8957,76 9028,31 70,55 11,50 0,163 0,251 0,469 0,282

TI 9269,59 9337,45 67,86 19,70 0,290 0,172 0,367 0,070


La razón por la cual la correlación se la realizó con el pozo SHS-066 es porque indicó

prospecto en las mismas zonas y porque se encuentra cercano al pozo SHS-087 como muestra

el siguiente mapa.

Figura 64. Mapa del pozo SHS-087 sin PAD


87

A continuación, se muestran las arenas del pozo SHS-087 que fueron correlacionadas con

el pozo SHS-066 que se encuentra en la misma zona.

4.2.6.1 Basal Tena

La siguiente correlación indica una continuidad en la arena presentándose 3 zonas de pago

muy claras siendo la de mayor interés la que se encuentra ubicada en la mitad.

Figura 65. Correlación SHS-087 con SHS-066 en arena BT.


El pozo SHS-066 tiene una porosidad promedio del 23% al igual que el pozo SHS-087. La

saturación es similar entre ambos pozos con un valor del 40%. Estas propiedades petrofísicas

son el sustento para considerar esta arena como un buen potencial para cañonear en futuros

trabajos de reacondicionamiento en ambos pozos ya que hasta la actualidad ninguno de los

pozos ha sido probado en la arenisca Basal Tena.

4.2.6.2 U superior

En esta arena se presentan 2 diferentes zonas de pago, las cuales se ven más evidentes en

el pozo SHS-066, con características petrofísicas prospectivas en ambos pozos.

88

La siguiente correlación muestra la arena con dos posibles zonas divididas por una

intercalación de lutita. La arena sin duda tiene demasiadas zonas arcillosas que se pueden

evidenciar, pero existe una tendencia en las zonas de pago de ambos pozos. Por lo tanto, se

pueden probar esta arena en la parte inferior del SHS-066 y la parte superior en el SHS-087,

Figura 66. Correlación SHS-087 con SHS-066 en arena US.


El pozo SHS-087 presenta una porosidad igual al 25,1% y el SHS-066 una porosidad del

24,8% siendo valores casi iguales se puede decir que las propiedades de ambas no varían. En

valores de saturación de agua el primero indica un valor del 46% y el segundo un valor del

39%, esto es que al encontrarse el pozo SHS-066 más arriba en el anticlinal el avance de agua

no es tan marcado como en el pozo SHS-087.

4.2.6.3 T inferior

El caso que se presenta en esta arena es idéntico a las 2 arenas anteriores. Se observan 3

zonas de pago y reservorio que en el caso de ambas fueron cañoneadas. El pozo SHS-087 fue

perforado en las 2 zonas superiores y el SHS-066 en la zona inferior.

89

En el caso del SHS-087 se lo considera prospecto por deberse a que la zona inferior no fue

probada y tiene un espesor mayor a 4,5 pies. Además, es tomado como prospecto por el

hecho de que en el pozo de correlación si fue probada esa zona y produjo petróleo.

A continuación, se muestra la correlación de la arena TI con las zonas divididas.

Figura 67. Correlación SHS-087 con SHS-066 en arena TI.


El pozo SHS-087 y SHS-066 tienen una porosidad igual a 17,2% y 19,2% respectivamente

siendo valores casi idénticos ambos indicarían buena porosidad en la roca. La saturación de

agua es de un 30 % en el caso del SHS-066 y un 36,7% de agua presente en la roca pudiendo

ser la misma razón de la arena anterior que nos encontramos, en el caso del SHS-087, por

debajo del anticlinal.

4.2.7 POZO SHSI-162

El siguiente pozo fue perforado en el año 2016 y fue elegido por presentar características

petrofísicas prospectivas en sus distintas arenas. El pozo pertenece a la zona Centro por lo

90

que en este apartado se realizó una correlación con dos pozos del mismo PAD los cuales

presentaron iguales características productivas, el pozo SHSI-134 y el pozo SHSI-133.

El pozo fue cañoneado en las arenas U inferior y T inferior en los mismos intervalos que la

interpretación petrofísica mostro como zonas de pago por lo que no se tuvo nuevos

prospectos para este pozo en dichas zonas.


Tabla 25. Propiedades petrofísicas de las zonas prospectivas del pozo SHSI-162


BT 9292,66 9324,62 31,96 6,50 0,203 0,133 0,469 0,196

US 10082,6 10168,43 85,83 22,50 0,262 0,158 0,370 0,185

UI 10168,43 10257,51 89,08 34,50 0,387 0,157 0,285 0,167


La razón por la cual la correlación se la realizó con el pozo SHSI-134 y SHSI-133 es

porque los tres han presentado prospecto en las mismas zonas y también pertenecen al mismo

PAD presentándose en línea recta como muestra el siguiente mapa.

Figura 68. Mapa PAD I


91

A continuación, se muestran las arenas del pozo SHSI-162 que fueron correlacionadas con

los pozos SHS-134 y SHS-133 que se encuentra en la misma zona.

4.2.7.1 Basal Tena

En el pozo correlacionado se presentan una zona prospectiva que en el caso del SHS-162

es de espesor de 5,5 ft. A medida que nos dirigimos hacia el anticlinal en los pozos 134 y 133

esta zona empieza a desaparecer. Sin embargo, el reservorio se lo identifica claramente con el

análisis petrofísico y se puede concluir que exclusivamente en el pozo SHSI-162 tiene un

nuevo potencial para producción.

La siguiente ilustración muestra una zona de pago que empieza a minorar su espesor de

izquierda a derecha.

Figura 69. Correlación pozo SHS-162 en BT


Cabe destacar que en el caso del SHSI-133 el cual presenta una zona reservorio, en la

parte superior que no aparece en los demás pozos, se debe a que al momento de perforar

dicho pozo existieron demasiados wash outs, y la arena Basal Tena no fue la excepción,

como se corrobora en la siguiente ilustración.

92

Figura 70. Triple combo SHS-133


El pozo SHSI-162 presenta una porosidad igual al 13,3% y el SHSI-134 una porosidad del

6,3% siendo valores muy diferentes se puede decir que las propiedades empeoran a medida

que se avanza hacia el anticlinal ya que no se tiene porosidad en el pozo SHS-133. En valores

de saturación de agua el primero indica un valor del 46% y el segundo un valor del 82%. La

arena es prospectiva alejándose al Oeste del anticlinal.

4.2.7.2 U superior

Esta arenisca que no ha sido probada en ninguno de los 3 pozos y es la arena con mayores

prospectos en esta zona. La arena presenta diferentes zonas prospectivas, pero no todas

parecen ser continuas a excepción de la que se ha marcado en la siguiente ilustración.

Figura 71. Correlación del pozo SHSI-162 con el SHSI-134 y SHSI-133 arena US


93

Las propiedades de la roca son un punto de referencia para tomar la arenisca US como

prospecto a lo largo de esta zona.

La porosidad, resultado del análisis petrofísico en el pozo SHS-162, es de 15,8%, siendo

un valor parecido a las porosidades de los pozos SHS-134 con 14,4% y el pozo SHS-133 con

15,9%, mostrando una clara tendencia a lo largo de esta arena. Para la saturación de agua

ocurre igual con un 37% en el pozo SHS-162, un 40% en el caso del SHS-134 y un 42% para

el pozo SHS-163.

4.2.7.3 U inferior

Para el caso de la arena UI en el pozo SHS-162 no se la considera un prospecto ya que la

zona ha sido probada y producida de sus zonas de interés. Pero en la correlación se muestra

una zona en el SHS-133 que no ha sido probada. La zona tiene un espesor de 5,5 ft y aparece

en los otros 2 pozos con un menor espesor dando así un indicio que la zona puede ser mas

prospectiva hacia el Noreste del pozo SHS-133.

Figura 72. Correlación del pozo SHSI-162 con el SHSI-134 y SHSI-133 arena UI


94

Las propiedades petrofísicas mejoran al acercarse al pozo 133 como se indica en los datos

obtenidos de los cálculos en DS; como son la porosidad del SHS-162 con 15,7%, la

porosidad del SHS-134 con 16,2% y la porosidad del SHS-133 con 16,4% en esa zona. La

saturación de agua, que por su parte disminuye hacia el pozo SHS-133, es de 43%, 29,4% y

20% en los pozos SHS-162, SHS-134 y SHS-132 respectivamente.

4.2.8 POZO SHSN-224

El pozo fue seleccionado por estar ubicado en la zona Sur y para poder correlacionar con

pozos cercanos determinando lo que ocurre en dicha zona con respecto a sus propiedades

productivas. El pozo produce de la arena U superior y fue perforado en el año 2012.

Para la correlación se lo realizo con pozos cercanos como el SHSN-124 y el SHSN-130

resultando en la mayoría de las zonas una prospectividad pobre con poco pago y espesores de

estas zonas menores a los 4ft.


Tabla 26. Propiedades petrofísicas de las zonas prospectivas del pozo SHSN-224


US 9988,51 10062,96 74,45 5,5 0,074 0,160 0,486 0,343

TI 10312,38 10398,90 86,52 21,5 0,248 0,158 0,357 0,243


Las condiciones de algunos pozos en este PAD es que dos de ellos por ejemplo están a la

espera de abandono y uno de ellos ya es reinyector, demostrando una vez más la poca

prospectividad en la mayoría de ellos.

La razón por la cual la correlación se la realizó con el pozo SHSN-124 y SHSN-130 es

porque los tres han presentado el poco prospecto en las mismas zonas y también pertenecen

al mismo PAD presentándose en línea recta como muestra el siguiente mapa.

95

Figura 73. Mapa del PAD N


A continuación, se muestran las arenas del pozo SHSN-224 que fueron correlacionadas

con los pozos SHSN-124 y SHSN-130 que se encuentra en el mismo PAD.

4.2.8.1 U superior

Existen 3 zonas, como se indica en la siguiente ilustración, que mantienen sus propiedades

en los tres pozos. La arena US, en el caso de todas, presenta zonas muy arcillosas minorando

la calidad de la arena y haciendo que se convierta en una zona menos prospectiva.

Figura 74. Correlación del pozo SHSN-224 con el SHS-124 y SHS-130 en la arena US


96

En esta arena no se probó ninguna zona por motivo de no existir una zona de pago

representativa. Sin embargo, en los pozos SHSN-124 y 130, existen zonas de poco pago de

espesores de 4ft en el caso del SHS-124 en la zona intermedia y de 4,5 en el SHS-130.

La porosidad en la arena del SHS-224 es de 16% con una saturación de agua del 48,6%

mientras que en los pozos SHSN-124 y SHS-130 es de 18,7% y 18% de porosidad; y 34,4% y

38,1% de saturación de agua respectivamente, mostrando mejores propiedades petrofísicas

para los pozos que se encuentran hacia el Sureste del PAD N.

4.2.8.2 T inferior

Aquí se observa una prospectividad buena en el pozo SHS-224 donde se marca 3 zonas las

cuales se ensanchan en dirección Noroeste. Lastimosamente no se tienen prospectos en los

otros dos pozos, pero este da un indicio hacia donde crece el reservorio.

La siguiente ilustración muestra las tres zonas que son prospecto de reservorio en el pozo

estudiado, sin embargo, solo se tiene zonas de interés en las dos zonas superiores ya que la

tercera son zonas de poco pago.

Figura 75. Correlación del pozo SHSN-224 con el SHS-124 y SHS-130 en la arena TI


97

Resumiendo lo visto las propiedades petrofísicas mejoran hacia el Noroeste del PAD N

con una porosidad igual a 15,8% en el pozo SHSN-224, 14,3% en el SHSN-124 y 10% en el

pozo SHSN-130. La saturación de agua para el primer pozo es de 35,7%, para el segundo es

de 59,2% y para el tercero de casi el 80%, mostrando claramente un empobrecimiento de la

arena en los dos últimos pozos.

4.3 Pozos interpretación a hueco entubado

4.3.1 POZO SHS-001

En este pozo no se cuenta con una interpretación petrofísica de la arena BT por lo que se

procede a la interpretación de las arenas U y T.

La siguiente ilustración muestra la arena U la cual fue cañoneada en todas las zonas de

pago resultado del análisis petrofísico en DS. No obstante, se corrobora que las zonas

interpretadas como zonas de interés tienen una buena saturación que en su momento se tomó

la decisión de probar toda la arena.

Figura 76. Registro de saturación en el pozo SHS-001


98

El registro a hueco entubado en la arena T por su parte indica una podre saturación de

fluido, sin embargo, con la información recopilada de historiales de producción y workover

se sabe que produjeron de la arena TI en su totalidad,

Existen 2 zonas de poco pago en la arena TS que, si bien pueden dar algo de hidrocarburo,

no muestran ser un reservorio el cual siga aportando al pozo.

Figura 77. Registro de saturación a hueco entubado en SHS-001


Las propiedades petrofísicas se indican en la siguiente tabla

Tabla 27. Propiedades petrofísicas de las arenas U y T del pozo SHS-001.


US 8905,46 8982,51 77,05 39,79 0,516 0,26 0,446 0,283

UI 8982,51 9072,84 90,33 52,00 0,576 0,248 0,146 0,146

TS 9164,17 9227,97 63,80 5,00 0,078 0,231 0,435 0,218

TI 9227,97 9227,97 79,03 58,75 0,743 0,247 0,220 0,153


99

4.3.2 Pozo SHSV-090

4.3.2.1 U superior

Figura 78. Interpretación para U superior del pozo SHSV-090


Como se puede ver el análisis presenta un pequeño intervalo de pago, el registro de

saturación indica saturación en un intervalo más grande y los historiales de workover y

producción indican que se probó la arena y tiene producción por lo que a esta arena ya no se

la considera un nuevo potencial de producción.

Tabla 28. Datos petrofísicos U superior


TUUS 8892,01 8970,35 78,34 15,50 0,198 0,162 0,617 0,373


100

4.3.2.2 U inferior

Figura 79. Interpretación para U inferior del pozo SHSV-090


Como se puede ver en la gráfica se tiene 3 intervalos de pago para la arena U inferior, los

puntos del núcleo de porosidad ajustan bien en la mayoría de los puntos y el registro de

saturación indica que hay una buena presencia de hidrocarburo. En los historiales de

workover y producción se ve que se probó la arena y produjo por lo que no se considera

como nuevo potencial de producción.

Tabla 29. Datos para U inferior


TLUS 8970,35 9057,59 87,24 20,00 0,229 0,176 0,434 0,300


101

4.3.2.3 T superior

Figura 80. Interpretación para T superior del pozo SHSV-090


Como se puede ver en T superior hay un pequeño intervalo de pago. En los historiales de

workover y producción se ve que se probó la arena, pero no produjo y si miramos el registro

de saturación se corrobora que no hay saturación de hidrocarburo por lo que en esta arena se

descarta potencial de producción de hidrocarburo.

Tabla 30. Datos para T superior


TUTS 9156,03 9227,63 71,60 3,50 0,049 0,095 0,518 0,442


102

4.3.2.4 T inferior

Figura 81. Interpretación para T inferior del pozo SHSV-090


Como se puede ver en la interpretación muestra una buena zona de pago esto a su vez se

corrobora con el registro de saturación. Además, en los historiales de workover y producción

indican que hubo producción con lo que se puede concluir que es una buena arena, pero no se

la puede considerar un nuevo potencial de producción.

Tabla 31. Datos para T inferior


TmTS 9227,63 9298,89 71,26 65,64 0,921 0,142 0,551 0,261


103

CAPÍTULO V

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 Conclusiones

• En base al análisis petrofísico se determinó 22 nuevos prospectos en Basal Tena, 53 en

U superior, 19 en U inferior, 13 en T superior y 42 en T inferior.

• Se identificaron intervalos denominados como poco pago, inferiores a cuatro pies, los

cuales no fueron considerados ya que teniendo poco espesor no es económicamente

rentable su producción.

• La arena U superior es la arena que tiene la mayor cantidad de zonas prospectivas, y la

arena T superior es la arena con menor prospectividad.

• Los pozos SHSH-155 y SHSH-202 en base a la petrofísica y a las correlaciones son

buenos pozos candidatos para ser disparados en la arena T inferior.

• En base al análisis petrofísico se encontró buen potencial de pago en el pozo SHSO-

181 en el intervalo de 9688ft - 9691ft. Dicho potencial se corrobora en la correlación

con otros pozos del PAD O.

• El pozo SHS-087 tiene 3 zonas prospectivas en la arena Basal Tena en los tramos de

8277,5ft - 8290,0ft (12,5ft) y 8971,5ft - 8980,5ft (9ft); una zona prospectiva en la U

superior en los tramos de 9318,5ft – 9323ft (4,5ft); que no fueron producidas hasta la

actualidad, mostrando una porosidad igual al 23% y valor de saturación de agua del

44% para la arena Basal Tena y una porosidad igual al 25,1% y de saturación de agua

del 46% para la arena U superior.

• El pozo SHS-020B a pesar de ser un pozo viejo se presenta interesante debido a las

zonas de pago que arroja el análisis petrofísico los cuales van de 8302ft – 8306ft,

8990,5ft - 9009ft; 9102,5ft - 9136ft.

104

• En el pozo SHS-020B Basal Tena en el intervalo de 8302ft - 8307ft con una porosidad

de 0,148 y valores tanto de arcilla como de saturación de agua bajos.

• En el pozo SHS-020B los intervalos de U superior que van de 8994,5ft - 8982ft y

8994,5ft - 9003ft respectivamente con una porosidad regular con bajos valores de

saturación de agua y arcillosidad regular se presentan como intervalos prospectivos.

• El pozo SHSI-162 presenta un prospecto en la arena Basal Tena de 5,5ft de espesor en

el tramo de 9309,5ft - 9315ft y un prospecto en la arena U superior en el tramo de

10102,5ft – 10116ft (13,5ft); indicando una porosidad igual al 13,3% y valor de

saturación de agua del 46% para la arena Basal Tena y una porosidad igual al 15,7% y

de saturación de agua del 43% para la arena U superior.

• El PAD N tiene 2 zonas mejor prospectivas, siendo el primero el caso del SHSN-224

en la arena TI que no ha sido cañoneado en los tramos de 10341ft - 10345,5ft (4,5ft)

con una porosidad igual al 15,8% y valor de saturación de agua del 35,7%; y el

segundo caso del pozo SHSN-130 en la arena US que no ha sido probado en el tramo

de 9164ft - 9168,5ft (4,5ft) con una porosidad igual al 18% y valor de saturación de

agua del 38,1%.

5.2 Recomendaciones

• Se recomienda, para la interpretación del pozo Shushufindi 87, se realice un

estudio de la zona para nuevos pozos productivos ya que existen buenos

potenciales en las arenas BT, US y UI, las propiedades petrofísicas mejoran en

dirección Noreste y no hay pozos perforados en dicha trayectoria.

• Se recomienda, para la interpretación del pozo Shushufindi 162 en el PAD I, se

realice un cañoneo en la arena US ya que existe un reservorio que aportaría y

justificaría dicho trabajo.

105

• Se recomienda, para la interpretación del PAD N, que el pozo SHSN-224 sea

cañoneado en la arena TI la cual presenta una zona prospecto de alrededor de 10

pies y no ha sido probada con anterioridad.

• Se recomienda, para la interpretación del PAD N, que se realice un estudio de la

zona ya que las propiedades petrofísicas mejoran hacia el Noroeste del PAD

pudiendo existir reservorios en las arenas U y T.

• Se dispone, a criterio de próximos estudios, realizar un análisis técnico -

económico de la factibilidad de producir las nuevas zonas determinadas en el

presente análisis petrofísico del campo Shushufindi.

• Se recomienda tomar registros de saturación en los pozos que no tienen

información.

• Se recomienda disparar U inferior en los pozos SHSH-155 y SHSH-202 en los

intervalos de 9614ft - 9623ft y 10062ft - 10068,5ft respectivamente ya que sus

resultados del análisis petrofísico fueron buenos.

• Se recomienda dispara en el pozo SHSO-181 el intervalo de 9688ft – 9691ft.

• En el pozo SHS-020B se recomienda analizar si es económicamente rentable

disparar las zonas propuestas ya que sus espesores de pago son inferiores a 4ft.

106

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

Biedma, y. o. (2014). Shushufindi el renacimiento de un gigante. Obtenido de

https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish14/aut14/4_reaw

ake.pdf

Cordoba, F., & Jimenez, P. (s.f.). Aplicacion de los regsitros RST y TDT en el medio

petrolero. Instituto Politecnico Nacional.

Escobar Macualo, F. H. (Mayo de 2012). Fundamentos de Ingenieria de Yacimientos.

Colombia: Universidad Surcolombiana.

Halliburton. (s.f.). Decision Space Petrophysics Users Manual.

PDVSA. (1997). Manual de Registros de Pozos. Centro Internacional de Educacion y

Desarrollo.

Rider, M. (2000). The Geological Interpretation of Well logs. Sutherland: Rider-French

Consulting Ltd.

Schlumberger. (2011). Principios/ Aplicaciones de la interpretación de la de Registros.

Shier, D. E. (2004). Well Log Normalization: Methods and Guidelines. Petrophysics, 268-

280.

107

GLOSARIO DE TÉRMINOS

Anticlinal: Un pliegue en forma de arco, producido en las rocas, en el que las capas de roca

son convexas hacia arriba. Las capas de roca más antiguas forman el núcleo del pliegue, y, a

partir del núcleo, se disponen rocas cada vez más modernas.

Arenisca: Roca sedimentaria formada por pequeños granos de arena compactados, cuya

dureza depende del tamaño de los granos que la componen.

Basamento: Corteza terrestre situada por debajo de los depósitos sedimentarios y que llega

hasta la discontinuidad de Mohorovicic.

Caolinita: Mineral tipo silicato estratificado.

Circón: Mineral compuesto de silicato de circonio, más o menos transparente, de color gris,

verde, rojo o incoloro, con brillo diamantino y de gran dureza y peso, que posee en alto grado

la doble refracción; es apreciada en joyería como piedra preciosa.

Cretácico Tardío: división de la escala temporal geológica, fue la segunda y última época o

serie del periodo Cretácico. Esta época se extendió desde 100,5 hasta 66,0 millones de años

atrás.

Dolomita: Mineral constituido por un carbonato doble de calcio y magnesio, que es el

principal componente de la dolomía.

Feldespatos: Correspondientes a los silicatos de aluminio, sodio, potasio y calcio o mezclas

de sus bases, son los minerales que más abundan en la corteza terrestre.

Glauconita: Mineral del grupo de los silicatos, subgrupo filosilicatos y dentro de ellos

pertenece a las micas.

Graben: Es una larga depresión limitada en ambos lados por fallas normales paralelas, que

dejan bloques elevados (horst) y entre los cuales el terreno se ha hundido por fuerzas internas.

108

Lodo de perforación: Cualquiera de una serie de fluidos líquidos y gaseosos y mezclas de

fluidos y sólidos (en forma de suspensiones de sólidos, mezclas y emulsiones de líquidos,

gases y sólidos) utilizados en operaciones de perforación de pozos de sondeo en la tierra.

Lutita: Roca sedimentaria clástica de grano muy fino, textura pelítica, variopinta; es decir,

integrada por detritos clásticos constituidos por partículas de los tamaños de la arcilla y del

limo.

Matriz: Material de grano fino de una roca en el que se incluyen otros mayores, que

constituyen el esqueleto o fábrica.

Metamórficas: Son rocas sometidas a calor y presión diferencial durante el

metamorfismo que se caracterizan por presentar alineación paralela de minerales.

Moscovita: Mineral del grupo de los silicatos, subgrupo filosilicatos y dentro de ellos

pertenece a las micas alumínicas.

Petrofisica: Especialidad que conjuga conocimientos de ingeniería del petróleo, geofísica y

geología, la cual determina cuantitativamente las propiedades de la roca y los

fluidos presentes en la misma.

Reservas: Es la cantidad de petróleo que mediante análisis se sabe que existe en subsuelo.

Rocas ígneas: Son aquellas que se forman cuando el magma (roca fundida) se enfría y se

solidifica.

Split: Dividir.

Tool standoff: Es cuando hay separación entre la herramienta y el pozo.

Tracks: Carril donde se representan los registros eléctricos.

Triple combo: Formato de presentación de los registros eléctricos.

109

Turoniano: Subperiodo del Cretácico superior.

Washouts: Derrumbes.

Wireline: Tecnología con cable utilizada por los operadores de la industria hidrocarburífera.

110

ANEXOS

ANEXO A. Pozos que cumplen con el mínimo de curvas para su interpretación

petrofísica.

El color verde indica que existe esa curva y el rojo que no se dispone de la misma. La

columna CALC temp es para los pozos en los que se calculó un gradiente de temperatura.

POZO AÑO ZONA REGISTROS CALC

GR SP BS CALI RT RM RXO RHOB NPHI PEF TEM temp

SHS-001 1969 Norte SI SI SI SI SI SI NO NO SI NO NO SI

SHS-001IA 1983 Centro SI SI NO SI SI NO SI SI NO NO NO SI

SHS-003I 1983 Norte SI SI NO SI SI SI SI SI NO NO NO SI

SHS-004 1970 Centro SI SI NO SI SI SI NO SI NO NO NO SI


SHS-006 1972 Sur SI SI NO SI SI SI SI SI NO NO NO SI

SHS-006B 1981 Sur SI SI NO SI SI SI SI SI SI NO NO SI


SHS-009 1972 norte SI SI NO SI SI SI NO SI NO NO NO SI


SHS-014 1972 Norte SI SI NO SI SI SI SI SI NO NO NO SI

SHS-016 1973 Norte SI SI NO SI SI SI NO SI NO NO NO SI

SHS-018 1973 Centro SI SI NO SI SI SI SI SI NO NO NO SI



SHS-020B 2002 Centro SI SI SI SI SI SI SI SI NO NO NO SI

SHS-023 1972 Sur SI SI NO SI SI SI NO SI NO NO NO SI

SHS-024 1972 Sur-Oeste SI SI NO NO SI SI SI SI NO NO NO SI


SHS-027 1973 Sur-Oeste SI SI NO SI SI SI NO SI NO NO NO SI

SHS-030 1972 Sur-Oeste SI SI NO SI SI SI SI SI NO NO NO SI

SHS-031 1973 Norte SI SI NO SI SI SI SI NO NO NO NO SI









SHS-042B 1985 Centro SI SI NO SI SI SI SI SI NO NO NO SI




SHS-045B 1986 Sur SI SI NO SI SI SI SI SI NO NO NO SI









111









SHS-067 1986 Centro SI SI NO SI SI SI SI SI SI NO NO SI

SHS-068 1988 Sur NO SI NO SI SI SI SI SI SI SI NO SI


SHS-070 1990 Norte SI SI NO SI SI SI SI SI SI SI NO SI

SHS-072 1991 Norte SI SI NO SI SI SI SI SI SI NO NO SI

SHS-073 1991 Centro SI SI NO SI SI SI SI SI SI SI NO SI


SHS-075 1991 Sur SI SI NO SI SI SI SI SI SI NO NO SI




SHS-079 1992 Sur SI SI NO SI SI SI SI SI SI SI NO SI



SHS-082 1993 Sur-Oeste SI SI NO SI SI SI SI SI SI SI NO SI








SHS-094 1995 Sur-Oeste SI SI NO SI SI SI SI SI SI NO NO SI


SHS-097 2008 Sur SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO


SHS-101 1998 Sur-Oeste SI SI NO SI SI SI SI SI SI NO NO SI

SHS-105 2002 Centro SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO SI

SHS-126 2014 Sur-Oeste SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO

SHS-153 2015 Norte SI NO SI SI SI SI SI SI SI SI NO SI



SHS-185 2016 Centro SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO

SHS-187 2015 Centro SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO SI NO

SHS-203 2016 Norte SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO

SHS-204 2015 Norte SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO




SHS-295 2016 Centro SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO SI

SHSA-002 2006 Sur SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO SI


SHSA-163 2013 Sur SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO

SHSA-221 2012 Sur SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO


SHSB-003 1970 Norte SI SI NO SI SI SI SI NO SI NO NO SI

SHSB-135 2011 Norte SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO

112







SHSC-206 2014 Norte SI NO SI NO SI SI SI SI SI SI SI NO

SHSC-208 2014 Norte SI SI SI NO SI SI SI SI SI SI SI NO

SHSC-247 2014 Norte SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO

SHSC-250 2014 Norte SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO

SHSD-007 1994 Sur SI SI NO SI SI SI SI SI SI NO NO SI

SHSD-217 2015 Sur SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO

SHSE-012 1972 Centro SI SI NO SI SI SI SI SI NO NO NO SI

SHSE-084 Centro SI SI NO SI SI SI SI SI SI SI NO SI

SHSF-010 1972 Centro SI SI NO SI SI SI SI SI NO NO NO SI

SHSF-010B 2016 Centro SI SI NO SI SI SI SI SI SI SI SI NO

SHSF-139 1972 Centro SI NO NO SI SI SI SI SI SI SI NO SI

SHSF-140 2016 Centro SI SI NO NO SI SI SI SI SI SI SI NO

SHSF-141 2013 Centro SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO

SHSF-191 2013 Centro SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO

SHSG-118 2008 Centro SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO SI

SHSG-159 2013 Centro SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO

SHSG-160 2013 Centro SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO

SHSH-015 1972 Norte SI SI NO SI SI SI NO SI NO NO NO SI

SHSH-015B 1981 Norte SI SI NO SI SI SI SI SI SI NO NO SI

SHSH-154 2012 Norte SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO



SHSH-202 2016 Norte SI NO SI SI SI SI SI SI SI SI NO SI


SHSI-017 1972 Centro SI SI NO SI SI SI SI SI NO NO NO SI

SHSI-119 2009 Centro SI SI NO SI SI SI SI SI SI SI SI NO

SHSI-133 2010 Centro SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO

SHSI-134 2010 Centro SI NO SI SI SI SI SI SI SI SI NO SI

SHSI-162 2016 Centro SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO SI




SHSJ-146 2016 Norte SI SI SI NO SI SI SI SI SI SI SI NO

SHSJ-149 2014 Norte SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO

SHSK-021 1973 Centro SI SI NO SI SI SI SI SI NO NO NO SI

SHSK-106 2006 Centro SI SI NO SI SI SI SI SI SI SI NO SI

SHSL-022 1973 Sur SI SI NO SI SI SI SI SI NO NO NO SI

SHSL-022B 1977 Sur SI SI NO SI SI NO SI SI NO NO NO SI

SHSL-026 1972 Sur SI SI NO SI SI SI NO SI NO NO NO SI

SHSL-220 2013 Sur SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO



SHSM-127 2008 Sur-Oeste SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO SI

SHSM-129 2009 Sur-Oeste SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO SI

SHSM-137 2014 Sur-Oeste SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO

SHSM-212 2013 Sur-Oeste SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO

SHSN-029 1973 Sur SI SI NO NO SI SI SI SI NO NO NO SI

SHSN-124 2012 Sur SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO

SHSN-130 2011 Sur SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO SI

113


SHSN-216 2012 Sur SI SI NO SI SI SI SI SI SI SI NO SI


SHSO-128 2016 Sur-Oeste SI SI SI NO SI SI SI SI SI SI NO SI

SHSO-131 2016 Sur-Oeste SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO SI

SHSO-132 2016 Sur-Oeste SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO

SHSO-175S1 2016 Sur-Oeste SI NO NO NO SI SI SI SI SI NO NO SI

SHSO-181 2016 Sur-Oeste SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO

SHSP-113 2014 Sur-Oeste SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO



SHSR-049 1974 Norte SI SI NO SI SI SI SI SI NO NO NO SI

SHSR-108 2006 Norte SI NO SI NO SI SI SI SI SI SI NO SI

SHSS-052 1975 Norte SI SI NO SI SI SI SI SI NO NO NO SI

SHSS-052B 2009 Norte SI SI NO SI SI SI SI SI SI SI NO SI

SHSS-111 2005 Norte SI SI NO SI SI SI SI SI SI SI NO SI

SHST-098 2005 Norte SI NO NO NO SI SI SI SI SI NO NO SI

SHST-109 2006 Norte SI NO NO SI SI SI SI SI SI SI NO SI

SHST-116 2016 Norte SI SI NO SI SI SI SI SI SI SI NO SI

SHST-196 2015 Norte SI NO SI SI SI SI SI SI SI SI NO SI

SHST-233 2014 Norte SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO




SHSU-065 1985 Centro SI SI NO SI SI SI SI SI NO NO NO SI

SHSU-083 1996 Centro SI SI NO NO SI SI SI NO SI NO NO SI

SHSV-090 1995 Centro SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO SI

SHSV-110 2006 Centro SI NO NO NO SI SI SI SI SI SI NO SI

SHSV-190 2015 Centro SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO



SHSW-088 1995 Norte SI SI NO SI SI SI SI SI SI SI NO SI

SHSW-123 2012 Norte SI SI SI SI SI SI SI NO SI NO SI NO

SHSW-123S1 2012 Norte SI NO SI NO SI SI SI SI SI SI SI NO

SHSW-199 2014 Norte SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO

SHSW-205 2013 Norte SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO

SHSX-211 2012 Norte SI NO SI SI SI SI SI SI SI SI NO SI

SHSY-004BI 1984 Norte SI SI NO SI SI SI SI SI SI NO SI NO

SHSY-145 2013 Norte SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO



SHSZ-138 2014 Sur-Oeste SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO




SHSZ-173 2016 Sur-Oeste SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI NO SI



SHSZ-188 2015 Sur-Oeste SI SI SI SI SI SI SI SI NO SI SI NO

114

ANEXO B. Estandarización de curvas para los diferentes Log Plots creados en DS.

TRACK CURVA ORIGINAL COLOR

ESCALAS

FINAL Máxima Mínima

1

GAMMA RAY GR GREEN 0 200 UCE_GR

CALIPER CALI BLUE 6 16 UCE_CALI

SP SP BLACK -100 100 UCE_SP

BIT SIZE BS GRAY 6 16 UCE_BS

2

RESISTIVIDAD PROFUNDA IL/AO90/ILD RED 0,2 2000 UCE_RT

RESISTIVIDAD MEDIA SFLU/AO60/SN MAGENTA 0,2 2000 UCE_RM

RESISTIVIDAD SOMERA PROX/MSFL/AO10/FXO BLACK 0,2 2000 UCE_RXO

3

DENSIDAD RHOB/RHOZ ROJO 1,95 2,95 UCE_RHOB

NEUTRON NPHI/TNPH VERDE 0,45 -0,15 UCE_NPHI

POTENCIAL FOTOELECTRICO PEF/PEFZ PURPLE 0 10 UCE_PEF

TEMPERATURA CTEM/Temp YELLOW 0 200 UCE_TEM

115

ANEXO C. Arenas que fueron probadas y produjeron o no.

El color amarillo indica las zonas sin probar, el color azul indica las zonas que fueron

probadas, pero se desconoce si produjeron, el color verde significa las zonas que fueron

probadas y produjeron, el color rojo significa que la arena fue probada y no produjo y el

celeste es para las zonas que no cuentan con la información para determinar su estado.

POZO ESTADO ARENAS

BT US UI TS TI

SHS-001 REINYECTOR SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHS-001AI CERRADO SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR

SHS-001I REINYECTOR

SHS-002AI CERRADO

SHS-002I REINYECTOR

SHS-003AI CERRADO

SHS-003I INYECTOR

SHS-004 REINYECTOR SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO

SHS-004AI CERRADO

SHS-005 REINYECTOR SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHS-006 ABANDONADO PRODUJO PRODUJO PRODUJO

SHS-006B CERRADO SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO PRODUJO PRODUJO

SHS-008 ABANDONADO PRODUJO PRODUJO

SHS-009 PROD TI+TS SIN PROBAR NO PRODUJO PRODUJO PRODUJO PRODUJO

SHS-011 PRODUCTOR SIN PROBAR NO PRODUJO PRODUJO NO PRODUJO PRODUJO

SHS-014 ESPERANDO ABANDONO PRODUJO PRODUJO

SHS-016 ESPERANDO ABANDONO SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHS-018 ESPERANDO ABANDONO PRODUJO PRODUJO

SHS-019 ESPERANDO ABANDONO SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO PRODUJO

SHS-020 CERRADO SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHS-020B PROD UI SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO NO PRODUJO NO PRODUJO

SHS-023 PRODUCTOR SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHS-024 PROD TI+TS SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO PRODUJO PRODUJO



SHS-028 PROD TI+TS+UI PRODUJO PRODUJO PRODUJO

SHS-030 ESPERANDO ABANDONO SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHS-031 CERRADO SIN PROBAR NO PRODUJO PRODUJO PRODUJO PRODUJO

SHS-032 CERRADO PRODUJO PRODUJO


SHS-034 ABANDONADO

SHS-036 PROD UI PRODUJO PRODUJO

SHS-037 ESPERANDO ABANDONO PRODUJO NO PRODUJO

SHS-038 CERRADO SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHS-039 ABANDONADO PRODUJO PRODUJO PRODUJO PRODUJO

SHS-040 CERRADO


SHS-042B PROD TI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO PRODUJO

SHS-043 PROD TI+UI+US SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO


SHS-045 ABANDONADO SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHS-045B PROD TI+TS SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO PRODUJO



SHS-048 ABANDONADO SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO



SHS-054 PROD BT NO PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHS-055 ABANDONADO PRODUJO PRODUJO

SHS-056 PROD TI+TS SIN PROBAR NO PRODUJO PRODUJO PRODUJO PRODUJO

116

SHS-057 CERRADO SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO PRODUJO


SHS-059 PROD UI SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHS-060 ESPERANDO ABANDONO SIN PROBAR SIN PROBAR NO PRODUJO NO PRODUJO PRODUJO

SHS-061 PROD TI SIN PROBAR SE PROBO SE PROBO SIN PROBAR PRODUJO

SHS-063 PROD UI+US SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHS-064 PROD US SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHS-066 PROD UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR NO PRODUJO


SHS-068 PROD UI SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO PRODUJO PRODUJO

SHS-069 PROD US SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO SIN PROBAR SE PROBO

SHS-070 PROD TI+TS+UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO PRODUJO

SHS-072 PROD UI+US SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO


SHS-074 PROD US SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO PRODUJO PRODUJO

SHS-075 PROD TI SIN PROBAR NO PRODUJO NO PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO


SHS-077 PROD TI+UI SIN PROBAR NO PRODUJO PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHS-078 PROD TI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO


SHS-080 PROD US SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO


SHS-082 PROD UI+US SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO SIN PROBAR NO PRODUJO

SHS-085 PROD TI+TS SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO


SHS-087 PROD TI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO NO PRODUJO PRODUJO




SHS-093 ESPERANDO ABANDONO SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR

SHS-094 PROD UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR SIN PROBAR

SHS-095 PROD TS SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR

SHS-097 PROD TI SIN PROBAR SIN PROBAR NO PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHS-099 PROD BT PRODUJO PRODUJO NO PRODUJO PRODUJO PRODUJO

SHS-101 CERRADO NO PRODUJO PRODUJO PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHS-105 ESPERANDO ABANDONO SIN PROBAR SIN PROBAR NO PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHS-126 PROD TI SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO

SHS-153 PROD UI PRODUJO


SHS-180 CERRADO PRODUJO


SHS-187 PROD UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO



SHS-222 PROD TI



SHS-295 PROD TS SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR

SHSA-002 PROD TI PRODUJO PRODUJO PRODUJO

SHSA-122 PROD TI SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO

SHSA-163 PROD TI SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO

SHSA-183 CERRADO

SHSA-221 PROD TI SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO

SHSA-290 CERRADO SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO SIN PROBAR NO PRODUJO

SHSB-003 INYECTOR SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR SIN PROBAR

SHSB-135 PROD TI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSB-136 PROD TI+UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSB-150 PROD UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSB-151 PROD TI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSB-244 INYECTOR SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

117

SHSB-245 PROD TI SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO

SHSB-246 CERRADO SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO

SHSC-053 PROD UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSC-206 PROD TI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSC-208 PROD TI+UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSC-247 INYECTOR SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO

SHSC-250 CERRADO PRODUJO

SHSD-007 CERRADO SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSD-104 REINYECTOR SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO

SHSD-217 PROD TS SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO

SHSD-267 PROD TI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSE-012 CERRADO PRODUJO PRODUJO

SHSE-012B PROD UI SIN PROBAR NO PRODUJO PRODUJO PRODUJO PRODUJO

SHSE-084 PROD UI PRODUJO PRODUJO

SHSE-096H PROD US SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSE-096HS1

SHSE-096HS2 PROD US

SHSF-010 ABANDONADO PRODUJO PRODUJO

SHSF-010B CERRADO

SHSF-139 PROD TI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSF-140 PROD TI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSF-141 PROD UI SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO SIN PROBAR SIN PROBAR

SHSF-191 PROD TI SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO

SHSG-013 ABANDONADO

SHSG-118 REINYECTOR SIN PROBAR NO PRODUJO PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSG-159 PROD UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR SIN PROBAR

SHSG-160 PRO TI SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO

SHSG-161 REINYECTOR

SHSG-189 CERRADO SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR SIN PROBAR

SHSH-015 ESPERANDO ABANDONO SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSH-015B ESPERANDO ABANDONO SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSH-154 PROD UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSH-155 PROD UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR SIN PROBAR

SHSH-201 PROD UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR NO PRODUJO

SHSH-202 CERRADO PRODUJO PRODUJO

SHSH-238 PROD TI+UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSI-017 ABANDONADO PRODUJO PRODUJO

SHSI-119 PROD TI

SHSI-133 PROD TI SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO

SHSI-134 PROD UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR SIN PROBAR

SHSI-162 PROD TI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSI-164 CERRADO

SHSI-256 PROD TI SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO

SHSI-272 CERRADO SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSJ-071 PROD TI PRODUJO

SHSJ-146 PROD TI+UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSJ-149 CERRADO SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO

SHSK-021 REINYECTOR SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSK-106 PROD TI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSL-022 ESPERANDO ABANDONO SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSL-022B ESPERANDO ABANDONO SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSL-184 PROD UI

SHSL-220 PROD UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR SIN PROBAR

SHSL-225 PROD UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSL-226 PROD UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR SIN PROBAR

SHSM-026 PRODUJO PRODUJO PRODUJO

SHSM-127 REINYECTOR NO PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSM-129 REINYECTOR SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO

SHSM-137 PROD UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR SIN PROBAR

SHSM-212 PROD UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR SIN PROBAR

118

SHSN-029 ESPERANDO ABANDONO SIN PROBAR NO PRODUJO SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO

SHSN-124 PROD UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR SIN PROBAR

SHSN-125 CERRADO PRODUJO


SHSN-172 REINYECTOR SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR

SHSN-216 ESPERANDO ABANDONO SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO


SHSO-128 PROD UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSO-131 PROD UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR SIN PROBAR

SHSO-132 PROD UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSO-168 PROD UI

SHSO-175 PRODUJO PRODUJO

SHSO-175S1 PROD UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSO-181 PROD UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR SIN PROBAR

SHSP-041 ESPERANDO ABANDONO

SHSP-113 REINYECTOR SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSP-286 REINYECTOR PRODUJO

SHSP-293 PROD UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSR-049 PROD UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSR-108 REINYECTOR SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR SIN PROBAR

SHSS-052 ESPERANDO ABANDONO SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSS-052B PROD BT PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO NO PRODUJO NO PRODUJO

SHSS-107 PROD UI

SHSS-111 CERRADO SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO PRODUJO

SHST-062B PROD UI PRODUJO

SHST-062B PROD UI

SHST-098 PROD UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHST-109 PROD UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHST-116 CERRADO SIN PROBAR NO PRODUJO NO PRODUJO PRODUJO SIN PROBAR

SHST-196 PROD UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR SIN PROBAR

SHST-233 PROD TI SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO


SHST-235 PROD TI SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO


SHSU-065 PROD US SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSU-083 CERRADO SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO SIN PROBAR SIN PROBAR

SHSV-090 CERRADO SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO NO PRODUJO PRODUJO

SHSV-102H ESPERANDO ABANDONO SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSV-110 ESPERANDO ABANDONO SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO SIN PROBAR SIN PROBAR

SHSV-190 CERRADO SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR SIN PROBAR

SHSV-192 PROD UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR SIN PROBAR

SHSV-292 PROD UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR SIN PROBAR

SHSW-088 PROD US SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO PRODUJO PRODUJO

SHSW-199 PROD UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSW-205 PROD UI+TI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSX-123 SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSX-123S1 PROD US SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSX-211 CERRADO SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO

SHSY-004BI REINYECTOR

SHSY-145 PROD TI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSY-209 CERRADO SIN PROBAR SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO

SHSY-210 CERRADO SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR PRODUJO

SHSZ-138 PROD UI SIN PROBAR SIN PROBAR PRODUJO SIN PROBAR SIN PROBAR

SHSZ-165 PROD UI SIN PROBAR PRODUJO PRODUJO SIN PROBAR SIN PROBAR







119

ANEXO D. Determinación de nuevas zonas de pago.

El color amarillo indica las zonas sin pago o ya se ha cañoneado para producir, el color

azul indica las zonas de poco pago con espesores menores a 4 pies, el color verde significa las

nuevas zonas que son prospectos productivos mayores a 4 pies, el color rojo significa que la

arena no fue interpretada en DS y el celeste es para las zonas que no cuentan con la

información para determinar su estado.

POZO ZONA ARENAS INTERVALOS

PROPUESTOS BT US UI TS TI

SHS-001 Norte SIN

INTERPRETAR NO PROSPECTO NO PROSPECTO POCO PAGO NO PROSPECTO

SHS-001AI Centro SIN

INTERPRETAR NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO

SHS-001I Norte

SHS-002AI Centro

SHS-002I

SHS-003AI Centro

SHS-003I Sur

SHS-004 Sur SIN


SHS-004AI Centro SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR

SHS-005 Norte SIN


SHS-006 Centro NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO

SHS-006B SIN


SHS-008 Norte NO PROSPECTO NO PROSPECTO

SHS-009 Norte SIN


SHS-011 Centro SIN

INTERPRETAR PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO 9084,5-9089,5(5ft); 9190-9194(4ft)

SHS-014 Norte NO PROSPECTO NO PROSPECTO

SHS-016 Centro SIN

INTERPRETAR NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO POCO PAGO 9447-9948(1ft), 9450-9452,5(2,5)

SHS-018 Centro NO PROSPECTO NO PROSPECTO

SHS-019 Sur SIN


SHS-020 Sur-Oeste SIN

INTERPRETAR PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO 8947-8952,5(5,5ft); 8962-8966(4ft)

SHS-020B Sur PROSPECTO PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO BT (8302-8306), US (varios intervalos dentro de 8990,5-9009), UI (9102,5-

9136 intervalo no disparado)


INTERPRETAR PROSPECTO POCO PAGO NO PROSPECTO NO PROSPECTO

9045,5-9052(6,5ft); 9003,5-9006,5(3ft)

SHS-024 SIN



INTERPRETAR PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO 8973,5-8983,5(10ft)

SHS-027 Norte SIN


SHS-028 Norte SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR

SHS-030 Centro SIN


SHS-031 Norte SIN


SHS-032 Centro SIN




SHS-034 Sur-Oeste

SHS-036 Centro SIN


SHS-037 SIN

INTERPRETAR NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO

SHS-038 Centro SIN


120

SHS-039 Centro SIN


SHS-040 Norte SIN

INTERPRETAR NO PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO POCO PAGO UI (9338-9350), TI( 9604,5-9608,5)

SHS-042 Centro SIN


SHS-042B Sur PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO 8280,5-8288(7,5ft)

SHS-043 Sur SIN


SHS-044 Norte SIN

INTERPRETAR NO PROSPECTO NO PROSPECTO POCO PAGO NO PROSPECTO 9350-9352(2ft)

SHS-045 Sur SIN


SHS-045B Sur NO PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO 8908,5-8920(11,5ft)



SHS-047 Norte NO PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO 8923,5-8930(6,5ft)

SHS-048 Norte SIN


SHS-050 Norte SIN

INTERPRETAR PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO 9233-9246,5(13,5ft)

SHS-051 Norte SIN


SHS-054 Norte NO PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO 9049-9060(11ft)

SHS-055 Norte SIN


SHS-056 Norte SIN


SHS-057 Norte SIN

INTERPRETAR PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO


INTERPRETAR PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO 9112-9116(4ft)

SHS-059 Norte SIN


SHS-060 Norte SIN

INTERPRETAR PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO 8995-9023,5(28,5ft)

SHS-061 Norte SIN

INTERPRETAR PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO

SHS-063 Centro PROSPECTO POCO PAGO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO 8304,5-8317(12,5ft); 9012-9014(2ft);

SHS-064 Sur NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO

SHS-066 Sur-Oeste PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO 8255-8259(4ft); 8952-8956(4ft);

9191-9199(8ft)

SHS-067 Norte POCO PAGO NO PROSPECTO NO PROSPECTO POCO PAGO NO PROSPECTO BT (8220-8223,5), TS (9218-9222)

SHS-068 Norte SIN

INTERPRETAR PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO 9037,5-9042,5(5ft); 9056-9064(8ft)

SHS-069 Centro PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO SE PROBO BT (8353-8361,5 8,5ft)

SHS-070 Centro SIN

INTERPRETAR PROSPECTO POCO PAGO NO PROSPECTO NO PROSPECTO 9063-9095(32ft); 9115,5-9119(3,5ft)

SHS-072 Sur POCO PAGO POCO PAGO NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO TI (9311-9315,5 4,5ft), US (8985-

8989 3ft), BT (8292-8294 2ft)

SHS-073 Norte NO PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO 8963-8970(7ft); 9341-9366(25ft)

SHS-074 Norte POCO PAGO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO POCO PAGO BT (8304-8306,5 2,5ft), US (9012,5-9028,5 16ft) TI(9284,5-9286 1,5ft)

SHS-075 Norte PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO 8239-8252,5(13,5ft); 9221,5-

9225,5(4ft)

SHS-076 Sur PROSPECTO NO PROSPECTO POCO PAGO NO PROSPECTO NO PROSPECTO BT (8388,5-8400,5,12ft) UI(9161-

9164,5 3,5ft)

SHS-077 Centro NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO

SHS-078 Norte SIN

INTERPRETAR POCO PAGO NO PROSPECTO POCO PAGO POCO PAGO

TI (9274-9278 4ft) TS (9250-9253 3ft) US(8992-8998,5 6,5ft)

SHS-079 Sur-Oeste POCO PAGO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO 8275-8278(3ft); 8980-8988(8ft)

SHS-080 Sur SIN


SHS-081 Norte SIN


SIN INTERPRETAR

SHS-082 Norte SIN


SHS-085 Centro POCO PAGO PROSPECTO PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO 8996-9007(11ft); 9084,5-

9094,5(10ft); 9299,5-9308(8,5ft)

SHS-086 Centro POCO PAGO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO BT (8325,5-8329,5)

121

SHS-087 Centro PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO 8277,5-8290(12,5ft); 8971,5-

8980,5(9ft); 9318,5-9323(4,5ft)

SHS-089 Sur NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO

SHS-091 Sur-Oeste NO PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO 8842-8847,5(5,5ft); 8893,5-

8901,5(8ft); 9154,5-9161,5(7ft)

SHS-092 Sur NO PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO US (8861,5-8867 6,5ft)

SHS-093 Sur POCO PAGO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO 8170-8172(2ft)

SHS-094 Norte PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO BT (8342-8349 7ft), US (9027-9053

26ft), UI(9436-9462 26ft, 9474-9484 10ft)


INTERPRETAR POCO PAGO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO

9049-9051,5(2,5ft); 9143,5-9149(5,5ft); 9378-9385,5(7,5ft)


SHS-099 Sur-Oeste NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO

SHS-101 Norte NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO

SHS-105 Sur-Oeste POCO PAGO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO 8505,5-8508(2,5ft); 9281-

9286,5(5,5ft);


INTERPRETAR POCO PAGO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO US (9545-9552 7ft)

SHS-153 Centro SIN

INTERPRETAR NO PROSPECTO

SHS-179 Centro SIN

INTERPRETAR POCO PAGO POCO PAGO NO PROSPECTO NO PROSPECTO

US (9228-9232,5 4,5ft) UI (9270,5-9272,5 2ft, 9279,5-9285 6ft)

SHS-180 Norte SIN

INTERPRETAR NO PROSPECTO

SHS-185 Norte SIN

INTERPRETAR NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO POCO PAGO

UI (9570-9571,5, 9572,5-9574,5, 9578-9580, 9623-9634)

SHS-187 NO PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO 9812-9820,5(8,5ft); 10150,5-

10154,5(4ft)

SHS-203 NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO


SHS-222 Centro

SHS-228 Centro NO PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO 9375,5-9385,5(10ft)

SHS-257 NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO TI (9842-9852 10ft)

SHS-295 Centro NO PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO US (9288-9296,5 8,5ft)

SHSA-002 Sur NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO

SHSA-122 Sur NO PROSPECTO POCO PAGO POCO PAGO NO PROSPECTO NO PROSPECTO US (9294-9296 2ft,9302-9303,5

1,5ft) , UI(9378-9382 4ft, 9411-9412 1ft)

SHSA-163 Sur NO PROSPECTO POCO PAGO PROSPECTO NO PROSPECTO POCO PAGO 9071-9073,5(2,5ft); 9185,5-

9191,5(6ft); 9468,5-9472(3,5ft)

SHSA-183 Sur

SHSA-221 Sur NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO 9642-9646(4ft)

SHSA-290 Sur NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO

SHSB-003 Norte SIN

INTERPRETAR NO PROSPECTO NO PROSPECTO

SIN INTERPRETAR

SIN INTERPRETAR

SHSB-135 Norte NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO

SHSB-136 Norte SIN


SHSB-150 Norte SIN

INTERPRETAR PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO US (9651,5-9658,5 7ft)

SHSB-151 Norte SIN


SHSB-244 Norte NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO POCO PAGO NO PROSPECTO TS (9585,5-9586,5 1ft

SHSB-245 Norte NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO 9445-9449,5(4,5ft);

SHSB-246 Norte NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO

SHSC-053 Norte SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR

SHSC-206 Norte SIN


122

SHSC-208 Norte SIN

INTERPRETAR NO PROSPECTO NO PROSPECTO POCO PAGO PROSPECTO 9683,5-9686,5(3ft); 9689-9697(8ft)

SHSC-247 Norte SIN

INTERPRETAR POCO PAGO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO

UI (9440,5-9445)4,5ft, 9463,5-9469,5 6ft) US (9334-9335)

SHSC-250 Norte NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO 9704-9711,5(7,5ft)

SHSD-007 Sur SIN


SHSD-104 Sur SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR

SHSD-217 Sur SIN

INTERPRETAR POCO PAGO NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO

TI (9729-9734,5), US (9373,5-9375,5 ft)

SHSD-267 Sur SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR

SHSE-012 Centro SIN


SHSE-012B Centro SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR

SHSE-084 Centro POCO PAGO NO PROSPECTO NO PROSPECTO POCO PAGO NO PROSPECTO BT (8308-8310 2ft), TS (9299,5-

9300,5 1ft, 9304-9305 1ft)

SHSE-096H Centro SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR

SHSE-096HS1 Centro

SHSE-096HS2 Centro

SHSF-010 Centro SIN

INTERPRETAR PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO 9050-9057(7ft)

SHSF-010B Centro

SHSF-139 Centro SIN

INTERPRETAR POCO PAGO NO PROSPECTO POCO PAGO NO PROSPECTO 9322-9325,5(3,5ft); 9590-9593(3ft)

SHSF-140 Centro POCO PAGO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO

TI (9671,5-9675,5 5ft) US (9294-9302,5 8,5ft, 9279,5-9280,5 1ft, 9337,5-9338,5 1ft), BT (8599,5-8601,5 2ft, 8604-8605,5 1,5ft)

SHSF-141 Centro NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO 9742-9746,5(4,5)

SHSF-191 Centro SIN

INTERPRETAR NO PROSPECTO NO PROSPECTO POCO PAGO NO PROSPECTO TS (10032-10034,5 2,5ft

SHSG-013 Centro

SHSG-118 Centro NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO 9668-9701(33ft)

SHSG-159 Centro SIN

INTERPRETAR POCO PAGO POCO PAGO

SIN INTERPRETAR

SIN INTERPRETAR

US (9617,5-9618,5 1ft), UI (9688,5-9689,5 1ft, 9704,5-9706 1,5ft)

SHSG-160 Centro PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO 8766-8771(5ft)

SHSG-161 Norte

SHSG-189 Norte SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR

SHSH-015 Norte SIN

INTERPRETAR PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO US (8947-8952 5ft,8964,5-89683,5)

SHSH-015B Norte SIN

INTERPRETAR PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO

9116,5-9124(7,5ft); 9373,5-9386,5(13ft)

SHSH-154 Norte SIN


SHSH-155 Norte SIN

INTERPRETAR PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO PROSPECTO

9284,5-9296(11,5ft); 9568-9573(5ft); 9614-9623(9ft)

SHSH-201 Norte SIN

INTERPRETAR NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO

TS (9449-9451 2ft, 9958,5-9963,5 5ft, 9968-9970,5 1,5ft)

SHSH-202 Centro SIN

INTERPRETAR NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO 10062-10068,5(6,5ft)

SHSH-238 Centro SIN


SHSI-017 Centro SIN

INTERPRETAR POCO PAGO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO 9093-9097(4ft)

SHSI-119 Centro

SHSI-133 Centro NO PROSPECTO PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO 9492,5-9504(11,5ft); 9589,5-

9593,5(4ft)

SHSI-134 Centro NO PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO POCO PAGO US (9490-9497,5 7,5ft,9506,5-9507,5

1ft, 9535-9536 1ft), TI (9854,5-9857,5 3ft,9885-9886,5 1,5ft)

SHSI-162 Centro PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO 9310-9314(4ft); 10102,5-

10116(13,5ft)

SHSI-164 Centro

123

SHSI-256 Norte SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO 9785,5-9790(4,5ft); 9797-9801(4ft)

SHSI-272 Norte SIN

INTERPRETAR NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO

TI (9967-9970,5 3,5ft, 9976-9982 6ft,9984,5-9985,5)

SHSJ-071 Norte SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR

SHSJ-146 Norte SIN

INTERPRETAR NO PROSPECTO NO PROSPECTO POCO PAGO NO PROSPECTO TS (9485,5-9488)

SHSJ-149 Centro NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO

SHSK-021 Centro SIN

INTERPRETAR POCO PAGO NO PROSPECTO POCO PAGO NO PROSPECTO 8854,5-8858(3,5ft); 9140-9143(3ft)

SHSK-106 Sur NO PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO POCO PAGO PROSPECTO US (9323-9329,5 6,5ft) TS (9654,5-9658,5 4ft) TI (9661,5-9670,5 9ft,

9704,5-9711 6,5ft, 9725-9742 17ft)

SHSL-022 Sur SIN

INTERPRETAR PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO 9014,5-9030,5(16ft)

SHSL-022B Sur SIN

INTERPRETAR SIN


SHSL-184 Sur

SHSL-220 Sur POCO PAGO POCO PAGO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO 8578-8580(2ft); 9320-9322(2ft)

SHSL-225 Sur SIN

INTERPRETAR POCO PAGO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO

US (9389-9391 22ft, 9425,5-9427,5 2ft, 9445-9446 1ft)

SHSL-226 Sur SIN

INTERPRETAR NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO 9860-9890(30ft)

SHSM-026 Sur-Oeste NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO

SHSM-127 Sur-Oeste NO PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO 9542,5-9549(6,5ft)

SHSM-129 Sur-Oeste NO PROSPECTO PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO

US (9430,5-9434,5 4ft,9446,5-9447,5 1ft, 9449,5-9450,5 1ft, 9457-9459 2ft, 9467,5-9470 2,5ft) UI (9506-

9508 2ft,9529,5-9559,5 30ft)

SHSM-137 Sur-Oeste PROSPECTO POCO PAGO NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO 9351-9381(30ft); 10184,5-

10187,5(3ft); 10494-10500(6ft)

SHSM-212 Sur-Oeste SIN

INTERPRETAR POCO PAGO NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO

TI (10311,5-10312,5 1ft, 10317,5-10319 1,5ft,10344,5-10413 69,5ft) US (9995-9997 2ft, 10008,5-10012

3,5ft)

SHSN-029 Sur PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO 8359-8363(4ft); 9180-9186(6ft)

SHSN-124 Sur SIN

INTERPRETAR POCO PAGO NO PROSPECTO NO PROSPECTO POCO PAGO

US (9515,5-9516,5 1ft, 9528,5-9533,5 5ft, 9555,5-9557,5 2ft), TI (9885,5-9887 1,5ft,9902,5-9904,5

2ft)

SHSN-125 Sur SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR

SHSN-130 Sur NO PROSPECTO POCO PAGO NO PROSPECTO NO PROSPECTO POCO PAGO

TI (9511,5-9512,5 1ft), US (9147-9148,5 1,5ft,9164-9168,5

4,5ft,9207,5-9209,5 2ft,9210,5-9211,5 1ft, 9213-9214 1ft

SHSN-172 Sur PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO 8805-8809,5(4,5ft); 9580-

9584,5(4,5ft); 9865-9872(7ft)

SHSN-216 Sur SIN

INTERPRETAR POCO PAGO POCO PAGO NO PROSPECTO NO PROSPECTO

US (9738,5-9742,5 4ft, 9761-9762 1ft,9799-9780 1ft) UI (9816-9818 2ft)

SHSN-224 Sur POCO PAGO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO 9233-9236(3ft); 10341-10345(4ft)

SHSO-035 Sur-Oeste

SHSO-128 Sur-Oeste PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO 9072,5-9086,5(14ft); 9797-9803(6ft);

10218-10235,5(17,5ft)

SHSO-131 Sur-Oeste PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO PROSPECTO

BT (8788,5-8807 19ft,8809,5-8827,5 18ft); US (9523,5-9528 4,5ft, 9558-9560,5 2,5ft) TS (9856,5-9862,5 6ft) TI(9869,5-9871,5 2ft,9878,5-9889

20,5ft, 9894-9934,5 40ft)

SHSO-132 Sur-Oeste PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO POCO PAGO NO PROSPECTO 8821-8837(16ft); 9607-9613(6ft);

9897,5-9900,5(3ft)

124

SHSO-168 Sur-Oeste

SHSO-175 Sur-Oeste SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR

SHSO-175S1 Sur-Oeste POCO PAGO POCO PAGO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO BT (9031-9032 1ft) US (9731-9732

1ft, 9755-9756 1ft)

SHSO-181 Sur-Oeste SIN

INTERPRETAR POCO PAGO PROSPECTO PROSPECTO PROSPECTO

9688-9691(3ft); 9785-9789,5(4,5ft); 9996-10007(11ft); 10032,5-

10055,5(23ft)

SHSP-041 Sur-Oeste

SHSP-113 Sur-Oeste SIN

INTERPRETAR PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO

10297-10306(9ft); 10624-10641(17ft)


INTERPRETAR PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO PROSPECTO


INTERPRETAR PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO

9813-9821,5(8,5ft); 9849-9855,5(6,5ft); TI

SHSR-049 Norte SIN


SHSR-108 Norte NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO

SHSS-052 Norte PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO

SHSS-052B Norte NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO

SHSS-107 Norte

SHSS-111 Norte PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO 8851-8863(12ft); 9574,5-9582(7,5ft)

SHST-062B Norte SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR

SHST-062B Norte

SHST-098 Norte POCO PAGO PROSPECTO NO PROSPECTO POCO PAGO NO PROSPECTO

BT (8720-8724 4ft), US (9369,5-9370,5 1ft, 9386,5-9398 11,5,

9418,5-9419,5 1ft, 9432-9434 ft) TS (9670-9672 ft)

SHST-109 Norte NO PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO POCO PAGO NO PROSPECTO 10064-10070(6ft); 10354-

10356,5(2,5ft)

SHST-116 Norte SIN


SHST-196 Norte SIN

INTERPRETAR NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO 10059,5-10066,5(7ft)

SHST-233 Norte SIN

INTERPRETAR POCO PAGO PROSPECTO POCO PAGO NO PROSPECTO

US (9274-9279,5 3,5) UI (9335-9342,5 7,5ft, 9358,5-9363,5 5ft,

9366-9369 3ft, 9392,5-9406 13,5ft,9409-9411 3ft, 9413-9420 7ft)

SHST-234 Norte SIN

INTERPRETAR NO PROSPECTO NO PROSPECTO POCO PAGO NO PROSPECTO 9649-9652,5(3,5ft)

SHST-235 Norte SIN

INTERPRETAR NO PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO

UI (9857-9858 1ft, 9884,5-9889,5 5ft, 9921-9936,5 15,5)

SHST-261 Norte NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO 9587,5-9601(13,5ft)

SHSU-065 Centro NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO

SHSU-083 Centro SIN

INTERPRETAR SIN


SHSV-090 Centro SIN


SHSV-102H Centro SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR SIN

INTERPRETAR

SHSV-110 Centro SIN


SHSV-190 Centro NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO 10152-10159,5(7,5ft)

SHSV-192 Centro SIN

INTERPRETAR POCO PAGO NO PROSPECTO PROSPECTO PROSPECTO

US (10230,5-10232,5 2ft), TS (10527-10534 7ft), TI (10579,5-10583,5 4ft, 10620,5-10623,5 3,5ft, 10627-10631

4ft)

SHSV-292 Centro SIN

INTERPRETAR NO PROSPECTO PROSPECTO POCO PAGO POCO PAGO

10034-10039(5ft); 10235,5-10237,5(2ft); 10312,5-10316(3,5ft)

SHSW-088 Norte NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO TI (9336,5-9345 8,5ft)

SHSW-199 Norte NO PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO 9242,5-9247(4,5ft); 9509-9513(4ft)

SHSW-205 Norte NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO

125

SHSX-123 Norte NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO

SHSX-123S1 Norte SIN

INTERPRETAR NO PROSPECTO NO PROSPECTO POCO PAGO NO PROSPECTO

TS (9594,5-9598,5 4ft, 9603-9605 2ft)

SHSX-211 Norte SIN

INTERPRETAR NO PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO 9790-9800(10ft);

SHSY-004BI Norte

SHSY-145 Norte PROSPECTO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO 8986-8992(6ft); 9646-9653(7ft);

SHSY-209 Norte SIN


TI (10670,5-10672 1,5ft,10680-10681 1ft, 10683,5-10690 6,5ft,

10691-10695 4ft)

SHSY-210 Norte NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO

SHSZ-138 Sur-Oeste SIN


TI (10001,5-10008 7,5ft, 10010-10013 3ft, 10042,5-10043,5 1ft,

10045-10049 4ft)

SHSZ-165 Sur-Oeste PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO 9063-9069(6ft); 10149-10159(10ft)



TI (10689,5-10693,5 4ft, 10705-10734,5 29,5ft, 10771-10779 8ft)


INTERPRETAR NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO 10120-10146(26ft)



TI (9847,5-9853,5 6ft, 9873-9874,5 1,5ft, 9879-9885 6ft, 9912,5-9925

12,5ft)

SHSZ-174 Sur-Oeste PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO NO PROSPECTO PROSPECTO 9221-9231(10ft); 10336-10421(85ft)


INTERPRETAR NO PROSPECTO NO PROSPECTO POCO PAGO PROSPECTO

TS (9914,5-9918 3,5ft) TI (9928,5-9934,5 6ft, 9953-9955 2ft, 9965,5-

9973,5 8ft, 9976,5-9993,5 17ft)



TI (10231-10233,5 2,5ft, 10241,5-10243 1,5ft,10248-10254,5 6,5ft,

10269-10285 16ft)

126

ANEXO E. Mapa estructural Zona Norte del campo Shushufindi.

La zona norte cuenta consta de 84 pozos ubicados a lo largo del anticlinal, los PAD´s que

se encuentran dentro de esta zona son: B-C-H-J-R-S-T-W-X-Y.

127

ANEXO F. Mapa estructural Zona Centro del campo Shushufindi.


se encuentran dentro de esta zona son: E-F-G-I-K-U-V.

128

ANEXO G. Mapa estructural Zona Sur del campo Shushufindi.


se encuentran dentro de esta zona son: A-D-L-N.

129

ANEXO H. Mapa estructural Zona Sur-Oeste del campo Shushufindi.


se encuentran dentro de esta zona son: M-O-P-Z.

130

ANEXO I. Ejemplo de Historial de Workover.

SHUSHUFINIDI- 133D

HISTORIAL DE COMPLETACION Y PRUEBAS

Fecha de Completación: 01-feb-2011

• Toman registro CCL-CBL-CAST-GR desde 9025’ @ 8400’, se observa buen cemento

en zonas de interés.

• Bajan tubería 3-1/2 hasta 9876’ W/L recupera Std. Valve. Circulan y Sacan.

• Bajan conjunto TCP en tubería de 3-1/2 hasta 9872’ con CCL-GR correlacionan,

asientan packer a 9726’.Ok (Arena “Ti 9849’-9869”) 20’

• Desplazan bomba Jet (10-J) y evalúan arena “Ti” al tanque bota con elementos de

presión:

BFPD=1056, BPPD=581, BSW=45%°; THE=13; SAL=2000 ppmCl,

TREC=565BBLS.

• Se suspende operaciones a las 13:00HRS del 16 de Enero del 2011

EVALUAN SIN TORRE: BFPD=960, BPPD=499, BSW=48%°; THE=204;

SAL=9850ppmCl, TBR=7734, API= 30,7º.

Cierran pozo por 20Hrs para Buil Up de arena “Ti”. Recuperan elementos

Pws=2366,3 - Pwf=2203,7 psi.

• Controlan pozo, desarman cabezal y arman BOP, Ok

• Desasientan packer, sacan conjunto TCP en tubería clase B

• Bajan equipo BES, realizan prueba de rotación a 60Hz.

PRUEBA DE PRODUCCION

BFPD=1032, BSW=100%, Pintk=2117psi; Pdescarga=3790psi, Tintk=215ºF, Tm=222°F;

Frecuencia=54Hz, Amp=20-21-20A; Voltaje F/F=2016-2018-2010V, Voltaje F/T= 1172-

1162-1165V, TREC=1849BBLS.

WO # 1 (25-Abr-11) CAMBIO DE COMPLETACION POR COMUNICACIÓN

TBG-CSG

• Sacan equipo TD-1250: Giro del conjunto, ok., housing y uniones presenta una fina capa de

escala y químico cristalizado. Protectores y motor se observa arrastre (posiblemente debido

a desviacion del pozo), motor, sensor y cable eléctrica y mecánicamente ok.

• Bajan BHA de limpieza hasta 10015’. circulan, limpian, sacan.

131

• Bajan BES en tubería de 3 1/2" clase "B" con std. valve, hasta 5800’, presión cae 500 psi en

4 min., Sacan equipo bes, prueban con 3000 psi., presión cae 2000 psi en 3 min., se observa

picaduras en la base del No-go., bajan nuevamente equipo BES probando hasta 650'

continúa pérdida de presión, sacan BES.

• Bajan tubería SEC de 3 1/2" punta libre clase "B", circulan, limpian, sacan.

• Bajan BES TD-1250 (161 etapas), en tubería de 3 1/2" clase "B" con std. valve, midiendo

calibrando y probando con 3000 psi cada 20 paradas hasta 9381’.

• Realizan prueba de rotación de la BES con 60 Hz, ok.

• Realizan prueba de producción a la estación: arena "T inf"

BFPD=1395, BSW=100%, Pintk=1989psi; Pdescarga=3510psi, Tintk=220ºF, Tm=226°F;

Frecuencia=57Hz, Amp=21;

WO # 2 (09-MARZO-12) CAMBIO DE COMPLETACION POR COMUNICACIÓN

TBG-CSG

• Inicia operaciones a las 07:00 hrs del 23 de febrero 2012.

• Controlan pozo por la camisa de 3-1/2'' @ 9246' con fluido especial de control.

• Sacan tubería con equipo BES GE Oil & Gas TD1250 en TBG de 3-1/2". Desarman BES.

Giro de todo el conjunto normal. Protector superior: Primera cámara con agua, segunda con

aceite trabajado y presencia de químico pulverizado en el housing. Motor: giro suave,

eléctrica y mecánicamente ok, equipo en general no presenta escala ni corrosión.

• Bajan BES TE 1500 en 3-1/2'' TBG EUE clase ''A'.

• Realizan prueba de rotación y producción.

BFPH = 60, BFPD = 1440; BSW = 100%; Pc = 70 psi; T. PRUEBA= 6HRS

NOTA: DURANTE LA TERCERA HORA DE PRUEBA DE PRODUCCION SE

TIENE PERDIDA DE SEÑAL DE FONDO Y FASE A TIERRA DEL EQUIPO BES,

SE CHEQUEA EN QUICK CONECTOR Y SE DETERMINA QUE ES EN EL

FONDO.

• Desarman cabezal. G.E chequea empate bajo en tubing hanger, se detecta las 3 fases a

tierra, se decide sacar equipo.

• Sacan equipo BES TE en tbg de 3-1/2" clase ''a''. detectan las tres fases a tierra, se

observa golpe en el MLC. Motor eléctricamente ok. Bomba Giro normal y

eléctricamente Ok.

• Bajan BHA de limpieza, circulan A 10040’, sacan.

• Bajan equipo BES similar hasta 8556’, el equipo BES se encuentra con bajo aislamiento.

• Abren camisa, sacan equipo BES, se observa golpe en el MLC a la altura de la descarga

antes del empalme de cable de potencia, Bomba en buenas condiciones.

• Bajan equipo BES GE TE-1500 en 3-1/2'' TBG EUE clase ''A'', midiendo hasta 8408.

132

• Realizan prueba de producción de arena "TI" CON BES TE1500 Al tanque y a la

estación:

BFPD = 1608, BPPD = 322; BSW = 80%; Pc = 120 psi; FREC= 53 HZ, vol1985; amp=27;

pd=3163 PSI ; p.int=1535 PSI; tm=228 F T. PRUEBA=5 HRS (TK)+ 5 HRS(ESTAC)

salinidad=6200 ppm cl

• Finalizan operaciones a las 18:00 hrs del 09- marzo 2012.

WO # 3 (29-OCT-12) REPARACION DE EQUIPO ELECTRICO

• Inician operaciones el 21 de Octubre de 2012.

• SLB. controla pozo con fluido especial..

• Sacan equipo BES TE-1500 de G.E. en tubería de 3-1/2" EUE. (la mayoria de la tuberia

sale con corrosion interna, mayor corrosion @ 8311' en la union de tubo con NO-GO).

Desarman equipo BES, ok. Motor sale con Fase a Tierra.

• Bajan tubería punta libre de 3 1/2" EUE clase "A" hasta 8350´. circulación, Baker (BJ)

realizan Pickling con 15 bls de químicos. Sacan.

• Baja equipo BES TE-1500 en tubería de 3-1/2'' clase "A", midiendo hasta 8409', empates

cable AWG 1 con capilar @ 5180'.

• Desarman BOP, Arman cabezal, instalan conector scorpion sobre el cabezal.

• Realizan prueba de producción a "Ti" con equipo BES TE-1500::

VFF= 2031, 2031, 2027; AMP= 33, 33, 34; Frec: 55.3 Hz; Tm=265 °F; Tint=219 °F

BFPD=1536; BPPD=154; BSWf=90%; TR=768; PC=125 psi, PINT= 1404 psi,

PDESC= 3096 psi, THE= 14 hrs.

• Finalizan operaciones el 29 de Octubre de 2012.

WO # 4 (28-JUL-2013) CAMBIO DE COMPLETACIÓN POR POSIBLE

COMUNICACIÓN TBG- CSG.

• Inicia operaciones el 16 de julio del 2013.

• Controlan pozo con fluido especial.'.

• Sacan equipo bes TE-1500 en 3 1/2" tubería EUE.. Giro de todo el conjunto OK. Motor

mecánica y eléctricamente. Ok. Tubo sobre NO-GO sale con 3 caliches .

• Baja BHA de limpieza en 3 1/2" tubería EUE para csg de 7" y 9-5/8", midiendo hasta

10015', circulan con fluido tratado. Sacan.

• Bajan BES SN2600 en 3 1/2" EUE clase "B" midiendo hasta 8408'. Instalan 263

protectores cannon y 267 mid joint.

• Realiza prueba de producción de arena "Ti" con equipo BES SN 2600: BFPD = 888;

133

BSWf = 100%; PC= 30 psi, PINT= 1410 psi, PD=3382 THE=6 hrs. VFF= 1436, 1425,

1428; VFT = 825, 840, 827 AMP= 41, 37, 29; Frec: 48 Hz; Tm=239°F; Tint=210°F.

• Finalizan operaciones el 28 de julio del 2013

WO-05

(03-ENE-2014) CAMBIO DE COMPLETACIÓN POR POSIBLE COMUNICACIÓN

TBG- CSG.

• Inician operaciones el 28-dic-2013.

• Sacan equipo BES DN2150, en 3-1/2" tubería EUE, clase "B". Presenta corrosión en

hilos de conexiones. Desarma BES: Giro de todo el conjunto. Ok. Motor mecánica y

eléctricamente. ok.

• Arma BHA de limpieza para casing 7" y 9-5/8" + baja En 3-1/2" tubería EUE, clase "B",

hasta 1600'. Sacan.

• Bajan BES DN2150 (147 + 103 etapas), en 3-1/2" EUE tubería, clase "A", instala

protectores cannon y bandas.

• Realizan prueba de rotación de Equipo BES DN-2150.

• Realizando Prueba de Producción de la arena “Ti” con BES a la Estación.

VOLTAJE F-F: 1898/1900/1890 VOLTAJE F-T: 1082/1111/1085

AMPERAJE: 55/49/51; PI=1779 PSI; Ti=219.9°F, Tm=251.2° F; FR=57Hz

Pc=150 PSI; BFPH= 98 BFPD= 2352 BSW= 100% TR=588 BLS

• Finaliza operaciones a las 20h00 del 3 de enero del 2014.

WO-06 (03-ENE-2014) CAMBIO DE COMPLETACIÓN POR EQUIPO BES

DESPRENDIDO.

• Inicia operaciones con el RIG DYGOIL-30 en pozo SHSI-133D WO#06 el 26 de junio

del 2014.

• Controlan pozo con fluido de control de PAM @ 8.34 lpg. Pozo llena con: 260 bls.

• Sacan 281 tubos 3 ½” EUE, se queda en el pozo 25 tubos + equipo BES.

• Bajan BHA de pesca con Releasing, maniobran sarta y enganchan pescado con éxito,

sacan BHA de pesca + pescado (3-1/2" tubería y equipo BES DN-2150), desarman

Equipo BES DN-2150 (Bomba con giro duro del eje).

• Bajan BHA de limpieza combinado para CSG de 7" y 9-5/8” en tubería 2-7/8"IF Drill

pipe hasta 10025’. Circulan fluido de control especial. Sacan BHA de limpieza.

134

• Bajan equipo BES SN-2600 en 3 1/2” tubería TSH-BLUE clase "A" midiendo,

calibrando y probando con 3000PSI cada 40 tubos, hasta 9717 ft Profundidad Intake.

• Arman Cabezal de producción y se prueba hermeticidad con 2500 PSI /10 min. OK

• Realizan prueba de rotación de equipo BES SN-2600.

• Realizan prueba de producción arena ''TI'' con equipo BES SN-2600:

BFPD=1560, BSW= 100%, PC= 125 PSI, PI=1568 PSI, PD=3911 PSI, TI=219°F,

TM= 250°F, FF=1493-1540-1500, FT=867-864-865, AMP.=49, HZ= 50

• Finalizan Operaciones en el Pozo SHSI-133D WO#06 el 7 Julio 2014 A Las 23:00.

WO-07 (18-FEB-2015) CAMBIO DE COMPLETACION POR EQUIPO BES

ATASCADO

• Inicia operaciones en pozo Shushufindi-133D, el 18-Febrero-2015, a las 16H00

• Controlan pozo con fluido de control de PAM @ 8.34 lpg. en reversa a través de 3-1/2”

camisa de circulación, con 650 psi en bomba de lodos @ 3.5 bpm, con retorno a la

estación central.

• Saca equipo BES reda SN-2600 en 3-1/2” tubería TSH BLUE, retirando 3 mid joint 3/8”

por tubo, y capilar externo 3/8”, tubería no evidencia de corrosión. Desarma BES:

bomba SN-2600 con giro semi duro, housing con arrastre; separador de gas ok;

protectores superior e inferior ok; motor con giro de eje suave.

• Bajan BHA de limpieza para CSG de 7" y 9-5/8” en drill pipe de 3 ½” hasta 10024 ft.

Circulan en reversa para limpieza de pozo con fluido especial 8.3 lpg de Cía. Mi-

Swaco.Se recupera 20 lbs de limalla en el magneto y una banda ¾” en el scraper. Sacan

BHA de limpieza.

• Bajan equipo BES Reda SN-2600 en 3 ½” TSH BLUE clase B midiendo, calibrando y

probando con 3000psi cada 40 tubos hasta 9740 ft profundidad del Intake.

• Desarman BOP.Arman Cabezal de producción y se prueba hermeticidad con 3000 PSI.

OK

• Realizan prueba de rotación de equipo BES Reda SN-2600 al tanque de lodos del rig.

• Realizan prueba de producción arena ''TI'' con equipo BES Reda SN-2600:

PI =1785 PSI; PD = 4079PSI; P.Cab.:125 PSI; TI = 219°F; TM = 240 °F;

CORRIENTE: 52/59/56; VOLTAJE F-F: 1489/1481/1490; F-T: 861/855/853 53 HZ

BFHP: 75; BFPD:1800; BSW: 100%; TIEMPO: 6 Hrs; Recp:450Bl

• Finaliza operaciones en pozo Shushufindi-133D, 27-Febrero-2015, a las 06H00

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