1. UNIVERSIDAD AUTONOMA
¨GABRIEL RENE MORENO¨
FACULTAD INTEGRAL DEL CHACO

3. INTRODUCCION
El Campo Tía Juana (tierra) está ubicado entre las
ciudades de Cabimas y Lagunillas en la parte
septentrional de la Costa Oriental del Lago Maracaibo
(VENEZUELA). Se encuentra dividido en dos campos:
Tía Juana Principal y Tía Juana Este en los cuales se
reparten áreas para 18 proyectos térmicos (17 de
inyección alterna de vapor y uno de inyección continua
de vapor). Desde el punto de vista del yacimiento, el
campo es una acumulación de petróleo pesado (POES
mayor de 11000 MMbn), que cubre una superficie de más
de 39000 acres, donde se han perforado cerca de 27000
pozos de los cuales más de 1800 pozos todavía se
encuentran activos.

4. Campo: TIA JUANA
INTRODUCCIÓN
UBICACIÓN GEOGRÁFICA:

5. Campo: TIA JUANA
GEOLOGÍA
a) ESTRUCTURA

6. Campo: TIA JUANA
GEOLOGÍA
B) ESTRATIGRAFÍA
La secuencia estratigráfica del Post-Eoceno en el campo Tía
Juana está constituida de base a tope por la Formación La Rosa
del Mioceno, que yace discordantemente sobre la formación
Misoa de edad Eoceno, a continuación se encuentra la
Formación Lagunillas del Mioceno subdividida en cuatro
miembros (Lagunillas inferior, el más productor, Ojeda el mas
lutítico, Laguna y Bachaquero) y, por último la Formación La
Puerta de edad Mioplioceno. Los contactos entre estas tres
principales formaciones son concordantes. La Formación La
Rosa (70 pies de espesor) está constituida por lutitas laminares
de color gris verdoso, que se presentan en intercalaciones de
capas de areniscas de poco espesor. La Formación Lagunillas
(1260 pies de espesor) contiene lutitas, arcillas y arenas con
algunas capas de lignito. La Formación La Puerta es una
secuencia de arcillas blancas y grises, arenas arcillosas y arenas
grises.

7. Campo: TIA JUANA
PROPIEDADES PETROFISICAS

8. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

9. RESERVAS ESTIMADAS
AL 31/12/1996

10. Campo: TIA JUANA
COMPORTAMIENTO DEL YAC. HASTA EL
31/12/1996
a) HISTORIA DE PRODUCCION, INYECCION Y PRESION
Se han realizado 18 proyectos
térmicos, (7 IAV en el campo Tía
Juana principal, uno de los
cuales es el de las Áreas
Periféricas que bordean el
campo y 11 en Tía Juana Este,
incluyendo el proyecto de IVC,
M-6). Se inyectaron 34,1 millones
de toneladas de vapor en 2266
pozos y se recuperaron 1775
MMbn de petróleo, estimándose
que 1039 MMbn son adicionales
a lo que se hubiera podido
producir por agotamiento
natural. Se inyectaron
aproximadamente 4675
toneladas de vapor por ciclo.

11. Campo: TIA JUANA
COMPORTAMIENTO DEL YAC. HASTA EL
31/12/1996
B) MECANISMOS DE PRODUCCION
Los principales mecanismos de
producción que activan los yacimientos
de la formación Lagunillas del campo
Tía Juana son el empuje por gas en
solución y la compactación. Este
fenómeno es de especial relevancia en
los yacimientos constituidos por arenas
no consolidadas, como las de Tía Juana
y otros campos de la Costa del distrito
Bolívar. La compactación se debe a la
disminución de la presión de los fluidos
en el yacimiento por la producción de
los mismos, incrementando a su vez la
presión ejercida sobre el por los
estratos supra yacentes.

13. Campo: LAGUNILLAS
INTRODUCCION
El yacimiento Lagunillas (lago) Inferior-07 (LL-07) está
ubicado en la Costa Oriental del Lago Maracaibo, frente
a la población de Lagunillas y al norte de Bachaquero
(VENEZUELA). Comenzó su vida productiva en mayo de
1926 y en él se han completado 960 pozos a una
profundidad de aproximadamente de 4200 piés. Cubre
una extensión de unos 31000 acres y su POES es de 3830
MMbn de crudo pesado. A partir de 1984. Se le ha
inyectado agua del Patio de Tanques de Lagunillas con la
finalidad de incrementar el recobro del petróleo
manteniendo la presión y eliminando el drenaje de las
aguas efluentes hacia el Lago de Maracaibo.

14. Campo: LAGUNILLAS
INTRODUCCIÓN
UBICACIÓN GEOGRÁFICA:

15. Campo: LAGUNILLAS
GEOLOGÍA
a) ESTRUCTURA

16. Campo: LAGUNILLAS
GEOLOGÍA
B) ESTRATIGRAFÍA
El yacimiento LL-07 está constituido
por los Miembros Laguna y Lagunilla
Inferior de la Formación Lagunilla y
los Miembros La Rosa y Santa Bárbara
de la Formación La Rosa, de edad
Mioceno. Infra yace
concordantemente al Miembro
Bachaquero, también de la
Formación Lagunillas y supra yace
discordantemente a las formaciones
del Pos-Eoceno. El miembro más
importante es el Lagunillas Inferior,
que contiene el 89% del POES. Este,
a su vez, ha sido dividido en tres
capas: LL-A, LL-B y LL-C. (El Miembro
Laguna fue subdividido en cuatro
lentes desde La A hasta La D y a la
Formación La Rosa, en LRA y LRB)

17. Para definir las propiedades petrofísicas del campo LL-07,
se han utilizado datos provenientes de unos 800 pozos, de los cuales solo
31 tienen los registros de porosidad.
Por otra parte existen pocas muestras de núcleos.
Se ha escogido una resistividad de 12 ohm-m como punto de corte para
estimar el espesor de arena neta petrolífera (ANP). A continuación se
muestranlos rangos de espesor, porosidad, y saturación para las capas
que conforman el miembro Lagunillas Inferior.
Campo: LAGUNILLAS
PROPIEDADES PETROFISICAS

18. Campo: LAGUNILLAS
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

19. Campo: LAGUNILLAS
RESERVAS ESTIMADAS
AL 31/12/1996
SE TIENEN LOS SIGUIENTES RESULTADOS:

20. Campo: LAGUNILLAS
COMPORTAMIENTO DEL YAC. HASTA EL
31/12/1996
a) HISTORIA DE PRODUCCION, INYECCION Y PRESION
El yacimiento LL-07 inicio su vida productiva en mayo de 1926 y hasta
diciembre de 1996 había producido 1512 MMbn de petróleo pesado de
18°API, 179 MMbls de agua y 863 MMMpc de gas. En el yacimiento se
completaron 960 pozos, de los cuales 284 son actualmente productivos
mediante bombeo mecánico a una tasa promedio (a diciembre de
1996) de 34,250 bppd con una RGP de 850 pcn/bn. La tasa de
declinación anual era de 7,2% hasta 1979 fecha en la cual se
completaron mas pozos en el yacimiento, con lo cual se incremento la
producción hasta 1984. En febrero se inicio el proyecto de inyección de
aguas efluentes en el flanco sur. La producción siguió declinando a una
tasa de 1.8% anual. Desde 1991 la producción se mantuvo constante por
encima de los 30000 bppd. Se inyectaron aguas efluentes provenientes
del patio de tanques de Lagunillas mediante 10 pozos inyectores
principalmente en los lentes: LL-A, LL-B, LL-C, a una taza de 90 y 110
bapd, con un acumulado de 446 Bbls de agua. Se observo que el agua
inyectada en el LL-C, que se encontraba anegado estaba invadiendo el
lente LL-B por comunicación vertical.

21. Campo: LAGUNILLAS
COMPORTAMIENTO DEL YAC. HASTA EL
31/12/1996
a) HISTORIA DE PRODUCCION, INYECCION Y PRESION

22. Campo: TIA JUANA
COMPORTAMIENTO DEL YAC. HASTA EL
31/12/1996
La presión original del yacimiento igual a la de saturación era de
1785 lpca y declino a una tasa de agotamiento de 0, 67
lpca/MMbn. En 1984, cuando alcanzo la presión de 780 lpca,
después de acumular 1400MMbn de petróleo, se inicio la
inyección de agua. A raíz de ello la presión actual del yacimiento
se incremento hasta alcanzar los 911 lpca en la actualidad, lo cual
indica el proyecto positivo del efecto de recuperación secundaria
(entre 1000 y 1400 lpca observado en las zonas no drenadas, entre
600 y 800 lpca en las zonas de producción y entre 900 y 1200 lpca
en la zona cercana a los inyectores). El remplazo acumulado de
fluidos es de 78%. En seis pozos se está probando con éxito la
inyección alternada de vapor, otra técnica de recuperación que
permitirá recuperar las cuantiosas reservas remanentes de
petróleo pesado que existen.

23. COMPORTAMIENTO DEL YAC. HASTA EL
31/12/1996
B) MECANISMOS DE PRODUCCION
El mecanismo de producción preponderante en el yacimiento
Lagunillas Inferior-07 es la compactación de las rocas sobre
todo en la parte centro-oriental. Asimismo el empuje
hidráulico a contribuido en forma muy importante y en
menor cuantía el empuje por gas en solución.
Finalmente la inyección de aguas efluentes ha sido exitosa en
el mantenimiento de la presión en el yacimiento, y , por lo
tanto debe considerarse como otro mecanismo de
producción.

24. CONCLUSIONES:
•La inyección alterna de vapor, y la inyección de vapor en
ciclos consiguieron un incremento en la producción
debido a la reducción de la viscosidad, adicionalmente la
eficiencia de levantamiento se incrementa.
•En campos petroleros de crudo pesado, donde el costo
del diluente sea una parte considerable del costo de
producción, se puede mantener la producción reduciendo
la inyección del mismo, sin embargo es recomendable
efectuar primeramente un análisis económico, que permita
justificar la instalación de un equipo de calentamiento, ya
sea directo o indirecto.
•Se incrementa el tiempo de vida de los pozos productores
mediante la recuperación terciaria.

25. Campos: TIA JUANA y LAGUNILLAS
(VENEZUELA)
GRACIAS