breve análisis estratigrafico de los pozos perforados en el pad m
TRANSCRIPT
i
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA MINAS
PETRÓLEOS Y AMBIENTAL
ESCUELA DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA
“CORRELACIÓN ESTRATIGRÁFICA Y ESTRUCTURAL PARA
DETERMINAR LA CONTINUIDAD DE LAS ARENISCAS “U”, “T” Y
HOLLÍN EN EL PAD M DEL CAMPO AUCA”.
Proyecto de Titulación presentado como requisito parcial para optar el
Título de Ingeniero en Geología
Jorge Santiago Piedra Cevallos
TUTOR
Ing. Jorge Eduardo Bustillos A., MSc.
QUITO, Marzo 2016
ii
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AGRADECIMIENTOS
Agradezco de manera principal a Dios por haberme dado la vida, la salud y la
sabiduría para poder realizar este Proyecto de Titulación para poder obtener el tan
anhelado Título de ingeniero en Geología.
A Petrokem Logging Services (PLS) por haberme brindado la oportunidad de
realizar este proyecto, brindándome todas las facilidades para la utilización de los
datos necesarios, en especial al Ing. Ramiro Maruri por su apoyo y ayuda
incondicional en todo momento y de igual manera a la Srta. Vanesa Burbano por
su gran e inmensa comprensión en todo momento.
Al Ing. Victor Collaguazo por brindarme su amistad, tiempo y conocimientos para
de tal manera poder realizar este proyecto con todo el éxito necesario.
Al Ing. Jorge Bustillos por todo su tiempo y disponibilidad para guiarme durante
todo el tiempo que fue necesario para llevar a cabo este Proyecto.
A la Ing. Liliana Troncoso por su ayuda incondicional ayuda tanto moral como
bibliográfica, preocupación y grandes consejos.
Al Ing. Francisco Viteri quién siempre estuvo pendiente de la realización de este
proyecto y siempre tuvo consejos para darme la guía necesaria.
A mi Madre Anita Cevallos y mi Abuelita Teresa Carabalí, quienes han tenido la
paciencia y sacrificio de haber estado conmigo en todo momento apoyándome,
guiándome y brindándome todo su amor así haya tenido miles de fallas durante
todo el tiempo de realizar mi Carrera Universitaria.
A mi Padre Jorge Piedra que supo apoyarme en diferentes pasajes de mi vida y
darme el pequeño empujón que necesitaba para llegar a donde estoy.
A mi querido y estimado hermano Oswaldo Piedra que siempre y en todo
momento de mi vida a estado conmigo y ahora puedo cumplirte lo prometido de
llegar a ser un Ingeniero y no ser el mejor modelo a seguir para ti, pero si ser un
modelo de esfuerzo y sacrificio en la vida.
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A mis amigos que nunca me abandonaron y que se pasó momentos increíbles
durante toda nuestra Carrera Universitaria juntos, Marcos Gallardo, Ximena
Robles, Cristian Pumasunta, Andrés Romo, Sebastián Vallecilla, Carlos Villalba,
Oscar Colimba, Lenin Peña y Washington Flores. Amigos que jamás olvidaré a lo
largo de mi vida y que espero que el mundo laboral nos permita vivir muchos
momentos más de dicha y felicidad, gracias por tantos momentos de alegría y
tristeza.
Jorge Santiago Piedra Cevallos
v
DEDICATORIA
Dedicado a mi Familia con todo mi corazón y decirles que gracias a ustedes estoy
donde he llegado ahora y que este será el inicio de muchos éxitos en mi vida junto
a ustedes, gracias por su apoyo incondicional.
A mi madre Anita Cevallos quién ha tenido que sufrir tantos momentos de dolor
durante todo este tiempo y aun así ha estado junto a mí dándome amor, cariño,
consejos y guiándome al igual que mi abuelita Teresa Carabalí.
A mi padre quién supo con consejos y palabras llenas de amor me ha dado su
mano durante cualquier momento.
Nunca me olvidaré que la motivación que siempre estuvo presente no físicamente
pero espiritualmente junto a mí, eres tú mi querido Viejo Arturo Cevallos, siempre
estarás vivo en mi corazón estés donde estés y esto es para ti.
Y dedicado especialmente a mi amado hermano Oswaldo Daniel Piedra Cevallos,
eres y siempre serás el motivo de mi vida que motiva cada día para seguir adelante
y no caer ante nada, te amo mi loco. Y recuerda mi loco que nada es imposible
cuando uno se lo propone.
Jorge Santiago Piedra Cevallos
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AUTORIZACIÓN DE LA AUTORÍA INTELECTUAL
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Resumen
Las correlaciones estratigráficas y estructurales con dirección N-S y E-O,
generadas mediante el análisis de los registros eléctricos corridos a hueco abierto
dentro de cada pozo perforado en el Campo Auca, permitieron interpretar la
continuidad lateral de las areniscas (“U”, “T” y Hollín) en el PAD M del Campo
Auca. Se identificó los principales horizontes de interés hidrocarburífero en el
Campo Auca Sur, al demostrar la continuidad de las areniscas, los mapas
estructurales e isópacos de las unidades litológicas determinando topes y bases en
el Software PETREL, relacionando con los masterlogs generados de cada pozo
perforado en el SOFTWARE Pen LAB y con las descripción de las muestras con
presencia de hidrocarburo microscópicamente. Por lo tanto se concluye que el
PAD M es un campo de avanzada por lo cual se incrementa el POES al realizar su
perforación.
DESCRIPTORES
CAMPO AUCA
CORRELACIÓN DE POZOS
MAPAS ESTRUCTURALES
MAPAS ISÓPACOS
REGISTROS ELÉCTRICOS
MASTERLOGS
CATEGORÍAS TEMÁTICAS:
<PERFILAJE DE POZOS><ESTRATIGRAFÍA><PETROGRAFÍA
SEDIMENTARIA><MAPAS><MUDLOGGING><INGENIERÍA
GEOLÓGICA><GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO>
x
Abstract
The stratigraphic and structural correlations with direction N-S and E-O,
generated by analizing the well logs to open well within each well drilled in the
Auca Field, allowed to interpretate the lateral continuity of the sandstones (“U”,
“T” y Hollín) in the PAD M on Auca Field. The main horizons of hydrocarbon
interest in the Auca Field were identified, demonstrating the continuity of
sandstones, structural maps and isopach of the lithological units determining caps
and bases in the PETREL Software relating to masterlogs generated from each
well drilled in PenLAB SOFTWARE and the description of the samples with
presence of hydrocarbon microscopically. Therefore, it is concluded that the PAD
M is an advanced field so the POES is increased when performing your drilling.
DESCRIBERS
AUCA FIELD
CORRELATION WELLS
STRUCTURAL MAPS
ISOPACH MAPS
ELECTRIC LOGS
MASTERLOGS
CATEGORÍAS TEMÁTICAS:
<WELL LOGGING><STRATIGRAPHY><SEDIMENTARY
PETROGRAPHY><MAPS><MUDLOGGING><GEOLOGY
NGINEERING><OIL ENGINEEGRING>
Jorge Santiago Piedra Cevallos
“BREVE ANÁLISIS ESTRATIGRAFICO DE LOS POZOS
PERFORADOS EN EL PAD M DENTRO DEL CAMPO PETROLERO
AUCA SUR EN EL ORIENTE ECUATORIANO”.
INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Página 1
INDICE
1. INTRODUCCIÓN ......................................................................................................... 10
1.1. Antecedentes .......................................................................................................... 10
1.2. Justificación ........................................................................................................... 12
1.3. Objetivos ................................................................................................................ 12
1.3.1. Objetivo General ............................................................................................ 12
1.3.2. Objetivos Específicos ..................................................................................... 13
1.4. Alcance .................................................................................................................. 13
1.5. Zona de Estudio ..................................................................................................... 13
2. CONTEXTO GEOLÓGICO ...................................................................................... 15
2.1 Marco Geológico Regional .......................................................................................... 15
........................................................................................................................................... 15
2.1.1 Geología Estructural de la Cuenca Oriente ........................................................... 16
2.1.2 Estratigrafía Secuancial de la Cuenca Oriente ..................................................... 16
2.2 Marco Geológico Local ............................................................................................... 18
2.2.1 Formación Hollín ........................................................................................... 19
2.2.2 Formación Napo ............................................................................................. 19
2.2.3 Formación Tena ............................................................................................. 22
2.2.4 Formación Tiyuyacu ...................................................................................... 23
2.2.5 Formación Orteguaza ..................................................................................... 23
2.2.6 Indiferenciado ................................................................................................ 23
2.3 Análisis de Amenazas ............................................................................................ 24
2.3.1 Arremetida de pozo ........................................................................................ 24
2.3.2 Reventón de pozo ........................................................................................... 24
2.3.3 Derrumbe de pozo .......................................................................................... 25
2.3.4 Atascamiento de tubería ................................................................................. 25
3. MARCO METODOLÓGICO ........................................................................................ 26
4. MARCO TEÓRICO ....................................................................................................... 29
4.1. Cuenca Sedimentaria.............................................................................................. 29
4.2 Estratigrafía. ........................................................................................................... 29
4.3 Trampas Petrolíferas .............................................................................................. 29
4.3.1 Trampas estratigráficas. ................................................................................. 30
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“BREVE ANÁLISIS ESTRATIGRAFICO DE LOS POZOS
PERFORADOS EN EL PAD M DENTRO DEL CAMPO PETROLERO
AUCA SUR EN EL ORIENTE ECUATORIANO”.
INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Página 2
4.3.2 Trampas estructurales. ................................................................................... 30
4.3.3 Trampas estructurales. ................................................................................... 30
4.4 Correlaciones Estratigráficas ................................................................................. 31
4.5 Tipos de correlaciones estratigráficas ........................................................................ 33
4.5.1 Correlaciones litoestratigráficas. .................................................................... 33
4.5.2 Autocorrelación .............................................................................................. 33
4.5.3 Correlación por niveles guía .......................................................................... 33
4.5.4 Correlaciones magnetoestratigráficas ............................................................ 34
4.5.5 Correlaciones aloestratigráficas (Estratigrafía secuencial) ............................ 34
4.6 Mapa Estructural ........................................................................................................ 34
4.7 Mapa de isópacos ................................................................................................... 34
4.8 Registros Eléctricos ............................................................................................... 35
4.8.1 Potencial Espontáneo (SP) ............................................................................. 37
4.8.2 Gamma Ray (GR) .......................................................................................... 38
4.8.3 Densidad (Density (RHO)) ............................................................................ 40
4.8.4 Neutrón (NPH) ............................................................................................... 41
4.8.5 Resistividad (SP) ............................................................................................ 41
5. PRESENTACIÓN DE DATOS ..................................................................................... 43
5.1 Registros eléctricos corridos en cada uno de los pozos ......................................... 46
5.2 Mapa de ubicación del PAD M .............................................................................. 46
5.3 Orientación de las correlaciones estratigráficas y estructurales. ............................ 47
5.4 Pozos perforados dentro del PAD M en el Campo Auca ....................................... 49
5.4.1 Pozo ACAM-142 ........................................................................................... 49
5.4.2 Pozo ACAM-143 ........................................................................................... 52
5.4.3 Pozo ACAM-144 ........................................................................................... 55
5.4.4 Pozo ACAM-145 ........................................................................................... 58
6. RESULTADOS .............................................................................................................. 61
6.1 Descripción Registros ............................................................................................. 61
6.1.1 Pozo ACAM-142 ............................................................................................... 61
6.1.2 Pozo ACAM-143 ............................................................................................... 64
6.1.3 Pozo ACAM-144 ............................................................................................... 67
6.1.4 Pozo ACAM-145 ............................................................................................... 70
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6.2 Correlaciones ......................................................................................................... 73
6.2.1 Análisis de la línea de correlación N-S. .......................................................... 73
6.2.2 Análisis de la línea de correlación E-O. .......................................................... 75
6.3 Mapas Estructurales e Isópacos ............................................................................. 78
6.3.1 Arenisca “U” .................................................................................................. 78
6.3.2 Arenisca “T” .................................................................................................. 82
6.3.3 Arenisca “Hollín” ........................................................................................... 86
6.4 Descripción de Ripios ............................................................................................. 91
6.4.1 Arenisca “U” ................................................................................................... 91
6.4.2 Arenisca “U” ................................................................................................... 92
6.4.3 Formación Hollín ............................................................................................ 94
6.5 Zonas de interés hidrocarburífero ......................................................................... 96
7. DISCUSIÓN ................................................................................................................ 103
8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................... 104
9. REFERENCIAS ........................................................................................................... 106
10. ANEXOS ................................................................................................................. 109
ÍNDICE DE FIGURAS
CAPITULO II
Figura 2.1: Formaciones, miembros y ciclos sedimentarios del Cretácico de la
Cuenca Oriente, y sus relaciones con la curva eustática. (Modificado de Haq et al.,
1987)………………………………………………...………………………………18
CAPITULO III
Figura 3.1: Sensores que permiten registrar los parámetros de perforación de un
pozo petrolero dentro de una cabina de Mudlogging………………………………..27
CAPITULO IV
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PERFORADOS EN EL PAD M DENTRO DEL CAMPO PETROLERO
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Figura 4.1: Clasificación de trampas petrolíferas: (A) trampa estructural, (B) trampa
por fallamiento, (C) trampa por domo salino, (D) trampa estratigráfica (Modificado
de Gillman,
1951)………………………………………………………………………………...30
Figura 4.2: Correlación estratigráfica utilizando paleontología para la determinación
de ambientes de depositación (Modificado de Coe, 2003)………………………….31
Figura 4.3: Correlación estratigráfica realizada en Software Petrel para determinar
topes formacionales (prognosis) de las unidades litológicas del PAD M en el Campo
Auca, tomada de la lista de chequeo para la planificación del pozo ACAM-145
(Modificado de PAM, 2015)………………………………………………………...32
Figura 4.4: Mapa de isópacos en pies de Napo Superior: (a) ciclo sedimentario IV
(Base Caliza M2-tope lutitas Napo Superior); (b) ciclo sedimentario V (areniscas M1
y Basal Tena) (Modificado de Baby et al, 2015)……………………………………35
Figura 4.5: Encabezado de registro eléctrico corrido a hueco abierto en el PAD M
perteneciente al pozo M-142, indicando las curvas de SP, GR, RT, NPH Y RHO…37
Figura 4.6: Ejemplo de un registro de SP en una serie de lutitas y arena (Modificado
de Schlumberger, 2013)…………………………………………………………......38
Figura 4.7: Respuesta común obtenida al correr el Gamma Ray (curva verde) en el
pozo ACAQ-114 dentro del Campo Auca…………………………………………..39
Figura 4.8: Registro del pozo M-146 donde se muestra de color azul en la parte
derecha, la curva de Densidad………………………………………………………40
Figura 4.9: Registro del pozo M-145 donde se muestra de color verde en la parte
derecha, la curva de Neutrón………………………………………………………..41
Figura 4.10: Registro del pozo M-143 donde se muestra en la parte central la
leyenda de resistividad dentro del círculo rojo……………………………………...42
CAPITULO V
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Figura 5.1: Registro eléctrico del pozo M-142 corrido a hueco abierto en sección de
8 ½”, analizado en el Software Petrel……………………………………………….50
Figura 5.2: Registro eléctrico del pozo M-143 corrido a hueco abierto en sección de
8 ½”, analizado en el Software Petrel……………………………………………….53
Figura 5.3: Registro eléctrico del pozo M-144 corrido a hueco abierto en sección de
8 ½”, analizado en el Software Petrel……………………………………………….56
Figura 5.4: Registro eléctrico del pozo M-145 corrido a hueco abierto en sección de
8 ½”, analizado en el Software Petrel………………………………………………59
CAPITULO VI
Figura 6.1: Registro eléctrico corrido a hueco abierto en el pozo ACAM-142,
específicamente se muestra la arenisca “U” (Modificado de PAM, 2015)………….61
Figura 6.2: Registro del pozo ACAM-142, específicamente se muestra la arenisca
“T” (Modificado de PAM, 2015)……………………………………………………62
Figura 6.3: Registro del en el pozo ACAM-142, específicamente se muestra la
arenisca “Hollín” (Modificado de PAM, 2015)……………………………………..63
Figura 6.4: Registro del pozo ACAM-143, específicamente se muestra la arenisca
“U” (Modificado de PAM, 2015)…………………………………………………...64
Figura 6.5: Registro del pozo ACAM-143, específicamente se muestra la arenisca
“T” (Modificado de PAM, 2015)……………………………………………………65
Figura 6.6: Registro del pozo ACAM-143, específicamente se muestra la arenisca
“Hollín” (Modificado de PAM, 2015)……………………………………………....66
Figura 6.7: Registro del pozo ACAM-144, específicamente se muestra la arenisca
“U” (Modificado de PAM, 2015)…………………………………………………...67
Figura 6.8: Registro del pozo ACAM-144, específicamente se muestra la arenisca
“T” (Modificado de PAM, 2015)……………………………………………………68
Figura 6.9: Registro del pozo ACAM-144, específicamente se muestra la arenisca
“Hollín” (Modificado de PAM, 2015)………………………………………………69
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Figura 6.10: Registro eléctrico corrido a hueco abierto en el pozo ACAM-145,
específicamente se muestra la arenisca “U” (Modificado de PAM, 2015)………….70
Figura 6.11: Registro del pozo ACAM-145, específicamente se muestra la arenisca
“T” (Modificado de PAM, 2015)……………………………………………………71
Figura 6.12: Registro del pozo ACAM-145, específicamente se muestra la arenisca
“Hollín” (Modificado de PAM, 2015)………………………………………………72
Figura 6.13: Areniscas pertenecientes al miembro Arenisca “U” superior de la
formación Napo, con presencia de glauconita y trazas de hidrocarburo. Característico
de ambiente marino…………………………………………………………………92
Figura 6.14: Areniscas pertenecientes al miembro Arenisca “U” inferior de la
formación Napo, con presencia de caolín. Característico de ambiente de estuario…92
Figura 6.15: Areniscas pertenecientes al miembro Arenisca “T” superior de la
formación Napo, con presencia de glauconita y trazas de hidrocarburo. Característico
de ambiente marino…………………………………………………………………93
Figura 6.16: Areniscas pertenecientes al miembro Arenisca “T” principal de la
formación Napo, con presencia de caolín. Característico de ambiente de estuario…93
Figura 6.17: Arenisca perteneciente al miembro Hollín Superior depositada en el
Campo Auca con presencia de hidrocarburo y glauconita. Correspondiente a un
ambiente marino……………………………………………………………………..95
Figura 6.18: Arenisca perteneciente al miembro Hollín Principal depositada en el
Campo Auca con presencia de hidrocarburo y caolín. Correspondiente a un ambiente
de estuario…………………………………………………………………………...95
ÍNDICE DE MAPAS
CAPITULO I
Mapa 1.1: Mapa de Ubicación del Campo Auca (Modificado de Petroamazonas,
2015)………………………………………………………………………………...14
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CAPITULO II
Mapa 2.1: En el recuadro en rojo se muestra la de ubicación regional de la Cuenca
Oriente (Modificado de Baby et al., 2015)………………………………………….15
Mapa 2.2: Mapa tectónico de la Cuenca Oriente (Modificado de Baby et al., 2015).
Figura 2.1: Formaciones, miembros y ciclos sedimentarios del Cretácico de la
Cuenca Oriente, y sus relaciones con la curva eustática. (Modificado de Haq et al.,
1987)………………………………………………………………………………...16
CAPITULO V
Mapa 5.1: Mapa de bloques petroleros del Ecuador donde se puede ubicar al Campo
Auca dentro del recuadro rojo (Modificado de SNH, 2015)………………………..43
Mapa 5.2: Mapa de ubicación de pozos perforados en el Campo Auca en las
diferentes divisiones del Campo Auca (PETROAMAZONAS EP, 2015)………….45
Mapa 5.3: Línea de Orientación (N-S) en color azul, para las correlaciones
estratigráficas y estructurales, generadas en el Software Petrel…………………….47
Mapa 5.4: Línea de Orientación (E-O) en color azul, para las correlaciones
estratigráficas y estructurales, generadas en el Software Petrel…………………….48
CAPITULO VI
Mapa 6.1: Mapa estructural de la unidad Arenisca “U” superior del Campo Auca,
indicando con línea roja su cierre estructural……………………………………….79
Mapa 6.2: Mapa estructural de la unidad Arenisca “U” inferior del Campo Auca...80
Mapa 6.3: Mapa de isópacos de la unidad Arenisca “U” en el PAD M del Campo
Auca, indicando la ubicación de los pozos perforados en el PAD M……………….81
Mapa 6.4: Mapa estructural de la unidad Arenisca “T” superior del Campo Auca,
indicando con línea roja su cierre estructural……………………………………….83
Mapa 6.5: Mapa estructural de la unidad Arenisca “T” principal del Campo
Auca…………………………………………………………………………………84
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Mapa 6.6: Mapa de isópacos de la unidad Arenisca “T” en el PAD M del Campo
Auca, indicando la ubicación de los pozos perforados en el PAD M……………….85
Mapa 6.7: Mapa estructural de la unidad Arenisca Hollín superior del Campo Auca,
indicando con línea naranja su cierre estructural……………………………………87
Mapa 6.8: Mapa estructural de la unidad Arenisca Hollín principal del Campo Auca,
indicando con línea azul el contacto agua-petróleo (CAP)………………………….88
Mapa 6.9: Mapa de isópacos de la unidad Arenisca Hollín superior en el PAD M del
Campo Auca, indicando la ubicación de los pozos perforados en el PAD M………89
Mapa 6.10: Mapa de isópacos de la unidad Arenisca Hollín principal en el PAD M
del Campo Auca, indicando la ubicación de los pozos perforados en el PAD M…..90
INDICE DE TABLAS
CAPITULO V
Tabla 5.1: Datos de ubicación en coordenadas UTM correspondientes a los pozos
utilizados para la correlación estratigráfica y estructural del Campo Auca…………44
Tabla 5.2: Identificación de los diferentes registros eléctricos corridos a hueco
abierto en cada uno de los pozos perforados en el Campo Auca y posteriormente
utilizados en la correlación estratigráfica…………………………………………...46
Tabla 5.3: Datos correspondientes al sumario del pozo M142 (Modificado de PLS,
2015)………………………………………………………………………………...51
.Tabla 5.4: Datos correspondientes al sumario del pozo M143 (Modificado de PLS,
2015)………………………………………………………………………………...54
Tabla 5.5: Datos correspondientes al sumario del pozo M144 (Modificado de PLS,
2015)………………………………………………………………………………...57
Tabla 5.6: Datos correspondientes al sumario del pozo M145 (Modificado de PLS,
2015)………………………………………………………………………………...60
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CAPITULO VI
Tabla 6.7: Datos correspondientes a los topes y bases de las unidades litológicas
determinados dentro del Campo Auca, al realizar las correlaciones estratigráficas y
estructurales en sentido N-S y E-W en el Software Petrel…………………………..77
Tabla 6.8: Datos correspondientes a los Shows realizados en pozo M-142, donde se
describe la reacción de las muestras con presencia de hidrocarburo añadidas acetona,
ante luz natural y luz fluorescente (Modificado por PLS, 2015)…………………...98
Tabla 6.9: Datos correspondientes a los Shows realizados en pozo M-143, donde se
describe la reacción de las muestras con presencia de hidrocarburo añadidas acetona,
ante luz natural y luz fluorescente (Modificado por PLS, 2015)…………………99
Tabla 6.10: Datos correspondientes a los Shows realizados en pozo M-144, donde se
describe la reacción de las muestras con presencia de hidrocarburo añadidas acetona,
ante luz natural y luz fluorescente (Modificado por PLS, 2015)…………………100
Tabla 6.11: Datos correspondientes a los Shows realizados en pozo M-145, donde se
describe la reacción de las muestras con presencia de hidrocarburo añadidas acetona,
ante luz natural y luz fluorescente (Modificado por PLS, 2015)………………….101
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1. INTRODUCCIÓN
En 1924 se realizó el primer descubrimiento de petróleo en la península de Santa
Elena por la compañía Angla Ecuadorian Oilfields Ltda., efectuándose la primera
producción petrolera en 1925 con 1.226 barriles diarios. Otras exploraciones
hidrocarburíferas se realizaron en la región oriental, esto generó un gran número de
concesiones con empresas extranjeras, hasta que en 1972 se creó la Corporación
Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE). Para este periodo Ecuador producía 42
millones de barriles y los ingresos económicos del país eran altos que iban desde los
190 millones de dólares en los años 70 hasta llegar a los 1300 millones de dólares en
1977. En 1973, Ecuador ingresa a la Organización de Países Exportadores de
Petróleo OPEP, en 1989 CEPE se convierte en EP-PETROECUADOR con varias
empresas filiales. Actualmente la producción petrolera sigue siendo controlada por el
Estado, y aunque con sus altibajos, se mantiene como la mayor fuente de ingresos y
financiamiento del país.
En el año de 1975 el Campo Auca comenzó a producir 6752 bpd (barriles por día),
manteniendo un incremento en su producción, en julio 1994 a 24.367 bpd y llegando
hasta a los primeros meses del año 2003 a producir 16.500 bpd.
El Campo Auca, descrito por Baby et al. (2015) se caracteriza por ser un anticlinal
alargado bastante simétrico con una dirección NNO-S, que aproximadamente tiene
unos 23 kilómetros de longitud, que en dirección Norte se ensancha, esta estructura
se formó durante el Maastrichtiano-Paleoceno (72 – 53 millones de años – Ma.),
mostrando una deformación tectónica de los depósitos de la Formación Tena.
En la actualidad el Campo Auca tiene implementado el proyecto de inyección de
agua, para de esta manera lograr el aumento de presión en diferentes zonas de
interés.
1.1. Antecedentes
El Campo Auca fue descubierto con la perforación del pozo Auca 1, que se inició el
16 de febrero de 1970 y fue completado el 30 de marzo de 1970 (lo cual consiste en
la terminación del conjunto de actividades de perforación, dejando al pozo en
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condiciones eficientes para producir los fluidos de perforación, bajando
revestimiento para el intervalo productor y así realizar el cañoneo del revestidor y
finalmente instalando la tubería de producción), alcanzando una profundidad de
10.578 pies (1pie = 0,3048 metros) , con una producción de 3072 bpd (barriles
producidos por día) de 31° API (American Petroleum Institute por sus siglas en
inglés) provenientes de los reservorios de la Formación Hollín y de 27° API
provenientes de la formación Tena del Miembro “T” (Baby et al., 2015).
La sección Cretácica (145,5- 72,1 Ma.) de las formaciones Napo, Hollín y Basal
Tena en la Cuenca Oriente ecuatoriana exhibe características bien definidas dentro de
un modo de estratigrafía secuencial. Sus miembros clásticos documentan las
variaciones eustáticas ocurridas a escala global durante el período comprendido entre
el Aptiano (125 – 112 Ma.) y el Maastrichtiano (71 – 65 Ma.), reflejando drásticos
cambios paleogeográficos, variaciones laterales de facies y fluctuaciones de la línea
de costa de hasta 200 km dentro de la plataforma marina somera oriente (Ribadeneira
et al., 2004).
Jaillard (1997), por su parte considera que las areniscas son de origen deltaico
dominado por mareas, definiendo para “U” ambientes fluviales, de playa y de
plataforma marina somera.
Ribadeneira et al. (2004) realizó el estudio “La Cuenca Oriente: Geología y
Petróleo”, en donde se identifica la estructura, estratigrafía y evolución geodinámica
de la Cuenca Oriente. Además explica la depositación sedimentaria de las
formaciones geológicas presentes en la Cuenca Oriente a partir del Cretácico con el
fenómeno de eustacia (variación en el nivel del mar) y a su vez la geodinámica que
se presentó y afectó a la depositación.
De igual manera se explica en una breve reseña la historia de la explotación y
principales campos petroleros que se encuentran en la cuenca, así se identifica como
se ha ido realizando la explotación de los diferentes campos petroleros determinando
de manera clara las características generales de estos principales campos petroleros
como son Auca Central, Coca, Shushufindi, Payamino, etc., con los diferentes
bloques que se encuentran en estas locaciones.
Jorge Santiago Piedra Cevallos
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AUCA SUR EN EL ORIENTE ECUATORIANO”.
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1.2. Justificación
Actualmente el petróleo se constituye como unos de los recursos naturales no
renovables de mayor importancia en nuestra Nación, demandando así, nuevos
proyectos de investigación Geológico hidrocarburífero, con el fin de incrementar las
reservas de crudo.
Con la información liberada por parte de PETROAMAZONAS EP es totalmente
factible realizar una correlación estratigráfica y estructural para determinar la
continuidad de las areniscas “U”, “T” y Hollín del PAD M en el Campo Auca, para
la posterior obtención del Título en Ingeniería en Geología.
El presente trabajo consistirá en la generación de una correlación estratigráfica y
estructural mediante el uso de los registros eléctricos corridos a hueco abierto de los
pozos perforados en el PAD M (M142, M143, M144 Y M145) y pozos vecinos en el
Campo Auca, determinando así, la continuidad de las areniscas “U”, “T” y Hollín en
el PAD M del Campo Auca. Esta correlación nos permitirá determinar la litología
característica y determinar las principales zonas reservorio dentro del campo.
En dicha correlación estratigráfica se identificará la forma en la que se encuentran las
unidades litológicas en el PAD M del Campo Auca. Con la correlación estructural se
determinará la estructura que caracteriza de manera general al PAD M en el Campo
Auca.
Los resultados permitirán identificar los espesores y la continuidad que presenten las
areniscas “U”, “T” y Hollín en el PAD M del Campo Auca y determinar los datos de
producción de los pozos perforados dentro del PAD M, el cual es conocido como un
PAD de avanzada.
1.3. Objetivos
1.3.1. Objetivo General
Realizar una correlación estratigráfica y estructural para determinar la continuidad de
las areniscas “U”, “T” y Hollín en el PAD M del Campo Auca.
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1.3.2. Objetivos Específicos
Definir topes y bases de las unidades litológicas mediante el análisis de los
registros eléctricos corridos a hueco abierto.
Realizar la correlación general de los pozos perforados en el PAD M dentro
del Campo Auca, de acuerdo a las líneas de correlación establecidas.
Elaborar mapas isópacos y estructurales de las areniscas “U”, “T” y Hollín en
el PAD M del Campo Auca.
1.4. Alcance
Se realizará una correlación estratigráfica y estructural para determinar la
continuidad de las areniscas “U”, “T” y Hollín dentro del PAD M en el Campo Auca,
se describirá de manera microscópica los ripios de perforación siendo registrados
posteriormente en sus respectivos masterlogs. La correlación se la realizará en base a
los registros eléctricos de los pozos M142, M143, M144 Y M145 perforados desde el
taladro Rig CNPC (Chauping Drilling Engineering Company) # 66 (Rig CCDC 66)
conjuntamente con pozos aledañas dentro del Campo Auca.
Serán ubicados topes y bases de formaciones mediante el análisis de las curvas
analizadas en los registros eléctricos de cada pozo y su respectivo registro litológico,
se realizará posteriormente las correlaciones estratigráfica/estructural y los mapas
estructurales e isópacos.
Los mapas de isópacas serán realizados para determinar los espesores de las
unidades litológicas identificadas en el PAD M del Campo Auca, donde se
determinará las zonas identificadas como reservorios y se indicará los datos de
producción de estas en dicho campo.
Finalmente, las muestras con presencia de hidrocarburo serán sometidas a una prueba
química conocida como análisis de fluorescencia (Show Análisis), para definir el tipo
de manifestación del hidrocarburo en las muestras analizadas.
1.5. Zona de Estudio
El PAD M dentro del Campo Auca, se encuentra ubicado en la Provincia de
Orellana, Cantón Francisco de Orellana, Parroquia de Dayuma, a 53 km al sur de la
Ciudad del Coca, 260 km al oeste de la Ciudad de Quito (Mapa 1.1).
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Geográficamente el lugar donde fue realizada la perforación en el Campo Auca se
encuentra localizado en las siguientes coordenadas en WGS 84:
N: 9’916,308.41 m
E: 290,808.75 m
Mapa 1.1: Mapa de Ubicación del Campo Auca (Modificado de Petroamazonas, 2015).
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2. CONTEXTO GEOLÓGICO
2.1 Marco Geológico Regional
Según Baby et al. (2015), la Cuenca Oriente se encuentra en una posición de cuenca
conocida como ante-país de tras-arco de los Andes ecuatorianos.
Toda la Cuenca Oriente se encuentra subyacida por rocas cristalinas arcaicas (4000
Ma.) del Escudo Guayanés, sobre el cual se encuentran los depósitos sedimentarios
del Paleozoico (540 – 250 Ma.).
La Cuenca Oriente es parte de la plataforma Pericratónica o cuenca del Tras-arco
desarrollado entre el Cratón Guayanés y al Oeste por el cinturón móvil Andino y el
Arco Volcánico, presentando un ambiente tectónico-sedimentario extendiéndose
desde Venezuela a Bolivia sobre el Este de los Andes (Mapa 2.1).
Mapa 2.1: En el recuadro en rojo se muestra la de ubicación regional de la Cuenca Oriente
(Modificado de Baby et al., 2015).
La Cuenca Oriente fue producto de esfuerzos transpresivos presentes a partir del
Cretácico Terminal (72Ma.), los cuales generaron la emersión de la Cordillera Real
según Baby et al. (2015). La estructuración de los campos petrolíferos son resultado
de la inversión tectónica de antiguas fallas normales ligadas a un sistema de rift de
edad Triásica (205 Ma.) y/o del Jurásico inferior (135 Ma.).
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2.1.1 Geología Estructural de la Cuenca Oriente
Baby et al. (2015), define que la geología estructural de la Cuenca Oriente se ve
dominada por fallas con una dirección preferencial N-S o NNE-SSO, las cuales
limitan con los tres corredores estructurales petrolíferos, los cuales poseen sus
características propias, estos corredores son: Sistema Subandino (Play Occidental), el
Corredor Sacha-Shushufindi (Play Central) y el Sistema Capirón Tiputini (Play
Oriental) (Mapa 2.2).
Con la inversión tectónica comienza su desarrollo la totalidad de estructuras
petrolíferas de la cuenca.
Mapa 2.2: Mapa tectónico de la Cuenca Oriente (Modificado de Baby et al., 2015).
2.1.2 Estratigrafía Secuancial de la Cuenca Oriente
Baby et al. (2015) menciona que la sección sedimentaria Hollín-Napo-Basal Tena
exhibe características bien definidas dentro de un modelo de estratigrafía secuencial.
Dichas formaciones testifican variaciones bruscas de la línea de costa en la
plataforma marina-somera de la Cuenca Oriente en el Cretácico (135 – 65 Ma.) y
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muestran cambios verticales y laterales de facies a lo largo de la cuenca que
interrumpen la imperante sedimentación marina de baja energía.
Las variaciones que presentó el mar fueron relativas y lentas, ha controlado el
espacio disponible de acomodación de los sedimentos, por lo que ejercen un control
regional sobre las facies sedimentarias de la cuenca (Zailtin et al., 1994).
Los depósitos con presencia de niveles de caliza o a su vez arcillosos, de gran
extensión en régimen marino que se constituyen como buenos marcadores
estratigráficos.
La progradación de facies sedimentarias clásticas fluviales y de playa sobre facies de
plataforma marina-somera, causada por las caídas del nivel del mar son ejemplos
claros de regresiones forzadas (Posamentier et al., 1992).
Las regresiones forzadas se caracterizan por:
La abrupta ocurrencia de depósitos clásticos de playa o sistemas deltáicos de
tipo estuarinos/fluviales sobre facies marinas más distales.
La erosión profunda asociada a incisión de valles.
La presencia de límites de secuencias erosivos y discordantes en áreas donde
se concentró el “by-pass” sedimentario, y concordantes en las zonas más
distales de plataforma (Dalrymple et al., 1994; Emery & Myers, 1996).
En el periódo que va del Albiano al Maastrichtiano (96 – 65 Ma.), se reconocen
múltiples ciclos eustáticos.
La Figura 2.1, muestra a la derecha de la curva eustática de Haq et al. (1987) los
diferentes miembros de la megasecuencia Hollín-Napo-Basal Tena, enfatizando los
intervalos clásticos correspondientes a las areniscas de Holín Principal, “T”, “U”,
“M2”, “M1” y Basal Tena.
De tal manera que podemos identificar clamaramente que la megasecuencia Hollín-
Napo-Basal Tena, es caracterizada por una serie repetitiva de areniscas, calizas y
lutitas, registra la mencionada ciclicidad asociada posiblemente a las fluctuaciones
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del nivel eustático ocurridas durante el Cretácico (While et al., 1995; Barragán,
1999).
Figura 2.1: Formaciones, miembros y ciclos sedimentarios del Cretácico de la Cuenca Oriente, y
sus relaciones con la curva eustática. (Modificado de Haq et al., 1987).
2.2 Marco Geológico Local
La Cuenca Oriente del Ecuador se encuentra caracterizada por una columna
estratigráfica Fanerozoica (540 Ma.). Cada una de las formaciones depositadas en el
Campo Auca pertenecen a varias mega secuencias depositacionales, con diferentes
características que determinan las distintas etapas evolutivas de la Cuenca Oriente
(Baby et al., 2015). La Formación Hollín Principal y Superior respectivamente
correspondientes al Aptiano superior – Albiano medio temprano (114 – 106 millones
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de años), tuvo lugar a su depositación después de una periódo de erosión jurásica de
la Cuenca Oriente.
2.2.1 Formación Hollín
Hollín Principal
Presenta una depositación de sistema fluvial, durante la caída de nivel eustático
desde el Aptiano Inferior – Albiano Inferior (112,5 – 108 Ma). Finalmente se
deposita en un ambiente distal de planicie aluvial costera tipo llanura de inundación
influenciadas por mareas, su característica principal de este sistema es la presencia de
caolín en este miembro.
Según Baby et al. (2015) un cambio paulatino del sistema fluvial hacia un sistema
detrítico de baja energía, es la evidencia de efectos de una transgresión marina.
Hollín Superior.
Se presenta como un miembro que tuvo lugar su depositación en un tipo clástico, de
playa-deltáico-estuarino cubierto por facies de plataforma marina somera, es el
ambiente de depositación inicial, correspondiente al Albiano Inferior – Albiano
Medio (108 – 97 Ma).
La característica de la transición a un sistema de prisma de alto nivel, es la presencia
de areniscas glauconíticas y lutitas de ambiente marino (Baby et al., 2015).
2.2.2 Formación Napo
Con las muestras tomadas y los datos bibliográficos de la Cuenca Oriente, se pudo
determinar que la Formación Napo se encuentra constituida por 8 miembros, los
cuales fueron depositados en diferentes ambientes tanto marinos como continentales
que se vieron afectados por los cambios eustáticos (Haq et al., 1987) desde el
Albiano Medio Temprano hasta el Campaniano Inferior Medio (106 – 82 Ma). Esta
Formación es el segundo objetivo con respecto al ser reservorio de crudo en sus
areniscas y en algunas calizas ocasionalmente.
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Caliza “C”
Miembro depositado en un ambiente marino según lo indicado por Baby (2015),
donde es característica la depositación de calizas, calco-arenitas, areniscas
glauconíticas y lutitas de ambiente marino.
Arenisca “T”
Este miembro se subdivide en dos, en la Arenisca “T” principal y Arenisca “T”
superior, que según (Haq et al., 1987) define la aparición de otro importante límite
de secuencia erosiva, que expone al prisma de alto nivel durante el Albiano Superior
– Cenomaniano Inferior (96 Ma.), que fue generado por un drenaje erosivo que
pertenece a una red de valles incisos, que sucesivamente fueron rellenados por las
areniscas “T” principal de tipo caolinítico durante el inicio del evento transgresivo,
característicos de sistemas fluviales con influencia estuarina y/o mareal.
Suprayaciendo a estas areniscas caoliníticas se presentan los depósitos transgresivos,
las areniscas glauconíticas características de las areniscas “T” superior, calco-
arenitas y lutitas, que son típicos de ambientes de baja energía de plataforma marina
somera.
Caliza “B”
Según Baby et al., (2015) este gran cuerpo calcáreo depositado en el Albiano
Superior – Albiano Medio (96 Ma.), presenta las mismas características de
depositación de la arenisca “T” superior, donde se puede evidenciar un ambiente de
depositación de plataforma marina somera con una baja energía.
Arenisca “U”
El miembro arenisca “U” se evidenció que se divide en dos miembros: Arenisca “U”
inferior y Arenisca “U” superior, el proceso de depositación de este miembro según
Haq et al. (1987) sucedió durante el Cenomaniano Medio – Turoniano Inferior (96 –
91 Ma.). La arenisca “U” inferior es similar a la arenisca “T” principal que fue citada
anteriormente, su litología característica consiste en areniscas de color gris claras
caoliníticas con poca presencia de caliza, dicha arenisca representa el relleno de
valles incisos sobre el límite de dicha secuencia, esta depositación se debe a la subida
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del nivel del mar (transgresión temprana), fenómeno que sucede cuando valles
erosionados se trasforman en estuarios e inician su relleno por sistemas canalizados
fluviales con influencia de marea. Suprayaciendo a la arenisca “U” inferior tenemos
la arenisca “U” superior que representa la sucesión transgresiva marina en dicha
época a lo largo de la Cuenca, con una litología característica que consiste en
areniscas glauconíticas calcáreas y lutitas de ambiente marino somero.
Caliza “A”
Este miembro calcáreo de la Formación Napo, fue depositado durante el Turoniano
Inferior a Medio (91 – 89 Ma.) periodo donde la transgresión marina por lo indicado
por Haq et al. (1987) y el sistema de prisma de alto nivel en donde la plataforma
marina abierta de la Cuenca comienza a tener su fin. Fue depositada como el
resultado de la progradación de la plataforma asociada al inicio de la caída del nivel
del mar.
Caliza “M2”
Es un miembro característico de tipo marino como lo indica Baby (2015), depósito
de plataforma carbonatada en donde no se tiene aporte y/o influencia clástica,
evidenciado claramente por su litología consistente en calizas de color gris oscuro,
negro, este miembro fue depositado durante el Turoniano Superior (92 Ma.).
Volcánico Auca Sur
Este miembro volcánico, se encuentra suprayaciendo a la Caliza “M2”, este miembro
es característico del Campo Auca ya que solamente se lo puede encontrar en el
campo mencionado. Esta actividad volcánica que se presentó en el Campo Auca fue
muy importante por las facies tanto extrusivas como intrusivas que presenta.
La litología característica de este miembro es:
Facies extrusivas: tobas basálticas con vidrio volcánico depositadas en un
ambiente acuoso según (Barragán et al., 2015).
Facies intrusivas: diques de basalto olivínico ubicados en la sección de “T”
principal.
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Caliza “M1”
Al igual que la Caliza “M2” este miembro carbonatado, fue depositado en un
ambiente de plataforma carbonatada sin aporte y/o influencia clástica como lo indica
Haq et al. (1987) durante el Santoniano Inferior (87 Ma.), su litología característica
consiste en caliza gris oscura a gris clara y lutitas de ambiente marino, lo que indica
que no es una sedimentación muy profunda.
2.2.3 Formación Tena
Es la tercera formación más importante de la Cuenca Oriente y del Campo Auca
después de Hollín y Napo, debido a que su miembro basal suele ser reservorio de
crudo, por sus areniscas. Esta Formación se divide en dos miembros: Arenisca Basal
Tena y Miembro Tena, según lo indicado por Baby et al. (2015) el ambiente de
depositación de esta Formación es de tipo transicional debido a que tenemos
depósitos marinos (arenisca) como continentales (arcillolita).
Arenisca Basal Tena
Este miembro arenoso se deposita en un ambiente fluvio-marino de canales de marea
según lo indicado por Haq et al. (1987), como facies de playa y de plataforma marina
clástica somera, durante el Maastrichtiano Inferior (72 Ma.). La litología
característica de este miembro es arenisca cuarzosa, con intercalaciones de arcillolita
café rojiza, café amarillenta y limolita gris clara, gris verdosa.
Miembro Tena
Está constituido este miembro por arcillolitas, lutitas, con intercalaciones de limolitas
y areniscas con coloraciones: negra, café rojizo, llegando casi al color de ladrillo
rojizo y púrpura, coloraciones debidas en gran parte a la meteorización, estos
sedimentos fueron depositadas durante el Maastrichtiano Superior al Paleoceno
Inferior (70 – 65 Ma.), sobre la Formación Napo indicando un importante hiato en la
sedimentación durante el Campaniano. Según Baby et al. (2015) esta formación es la
indicadora de un cambio significativo en la sedimentación Cretácica – Terciaria.
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2.2.4 Formación Tiyuyacu
Baldock (1982) atribuye que con la Formación Tiyuyacu se da inicio la secuencia
Terciaria de la Cuenca Oriente y del Campo Auca, teniendo su periodo de
depositación continental desde el Eoceno - Oligoceno (53 - 34 Ma.) en un ambiente
de tipo fluvial, suprayaciendo a la Formación Tena. Este miembro es una sucesión de
capas rojas, comprendiendo conglomerados basales gruesos al que sobreyace
areniscas con intercalaciones de lutitas rojas, verdosas y grises.
Miembro Conglomerado Inferior
Se evidenció y caracterizó que este miembro consiste en una depositación fluvial de
agua empozada, rica en sílice lo que caracteriza a este miembro, que tiene como
litología un conglomerado de chert de coloración gris claro a negro.
Miembro Conglomerado Superior
Al igual que el conglomerado inferior este conglomerado es de depositación
continental de tipo aluvial, perteneciente a aguas empozadas, se caracteriza por ser
un conglomerado de tipo cuarzoso con intercalaciones de arenisca y arcillolita.
2.2.5 Formación Orteguaza
Este miembro fue depositado durante el Oligoceno (34 – 23.5 Ma.) en un ambiente
marino somero como lo indica Baldock (1982), donde se puede evidenciar
claramente una pequeña transgresión marina durante el Oligoceno, teniendo así la
depositación de lutitas características de ambiente marino somero, en su parte
inferior este miembro presenta lutita con intercalaciones de limolita y arenisca
cuarzosa.
2.2.6 Indiferenciado
Este miembro consiste en todas las formaciones que han sido depositadas desde el
Oligoceno hasta la actualidad (Holoceno) es decir desde hace 23,5 Ma., teniendo así
característica la depositación de sedimentos continentales de ambiente fluvial como
son las terrazas aluviales y el material aluvial en sí. Las Formaciones Geológicas que
se encuentran dentro de este miembro son: Chalcana, Arajuno, Chambira, donde
tenemos litologías como arcillolitas, limolitas, conglomerados, lutitas, según Baldock
(1982).
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2.3 Análisis de Amenazas
2.3.1 Arremetida de pozo
La arremetida de pozo es la situación en que el fluido de perforación ejerce una
presión inferior a la de otros fluidos (agua de formación, niveles de hidrocarburo,
gas, etc.) que se encuentran en los estratos perforados. Estos fluidos pueden ser el
mismo petróleo o gas o lentes de agua que se encuentren en el camino de la broca.
En estos casos una columna de fluido empuja hacia arriba al fluido de perforación
haciéndolo ascender por el espacio anular. Para evitar arremetidas es importante
mantener la columna de presión que el fluido de perforación ejerce sobre el pozo. En
el caso de una caída de presión y/o falla en las bombas del fluido se podría producir
una arremetida. Otro caso en que se produce esta situación es el de falta de presión
de relleno mientras se extrae la tubería de perforación (viaje de tubería). La
arremetida más peligrosa es la de gas debido a su alta velocidad, inflamabilidad y
contenido en sulfuro de hidrógeno; que puede resultar extremadamente corrosivo
para las sartas. El sistema que consiste en un conjunto de sellos, válvulas y tuberías
colocados en la cabeza del pozo, conocido más comúnmente como la BOPs (válvula
grande instalada en el extremo superior de un pozo, que puede cerrarse si la brigada
de perforación pierde el control de los fluidos de formación), es el quien frena las
arremetidas de pozo.
2.3.2 Reventón de pozo
El reventón o descontrol de pozo es la fase siguiente a la arremetida y se produce
cuando ésta queda totalmente fuera de control. Si no es posible restablecer la presión
del fluido de perforación durante una arremetida, el pozo expulsará el crudo, gas o
agua; hasta que el parámetro se restablezca. Cabe destacar que el reventón puede
durar días, incluso meses, con los problemas de seguridad como lesiones en
trabajadores principalmente, los problemas medioambientales como son la
contaminación del terreno, de ríos, esteros, daños en la flora y fauna de la zona y
finalmente los problemas económicos que consiste en la pérdida de millones de
dólares.
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2.3.3 Derrumbe de pozo
Debido a los esfuerzos y vibraciones que se transmiten a los estratos geológicos
durante la perforación puede ceder desplazando grandes masas de rocas e
inutilizando el pozo. Con objeto de prevenir el derrumbe del pozo se realizan tareas
de cimentación que, cubriendo el pozo con tubería de revestimiento y cemento, que
lo dotan de rigidez. La sarta de tuberías y el fluido de perforación también
contribuyen, debido a los esfuerzos que soportan, a detener los derrumbes.
2.3.4 Atascamiento de tubería
El atascamiento y el desenrosque de tubería de perforación, son problemas
relacionados con la sarta de perforación. En el caso que una de las sartas u otros
elementos se desenrosquen o queden atascadas, extraerlas se convierte en una
operación compleja comúnmente conocida como “pesca”. La sarta puede incluso
partirse debido a los esfuerzos que debe soportar y, en caso de hacerlo; normalmente,
lo hace por una de sus juntas. Esta situación requiere, si es posible, extraer la
totalidad de la sarta y a través de ganchos, cadenas y cestas extraer el elemento
entorpecedor. Existen situaciones por las que la sarta de tuberías queda atascada
completamente y no se puede extraer lo que conlleva al abandono del pozo. En otros
casos de atascamiento puede optarse por desviar la perforación (Sidetrack).
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3. MARCO METODOLÓGICO
El presente proyecto se basa en la correlación estratigráfica y estructural de los
registros eléctricos corridos a hueco abierto en los diferentes pozos perforados en el
PAD M y pozos vecinos a estos en el Campo Auca.
Para la obtención de la información necesaria para la realización del proyecto, se
realizó una carta solicitando a PETROAMAZONAS EP., que la información
correspondiente a registros eléctricos, datos de surveys, topes formacionales y cierres
estructurales del PAD M en el Campo Auca, sean liberados para su posterior
utilización.
El trabajo generado por PETROKEM LOGGING SERVICES consistió en generar
masterlogs de perforación de pozos petroleros con el Mudlogging, servicio que
consiste en el monitoreo permanente de parámetros de perforación a través de los
diferentes sensores: sensor de profundidad, de peso en el gancho, de nivel de lodo,
cuenta strokes, de presión, de flujo y sensor de torque (Figura 3.1a-g), ubicados en
diferentes partes del taladro de perforación de un pozo petrolero.
Después de tener calibrado los sensores y puestos en marcha, para el registro de los
parámetros medidos se utiliza el Software PenLab, para integrar todos estos datos
registrados. Este software PenLab es de origen croata, el cual nos permite integrar
tanto el monitoreo de los diferentes parámetros de perforación así como el control
litológico que se va realizando de manera microscópica.
Este software nos permite el cálculo de tres modelos matemáticos independientes
para el cálculo del lag (retorno) con factores de corrección configurables por el
usuario, como son:
Cálculo del retorno del lodo (Mud Lag)
Cálculo del retorno del gas (Gas Lag)
Cálculo del retorno de la muestra (SampleLag)
Todos estos parámetros registrados (retorno de muestra, profundidad medida,
profundidad vertical, tasa de perforación, peso sobre la broca, rpm, galonaje de lodo,
posición del top drive, cuenta strokes) que son observados en tiempo real por medio
de la transferencia de información en tiempo real usando el Data Link Client, el cual
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permite variar la presentación de las unidades y datos de medida de acuerdo al
requerimiento del cliente.
De igual manera se realizará la recolección, lavado y análisis de muestras de canal de
manera macroscópica y microscópica (ripios de perforación), las cuales serán la
evidencia litológica para generar el registro litológico.
Las muestras que indiquen presencia de hidrocarburo serán analizadas con el método
de fluorescencia (Shows) para determinar la movilidad que el hidrocarburo presenta
y conjuntamente con la interpretación de los valores de porosidad y resistividad
obtenidos en los registros eléctricos podemos identificar las zonas de mayor interés
hidrocarburífero para su posterior cañoneo y explotación del hidrocarburo.
Figura 3.1: Sensores que permiten registrar los parámetros de perforación de un pozo petrolero
dentro de una cabina de Mudlogging.
Los registros eléctricos son cargados y normalizados en el software PETREL para la
determinación de los topes y bases de las diferentes unidades litológicas encontradas
durante la perforación de los pozos.
Jorge Santiago Piedra Cevallos
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AUCA SUR EN EL ORIENTE ECUATORIANO”.
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En el trabajo de gabinete se realizarán mapas estructurales e isópacos, asi como las
correlaciones estratigráficas y estructurales con los datos obtenidos de registros
eléctricos corridos a hueco abierto en las areniscas “U”, “T” y Hollín, dentro de la
estructura del Campo Auca.
Para la elaboración de los mapas isópacos y estructurales, fue necesario conocer los
topes y bases de la unidades litológicas definidos en la correlación estratigráfica y los
espesores de estas unidades definidos por medio del análisis de la correlación
estructural.
Finalmente se realizaran los respectivos cortes en sección, con dirección N-S y E-O,
en el Campo Auca.
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4. MARCO TEÓRICO
4.1. Cuenca Sedimentaria.
Según Torres (1994) una cuenca sedimentaria es una zona deprimida de la corteza
terrestre de origen tectónico donde se acumulan sedimentos. Para su formación se
requiere un proceso de subsidencia prolongada.1 Los límites geográficos de las
cuencas sedimentarias están definidos por los límites de las zonas subsidentes y las
zonas en proceso de levantamiento o estables que las bordean. Una cuenca
sedimentaria se considera activa mientras duren los procesos tectónicos que la
originaron, tanto de subsidencia de la misma como de elevación de las áreas
circundantes.
4.2 Estratigrafía.
Etimológicamente, Estratigrafía es la descripción de estratos. Esta definición es a la
vez amplia y en la actualidad se puede definir como el estudio e interpretación de los
procesos registrados en las sucesiones sedimentarias, que van a permitir, además de
conocer la naturaleza y disposición de las rocas estratificadas, la correlación, tanto de
los materiales como de los sucesos, y una ordenación temporal correcta de la
secuencia de materiales y sucesos (Corrales et al., 1977).
4.3 Trampas Petrolíferas
Agueda (1977), establece que una trampa petrolífera o trampa de petróleo es una
estructura geológica que hace posible la acumulación y concentración del petróleo,
manteniéndolo atrapado y sin posibilidad de escapar de los poros de una roca
permeable subterránea. El petróleo así acumulado constituye un yacimiento
petrolífero secundario y la roca cuyos poros lo contienen se denomina roca almacén.
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Figura 4.1: Clasificación de trampas petrolíferas: (A) trampa estructural, (B) trampa por
fallamiento, (C) trampa por domo salino, (D) trampa estratigráfica (Modificado de Gillman,
1951).
4.3.1 Trampas estratigráficas.
Según Gillman (1951), son aquellas en las que el principal elemento conformador de
la trampa es alguna variación en la estratigrafía, en la litología o en ambas de la roca
reservorio, como son cambios de facies, variaciones locales en la porosidad y en la
permeabilidad o un cierre en la parte alta de la estructura independientemente de
factor estructural (Figura 4.1D).
4.3.2 Trampas estructurales.
Son aquellas en las que el límite superior se ha vuelto cóncavo, visto desde abajo, por
alguna deformación local, como por ejemplo, un plegamiento o fallamiento (Figura
4.1B), o ambos, de la roca reservorio (Gillman, 1951). Estas trampas se presentan
con mayor frecuencia en el campo petrolero (Figura 4.1A).
4.3.3 Trampas estructurales.
Son aquellas trampas que se encuentran formadas por la combinación de las trampas
estructurales y estratigráficas (Agueda, 1977).
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4.4 Correlaciones Estratigráficas
La palabra correlación significa la relación recíproca entre dos o más cosas. En
Estratigrafía, el concepto de correlación se utilizó desde un principio en el sentido de
equivalencia de edad entre diferentes materiales (Figura 4.2), puesto que el tiempo
es el parámetro básico para relacionar de forma recíproca todos los procesos que
estudia la estratigrafía.
En realidad, toda correlación estratigráfica, lleva en el fondo un intento de demostrar
la equivalencia temporal, en sí siendo las correlaciones la meta de los trabajos
estratigráficos (Vera et al., 1977).
Figura 4.2: Correlación estratigráfica utilizando paleontología para la determinación de
ambientes de depositación (Modificado de Coe, 2003).
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Figura 4.3: Correlación estratigráfica realizada en Software Petrel para determinar topes
formacionales (prognosis) de las unidades litológicas del PAD M en el Campo Auca, tomada de
la lista de chequeo para la planificación del pozo ACAM-145 (Modificado de PAM, 2015)
Nesmeyanov (1989), establece que, los esquemas de correlación son cercanos por su
contenido a los perfiles geológicos, diferenciándolos de ellos en que, los esquemas
de correlación se constituyen por una serie de columnas, sobre las cuales se muestra
la variación de los parámetros seleccionados de las rocas en el tiempo. El espacio
entre columnas no se interpreta, sino que permanece vacío. Las líneas que unen las
diferentes columnas muestran la correlación de estos o aquellos elementos de las
columnas (paquetes litológicos o estratigráficos, capas, reservorios naturales, etc.)
(Figura 4.3).
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A principios del siglo XX se pensaba que una roca con el mismo fósil tenía la misma
edad y que los límites litológicos eran también límites isócronos. Si las unidades son
litoestratigráficas entonces la correlación se realiza entre unidades litológicas que
suelen ser diacrónicas. Si las correlaciones son bioestratigráficas, aloestratigráficas o
magnetoestratigráficas se establece una equivalencia temporal (más o menos
aproximada). Si se trata de una autocorrelación o de la correlación de un nivel guía
se sigue una isócrona (Díaz, 1996).
4.5 Tipos de correlaciones estratigráficas
4.5.1 Correlaciones litoestratigráficas.
Díaz (1996) establece que estas correlaciones, son las que usan las características
litológicas de las rocas para proponer o no que pertenezcan al mismo cinturón de
facies o a la misma unidad litológica. Se realizan entre sucesiones de estratos
(representados por columnas) que rellenan una cuenca de sedimentación. La
correlación entre dos o más columnas estratigráficas permite reconstruir la geometría
aproximada de las unidades litoestratigráficas, valorar su posición relativa en el
tiempo, deducir sus cambios laterales de facies y sus acuñamientos, y en ocasiones
reconstruir el relleno de una cuenca sedimentaria. Sin embargo a veces es arriesgado
proponer una equivalencia entre unidades sin más información complementaria que
la mera litología.
4.5.2 Autocorrelación
Consiste en seguir físicamente una o más superficies de estratificación en el terreno,
que pueden considerarse isócronas, o uno o más reflectores en un perfil sísmico. En
algunas situaciones excepcionales la superficies de estratificación pueden seguirse
decenas de kilómetros. También se pueden utilizar paleosuelos (Díaz, 1996).
4.5.3 Correlación por niveles guía
Díaz (1996) define que esta correlación son estratos o grupos de estratos que se
intercalan entre materiales de otra naturaleza y que están asociados a eventos, por
ejemplo depósitos de erupciones volcánicas, de grandes tormentas, o de corrientes de
gravedad inducidas por terremotos.
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4.5.4 Correlaciones magnetoestratigráficas
Díaz (1996) establece que la magnetoestratigrafía es la ciencia que estudia las
características magnéticas de las rocas estratificadas de diferentes edades y que
pretende la obtención de la escala cronoestratigráfica aplicable a materiales de
cualquier medio sedimentario. El estudio Paleomagnético de materiales de diferentes
localidades, pero correspondientes a un mismo intervalo de tiempo, pone en
manifiesto la isocronía de las zonas de polaridad magnética que se puedan
diferenciar. Para secciones estratigráficas de materiales posteriores al jurásico medio
se tiene una escala de referencia bastante precisa, elaborada esencialmente a partir de
datos del fondo oceánico.
4.5.5 Correlaciones aloestratigráficas (Estratigrafía secuencial)
Correlacionan unidades del relleno de una cuenca limitadas por discontinuidades.
Estas unidades no son obligatoriamente homogéneas. Están constituidas por
sucesiones de estratos depositados durante un intervalo de tiempo concreto y bajo
una dinámica tectónica. Otras correlaciones aloestratigráficas están basadas en
conceptos de la Estratigrafía Secuencial (Díaz, 1996).
4.6 Mapa Estructural
Es un tipo de mapa del subsuelo cuyas curvas de contorno representan la elevación
de una determinada formación, yacimiento o marcador geológico en el espacio, de
modo que los pliegues, fallas y otras estructuras geológicas es se muestran con
claridad (Mapa 5.2). Su apariencia es similar a la de un mapa topográfico, salvo que
este último muestra las elevaciones de la superficie terrestre en tanto que un mapa
estructural exhibe la elevación de una determinada capa de roca, generalmente por
debajo de la superficie (Schlumberger, 2016).
4.7 Mapa de isópacos
Los mapas de espesores o mapas isópacos, muestran la variación del espesor de un
intervalo estratigráfico dado o de un paquete litológico en el plano (Golev, 1989).
Cada mapa de isópacos muestra la estructura de la superficie inferior del paquete
mapeado, al inicio de la depositación de la siguiente serie de sedimentos. Una serie
de mapas de isópacos, construidos para horizontes estratigráficos sucesivos, que se
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alternan unos a otros, reflejará la dinámica del desarrollo de las regiones de
subsidencia y levantamientos en los límites del territorio estudiado (Figura 4.4).
Figura 4.4: Mapa de isópacos en pies de Napo Superior: (a) ciclo sedimentario IV (Base Caliza
M2-tope lutitas Napo Superior); (b) ciclo sedimentario V (areniscas M1 y Basal Tena)
(Modificado de Baby et al, 2015).
4.8 Registros Eléctricos
Para determinar algunas características de las formaciones del subsuelo es necesario
llevar a cabo la toma de registros. Para esto se utiliza una unidad móvil (o
estacionaria en pozos costa afuera) que contiene un sistema computarizado para la
obtención y procesamiento de datos.
También cuenta con él envió de potencia y señales de comando a un equipo que se
baja al fondo del pozo por medio de un cable electromecánico. El registro se obtiene
al hacer pasar sensores de la sonda frente a la formación, moviendo la herramienta
lentamente de abajo hacia arriba (Schettini, 2013).
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Los objetivos del registro geofísico podemos mencionar los siguientes:
Determinar las características petrofísicas de la formación, porosidad,
permeabilidad, saturación de agua / hidrocarburos, densidad de la matriz,
resistividad.
Delimitación litológica de las zonas productoras.
Desviación y rumbo del agujero
Medición del diámetro de agujero
Dirección del buzamiento de formación
Evaluación de la cementación primaria.
Los registros eléctricos (Figura 4.5), tales como el SP (Potencial Espontáneo), (RT)
resistividad, gamma ray (GR) y Neutrón o Densidad (NPH o RHO) nos proporcionan
estimaciones indirectas de la calidad de roca, porosidad y saturación de fluidos
(agua, petróleo o gas).
Un registro obtenido utilizando un cable eléctrico. En este sentido, el término se
refiere a cualquier registro adquirido con cable, independientemente de que mida una
magnitud eléctrica o no. El término se remonta a los primeros días de la técnica de
adquisición de registros, en los que los únicos registros eran el registro de potencial
espontáneo y el registro de resistividad, obtenidos con los dispositivos de electrodos
convencionales.
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Figura 4.5: Encabezado de registro eléctrico corrido a hueco abierto en el PAD M perteneciente
al pozo M-142, indicando las curvas de SP, GR, RT, NPH Y RHO.
Los tipos de registros básicos son:
Gamma Ray, Spontaneous Potential: Son utilizados para determinar el
espesor del reservorio y a su vez discriminan el reservorio del no reservorio.
Density, Neutron y Sonic: Se utilizan para calcular la porosidad, identificar
litologías y diferenciar oil de gas.
Lateralog, Induction y Microresistivity: Junto con los registros que nos
permiten calcular la porosidad se utilizan para calcular saturaciones de
hidrocarburo.
4.8.1 Potencial Espontáneo (SP)
El SP (Spontaneous o Self Potential) constituye una de las herramientas más antiguas
(Doll, 1929) y consiste en un electrodo de tensión móvil dentro del pozo y otro fijo
en superficie, más el correspondiente milivoltímetro para medir las diferencias de
potencial. Tiene como objetivos detectar estratos permeables (Solo es una indicación
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cualitativa), estimar el nivel de lodolitas o arcillas de la roca reservorio y permite
realizar la correlación de capas.
Se presenta por un fenómeno natural que ocurre cuando un nuevo fluido (Lodo de
perforación) rompe el equilibrio de la formación y los potenciales son creados por
corrientes eléctricas inducidas químicamente, solo si la salinidad del fluido de
perforación es diferente a la salinidad del agua de formación. La corriente se genera
en las interfaces: capa permeable/capa impermeable y zona virgen/zona invadida
(Figura 4.6).
En las formaciones permeables la curva del SP muestra deflexiones desde la línea
base de las arcillas (Schlumberger, 2013).
Figura 4.6: Ejemplo de un registro de SP en una serie de lutitas y arena (Modificado de
Schlumberger, 2013).
4.8.2 Gamma Ray (GR)
Son aquellos registros donde las ondas de alta emisión de energía radiactiva
(bombardeo de neutrones) son registrados, a un estado bajo de energía. Los
principales elementos encontrados en este tipo de registro son: torio 32, uranio 238 y
potasio 40, teniendo una intensidad total de la radiación gamma de potasio
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predominante sobre la radiación de torio y uranio, el Gamma Ray se registra en
unidades API en escala de 0 -150 (Figura 4.7).
Un registro de la radioactividad natural total, medida en unidades API. La medición
puede obtenerse tanto con agujero descubierto como a través de la tubería de
revestimiento. La profundidad de investigación es de algunas pulgadas, de manera
que el registro normalmente mide la zona lavada. Las lutitas y las arcillas son
responsables de la mayor parte de la radioactividad natural, de manera que el registro
de rayos gamma a menudo es un buen indicador de este tipo de rocas. No obstante,
otras rocas también son radioactivas, especialmente algunos carbonatos y las rocas
ricas en contenido de feldespato. El registro se utiliza además para la correlación
entre pozos, para la correlación en profundidad entre el agujero descubierto y el pozo
entubado, y para la correlación en profundidad entre las carreras de adquisición de
registros. El registro de rayos gamma fue el primer registro nuclear de pozo y se
introdujo a fines de la década de 1930 (Schlumberger, 2016).
Figura 4.7: Respuesta común obtenida al correr el Gamma Ray (curva verde) en el pozo ACAQ-
114 dentro del Campo Auca.
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4.8.3 Densidad (Density (RHO))
Los registros de densidad se utilizan primordialmente como registros de porosidad,
sirven para la identificación de minerales en depósitos de evaporitas, además permite
la determinación de la densidad de los hidrocarburos. Se utiliza de igual manera para
la evaluación de arenas con arcillas y de litologías complejas y permite determinar la
producción de lutitas con aceite.
La densidad del volumen de formación es usada como un indicador de porosidad
primaria (Figura 4.8). La densidad es usada con otras mediciones de registros para
determinar litología y tipo de fluido (Halliburton, 2007).
Figura 4.8: Registro del pozo M-146 donde se muestra de color azul en la parte derecha, la
curva de Densidad.
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4.8.4 Neutrón (NPH)
El registro de neutrón permite calcular la porosidad en capas de litología conocida y
evaluar litologías de formaciones en combinación el registro de densidad (Figura
4.9). Este registro es una buena herramienta para detectar los reservorios saturados
con gas en formaciones limpias y es una herramienta clave para verificar la
consistencia de las litologías observadas con el mudlog, gamma ray y density
(Halliburton, 2007).
Figura 4.9: Registro del pozo M-145 donde se muestra de color verde en la parte derecha, la
curva de Neutrón.
4.8.5 Resistividad (SP)
Es un registro inducido ya que la resistividad es la capacidad que tienen las rocas de
oponerse al paso de corriente eléctrica inducida y es el inverso de la conductividad,
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es decir, la resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos presentes en los
poros de las rocas. Por lo tanto, si los poros de una formación contienen agua salada,
tendrá una alta conductividad y baja resistividad. Si estos poros estuvieren llenos de
hidrocarburos o gas, tendremos una baja conductividad y alta resistividad. La escala
de este registro se lee de izquierda a derecha, en escala logarítmica (Figura 4.10) que
va de 0.2 a 2000 ohm-m (Schlumberger, 2016).
Figura 4.10: Registro del pozo M-143 donde se muestra en la parte central la leyenda de
resistividad dentro del círculo rojo.
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5. PRESENTACIÓN DE DATOS
El PAD (sector lugar donde fueron perforados los pozos) M del Campo Auca se
encuentra ubicado dentro del gran Campo Auca (Figura 5.1) e inicia su explotación
el 28 de Abril de 2015.
Mapa 5.1: Mapa de bloques petroleros del Ecuador donde se puede ubicar al Campo Auca
dentro del recuadro rojo (Modificado de SNH, 2015).
Los pozos perforados en el PAD M del Campo Auca son: M142, M143, M144,
M145 y M-146, los cuales son de tipo “J” modificado (Tabla 5.1). Este tipo de pozo
direccional consiste en desviar el hoyo de un pozo a lo largo de un curso planeado, es
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decir, el pozo presenta una caída natural del ángulo establecido en su parte final, esta
desviación es provocada por el buzamiento de la formación con una profundidad
teniendo como objetivo principal la arenisca Hollín Principal para la explotación
hidrocarburífera.
Tabla 5.1: Datos de ubicación en coordenadas UTM correspondientes a los pozos
utilizados para la correlación estratigráfica y estructural del Campo Auca.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
290356.51 9913735.84
290358.33 9913748.52
290352.52 9917810.53
290270.29 9917763.44
290362.6 9913775.15
290357.72 9913744.29
9916324.67
290289.69 9917758.52
290275.16 9917762.27
290265.45 9917764.67
AUCA - 64
290804.57 9916305.74
290808.75 9916308.41
290842.62 9916329.94
290838.23 9916327.15
290834.17
ACAQ - 173
ACAQ - 174S1
ACSD - 014
ACSD - 021
ACSD - 022
ACSD - 023
ACAM - 143
ACAM - 144
ACAM - 145
ACAM - 146
ACAQ - 114
ACAQ - 117
COORDENADAS
YX
ACAM - 142
NOMBRE
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Mapa 5.2: Mapa de ubicación de pozos perforados en el Campo Auca en las diferentes
divisiones del Campo Auca (PETROAMAZONAS EP, 2015).
AUCA
AUCA SUR
PAD M
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5.1 Registros eléctricos corridos en cada uno de los pozos
Se corrieron a hueco abiertos los siguientes registros eléctricos para realizar la
caracterización litológica determinando los topes y bases de las unidades litológicas
identificadas en cada uno de los pozos, de igual manera se identificó las zonas con
mejor porosidad y finalmente fueron utilizados para realizar la correlación
estratigráfica y estructural. Los registros eléctricos corridos conocidos como triple
combo fueron: gamma ray (GR), potencial espontáneo (SP), Resistividad somera
(RS), Resistividad media (RM), Resistividad profunda (RD), Densidad (RHO) y
Neutrón (NPH) (Tabla 5.2).
Tabla 5.2: Identificación de los diferentes registros eléctricos corridos a hueco abierto
en cada uno de los pozos perforados en el Campo Auca y posteriormente utilizados en la
correlación estratigráfica.
5.2 Mapa de ubicación del PAD M
El PAD M se encuentra ubicado entre el Campo Auca y el Auca Sur (Mapa 5.2),
este PAD es un PAD conocido como de avanzada dentro del Campo Auca.
Este PAD se encuentra perforado ya que al ser un PAD de avanzada permitirá
aumentar el POES del Campo Auca.
GR SP RD RM RS NPH RHO
1 X X X X X X X
2 X X X X X X
3 X X X X X X X
4 X X X X X X X
5 X X X X X X X
6 X X X X X X X
7 X X X X X X X
8 X X X X X X X
9 X X X X X X X
10 X X X X X X X
11 X X X X X X
12 X X X X X X X
13 X X X X X X X
14 X X X X X X X
REGISTROS ELÉCTRICOS CORRIDOS
AUCA - 64
ACAQ - 173
ACAQ - 174S1
ACSD - 014
ACSD - 021
ACSD - 022
ACSD - 023
ACAM - 143
ACAM - 144
ACAM - 145
ACAM - 146
ACAQ - 114
ACAQ - 117
ACAM - 142
NOMBRE
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5.3 Orientación de las correlaciones estratigráficas y estructurales.
Las líneas de correlaciones estratigráficas del Campo Auca fueron realizadas en
sentido N-S (Mapa 5.3). y en sentido E-O (Mapa 5.4)., con esto se determinó los
topes y bases de las unidades litológicas para posteriormente realizar los mapas
estructurales e isópacos de las Areniscas “U”, “T” y Hollín.
Mapa 5.3: Línea de Orientación (N-S) en color azul, para las correlaciones estratigráficas y
estructurales, generadas en el Software Petrel.
Línea de correlación N-S
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Mapa 5.4: Línea de Orientación (E-O) en color azul, para las correlaciones estratigráficas y
estructurales, generadas en el Software Petrel.
Línea de correlación E-O Línea de correlación E-O
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5.4 Pozos perforados dentro del PAD M en el Campo Auca
5.4.1 Pozo ACAM-142
El pozo AUCA-M142 de tipo “J” modificado, inició operaciones de perforación el
día 28 de Abril del 2015 a las 03:00 horas, llegando a la profundidad final de 10480
ft MD / 10460 ft TVD el día 11 de Mayo del 2015 a las 13:30 horas. Se emplearon 4
BHA y 4 Brocas, siendo necesarios 14 días de perforación. El pozo fue realizado en
4 secciones 26”, 16”, 12 ¼ “, 8 ½ “.
Sumario de pozo
Presenta cada uno de los datos del pozo como son: nombre del pozo, la compañía
operadora, el campo donde se realiza la perforación, el tipo de pozo que se va a
realizar (vertical o direccional), las coordenadas de ubicación de los pozos en sistema
UTM WGS 84, los objetivos principales y secundarios que se plantea en el campo,
elevación del terreno y mesa rotaria, fecha de inicio y fin de la perforación y el
número de días que se necesitó para realizar la perforación del respectivo pozo
(Tabla 5.3).
Registros Eléctricos
La sección de 8 ½” fue evaluada con los siguientes registros eléctricos (Figura 5.1).
CORRIDA # 1: gamma ray (GR), spontaneus potential (SP), resistividad (Rx),
inducción, densidad, neutrón y caliper (CALI). Estas respuestas son analizadas para
la determinación de la estratigrafía secuencial y litología característica del pozo. Con
estos registros eléctricos se establece de manera más confiable los topes
formacionales para la consecuente correlación estratigráfica de pozos.
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Figura 5.1: Registro eléctrico del pozo M-142 corrido a hueco abierto en sección de 8 ½”,
analizado en el Software Petrel.
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PERFORADOS EN EL PAD M DENTRO DEL CAMPO PETROLERO
AUCA SUR EN EL ORIENTE ECUATORIANO”.
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Tabla 5.3: Datos correspondientes al sumario del pozo M142 (Modificado de PLS, 2015).
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PERFORADOS EN EL PAD M DENTRO DEL CAMPO PETROLERO
AUCA SUR EN EL ORIENTE ECUATORIANO”.
INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Página 52
5.4.2 Pozo ACAM-143
El pozo AUCA-M143, inició operaciones de perforación el día 27 de Mayo del
2015 a las 16:00 horas, llegando a la profundidad final de 10778 ft MD / 10437 ft
TVD el día 14 de Junio del 2015 a las 22:30 horas. Se emplearon 7 BHA y 5
Brocas, siendo necesarios 19 días de perforación. El pozo fue realizado en 4
secciones 26”, 16”, 12 ¼ “, 8 ½ “.
Sumario de pozo
El pozo M-143 presenta en su sumario como objetivo principal de la perforación a
la Arenisca Hollín superior y como objetivos secundarios a la Arenisca Basal
Tena, Arenisca “U” inferior y la Arenisca “T” principal (Tabla 5.4).
Registros eléctricos
El pozo fue evaluado con los siguientes registros eléctricos: Hueco Abierto
sección 8 ½” (Figura 5.2), CORRIDA # 1: MDL-MAI-MPD-MDN-MML-MCG
y CORRIDA # 2 toma de presiones y muestras de fluido: MCG, MFT.
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PERFORADOS EN EL PAD M DENTRO DEL CAMPO PETROLERO
AUCA SUR EN EL ORIENTE ECUATORIANO”.
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Figura 5.2: Registro eléctrico del pozo M-143 corrido a hueco abierto en sección de 8 ½”,
analizado en el Software Petrel.
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Tabla 5.4: Datos correspondientes al sumario del pozo M143 (Modificado de PLS, 2015).
AUCA-M143 (ACAM-
143)
PETROAMAZONAS E.P.
AUCA
DIRECCIONAL
TIPO “J” MODIFICADO
PETROAMAZONAS E.P
CCDC 66
UTM Y: 9’916,308.41 m Norte
UTM X: 290,808.75 m Este
UTM Y: 9’915,553.781 m Norte
UTM X: 290,727.442 m Este
PRIMARIOS: Arenisca Hollín Superior
SECUNDARIOS:
Basal Tena, Arenisca “U”
Inferior, Arenisca “T”
Principal
916.01ft
37.2 ft
953.21 ft
Mayo 27, 2015
Junio 14, 2015
Junio 19, 2015
10778 ft MD / 10437 ft
TVD.
19 Días.
24 Días.
TOTAL DÍAS DE PERFORACIÓN
TOTAL DÍAS DE OPERACIONES
ALTURA DE LA MESA ROTARIA
ELEVACIÓN DE LA MESA ROTARIA
FECHA DE INICIO DE LA
PERFORACIÓN
FECHA A LA PROFUNDIDAD FINAL
FECHA DE FINALIZACIÓN DE
OPERACIONES
PROFUNDIDAD FINAL PERFORADA
COMPAÑÍA PERFORADORA
TALADRO
COORDENADAS
DE SUPERFICIE
COORDENADAS
DE FONDO
OBJETIVOS
ELEVACIÓN DEL TERRENO
NOMBRE
COMPAÑÍA OPERADORA
CAMPO
TIPO DE POZO
PERFIL DEL POZO
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PERFORADOS EN EL PAD M DENTRO DEL CAMPO PETROLERO
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5.4.3 Pozo ACAM-144
El pozo AUCA-M144, inició operaciones de perforación el día 14 de Julio del
2015 a las 18:00 horas, llegando a la profundidad final de 11585 ft MD / 10484 ft
TVD, el día 05 de Agosto del 2015 a las 02:00 horas. Se emplearon 6 BHA y 6
Brocas, siendo necesarios 22 días de perforación. El pozo fue realizado en 4
secciones 26”, 16”, 12 ¼ “, 8 ½ “.
Sumario de pozo
Se estableció para el desarrollo del pozo M-144 como objetivo principal a la
Arenisca Hollín superior y como objetivos secundarios a la Arenisca “U” inferior
y Arenisca “T” principal. (Tabla 5.5).
Registros eléctricos
El pozo fue evaluado a Hueco Abierto en la sección 8 ½” (Figura 5.3).
CORRIDA # 1: AIT-PEX-JAR. Con estos registros eléctricos se establece de
manera más confiable los topes formacionales analizando las curvas tanto del
potencial espontáneo como lo de resistividad.
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Figura 5.3: Registro eléctrico del pozo M-144 corrido a hueco abierto en sección de 8 ½”,
analizado en el Software Petrel.
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Tabla 5.5: Datos correspondientes al sumario del pozo M144 (Modificado de PLS,
2015).
AUCA-M144 (ACAM-
144)
PETROAMAZONAS E.P.
AUCA
DIRECCIONAL
TIPO “J” MODIFICADO
PETROAMAZONAS E.P
CCDC 66
UTM Y: 9’916,329.940 m Norte
UTM X: 290,842.260 m Este
UTM Y: 9,916,319.270 m Norte
UTM X: 290,825.670 m Este
PRIMARIOS: Arenisca Hollín Superior
SECUNDARIOS:Arenisca “U” Inferior,
Arenisca “T” Principal
916.01ft
37.2 ft
953.21 ft
Julio 14, 2015
Agosto 05, 2015
Agosto 07, 2015
11585ft MD / 10484ft
TVD.
22 Días.
24 Días.
PROFUNDIDAD FINAL PERFORADA
TOTAL DÍAS DE PERFORACIÓN
TOTAL DÍAS DE OPERACIONES
ELEVACIÓN DEL TERRENO
ALTURA DE LA MESA ROTARIA
ELEVACIÓN DE LA MESA ROTARIA
FECHA DE INICIO DE LA
PERFORACIÓN
FECHA A LA PROFUNDIDAD FINAL
FECHA DE FINALIZACIÓN DE
OPERACIONES
PERFIL DEL POZO
COMPAÑÍA PERFORADORA
TALADRO
COORDENADAS
DE SUPERFICIE
COORDENADAS
DE FONDO
OBJETIVOS
NOMBRE
COMPAÑÍA OPERADORA
CAMPO
TIPO DE POZO
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5.4.4 Pozo ACAM-145
El pozo AUCA-M145, inició operaciones de perforación el día 17 de Agosto del
2015 a las 22:00 hora, llegando a la profundidad final de 11160 ft MD / 10447 ft
TVD, el día 01 de Septiembre del 2015 a las 10:30 horas. Se emplearon 7 BHA y
4 Brocas, siendo necesarios 16 días de perforación. El pozo fue realizado en 4
secciones 26”, 16”, 12 ¼ “, 8 ½ “.
Sumario de pozo
Se presentan que para este pozo se tiene como objetivo primario a la Arenisca
Hollín Principal y que los objetivos secundarios serían la Arenisca “U” inferior, la
Arenisca “T” principal y la Arenisca Hollín Superior (Tabla 5.6).
Registros eléctricos
El pozo fue evaluado con los siguientes registros eléctricos : Hueco Abierto
sección 8 ½” (Figura 5.4). CORRIDA # 1: SP-CAL-MCG-MDN-MPD-MAI-
MMLPEF. Al analizar las curvas obtenidas como respuesta de las formaciones
ante la corrida de registros eléctricos, se facilita la correlación estratigráfica y la
determinación de los ambientes de depositación de dichas formaciones.
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Figura 5.4: Registro eléctrico del pozo M-145 corrido a hueco abierto en sección de 8 ½”,
analizado en el Software Petrel.
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Tabla 5.6: Datos correspondientes al sumario del pozo M145 (Modificado de PLS,
2015).
AUCA-M145 (ACAM-
145)
PETROAMAZONAS E.P.
AUCA
DIRECCIONAL/DESAR
ROLLO
TIPO “J” MODIFICADO
PETROAMAZONAS E.P
CCDC 66
UTM Y: 9’916,327.15 m Norte
UTM X: 290,838.23 m Este
UTM Y: 9’915,201.52 m Norte
UTM X: 290,811.97 m Este
PRIMARIOS: Arenisca Hollín Principal
SECUNDARIOS:
Arenisca “U” Inferior,
Arenisca “T” Principal,
Arenisca Hollín Superior.
916.01ft
37.2 ft
953.21 ft
Agosto 16, 2015
Septiembre 01, 2015
Septiembre 03, 2015
11160 ft MD / 10447 ft
TVD.
16 Días.
17 Días.
FECHA DE FINALIZACIÓN DE
OPERACIONES
PROFUNDIDAD FINAL PERFORADA
TOTAL DÍAS DE PERFORACIÓN
TOTAL DÍAS DE OPERACIONES
OBJETIVOS
ELEVACIÓN DEL TERRENO
ALTURA DE LA MESA ROTARIA
ELEVACIÓN DE LA MESA ROTARIA
FECHA DE INICIO DE LA
PERFORACIÓN
FECHA A LA PROFUNDIDAD FINAL
TIPO DE POZO
PERFIL DEL POZO
COMPAÑÍA PERFORADORA
TALADRO
COORDENADAS
DE SUPERFICIE
COORDENADAS
DE FONDO
NOMBRE
COMPAÑÍA OPERADORA
CAMPO
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6. RESULTADOS
6.1 Descripción Registros
Este análisis consiste en la identificación presencia de hidrocarburo mediante la
ayuda de las curvas generadas tanto en el masterlog como en el registro eléctrico y
así determinar de manera más eficaz cuales son las zonas llamadas de interés en
cada uno de los pozos perforados en el PAD M del Campo Auca.
6.1.1 Pozo ACAM-142
Arenisca “U”
Figura 6.1: Registro eléctrico corrido a hueco abierto en el pozo ACAM-142,
específicamente se muestra la arenisca “U” (Modificado de PAM, 2015).
En la arenisca “U” se evidencia la presencia de lutitas con presencia de pequeñas
intercalaciones de arenisca. Las lutitas tienen un valor promedio del GR (gamma
ray) que está entre los 80 a 160 API, valores característicos para definir este tipo
de litología (Figura 6.1). Las intercalaciones dentro de esta unidad litológica se
identifican por los valores bajos de GR 20 a 40 API (intercalaciones de arenisca y
lutitas), los valores altos de Rxoz (resistividad) y el crossover de las curvas de
NPH (neutrón) Y RHO (densidad) junto al GR, nos indican que hay la presencia
Rxoz
NPH
GR
RHO
SP
U superior
U inferior
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de hidrocarburo hacia la base de la arenisca U inferior en la profundidad 9840 ft.
En un espesor aproximado de 6 ft.
Arenisca “T”
Figura 6.2: Registro del pozo ACAM-142, específicamente se muestra la arenisca
“T” (Modificado de PAM, 2015).
Los valores identificados en las curvas del registro, tenemos en el GR un alto de
180 API, con valores de 0.20 v/v en NPH y 2,70 g/cm3 en RHO además de
presentar una resistividad muy baja que se encuentra por 5 ohm-m. Esto nos
permite determinar que tenemos un cuerpo lutítico con intercalaciones de arena.
Rxoz
NPH
GR
RHO
SP
T superior
T principal
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Las intercalaciones de arena son identificadas por el valor bajo de 50 API en la
curva GR, además de un incremento en la curva de Rxoz y los valores bajos de
NPH y RHO, lo cual genera un crossover junto al GR. La presencia de
hidrocarburo hacia la base de la arenisca T superior en la profundidad 10050 ft.
En un espesor aproximado de 20 ft. (Figura 6.2).
Arenisca Hollín
Figura 6.3: Registro del en el pozo ACAM-142, específicamente se muestra la
arenisca “Hollín” (Modificado de PAM, 2015).
Esta es una zona bastante arenosa, en sí se puede definir como un cuerpo arenoso
con intercalaciones lutíticas. La curva de GR se mantiene en un valor alto de 100
Rxoz
NPH
GR
RHO
SP
Hollín
superior
Hollín
principal
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API y en su mayor parte registra un valor bajo de 20 API valor característico para
definir como arena. El crossover generado por las curvas NPH y la RHO junto
con la alta resistividad, permite identificar la zona de presencia de hidrocarburo a
una profundidad de 10306 ft, con un espesor de 40 ft. (Figura 6.3).
6.1.2 Pozo ACAM-143
Arenisca “U”
Figura 6.4: Registro del pozo ACAM-143, específicamente se muestra la arenisca
“U” (Modificado de PAM, 2015).
En el registro del pozo ACAM-143 la Arenisca “T” presenta un curva GR
aserrada, indicando cambios bruscos de energía en la depositación. Los valores de
la curva de GR se mantiene entre los 60 API como mínimo y 160 API como
máximo, generando un promedio de 110 API, por lo que, este cuerpo está
compuesto por una intercalación de lutitas y arenas (Figura 6.4). La resistividad
se mantiene en estable en valores bajos hasta llegar a la base de la arenisca “U”
inferior, donde tenemos una mayor resistividad, un valor de 20 API en el GR y
Rxoz
NPH
GR
RHO
U superior
U inferior
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presenta un crossover a una profundidad de 10130 ft, donde se evidencia la
presencia de hidrocarburo. Este espesor aproximado es de 20 ft.
Arenisca “T”
Figura 6.5: Registro del pozo ACAM-143, específicamente se muestra la arenisca
“T” (Modificado de PAM, 2015).
La curva de GR presenta una forma aserrada cilíndrica y a la vez indica que
existieron cambios abruptos durante la depositación de esta alternancia entre
lutitas y arenas. El valor mínimo de GR es de 20 API y el máximo es de 160 API,
teniendo como valor promedio 90 API (Figura 6.5). La curva de Rxoz presenta
una tendencia a estar estable y en las partes de arena esta se eleva. Existen en esta
zona 4 crossover que manifiestan la presencia de hidrocarburo: 1) a 10324 ft con
un espesor de 4 ft, 2) a 10348 ft con un espesor de 4 ft, 3) a 10368 ft con un
espesor de 14 ft y 4) a 10402 ft con un espesor de 18 ft.
Rxoz
NPH
GR
RHO
T superior
T principal
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Arenisca Hollín
Figura 6.6: Registro del pozo ACAM-143, específicamente se muestra la arenisca
“Hollín” (Modificado de PAM, 2015).
Hollín es todo su espesor presenta una curva de GR de tipo serrada cilíndrica lo
que nos indica cambios abruptos de energía y presencia de estratificación. Esta
curva presenta un valor mínimo de 20 API y un máximo de 120 API, teniendo
como valor promedio 60 API. Tenemos una curva de Roxz con un valor alto lo
cual es característico de un cuerpo arenoso (Figura 6.6). Debido a estos
parámetros se define que es un cuerpo arenoso con pequeñas intercalaciones
lutíticas.
Rxoz
NPH
GR
RHO
Hollín
superior
Hollín
principal
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6.1.3 Pozo ACAM-144
Arenisca “U”
Figura 6.7: Registro del pozo ACAM-144, específicamente se muestra la arenisca
“U” (Modificado de PAM, 2015).
La curva de Rxoz presenta valor muy bajos desde el Tope de “U” superior hasta el
tope de “U” inferior manteniendo una uniformidad, mientras que a partir del tope
de “U” inferior hacia la base de estas indica un aumento brusco en su tendencia.
En la parte de “U” inferior tenemos un cuerpo arenoso esto se debe que la curva
de GR muestra valores bajos de 10 API, esta curva es aserrada y cilíndrica
(Figura 6.7). En la “U” superior se identifica un cuerpo lutítico intercalaciones
de arena. A una profundidad de 10884 ft se evidencia un crossover generado por
el cruce de las curvas NPH y RHO, indicando la presencia de hidrocarburo, con
un espesor aproximado de 36 ft.
Rxoz
NPH
GR
RHO
SP
U superior
U inferior
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Arenisca “T”
Figura 6.8: Registro del pozo ACAM-144, específicamente se muestra la arenisca
“T” (Modificado de PAM, 2015).
Esta unidad se encuentra compuesto en su mayoría por lutitas debido a que tenemos
una curva de GR aserrada, típica de la base de lutitas. Los valores de GR oscilan entre
100 y 120 API. En pequeñas intercalaciones se identifica la presencia de arena donde
baja el GR drásticamente a 60 API, la resistividad Roxz se mantiene con una tendencia en
valores bajos, únicamente existe pequeñas alzas de resistividad donde tenemos
presencia de arena (Figura 6.8). Presenta esta unidad litológica dos crossover donde se
evidencia la presencia de hidrocarburo, el primero en la arenisca “T” superior a una
profundidad de 11098 ft con un espesor de 3 ft y el segundo en la base de la arenisca
“T” principal a 11229 ft con un espesor de 2 ft.
Rxoz
NPH
GR
RHO T superior
T principal
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INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Página 69
Arenisca Hollín
Figura 6.9: Registro del pozo ACAM-144, específicamente se muestra la arenisca
“Hollín” (Modificado de PAM, 2015).
El miembro Hollín superior consiste en una alternancia entre lutitas y arena,
debido a que el GR presenta una variación en su tendencia a estabilizarse, por eso
es una curva aserrada cilíndrica. El valor de GR varía entre los 20 API y 110 API,
valores característicos para definir esta intercalación. La curva de Roxz se
mantiene en una tendencia de valores altos, factor propio de las arenas (Figura
6.9). Se evidencia 3 crossover generados por la curvas de NPH Y RHO,
evidenciándose la presencia de hidrocarburo. Estos se encuentran: 1) a una
profundidad de 11397 ft con un espesor de 2 ft dentro de Hollín superior, 2) a una
profundidad de 11418 ft con un espesor de 4 ft y 3) a 11428 ft de profundidad con
Rxoz
NPH
GR
RHO
Hollín
superior
Hollín
principal
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INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Página 70
un espesor aproximadamente de 90 ft, estos dos últimos dentro de Hollín
principal.
6.1.4 Pozo ACAM-145
Arenisca “U”
Figura 6.10: Registro eléctrico corrido a hueco abierto en el pozo ACAM-145,
específicamente se muestra la arenisca “U” (Modificado de PAM, 2015).
Este registro ACAM-145, presenta una curva de GR aserrada con la morfología
cilíndrica, los topes y base de esta unidad son propios con cambios bruscos de
energía, el valor mínimo de la curva de GR es 20 API y con un máximo de 140
API, manteniendo un promedio de 80 API. La curva de Roxz se mantiene con una
tendencia baja, presentado algunos picos en las zonas de presencia de arenisca, lo
cual se evidencia con el cruce de las curvas de NPH y RHO (Figura 6.10). De tal
manera a este cuerpo se caracteriza como una intercalación de lutitas con arenisca.
Rxoz
NPH
GR
RHO
U superior
U inferior
GR
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Arenisca “T”
Figura 6.11: Registro del pozo ACAM-145, específicamente se muestra la arenisca
“T” (Modificado de PAM, 2015).
El valor de la curva de GR con una forma aserrada, se mantiene estable en 80 API
desde el tope de la arenisca hasta casi el tope de la arenisca “T” principal, donde
se comienza a ver que el valor de la curva de GR baja a 20 API y 40 API donde se
puede definir la presencia de arenas (Figura 6.11). La presencia de las arenas se
verifica con el análisis de las curvas de NPH y RHO, las cuales presenta valores
bajos dentro de su escala y presentan cruces en donde se tiene un valor bajo de
GR. En la unidad “T” superior se identifica un crossover a una profundidad de
10720 ft con un espesor de 8 ft, mientras que, en la unidad “T” principal fueron
identificados dos crossover, el primero a una profundidad de 10740 ft con un
espesor de 3 ft y el segundo a una profundidad de10760 ft con un espesor de 17 ft
aproximadamente.
Rxoz
NPH
GR
RHO
T superior
T principal
SP
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PERFORADOS EN EL PAD M DENTRO DEL CAMPO PETROLERO
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Arenisca Hollín
Figura 6.12: Registro del pozo ACAM-145, específicamente se muestra la arenisca
“Hollín” (Modificado de PAM, 2015).
La arenisca Hollín presenta una curva de GR con un valor mínimo de 20 API y un
máximo de 100 API, presentando tendencia con un valor promedio de 60 a 70
API. Esta curva presenta una forma aserrada cilíndrica, la cual indica
estratificación y cambios abruptos de energía en los topes (Figura 6.12). Un valor
alto de resistividad es otro parámetro que indica la presencia de un cuerpo arenoso
con intercalaciones de lutita. La base de Hollín principal no es posible ser
determinado por la falta de información en el registro eléctrico. Esta una unidad
presenta dos crossover que indican la presencia de hidrocarburo, en la arenisca
Hollín superior a 10974 ft de profundidad con un espesor de 24 ft y en la arenisca
Hollín principal a la profundidad de 11009 ft con un espesor de 5 ft.
Rxoz
NPH
GR
RHO
Hollín
superior
Hollín
principal
SP
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PERFORADOS EN EL PAD M DENTRO DEL CAMPO PETROLERO
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INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Página 73
6.2 Correlaciones
Las correlaciones estratigráficas y estructurales, se elaboraron teniendo en cuenta
los topes de techos y bases de las unidades litológicas (U, T Y HOLLIN) (Tabla
6.7), analizadas y establecidas previamente en los registros eléctricos tomados en
los pozos ACAM-142 / ACAM-143 / ACAM-146 / ACAM-145 / ACAM-144 del
PAD M.
Las correlaciones realizadas dentro del PAD M en el Campo Auca, permitieron
reconstruir la geometría de las unidades litológicas y la continuidad de las mismas
mediante las dos líneas de correlación en sentido N-S y E-O.
6.2.1 Análisis de la línea de correlación N-S.
En la correlación estratigráfica y estructural con sentido N-S (Anexo 5), fueron
utilizados los pozos: los pozos ubicados en la parte norte: ACAQ-114 / AUCA-64
/ ACAQ-117 / ACAQ-173, los pozos ubicados en el PAD M: ACAM-142 /
ACAM-143 / ACAM-146 / ACAM-145 / ACAM-144 y en la parte sur de la
estructura los pozos: ACSD-023 / ACSD-021 / ACSD-022 / ACSD-014,
perforados a lo largo del Campo Auca.
Arenisca “U” superior e inferior.
La unidad arenisca “U” superior que se encuentra suprayaciendo al miembro
arenisca “U” inferior, se extiende lateralmente y relativamente manteniendo su
espesor desde el pozo ACAQ-173 hasta el pozo ACSD-023, evidenciando que
esta estructura se presenta de manera continua a lo largo del PAD M en el Campo
Auca, uniendo la estructura del Campo Auca con el Campo Auca sur.
La unidad arenisca “U” inferior se extiende lateralmente desde el Campo Auca
(Norte) a partir del pozo ACAQ-173, al ingresar al PAD M el espesor de dicha
arenisca va disminuyendo hasta acuñarse específicamente en el pozo ACAM-144.
Esta arenisca reaparece desde el pozo ACSD-023 en el Campo Auca Sur con un
espesor relativamente constante.
Esta arenisca se encuentra suprayaciendo al miembro Caliza “B”.
Jorge Santiago Piedra Cevallos
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PERFORADOS EN EL PAD M DENTRO DEL CAMPO PETROLERO
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Arenisca “T” superior y principal.
La unidad arenisca “T” superior presenta una extensión lateral a lo largo del
Campo Auca. A partir del pozo ACAQ-173 al norte se evidencia hasta el PAD M
en el pozo ACAM-144 un espesor regular en su extensión, mientras que a partir
de pozo ACSD-023 hasta el pozo ACSD-014 en el Campo Auca Sur el espesor de
esta arenisca aumenta notablemente, además, se concluye que presenta
continuidad lateral a lo largo del Campo Auca.
La unidad arenisca “T” principal que se encuentra infrayaciendo a la unidad
arenisca “T” superior, presenta la misma tendencia de extensión que la unidad
anterior, se evidencia la continuidad de esta unidad a lo largo del Campo Auca
desde el pozo ACAQ-173 EN EL Campo Auca (Norte) hasta el pozo ACSD-014
en el Campo Auca Sur.
Arenisca Hollín superior y principal
Infrayaciendo a la unidad Caliza “C” de la formación Napo, se encuentra la
unidad Hollín superior, presentando una continuidad en su extensión lateral y un
espesor relativamente similar a lo largo del Campo Auca. Esta continuidad se
evidencia desde el pozo ACAQ-173 hasta el pozo ACSD-014, situados en el norte
y sur respectivamente.
La unidad Hollín principal, es la unidad más antigua de las unidades litológicas,
se extiende dentro del Campo Auca a lo largo de la línea general de correlación N-
S. A esta unidad no se le ha sido delimitada su base puesto que se carece de
información en los registros eléctricos, para identificar una unidad más antigua.
Pero, se identifica al norte donde se localiza el pozo ACAQ-173 que se encuentra
a menor profundidad, en comparación con el pozo ACSD-023 situado en el sur
del campo, esto puede ser inferido debido a actividad tectónica de la Cuenca
Oriente durante el Cretácico.
De esta manera se puede establecer que la extensión lateral de las areniscas “T”,
“U” superior y Hollín es continua y mantiene un espesor regular a lo largo de
toda su extensión en dirección de la línea de correlación. Mientras que la unidad
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arenisca “U” en su miembro “U” inferior presenta un acuñamiento dentro del
PAD M, específicamente en el pozo ACAM-144.
6.2.2 Análisis de la línea de correlación E-O.
Para la correlación tanto estructural como estratigráfica en el PAD M con sentido
E-O (Anexo 6), fueron utilizados los pozos: ACAM-146 / ACAM-145 / ACAM-
143 / ACAM-144 respectivamente.
Arenisca U superior e inferior
La unidad arenisca “U” superior que se encuentra, presenta una extensión lateral
uniforme dentro del PAD M, con un espesor uniforme a lo largo de los pozos
ACAM-144 / ACAM-143 Y ACAM 145, mientras que su mayor espesor en la
parte este en el pozo ACAM-146.
La unidad arenisca “U” inferior se extiende lateralmente perdiendo esta extensión
hacia el oeste, presentando un acuñamiento en el pozo ACAM-144, de igual
forma que en la unidad anterior su mayor espesor es hacia el este.
Arenisca T superior e principal.
La unidad arenisca “T” superior se presenta con una extensión lateral continua en
dirección a la línea de correlación, la mayor profundidad a la que se presenta esta
unidad es al este, mientras que su mayor espesor se lo evidencia en el pozo
ACAM-144. En la parte central de esta correlación, se identifica un espesor
uniforme en los pozos ACAM-145 y ACAM-143.
La unidad arenisca “T” principal en el PAD M, mantiene una extensión similar a
la unidad anteriormente mencionada la arenisca “T” superior. Su espesor es
uniforme a lo largo de la línea de correlación presentando su parte más alta en el
pozo ACAM-143.
Arenisca Hollín superior y principal
La unidad Hollín superior, dentro del PAD M presenta una continuidad en su
extensión lateral y una uniformidad en su espesor. Esta continuidad se evidencia
desde el pozo ACAM-144 al oeste hasta el pozo ACAM-146 en el este.
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La unidad Hollín principal, se extiende dentro del Campo Auca a lo largo de las
líneas generales de correlación. La parte más alta de unidad se la evidencia en el
pozo ACAM-143 mientras que su parte más baja en el pozo ACAM-146.
De esta manera se puede establecer que, el acuñamiento de la arenisca “U”
inferior se presenta en las dos líneas de correlación en el pozo ACAM-144. La
uniformidad en la extensión de las unidades arenisca “T”, “U” superior y Hollín
dentro del PAD M es lateral como lo es a lo largo de todo el Campo Auca.
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Tabla 6.7: Datos correspondientes a los topes y bases de las unidades litológicas determinados dentro del Campo Auca, al realizar las correlaciones
estratigráficas y estructurales en sentido N-S y E-W en el Software Petrel
POZO Unidad Litologica Profundidad (MD) POZO Unidad Litologica Profundidad (MD) POZO Unidad Litologica Profundidad (MD) POZO Unidad Litologica Profundidad (MD) POZO Unidad Litologica Profundidad (MD)
ACAM-142 Basal_Tena 9050.15 ACSD-014 Basal_Tena 9320.00 ACAM-145 Basal_Tena 9675.00 ACSD-023 Basal_Tena 9790.00 ACAQ-117 Basal_Tena 9357.00
ACAM-142 Tope_Napo 9073.90 ACSD-014 Tope_Napo 9330.00 ACAM-145 Tope_Napo 9710.00 ACSD-023 Tope_Napo 9815.00 ACAQ-117 Tope_Napo 9378.00
ACAM-142 Tope_M1L 9183.00 ACSD-014 Tope_M1L 9500.00 ACAM-145 Tope_M1L 9855.00 ACSD-023 Tope_M1L 10015.00 ACAQ-117 Tope_M1L 9510.00
ACAM-142 Tope_AL 9575.50 ACSD-014 Tope_AL 9826.00 ACAM-145 Tope_AL 10240.00 ACSD-023 Tope_AL 10353.00 ACAQ-117 Tope_AL 9854.00
ACAM-142 Tope_UU 9764.60 ACSD-014 Tope_UU 10005.00 ACAM-145 Tope_UU 10440.00 ACSD-023 Tope_UU 10559.00 ACAQ-117 Tope_UU 10037.00
ACAM-142 Tope_LU 9812.35 ACSD-014 Tope_LU 10064.00 ACAM-145 Tope_LU 10492.00 ACSD-023 Tope_LU 10620.00 ACAQ-117 Tope_LU 10109.00
ACAM-142 Base_LU 9845.20 ACSD-014 Base_LU 10110.00 ACAM-145 Base_LU 10515.00 ACSD-023 Base_LU 10650.00 ACAQ-117 Base_LU 10136.00
ACAM-142 Tope_BL 9969.10 ACSD-014 Tope_BL 10230.00 ACAM-145 Tope_BL 10650.00 ACSD-023 Tope_BL 10762.00 ACAQ-117 Tope_BL 10256.50
ACAM-142 Tope_UT 9978.50 ACSD-014 Tope_UT 10254.00 ACAM-145 Tope_UT 10670.00 ACSD-023 Tope_UT 10781.00 ACAQ-117 Tope_UT 10271.00
ACAM-142 Tope_mT 10068.00 ACSD-014 Tope_mT 10338.00 ACAM-145 Tope_mT 10740.00 ACSD-023 Tope_mT 10890.00 ACAQ-117 Tope_mT 10346.00
ACAM-142 Base_mT 10135.00 ACSD-014 Base_mT 10400.00 ACAM-145 Base_mT 10800.00 ACSD-023 Base_mT 10952.00 ACAQ-117 Base_mT 10416.00
ACAM-142 Tope_CL 10234.00 ACSD-014 Tope_CL 10480.00 ACAM-145 Tope_CL 10926.00 ACSD-023 Tope_CL 11043.00 ACAQ-117 Tope_CL 10532.00
ACAM-142 Tope_UH 10263.45 ACSD-014 Tope_UH 10502.00 ACAM-145 Tope_UH 10946.00 ACSD-023 Tope_UH 11065.00 ACAQ-117 Tope_UH 10542.00
ACAM-142 Tope_mH 10302.35 ACSD-014 Tope_mH 10550.00 ACAM-145 Tope_mH 11010.00 ACSD-023 Tope_mH 11110.00 ACAQ-117 Tope_mH 10590.00
ACAM-143 Basal_Tena 9310.95 ACSD-021 Basal_Tena 9312.00 ACAM-146 Basal_Tena 9674.00 AUCA-64 Basal_Tena 8966.00
ACAM-143 Tope_Napo 9336.70 ACSD-021 Tope_Napo 9350.00 ACAM-146 Tope_Napo 9700.00 AUCA-64 Tope_Napo 8988.00
ACAM-143 Tope_M1L 9457.00 ACSD-021 Tope_M1L 9534.00 ACAM-146 Tope_M1L 9845.00 AUCA-64 Tope_M1L 9100.00
ACAM-143 Tope_AL 9875.00 ACSD-021 Tope_AL 9852.00 ACAM-146 Tope_AL 10244.00 AUCA-64 Tope_AL 9462.00
ACAM-143 Tope_UU 10070.00 ACSD-021 Tope_UU 10035.00 ACAM-146 Tope_UU 10450.00 AUCA-64 Tope_UU 9650.00
ACAM-143 Tope_LU 10124.00 ACSD-021 Tope_LU 10093.00 ACAM-146 Tope_LU 10516.50 AUCA-64 Tope_LU 9719.50
ACAM-143 Base_LU 10154.30 ACSD-021 Base_LU 10120.00 ACAM-146 Base_LU 10555.30 AUCA-64 Base_LU 9752.00
ACAM-143 Tope_BL 10275.45 ACSD-021 Tope_BL 10245.00 ACAM-146 Tope_BL 10665.80 AUCA-64 Tope_BL 9870.00
ACAM-143 Tope_UT 10288.75 ACSD-021 Tope_UT 10268.00 ACAM-146 Tope_UT 10683.10 AUCA-64 Tope_UT 9885.00
ACAM-143 Tope_mT 10361.50 ACSD-021 Tope_mT 10361.00 ACAM-146 Tope_mT 10758.00 AUCA-64 Tope_mT 9970.00
ACAM-143 Base_mT 10424.50 ACSD-021 Base_mT 10416.00 ACAM-146 Base_mT 10825.60 AUCA-64 Base_mT 10041.00
ACAM-143 Tope_CL 10543.70 ACSD-021 Tope_CL 10516.00 ACAM-146 Tope_CL 10935.50 AUCA-64 Tope_CL 10155.00
ACAM-143 Tope_UH 10567.10 ACSD-021 Tope_UH 10533.00 ACAM-146 Tope_UH 10957.00 AUCA-64 Tope_UH 10170.00
ACAM-143 Tope_mH 10623.25 ACSD-021 Tope_mH 10580.00 ACAM-146 Tope_mH 11024.00 AUCA-64 Tope_mH 10232.00
ACAM-144 Basal_Tena 10000.00 ACSD-022 Basal_Tena 9310.00 ACAQ-114 Basal_Tena 9276.50 ACAQ-173 Basal_Tena 9610.00
ACAM-144 Tope_Napo 10027.45 ACSD-022 Tope_Napo 9335.00 ACAQ-114 Tope_Napo 9297.00 ACAQ-173 Tope_Napo 9630.00
ACAM-144 Tope_M1L 10183.00 ACSD-022 Tope_M1L 9502.00 ACAQ-114 Tope_M1L 9403.50 ACAQ-173 Tope_M1L 9768.00
ACAM-144 Tope_AL 10618.75 ACSD-022 Tope_AL 9833.00 ACAQ-114 Tope_AL 9771.00 ACAQ-173 Tope_AL 10110.00
ACAM-144 Tope_UU 10820.00 ACSD-022 Tope_UU 10015.00 ACAQ-114 Tope_UU 9948.00 ACAQ-173 Tope_UU 10305.00
ACAM-144 Tope_LU 10874.40 ACSD-022 Tope_LU 10080.00 ACAQ-114 Tope_LU 10015.50 ACAQ-173 Tope_LU 10360.00
ACAM-144 Base_LU 10874.50 ACSD-022 Base_LU 10108.00 ACAQ-114 Base_LU 10058.00 ACAQ-173 Base_LU 10409.00
ACAM-144 Tope_BL 11050.00 ACSD-022 Tope_BL 10231.00 ACAQ-114 Tope_BL 10170.00 ACAQ-173 Tope_BL 10534.50
ACAM-144 Tope_UT 11067.00 ACSD-022 Tope_UT 10255.00 ACAQ-114 Tope_UT 10185.20 ACAQ-173 Tope_UT 10552.00
ACAM-144 Tope_mT 11152.40 ACSD-022 Tope_mT 10365.00 ACAQ-114 Tope_mT 10268.00 ACAQ-173 Tope_mT 10650.00
ACAM-144 Base_mT 11230.00 ACSD-022 Base_mT 10418.00 ACAQ-114 Base_mT 10375.00 ACAQ-173 Base_mT 10709.00
ACAM-144 Tope_CL 11342.10 ACSD-022 Tope_CL 10501.00 ACAQ-114 Tope_CL 10447.00 ACAQ-173 Tope_CL 10816.00
ACAM-144 Tope_UH 11364.10 ACSD-022 Tope_UH 10524.00 ACAQ-114 Tope_UH 10458.00 ACAQ-173 Tope_UH 10842.00
ACAM-144 Tope_mH 11416.60 ACSD-022 Tope_mH 10580.00 ACAQ-114 Tope_mH 10500.00 ACAQ-173 Tope_mH 10883.00
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6.3 Mapas Estructurales e Isópacos
6.3.1 Arenisca “U”
Arenisca “U” superior
El mapa estructural de la unidad arenisca “U” superior presenta una estructura
alargada, de forma asimétrica al eje de sus dos altos estructurales. El primer alto
de la estructura se encuentra al norte en el campo Auca a una profundidad de -
8700 ft y el segundo alto de esta unidad litológica se encuentra a una profundidad
de -8780 ft al sur del mapa en el campo Auca Sur. En la estructura que presenta la
unidad, no se evidencia la presencia de fallas y se identifica su cierre estructural a
una profundidad de -8900 ft (Mapa 6.1).
Arenisca “U” inferior
La unidad arenisca “U” inferior de igual manera que la unidad antes mencionada
presenta dos altos estructurales, los cuales se encuentran a una profundidad de -
8760 ft y -8840 ft, al norte y sur del mapa respectivamente. De igual manera esta
estructura es de forma alargada y asimétrica al eje de sus altos (Mapa 6.2).
Mapa de isópacos de la arenisca “U”
La unidad arenisca “U” dentro del PAD M en el Campo Auca, presenta el espesor
máximo de 105,30 ft en el pozo ACAM-146 y un mínimo de 54,50 ft en el pozo
ACAM-144. Se mantiene un espesor promedio de 80 ft. El eje del depocentro de
esta arenisca está en una dirección preferencial SE-NO. (Mapa 6.3).
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Mapa 6.1: Mapa estructural de la unidad Arenisca “U” superior del Campo Auca,
indicando con línea roja su cierre estructural.
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Mapa 6.2: Mapa estructural de la unidad Arenisca “U” inferior del Campo Auca.
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Mapa 6.3: Mapa de isópacos de la unidad Arenisca “U” en el PAD M del Campo
Auca, indicando la ubicación de los pozos perforados en el PAD M.
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6.3.2 Arenisca “T”
Arenisca “T” superior
Con los datos obtenidos de la unidad arenisca “T” superior se generó un mapa
estructural donde, se identifica una estructura alargada, con dos altos estructurales
uno al norte y otro al sur. Esta estructura es de forma asimétrica al eje de sus dos
altos estructurales. El primer alto de la estructura se encuentra al norte a una
profundidad de -8940 ft y el segundo alto de esta unidad litológica se encuentra a
una profundidad de -9020 ft al sur del mapa. No se evidencia la presencia de
fallas, el cierre estructural se ubica a una profundidad de -9165 ft (Mapa 6.4).
Arenisca “T” principal
La unidad arenisca “T” principal, se encuentra dominada por dos altos
estructurales de igual manera que en la unidad anterior, los cuales se encuentran a
una profundidad de -9020 ft y -9100 ft, al norte y sur del mapa respectivamente.
Esta estructura presenta una forma asimétrica al eje. (Mapa 6.5).
Mapa de isópacos de la arenisca “T”
La unidad arenisca “T” alcanza su mayor espesor de 163,00 ft en el pozo ACAM-
144 y un espesor mínimo de 130,00 ft en el pozo ACAM-145. Esta unidad
mantiene un promedio de 145,60 ft como espesor a lo largo de su extensión dentro
del PAD M. El depocentro se evidencia en el pozo ACAM-144 presentando una
dirección preferencial NE- SO (Mapa 6.6).
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Mapa 6.4: Mapa estructural de la unidad Arenisca “T” superior del Campo Auca, indicando
con línea roja su cierre estructural.
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Mapa 6.5: Mapa estructural de la unidad Arenisca “T” principal del Campo Auca.
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Mapa 6.6: Mapa de isópacos de la unidad Arenisca “T” en el PAD M del Campo Auca,
indicando la ubicación de los pozos perforados en el PAD M.
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6.3.3 Arenisca “Hollín”
Arenisca Hollín superior
La estructura que presenta la unidad arenisca Hollín superior, se identifica una
estructura alargada asimétrica, con dos altos estructurales uno al norte y otro al sur
del mapa a una profundidad de -9220 ft y -9320 ft respectivamente. El cierre
estructural se ubica de manera paralela a la profundidad de -9360 ft, además, no
presenta afectación por fallamientos. (Mapa 6.7).
Arenisca Hollín principal
La unidad Hollín principal en su mapa estructural nos presenta una estructura
alargada de forma asimétrica a su eje de altos. Se evidencia que el contacto agua
petróleo se encuentra a una profundidad de -9339 ft, sus dos altos estructurales se
encuentran a una profundidad de -9280 ft y -9340 ft, al norte y sur del mapa
respectivamente (Mapa 6.8).
Mapa de isópacos de la arenisca Hollín superior y principal
A Hollín principal no es posible determinar su espesor debido a que no se posee
información del posible tope de la unidad litológica que subyace a la formación
Hollín (Mapa 6.9). El espesor que fue determinado es el de la unidad Hollín
superior con su mayor espesor de 67,00 ft en el pozo ACAM-144 y un espesor
mínimo de 38,90 ft en el pozo ACAM-142. Esta unidad mantiene un promedio de
55,70 ft como espesor a lo largo de su extensión dentro del PAD M (Mapa 6.10).
La dirección del eje de los depocentros preferencialmente es NO-SE.
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Mapa 6.7: Mapa estructural de la unidad Arenisca Hollín superior del Campo Auca,
indicando con línea naranja su cierre estructural.
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Mapa 6.8: Mapa estructural de la unidad Arenisca Hollín principal del Campo Auca,
indicando con línea azul el contacto agua-petróleo (CAP).
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Mapa 6.9: Mapa de isópacos de la unidad Arenisca Hollín superior en el PAD M del Campo
Auca, indicando la ubicación de los pozos perforados en el PAD M.
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Mapa 6.10: Mapa de isópacos de la unidad Arenisca Hollín principal en el PAD M del
Campo Auca, indicando la ubicación de los pozos perforados en el PAD M.
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6.4 Descripción de Ripios Las areniscas “U”, “T” y Hollín identificadas dentro PAD M en el Campo Auca
son descritas de manera general a continuación indicando cada una de las
características que estas presentan.
6.4.1 Arenisca “U”
Arenisca “U” Superior
Este miembro está formado por arenisca, intercaladas con lutita y caliza (Figura
6.13).
Arenisca: Cuarzosa, café clara, gris clara, en parte blanca, grano fino, redondeada
a sub-redondeada, regular sorteo, matriz arcillosa, cemento calcáreo, pobre
porosidad inferida, asociada con glauconita, presenta manifestación de
hidrocarburo en forma de trazas.
Lutita: Gris oscura, negra, consistencia firme a moderadamente firme, laminar,
físil, planar, textura cerosa, no calcárea.
Caliza: Gris oscura, gris clara, consistencia moderadamente firme a firme, textura
empaquetada, porosidad no visible, sin presencia de hidrocarburo.
Arenisca “U” Inferior
Está conformado por niveles principalmente de areniscas, intercalada con niveles
de lutita y un cuerpo de caliza hacia la parte inferior (Figura 6.14).
Arenisca: Cuarzosa, gris clara, grano fino a medio, sub-angular a sub-redondeada,
regular sorteo, matriz caolinítica, cemento no visible, regular porosidad inferida.
Pobre manifestación de hidrocarburo.
Lutita: Negra, gris oscura, consistencia firme a moderadamente firme, laminar,
fisil, planar, textura cerosa, no calcárea mientras que hacia la base se torna
ligeramente calcárea.
Caliza: Gris clara a oscura, consistencia moderadamente firme a firme, textura
empaquetada, porosidad no visible, sin presencia de hidrocarburo.
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Figura 6.13: Areniscas pertenecientes al miembro Arenisca “U” superior de la formación
Napo, con presencia de glauconita y trazas de hidrocarburo. Característico de ambiente
marino.
Figura 6.14: Areniscas pertenecientes al miembro Arenisca “U” inferior de la formación
Napo, con presencia de caolín. Característico de ambiente continental.
6.4.2 Arenisca “U”
Arenisca “T” Superior
Este miembro está compuesto principalmente por arenisca con intercalaciones de
lutita y un pequeño lente de caliza en su parte superior (Figura 6.15).
Arenisca: Cuarzosa, gris clara a oscura, ocasional gris verdosa, grano fino,
redondeada, buen sorteo, matriz arcillosa, cemento calcáreo, pobre porosidad
inferida. Con inclusiones de glauconita. Pobre manifestación de hidrocarburo.
Lutita: Gris clara, gris, negra, consistencia moderadamente firme, laminar, fisil,
planar, textura cerosa a terrosa, ligeramente calcárea.
Caliza: Gris oscura, crema, blanca, consistencia: moderadamente firme a firme,
textura empaquetada, porosidad no visible, sin presencia de hidrocarburo.
Caolín
Grano de arena
Presencia de HC
Glauconita
Grano de arena
Presencia de HC
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Arenisca “T” Principal
Este miembro está constituido de arenisca con intercalaciones de lutita y lentes de
caliza y caolín en su parte inferior (Figura 6.16).
Arenisca: Cuarzosa, café clara, grano fino a medio, redondeada a sub-redondeada,
regular sorteo, matriz arcillosa, cemento no visible, pobre porosidad inferida.
Asociada con caolín. Pobre a regular manifestación de hidrocarburo.
Lutita: Gris oscura a negra, consistencia moderadamente firme, sub-laminar a
laminar, físil, astillosa, textura cerosa a terrosa, no calcárea.
Caolín: Café claro, consistencia suave a moderadamente firme, no calcáreo.
Figura 6.15: Areniscas pertenecientes al miembro Arenisca “T” superior de la formación
Napo, con presencia de glauconita y trazas de hidrocarburo. Característico de ambiente
marino.
Figura 6.16: Areniscas pertenecientes al miembro Arenisca “T” principal de la formación
Napo, con presencia de caolín. Característico de ambiente continental.
Caolín
Grano de arena
Presencia de HC
Glauconita Grano de arena
Presencia de HC
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6.4.3 Formación Hollín
Hollín Superior
Se encuentra compuesto por un cuerpo de areniscas con niveles de lutita y caliza
en parte superior del intervalo (Figura 6.17).
Arenisca: Cuarzosa, café clara, blanca, grano fino a medio, sub-redondeada a
redondeada, regular sorteo, matriz arcillosa, cemento no visible, pobre porosidad
inferida. Asociada con glauconita. Pobre a regular manifestación de hidrocarburo.
Lutita: Negra a gris oscura, consistencia: firme a moderadamente firme, laminar,
físil, planar, astillosa, quebradiza, textura cerosa, no calcárea.
Hollín Principal
Este intervalo está compuesto por areniscas con finas intercalaciones de lutita y
caolín (Figura 6.18).
Arenisca: Cuarzosa, gris clara, blanca, grano medio, sub-redondeada a sub-
angular, regular sorteo, matriz caolinítica, cemento no visible, pobre porosidad
inferida. Asociada con caolín. Presenta trazas de hidrocarburo residual.
Lutita: Negra, gris oscura, consistencia: firme a moderadamente firme, laminar,
físil, planar, astillosa, quebradiza, textura terrosa, no calcárea.
Caolín: Café a café oscuro, crema, consistencia: suave a moderadamente firme, no
calcáreo.
Al llegar al contacto agua petróleo (CAP) vamos a tener una arenisca totalmente
lavada, es decir, sin presencia de hidrocarburo. De igual manera, el principal
parámetro indicador de posible manifestación de hidrocarburo, como es el gas
disminuye totalmente en concentración, de igual manera, al momento de correr
los registros eléctricos se tiene de respuesta la uniformidad tanto del registro de
densidad y neutrón (línea recta).
Arenisca: Cuarzosa, blanca, grano medio a grueso, sub-angular, regular sorteo,
matriz y cemento no visible, porosidad no visible. Sin presencia de hidrocarburo.
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Los miembros superiores e inferiores que han sido nombrados en cada una de las
formaciones descritas dentro de la litología en este capítulo, presentan una
característica fundamental para su reconocimiento, esta es, que los miembros
superiores (Hollín superior, Areniscas “T” y “U” superior) se encuentran
asociados a caolín, mineral típico de un ambiente continental y los miembros
inferiores (Hollín, Arenisca “T” principal y Arenisca “U” inferior) se encuentran
asociados a la glauconita, mineral típico de ambiente marino.
Figura 6.17: Arenisca perteneciente al miembro Hollín Superior depositada en el Campo
Auca con presencia de hidrocarburo y glauconita. Correspondiente a un ambiente marino.
Figura 6.18: Arenisca perteneciente al miembro Hollín Principal depositada en el Campo
Auca con presencia de hidrocarburo y caolín. Correspondiente a un ambiente continental.
Caolín
Grano de arena
Presencia de HC
Glauconita
Grano de arena
Presencia de HC
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6.5 Zonas de interés hidrocarburífero
Las zonas de interés encontradas en el Campo Auca específicamente en el PAD M
pertenecen a: la Formación Hollín en el miembro Hollín Superior, Formación
Napo en los miembros arenisca “U” y “T” inferior y la Formación Tena en el
miembro Arenisca Basal Tena. En algunos casos se puede tomar en cuenta a las
Calizas “M1” y “M2”.
Los miembros geológicos fueron establecidos en el plan de perforación de cada
pozo a seguir como: objetivos primarios (Hollín Superior) y objetivos secundarios
(Basal Tena, Arenisca “U” inferior y Arenisca “T” inferior) para la búsqueda de
crudo.
Para poder determinar las zonas de interés hidrocarburífero se realiza la prueba de
fluorescencia conocida como “Shows”, donde se tomó la muestra con presencia de
hidrocarburo, a la cual, se le añade acetona y apreciamos la reacción que tiene esta
ante la luz natural y la luz fluorescente.
Para el pozo M-142 se tomaron muestras de: Arenisca “U” inferior, Arenisca “T”
superior, Arenisca “T” inferior, Hollín Superior y Hollín Inferior, donde se
observa que la manifestación de hidrocarburo en estas formaciones es pobre (0 –
20%) (Anexo 7), apenas regular en una potencia de 13 pies (10250 – 1263 pies)
(Tabla 6.8).
En el pozo M-143 se tomaron muestras de: Caliza “M1”, Arenisca “U” superior,
Arenisca “U” inferior, Arenisca “T” superior, Arenisca “T” principal, Hollín
Superior y Hollín Inferior (Anexo 7), donde se define que en la Caliza “M1” y
Arenisca “U” superior, la manifestación de hidrocarburo es pobre (0 – 20%).
Mientras que a partir de la Arenisca “U” inferior comienza a tornarse regular (20
– 40%) la manifestación de hidrocarburo (Tabla 6.9).
Al pozo M-144 se tomaron muestras de: Arenisca “U” inferior, Arenisca “T”
superior, Arenisca “T” principal y Hollín Superior (Anexo 7), donde se define que
las formaciones analizadas presentan una pobre manifestación de hidrocarburo
(Tabla 6.10).
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Finalmente para el pozo M-145 se tomaron muestras de: Arenisca “U” superior,
Arenisca “U” inferior, Arenisca “T” superior, Arenisca “T” principal y Hollín
Superior (Anexo 7), donde se define que las formaciones analizadas presentan una
pobre llegando a trazas de manifestación de hidrocarburo (Tabla 6.11).
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[“BREVE ANÁLISIS ESTRATIGRAFICO DE LOS POZOS
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Tabla 6.8: Datos correspondientes a los Shows realizados en pozo M-142, donde se describe
la reacción de las muestras con presencia de hidrocarburo añadidas acetona, ante luz natural
y luz fluorescente (Modificado por PLS, 2015).
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Tabla 6.9: Datos correspondientes a los Shows realizados en pozo M-143, donde se describe
la reacción de las muestras con presencia de hidrocarburo añadidas acetona, ante luz natural
y luz fluorescente (Modificado por PLS, 2015).
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Tabla 6.10: Datos correspondientes a los Shows realizados en pozo M-144, donde se describe
la reacción de las muestras con presencia de hidrocarburo añadidas acetona, ante luz natural
y luz fluorescente (Modificado por PLS, 2015).
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Tabla 6.11: Datos correspondientes a los Shows realizados en pozo M-145, donde se describe
la reacción de las muestras con presencia de hidrocarburo añadidas acetona, ante luz natural
y luz fluorescente (Modificado por PLS, 2015).
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De esta manera podemos definir que en el Campo Auca en el PAD M las muestras
de crudo obtenidas de los pozos perforados, no presentan una alta manifestación
de hidrocarburo (> 50%) en los objetivos determinados, más bien que su
manifestación de hidrocarburo va de regular a pobre (0 – 40%).
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7. DISCUSIÓN
El Campo Auca en el PAD M se puede ratificar lo dicho por Haq et al. (1987)
quien define que el dominio de sedimentación en la Cuenca Oriente son los
cambios del nivel del mar (cambios eustáticos), las transgresiones y regresiones a
lo largo del Cretácico (Figura 2.1).
Los principales horizontes de interés hidrocarburífero a lo largo de la Cuenca
Oriente y dentro del Campo Auca, son: la Formación Hollín, la Formación Napo
(Arenisca “T”, Arenisca “U”) y la Formación Tena (Arenisca Basal). En algunos
miembros como la caliza “M1” se puede presentar de manera casual la presencia
de hidrocarburo.
Los miembros superiores e inferiores de las diferentes formaciones, presentan una
característica propia para determinar su ambiente de depositación. Los miembros
superiores presentan un mineral característico de ambiente marino, este mineral es
la glauconita. Los miembros inferiores presentan como característica de
depositación continental, el caolín, coincidiendo con lo indicado por Baby et al.
(2015), acerca de los ambientes de depositación de los miembros superiores e
inferiores dentro de cada formación geológica.
Con la correlación estratigráfica realizada en el Software Petrel by Schlumberger,
se determina la uniformidad de la depositación que presenta la Cuenca Oriente, en
específico dentro del Campo Auca en el PAD M. Esta depositación se encuentra
afectada por la tectónica presente en la zona, debido a la orogenia que inicia en el
Cretácico indicado por Baby et al. (2015).
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8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Se puede definir que mediante el análisis de fluorescencia, las zonas productoras
son la Formación Hollín, Napo y Tena en sus miembros ya señalados, teniendo
una manifestación de hidrocarburo de pobre a regular en estos horizontes.
Los miembros superiores en cada una de las formaciones se caracterizan por la
presencia de glauconita mientras que los miembros inferiores tienen como
característica la presencia de caolín, definiendo así las depositaciones marinas y
de estuario respectivamente.
Las correlaciones estratigráficas en el Campo Auca permitieron definir la
extensión de las areniscas “U”, “T” y Hollín se presenta de manera continua y
lateral a lo largo del Campo Auca, presentando un pequeño acuñamiento en el
PAD M, específicamente donde se perfora el pozo ACAM-144. Mientras que las
correlaciones estructurales permitieron determinar la geometría de cada una de las
unidades litológicas identificdas.
Las concentración total de gas (Total Hyd > 10%) en las diferentes formaciones
perforadas, es registrada por un cromatógrafo, el cual nos permite determinar si
tenemos presencia de hidrocarburo en dicha zona.
Mediante el análisis de fluorescencia “Shows” fue el método práctico y efectivo
para llevar a cabo en la cabina de Mudlogging para la determinación de varias
característica del hidrocarburo en las zonas identificadas como reservorio. Este
método permite definir características propias de hidrocarburo, como son el corte,
el color que genera este al entrar en contacto con la acetona y analizados a luz
natural y fluorescente.
Se recomienda trabajar con sistema PASON en vez de PETRON, para llevar de
mejor manera el registro en tiempo real de los parámetros de perforación, debido a
que este sistema es de mayor facilidad en su manejo y mayor exactitud al
momento de registrar datos.
Los registros eléctricos deberían ser corridos desde la superficie hasta el fondo del
hoyo para poder realizar un mejor análisis estratigráfico secuencial.
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Deben ser calibrados todos los sensores y cromatógrafo de una manera adecuada
para no tener inconvenientes al momento de registrar datos ya que esto puede
generar una mala respuesta de los parámetros.
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Jorge Santiago Piedra Cevallos
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PERFORADOS EN EL PAD M DENTRO DEL CAMPO PETROLERO
AUCA SUR EN EL ORIENTE ECUATORIANO”.]
INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Página 107
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Jorge Santiago Piedra Cevallos
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PERFORADOS EN EL PAD M DENTRO DEL CAMPO PETROLERO
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INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Página 108
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Jorge Santiago Piedra Cevallos
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10. ANEXOS
ANEXO 1
MASTERLOG CORRESPONDIENTE AL POZO AUCA M-142
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ANEXO 2
MASTERLOG CORRESPONDIENTE AL POZO AUCA M-143
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ANEXO 3
MASTERLOG CORRESPONDIENTE AL POZO AUCA M-144
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ANEXO 4
MASTERLOG CORRESPONDIENTE AL POZO AUCA M-145
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ANEXO 5
CORRELACIONES ESTRATIGRÁFICA Y ESTRUCTURAL EN SENTIDO N-S
DE LOS REGISTROS ELÉCTRICOS EN EL CAMPO AUCA.
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ANEXO 6
CORRELACIONES ESTRATIGRÁFICA Y ESTRUCTURAL EN SENTIDO E-O
DE LOS REGISTROS ELÉCTRICOS EN EL CAMPO AUCA.
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ANEXO 7
ENSAYO DE FLUORESCENCIA “SHOWS” A LAS MUESTRAS CON
PRESENCIA DE HIDROCARBURO
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CALIZA “M1”
ARENISCA “U” INFERIOR
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ARENISCA “T” SUPERIOR
ARENISCA “T” INFERIOR
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ARENISCA HOLLIN SUPERIOR
ARENISCA HOLLIN INFERIOR
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ANEXO 8
TERMINOLOGÍA CLÁSICA DE FORMAS BÁSICAS USADAS PARA
DESCRIBIR ARENISCAS EN REGISTROS SPONTANEUS POTENTIAL Y
GAMMA RAY
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