4.3.1 núcleos y modelo...

Capítulo (4) 97

4.3.1 Núcleos y modelo sedimentológico La visualización y análisis sedimentológico de los núcleos existentes del Campo La Cira-

Infantas se realizó en la Litoteca Nacional de la Agencia Nacional de Hidrocarburos

(ANH) localizada en Piedecuesta (Santander). La Figura 4-17 muestra un mapa del

campo la Cira-Infantas con la localización de los pozos corazonados. Estos 6 pozos

tienen un total de 2330 pies de núcleos de la Zona-C de la Formación Mugrosa.

Figura 4-17: Pozos corazonados Campo La Cira-Infantas.

El único pozo con información de núcleos en el área Cira-Este es el Cira-1880. La Figura

4-18 muestra el registro GR del pozo Cira-1880 y la sección corazonada del mismo en la

Zona C de la Formación Mugrosa. Adicionalmente se muestran los datos de porosidad

AREA CIRA-ESTE

CIRA-1880

POZO CON NUCLEOS

98 Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación

Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira

(PHIE) y permeabilidad (K) medidos en el Laboratorio de básicos sobre muestras de la

sección corazonada.

Figura 4-18: Sección corazonada “Zona C” área Cira-Este.

CIRA 1880GR RESISTIVOS PHIE K (MD)

SEC

CIO

N C

OR

AZO

NAD

A

Capítulo (4) 99

Con el objetivo de visualizar los diferentes ambientes sedimentarios y definir el modelo

sedimentológico para la Zona-C de la Formación Mugrosa en el área Cira-Este se hizo la

revisión de los núcleos y descripciones sedimentológicas de todos los pozos

corazonados en el Campo la Cira.

De acuerdo al análisis de los núcleos se definió que la Zona-C de la Formación Mugrosa

está constituida por los siguientes subambientes:

• Canales apilados verticalmente (“stacking point bars”): corresponden a rellenos de

canal con carga de fondo constituidos por areniscas de grano medio a grueso. Hacia la

base de los canales aparece arenisca conglomerática a conglomerado arenoso. En

algunos sectores del área se observa canibalismo y comunicación vertical entre ellos.

En los núcleos de los pozos corazonados en la Zona C de la Formación Mugrosa se

identifican dos clases de canales. Estos fueron subdivididos de acuerdo al espesor de los

canales. La primera clase fue llamada canal pequeño, la cual varía entre 3 a 5 pies de

espesor (ver Figura 4-19). Este canal menor se caracteriza por una secuencia grano

decreciente de tamaño medio en la base del canal gradando a grano muy fino al tope.

Estos canales han sido interpretados como canales distributarios.

La segunda clase se denomina canal principal con un espesor que varía entre 10 y 20

pies (ver Figura 4-20). La principal característica de esta clase es el apilamiento de

canales separados por superficies de reactivación. Cada canal se define por una

secuencia grano decreciente de tamaño grueso a conglomerático en la base del canal

gradando a grano fino al tope. Los conglomerados de la base contienen intraclastos

arcillosos y fragmentos de materia orgánica descansando sobre superficies de erosión

(Ver figura 4-21). Los canales presentan estratificación cruzada. Este apilamiento de

canales corresponde a la mejor roca reservorio de la Zona C debido a que tienen las

mejores propiedades petrofísicas. Estos canales han sido interpretados como barras de

meandros.



Figura 4-19: Morfología canal Pequeño Formación Mugrosa-Zona C.

Figura 4-20: Morfología canal Principal Formación Mugrosa-Zona C.

3200

3150

POZO CIRA-1880GR RT φ k

Small Channel

Main

Channel

3200

3150

3200

3150


Small Channel

Main

Channel

Capítulo (4) 101

Figura 4-21: Conglomerados con intraclastos arcillosos a la base del canal.

• Llanuras de inundación (“floodplain”): corresponden a depósitos de arcillolitas y

lodolitas con un diferente grado de pedogenización (exposición subaérea). Estas llanuras

fueron subdivididas en tres grupos: la primera corresponde a lodolitas de color verde con

un bajo grado de pedogenización (Ver Figura 4-22), la segunda corresponde a arcillolitas

de color pardo claro con un grado de pedogenización intermedio (ver Figura 4-23) y la

tercera son arcillolitas y lodolitas de color rojo las cuales muestran un alto grado de

pedogenización (ver Figura 4-24).

• Rellenos de abanico de desborde “crevasse splays” y diques naturales “Natural

Levee”: Estos se presentan siempre asociados y es muy difícil diferenciar una de la otra.

Los diques naturales están compuestos de lodolitas, arenitas muy finas y limos que

conforman los bordes de los canales. Los abanicos de desborde se forman por el

rompimiento del dique natural durante los periodos de inundación y producen

sedimentación en las llanuras de inundación. Los abanicos de desborde están

constituidos por secuencias grano crecientes con areniscas de grano fino a muy fino que

gradan a secuencias de grano más grueso al tope (ver Figura 4-25).

POZO:LA CIRA-1882



Figura 4-22: Llanura de inundación con bajo grado de pedogenización.

Figura 4-23: Llanura de inundación con grado de pedogenización intermedio.

3200

3150

3200

3150

3200

3150

3200

3150


Small Channel

Main

Channel

Suelo 1: bajo grado pedogenización

3200

3150

3200

3150

3200

3150

3200

3150

3200

3150


Small Channel

Main

Channel

Suelo 2: grado pedogenizacióninterm

edio

Capítulo (4) 103

Figura 4-24: Llanura de inundación con alto grado de pedogenización.

Figura 4-25: Abanico de desborde “Crevasse Splays”.

3200

3150

3200

3150

3200

3150

3200

3150

3200

3150

3200

3150


Small Channel

Main

Channel Suelo 3: alto grado pedogenización

3200

3150

3200

3150

3200

3150


Small Channel

Main

Channel

Abanico de desborde “crevasse

splay”



La Figura 4-26 muestra la descripción sedimentológica del pozo Cira-1884 realizada por

Vásquez et al. (1992) donde se describen de forma detallada las barras de meandros,

depósitos de llanuras de inundación, diques naturales y abanicos de desborde

encontradas en los núcleos de la Zona C de la Formación Mugrosa.

De acuerdo a lo observado en los núcleos de la Zona-C de la Formación Mugrosa las

secuencias encontradas corresponden a depósitos de ambiente fluvial depositados en un

sistema de ríos meandriformes “meandering belt”.

Figura 4-26: Descripción sedimentológica pozo Cira-1884.

Modificado de Vásquez et al., 1992

POZO: CIRA 1884

Capítulo (4) 105

4.3.2 Calibración roca-registro El primer paso de esta etapa fue la calibración roca-registro en los pozos corazonados

que contaban con el conjunto de registros completos:

• Litológicos: GR. No tienen Potencial espontaneo (SP) debido a que fueron perforados

con lodos base aceite.

• Resistivos: Inducción profundo y somero. Microresistivos.

• Nucleares: Porosidad y densidad

Como se observó en las Figuras 4-19 a 4-25 el registro GR define muy bien cada una de

las facies interpretadas para la Zona-C: canales, llanuras de inundación, diques naturales

y abanicos de desborde. Adicionalmente los registros de densidad y porosidad ayudan a

esta caracterización debido a que permiten calcular el Volumen de arcilla (VSh) en cada

una de las facies con gran precisión.

La Figura 4-27 muestra un esquema de la respuesta del registro GR a cada una de los

subambientes. Esta respuesta se denomina electrofacies y permite definir la continuidad

vertical y areal de cada una de las facies dentro del ambiente sedimentario interpretado

para la Zona-C de la Formación Mugrosa (cinturón de canales meandriformes). Esta

metodología funciona bien para los pozos con núcleos y relativamente nuevos que tienen

un set de registros similar al de los pozos corazonados. La Tabla 4-3 muestra el

desarrollo histórico de los registros adquiridos en el Campo La Cira y el porcentaje de

pozos en cada uno de estas etapas. Se observa cómo el 12% de los pozos no tienen

ningún tipo de información de registros y solo el 8% de los pozos del área cuenta con

este set de registros similar al de los pozos corazonados. La conclusión más importante

de este resumen histórico es que el 80% de los pozos solo tiene el registro de potencial

espontaneo (SP) para poder definir litología.

El registro SP es un indicador de permeabilidad en la roca. En cuanto a indicador de

litología tiene sus limitaciones debido a que solo permite diferenciar entre arenas

permeables y rocas no permeables (lodolitas, lutitas y limolitas). Adicionalmente el

registro SP tiene una resolución vertical (8 pies) menor que la resolución del registro GR

(1 pie) por lo cual la identificación de facies se dificulta. La Figura 4-28 muestra un “cross-



plot” donde se compara la resolución vertical y profundidad de investigación de diferentes

herramientas incluyendo el SP y el GR.

Figura 4-27: Bloque-diagrama modelo de sedimentación Campo La Cira-Infantas.

Modificado de Vásquez et al. (1992).

Tabla 4-3: Distribución histórica de registros área Cira-Este.

SECUENCIA GRANOCRECIENTE (PROGRADACION)

SECUENCIA GRANODECRECIENTE (RETROGRADACION)

ASERRADO(MFS)

BLOCOSO(AGRADACION)

FECHA SERIE POZOS No. POZOS REGISTROS TIPO DE REGISTRO % POZOS1929 300 5 NO NO 1.47%

11.21%1929 400 2 NO NO 0.59%1930 500 5 NO NO 1.47%1930 600 7 SI NO 2.06%

1934-1936 700 19 SI SP MANUALES (NO SIRVEN) 5.60%1938 800 18 SI SP-IMPEDANCIA 5.31%

80.53%

1938 900 10 SI SP-IMPEDANCIA 2.95%1938-1939 1000 76 SI SP-IMPEDANCIA 22.42%1939-1940 1100 63 SI SP-IMPEDANCIA 18.58%1940-1941 1200 43 SI SP-IMPEDANCIA 12.68%

1945 1300 1 SI SP-IMPEDANCIA 0.29%1947 1400 1 SI SP-IMPEDANCIA 0.29%1952 1500 1 SI SP-RESISTIVOS 0.29%1958 1600 8 SI SP-RESISTIVOS 2.36%

1960-1965 1700 36 SI SP-RESISTIVOS 10.62%1965-1969 1800 16 SI SP-RESISTIVOS 4.72%

1982 CIRA-1880 1 SI GR-RESISTIVOS-NUCLEARES / CORAZONADO 0.29% 8.26%2006 -2010 2000 27 SI GR-SP-RESISTIVOS-NUCLEARES 7.96%

TOTAL POZOS 339 100% 100%

Capítulo (4) 107

Figura 4-28: Resolución vertical vs profundidad de investigación en registros.

Modificado de Serra (2004).

La Figura 4-29 muestra la comparación de los registros GR y SP en un mismo pozo. En

el grafico se observa como la resolución vertical del SP es menor a la del GR.

Adicionalmente la interpretación del tipo de facies por secuencias progradante,

retrogradante, máxima superficie de inundación (MFS) o agradacional varía entre el GR y

el SP debido a que el registro SP presenta una deriva en profundidad.

La deriva del SP se debe a que durante la corrida del registro el pozo atraviesa

formaciones con diferentes permeabilidades lo cual genera lecturas de intensidad

variable a la derecha e izquierda de la línea base de arcillas, que dependen de las

salinidades relativas del agua de formación y el filtrado de lodo (Ver Figura 4-30).

La deriva se corrige mediante un ajuste a la línea base de arcillas del SP. La línea base

de arcillas corresponde al nivel de lutitas o lodolitas que pueden encontrarse en el pozo y

se define con núcleos o registro GR. Debido a que la definición de la línea base de

arcillas es un trabajo interpretativo es susceptible a tener una desviación con respecto a

la información del GR o los núcleos.

La Figura 4-30 muestra la comparación de como la interpretación de un evento

retrogradacional con el GR, cuando se corrige el SP por línea Base de Arcillas se vuelve

0.1 1 10 100 10000.1

1

10

100

1000

Radial Investigation (inches)

Microlog

MSFL

SFL

SonicGR Density

NeutronShort Normal

DLL(d)

Deep Induction

oveton 1999 Kansas Geol Survey

SP



un evento de depositación de lutitas o lodolitas (MFS). Como el 80% de los pozos del

área de estudio solo tienen SP y no poseen un GR o núcleos para definir los cuerpos de

arcillas se decidió trabajar con correlaciones litoestratigráficas y no con estratigrafía de

secuencias

Figura 4-29: Comparación Registro GR vs SP.

La Figura 4-31 muestra el flujo de trabajo para la definición de roca reservorio (arena) o

roca sello (lodolita) en los pozos del área Cira-Este. Con el petrofísico del campo se

calculó la curva de Volumen de arcilla (VSh) la cual varía entre 0 y 100%. La resolución

de esta curva depende del tipo de información que tenga el pozo. Para el área se

definieron cuatro (4) tipos de pozos dependiendo de la información que tuvieran.

Capítulo (4) 109

Figura 4-30: Corrección registro SP por línea base.

El primer grupo es el de pozos con núcleos y registros de GR-Resistivos y Nucleares. El

segundo grupo son los pozos más nuevos con Registros de GR-SP-resistivos y

nucleares. Estos dos primeros grupos generaron una curva de VSh de alta resolución

que permitió identificar mayores heterogeneidades dentro del yacimiento y el cálculo se

realizó de acuerdo a lo definido por Serra (2004) (ver Ecuación (4.1)).

(4.1)

Donde: GR log = Lectura del GR en la profundidad de interés.

GR min = Lectura del GR en una arena limpia.

GR max = Lectura del GR en una lutita o lodolita.

Line base de Arcillas del S

P



Figura 4-31: Definición de roca reservorio y sello desde la curva de VSh.

El tercer grupo son pozos con registros SP-Resistivos y el cuarto grupo son pozos con

solo SP (80% de los pozos). Para el tercer y cuarto grupo las curvas de VSh generada

tienen baja resolución disminuyendo la captura de las heterogeneidades del yacimiento y

el cálculo se realizo a lo definido por Serra (2004) (ver Ecuación (4.2)).

(4.2)

Donde: SPlog = Lectura del SP en la profundidad de interés.

SPmin = Lectura del SP en una arena limpia.

SPmax = Lectura del SP en una lutita o lodolita

Después del cálculo de la curva de VSh, el análisis de calibración roca-registro sobre los

núcleos permitió definir un “cutoff” de 0.5 (50%) sobre la curva de Volumen de arcilla

SECC

ION

CO

RA

ZONA

DA

VSh=0.5

Pozo con:

NúcleosRegistros: GR, Resistivos y Nucleares

Pozo con:

Registros: GR, SP y Resistivos

Pozo con:

Registros: SP y Resistivos

Pozo con:

Registros: Solo SP

VSh < 0.5 = ARENA VSh > 0.5 = Lodolita

Alta resolución Baja resoluciónCalidad curva VSh

Capítulo (4) 111

(VSh) para separar roca yacimiento (arenas) de la roca sello (lodolitas). Esta definición

también esta validada por las pruebas de producción del campo debido a que por ser el

registro SP un indicador de permeabilidad siempre se usa el SP y este “cutoff” de VSh

para completar los pozos y colocarlos en producción.

4.3.3 Mapas de isopacos, arena neta y electro-facies Con base en la determinación de roca reservorio (arena) y roca sello (lodolita) a partir de

la curva de VSh se calculó en cada pozo los espesores GROSS, arena neta y la relación

“Net to Gross” (NTG) para cada una de las unidades de la Zona C de la Formación

Mugrosa. La Figura 4-32 muestra esquemáticamente como se calcularon estos

espesores y la relación NTG.

La Tabla 4-4 muestra un resumen con los valores promedio de arena neta, espesor

GROSS y relación NTG para cada una de las unidades de la Zona-C de la Formación

Mugrosa. Adicionalmente se observa la arquitectura deposicional interpretada para el

yacimiento Zona-C. Esta arquitectura propone que la depositación de los sedimentos de

la Zona C comenzó como una paraconformidad sobre las capas de arcillas de la

infrayacente Formación Esmeralda-La Paz, depositada en un evento transgresivo

durante el Eoceno Tardío. Para el comienzo de la depositación en el Oligoceno

Temprano se observó un evento progradante en los depósitos de las unidades C5 a C4,

lo cual indica una leve caída del nivel del mar hacia el noroccidente.

Durante la depositación de las unidades C3 a C2 se observa un periodo de subsidencia

en el área caracterizado por la agradación de canales estacados en la vertical los cuales

corresponden a un cinturón de ríos meandriformes. Finalmente durante el Oligoceno

Medio en las unidades C1Ab y C1 se identificó un leve ascenso del nivel del mar

caracterizado por un evento retrogradacional que continua hasta el Oligoceno Superior

con la depostiación de los sedimentos de la Zona B de la Formación Mugrosa.

Con base en los datos calculados de arena neta, GROSS y las electrofacíes

interpretadas en cada pozo se construyeron mapas isopacos y arena neta para definir la

geometría y orientación de los cuerpos de roca reservorio (arenas) y roca sello (lodolitas)

en cada unidad de la Zona-C. La Figura 4-33 muestra los mapas isopacos de las



unidades C2 y Gtb donde se observa un adelgazamiento de la Unidad C2 hacia el sur del

área debido a un control de un paleo-alto. Adicionalmente se observa como la unidad Gtb

tiene un espesor GROSS más homogéneo.

Figura 4-32: Concepto espesores GROSS, arena neta y relación NTG.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0 40 80 120 160

Prof

undi

dad

(m)

GR(API)

0 50 100 150

RESISTIVIDAD(Ohm-m)

OWC

TOPE A

TOPE B

Cutoff: VSh & Porosidad

Cuttoff: R

esistividad & S

w

Esp

esor

“GR

OS

S”

h1

h2

h3

POZO -1

hp1

hp2

hp3

Arena Neta (NETSAND)= h1 + h2 + h3

Arena Petrolífera (NETPA|Y)= hp1 + hp2 + hp3

Net To Gross (NTG)= NETSAND/GROSS

Capítulo (4) 113

Tabla 4-4: Espesores promedio y arquitectura deposicional de la Zona-C.

Figura 4-33: Mapas isopacos Unidades C2 y Gtb de la Zona-C.

La Figura 4-34 muestra los mapas de arena neta y electrofacies para las unidades C2 y

Gtb, donde se observa como la tendencia de depositación de las paleo corrientes tenían

un dirección preferencial Norte-Sur. En los dos mapas se observa la curvatura de los

cauces separados por zonas de diques naturales y depósitos de llanuras de inundación

SP VSh UNIT NETSAND GROSS NTGC1 28 83 0.34C1Ab 9 46 0.19C2 34 49 0.71C2Dt 28 48 0.59Gtb 30 47 0.64C3 42 75 0.55C3Cb 28 51 0.54C4 25 68 0.37C4Cb 33 78 0.42C5 14 46 0.29

Average 271 590 0.46

Arquitectura Deposicional

0.60

0.36

0.26

ZONA C AREA CIRA ESTE

PROGRADACION

AGRADACION

RETROGRADACION

C2



confirmando el ambiente interpretado para estas paleo-corrientes de fajas o cinturones

de ríos meandriformes. Adicionalmente se observa como hacia la cresta del anticlinal de

la estructura Cira-Este, los espesores de arena son anómalamente más gruesos que

hacia los flancos, por esta razón se recomienda tomar un registro “dipmeter” para definir

el ángulo de buzamiento de las capas y poder corregir esta anomalía.

Figura 4-34: Mapas de arena neta y electrofacies unidades C2 y GTB (Zona-C).

4.4 Análisis comportamiento de fluidos (agua, aceite y gas) en el área

Durante este análisis el primer paso fue recopilar y analizar las pruebas PVT de los

pozos que tienen muestras de fluidos del yacimiento en el área. La Tabla 4- muestra una

el resumen de las propiedades de los fluidos en el área Cira-Este. El segundo paso fue el

análisis de la Historia de producción del campo. La Figura 4-35 muestra las curvas

Capítulo (4) 115

históricas de producción de aceite, agua producida, agua inyectada y gas del área Cira-

Este.

Tabla 4-5: Parámetros de fluido y presión área Cira-Este.

Figura 4-35: Historia de producción Cira-Este.

Las principales conclusiones de este análisis son:

• Inicialmente la presión de yacimiento fue mayor a la presiones de burbuja, por lo tanto

el yacimiento se encontraba insaturado y no había capa de gas inicial.

°API (promedio) 22Viscosidad (cp) 18.8Rs (SCF/Bl) 181Bo (RB/STB) 1.08Pb (psia) 1570PRESION INICIAL YACIMIENTO (PSI) 1600PRESION ACTUAL YACIMIENTO (PSI) 800-1200 T° YACIMIENTO (°F) 105DATUM TVDSS (PIES) 3200

AREA CIRA ESTE

Group: Temporary Items In Group: 257 Format: Comp_Monthly_Surveillance_Cumulatives_WS

28 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 00 050.100

1.00

10.0

100

1000

10000

(L1) 100000

10.0

100

1000

10000

100000

1000000

(R1) 10000000

(L1) Oil_PD_Rate(L1) Water_PD_Rate(L1) Liq_PD_Rate(L1) WInj_ID_Rate(R1) Gas_PD_Rate

28 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 00 050

16.032.048.064.080.096.0112128144

160(L1)

046092013801840230027603220368041404600(R1)

(L1) WatCut(R1) GOR(L1) Oil_WellCount(L1) WInj_WellCount

28 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 00 05

330000006600000099000000

132000000

198000000231000000264000000297000000

0

165000000

330000000(L1)

9500000190000002850000038000000

57000000665000007600000085500000

0

47500000

95000000(R1)

(L1) Oil_Cum(L1) Water_Cum(L1) Liq_Cum(R1) Gas_Cum(L1) WInj_Cum

Inyección de Agua: Detiene y disminuye producción de Gas (No Capa de Gas)

Mecanismo de Producción:Gas en Solución- acuífero:



• El principal mecanismo de producción del área Cira-Este es el empuje por gas en

solución-acuífero parcial. Como mecanismo de soporte de presión se ha utilizado la

inyección de agua, la cual no permitió la formación de Capa de Gas en el área y

disminuyó la producción del mismo.

• El gas producido en el área Cira-Este es esencialmente gas asociado a la producción

de petróleo, ya que originalmente los yacimientos se encontraban subsaturados y no

existía gas libre.

• En el sector de La Cira el agua de Zona C tiene una salinidad que varía entre 20000 y

40000 mg/lt de cloruros.

• El agua de inyección utilizada en el sistema secundario de la Estructura La Cira-Este

ha provenido de diversas fuentes con características físico-químicas diferentes. En la

primera etapa de proceso secundario el agua de inyección fue extraída de Pozos de

agua que explotaban acuíferos de agua dulce de acuíferos superficiales de la Unidad

“Arenas Ripiosas”. Posteriormente con la expansión del sistema a otras áreas de la

Estructura el agua de inyección es tomada del río y mejorada en Plantas de tratamiento

del campo.

• Durante el proceso de inyección de agua ocurre una mezcla del agua de inyección y el

agua de la Formación. En este caso el agua de inyección es dulce y tomada de un río

mientras el agua de formación es salobre. Esto ocasiona variaciones en su composición,

principalmente en la salinidad.

• Las presiones del yacimiento Zona-C en el área Cira-Este han sido diferentes variando

desde sus condiciones iníciales hasta las condiciones actuales. Sus variaciones han

respondido al grado de explotación, tiempo de desarrollo y al mecanismo de soporte de

presión que han tenido.

4.3.1 núcleos y modelo...

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