Campo Yarigui-Cantagallo

Universidad de América
Campo Yarigui-Cantagallo
29 de Noviembre 2022
Diosemel Castro Toloza
Gustavo Adolfo Garcia
Fusthel David Manyoma
Juan Camilo Núñez

Contenido
• Generalidades
Localización
Columna estratigráfica
Estructura del campo
Sistema petrolero
• Historia de producción
• Distribución de pozos
• Mecanismos de producción
Método de Buckley-leverett
Método de dykstra-parson
• Conclusiones
Título de la presentación.

Generalidades del campo
Yarigui-cantagallo

LOCALIZACIÓN
Se localiza en la sección Noroccidental de la
Cuenca Valle Medio del Magdalena en el
bloque 2218 Magdalena Medio. .
Se encuentra a una distancia
aproximadamente de 20 kilómetros al
noroeste de Barrancabermeja y a 290
kilómetros al noreste de Bogotá D.C.
Fuente: https://geovisor.anh.gov.co/ [Citado 24 de junio 2017] [En línea]. Modificado por el autor.

COLUMNA
ESTRATIGRÁFICA

Estructura del campo.
Fuente: ROCHA, Jorge; JULIO Juliette. Determinación de la continuidad de la arena B3 en la caracterización petrofísica de la
formación Mugrosa mediante registros durante la perforación (LWD) de pozos horizontales en el campo Yariguí. 2016. p. 37.

Sistema petrolífero.
Roca reservorio
 CRETÁCEO:
Formación Los santos,
Formación Rosablanca,
Formación Tablazo Y
Formación La Luna.
 CENOZOICO:
La Paz hasta
Mugrosa-Colorada.
Trampa
 Trampa de tipo Estructural.
 Estructura monoclinal fallado.
 Falla Cantagallo.

Roca sello
 Unidades terciarias
 Unidades arcillosas del Cretácico.
 Formación Mugrosa en el campo.
Fuente: ROCHA, Jorge; JULIO Juliette. Determinación de la continuidad de la arena B3 en la caracterización petrofísica de la
formación Mugrosa mediante registros durante la perforación (LWD) de pozos horizontales en el campo Yariguí. 2016. p. 37.
Roca generadora
 Formación La Luna.
 TOC 1 - 6 %.
 Kerógeno tipo II.
 Materia orgánica son de origen fluvial y
continental.

Migración
 Migración lateral por areniscas del Eoceno.
 Migración vertical por fallas en contacto con La
Luna.
 En el campo La Falla Cantagallo y fallas
secundarias.

Los primeros estudios geofísicos desarrollados en el
Campo iniciaron entre los años 1940 y 1941,
posteriormente se llevaron a cabo las primeras
perforaciones en el campo, los pozos Cimitarra 1 y
Cimitarra 2, a los cuales se les cambió a los nombres
Cantagallo N. 1 y Cantagallo N. 2 respectivamente; en el
primero se identificaron manifestaciones de aceite y gas,
y para la fortuna del Campo el segundo es atribuido
como el pozo descubridor por su producción de 286
barriles de petróleo de 20.1 API.

Gas en solution Empuje Hidraulico Segregacion Gravitacional
MECANISMOS DE PRODUCCION

La producción del Campo Yariguí-Cantagallo inició en el año 1.942 y hasta la
fecha acumula 75 años de producción.
Tiempo de producción y número de pozos

Viscosidad de petróleo, cP 20
Viscosidad de agua, cP 0,47
Gravedad API, ºAPI 21
Saturación Actual de Petróleo, fracción 0,425
Factor Volumétrico petróleo, Boi (BY/BN) 1,08
Saturación Actual de Agua, fracción 0,513
Saturación Actual de Gas, fracción 0,062
Saturación de Agua Irreducible, fracción 0,513
Saturación de Petróleo Residual, fracción 0,23
Área productiva, Acres 272
Espesor productor, ft 420
Permeabilidad promedio Yacimiento, MD 136
Temperatura promedio Yacimiento, ºF 140
Porosidad, % 20%
OOIP, MMBls 76,2782
Ángulo de Buzamiento 45
Tasa de Inyección (BPD) 15248
INTERVALO PRODUCTOR
INFORMACIÓN
GENERAL DEL
INTERVALO
PRODUCTOR

Sw Kro Krw Fw
0,513 1 0 0
0,52585 0,87830914 1,0802E-05 0,00046266
0,5387 0,76609969 0,00014235 0,00705425
0,55155 0,6630923 0,00064329 0,0361882
0,5644 0,56900076 0,00187576 0,11381648
0,57725 0,48353149 0,00430211 0,25716631
0,5901 0,4063828 0,00847688 0,44510394
0,60295 0,33724414 0,01504105 0,62587148
0,6158 0,27579522 0,0247177 0,76352619
0,62865 0,22170486 0,03830853 0,85461305
0,6415 0,17462972 0,0566909 0,91108148
0,65435 0,13421271 0,08081541 0,94545087
0,6672 0,10008098 0,11170372 0,96648871
0,68005 0,07184337 0,1504467 0,97955895
0,6929 0,04908711 0,19820275 0,98779536
0,70575 0,03137332 0,25619631 0,9930163
0,7186 0,01823062 0,32571647 0,99629198
0,73145 0,00914555 0,40811576 0,99827153
0,7443 0,00354688 0,50480902 0,99936853
0,75715 0,00077579 0,61727229 0,99986844
0,77 0 0,74704191 1
𝑓𝑤 =
1 − 4,8799 ∗ 10−4
∗
𝐾𝑜(𝑚𝐷) ∗ 𝐴(𝑓𝑡2)
𝜇𝑜(𝑐𝑝) ∗ 𝑞𝑡(𝐵𝑃𝐷)
∗ ∆𝛾 ∗ 𝑆𝑒𝑛(𝜃)
1 +
𝐾𝑟𝑜(𝑚𝐷) ∗ 𝜇𝑤(𝑐𝑝)
𝐾𝑟𝑤(𝑚𝐷) ∗ 𝜇𝑜(𝑐𝑝)

CURVA DE PERMEABILIDAD RELATIVA

CURVA DE FLUJO FRACCIONAL

Antes de la ruptura
𝑁𝑝 =
𝐴𝑥ϕ(𝑆𝑤𝑝 − 𝑆𝑤𝑖)
𝛽𝑜
𝑊𝑖 = 𝑞𝑡 ∗ 𝑡
𝑅𝐴𝑃 =
𝑓𝑤𝑓 ∗ 𝛽𝑜
(1 − 𝑓𝑤𝑓)𝛽𝑤
X t dFw/dSw Np Fr qo qw RAP Wi Wp
0 0 7,874 0 0,0000 14119 0 0 0 0
1147 4033 7,874 56940871 0,0996 14119 0 0 61496141 0
1721 6050 7,874 85411307 0,1494 14119 0 0 92244212 0
2295 8066 7,874 113881743 0,1992 14119 0 0 122992282 0
RUPTURA 3442 12099 7,874 170822614 0,2988 3388 11588 3,42 184488423 0
ANTES DE RUPTURA
ANTES DE
RUPTURA
𝑡 =
𝑄𝑖 ∗ 𝑉𝑝
𝑞𝑡
𝑞𝑜 =
𝑞𝑡(1 − 𝑓𝑤𝑓)
𝛽𝑜
𝑞𝑤 =
𝑞𝑡 ∗ 𝑓𝑤𝑓
𝛽𝑤
𝑄𝑖 =
𝜕𝑓𝑤
𝜕𝑆𝑤
−1
𝜕𝑓𝑤
𝜕𝑆𝑤
=
1 − 𝑓𝑤𝑖
𝑆𝑤𝑝 − 𝑆𝑤𝑖

Después de la ruptura
Swf' fwf' Swp'
0,615 0,760 0,648
0,629 0,860 0,650
0,643 0,925 0,664
0,657 0,955 0,682
0,671 0,970 0,692
0,685 0,980 0,714
0,700 0,987 0,726
0,714 0,992 0,734
0,728 0,994 0,754
0,742 0,996 0,760
0,756 0,998 0,765
0,770 1,000 0,770
∆𝑆𝑤 =
𝑆𝑤𝑚𝑎𝑥 − 𝑆𝑤𝑓′
𝑛 − 1
Swf’
Fwf’

𝑁𝑝 =
𝐴𝐿ϕ(𝑆𝑤𝑝′ − 𝑆𝑤𝑖)
𝛽𝑜
𝑡 =
𝑄𝑖 ∗ 𝑉𝑝
𝑞𝑡
𝑄𝑖 =
𝜕𝑓𝑤𝑓′
𝜕𝑆𝑤′
−1
𝑊𝑖 = 𝑞𝑡 ∗ 𝑡
𝑅𝐴𝑃 =
𝑓𝑤𝑓′ ∗ 𝛽𝑜
(1 − 𝑓𝑤𝑓′)𝛽𝑤
𝑞𝑜 =
𝑞𝑡(1 − 𝑓𝑤𝑓′)
𝛽𝑜
𝑞𝑤 =
𝑞𝑡 ∗ 𝑓𝑤𝑓′
𝛽𝑤
𝜕𝑓𝑤
𝜕𝑆𝑤
=
1 − 𝑓𝑤𝑓′
𝑆𝑤𝑝′ − 𝑆𝑤𝑓′
𝑊
𝑝 =
𝑊𝑖 − 𝑁𝑝 ∗ 𝛽𝑜
𝛽𝑤
Swf' fwf' Swp' dFw/dSw t Np Fr qo qw RAP Wi Wp Wo
0,615 0,760 0,648 7,273 13.100 181.583.094 0,318 3.388 11.588 3,42 199.741.403 3.631.662 196.109.741
0,629 0,860 0,650 6,696 14.229 184.273.213 0,322 1.977 13.113 6,63 216.956.423 17.941.353 199.015.071
0,643 0,925 0,664 3,603 26.444 203.104.053 0,355 1.059 14.104 13,32 403.224.518 183.872.141 219.352.377
0,657 0,955 0,682 1,820 52.350 227.315.132 0,398 635 14.562 22,92 798.231.943 552.731.600 245.500.343
0,671 0,970 0,692 1,454 65.534 240.765.731 0,421 424 14.791 34,92 999.257.266 739.230.276 260.026.990
0,685 0,980 0,714 0,701 135.975 270.357.050 0,473 282 14.943 52,92 2.073.348.777 1.781.363.163 291.985.614
0,700 0,987 0,726 0,491 193.869 286.497.770 0,501 184 15.050 82,00 2.956.121.971 2.646.704.379 309.417.591
0,714 0,992 0,734 0,393 242.503 297.258.249 0,520 113 15.126 133,92 3.697.692.087 3.376.653.178 321.038.909
0,728 0,994 0,754 0,228 417.164 324.159.449 0,567 85 15.157 178,92 6.360.910.793 6.010.818.588 350.092.204
0,742 0,996 0,760 0,220 433.042 332.229.808 0,581 56 15.187 268,92 6.603.021.584 6.244.213.391 358.808.193
0,756 0,998 0,765 0,220 433.042 338.955.108 0,593 28 15.218 538,92 6.603.021.584 6.236.950.068 366.071.517
0,770 1,000 0,770 0,000 - 345.680.408 0,605 - 15.248 - - - 373.334.840
DESPUÉS DELA RUPTURA

# h Perm (md) %>q
1 10 275 0
2 20 250 5
3 20 244 10
4 17 212 15
5 16 195 20
6 14 193 25
7 12 180 30
8 15 170 35
9 3 168 40
10 20 159 45
11 12 138 50
12 13 134 55
13 5 124 60
14 13 105 65
15 7 102 70
16 10 91 75
17 2 85 80
18 20 82 85
19 6 77 90
20 5 50 95

𝑉 =
𝐾50% − 𝐾84,1%
𝐾50%
𝑉 =
142𝑚𝐷 − 78𝑚𝐷
142𝑚𝐷
𝑉 = 0,4507
Debido a que el valor del Coeficiente está
entre el rango 0,25-0,5 se afirma que se trata
de un yacimiento medianamente
heterogéneo.

M C
20 0,2
31,79 0,172
50 0,13
M C
20 0,43
31,79 0,3671
50 0,27

M C
20 0,73
31,79 0,659
50 0,55
M C
20 0,89
31,79 0,858
50 0,81

𝑁𝑝 =
7758∅𝐴ℎ𝐶 𝑆𝑜𝑖 − 𝑆𝑜𝑟 𝐸𝐴
𝛽𝑂
RAP C Np
1 0,1720 2.119.272
5 0,3670 4.521.935
25 0,6590 8.119.769
100 0,8580 10.571.718
𝐸𝐴 = 0,54602036 +
0,03170817
𝑀
+
0,30222997
𝑒𝑀
− 0,00509693 ∗ 𝑀
𝐸𝐴 = 0,385
Se extrapola a RAP=0, Npr= 1’400.000

RAP C Np Wp Wo Wi t qo qw
1 0,1720 2.119.272 359.636 2.288.814 13.638.246 894 7.331 7.331
5 0,3670 4.521.935 7.567.625 4.883.690 23.441.112 1.537 2.508 12.539
25 0,6590 8.119.769 61.535.135 8.769.351 81.294.283 5.331 585 14.617
100 0,8580 10.571.718 214.781.918 11.417.455 237.189.169 15.555 151 15.085
𝑊𝑝1 =
𝑁𝑝1 − 𝑁𝑝𝑟 ∗ 𝑅𝐴𝑃1
2
𝑊𝑝2 = 𝑊𝑝1 +
𝑁𝑝2 − 𝑁𝑝1 ∗ (𝑅𝐴𝑃2 + 𝑅𝐴𝑃1)
2
𝑊𝑝3 = 𝑊𝑝2 +
2
𝑊𝑝4 = 𝑊𝑝3 +
2
𝑊𝑖 = 𝑊𝑓 + 𝑊
𝑜 + 𝑊
𝑝 𝑊𝑓 = 7758∅𝐴ℎ(𝑆𝑔𝑖 − 𝑆𝑔𝑟)
𝑊𝑂 = 𝑁𝑝 ∗ 𝛽𝑜 𝑡 =
𝑊𝑖
𝑞𝑡
𝑞𝑜 =
𝑞𝑡
𝛽𝑜 + 𝑅𝐴𝑃 𝑞𝑤 = 𝑞𝑡 − 𝛽𝑜 ∗ 𝑞𝑜

1. Durante el estudio del campo, se determinó el valor del coeficiente V para poder analizar que tipo de
heterogeneidad presenta el yacimiento, según la escala el valor se encuentra entre 0,25 y 0,5 lo cual
representa un yacimiento medianamente heterogéneo.
2. Teniendo en cuenta que cada uno de los métodos presenta diferentes consideraciones que pueden
alejarse un poco a la realidad, estos presentan cierto grado de incertidumbre, sin embargo, es posible
realizar una predicción teórica de lo que resultaría de una inyección de agua, la cual para el caso en
estudio, sería beneficiosa.
3. Al aplicar los métodos de inyección, se obtuvieron resultados sorprendentes sobre el proyecto de
inyección de agua, los cuales nos ayudaron a comprender como es el funcionamiento de estos
métodos. Como puede ser su análisis y como estos se aplican específicamente a los datos que tenemos
y a lo que buscamos como objetivo principal de nuestro proyecto.

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