El Campo Casabe está formado por una estructura anticlinal asimétrica con buzamiento moderado hacia el este, afectado por fallas transpresionales que involucran secuencias sedimentarias del Cretáceo y Paleógeno. Como consecuencia, se produjeron fallas normales e inversas que definen 8 bloques operativos en el campo. Se resaltan como características relevantes la alta heterogeneidad de yacimientos no consolidados producidos en conjunto, la limitada continuidad areal de los yacimientos y las desfavorables relaciones de movilidad. Estas condiciones motivaron al equipo técnico del campo a realizar análisis integrados y multidisciplinarios que comprenden estudios de geología, yacimientos e ingeniería de subsuelo, validados con la experiencia operativa obtenida en el campo, con el fin de explotar más eficientemente los hidrocarburos de cada una de las 23 capas productoras. Este análisis integrado incorpora cambios en los volúmenes de inyección de agua por arena en función de los volúmenes remanentes de petróleo, calculados a partir de las eficiencias volumétrica y de desplazamiento y de los estudios de conectividad hidráulica. A partir de estos volúmenes, se definieron pronósticos de producción incremental usando curvas de flujo fraccional. También se determinaron perfiles de inyección por pozo que generen una condición de balance en el sistema. Todo esto, con el fin de incrementar el factor de recobro en el campo, mejorar la utilización del agua de inyección y disminuir el índice de falla relacionado a desbalances en el sistema producción–inyección. Los resultados a la fecha indican que en las zonas de estudio se ha obtenido una reducción del 25% en el índice de falla, un incremento de la producción del 21%, una reversión de la tendencia de la declinación del campo del 15% al 7% y una reducción del 30% de los costos asociados a consumo de energía y química para tratamiento de agua.