Este documento presenta los resultados de un modelo de simulación de un yacimiento petrolífero (C-3) en el Bloque VI. El modelo logró reproducir con éxito la presión y producción histórica a través de múltiples sensibilidades. El plan de explotación óptimo involucra inyección alternada de agua y gas, reparación de pozos, y perforación nueva. Esto generaría mayores reservas y un valor presente neto positivo. Las conclusiones recomiendan ampliar el alcance del modelo y realizar más pruebas de

1. REALIZADO POR:
ALCALA ULISE
MODELO DE SIMULACIÓN
YACIMIENTO C-3, ÁREA MEDIA
CENTRAL BLOQUE VI.

2. UBICACIÓN DEL ÁREA EN ESTUDIO
El Bloque VI, Campo Lamar se encuentra ubicado en la parte
Sur-Central del Lago de Maracaibo, aproximadamente a 100 Km.
Al Sur de la ciudad de Maracaibo. Se extiende sobre una
superficie de 18162 Acres (73.5Km).
Debido a la distribución de los
fluidos en los Yacimientos:
 Graben LRF-25
 Área Central Norte
 Estructura en Flor
 Área Central Sur
 Graben LRF-19
 Área Este
 Área LRF-23
 Área Central Media

3. ESTRUCTURA
El bloque está limitado por fallas normales de rumbo paralelo a la
estructura con declive hacia el norte y salto vertical de 400 pies(falla
LRF- al sur) y 300 pies (falla LRF-45 al norte).

4. SEDIMENTOLOGIA
 Areniscas delgadas arcillosas y lenticulares .
 Espesores varían de 4 a 35 pies.
 Tienen un alto porcentaje de facie de ambientes progradantes.

5. ANÁLISIS DEL YACIMIENTO
Se seleccionó el yacimiento C-3,
LRF20 con el objeto es construir un
modelo del yacimiento que permita
reproducir el comportamiento de la
presión y la producción de los fluidos,
así como lograr definir si los dos
yacimientos presentes en el área de
estudio están conectados
hidráulicamente, con la finalidad de
lograr drenar las reservas remanentes
de manera rentable.

6. CÁLCULO DE POES
Gráfico F/Et Vs We/Et
POES fue de 97.4 MMBLS

7. INICIALIZACIÓN
Una vez que se tienen todos los datos del modelo validados,
se procede a exportarlos para ser cargados en OFFICE, donde
se efectúa el proceso de inicialización del modelo de
simulación y su principal objetivo es determinar los
volúmenes iniciales de hidrocarburos en el yacimiento.
Una vez inicializado el modelo se procedió a efectuar el cotejo
histórico de la presión y producción de fluidos, para lo cual se
efectuaron una serie de sensibilidades, utilizando los controles
RESV, ORAT y LRATE, lográndose el mejor cotejo con el control
LRATE.

8. COTEJO HISTÓRICO
Para lograr el cotejo de presión y el cotejo
global de la producción de fluidos, se realizaron
sensibilidades variando:
 Permeabilidades verticales.
 Tamaño de los acuíferos.
 La profundidad de los CAP en las diferentes
regiones.
 Transmisibilidad de la falla D.
 Tablas de permeabilidades relativas y presiones
capilares.
Obteniéndose el mejor resultado
con los CAP ubicados en
 región 1 @ 12300’
 región 2 @ 12480’
 región 3 @ 12555’
 región 4 @ 12750’
Considerando la falla D sellante y la
tabla de permeabilidad relativa y
presión capilar

9. PLAN DE EXPLOTACIÓN
Se efectuaron alrededor de 50
sensibilidades de predicción,
variando la tasa de inyección de
agua, la inyección de solución de
polímeros variando la
concentración, incluyendo actividad
de reparación, actividad de
perforación vertical y horizontal, así
como el proyecto de inyección
alternada de agua y gas (AGA).

10. De estos casos de predicción
analizados, tenemos que con el
proyecto de
inyección alternada agua -gas -agua
(AGA) con la actividad de reparación de
5 pozos + actividad de perforación de 4
pozos verticales y la perforación de 2
pozos horizontales, es el caso que
presenta mayor beneficio, ya que se
obtiene una ganancia de 17.52 MMBNP
con respecto a la producción
acumulada actual, con una diferencia
superior a los 10 MM BNP con respecto
a los demás casos estudiados.

11. EVALUACIONES ECONÓMICAS
Escenario de precios.
Horizonte económico de 20 años.
Financiamiento propio de los proyectos.
Año base 2002 (período cero).
Tasa de descuento del 10%.
Flujo de caja en dólares.
No se incluirá el valor de salvamento de los activos.
Se considerando las siguientes premisas utilizando el MAEP.

12. EVALUACIONES ECONÓMICAS
Se puede observar que los
casos de inyección de agua,
inyección de
agua + perforación vertical y
horizontal, así
como los casos de inyección
de agua más
polímeros presentan un VPN
negativo, razón
por la cual son descartados.

13. EVALUACIONES ECONÓMICAS

14. CONCLUSIONES
 En el caso de inyección alternada de Agua-Gas-Agua se obtienen los mayores
acumulados de producción de petróleo y de factor de recobro en comparación a
los otros casos.
 El cotejo global de producción que se le realizo a cada pozo usando el control
LRATE fue razonable.
 El yacimiento C-3 LRF-20 tiene una presión inicial de 5300 Lpca con una presión
de burbujeo de 1440 Lpca, demostrando así que el yacimiento se encontraba
inicialmente sub-saturado.
 De acuerdo con las medidas de producción y las pruebas efectuadas al fluido, el
yacimiento presenta un crudo de 31ºAPI.

15. RECOMENDACIONES
 Aumentar el numero de pozos cotejados, de manera que se
puedan tener mayor perspectiva al momento de seleccionar los
casos de mejor predicción.
 Aplicar al caso base mas reparaciones de pozo, de manera que
se pueda obtener mejor valor presente neto.
 Realizar nuevas pruebas de validación PVT a los pozos a
través del balance de masa, la prueba de la desigualdad.