El presente trabajo tiene como finalidad crear un modelo geológico y realizar un análisis de producción de la nueva interpretación producto de la unificación de las interpretaciones geológicas hechas anteriormente por C.V.P. y MENEVEN, S.A., para la cual se realizó una red de secciones estratigráficas donde se analizaron minuciosamente las características litoestratigráficas determinando así capas guías (lutitas), que definen la culminación de ciclos sedimentarios y que determinan las correlaciones, lo cual permitió establecer que la Arena P3a de los pozos NCHV, viene a ser la Arena ROU de los pozos SM.

La integración de la información estratigráfica y estructural permitió definir la estrucrura, el ambiente de deposición y relaciones sedimentológicas. La estructura constituye un homoclinal fallado de rumbo aproximadamente este-oeste y buzando suavemente hacia el norte. El ambiente de sedimentación corresponde a una barra de desembocadura depositada por canales distributarios fluviales, debido a la desaceleración de la corriente y deposición irregular de los sedimentos.

Los fluidos determinados son una capa de gas (C.G.P.O.) a -7.115' estimado, una pierna de petróleo y un contacto agua petróleo original (C.A.P.O.) a -7.410' est.

La variedad de los registros corridos para los pozos que constituyen el Yacimiento SM-108, desafortunadamente es muy poca y aún más, en todo el Campo Chimire; por tal razón hay serias limitaciones para llevar a cabo un estudio más detallado sobre todo en lo que concierne a parámetros petrofísicos.

La historia de producción data del año 1953 hasta el año 1986, durante la cual el yacimiento había acumulado 4.4 MBLS, quedando remanente 1.2 MBLS. LAs tassas iniciales estuvieron en un orden de 800 BPD, obteniéndose una marcada declinación de un 70%.

Para el análisis del comportamiento de producción del yacimiento se realizaron curvas de producción a cada pozo completado, excepto a los pozos SM-101, SM-106, SM-112 y NCHV-27 por no tener pruebas representativas. El comportamiento indica que el yacimiento se encontraba sometido a empuje por gas en solución y otro mecanismo actuante pero de menor escala el empuje hidráulico.

Las tasas de producción de petróleo, agua y gas se mantienen constantes hasta el año 1959 cayendo a un nivel cero desde ésta fecha al año 1962, período en el cual se cierran los pozos que estaban produciendo, ocasionando un cierre temporal del yacimiento. Entre los años 1954-1973 se incrementan las tasas de producción debido al aumento de pozos activos en el yacimiento. Las tasas de producción declinan normalmente a partír del año 1974 hasta 1986 cuando cierran los pozos completados.

En el yacimiento se ha determinado un POES de 22 MMBLS de crudo en 15 pozos que se encontraban en producción hasta el año 1986. De la producción el factor de recuperación alcanza un 25% de las reservas recuperables que eran 5 MMBLS. De acuerdo a estas reservas recuperables primarias de 1 MMBLS, los cual puede ser considerado para recuperación adicional y se puede recobrar por el factor de recuperación secundaria.

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¹ Geólogo, Universidad de Oriente, Núcleo Bolívar, Escuela de Geología y Minas, Departamento de Geología, 1989.

² Ingeniero Geólogo, Universidad de Oriente, Núcleo Bolívar, Escuela de Geología y Minas, Departamento de Geotécnia, 1989.