Campo Boscan m2t2j

1.1.- Ubicación geográfica y descripción del campo El Campo Bóscán se encuentra ubicado 40 kilómetros al suroeste de Maracaibo con una extensión de 660 km2 (Figura 1).

Figura 1. Ubicación Geográfica del Campo Boscán. Fuente Intevep 1997. El campo es un monoclinal fallado con buzamiento suroeste de aproximadamente 2° de inclinación, con trampas estructurales y estratigráficas en la Formación Misoa de la Cuenca del Lago de Maracaibo (Edad Eoceno). Como se observa en la Figura 2 (mejor estudio estratigráfico en la sección 1.2.- Estratigrafía).

Figura 2. Modelo de trampa estructural /estratigréfica en Campo Boscán. Fuente: Gerencia de Yacimientos Petroboscán.

Los yacimientos existentes en este campo son el Yacimiento de Boscán Superior y el de Boscán Inferior, los cuales se formaron en una ambiente sedimentario depositacional fluvial – deltaico, como se observa en la figura 3 en el perfil eléctrico compuesto.

Figura 3. Perfil eléctrico compuesto Campo Boscán. Fuente Intevep, 1997. La porosidad promedio del espesor de arena neta petrolífera es de 22% y las permeabilidades varían en el rango de 10 – 5000 md. Los mecanismos de producción en el campo varían según el área de estudio, distinguiéndose el mecanismo de producción de gas en solución, empuje por acuífero, compactación y proyectos de recuperación secundaria mediante inyección de agua. Actualmente cuenta con una producción promedio de 112 MMBbls / día, con un corte de agua promedio de 39% manejadas en 30 Estaciones de flujo y dos plantas deshidratadoras.

1.2.- Descubrimiento del campo En 1946, la operadora Richmond, subsidiaria de Chevron, inicia sus actividades de perforación en la zona Norte del recién descubierto Campo Boscán con la perforación del pozo Zulia 7F-1 (Nombre actual: BN_0257), el cual produjo 730 Bbls de 10,5 o API; encontrando una sección de yacimiento muy cercana al límite de la Falla Boscán, (Almarza, R, 1997).

1.3.- Estratigrafía Dos pozos exploratorios alcanzaron las calizas cretácicas. El pozo B-215-1X (16.002’) perforado en 1982, alcanzó la formación Río Negro y 30 pies del basamento; encontrando una secuencia normal para el área de las formaciones del Cretáceo y el Paleoceno, como puede verse en la tabla de correlación.

Tabla 1. Correlación estratigráfca del campo Boscán. Intevep 1997.

Los sedimentos más antiguos de importancia comercial del campo fueron denominados Formación Misoa; y en cuya porción superior, se encuentran los Boscán Inferior y Boscán Superior. El Miembro Boscán Inferior, es objeto de la presente investigación. A continuación, se hace una breve descripción de las unidades presentes en el Campo Boscán FORMACIÓN MISOA (EOCENO MEDIO): Los sedimentos más antiguos de importancia comercial encontrados en Campo Boscán, fueron denominados de manera informal: Concepción Superior (Formación Misoa del Eoceno temprano a medio); el cual está constituido por areniscas de grano fino interestatificadas con lutitas carbonosas. En la parte más alta de la Formación Misoa, se encuentran dos constituidos por areniscas depositadas en canales deltáicos y barras litorales llamadas de manera informal: Miembro Boscán Superior y Miembro Boscán Inferior; los cuales alcanzan sus mayores espesores al Norte y Centro de Campo Boscán, 300 - 1200 pies (Almarza, R, 1997). Hacia el Norte y Noroeste, Las arenas del Miembro Boscán Superior desaparecen por truncamiento, mientras que las arenas del Miembro Boscán Inferior gradan a lutitas.; dando lugar a trampas estratigráficas. Una segunda discordancia de carácter local, ha sido definida en núcleos e interpretación sísmica, dentro del yacimiento. FORMACIÓN ICOTEA (OLIGOCENO): La Formación Icotea se depositó en forma discordante sobre la discordancia del Oligoceno / Eoceno, y está subdividida en cuatro , que de base a techo son: Icotea Inferior, Icotea Medio, Anhidrita e Icotea Superior. La Formación Icotea está presente en todo Campo Boscán y consiste en depósitos fluviales de origen continental, formando una secuencia de limolitas interestratificadas con arcilitas y en menor proporción con presencia de paquetes de areniscas, especialmente a nivel del Miembro Icotea Basal (Almarza, R, 1997). En algunos pozos perforados en el Campo, las arenas de Icotea Basal son petrolíferas. FORMACIÓN LA ROSA (MIOCENO TEMPRANO): La Formación La Rosa, yace discordante sobre la Formación Icotea y está constituida por una secuencia alternante de lutitas, limolitas y areniscas micáceas de tamaño de grano variado depositada en un ambiente marino transgresivo (Almarza, R, 1997).

FORMACIÓN LAGUNILLAS (MIOCENO MEDIO): La Formación Lagunillas, yace concordante sobre la Formación La Rosa. Está constituida por una alternancia de arcillitas, areniscas arcillosas, limolitas y la presencia de esporádicos niveles de lignito depositada en un ambiente continental. Hacia el tope, presenta un o transicional con la Formación La Villa (Almarza, R, 1997). FORMACIÓN LA VILLA (MIOCENO MEDIO - TARDÍO): Presenta un contracto transicional concordante hacia la base con la formación Lagunillas. Está constituida por una secuencia de arena, gravas y arcillas depositada en un ambiente continental (Almarza, R, 1997). 1.4.- Datos sintetizados de interés del campo

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Área 630 km2 Porosidad promedio 24% Espesor promedio de la arena 270 pies Permeabilidad promedio 470 md Gravedad api promedio 10.1 °api Profundidad – rango 4500-9600 pies Profundidad promedio (datum) 7650 pies Temperatura – rango 130-202 °f Temperatura promedio 170 °f Presión inicial al datum 3500 lpc Presion de burbujeo al datum 1140 lpc Relación gas petróleo inicial en solución 108 pcn/bn Viscosidad inicial del petroleo 344 Viscosidad del petroleo a condiciones de burbujeo 227 Factor volumétrico inicial de petroleo 1.08 by/bn Petroleo original en sitio 35.3 mmmbn Factor de recobro final en libro de reservas 7% Reservas iniciales 2471 mmbn Producción acumulada actual 1064 mmbn Factor de recobro actual 3%  Reservas remanentes oficiales 1500 mmbn

Desde el punto de vista de yacimiento, el campo es una acumulación de petróleo pesado (10.1 °API) que abarca desde los 4500 pies bajo el nivel del mar (pbnm) en su parte norte hasta los 9600 pbnm en su parte sur. La temperatura del yacimiento varía desde 130 °F en la parte más somera hasta los 202 °F en la parte más profunda, por lo cual la viscosidad del crudo a condiciones de yacimiento varía desde aproximadamente los 3000 centipoises () en el norte hasta aproximadamente 250 en el sur.

1.5.- Propuestas de Formulaciones 1.5.1.- Base Agua Atendiendo a la experiencia operacional en el área, y las concentraciones manejadas en laboratorio se propone la siguiente formulación para un lodo de 11lpg: Agente Agua Bactericida Viscosificante Bentonita Barita Controlador de Filtrado ) Dispersante Inhibidor de arcilla Lubricante y mejorador de ROP

Concentración Como sea requerido 0.25 – 0.50 lbs/bbl 8.0 – 12.0 lbs/bbl Como sea requerido 1.5 – 3.0 lbs/bbl 2 lbs/bbl 4.0 – 5.0 lbs/bbl 3% V/V

Esta densidad se sugiere para controlar la formación los primeros 8000’, y por la poca permeabilidad y porosidad un controlador de filtrado de concentración baja, si se hace importante el control de lutitas para el embolamiento, por lo que se añade inhibidor y lubricante. La formación es consolidad así que el contenido de sólidos será bajo. Se escoge barita como densificante por su bajo costo y baja gravedad del lodo. En adelante, los últimos 1000; del intervalo productor del Miembro Boscán se sugiere bajar la densidad a 9 lpg e incrementar el contenido de inhibidores y mejorar el control de filtrado para disminuir la invasión, así como mantener un ph mayor a 8,5 para garantizar

que las arenas carbonosas de Icotea no se disuelvan y al precipitar taponen la formación, aunque puede proponerse como técnica de estimulación a futuro. El costo aproximado por barril es aproximadamente de 72$ (según tablas de Mi Drilling Fluids ) tomando una concentración de barita y agua para preparar un barril con la densidad recomendada. La reformulación no implicaría una elevación sustantiva de los costos, más que las cantidades para corregir valores degradados en la circulación, y un volumen extra de agua.

1.5.2.- Base Aceite Es una propuesta adicional perforar toda la columna con lodo base aceite 100%, con menos degradación de los aditivos, aunque un poco más costoso, eliminaría la necesidad de reformular el lodo antes de llegar al estrato productor. Esta la formulación: Agente Aceite Mineral Emulsificante Pasivo Viscosificante (Arcilla organofílica) Controlador de Filtrado Agente Densificante (Carbonato de Calcio) Cal Controlador de Reología

Concentración Como sea requerido 3.0 – 5.0 lbs/bbl 8.0 – 14.0 lbs/bbl 8.0 – 14.0 lbs/bbl 38 – 76 lbs/bbl 4.0 – 6.0 lbs/bbl 0.25 – 0.5 lbs/bbl

En beneficio de la economía el lodo resulta ser más económico, aproximadamente 65$ por barril, según tablas de Mi Drilling Fluids. El costo adicional se incrementaría en función de los equipos en superficie para el manejo y disposición de los ripios y el lodo, que no parecen ser una alternativa atractiva, si no se cuenta con mejores datos de estimadas de retornos u otros problemas significativos que atender.

1.6.- Conclusiones

Los sistemas base agua, han demostrado ser la mejor opción, en comparación con los fluidos base aceite, aunado a un costo considerablemente menor, por la eliminación de tratamientos y equipos adicionales de los recortes impregnados. El uso de sistemas base agua, con aditivos que incrementen la lubricidad del sistema, permiten la perforación de zonas arcillosas sin que las mismas reaccionen y ocasionen problemas de limpieza de hoyo, pega de tubería, perdida de circulación, entre otros. Las limitantes operacionales y ambientales de los sistemas base agua base aceite fueron analizados, demostrando así los altos costos que implica la utilización de fluidos base aceite debido a los requerimientos y modificaciones en los taladros de perforación. La evaluación económica de los sistemas de fluidos demostró que el uso de un lodo base aceite no representa la mejor opción para estas operaciones, sin embargo, si el desarrollo del campo requiere de taladros de perforación adicionales, el uso de este sistema debe ser considerado y evaluado nuevamente ya que la formulación en volúmenes más altos podría hacer del mismo atractivo económicamente. El acondicionamiento de las nuevas locaciones puede adaptarse para aceptar el uso de ambos sistemas de fluidos de perforación.