Fracturamiento hidraulico

INGEPET 2002 (EXPL-3-PL-152) OPTIMIZACION DE LOS FRACTURAMIENTOS HIDRAULICOS EN EL NOROESTE PERUANO
Persi N. Llamocca G, José O. Orellana C. Unipetro ABC S.A. Mauro Cataño O, Alberto Castro. BJ Services S.A. PERU

INTRODUCCION
En el Noroeste Peruano por lo general los yacimientos de petróleo tienen características geológicas muy complejas, desde el punto de vista estructural y estratigráfico,se tienen varias formaciones productivas, con un nivel actual de energía bajo de los reservorios, producto del alto grado de depletación (100 años de explotación) y por su condición de yacimientos maduros. El planteo de este trabajo, permite mostrar la dificultad en la eficiencia de la operación de fracturamiento hidráulico, nos muestra además, plantear cambios en el diseño de baleo-frac, la cualha permitido desarrollar o recuperar reservas de hidrocarburos dejadas en campos marginales.

Descripción de los Yacimientos de Talara
En la Lámina N°1 se muestra la columna estratigráfica generalizada de la Cuenca Talara, mostrando las variaciones de la zona Norte y de la zona Sur. Geológicamente el área participa del estilo tectónico complejo de la Cuenca Talara que se caracteriza por suintenso dislocamiento debido a la presencia de fallas Normales y fallas Inversas, que ha dado origen a un gran número de bloques mayores distribuidos en Altos y Bajos estructurales los cuales a su vez están formados por bloques menores de diferentes formas y tamaños, limitados por fallas menores que han sido controladas en los Yacimientos, cuando se han perforado un gran número de pozos. La secuenciaestratigráfica presente en el área está representada por Formaciones cuyas edades varían desde el Paleozoico (Fm. Amotape) hasta el reciente (Fm. Tablazo). Las Formaciones han sido reconocidas en el subsuelo mediante la interpretación de Registros eléctricos y por análisis de muestras de roca.

Descripción Geológica de los reservorios Lote-IX
Los principales Reservorios desarrollados en elLote IX son las Formaciones Pariñas Inferior, Mogollón y Palegreda. De todas éstas, la más explotada es la Fm. Pariñas Inferior. Esta Formación pertenece a la era Cenozoica, sistema Terciario y Serie Eoceno Inferior; sobreyace a la Formación Palegreda e infrayace en discordancia erosional a la Formación Lutitas Talara (Lámina N° 2). Litoestratigráficamente está definida por la presencia de areniscasarcósicas y areniscas limo arcillosas gris de grano fino a medio, subredondeada, de regular a buena selección, friables y ligeramente calcárea. Su grosor varía de pozo a pozo por efecto de la discordancia Pre-Talara, por fallamiento y adelgazamiento de los estratos. Electrográficamente se tiene en los perfiles de Rayos Gamma lecturas en promedio de 25 unidades API en areniscas y 50 unidades API enlutitas, el Potencial Espontáneo con deflecciones en las areniscas de 24 milivoltios en promedio, la Resistividad en areniscas petrolíferas de 15 a 30 ohmios-m. Estratigráficamente la Fm. Pariñas Inferior es correlacionable con el Miembro Peña Negra de la Fm. Ostrea del Norte de la Cuenca Talara y con la Fm. Río Bravo del Oeste de la Cuenca Talara. Esta formación se ha subdividido sobre la basede sus características litológicas, petrofísicas y electrográficas en cuatro (04) horizontes o cuerpos denominados: arenas A, B, C y D (Lámina N° 3). La roca madre para la generación de hidrocarburos y su posterior migración y entrampamiento en los reservorios de la Fm. Pariñas Inferior probablemente hayan sido de las formaciones Lutitas Palegreda y Lutitas Talara.

INGEPET 2002 (EXPL-3-PL-152)Completación de pozos

2

Desde el inicio de la explotación de la Cuenca Talara (1869) hasta aproximadamente el año 1965, la completación de los pozos se realizó con laina ranurada de 5², 5 1/2², 6 5/8² frente a las Formaciones productivas. En todos los pozos que se perforaban por objetivos profundos, se utilizaron forros intermedios de 9 5/8² y 6 5/8². Entre los años 1955 a 1960 los pozos...