ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA

“MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE”

BOLIVIA

TRABAJO DE GRADO

“ESTIMACIÓN DEL POTENCIAL PRODUCTIVO DE LA

FORMACIÓN LOS MONOS EN LA ESTRUCTURA

SARARENDA”

DAVID FERNANDO PEREIRA BANEGAS

SANTA CRUZ – 2012

ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA

“MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE”

BOLIVIA

PERFIL DE TRABAJO DE GRADO

“ESTIMACIÓN DEL POTENCIAL PRODUCTIVO DE LA FORMACIÓN LOS

MONOS EN LA ESTRUCTURA SARARENDA”

DAVID FERNANDO PEREIRA BANEGAS

MODALIDAD DE PROYECTO DE

GRADO, REQUISITO PARA OPTAR

AL TÍTULO DE LICENCIATURA EN

INGENIERÍA PETROLERA

TUTOR: ING. LUIS SALAZAR C.

ÍNDICE DE FIGURAS

Pág.

FIGURA 1.1. Fuente de hidrocarburos…………….……………………... 2

FIGURA 5.1. Triángulo de los recursos de Gas y Petróleo…………… 7

FIGURA 6.2. Ubicación en la estructura del Prospecto SRR-X1…….. 8

FIGURA 7.2.3. Poros intercomunicados……………………………………. 13

ÍNDICE DE CUADROS

Pág.

CUADRO 4.3. Objetivos y Acciones…………………………………………. 5

CUADRO 7.1. Contenido de la fundamentación teórica………………….. 9

1. INTRODUCCIÓN

En la actualidad a nivel mundial existe un crecimiento sostenido de la demanda

energética, consecuentemente para cubrir la creciente demanda, los países

poseedores de reservas de hidrocarburos, vienen desarrollando actividades

exploratorias y de explotación principalmente en reservorios convencionales. Para

equilibrar la ecuación demanda/producción, las altas tasas de producción vienen

ocasionando la declinación acelerada de los yacimientos convencionales en actual

producción.

Las lutitas (ricas en contenido orgánico) consideradas rocas madres, constituyen

una fuente importante de generación y almacenamiento de hidrocarburos, pero

cuyas características petrofísicas, no permiten el flujo de fluidos por la casi

inexistente conectividad de los poros (baja permeabilidad). A estos tipos de

reservorios que almacenan gas en este tipo de rocas, se denomina yacimientos no

convencionales, debido a que contienen un gran volumen de recursos importantes;

este aspecto ha impulsado el desarrollo de nuevas tecnologías para la explotación

de estos recursos por grandes compañías a nivel mundial.

A diferencia de los yacimientos convencionales, estas formaciones no pueden

producir tasas económicas de flujo, a su vez, los mismos no podrán ser producidos

rentablemente, sin aplicárseles previamente técnicas y tratamientos para estimular

su producción, (Perforación Dirigida y Fracturamiento Hidráulico).

Fig.1.1. Fuentes de HidrocarburosFuente: U.S. Energy information Administration, 2009

1.2 ANTECEDENTES

Su conocimiento data de mediados de la década de 1980, gracias a unos estudios

geológicos que cayeron en manos de George P. Mitchell, un productor

independiente americano que transportaba gas desde Texas a Chicago, que en su

afán de intentar lograr salvar sus reservas de gas se vio forzado a invertir en lo que

aquellos estudios decían: se podía extraer gas de entre los yacimientos de lutitas.

Con una fe ciega por salvar su campo de explotación de gas, montó una formación

geológica llamada Bernett Shale, cerca de Dallas, TX. En aquel laboratorio se

corroboró lo que los estudios decían: se podía extraer gas de entre las formaciones

lutiticas del subsuelo. Pero no fue hasta mediados de los años ’90 cuando la

tecnología permitió la extracción de dicho combustible, con lo que hoy en día se

conoce como Fracturación Hidráulica. Ahora bien, con ella apareció la controversia

acerca del impacto ecológico que podía provocar, controversia que siempre

acompaña a un nuevo descubrimiento.

La aparición del shale gas (gas de lutitas), cambió la percepción energética del

mundo y rápidamente llamó la atención de las grandes cadenas energéticas, que

ante la noticia que promueve el fin del petróleo dentro de unos 40 años (hace 50 ya

se decía lo mismo) vieron aquí una oportunidad de oro para compensar este

“pesimismo” energético que venía asolando el globo. A partir de aquí, se

empezaron a hacer estudios geológicos para hallar subsuelo de esquisto.

Casualmente le tocó a EEUU, que con lo que ya tiene y lo que puede conseguir del

gas en las lutitas, está previsto que en unos 20 años vista, pase a ser el segundo

mayor exportador de gas del mundo, por detrás de Rusia.

Mientras se cree que la base del shale gas es grande y extensa, el recurso todavía

no se ha cuantificado a nivel nacional para la mayoría de los países. Los estudios

más reconocidos (IGU 2003, VNIIGAS 2007, USGS 2008, BGR 2009) muestran un

inventario global de aproximadamente 16,110 tcf o 456 tcm de los recursos de

shale gas comparado con 187 tcm de gas convencional. Se asume que casi el 40%

de estos recursos serían económicamente recuperables. Los Estados Unidos y los

países CIS (Comunidad de Estados Independientes) cuentan con más del 60% del

total estimado. Las estimaciones europeas del recurso, por una parte, no son muy

alentadoras aproximadamente del 7% de los recursos globales estimados, y China

y la India en apenas alcanzan el 2% cada uno.

Se debe enfatizar que hoy éstas son las mejores estimaciones disponibles y

pueden cambiar significativamente cuando se realicen evaluaciones más

apropiadas. Los Estados Unidos representan un ejemplo. En 2007, la base de

recurso de shale gas de los Estados Unidos (véase las definiciones en el extremo)

estaba estimada en 21.7 tcf, pero solamente un año más tarde fue revisado a 32.8

tcf. A finales de 2008, el shale gas explicó 13.4% de reservas probadas de gas

natural de los Estados Unidos, comparadas con 9.1% a finales de 2007.

Al ser la Serrania Sararenda una estructura conocida y en actual perforación, es

que se ha visto la conveniencia de realizar el estudio de la estimación del potencial

productivo de la Formacion Los Monos (roca madre), utilizando en un futuro

cercano la perforación horizontal y el Fracturamiento Hidráulico (Fracking) de la

misma.

De acuerdo a estudios geológicos, sísmicos y pozos preliminares se establece en

la secuencia estratigráfica, la existencia de un potente espesor de sedimentos

lutiticos de aproximadamente 1600 mts correspondiente a la Formacion Los Monos.

Estudios geoquímicos realizados en el área camiri-Guairuy, dan cuenta de la

existencia de generación y migración de los hidrocarburos, considerando como

roca madre a la formacion los monos con un contenido TOC de 1.0%. Este

elemento importante se ha considerado para encauzar del presente trabajo que

tiene como objetivo estimar el potencial productivo de la Formacion Los Monos

(LMS) que pudiese ser considerado por su gran potencia (espesor), como un

yacimiento no convencional.

1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.3.1 Identificación del Problema

Los valores del Contenido Total de Carbón (TOC, por sus siglas en ingles),

determinados, establecen que la Formación Los Monos es Roca Madre o Roca

Generadora de hidrocarburos, por consiguiente este aspecto se constituye en

motivo de estudio, para estimar los recursos potencialmente recuperables.

1.3.2 Formulación del Problema

De acuerdo al volumen de hidrocarburos contenido en la Formación LMS y sus

características petrofísicas deficiente se plantea la siguiente interrogante:

¿Cuál será el volumen recuperable de hidrocarburos en la Formación LMS y cuál

será el comportamiento de la producción?

1.4 OBJETIVOS

1.4.1 Objetivo General

Estimar el potencial productivo de las reservas recuperables de la Formación Los

Monos en la estructura Sararenda.

1.4.2 Objetivos Específicos

Caracterizar la información geológica de la estructura Sararenda.

Recopilar la información durante la etapa de perforación del pozo SRR-X1.

Determinar las reservas recuperables y el potencial productivo de la

Formacion Los Monos en la estructura Sararenda.

Evaluar Técnica – Económicamente el proyecto.

1.4.3 Acciones del Proyecto

Cuadro 1.1 Objetivos y Acciones

Objetivo Específico Acciones

1. Caracterizar la información geológica

de la estructura Sararenda.

1.1. Adquirir información de las

características geológicas, de la

estructurara Sararenda.

1.2. Obtener los datos del Contenido

Total de carbón (TOC).

2. Recopilar la información durante la

etapa de perforación del pozo SRR-

X1.

2.1. Examinar las unidades de gas

Total (UGT) de la formacion LMS,

detectados durante la perforación

del pozo SRR-X1.

2.2. Determinar la zona de interés a ser

evaluada (Fm. LMS).

3. Determinar las reservas recuperables

y el potencial productivo de la

Formacion Los Monos en la estructura.

3.1. Calcular el volumen de

hidrocarburos in situ.

3.2. Calcular el potencial productivo de

hidrocarburos de la Fm. LMS.

3.3. Elaborar una curva IPR.

4. Evaluación Técnica – Económica. 4.1. Realizar el análisis técnico –

económico.

4.2. Descripción de los costos que se

asignarían al aplicar nuevas

tecnologías para la extracción del

HC en la Formacion LMS.

Fuente: Proyecto de grado “EMI” Ing. M.Sc. Francisco Martínez Solaris, 2012.Elaboración: Propia

1.5 JUSTIFICACIÓN

1.5.1 Justificación técnica

Realizar el estudio de las formaciones lutiticas, hasta hace una década atrás, no se

hubiera considerado viable, pero gracias a la combinación adecuada de

tecnologías y precios internacionales elevados para los hidrocarburos en los

últimos años, se desarrolló la opción de explorar y explotar este tipo de yacimientos

considerados no convencionales.

Las rocas sedimentarias con gran contenido de materia orgánica compactadas,

hasta formar capas rocosas casi impermeables (entre 0,01 y 0,1 md), antes eran

consideradas improductivas, debido a que el hidrocarburo no podía ser expulsado

de la misma al pozo y de esta a la superficie; se recurrió entonces a la fracturación

hidráulica masiva, técnica que permitió fracturar la roca y conectar los poros

secundarios para liberar el hidrocarburo almacenado en estos yacimientos.

Fig. 1.2. Triangulo de los recursos de gas y petróleo

Fuente: SPE, Argentina Petroleum Section, 2010

1.5.2 Justificación Económica

La realización de este tipo de estudio a realizar, permite encontrar nuevas

posibilidades u otras alternativas de desarrollo en los campos, que a su vez

permitan incrementar las reservas de gas natural de lutita, atraer inversiones y

aplicar nuevas tecnologías, de manera tal que se pueda cumplir con los

compromisos de mercado externo e interno

1.6 ALCANCE

1.6.1 Alcance Temático

Área de Investigación: Ingeniería de Reservorios

Ingeniería de Producción.

Tema Especifico: Estimación del potencial productivo de la formación los

monos en la estructura Sararenda.

1.6.2 Alcance Geográfico

País: Bolivia

Departamento: Santa Cruz

Provincia: Cordillera

Estructura: Sararenda

Pozo: Exploratorio, SRR-X1

Formación de Estudio: “Los Monos”

1.6.3 Alcance temporal

La elaboración del proyecto tendrá una duración de nueve meses comprendidos

entre Febrero y Octubre del año 2012.

7. FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA

Fig. 1.3. Ubicación en la estructura del prospecto Sararenda-X1

Fuente: Prospecto SRR-X1, YPFB. Andina S.A. (2009)

7.1. Fundamentación teórica

Cuadro 7.1. : Contenido de la Fundamentación Teórica

Objetivo

Específico Acciones

Fundamentación

Teórica

1. Caracterizar la

información

geológica de la

estructura

Sararenda.

1.1. Adquirir información de las

características geológicas,

de la estructura

Sararenda.

1.2. Obtener los datos del

Contenido Total de

Carbón (TOC)

Principios

Geológicos.

Interpretación

de resultados

de análisis

geoquímicos.

2. Recopilar la

información

durante la etapa

de perforación del

pozo SRR-X1.

1.1. Examinar las unidades de

gas total (UGT) de la

Formación LMS, detectados

durante la perforación del

pozo SRR-X1.

1.2. Determinar la zona de

interés a ser evaluada.

Detecciones de

gas en superficie.

2. Analizar las

características

petrofísicas de la

Formacion LMS

2.1. Interpretar los registros de

pozo para determinar el tope

y base de la formacion LMS.

Registros de

pozos realizados.

4. Determinar las

reservas

recuperables y

el potencial

4.1. Calcular el volumen de

hidrocarburos in situ.

4.2. Calcular el potencial

productivo de hidrocarburos

Descripción del

método de cálculo.

Estimación de la

productivo de

la Formacion

Los Monos en

la estructura

Sararenda.

de la Fm. LMS.

4.3. Elaborar un perfil de

producción.

curva IPR.

5. Evaluación

Técnica –

Económica.

5.1. Realizar el análisis técnico –

económico,

5.2. Descripción de los costos que

se asignarían al aplicar

nuevas tecnologías para la

extracción del HC en la

Formación Los Monos.

Costos y

Presupuestos.

Flujo de caja.

7.2. Desarrollo de la Fundamentación Teórica

7.2.1. Aspectos Geológicos

La geología comprende el estudio de la composición, estructura, propiedades, y la

historia de conformación y composición física del planeta, los procesos por los que

se forma, y los cambios en la historia de la vida de la tierra. Una de las ramas de la

geología es la geología del petróleo, en la que se combinan diversos métodos o

técnicas exploratorias para seleccionar las mejores zonas para la búsqueda y

ubicación de hidrocarburos.

Fuente: Proyecto de Grado “EMI” Ing. M.Sc. Francisco Martínez Solaris

Elaboración: Propia

7.2.1.1. Condiciones Favorables para la formacion de yacimientos

convencionales.

Para que exista un yacimiento de petróleo o gas deben existir las siguientes

condiciones:

Cuenca sedimentaria.

Roca generadora o roca madre.

Migración.

Roca reservorio

Roca sello.

Trampa.

7.2.1.2. Rocas Sedimentarias

Las rocas sedimentarias son aquellas rocas formadas de sedimentos que

provienen de rocas preexistentes, sufren transporte, acumulación y diagénesis

hasta formarse la roca sedimentaria, derivan de productos provenientes de la

meteorización de rocas preexistentes (rocas antiguas).

7.2.1.3. Diagénesis.

Es el proceso de alteración biológica, física y química de los fragmentos orgánicos

debido al pronunciado efecto de la temperatura. Esto puede comenzar

inmediatamente después de la depositación y continúa durante el soterramiento.

Los principales cambios diageneticos tienden a reducir la porosidad y

permeabilidad de un sedimento, pero algunos, tal como la disolución, puede

incrementar la porosidad y/o permeabilidad.

7.2.1.4. Roca Madre

Roca sedimentaria con alto contenido de materia orgánica, que origina la formación

de petróleo y/o gas.

7.2.2. Reservorios No Convencionales

Estos yacimientos (roca, formacion) actúan a la vez como fuente y reservorio de los

hidrocarburos, no presentando trampas ni sellos, lo que le confiere generalmente

una distribución regional. Presentan muy baja permeabilidad, dificultando la

extracción del gas y haciendo necesaria la utilización de métodos no

convencionales tales como fracturación (fracing) y perforación

7.2.2.1. Que son las lutitas gasíferas?

Las lutitas gasíferas son rocas sedimentarias de grano fino, ricas en contenido

orgánico y capaz de generar y retener gas, el cual puede ser explotado a través de

métodos no convencionales.

7.2.3. Propiedades Petrofísicas de la roca.

7.2.3.1. Porosidad

Es una medida de los espacios vacíos contenidos en una roca, expresada como

fracción o porcentaje del volumen total de dicha roca.

∅=V b−VgV b

=VpVb

La porosidad de la roca puede clasificarse en:

∅= Porosidad

Vb= Volumen de roca (total)

Vg= Volumen de los granos

Vp= Volumen de los poros

Absoluta:

Efectiva:

Porosidad Primaria:

Porosidad secundaria:

7.2.3.2. Permeabilidad

Es la capacidad o habilidad que tiene el medio poroso, para permitir el flujo de

fluidos.

7.2.3.3. Saturación de agua

Es una fracción o porcentaje del volumen poral ocupado por un fluido (petróleo,

gas, agua).

Sw = Saturación de Agua

So = Saturación de Petróleo

Sg = Saturación de Gas

Fig. 7.2.3. : Poros interconectados

Fuente: E. Sagarnaga (2009)

SHC = Saturación de Hidrocarburos

7.3. Fracturamiento Hidráulico

El hecho que las formaciones porosas y permeables podrían fracturarse mediante

la inyección de fluidos, dio lugar al desarrollo de la técnica de Fracturamiento

hidráulico, la cual básicamente consiste en romper la formacion mediante fluidos

apropiados y luego rellenar esta fractura con un agente de sostén que en la mayor

parte de los casos consiste en arena de malla y grano redondeado.

El proceso consiste en mezclar productos químicos especiales para obtener un

fluido de Fracturamiento adecuado que se bombea dentro de la zona de interés a

un caudal y presión superior a la presión de fractura del reservorio.

7.4. Perforación Horizontal

Permite llegar a la zona donde se ubica el shale gas. Se realiza, inicialmente, una

perforación vertical hasta llegar al yacimiento, tras lo que el perforador gira

horizontalmente para introducirse y taladrar los pozos de shale..

7.5. Determinación del volumen in situ de hidrocarburos

En base a la información geológica y petrofísica que se obtenga de la perforación

del pozo SRR-X1, se aplicara métodos existentes para la determinación del

volumen de hidrocarburos in situ.

Se pretende utilizar el método volumétrico para determinar el volumen de los

recursos hidrocarburiferos contenidos en la formacion de estudio. (Formacion los

monos).

7.6. Evaluación del potencial productivo

El potencial productivo se evaluara utilizando los métodos aplicados para

reservorios convencionales, considerando además el efecto del Fracturamiento

hidráulico sobre la roca y la longitud de la trayectoria horizontal que presentaría el

pozo.

8. PROGRAMA DE ACTIVIDADES

PASO 1.- Adquirir información de las características geológicas de la

estructura Sararenda.

Solicitar información geológica del pozo SRR-X1 y de los campos Camiri y Guairuy,

a la empresa YPFB Andina

PASO 2.- Obtener los datos del Contenido Total de Carbon (TOC)

Solicitar los datos del TOC realizados en Bolivia por Wicaksono Prayitno en el año

2002, en el área del subandino sur.

PASO 3.- Examinar las unidades de gas total (UGT) de la formacion,

detectados durante la perforación del pozo SRR-X1.

De acuerdo a los datos que se recepcionan en la cabina de logging, se pretende

analizar UGT detectadas en superficie.

PASO 4.- Determinar la zona de interés a ser evaluada (Fm. LMS)

En función a las gradientes de presión estimadas durante la perforación se

determinara la ubicación de la arcilla (lutita), a ser evaluada.

PASO 5.- Interpretar los registros de pozo para determinar el tope y base de la

Formacion Los Monos.

De acuerdo a los registros de pozo que se tomaron, determinar las profundidades a

las que se encuentran el inicio y culminación de la Formación.

PASO 6.- Calcular el volumen de hidrocarburos in situ.

Aplicando el método volumétrico para estimación de reservas, se pretende calcular

el volumen de hidrocarburos que pudiese contener la Formación Los Monos.

PASO 7.- Calcular el potencial productivo de hidrocarburos de la Fm. LMS.

El potencial de hidrocarburos se lo estimara en función a las experiencias

realizadas en EE.UU. para la construcción de un pozo horizontal y las aperturas

que tomaran las fracturas inducidas en la formación. En consideración a estos

datos, los cálculos para la estimación del potencial se lo harán como si fuese un

reservorio convencional.

PASO 8.- Elaborar un perfil de producción.

Crear una curva IPR, donde se estime el comportamiento que pudiese tener el

pozo.

PASO 9.- Realizar el análisis Técnico – Económico

PASO 10.- Descripción de los que costos que se asignarían al aplicar nuevas

tecnologías para la extracción del HC.

9. TEMARIO TENTATIVO

CAPÍTULO I GENERALIDADES

1.1. INTRODUCCIÓN

1.2. ANTECEDENTES

1.3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.4. OBJETIVOS

1.5. JUSTIFICACIÓN

1.6. ALCANCE

CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO

2.1. ASPECTOS GEOLÓGICOS

2.2. PROPIEDADES PETROFISICAS DE LA FORMACIÓN LOS

MONOS

2.3. RESERVORIOS NO CONVENCIONALES

2.4. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

2.5. PERFORACIÓN HORIZONTAL

2.6. MÉTODOS DE CUANTIFICACIÓN DE RECURSOS

2.7. EVALUACIÓN DEL POTENCIAL PRODUCTIVO

CAPÍTULO III MARCO PRÁCTICO

3.1. DATOS GEOLÓGICOS DE LA ESTRUCTURA SARARENDA.

3.2. ANTECEDENTES DEL CAMPO GUARUY, CAMPO CAMIRI Y

DEL POZO SRR-X1

3.3. CÁLCULOS PARA DETERMINAR EL VOLUMEN DE

HIDROCARBUROS.

3.4. APLICACIÓN DE UNA PERFORACIÓN HORIZONTAL Y EL

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO.

3.5. EVALUACIÓN Y DETERMINACIÓN DEL POTENCIAL

PRODUCTIVO.

CAPÍTULO IV EVALUACIÓN

4.1. EVALUACIÓN TÉCNICA

4.2. EVALUACIÓN ECONÓMICA

CAPÍTULO V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. CONCLUSIONES

5.2. RECOMENDACIONES

GLOSARIO

BIBLIOGRAFÍA

ANEXOS

10. RONOGRAMA DE ACTIVIDADES

AÑO MESES

SEMANAS 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4Elaboracion del Perfil de Trabajo de GradoCorreccion de ObservacionesDefensa del PerfilACTIVIDADES DEL MARCO TEORICOAspectos GeologicosPropiedades Petrofisicas de la Fm LMSReservorios no convencionalesPerforacion HorizontalFracturamiento hidraulicoMetodos de Cuantificacion de RecursosEvaluacion del Potencial ProductivoDEFENSA DEL MARCO TEORICOACTIVIDADES DEL MARCO PRACTICODatos Geologicos de la estructura sararendaAntecedentes del Campo Guairuy y CamiriCalculos para determinar el volumen de HC.Aplicacion de un Perforacion Horizontal y el Fracturamiento HidraulicoEvaluacion y determinacion del potencial productivoDEFENSA DEL MARCO PRACTICOCorreccion de ObservacionesPresentacion del 1er BorradorDefensa del 1er BorradorDefensa Borrador Final ante tribunalDefensa Final del Trabajo de Grado

Noviembre2012

Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre

Fuente: Elaboración Propia