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Exploración y Producción
i
UNIVERSIDAD DE LOS ANDES
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE INGENIERÍA GEOLÓGICA
MÉRIDA ESTADO MÉRIDA
MMMOOODDDEEELLLOOO SSSEEEDDDIIIMMMEEENNNTTTOOOLLLÓÓÓGGGIIICCCOOO YYY PPPEEETTTRRROOOFFFÍÍÍSSSIIICCCOOO DDDEEE LLLOOOSSS MMMIIIEEEMMMBBBRRROOOSSS
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TTTRRRAAABBBAAAJJJOOO FFFIIINNNAAALLL DDDEEE GGGRRRAAADDDOOO PPPRRREEESSSEEENNNTTTAAADDDOOO AAANNNTTTEEE LLLAAA IIILLLUUUSSSTTTRRREEE UUUNNNIIIVVVEEERRRSSSIIIDDDAAADDD
DDDEEE LLLOOOSSS AAANNNDDDEEESSS PPPAAARRRAAA OOOPPPTTTAAARRR AAALLL TTTÍÍÍTTTUUULLLOOO DDDEEE
IIINNNGGGEEENNNIIIEEERRROOO GGGEEEÓÓÓLLLOOOGGGOOO
TUTORES ACADÉMICOS TUTOR INDUSTRIAL
Prof. Omar Guerrero Ing. Francisco Salazar
Prof. Tabata Hoeger
ELABORADO POR
Br. Esdras Rodríguez
C.I 16.372.680
Mérida, Junio 2007
Exploración y Producción
AGRADECIMIENTOS
Al que sabe todas las cosas, a mi Dios porque de él viene el conocimiento y la
sabiduría, gracias por ser mi guía en la búsqueda del conocimiento perfecto y el
camino de la verdad.
A mis padres Alonso e Inés, que con su esfuerzo, atención y amor me inspiraron para
alcanzar esta meta, también a mis hermanitos que con su presencia alegran el corazón
de mis padres y el mío.
A la ilustre Universidad de los Andes, mi casa de estudio, por el desafío de cada
materia para superar mi nivel intelectual y moral, en especial a la Escuela de
Ingeniería Geológica y a su equipo profesoral que con esfuerzo, han mantenido la
mística por llevar la escuela en alto.
A mis tutores académicos Prof. Omar Guerrero y Prof. Tabata Hoeger, por la amistad
y apoyo en la culminación de este proyecto.
Al CDCHT-ULA por su ayuda al financiar este proyecto con número de acta
004-2007 y código: I-1020-02-02-F.
A PDVSA Occidente, especialmente a la U.E. Centro Sur Lago y todo su equipo de
trabajo que colaboraron con sus conocimientos para este proyecto.
A mi tutor industrial, Francisco Salazar y también a Franklin Tapias y Alejandro
Álvarez que dedicaron de su tiempo para la elaboración de este proyecto.
A todas aquellas personas que estuvieron atentos en espíritu durante el desarrollo de
mi carrera.
MUCHÍSIMAS GRACIAS
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Exploración y Producción
RRREEESSSUUUMMMEEENNN
El presente trabajo tiene como objetivo determinar la geometría, distribución espacial
y potencialidad productora de hidrocarburos de los cuerpos de arenas de los
Miembros “C-6-X” y “C-7-X” en el lado deprimido de la falla CLD0050 del Campo
Bloque VIII, a través de la elaboración del modelo sedimentológico-petrofísico. Las
etapas de la investigación comprendieron el análisis de núcleos, definición de las
unidades sedimentarias, interpretación del sistema depositacional, análisis de
electrofacies, análisis de facies sísmicas, elaboración de mapas de facies, cálculo de la
resistividad del agua de formación, cálculo de los parámetros petrofísicos,
determinación de los modelos de arcillosidad, porosidad, saturación de agua y
permeabilidad, cálculos de los parámetros de cortes y elaboración de los mapas de
isopropiedades. La secuencia sedimentaria de estas unidades se caracteriza por la
alternancia de areniscas, limonitas y lutitas depositadas sobre una planicie deltaica
con influencia mareas. Cinco unidades sedimentarias fueron reconocidas, canales
distributarios, barras de meandro, abanico de rotura, llanura de mareas y barras de
mareas. A través de la sucesión de las unidades sedimentarias se determinó que el
Miembro “C-7-X” se depositó sobre una planicie deltaica alta y el Miembro “C-6-X”
se depositó sobre una planicie deltaica media a baja, donde se observa una sucesión
retrogradacional. Los mapas de isopropiedades muestran que las zonas con
acumulación de hidrocarburos se encuentran al noreste del Campo con una porosidad
promedio de 12 % y un rango entre 1.5 y 180 pies de arena neta petrolífera. Estas
acumulaciones se encuentran en las areniscas de canales distributarios y barras de
mareas.
Palabras claves: modelo sedimentológico-petrofísico, litofacies, electrofacies,
facies sísmicas.
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Exploración y Producción
SSSUUUMMMMMMAAARRRYYY
The main aim of the present study is to determine the geometry, distribution in the
space, and the potentiality to produce hydrocarbons of the bodies of sands for the
“C-6-X” and “C-7-X” Members, downthrown in the Block VIII Field, through the
elaboration of the sedimentological-petrophysical model. The stages of the
investigation comprised the core analysis, definition of the sedimentary units,
interpretation of the depositional system, electrofacies analysis, seismic facies
analysis, elaboration of facies maps, calculate of formation water resistivity, calculate
of petrophysical parameters, determination of shale volume, porosity, water
saturation and permeability models, calculate of cut-off parameters, and elaboration
of iso-properties maps. The sedimentary sequence of these units is characterized by
the alternation of sandstones, siltstone, and shales deposited on a deltaic plain with
tidal influence. Five sedimentary units were recognized, distributary channels, point
bars, crevasse splays, tidal flats, and tidal bars. Through sedimentary units association
was determined that "C-7-X" Member was deposited on upper deltaic plain and
"C-6-X" Member was deposited on middle-lower deltaic plain, where a
retrogradational succession is observed. The iso-properties maps show the
accumulation of hydrocarbons toward northeast of the Field with a porosity average
of 12% and a range between 1.5 and 180 feet of net pay. These accumulations of
hydrocarbons are found in distributary channels and tidal sand-bar facies.
Key words: sedimentological-petrophysical model, lithofacies, electrofacies,
seismic facies
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Exploración y Producción
ÍNDICE DE CONTENIDOÍNDICE DE CONTENIDO
Página
Agradecimientos ii
Resumen iii
Summary iv
Índice de contenido v
Índice de figuras x
Índice de tablas xiii
Índice de ecuaciones xiv
Listado de anexos xv
Introducción xvi
CAPÍTULO I. GENERALIDADES 1
1.1. Planteamiento del problema 2
1.2. Objetivos 3
1.2.1. Objetivo general 3
1.2.2. Objetivos específicos 3
1.3. Justificación e importancia 4
1.4. Limitaciones 4
CAPÍTULO II. MARCO REFERENCIAL 5
2.1. Ubicación del área de estudio 6
2.2. Geología regional 7
2.2.1. Extensión de la Cuenca de Maracaibo 7
2.2.2. Marco estratigráfico 8
2.2.3. Evolución sedimentaria 9
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Exploración y Producción
2.2.3.1. Jurásico 9
2.2.3.2. Cretácico 9
2.2.3.3. Paleoceno 10
2.2.3.4. Eoceno 11
2.2.3.5. Oligoceno 11
2.2.3.6. Neógeno 11
2.3. Geología local 12
2.3.1. Marco estratigráfico 12
2.3.2. Sedimentología 14
2.3.3. Marco estructural 14
2.4. Antecedentes 16
CAPÍTULO III. MARCO METODOLÓGICO 19
3.1. Metodología aplicada 20
3.2. Recopilación de la información existente del área de estudio 21
3.3. Validación de la información 22
3.4. Calibración núcleo perfil 23
3.5. Modelo Sedimentológico 23
3.5.1. Descripción de núcleo 23
3.5.2. Definición de unidades y ambiente sedimentario 25
3.5.3. Elaboración de la carta sedimentológica 25
3.6. Modelo Petrofísico 26
3.6.1. Cálculo de la resistividad del agua de formación 26
3.6.2. Caracterización del agua de formación y determinación de su Rw 28
3.6.3. Determinación de los parámetros petrofísicos 30
3.6.3.1. Densidad de la matriz de formación 30
3.6.3.2. Exponente de cementación y coeficiente de tortuosidad 30
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Exploración y Producción
3.6.3.3. Exponente de saturación 31
3.6.3.4. Capacidad de intercambio catiónico por unidad de volumen 32
3.6.4. Determinación de unidades de flujo 32
3.6.5. Modelo de arcillosidad 34
3.6.6. Modelo de porosidad 35
3.6.7. Modelo de permeabilidad 35
3.6.8. Modelo de saturación de agua 36
3.6.9. Determinación de los parámetros de corte 37
3.7. Correlación y extrapolación de la información de núcleos 38
3.8. Mapas de electrofacies 39
3.9. Mapa de facies sísmica 40
3.9.1. Generación del cubo sísmico filtrado 40
3.9.2. Interpretación de horizontes sísmicos 40
3.9.3. Generación del intervalo de estudio 41
3.9.4. Elaboración de atributos sísmicos 41
3.9.5. Análisis de componentes principales 42
3.9.6. Clasificación jerárquica 43
3.9.7. Volumen de facies sísmica 43
3.10. Elaboración de mapas de facies 43
3.11. Elaboración de mapas de isopropiedades 44
3.12. Redacción del informe final 44
CAPÍTULO IV. MODELO SEDIMENTOLÓGICO 45
4.1. Caracterización de núcleos 46
4.1.1. Ubicación 46
4.1.2. Calibración núcleo-perfil 47
4.1.3. Facies identificadas en los núcleos 49
vii
Exploración y Producción
4.1.4. Descripción del núcleo BA-2054 53
4.1.5. Descripción del núcleo VLC-950 58
4.2. Unidades sedimentarias 63
4.2.1. Canales distributarios (CH) 63
4.2.2. Barra de meandro (PB) 64
4.2.3. Barras de Mareas (TB) 65
4.2.4. Llanuras de Mareas (TF) 65
4.2.5. Abanico de rotura (CS) 66
4.3. Ichnología 67
4.3.1. Skolithos 68
4.3.2. Cruziana 68
4.4. Palinología 70
4.5. Correlación de los pozos BA-2054 y VLC-950 con el pozo CLD0056 71
4.6. Mapas de electrofacies 72
4.7. Mapas de facies sísmica 74
4.7.1. Descomposición espectral 74
4.7.2. Cubo sísmico filtrado 75
4.7.3. Intervalo de estudio 76
4.7.4. Clasificación de facies sísmica 76
4.7.5. Mapas de facies sísmicas 79
4.8. Mapas de facies 81
4.9. Interpretación de ambiente sedimentario 82
CAPÍTULO V. MODELO PETROFÍSICO 89
5.1. Resistividad del agua de formación 90
5.2. Cálculo de los parámetros petrofísicos 91
5.2.1. Densidad Matriz 91
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Exploración y Producción
5.2.2. Factor de Formación (FF) e Índice de Resistividad (IR) 92
5.2.3. Exponente de Saturación (n) 95
5.2.4. Capacidad de Intercambio Catiónico 96
5.3. Determinación de Unidades de Flujo 98
5.3.1. Gráfico Estratigráfico de Lorenz Original 98
5.3.2. Gráfico de Lorenz Modificado 101
5.3.3. Perfil de Flujo Estratigráfico 103
5.4. Modelos petrofísicos utilizados 106
5.4.1. Modelo de Arcillosidad 106
5.4.2. Modelo de Porosidad 107
5.4.3. Modelo de Permeabilidad 108
5.4.4. Modelo de Saturación de Agua 109
5.5. Parámetros de Corte 110
5.6. Mapas de isopropiedades 111
5.6.1. Intervalo I-110 111
5.6.2. Intervalo I-120 112
5.6.3. Intervalo I-130 113
5.6.4. Intervalo I-140 114
5.6.5. Intervalo I-150 115
CAPÍTULO VI. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 116
Conclusiones 117
Recomendaciones 119
REFERENCIAS 120
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Exploración y Producción
ÍNDICE DE FIGURASÍNDICE DE FIGURAS
Página
Fig. 1.1 Falla CLD0050 y horizonte “C-6-X” 2
Fig. 2.1 Ubicación del área de estudio 6
Fig. 2.2 Cuenca de Maracaibo y sus principales fallas geológicas 7
Fig. 2.3 Columna estratigráfica regional de la Cuenca de Maracaibo 8
Fig. 2.4 Columna estratigráfica del Campo Bloque VIII y horizontes de estudio
13
Fig. 2.5 Mapa estructural del Miembro “C-6-X” 15
Fig. 3.1 Flujograma de trabajo 20
Fig. 3.2 Formato de la carta sedimentológica 26
Fig. 4.1 Ubicación de los pozos BA-2054 y VLC-950 47
Fig. 4.1.1 Calibración núcleo-perfil del pozo BA-2054 48
Fig. 4.1.2 Calibración núcleo-perfil del pozo VLC-950 48
Fig. 4.2 Facies S 49
Fig. 4.3 Facies S3 50
Fig. 4.4 Facies S11 50
Fig. 4.5 Facies S1 51
Fig. 4.6 Facies S2 51
Fig. 4.7 Facies H 52
Fig. 4.8 Facies HB 52
Fig. 4.9 Facies L 53
Fig. 4.10 Canal distributario (CH) 64
Fig. 4.11 Barras de meandro (PB) 65
Fig. 4.12 Barras de mareas (TB) 66
Fig. 4.13 Llanura de mareas (TF) 67
Fig. 4.14 Abanico de rotura (CS) 67
Fig. 4.15 Traza de Ophiomorpha 68
x
Exploración y Producción
Fig. 4.16 Trazas de Teichichnus y Planolites 69
Fig. 4.17 Trazas de Chondrites 69
Fig. 4.18 Zonación palinológica del norte de Suramerica 70
Fig. 4.19 Palinociclos definidos para el Eoceno Inferior 71
Fig. 4.20 Correlación entre los pozos BA-2054, VLC-950 y CLD0056 72
Fig. 4.21 Asociación de facies gamma ray 73
Fig. 4.22 Descomposición espectral de la señal sísmica 74
Fig. 4.23A línea sísmica normal 75
Fig. 4.23B Línea sísmica con descomposición espectral 75
Fig. 4.24 Intervalo de tiempo sísmico generado 76
Fig. 4.25 Asignación del número de clase y color a las trazas sísmicas 77
Fig. 4.26 Línea sísmica derivada del volumen de facies sísmica con curva gamma ray del pozo CLD0052.
78
Fig. 4.27 Línea sísmica derivada del volumen de facies sísmica con curva gamma ray del pozo CLD0086.
78
Fig. 4.28 Mapa de facies sísmica del horizonte “C-7-X” 79
Fig. 4.29 Mapa de facies sísmica del horizonte “C-6-X” 80
Fig. 4.30 Columna estratigráfica del núcleo BA-2054 84
Fig. 4.31 Modelo sedimentológico para los Miembros “C-6-X” y “C-7-X” 86
Fig. 4.32 Delta del Orinoco (Venezuela). Ambiente sedimentario actual 87
Fig. 4.33 Analogía del Delta del Orinoco con el Delta de la Formación Misoa. Modificado de Escalona 2006
88
Fig. 5.1 Resultados del Análisis Físico-Químico 90
Fig. 5.2 Histograma de Frecuencia para la Densidad del grano en el pozo BA-2054 (Miembro “C-6-X”)
91
Fig. 5.3 Gráfico para el cálculo de los Exponentes de Cementación (m y m*) para el núcleo BA-2054 (Miembro “C-6-X”).
93
Fig. 5.4 Gráfico para el cálculo de los exponentes de saturación (n y n*) 95
Fig. 5.5 Gráfico de capacidad de intercambio catiónico vs. porosidad en el núcleo BA-2054 (Miembro “C-6-X”)
97
Fig. 5.6 Gráfico de lorenz original, pozo BA-2054 (Miembro “C-6-X”) 99
Fig. 5.7 Gráfico de lorenz original, pozo BA-2054 (Miembro “C-7-X”) 99
xi
Exploración y Producción
Fig. 5.8 Gráfico de lorenz original, pozo VLC-950 (Miembro “C-6-X”) 100
Fig. 5.9 Gráfico de lorenz original, pozo VLC-950 (Miembro “C-7-X”) 100
Fig. 5.10 Gráfico de lorenz Modificado, pozo BA-2054 (Miembro “C-6-X”)
101
Fig. 5.11 Gráfico de lorenz Modificado, pozo BA-2054 (Miembro “C-6-X”)
102
Fig. 5.12 Gráfico de lorenz Modificado, pozo VLC-950 (Miembro “C-6-X”)
102
Fig. 5.13 Gráfico de lorenz Modificado, pozo VLC-950 (Miembro “C-7-X”)
103
Fig. 5.14 Perfil de flujo estratigráfico, pozo BA-2054 (Miembro “C-6-X”) 104
Fig. 5.15 Perfil de flujo estratigráfico, pozo BA-2054 (Miembro “C-7-X”) 104
Fig. 5.16 Perfil de flujo estratigráfico, pozo VLC-950 (Miembro “C-6-X”) 105
Fig. 5.17 Perfil de flujo estratigráfico, pozo VLC-950 (Miembro “C-7-X”) 105
Fig. 5.18 Difracción de rayos X, pozo BA-2054 (Miembro “C-6-X”) 106
Fig. 5.19 Difracción de rayos X, pozo BA-2054 (Miembro “C-7-X”) 106
Fig. 5.20 Modelo de arcillosidad (pozo BA-2054) 107
Fig. 5.21 Modelo de porosidad, pozo BA-2054 108
Fig. 5.22 Modelo de permeabilidad, pozo BA-2054 109
Fig. 5.23 Modelo de saturación de agua, pozo BA-2054 110
xii
Exploración y Producción
ÍNDICE DE TABLASÍNDICE DE TABLAS
Página
Tab. 3.1 Lista de pozos con sus topes 21
Tab. 3.2 Valores de los diferentes coeficientes de reacción según el tipo de ión. 28
Tab. 3.3 Modelos de arcillosidad 34
Tab. 3.4 Modelos de Permeabilidad 36
Tab. 5.1 Resistividad del agua de formación 91
Tab. 5.2 Densidad de la matriz 92
Tab. 5.3 Factor de Cementación e Índice de Tortuosidad 94
Tab. 5.4 Calidad del Cemento en función del Exponente de Cementación 94
Tab. 5.5 Valores Resultantes de n y n* 96
Tab. 5.6 Resultados de la ecuación del modelo exponencial de Qv 97
Tab. 5.7 Parámetros de corte 111
Tab. 5.8 Resultado de las evaluaciones petrofísicas, intervalo I-110 111
Tab. 5.9 Resultado de las evaluaciones petrofísicas, intervalo I-120 112
Tab. 5.10 Resultado de las evaluaciones petrofísicas, intervalo I-130 113
Tab. 5.11 Resultado de las evaluaciones petrofísicas, intervalo I-140 114
Tab. 5.12 Resultado de las evaluaciones petrofísicas, intervalo I-150 115
xiii
Exploración y Producción
ÍNDICE DE ECUACIONESÍNDICE DE ECUACIONES
Página
Ec. 3.1 Balance iónico 27
Ec. 3.2 Cálculo de la salinidad total del agua de formación 29
Ec. 3.3 Cálculo de la resistividad del agua de formación 29
Ec. 3.4 Cálculo del factor de formación 31
Ec. 3.5 Cálculo del índice de resistividad 31
Ec. 3.6 Cálculo de la capacidad de intercambio catiónico 32
Ec. 3.7 Cálculo de la capacidad de intercambio catiónico 32
Ec. 3.8 Indice de arcillosidad 34
Ec. 3.9 Cálculo de la porosidad 35
Ec. 3.10 Modelo lineal de porosidad 35
Ec. 3.11 Modelo Gaymard de porosidad 35
Ec. 3.12 Ecuación de Simandoux 37
Ec. 3.13 Ecuación de Waxman y Smits 37
Ec. 3.14 Conductancia específica equivalente para Waxman-Smits 37
Ec. 5.1 Porosidad de densidad 107
xiv
Exploración y Producción
LISTADO DE ANEXOSLISTADO DE ANEXOS
ANEXO I. MAPAS DE FACIES
ANEXO II. CARTAS SEDIMENTOLÓGICAS
ANEXO III. MAPAS DE FACIES SÍSMICA
ANEXO IV. MAPAS DE ARENA NETA TOTAL
ANEXO V. MAPAS DE ARENA NETA PETROLÍFERA
ANEXO VI. MAPAS DE VOLUMEN DE ARCILLA
ANEXO VII. MAPAS DE SATURACIÓN DE AGUA
ANEXO VIII. MAPAS DE POROSIDAD
ANEXO IX. MAPAS DE PERMEABILIDAD
xv
Exploración y Producción
IIINNNTTTRRROOODDDUUUCCCCCCIIIÓÓÓNNN
La Gerencia de Estudios Integrados desarrolla proyectos con el fin de incrementar las
reservas probada, para esto, existe un procedimiento dentro del cual se realiza la
integración del modelo de ingeniería y el modelo de las geociencias con el propósito
de caracterizar las rocas potencialmente productivas. Dentro de estos modelos se
encuentra el modelo sedimentológico y petrofísico, que para efecto de este trabajo
final de grado constituye la definición del modelo sedimentológico-petrofísico de los
Miembros “C-6-X” y “C-7-X” en el lado deprimido de la falla CLD0050 del Campo
Bloque VIII, el cual, implica determinar la geometría y evaluar la prospectividad de
los cuerpos de arenas.
Con el propósito de cubrir a cabalidad tales objetivos, se llevó a cabo una dinámica
de trabajo de manera sistemática y eficiente, logrando de este modo, de forma
progresiva y organizada la ejecución y el análisis de cada etapa concerniente a los
aspectos geológicos que conlleva este estudio. Esta metodología utilizó la
información de perfiles de pozos, núcleos recuperados y sísmica 3-D, con la intención
de disminuir la incertidumbre geológica, ya que el área de estudio cuenta con poca
data y escasos estudios de este tipo.
Finalmente se presenta a continuación los pasos y resultados en la caracterización
sedimentológica y petrofísica para establecer la reconstrucción ambiental, la
distribución de los depósitos situados en el área para el momento de su formación y
determinar zonas productoras de hidrocarburos.
xvi
1
Exploración y Producción
Exploración y Producción
CAPÍTULO ICCAAPPÍÍTTUULLO IO I
GENERALIDADESGGEENNEERRAALLIIDDAADDEESS
111...111... PPPLLLAAANNNTTTEEEAAAMMMIIIEEENNNTTTOOO DDDEEELLL PPPRRROOOBBBLLLEEEMMMAAA
Hacia la parte Este del Campo Bloque VIII existe una falla principal transcurrente
denominada CLD0050 (Figura 1.1), la cual en su lado levantado posee pozos a nivel
de los Miembros “C-6-X” y “C-7-X” cuyo esquema de explotación ha permitido
incorporar reservas que aumentan el volumen de Petróleo Original en Sitio, esta
afirmación indica que el área del prospecto se encuentra cercana a áreas que han sido
explotadas, lo que representa una evidencia de potencialidad y prospectividad de
hidrocarburos en el lado deprimido de la falla a nivel de los Miembros “C-6-X” y
“C-7-X” de la Formación Misoa de edad Eoceno.
Figura 1.1. Falla CLD0050 y horizonte “C-6-X”
2
Exploración y Producción
Por tal razón la Gerencia de Estudios Integrados Centro Sur Lago propone la
elaboración de un modelo sedimentológico-petrofísico de estos Miembros a través del
presente trabajo final de grado que permite establecer la distribución de las facies y
definir las propiedades petrofísicas con el fin de evaluar la prospectividad del área.
111...222... OOOBBBJJJEEETTTIIIVVVOOOSSS
111...222...111... OOObbbjjjeeetttiiivvvooo GGGeeennneeerrraaalll
Elaborar los modelos sedimentológico y petrofísico de los Miembros “C-6-X” y
“C-7-X”, ubicados en el bloque deprimido de la falla principal CLD0050 al Este del
Campo Bloque VIII, para la determinación de la geometría y distribución espacial de
los cuerpos de arenas, además, la caracterización de las rocas yacimientos, a través de
análisis de núcleos y electrofacies con apoyo de la sísmica 3D, para la demostración
de la prospectividad del área.
111...222...222... OOObbbjjjeeetttiiivvvooosss EEEssspppeeecccííífffiiicccooosss
Modelo sedimentológico
Caracterizar los núcleos BA-2054 y VLC-950.
Interpretar el sistema depositacional en función de sus elementos de arquitectura.
Elaborar mapas de facies.
Modelo petrofísico
Determinar los parámetros petrofísicos de los núcleos BA-2054 y VLC-950.
3
Exploración y Producción
Definir los distintos modelos de evaluación petrofísica a ser aplicados en el área
de estudio.
Elaborar mapas de isopropiedades (arena neta petrolífera, saturación de agua,
porosidad y permeabilidad).
111...333... JJJUUUSSSTTTIIIFFFIIICCCAAACCCIIIÓÓÓNNN EEE IIIMMMPPPOOORRRTTTAAANNNCCCIIIAAA
El Campo Bloque VIII está dividido por una falla principal denominada CLD0050,
que separa un bloque levantado al Oeste y un bloque deprimido al Este. Actualmente
existen cinco pozos en el bloque deprimido de la falla (CLD0014, CLD0027,
CLD0051, CLD0052 y CLD0086), que muestran respuestas de resistividades altas
equivalentes a las resistividades de los pozos del bloque levantado, en el cual, existe
producción. En este sentido, se necesita determinar la potencialidad de los horizontes
“C-6-X” y “C-7-X” mediante un estudio sedimentológico y petrofísico para estos
Miembros, ya que en la actualidad no existen estudios en el bloque deprimido. Así,
este estudio pretende caracterizar los horizontes de interés con información de los
pozos del área y extrapolación de información de pozos adyacentes.
111...444... LLLIIIMMMIIITTTAAACCCIIIOOONNNEEESSS
Este trabajo presenta limitaciones tales como baja densidad de pozos que penetran los
horizontes en estudio, además no existen núcleos en el Campo Bloque VIII en los
intervalos de interés. Por otro lado, a pesar de que se cuenta con la sísmica del Campo
Bloque VIII, esta tiene baja resolución y por ende dificulta la interpretación a través
de la sísmica. Asimismo, el núcleo más cercano seleccionado se encuentra a 8 Km del
área de estudio y no cuentan con análisis sedimentológico lo cual permitiera cotejar
con el Modelo Sedimentológico generado.
4
5
Exploración y Producción
Exploración y Producción
CAPÍTULO IICCAAPPÍÍTTUULLO IO III
MARCO REFERENCIALMMAARRCCO RO REEFFEERREENNCCIIAALL
222...111... UUUBBBIIICCCAAACCCIIIÓÓÓNNN DDDEEELLL ÁÁÁRRREEEAAA DDDEEE EEESSSTTTUUUDDDIIIOOO
El Campo Bloque VIII, perteneciente a la Unidad de Explotación Centro Sur Lago
Distrito Lagunillas, está ubicado en el área central del Lago de Maracaibo, a unos
100 Km al Sureste de la ciudad de Maracaibo. Limita por el Norte con los
Campos Bloque XII y Bloque II, por el Sur y Oeste con el Campo Centro Lago, y
por el Este con el Campo Bloque III. El área de estudio de este proyecto se
encuentra en la parte Este del Campo Bloque VIII (figura 2.1).
LAGO DELAGO DEMARACAIBOMARACAIBO
XIII
Lagotreco Tierra EsteLiviano
Centro Sur LagoCentro Sur Lago
Lagocinco
BA Lago
Campo Bolque VIIIMaracaibo
10 Km
Figura 2.1. Ubicación del área de estudio
6
Exploración y Producción
222...222... GGGEEEOOOLLLOOOGGGÍÍÍAAA RRREEEGGGIIIOOONNNAAALLL
222...222...111... EEExxxttteeennnsssiiióóónnn dddeee lllaaa CCCuuueeennncccaaa dddeee MMMaaarrraaacccaaaiiibbbooo
La Cuenca de Maracaibo, es una depresión triangular limitada por la falla de Oca
en el Norte, la serranía de Trujillo en el Este, los Andes de Mérida en el Sureste, y
la Serranía de Perijá y Los Motilones en el Oeste, Pestman et al (1998). Tiene un
área de 47.705 Km2, de los cuales 45.505 Km2 pertenecen a Venezuela y unos
2.200 Km2 a Colombia. Además, tiene un espesor máximo de sedimentos
Cretácicos y post-Cretácicos de aproximadamente 11.000 m. (36.000 pies). El eje
de la cuenca es paralelo y muy cercano al piedemonte andino, Kiser (1992). Al
Este de la Serranía de Trujillo están las napas de Lara plegadas en un anticlinorio
de dirección NE-SW. La Cuenca de Maracaibo constituye un área de antepaís
construido sobre el bloque de Maracaibo que es un bloque triangular limitado por
las fallas de Oca, Boconó y Santa Marta-Bucaramanga, Colleta y Roure (1997).
(figura 2.2).
Figura 2.2. Cuenca de Maracaibo y sus principales fallas geológicas
7
Exploración y Producción
222...222...222... MMMaaarrrcccooo eeessstttrrraaatttiiigggrrráááfffiiicccooo
La columna estratigráfica de la Cuenca de Maracaibo está integrada desde el
Basamento ígneo-metamórfico hasta la Formación El Milagro de edad
Pleistoceno. Figura 2.3.
Figura 2.3. Columna estratigráfica regional de la Cuenca de Maracaibo
8
Exploración y Producción
2.2.3. Evolución sedimentaria
2.2.3.1. Jurásico
Durante el Jurásico ocurrió sedimentación continental sobre el basamento
cristalino de capas rojas, volcánicas de diversa índole y eventualmente clásticos y
calizas de invasiones marinas, existiendo evidencia de ello en las penínsulas de La
Guajira (grupos Cojoro y Cocinas) y en la Formación La Quinta Fólder (1980) y
WEC (1997).
2.2.3.2. Cretácico
Durante el Cretácico temprano la sedimentación, fue controlada en su inicio por el
sistema de fallas de los grábenes jurásicos, como se puede evidenciar en los
espesores de los clásticos arenosos de la Formación Río Negro, los cuales varían
desde más de dos kilómetros en el Surco de Machiques, hasta unos pocos metros
en algunas localidades del Flanco Norandino. Después, la subsidencia se
estabilizó y el Grupo Cogollo (carbonático) se depositó en un extenso mar
epicontinental transgresivo. El equivalente clástico lateral hacia el Cratón o
Escudo de Guayana lo conforma la Formación Aguardiente WEC (1997). Las
areniscas de las Formaciones Río Negro y Aguardiente son todavía
principalmente continentales pero marcan la llegada de la subsidencia termal en la
cuenca de Maracaibo Colleta et al (1997).
Durante el Cretácico tardío la transgresión continúa y alcanza su máxima
extensión sobre Venezuela entre el Turoniense y el Cenomaniense. La Formación
La Luna representa la sedimentación de este tiempo en la Cuenca de Maracaibo,
esta formación se caracteriza por su litología calcárea, lutítica y ftanítica, ricas en
materia orgánica y además, es la roca madres por excelencia.
9
Exploración y Producción
El Cretácico Tardío en Venezuela finaliza durante el Maastrichtiense con
unidades regresivas respecto a los ambientes más profundos de la roca madre. En
Perijá y la Cuenca de Maracaibo, la Formación La Luna pasa verticalmente a
calizas glauconíticas (Miembro Socuy) y lutitas oscuras y areniscas delgadas de
las Formaciones Colón y Mito Juan. En el Flanco Norandino se encuentra el
Miembro Tres Esquinas glauconítico-fosfático como posible equivalente
diacrónico del Miembro Socuy y luego las lutitas de la Formación Colón
WEC, (1997).
2.2.3.3. Paleoceno
El límite Cretácico-Paleoceno marca un cambio importante en el régimen
tectónico del noroeste de Suramérica. El paleoceno se caracterizó por la
orogénesis de la Cordillera Occidental de Colombia, levantamiento de la
Cordillera Central de Colombia preexistente y una cuenca antepaís al Este de la
misma. Esta cuenca fue colmatada por sedimentos molásicos conocidos en el
piedemonte llanero y la Cuenca de Maracaibo, como Grupo Orocué. Al Este de
esta cuenca, en la parte central y oriental de la Cuenca de Maracaibo, se desarrolló
un área plataformal, conocida como plataforma de Maracaibo. Esta plataforma
constituye una flexura relacionada al desarrollo de la cuenca antepaís. La
sedimentación Paleocena, principalmente fue al Oeste del actual lago de
Maracaibo, y está representado por el Grupo Orocué (que consiste de las
formaciones Catatumbo, Barco y Los Cuervos) y sus equivalentes laterales, la
Formación Lisama (Medio Magdalena) y la Formación Marcelina (Zulia
noroccidental). En la plataforma de Maracaibo, sólo se depositó la Formación
Guasare, en el Paleoceno temprano.
Durante el Paleoceno tardío ocurrió el emplazamiento de las Napas de Lara al
Este de la Cuenca de Maracaibo, el cual, no permitió la sedimentación
Pestman et al (1998).
10
Exploración y Producción
2.2.3.4. Eoceno
Durante el Eoceno, en la cuenca del Lago de Maracaibo existió un marco
sedimentario complejo que se caracterizó por sistemas deltaicos-estuarinos,
fluvio-costeros y marinos, en diferentes ubicaciones geográficas delante de los
frentes de corrimiento, ya sea el de Perijá o el relativamente más joven del Estado
Lara, hacia el este. Las Formaciones Barco-Los Cuervos y Mirador-Carbonera,
representan dos pulsos semejantes de ambientes fluvio-deltaicos entre el
Paleoceno y el Eoceno medio en el occidente de la Cuenca de Maracaibo, en su
parte central, las Formaciones Guasare, Trujillo, Misoa, Caús y Paují constituían
los equivalentes más marinos de los primeros, con una profundización paulatina
de los ambientes hacia el noreste WEC (1997).
2.2.3.5. Oligoceno
Durante el Oligoceno, la acumulación de sedimentos en la Cuenca de Maracaibo
fue preservada mayormente hacia sus flancos, al Oeste los clásticos arenosos de
las Formaciones Carbonera y Ceibote (Grupo El Fausto), al Sur y Este los
clásticos finos de la Formación León y hacia el centro del Lago de Maracaibo. La
Formación Icotea, la cual ha sido asignada por diversos autores al Oligoceno, se
encuentra sólo en depresiones controladas estructuralmente, su litología
característica es de limolitas y arcilitas, con cantidades menores de areniscas.
2.2.3.6. Neógeno
El Neógeno está representado por el levantamiento andino que genera la
sedimentación de importantes espesores de molasa (Grupo Guayabo: Formaciones
La Villa, La Puerta y El Milagro), los cuales llegan a alcanzar los 5 kilómetros
(más de 15000 pies) en algunas localidades tanto en el flanco norandino como el
surandino. En la Sierra de Perijá, el Grupo El Fausto es la unidad equivalente
molásica, relacionada en este caso con las montañas de los frentes de deformación
11
Exploración y Producción
en el límite occidental de la Cuenca de Maracaibo. Hacia el centro y oeste del
Lago de Maracaibo, unidades como las Formaciones La Rosa y Lagunillas
anteceden a los ambientes distales de las molasas andina y perijanera. La
Formación Lagunillas suprayace transicionalmente a la anterior y está constituida
por sedimentos de ambientes someros transicionales, costeros y hasta
continentales, que alcanzan más de 1000 m de espesor hacia el centro del Lago de
Maracaibo, su edad, Mioceno Medio a Tardío, es correlativa con la Formación La
Puerta y parte de los Grupos Guayabo y El Fausto.
222...333 GGGEEEOOOLLLOOOGGGÍÍÍAAA LLLOOOCCCAAALLL
222...333...111 MMMaaarrrcccooo eeessstttrrraaatttiiigggrrráááfffiiicccooo
En el Campo Bloque VIII las rocas sedimentarias del Cretáceo son las más
antiguas. Estas forman parte del Grupo Cogollo el cual yace discordante sobre el
basamento igneo-metamórfico. Suprayacente al Grupo Cogollo se presenta la
Formación La Luna caracterizada por presentar sedimentos depositados en un
ambiente euxinico-restringido y finalmente rellenando la cuenca del Cretáceo se
depositaron las lutitas de la Formación Colón y las areniscas de la Formación
Mito Juan.
El Paleógeno, está representado por la Formación Guasare de edad Paleocena que
yace concordante sobre el Cretáceo y por los sedimentos del Eoceno que se
encuentran representados en el Campo Bloque VIII por las arenas “C” y la parte
basal de las arenas “B” pertenecientes a la Formación Misoa y depositadas
discordantemente sobre el Paleoceno.
Las areniscas de la Formación Misoa constituyen los yacimientos más importantes
de hidrocarburos en la Cuenca de Maracaibo. Informalmente, ha sido dividida en
dos unidades denominadas “B” y “C”, basándose solamente en las características
que presentan los sedimentos a nivel de los registros eléctricos.
12
Exploración y Producción
Los sedimentos de las arenas informales “B” fueron depositados en el área del
Campo Bloque VIII, en algunos bolsillos tectónicos formados durante un evento
tectónico previo a la sedimentación de los mismos, durante el siguiente evento
tectónico fueron levantados y posteriormente erosionados por la Discordancia del
Eoceno. La discordancia del Eoceno esta representada por un hiatus de
aproximadamente 20 millones de años entre los sedimentos del Eoceno y los
sedimentos suprayacentes de la Formación la Rosa de edad Mioceno.
Las arenas “C” fueron divididas en siete miembros informales que de base a tope
se identifican como Miembro “C-7-X”, “C-6-X”, “C-5-X”, “C-4-X”, “C-3-X”,
“C-2-X” y “C-1-X”, todos presentes en el área de Bloque VIII (Figura 2.4). Solo
los miembros “C-6-X” y “C-7-X” son estudiados y analizados en este trabajo.
Figura 2.4. Columna estratigráfica del Campo Bloque VIII y horizontes de estudio
13
Exploración y Producción
222...333...222... SSSeeedddiiimmmeeennntttooolllooogggíííaaa
La Formación Misoa se caracteriza por la alternancia de areniscas y lutitas, a la
cual, se le ha interpretado un ambiente depositacional sobre planicie deltaica y de
plataforma dominados por procesos mareales y fluviales, similares a los actuales
procesos depositacionales del delta del Orinoco en el oriente de Venezuela.
Las facies reconocidas en los núcleos, se clasifican en tres grupos: (1) facies de
arenisca de grano grueso a grano fino que contienen estratificación cruzada,
laminación ondulada y restos de plantas. Esta facies es abundantes en los canales
distributarios y barras de mareas, (2) facies heterolítica, son las facies más
comunes de los núcleos y está presente en las barras de mareas, canales de mareas
y llanura de mareas, las estructuras sedimentarias de esta facies son estratificación
flaser, estratificación bidireccional y laminación ondulada y (3) facies de lutita,
son poco abundantes y se caracteriza por laminaciones onduladas y paralelas,
estratificación masiva y restos de plantas, además, tiene un rango de ambiente
depositacional de planicie deltaica inferior a marino abierto (Escalona y Mann,
2006).
222...333...333... MMMaaarrrcccooo eeessstttrrruuuccctttuuurrraaalll
El Campo Boque VIII está dividido por una falla principal denominada CLD0050,
esta falla se caracteriza por su desplazamiento trascurrente sinestral con 2 Km de
movimiento y componente inversa con 350 pies de movimiento, su rumbo es
NNE-SSO, generando un bloque levantado al Oeste y uno deprimido al Este.
Ortogonal a la falla principal aparece una familia de fallas normales que generan
grábenes, la complejidad estructural aumenta hacia el Norte (figura 2.5)
14
Exploración y Producción
Figura 2.5. Mapa estructural del Miembro “C-6-X”
15
Exploración y Producción
222...444... AAANNNTTTEEECCCEEEDDDEEENNNTTTEEESSS
El Campo Bloque VIII, fue descubierto en 1957 con el pozo CLD0002 y desde
entonces produce de la formación Misoa del Eoceno y de las formaciones Maraca,
Lisure y Apón del Cretáceo. La producción del Campo Bloque VIII se ha basado
principalmente en la explotación de los miembros “C-2-X”, “C-4-X” y “C-5-X”
del Eoceno, siendo este último el más prolífero y responsable de cerca del 50% de
la producción acumulada para diciembre de 2005, la cual alcanza unos 126.1
MMBLS. El volumen de petróleo original en sitio (POES) oficial para estos
miembros es de 751.6 MMBLS. Entre los estudios realizados en Campo
Bloque VIII se encuentran:
Dugarte (1997), hace una revisión petrofísica de los yacimientos del Eoceno “C”
del Campo Bloque VIII, el cual observa en las evaluaciones petrofísicas, una
continuidad lateral en las areniscas prospectivas de los yacimientos “C-2”, “C-4”
y “C-5”, encontrando las arenas más prospectivas de “C-2” y “C-4” hacia el tope
de estos yacimientos y “C-5” hacia la parte media y base de este yacimiento.
Además, determinó una porosidad promedio de 20%. Este autor usa el modelo de
Waxman-Smits, el cual, fue el más aceptado para la evaluación debido a la alta
arcillosidad.
Landaeta et al (2001), realizaron un estudio integrado del Campo Bloque VIII
para los Miembros “C-2-X”, “C-4-X” y “C-5-X”, en la cual, desarrollaron un
modelo estático que comprende los modelos estructural, estratigráfico,
sedimentológico y petrofísico. Dentro del modelo sedimentológico se interpretan
canales distributarios y de mareas, barras de mareas, planicies interdistributarias
con influencia de mareas y canales fluviales estuarinos, además, realizan un
estudio petrográfico con interpretaciones diagenéticas y estudio de microscopía
electrónica (SEM). Dentro del modelo petrofísico se determinó la calidad de la
roca en función de sus parámetros petrofísicos.
16
Exploración y Producción
Tineo (2002), realiza un modelo estratigráfico-sedimentológico de los Miembros
“C-6-X” y “C-7-X” de la Formación Misoa en el área de Bloque VIII y Domo
Norte de Centro Lago, a partir de análisis núcleos y perfiles, en la cual, hace
correlaciones por la metodología de estratigrafía secuencial, además, los núcleos
del área de estudio no cortan la sección de interés completamente, debido a esto,
analizan un núcleo de un campo vecino (pozo BA-2054) para extrapolar la
información al área de estudio, arrojando resultados de electrofacies equivalentes.
Este autor interpreta para los Miembros “C-6-X” y “C-7-X” de la Formación
Misoa un sistema deltaico retrogradacional, siendo “C-7-X” un ambiente deltaico
alto, que se caracteriza por un complejo de canales distributarios, canal fluvial,
abanicos de rotura, barra de desembocadura y bahía interdistributaria. Mientras
que el Miembro “C-6-X”, interpretado como un ambiente deltaico con influencia
marina, se caracteriza por presentar canales de marea, canales distributarios
apilados, barra de desembocadura o de marea, llanura de marea y prodelta.
Sánchez (2002), diseña un modelo petrofisico del Miembro “C-6-X” de la
Formación Misoa en el área del Campo Bloque VIII e identifica tipos de rocas o
petrofacies tales como: macroporosas, mesoporosas, microporosa y nanoporosa
las cuales se determinaron a partir de las curvas de presión capilar por inyección
de mercurio y a través de la relación porosidad versus permeabilidad y el radio de
garganta de poro determinado fue el de R50. Además para efectuar la evaluación
de los pozos, determinó los parámetros petrofisicos a, m, n y Rw a partir de
análisis especiales de núcleos, análisis físicos químicos de agua y perfiles
eléctricos. También utilizó los datos de núcleos y perfiles de los pozos claves para
realizar la extrapolación al resto de los pozos, con el modelo de Simandoux
modificado, finalizando con la generación de mapas de isopropiedades donde se
observa los mejores tipos de rocas en dirección norte-sur y realizó la
redistribución de producción en el Miembro.
Salazar (2004), realiza un modelo estructural-petrofísico en el Miembro “C-6-X”
del Bloque VIII, el cual, menciona una provincia “Strike slip” para el área, con
17
Exploración y Producción
esfuerzos transpresivos y transtensivos. Además, presenta las arenas netas
pretolíferas con espesores entre 10 y 72 pies, donde la mayor concentración de
hidrocarburos con mayores porosidades se encuentra hacia el Norte.
Escalona et al (2006), realiza una interpretación estratigráfica secuencial
detallada utilizando data sísmica y más de 300 pozos de los sedimentos del
Eoceno en los Campos Centro Lago y Bloque VIII, donde los primeros 820 pies
de espesor corresponden a una sucesión agradacional de areniscas fluviodeltaicas,
suprayacente a esta aparece una sucesión de 1968 pies de espesor
retrogradacional de areniscas y lutitas marinas somera conteniendo unidades
menores progradacionales. La parte superior de la secuencia del Eoceno está
representada por una sucesión de 328 pies de espesor agradacional de areniscas
fluviodeltaicas.
18
19
Exploración y Producción
Exploración y Producción
CAPÍTULO IIICCAAPPÍÍTTUULLO IO IIIII
MARCO METODOLÓGICOMMAARRCCO MO MEETTOODDOOLLÓÓGGIICCOO
333...111... MMMEEETTTOOODDDOOOLLLOOOGGGÍÍÍAAA AAAPPPLLLIIICCCAAADDDAAA
En la figura 3.1 se muestra un flujograma donde se resume, la metodología empleada
durante la elaboración del proyecto.
Figura 3.1. Flujograma de trabajo
20
Exploración y Producción
333...222... RRREEECCCOOOPPPIIILLLAAACCCIIIÓÓÓNNN DDDEEE LLLAAA IIINNNFFFOOORRRMMMAAACCCIIIÓÓÓNNN EEEXXXIIISSSTTTEEENNNTTTEEE DDDEEELLL ÁÁÁRRREEEAAA DDDEEE
EEESSSTTTUUUDDDIIIOOO
Esta etapa consistió en la búsqueda de información documental, la cual, fue
suministrada por el centro de información técnica de PDVSA (CITEP), la
información comprende de:
Carpetas de pozos “well file” y carpetas de registro de los pozos mencionados en
la tabla 3.1.
Análisis convencionales y especiales de los núcleos VLC-950 y BA-2054.
Análisis físico-químico de aguas de formación de los pozos CLD0014, CLD0017,
CLD0084 y CLD0086.
Informes técnicos, mapas geológicos y tesis de grado.
Esta es la información original recopilada con la que se trabajó durante la validación.
Además, fue descargada la información oficial de la base de datos de PDVSA
(FINDER), tales como: datos generales de los pozos, horizontes geológicos,
desviaciones y curvas de los pozos, para compararla con la información original.
POZO FS110 FS120 FS130 FS140 FS150 SB54
BA-2054 13851 13989 14132 14298 14367 14534
CLD0003 12216 12459 NP NP NP NP
CLD0008 12282 NP NP NP NP NP
CLD0014 12692 12898 13125 13305 13458 NP
CLD0017 12235 12443 12594 12747 12890 13101
CLD0022 11862 12048 12238 12396 NP NP
CLD0028 12184 12385 NP NP NP NP
CLD0049 12220 12410 12551 12702 12835 13042
Tabla 3.1. Lista de pozos con sus topes
21
Exploración y Producción
CLD0050 12282 12493 12672 12865 12988 13259
CLD0051 12271 12476 12612 12785 12913 13159
CLD0052 12669 12859 13022 Falla 13177 13371
CLD0054 12412 12617 12823 12969 13106 13323
CLD0056 12246 12466 12613 12789 12905 13086
CLD0084 12286 12505 12653 12827 12928 NP
CLD0085 12202 12419 12598 12796 12925 13124
CLD0086 12618 12872 13057 13233 13334 13561
VLC0950 13037 13175 13341 13462 13567 13752
333...333... VVVAAALLLIIIDDDAAACCCIIIÓÓÓNNN DDDEEE LLLAAA IIINNNFFFOOORRRMMMAAACCCIIIÓÓÓNNN
Una vez obtenida la información oficial en FINDER, esta fue comparada con la
información suministrada por CITEP de la siguiente forma:
Los datos generales de los pozos, horizontes geológicos y desviaciones fueron
comparados con la información de las carpetas de pozos y carpetas de registro de
pozos.
Para las curvas de pozos, se realizó la búsqueda de las imágenes de las curvas
rasterizadas con formato “tiff” en la base corporativa de la empresa mediante el
programa File Transfer Processing (FTP), y se cargaron dentro de la base de
datos del programa Neuralog, donde se encuentra el proyecto. Luego, se
seleccionaron los registros que cumplieron con las normas requeridas por el
Manual de Procedimiento de Ambiente Integrado E&P y se realizó un mallado
sobre las imágenes escogidas, dándole las mismas características tales como
profundidad, unidad de medida, tipo de curva u otros, que posee la imagen
original. Posteriormente se procedió a montar sobre el mallado realizado las
22
Exploración y Producción
curvas con formato “las” oficiales que se tienen del pozo en estudio, con el fin de
validar las curvas mediante la observación de ambos formatos superpuestos. En
algunos casos estas curvas no coincidían o la información estaba errada, entonces
se procedió a realizar la digitalización.
333...444... CCCAAALLLIIIBBBRRRAAACCCIIIÓÓÓNNN NNNÚÚÚCCCLLLEEEOOO PPPEEERRRFFFIIILLL
La calibración núcleo-perfil de los pozos VLC-950 y BA-2054, se efectuó de manera
manual comparando el registro core gamma con el registro del pozo por tramos desde
el fondo hacia superficie y determinando el desfase en pies existente en cada sección
para realizar la descripción de los núcleos. Luego, se realizó la calibración de manera
digital utilizando el programa Microsoft Excel para realizar el modelo petrofísico.
Los registros utilizados para esta actividad fueron a profundidad “Measured Depth”
(MD) y a escala 1:200.
333...555... MMMOOODDDEEELLLOOO SSSEEEDDDIIIMMMEEENNNTTTOOOLLLÓÓÓGGGIIICCCOOO
333...555...111... DDDeeessscccrrriiipppccciiióóónnn dddeee nnnúúúcccllleeeooo...
Se efectuó la descripción macroscópica de los núcleos VLC-950 y BA-2054 tomadas
a las profundidades de 13780 a 13100 pies y 14513 a 13800 pies respectivamente, en
los cuales, se identificaron las litofacies sedimentarias definidas por Rodríguez (1986)
estas son:
23
Exploración y Producción
Facies de arenisca
Facies S: areniscas de grano grueso a conglomerático, subangular a
subredondeado, pobre a moderadamente escogido, con abundantes restos de
plantas y clastos de arcilita. Localmente puede observarse estratificación cruzada.
Facies S3: areniscas de grano medio a grueso, subangular a subredondeado,
moderada a bien escogida, con intercalaciones esporádicas de lentes y clastos de
lutita.
Facies S11: areniscas de grano fino a medio, subangular a subredondeado bien a
muy bien escogida, no muestra intercalaciones de lentes de lutitas. Localmente
puede observarse estratificación cruzada.
Facies S1: areniscas de grano fino a medio, subangular a subredondeado, bien
escogida, con abundantes intercalaciones de lentes continuos de lutita y con
estratificación cruzada.
Facies S2: areniscas de grano muy fino a limolítico, subangular a subredondeado
muy bien escogida, con intercalaciones de lentes discontinuos de lutita. Presenta
estratificación tipo rizadura, flaser y estructura de carga.
Facies heterolítica
Facies H: lutitas, gris, finamente laminada. Comúnmente presenta lentes de limo
o arena de grano fino. Se observa estructura de carga.
Facies de lutita
Facies L: lutitas, gris oscura, muy finamente laminada, con intercalaciones locales
de lentes limolítico.
También se identificaron superficies de inundación (FS), superficies erosivas (SB),
granulometría, grado de angularidad, grado de escogimiento, estructuras
24
Exploración y Producción
sedimentarias, contenido de fósiles e ichnofósiles, ciclos, tipo de contacto y tipo de
matriz, la cual fue utilizada para elaborar las cartas sedimentológica de los núcleos.
Se debe acotar que en los núcleos analizados, se identificaron facies bioturbadas, y se
les asigna la misma nomenclatura descrita anteriormente seguida de la letra “B” para
indicar la condición de bioturbación.
333...555...222... DDDeeefffiiinnniiiccciiióóónnn dddeee uuunnniiidddaaadddeeesss yyy aaammmbbbiiieeennnttteee ssseeedddiiimmmeeennntttaaarrriiiooo...
Se definieron las unidades sedimentarias analizando la evolución vertical de las
facies, es decir, agrupándolas en función a sus relaciones genéticas de depositación.
Además, se le asoció el modelo de facies de Walker (1992) comparando este modelo
con la descripción de los núcleos y en función de la asociación de unidades
sedimentarias se interpretó el ambiente depositacional. Estas unidades sedimentarias
fueron calibradas con la curvas gamma ray de los pozos VLC-950 y BA-2054.
Luego de la calibración de unidades sedimentarias con la curva gamma ray, se
definieron las electrofacies asociando la respuesta gamma ray en función de las
unidades sedimentarias para realizar la carta sedimentológica, además, esta
información se extrapoló al área de estudio para definir la geometría de los cuerpo
sedimentarios.
333...555...333... EEElllaaabbbooorrraaaccciiióóónnn dddeee lllaaa cccaaarrrtttaaa ssseeedddiiimmmeeennntttooolllóóógggiiicccaaa...
Luego de obtener la información de los núcleos, se procedió a realizar las cartas
sedimentológicas utilizando el programa MicroStation con el formato de la
figura_3.2.
25
Exploración y Producción
UNIDADES LITOESTRATIGRAFICAS
GRANULOMETRIA
PRO
FUN
DID
AD (P
IES)
CIC
LIO
S GR
0 150Car
bón
Lutit
aLi
mol
ita
Aren
isca
med
iaAr
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naA
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sca
muy
fina
Aren
isca
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IES
UN
IDAD
ES
SED
IMEN
TAR
IAS
OBSERVACIONES
ES
TRAT
IGR
AFIA
S
EC
UE
NC
IAL
Figura 3.2. Formato de la carta sedimentológica
El formato contiene nueve columnas referidas a unidades estratigráficas,
granulometría, profundidad en pies, ciclos sedimentarios, curva gamma ray, facies
sedimentarias, unidades sedimentarias, observaciones y estratigrafía secuencial.
333...666... MMMOOODDDEEELLLOOO PPPEEETTTRRROOOFFFÍÍÍSSSIIICCCOOO
333...666...111... CCCááálllcccuuulllooo dddeee lllaaa rrreeesssiiissstttiiivvviiidddaaaddd dddeeelll aaaggguuuaaa dddeee fffooorrrmmmaaaccciiióóónnn
La resistividad del agua de formación es un parámetro petrofísico eléctrico, la
metodología utilizada para su caracterización y cálculo se basa en el uso de análisis
fisicoquímicos del agua de formación y la aplicación de los métodos de Stiff y Sulin
que permitieron establecer un origen e identidad característica para el agua de
formación.
Primera validación:
La revisión de las fichas de pozos, permitió asociar cronológicamente la fecha
de toma de las muestras de agua con los intervalos abiertos a producción del
pozo, y determinar si el agua de formación proviene de las arenas del
yacimiento en estudio.
Se realizó el primer descarte de muestras, tomando en consideración los siguientes
criterios:
26
Exploración y Producción
Análisis con datos incompletos: fecha de muestreo, pH, concentración de
iones.
Muestras contaminadas por fluidos de perforación, completación,
estimulaciones, fracturamientos o acidificaciones, entre otros. Por esta razón,
fueron descartadas las muestras con PH menor a 7, indicando que el pozo ha
sido sometido a algún trabajo de rehabilitación, alterándose así las
propiedades físico-químicas del agua de formación.
Segunda validación:
Un análisis de agua es representativo cuando tiene un buen balance iónico entre sus
cationes y aniones, es decir, cuando posee cargas eléctricas iguales. Para hacer dicho
balance la concentración de cada ión reportado en el análisis físico-químico, debe ser
expresado en miliequivalentes por litros (meq/lts).
La expresión matemática que rige el proceso es la siguiente:
…(3.1)xCRltsóppmmgriónltsMeq ///
El CR (Coeficiente de Reacción) no es más que la medida normalizada de los
cationes y los aniones disueltos en el agua y es igual a la valencia entre peso
molecular del ión.
En la tabla 3.2 podemos ver de acuerdo al ión los diferentes valores de Coeficiente de
Reacción
27
Exploración y Producción
Tabla 3.2. Valores de los diferentes coeficientes de reacción según el tipo de ión.
Ión Coeficiente de Reacción
Sodio 0.4348
Magnesio 0.0823
Calcio 0.0499
Hierro 0.0358
Cloruro 0.0282
Sulfato 0.0208
Carbonato 0.0333
Bicarbonato 0.0164
Bario 0.0145
Aluminio 0.1112
Flúor 0.0526
Bromo 0.0125
Para que un análisis sea considerado como representativo debe estar balanceado
iónicamente, es decir, se verificó que la suma de los pesos equivalentes (meq/L) de
los iones positivos (cationes) sea igual a la suma de los iones negativos (aniones), por
lo que se rechazaron las muestras cuyo balance iónico fue distinto de cero o se alejaba
mucho de este valor, por lo que se decidió trabajar con un grado de tolerancia (0,20).
333...666...222... CCCaaarrraaacccttteeerrriiizzzaaaccciiióóónnn dddeeelll aaaggguuuaaa dddeee fffooorrrmmmaaaccciiióóónnn yyy dddeeettteeerrrmmmiiinnnaaaccciiióóónnn dddeee sssuuu rrreeesssiiissstttiiivvviiidddaaaddd
Para clasificar las aguas de formación de acuerdo a su composición química, se
utilizó el sistema propuesto por Sulin, diferenciándolas como meteóricas y connatas.
28
Exploración y Producción
Para definir el patrón de agua de formación se elaboraron los diagramas de
composición química propuestos por Stiff.
Para el cálculo del valor de Rw se utilizó un formato de calculo (.xls) de la
corporación, este permitió a partir de la concentración de iones y aniones, reducir la
composición química de la muestra de agua a una equivalente en cloruro de sodio
(NaCl) por medio de unos factores de conversión o factores multiplicadores, y
determinar así el tipo de agua de formación, su resistividad, concentración total de
sólidos disueltos y la huella característica de la misma.
Para obtener la salinidad total del agua de formación en equivalentes de NaCl, se
suman las partes por millón de cada ión una vez multiplicados por su factor de
conversión correspondiente.
…(3.2)FconviónppmlenteNaClotalEquivaSalinidadT */
La concentración total de sólidos disueltos se obtuvo al sumar las partes por millón de
los iones presentes en el agua de formación.
Para obtener la Rw del agua a temperatura de superficie (75°F) se utilizo la siguiente
ecuación:
995.05.36470123.0º75@
ppmNaClFRw
…(3.3)
Este procedimiento se aplicó a cada uno de los análisis físico-químicos disponibles,
para así, una vez agrupada la información por área y fecha, proceder a realizar un
análisis estadístico descriptivo (análisis de frecuencia) que permitió, mediante el
ordenamiento sistemático de una colección de valores de la variable en estudio (Rw),
mostrar con exactitud una colección de información cuantitativa en una forma más
concisa y conveniente que la colección original, facilitando su interpretación e
29
Exploración y Producción
30
indicando la frecuencia de ocurrencia de dichos valores, obteniendo así los valores de
concentración total de sólidos disueltos y de Rw más representativos.
333...666...333... DDDeeettteeerrrmmmiiinnnaaaccciiióóónnn dddeee lllooosss pppaaarrrááámmmeeetttrrrooosss pppeeetttrrrooofffííísssiiicccooosss
Se verificó en los análisis de núcleos recopilados, las pruebas de factor de formación
(FF), índice de resistividad (IR), densidad de grano ( g) y capacidad de intercambio
de cationes (CIC) a diferentes profundidades de la roca yacimiento.
Se clasificaron los datos de los análisis antes mencionados por intervalos dentro del
miembro estudiado, para así calcular los parámetros petrofísicos de roca como sigue:
333...666...333...111 DDDeeennnsssiiidddaaaddd dddeee lllaaa mmmaaatttrrriiizzz dddeee fffooorrrmmmaaaccciiióóónnn ((( mammaa)))
Para poder llegar a conocer la densidad de la matriz que predomina en la arena se
realizaron los histogramas de frecuencia con los valores de densidad de grano. Para
esto se graficaron valores de frecuencia de densidad de grano en función de los
valores de densidad de grano en un único gráfico, obtenidos de los análisis
convencionales de los pozos con núcleo. Luego de haber realizado dichos
histogramas, se determina el valor más representativo de la densidad de matriz.
333...666...333...222... EEExxxpppooonnneeennnttteee dddeee ccceeemmmeeennntttaaaccciiióóónnn (((mmm))) yyy cccoooeeefffiiiccciiieeennnttteee dddeee tttooorrrtttuuuooosssiiidddaaaddd (((aaa)))
Utilizando los valores tabulados de factor de formación en función de porosidad
proveniente de los análisis especiales de los núcleos, se realizaron gráficos del factor
de formación (FF) en función de la porosidad (PHI), ambos en escala logarítmica. Si
los puntos graficados definen una tendencia lineal, la tortuosidad (a) es el intercepto
Exploración y Producción
en la ordenada, mientras que la pendiente de la recta define el exponente de
cementación (m).
La expresión matemática que rige el proceso es la siguiente:
maRwRoFF
…(3.4)
Para el cálculo del exponente de cementación corregido por arcillosidad m* se utiliza
el mismo procedimiento descrito anteriormente pero tomando los valores de factor de
formación corregidos por arcillosidad.
333...666...333...333... EEExxxpppooonnneeennnttteee dddeee sssaaatttuuurrraaaccciiióóónnn (((nnn)))
El exponente de saturación (n) representa la pendiente de la relación entre el índice de
resistividad y la saturación de la solución salina utilizada en la prueba de laboratorio,
que generalmente es un valor cercano a dos (2).
Se gráfica en papel log-log el índice de resistividad (IR) vs. la saturación de agua
(Sw) para todas las muestras con las cuales se realizó la prueba, se calcula la
pendiente de la recta de mejor tendencia y así se define el exponente de saturación
(n).
La expresión matemática que rige el proceso es la siguiente:
nwSRo
RtIR 1…(3.5)
Para el cálculo del exponente de saturación corregido por arcillosidad n* se utiliza el
mismo procedimiento descrito anteriormente pero tomando los valores de índice de
resistividad corregidos por arcillosidad.
31
Exploración y Producción
333...666...333...444... CCCaaapppaaaccciiidddaaaddd dddeee iiinnnttteeerrrcccaaammmbbbiiiooo cccaaatttiiióóónnniiicccooo pppooorrr uuunnniiidddaaaddd dddeee vvvooollluuummmeeennn pppooorrrooosssooo...
La capacidad de intercambio catiónico (CIC) se obtiene del laboratorio como parte de
los análisis especiales de núcleo, para luego poder llegar a hallar el término Qv, como
un valor de la roca reservorio que representa la capacidad de intercambio catiónico
por unidad de volumen poroso, se calcula de la siguiente expresión:
xmaxCICxQv
1001
…(3.6)
Para el cálculo de una ecuación de Qv acorde al yacimiento, se grafican en papel
semilogarítmico los valores obtenidos de Qv, en función de la porosidad, para cada
una de las muestras que se trabajaron en el laboratorio para dicha prueba, la ecuación
de la recta resultante de la regresión de los puntos define la ecuación a utilizar para el
calculo del Qv del yacimiento, dicho Qv se usará en la ecuación de la saturación de
agua para formaciones arcillosas. En muchos casos también se puede representar
mediante la siguiente ecuación, que representa el modelo exponencial utilizado en las
evaluaciones petrofísicas realizadas:
BAeQv …(3.7)
333...666...444... DDDeeettteeerrrmmmiiinnnaaaccciiióóónnn dddeee uuunnniiidddaaadddeeesss dddeee fffllluuujjjooo...
Se utilizó la metodología propuesta por Lorenz
Gráfico Estratigráfico de Lorenz Original (SMLP)
Este gráfico ofrece una guía sobre el número de unidades de flujo en el intervalo
estudiado, necesarias para honrar el marco geológico del yacimiento, además de
permitir realizar una selección preliminar de los intervalos que representaría a las
unidades de flujo (topes y bases). Para la construcción del SMLP (“Stratigraphic
32
Exploración y Producción
Modified Lorenz Plot”) se graficó el porcentaje de capacidad de flujo (K*h)
acumulado contra el porcentaje de capacidad de almacenamiento (PHI*h) acumulado,
ordenados en secuencia estratigráfica y utilizando los datos de porosidad y
permeabilidad de los análisis convencionales de núcleo. Cada punto de inflexión de la
curva o cambio de pendiente representa un cambio en el comportamiento del flujo, y
por ende una unidad de flujo distinta.
Gráfico de Lorenz Modificado (MLP)
El gráfico de Lorenz modificado (“Modified Lorenz Plot”) permite jerarquizar las
unidades de flujo seleccionadas de acuerdo a sus relaciones K/PHI permitiendo
comparar sus propiedades visualmente. Para su elaboración se graficó el porcentaje
de capacidad de flujo acumulado contra el porcentaje de capacidad de
almacenamiento acumulado para cada unidad de flujo, luego de ser ordenadas estas,
en orden ascendente según su relación K/PHI.
Perfil de Flujo Estratigráfico (SFP)
El perfil de flujo estratigráfico (“Stratigraphic Flow Profile”) es usado para verificar e
interpretar las unidades de flujo previamente seleccionadas del SMLP. El SFP se
construyó a partir de los datos de porcentaje de almacenamiento y porcentaje de flujo
obtenidos previamente en la construcción del gráfico de MLP. Es a través de esta
herramienta gráfica donde se puede apreciar las arenas con mejores propiedades
petrofísicas, con mejores capacidades de flujo y de almacenamiento. Este gráfico se
interpretó de manera integral con los registros de pozo, los registros de producción y
descripción sedimentológica de los núcleos.
33
Exploración y Producción
333...666...555... MMMooodddeeelllooo dddeee AAArrrccciii llllllooosssiiidddaaaddd...
Mediante el uso de los análisis de difracción de rayos X (XRD) y microscópica
electrónica de barrido (SEM), que permiten identificar los minerales presentes en la
formación, se estableció el porcentaje de minerales de arcilla presentes en cada una
de las muestras analizadas. Determinado así el modelo que mejor ajuste (tabla 3.5) a
los datos de volumen de arcilla calculados a partir del análisis de núcleo,
expresándolo a partir de:
GRclGRshGRclGRIsh
…(3.8)
Donde:
GR = es el perfil de rayos gamma.
GRsh = indica la lectura del GR en la lutita más representativa de la formación
GRcl = es la lectura del perfil en la arena más limpia.
Tabla 3.3. Modelos de arcillosidad
Modelos de Arcillosidad Expresión matemática
Lineal Vsh = Ivsh
Clavier Vsh= (1,7- [(3,38 - ( Ish + 0,7) 2)] 0,5)
Stieber Vsh= (0,5* Ivsh)/ (1,5 - Ivsh)
Larionov Vsh= 0,0833*[( 2^(3,7*Ish))]-1
34
Exploración y Producción
3.6.6. Modelo de Porosidad.
Para determinar la porosidad a partir del registro de densidad de formación se
utilizó la siguiente ecuación:
fma
lecturama …(3.9)
Donde
ma = densidad de la matriz de la formación,
lectura = densidad volumétrica de la formación leída por el perfil
f = densidad del fluido a base de agua igual a 1 gr/cc.
Utilizando el modelo de arcillosidad ya definido se calculó la porosidad efectiva
utilizando el modelo Lineal y el de Gaymard, (eliminando el efecto de arcillosidad
sobre la porosidad) y se compararon estas porosidades con la porosidad
proveniente del núcleo.
Modelo Lineal
…(3.10))1( VshTotale
Modelo Gaymard
)*( vshTotale Vsh …(3.11)
333...666...777... MMMooodddeeelllooo dddeee PPPeeerrrmmmeeeaaabbbiiilll iiidddaaaddd
En cuanto al modelo de permeabilidad (tabla 3.6), para su estimación, se definieron
las relaciones entre la permeabilidad corregida y sus respectivos valores de porosidad
efectiva provenientes del núcleo para cada tipo de roca existente en el yacimiento.
35
Exploración y Producción
Para aplicar dichas ecuaciones se establecieron relaciones entre el volumen de arcilla
y las petrofacies ya conocidas a partir del estudio de la calidad y tipo de roca.
Tabla 3.4. Modelos de Permeabilidad
Modelos de permeabilidad Expresión matemática Timur K = 8581 * e
4.4 / Swirr 2
Timur (modificado) K = 10500 * e6 / ( e * Swirr + 0.25 * Vsh) 2
Turner K = 13815 * e 6 / ( e * Swirr + 0.1401 * Vsh) 2
Ecuación General Del Lago K = 85138 * e
4.3 / Swirr 0.497
333...666...888... MMMooodddeeelllooo dddeee SSSaaatttuuurrraaaccciiióóónnn dddeee AAAggguuuaaa
Utilizando las pruebas existentes de presión capilar realizadas bajo el sistema agua
petróleo (sistema que mejor simula las condiciones de yacimiento) bajo el proceso de
drenaje, se determinó para cada muestra el valor correspondiente de saturación de
agua irreducible, conociendo el valor de porosidad y profundidad de cada muestra en
estudio, se asignó el valor de volumen de arcilla que corresponde a las mismas.
Mediante la construcción de un grafico de saturación de agua irreducible contra el
volumen de arcilla se obtiene la ecuación que mejor representa dicha relación y a
partir de esta se obtiene en cada pozo del yacimiento, la saturación de agua no
movible del yacimiento. Luego, utilizando los datos de temperatura de superficie y de
fondo reportados en el cabezal de los registros de los pozos que atraviesan el
yacimiento en el área seleccionada para el estudio, se calculó el gradiente geotérmico
promedio para el yacimiento. Mediante la construcción de un grafico de resistividad
verdadera (Rt) contra volumen de arcilla, se determinó el valor de resistividad más
representativo de los intervalos lutíticos del yacimiento (Rsh). Aplicando modelos
conocidos para el cálculo del volumen de agua, se procede a la evaluación de los
36
Exploración y Producción
pozos claves y control. Los modelos de saturación de agua más utilizados en la
evaluación petrofísica del Lago de Maracaibo son Simandoux (1963) y Waxman &
Smits (1968).
Ecuación de Simandoux (1963)
sh
sh
tw
e
sh
shm
e
ww R
VRRaR
VRaS
2/122
...4
.2.
…(3.12)
Donde:
e = Porosidad Efectiva
Vsh = Volumen de Arcilla
Rt = Resistividad total
Rw = Resistividad del agua
Rsh = Resistividad de las arcillas
Ecuación de Waxman y Smits (1968)
RwSwBQvRwRtSw
mt
n*
* /1 …(3.13)
27.0045.0128.1000406.0225.0
23.1
2
TRwTTB …(3.14)
333...666...999... DDDeeettteeerrrmmmiiinnnaaaccciiióóónnn dddeee lllooosss pppaaarrrááámmmeeetttrrrooosss dddeee cccooorrrttteee
Para definir los parámetros de corte se utilizó un procedimiento que permite, una vez
separadas las lutítas de las demás litologías, se separe la roca yacimiento con
capacidad de flujo, con lo cual se determinó el espesor de Arena Neta (AN). El
37
Exploración y Producción
volumen máximo de arcilla, se definió tomando en cuenta los topes y bases definidos
en las correlaciones geológicas, es decir se determinó un valor de corte que mejor
diferenciara los intervalos arenosos de aquellos lutíticos. A partir de la correlación de
permeabilidad en función de porosidad, se calculó el valor de porosidad que
correspondía al valor mínimo de K para el cual no hay flujo en el yacimiento, el valor
de 1 md es el generalmente empleado para yacimientos petrolíferos. Este valor de
porosidad corresponde al valor límite para las unidades de flujo. Para definir el límite
de saturación de agua, para cada tipo de roca, se analizaron las curvas de
permeabilidades relativas, para así determinar los puntos correspondientes a la
saturación de agua de corte, en la cual el agua posee mayor facilidad para el flujo,
estableciendo como valor límite el máximo reportado, para las petrofacies de menor
calidad presente en el yacimiento.
333...777... CCCOOORRRRRREEELLLAAACCCIIIÓÓÓNNN YYY EEEXXXTTTRRRAAAPPPOOOLLLAAACCCIIIÓÓÓNNN DDDEEE LLLAAA IIINNNFFFOOORRRMMMAAACCCIIIÓÓÓNNN DDDEEE
NNNÚÚÚCCCLLLEEEOOOSSS
Durante la descripción de los núcleos se identificaron las parasecuencias definidas
por Landaeta et al (2001), el cual, las denominó informalmente de base a tope como
intervalos I-200, I-190, I-180, I-170 y I-160. Estos intervalos están limitados por
superficies de inundación (FS) o superficies erosivas (SB). Así, de base a tope, el
intervalo I-200 está limitado por la SB54 y la FS150, el intervalo I-190 está limitado
por la FS150 y la FS140, el intervalo I-180 está limitado por la FS140 y la FS130, el
intervalo I-170 está limitado por la FS130 y la FS120 y el intervalo I-160 está
limitado por la FS120 y la FS110. Es importante señalar que los números en la
nomenclatura de las superficies que limitan las parasecuencias o intervalos, no hacen
referencia a la edad geológica de la misma, sino que es una numeración operacional
para identificarlas.
38
Exploración y Producción
Una vez identificadas las superficies de inundación y superficies erosivas, se cargaron
en la plataforma especializada OperWorks (Compañía Landmark) y con la
aplicación Correlation de StratWorks se correlacionaron las superficies guías de los
pozos en estudio.
Después de haber obtenido los parámetros petrofísicos y todos los datos necesarios,
se procedió a la evaluación de todos los pozos del área en estudio. De cada una de las
evaluaciones se obtuvo un sumario que contiene la información de Arena Neta Total
(ANT), Arena Neta Petrolífera (ANP), Volumen de Arcilla (Vsh), Porosidad Total
(PHIT), Saturación de Agua (Sw) y Permeabilidad (K) de los Miembros “C-6-X” y
“C-7-X”.
333...888... MMMAAAPPPAAASSS DDDEEE EEELLLEEECCCTTTRRROOOFFFAAACCCIIIEEESSS
Luego de la calibración de unidades sedimentarias con la curva gamma ray, se
definieron las electrofacies asociando la respuesta gamma ray en función de la unidad
sedimentaria. Estas electrofacies fueron establecidas de acuerdo a la escala de los
principales cuerpos sedimentarios y a la forma como responde el perfil gamma ray
con las unidades sedimentarias. Una vez definida las electrofacies se utilizó la
aplicación MapView para realizar 5 mapas de electrofacies que corresponden al
número de intervalos. La aplicación permite mapear los registros de cada pozo según
el intervalo definido previamente. De esta forma, los mapas fueron impresos y
manualmente se les asignó a cada pozo el tipo de electrofacies según su respuesta
gamma ray y resistividad. Los patrones de electrofacies utilizados fueron los
establecidos por Escalona et al (2006).
39
Exploración y Producción
333...999... MMMAAAPPPAAASSS DDDEEE FFFAAACCCIIIEEESSS SSSÍÍÍSSSMMMIIICCCAAA
333...999...111... GGGeeennneeerrraaaccciiióóónnn dddeeelll cccuuubbbooo sssííísssmmmiiicccooo fffiii llltttrrraaadddooo
Es importante mencionar que se realizó una descomposición espectral para mejorar la
continuidad de los reflectores de interés, esto se realizó utilizando la aplicación
Stratimagic (Paradigm) el cual descompone la señal sísmica en rangos de
frecuencias definidos previamente. La aplicación desplegó un gráfico Porcentaje de
frecuencia vs. frecuencia donde se muestran las diversas curvas en función de sus
rangos de frecuencias junto con la curva de frecuencia original (sin descomposición),
seguidamente se limitó el rango de frecuencia escogiendo la curva que mejor se
ajustó a la curva original. Luego se generó un nuevo cubo sísmico con dicha
frecuencia escogida con el propósito de disminuir el ruido sísmico.
333...999...222... IIInnnttteeerrrppprrreeetttaaaccciiióóónnn dddeee hhhooorrriiizzzooonnnttteeesss sssííísssmmmiiicccooo
Basado en el trabajo previo de calibración sísmica-pozo realizado por Girón y
Petrocelli (2007) y bajo la supervisión del geofísico de Estudios Integrados, se
procedió a interpretar los horizontes de los Miembros “C-6-X” y “C-7-X” debido a
que son los reflectores que se observan en la sísmica. Estos horizontes fueron
interpretados en la aplicación SeisWorks (Openwork), donde se produjo un “grid”
para cada horizonte de cinco por cinco, es decir, cada cinco líneas y cada cinco
trazas. Luego, se realizó una interpolación lineal el cual generó las superficies de los
Miembros. Una vez completados los horizontes, fueron cargados en la plataforma
especializada EPOS de la Compañía Paradigm.
40
Exploración y Producción
333...999...333... GGGeeennneeerrraaaccciiióóónnn dddeeelll iiinnnttteeerrrvvvaaalllooo dddeee eeessstttuuudddiiiooo
Se generó un intervalo o ventana de tiempo en el cual se realizó el cubo de facies
sísmica, se tomó como referencia el horizonte “C-6-X” en el tope con 50
milisegundos hacia arriba y en la base el horizonte “C-7-X” con 50 milisegundos
hacia abajo con el propósito de hacer un cubo sólo de los Miembros en estudio.
333...999...444... EEElllaaabbbooorrraaaccciiióóónnn dddeee aaatttrrriiibbbuuutttooosss sssííísssmmmiiicccooosss
Un atributo sísmico es un valor que describe una característica determinada de la
traza sísmica y esta permite observar eventos que normalmente con la traza sísmica
original están ocultos. Los atributos sísmicos utilizados fueron:
Envolvente de la señal: indica los principales cambios de litología, discordancias,
acumulación de fluido y gas. Brown (1996).
Segunda derivada de la envolvente: proporciona una medida de la agudeza de los
picos de la envolvente. Puede ser usado para identificar todas las interfaces
reflejadas dentro del ancho de banda sísmica. Taner (2001).
Fase instantánea: proporciona información sobre la continuidad de eventos,
configuración estratigráfica y estructural. Brown (1996).
Frecuencia instantánea: se utiliza como indicador de hidrocarburos para
anomalías de baja frecuencia, indicador de zonas de fracturas y espesores de
capas. Taner (2001).
Coseno de la fase instantánea: consiste en aplicar una función coseno a la fase
instantánea y es útil en la delimitación de caracteres estructurales.
Polaridad aparente: distingue entre diferentes tipos de puntos brillantes que es
una anomalía en la sísmica producto de un cambio de densidad local y es
indicador de polaridad de sección. Brown (1996).
41
Exploración y Producción
Semblanza: la coherencia, continuidad, semblanza y covarianza son de carácter
similar, buscan convertir un volumen de continuidad como son las reflexiones
normales en volumen de discontinuidad, acentuando fallas y otros límites.
Estos atributos fueron calculados en Stratimagic (Paradigm), y se utilizaron como
data de entrada en la técnica de clasificación de volúmenes de atributos sísmicos, y de
esta manera se generó un único volumen de facies sísmica. La asunción es que dos
muestras tienen la misma clase de facies si ellos están caracterizados por valores
similares en todos los volúmenes de atributos sísmicos de entrada, y por consiguiente,
corresponden a un ambiente geológico similar.
333...999...555... AAAnnnááállliiisssiiisss dddeee CCCooommmpppooonnneeennnttteeesss PPPrrriiinnnccciiipppaaallleeesss
Para generar el volumen de facies, primero se realizó una reducción de los datos
utilizando Análisis de Componentes Principales (PCA), este análisis es un método
estadístico que tiene como idea central reducir la dimensionalidad de un conjunto de
datos que consisten de un gran numero de variables interrelacionadas, el cual retiene
la mayor variación presente en el conjunto de datos Jolliffe (2002). Esta reducción se
realizó con el objetivo de mejorar el resultado de la clasificación.
En este caso, los volúmenes de atributos sísmicos como data de entrada son
proyectados en ejes multidimensionales, en el cual, el número de dimensiones
corresponden al número de volúmenes de entrada. El producto es un conjunto de
nuevos volúmenes llamados componentes PCA. Estas componentes fueron
jerarquizadas en función de su contribución a la variabilidad de los datos. Las
componentes menos importantes contienen ruido e información redundante y fueron
removidas para el siguiente proceso.
42
Exploración y Producción
333...999...666... CCClllaaasssiiifffiiicccaaaccciiióóónnn jjjeeerrrááárrrqqquuuiiicccaaa
Una vez eliminada la información redundante o con ruido se procedió a clasificar por
grupo la información de interés, para esto se utilizó una clasificación jerárquica, la
cual, es automática y consiste de dos pasos. Primero, los subgrupos significativos de
los datos de entrada son definidos basados en gráficos multidimensionales, un
representativo nodo de grupo es asignado a cada subgrupo durante este paso.
Segundo, los subgrupos son ordenados de acuerdo a su ubicación en el gráfico
multidimensional y se les asigna un número de clase y un color.
333...999...777... VVVooollluuummmeeennn dddeee fffaaaccciiieeesss sssííísssmmmiiicccaaa
El resultado, es un único volumen de facies sísmica. Luego de obtener dicho volumen
se procedió a la correlación del registro GR con la sísmica para así determinar las
facies sísmicas arenosas y lutitíticas. Además, se generaron los mapas de los
Miembros “C-6-X” y “C-7-X” a través de los “horizon slices”, los cuales son las
proyecciones de los horizontes “C-6-X” y “C-7-X” sobre una superficie plana.
333...111000... EEELLLAAABBBOOORRRAAACCCIIIÓÓÓNNN DDDEEE MMMAAAPPPAAASSS DDDEEE FFFAAACCCIIIEEESSS
Una vez realizados los mapas de electrofacies se integró esta información con los
mapas de facies sísmicas, es decir, los mapas de electrofacies y de facies sísmica
fueron interpretados y comparando ambas interpretaciones y se crearon los mapa de
facies para los cincos intervalos de los Miembros “C-6-X” y “C-7-X”.
43
Exploración y Producción
333...111111... EEELLLAAABBBOOORRRAAACCCIIIÓÓÓNNN DDDEEE MMMAAAPPPAAASSS DDDEEE IIISSSOOOPPPRRROOOPPPIIIEEEDDDAAADDDEEESSS
A partir de los datos del sumario petrofísico se construyeron Mapas de Iso-
Propiedades (Arena Neta Total (ANT), Arena Neta Petrolífera (ANP), Volumen de
Arcilla (Vsh), Porosidad Total (PHIT), Saturación de Agua (Sw), Permeabilidad (K)
de los Miembros “C-6-X” y “C-7-X” para ver la distribución de las propiedades en
cada arena y para evaluar los pozos prospectivos de cada zona.
333...111222... RRREEEDDDAAACCCCCCIIIÓÓÓNNN DDDEEELLL IIINNNFFFOOORRRMMMEEE FFFIIINNNAAALLL
Consistió en la trascripción de todo lo realizado durante el trabajo, pero lo más
importante, las interpretaciones realizadas a partir de los resultados para definir el
modelo sedimentológico-petrofísico del área de estudio y así, establecer las
conclusiones y recomendaciones de este trabajo.
44
45
Exploración y Producción
Exploración y Producción
CAPÍTULO IVCCAAPPÍÍTTUULLO IO IVV
MODELO SEDIMENTOLÓGICOMMOODDEELLO SO SEEDDIIMMEENNTTOOLLÓÓGGIICCOO
444...111... CCCaaarrraaacccttteeerrriiizzzaaaccciiióóónnn dddeee nnnúúúcccllleeeooo...
444...111...111... UUUbbbiiicccaaaccciiióóónnn...
Actualmente no existen núcleos en el Campo Bloque VIII a nivel de los Miembros
“C-6-X” y “C-7-X”, por esta razón se utilizaron núcleos recuperados para estos
Miembros de campos adyacentes.
El pozo BA-2054 pertenece al Campo Bachaquero Suroeste y está ubicado a 12
kilómetros aproximadamente hacia el Este del Campo Bloque VIII (figura 4.1), el
pozo cuenta con 814 pies de núcleo recuperado a las profundidades de 13700 a 14514
pies, su estado físico es bueno y comprende una parte del Miembro “C-5-X” y
completamente los Miembros “C-6-X” y “C-7-X”. Se analizaron 712 pies de núcleo
perteneciente a las unidades estratigráficas de interés a las profundidades de 13100 a
14514 pies.
El pozo VLC-950 pertenece al Campo Bloque III y está ubicado a 8 kilómetros
aproximadamente hacia el Este del Campo Bloque VIII (figura 4.1), este pozo tiene
740 pies de núcleo recuperado, en donde fueron analizados 680 pies pertenecientes a
los Miembros “C-6-X” y “C-7-X” a las profundidades de 13102 a 13750 pies. El
estado físico de los núcleos es muy bueno.
46
Exploración y Producción
444...111...222... CCCaaallliiibbbrrraaaccciiióóónnn nnnúúúcccllleeeooo---pppeeerrrfffiii lll ...
Figura 4.1. Ubicación de los pozos BA-2054 y VLC-950
Las figuras 4.1.1 y 4.1.2 muestran las calibraciones núcleo-perfil en digital de los
pozos BA-2054 y VLC-950 respectivamente, con una resolución vertical de 0.5 pies,
los desfases promedios de los core gamma para el núcleo BA-2054 es de -2 pies y
para el núcleo VLC-950 es de 25 pies.
47
Exploración y Producción
GR & Core Gamma13
680
1380
013
920
1404
014
160
1428
014
400
1452
0
0 100
GR COREGAMMA
GR & Core Gamma
1310
013
220
1334
013
460
1358
013
700
1382
0
0 100
GR COREGAMMA
Fig. 4.1.1. Calibración núcleo-perfil del pozo BA-2054
Fig. 4.1.2. Calibración núcleo-perfil del pozo VLC-950
48
Exploración y Producción
444...111...333... FFFaaaccciiieeesss iiidddeeennntttiiifffiiicccaaadddaaasss eeennn lllooosss nnnúúúcccllleeeooosss...
Facies S: arenisca de grano grueso a conglomerático, subangular a subredondeado,
pobre a moderadamente escogida, de color marrón claro con abundante material
carbonoso y clastos de arcilla oxidados (siderita), estratificación cruzada local. No se
observa bioturbación ni impregnación de hidrocarburos (figura 4.2).
Figura 4.2. Facies S
Facies S3: arenisca de grano medio a grueso, subangular a subredondeado, moderada
a bien escogida, de color marrón claro, con intercalaciones esporádicas de clastos de
lutita y estratificación cruzada y planar. No se observa bioturbación ni impregnación
de hidrocarburos, sin embargo, muestra fluorescencia (figura 4.3).
49
Exploración y Producción
Figura 4.3. Facies S3
Facies S11: arenisca de grano fino a medio, subangular a subredondeado, bien a muy
bien escogida, de color gris claro, no muestra intercalaciones de lentes de lutitas,
localmente estratificación cruzada y planar. No se observa bioturbación ni
impregnación de hidrocarburos (figura 4.4).
Figura 4.4. Facies S11
50
Exploración y Producción
Facies S1: arenisca de grano fino a medio, subangular a subredondeado, bien
escogida, de color gris claro, con abundantes intercalaciones de lentes de lutitas y
estratificación cruzada (figura 4.5).
Figura 4.5. Facies S1
Facies S2: arenisca de grano muy fino a limolítico, subangular a subredondeado, muy
bien escogida, de color gris claro, con intercalaciones de lentes discontinuos de
lutitas, de color gris oscuro, estratificación tipo flaser y rizaduras (figura 4.6).
Figura 4.6. Facies S2
51
Exploración y Producción
Facies H: facies heterolítica formadas por intercalaciones de arenisca de color gris,
de grano muy fino con lutitas de color gris oscuro, continuas y discontinuas.
Estructuras presentes en forma de lentes y de cargas (figura 4.7).
Figura 4.7. Facies H
Facies HB: similar a la facies H pero con bioturbación moderada. La ichnofacies
dominante es la Cruziana (figura 4.8).
Figura 4.8. Facies HB
52
Exploración y Producción
Facies L: lutitas de color gris oscuro a negro, compacta. Ocasionalmente presentan
lentes laminares de arenisca de color gris de grano muy fino (figura 4.9).
Figura 4.9. Facies L
44..11..44.. DDeessccrriippcciióónn ddeell nnúúcclleeoo BBAA--22005544
NÚCLEO 10
Tiene un intervalo de 14127 a 14175 pies.
14141’-14139’: arenisca de grano fino a medio de color gris claro con intercalaciones
esporádicas de láminas de lutitas, estratificación laminar y cruzada.
14139’-14137’: arenisca de grano fino a medio de color gris claro, hacia la base
presenta una capa con clastos de arcillas carbonáticas, presenta intercalaciones de
lutitas y se hace granodecreciente.
14137’-14135’: base lutítica que se hace granocreciente con estratificación flaser con
rizaduras simétricas y hacia el tope aparece la estratificación cruzada y laminar.
14135’-14133’: intervalo granodecreciente con láminas de arcilla en la base,
estratificación ondulada con fracturas cóncavas.
14133’-14131’: intervalo de lutita con laminaciones y lentes de arena carbonosa.
14131’-14129’: base lutítica con estructura de carga de la capa arenosa suprayacente.
Las lutitas presentan restos carbonosos.
53
Exploración y Producción
14129’-14127’: hacia la base presenta arena de grano fino a medio con estratificación
cruzada, seguida por una capa lutítica con estructura de carga, hacia el tope aparecen
arenas limolíticas.
14124’-14124’6’’: capa lutítica con láminas de arena.
NÚCLEO 9
Tiene un intervalo de 14096 a 14123 pies.
14124’-14122’: intervalo de lutita compacta, representa la FS130.
14122’-14120’: intervalo granocreciente, en la base es lutítico con laminaciones de
arena y estructura de carga.
14120’-14112’: intervalo heterolítico con lentes y láminas de arena, presenta
estructura de carga y hacia el tope aumenta la relación arena lutita con estratificación
tipo flaser y laminación ondulada.
14112’-14110’: arena de grano fino a medio de color gris claro con intercalaciones de
lutitas gris oscuro.
14110’-14108’: arenisca de grano fino a limolítico con laminaciones ondulantes.
14108’-14102’: menor relación arena lutita con laminación ondulante.
14102’-14100’: arena de grano fino a medio con algunas intercalaciones de lutita.
14100’-14096’: arenas de grano fino a medio de color gris claro con laminación
paralela.
NÚCLEO 8
Tiene un intervalo de 14045 a 14093 pies.
14093’-14091’: arenas de grano fino a medio de color gris claro con laminación
paralela.
14091’-14089’: arena de grano medio a grueso carbonosa en la base con cambio
brusco a facies heterolíticas.
14089’-14087’: intervalo lutítico con láminas de arena, estratificación lenticular y
flaser.
54
Exploración y Producción
14087’-14085’: en la base aparecen facies heterolíticas con rizaduras simétricas,
hacia el tope aparecen arenas con laminación cruzada localmente.
14085’-14083’: arena de grano fino a medio con intercalaciones lutíticas esporádicas.
14083’-14077’: arena de grano medio a grueso con láminas de carbón y algunos
clastos de arcillas.
14077’-14075’: arena de grano fino con estratificación laminar y cruzada.
14075’-14073’: arenas de grano fino a medio de color gris claro con algunos
intervalos lutíticos, presenta una sucesión granodecreciente y una capa de arena
calcárea.
14073’-14071’: arena de grano fino a medio de color gris claro con estratificación
cruzada.
14071’-14069’: intervalo granocreciente con laminaciones de arena en la base y arena
de grano medio en el tope con estratificación laminar.
14069’-14063’: sucesión granocreciente de arena de grano fino a grano grueso con
estratificación cruzada local y láminas de lutitas esporádicas.
14063’-14057’: arena de grano fino a medio con abundantes laminaciones de arcilla y
hacia el tope aparecen arenas de grano medio a grueso.
14057’-14055’: arena de grano grueso en la base, intervalo lutítico en el medio y
hacia el tope arena de grano medio.
14055’-14051’: arena de grano medio a grueso de color marrón claro, presenta una
base erosiva y laminaciones de carbón, estratificación cruzada y granodecreciente.
14051’-14049’: en la base presenta arenas de grano medio a grueso y se hace hacia el
tope lutítico con lentes esporádicos de arena.
14049’-14047’: intervalo lutítico de color gris oscuro con lentes de arenas y rizaduras
simétricas.
14047’-14045’: intervalo lutíticos, sucesión granocreciente, presenta láminas de arena
en la base y hacia el tope presenta estratificación tipo flaser con rizaduras simétricas.
NÚCLEO 7
Tiene un intervalo de 13986 a 14045 pies.
55
Exploración y Producción
14045’-14039’: sucesión de arenisca y lutitas con estratificación flaser, lenticular,
rizaduras simétricas y estructuras de carga.
14039’-14037’: arenisca de grano fino a medio de color gris claro con algunas
láminas de carbón y clastos de arcillas esporádicos. Láminas onduladas.
14036’-14034’: arenisca de grano fino a medio con clastos esporádicos de arcillas y
lentes de arcilla simétrica.
14034’-14032’: arenisca de grano fino a medio de color gris con estratificación flaser
en la base.
14032’-14026’: base heterolítica con laminaciones ondulada, hacia el tope presenta
arenas de grano medio a grueso de color gris con láminas de carbón.
14024’-14022’: arenisca de grano medio a grueso de color marrón claro con láminas
de carbón, hacia el tope aparecen arenisca de grano fino con láminas de lutitas y
estratificación ondulada.
14022’-14018’: arenisca de grano fino de color gris claro con láminas de arcilla de
bajo ángulo.
14018’-14014’: arenisca de grano fino de color gris claro con láminas de arcilla
paralelas, hacia el tope arenisca de grano medio a grueso de color marrón claro con
laminación cruzada.
14014’-14000’: arenisca de grano fino a medio de color gris claro con laminaciones
ondulada. Hacia el tope aparecen areniscas de grano medio a grueso con una delgada
capa de carbón, laminación cruzada y algunas láminas de lutitas carbonosa.
14000’-13998’: arenisca de grano fino a medio de color gris claro a marrón con
clastos de lutita, seguido de una capa lutítica con pequeños lentes simétricos de arena.
Hacia el tope aparece arenisca de grano medio de color marrón claro con
estratificación cruzada.
13996’-13994’: arenisca de grano fino a medio de color gris claro con laminaciones
ondulada y muy compacta.
13994’-13990’: arenisca de grano fino a medio de color gris claro con laminación
planar. En la parte media aparece una capa de lutita con laminaciones de arena.
56
Exploración y Producción
NÚCLEO 6
Tiene un intervalo de 13959 a 13985 pies.
13990’-13983’: sucesión granocreciente finalizando con una arenisca de grano medio
con estratificación bidireccional, en la parte intermedia aparece una capa lutítica con
lentes de arena.
13981’-13953’: base de lutita de color gris oscuro con escasos lentes de arena y restos
de plantas, compacta. Hacia el tope aumenta la relación arena lutita y aparecen
laminaciones onduladas.
NÚCLEO 5
Tiene un intervalo de 13911 a 13958 pies.
13953’-13949’: facies heterolítica con estratificación flaser, grado de bioturbación
moderado, impronta y estratificación ondulada. Hacia el tope aumenta la relación
arena lutita.
13949’-13923’: sucesión granocreciente, en la base aparecen facies heterolíticas con
capas de arenisca de grano fino a medio de color gris claro. Hacia el tope aparecen
areniscas de grano medio con laminación cruzada, laminación paralela y delgadas
capas de carbón.
13923’-13921’: sucesión granodecreciente de arenisca de grano fino de color gris
claro con estratificación flaser a facies heterolíticas.
13919’-13906’: arenisca de grano fino a medio de color gris claro con estratificación
laminar ondulada, lámina de carbón y estratificación tipo flaser.
NÚCLEO 4
Tiene un intervalo de 13864 a 13908 pies.
13904’-13859’: facies heterolítica, granocreciente hasta arenisca de grano fino con
laminaciones ondulada. Intervalo calcáreo en 13886’ a 13888’.
NÚCLEO 3
Tiene un intervalo de 13805 a 13863 pies.
57
Exploración y Producción
13859’-13849’: arenisca de grano fino de color gris claro con estratificación flaser,
hacia el tope aparecen lutitas con laminaciones de arena.
13847’-13821’: arenisca de grano medio con alto grado de bioturbación y
estratificación ondulada. Hacia el tope aparecen capas de lutita con laminaciones de
arena.
13819’-13807’: base lutítica seguido por una sucesión heterolítica bioturbada con
laminaciones ondulada terminando con arenisca de grano fino de color gris claro.
NÚCLEO 2
Tiene un intervalo de 13754 a 13804 pies.
13802’-13798’: arenisca de grano fino de color gris claro con laminación planar y una
capa delgada con clastos de arcilla oxidados (siderita). Hacia el tope aparecen lutitas
con láminas de arena.
444...111...555... DDDeeessscccrrriiipppccciiióóónnn dddeeelll nnnúúúcccllleeeooo VVVLLLCCC---999555000
Intervalo 13750´-13742´: en la base caliza color gris oscuro, en contacto con facies
heterolíticas de color gris oscuro y gris claro. Presentan laminación ondulante
bioturbada, con ichnofósiles caracterizados por Teichichnus y laminación paralela.
Intervalo 13742´-13717´: facies heterolíticas de color gris oscuro, moderadamente
bioturbada, laminación ondulada y paralela, con presencia de algunos clastos de
lutitas. Hacia el tope facies heterolíticas más arenosas con conchas de moluscos
moderadamente bioturbada. Aparecen clastos lutitas.
Intervalo 13717´-13693´: arenisca de grano medio a fino, color gris oscuro y
estratificación paralela. Facies heterolíticas con estratificación cruzada y ondulada,
areniscas de grano medio a fino con laminación ondulada, presencia de Chondrites y
capas de carbón irregulares.
Intervalo 13693´-13671: hacia la base arenisca de grano fino, con estratificación
cruzada, laminar y ondulada. Seguido de facies heterolíticas con estratificación
58
Exploración y Producción
ondulada y hacia el tope arenisca de grano medio a fino, color gris oscuro con
estratificación cruzada y laminar.
Intervalo 13667´-13662´: facies heterolítica, con estratificación flaser y ondulada,
moderadamente bioturbada, con ichnofósiles caracterizados por Chondrites.
Intervalo 13662´-13624´: arenisca de grano medio a grueso, color gris claro, de base
erosiva, presentan estratificación cruzada y laminar, y algunas capas de carbón. Hacia
el tope arenisca de grano medio a fino, color gris oscuro con estratificación paralela.
Intervalo 13624´-13610´: arenisca de grano fino, color gris claro, estratificación
ondulada y laminar, además se presentan láminas irregulares de carbón y facies
lutíticas de color gris oscuro y negro. Seguido de areniscas de grano medio a fino, con
intervalos calcáreos (13619´-13622´), estratificación planar y arenisca de grano
medio a fino con estratificación cruzada. Hacia el tope facies heterolíticas con
estratificación ondulada y laminar.
Intervalo 13610´-13600´: areniscas de grano fino, color gris claro y areniscas de
grano medio a fino, con estratificación planar, ondulada y cruzada además, se
presentan algunas laminaciones de lutita. Facies lutíticas de color gris oscuro a negro
e intercalaciones de material arenoso de grano fino en material lutítico.
Intervalo 13600´-13560´: arenisca de color gris claro, de grano medio a fino, con
laminación ondula y algunas capas de carbón. Arenisca de grano medio a fino, con
estratificación laminar, ondulada y cruzada. Hacia el tope arenisca de color gris
oscuro, de grano medio a grueso con escasa laminaciones de arcilla y estratificación
cruzada y planar.
Intervalo 13560´-13546´: arenisca de grano medio a fino, con estratificación cruzada
de bajo ángulo, presencia de algunas láminas de carbón y lutita. Hacia el tope,
arenisca de grano medio a fino y arenisca de grano fino, color gris claro, con
laminaciones de carbón y lutita.
Intervalo 13544´-13520´: facies heterolítica, moderadamente bioturbada, areniscas
de grano medio a grueso y areniscas de grano fino, color gris claro, con
59
Exploración y Producción
estratificación ondulada, presencia de capas de carbón y lutitas con impresiones de
tallos. Facies lutíticas de color gris oscuro a negro.
Intervalo 13520´-13513´: arenisca de grano fino a limolítico y arenisca de grano fino
a medio, color gris claro, con laminación ondulada y capas de carbón irregulares.
Intervalo 13511´-13500´: arenisca de grano fino, color gris claro. Presenta
estratificación cruzada, ondulada, estructuras en cono, laminaciones de carbón e
intercalaciones de lutita. Facies heterolítica con estratificación ondulada con algunos
intervalos calcáreos.
Intervalo 13500´-13482´: facies heterolítica, moderadamente bioturbada,
estratificación ondulada y cruzada, color gris claro con tonalidades verdosas. Hacia el
tope arenisca de grano medio a grueso, color gris claro. Presenta Ophiomorpha a una
profundidad aproximada de 14489´ y clastos de arcilla.
Intervalo 13482´-13475´: arenisca de grano medio a grueso, color gris claro, en
contacto con facies heterolíticas bioturbadas y facies lutíticas, color gris oscuro con
laminaciones de arena fina paralelas.
Intervalo 13475´-13437´: arenisca, color gris claro, grano medio a grueso,
estratificación paralela y cruzada, intervalos calcáreos, láminas de carbón,
intercalación de facies heterolíticas con estratificación paralela y ondulada. En el tope
lutitas de color gris oscuro.
Intervalo 13437´-13415´: en la base arenisca de grano medio, color gris claro,
estratificación cruzada en contacto con una facies heterolítica, estratificación laminar
y una facies lutítica de color gris oscuro con estratificación paralela y láminas de
carbón.
Intervalo 13415´-13403´: arenisca de color gris claro, grano grueso, con láminas de
carbón, seguido de areniscas de grano fino a medio, estratificación paralela, capas de
lutitas color gris oscuro. Hacia el tope, se presentan intervalos arenosos calcáreos.
Base erosiva 13410´ aproximadamente. Como mineral accesorio Muscovita.
Intervalo 13401´-13394´: caliza color gris claro con vetas de calcita muy compactas.
Intervalo 13394´-13392´: caliza bioclástica, color gris claro.
60
Exploración y Producción
Intervalo 13392´-13387´: arenisca de grano fino, estratificación ondulada,
laminaciones delgadas de lutita, y capas de lutita color gris oscuro. Hacia el tope,
areniscas de grano fino, con estratificación ondulada. Presenta poca efervescencia al
HCL.
Intervalo 13387´-13356´: arenisca, color gris claro, presenta estratificación flaser,
rizaduras, estratificación cruzada, laminar e intercalaciones de lutita. Se observa
laminación direccional.
Intervalo 13356´-13344´: arenisca de grano fino a medio, color gris claro, se
observan clastos de arcilla, estratificación paralela, ondulada, estructuras en cono, en
contacto con lutitas color gris oscuro. Hacia el tope, facies heterolíticas con
estratificación ondulada, lentes de arena y areniscas de grano medio, color gris claro
con estratificación planar. Se presentan restos de materia orgánica.
Intervalo 13344´-13332´: arenisca de grano medio a grueso, color gris claro, se
presentan estructuras en cono, estratificación cruzada, laminar e intercalaciones de
lutitas, color gris oscuro.
Intervalo 13332´-13314´: arenisca de grano medio a fino, color gris claro,
estratificación cruzada, ondulada y laminar con intercalaciones de lutita.
Intervalo 13314´-13305´: arenisca de grano fino, color gris claro, con estratificación
ondulada y flaser. Hacia tope arenisca de grano medio a grueso. Laminación
bidireccional.
Intervalo 13305´-13275´: sucesión grano decreciente; arenisca de grano medio con
estratificación cruzada y laminar, laminaciones de carbón. Hacia el tope
intercalaciones de facies heterolíticas con estratificación ondulada y lentes de arena.
Intervalo 13268´-13265´: arenisca de grano muy fino, color gris claro, se observa
intensa bioturbación y estructuras de carga.
Intervalo 13265´-13255´: arenisca de grano muy fino, color gris claro, altamente
bioturbada, predomina el contenido de arenisca sobre el de arcilla.
Intervalo 13255´-13252´: lutita de color gris oscuro.
61
Exploración y Producción
Intervalo 13252´-13226´: arenisca de grano medio a fino, presentan laminaciones de
carbón y estratificación tanto cruzada como planar.
Intervalo 13226´-13206´: areniscas de grano medio a fino y areniscas de grano fino,
color gris claro, laminaciones de carbón y lutitas. Presentan estratificación cruzada,
paralela y ondulada.
Intervalo 13206´-13200´: arenisca de grano medio a fino y arenisca de grano medio
a grueso, con estratificación cruzada. Se presentan intervalos heterolíticos y areniscas
de grano fino con intercalaciones de lutitas carbonosas y estratificación laminar y
ondulada. Hacia el tope arenisca de grano medio a fino de color gris claro con “mud
drape”.
Intervalo 13200´-13167´: arenisca de grano fino y arenisca de grano medio a fino
con laminación paralela y ondulada, se presentan capas de carbón. Facies
heterolíticas con estratificación flaser, lenticular y ondulada, seguido de areniscas de
grano medio a fino, con estratificación ondulada y cruzada. Facies heterolítica
moderadamente bioturbada, con ichnofósiles caracterizados por Chondrites y
Planolites.
Intervalo 13167´-13160´: arenisca de grano medio a fino, con laminaciones de
carbón irregulares y lutitas. Hacia el tope, facies heterolítica bioturbada, con
ichnofósiles caracterizados por Planolites y Chondrites, seguido de areniscas de grano
fino, color gris claro y estratificación ondulada.
Intervalo 13160´-13152´: facies heterolítica seguida de arenisca de grano fino, color
gris claro con estratificación ondulada y flaser. Facies heterolítica bajamente
bioturbada y más lutítica hacia el tope.
Intervalo 13135´-13122´: facies heterolítica, con estratificación ondulada y arenisca
de grano fino, color gris claro, moderadamente bioturbada, con presencia de
Chondrites y delgadas laminaciones de material limolítico.
Intervalo 13122´-13109´: arenisca de grano fino, color gris claro, con estratificación
ondulada y flaser, además se presentan delgadas laminaciones de arcilla. Hacia el
tope, areniscas de grano medio a fino con clastos de arcilla.
62
Exploración y Producción
Intervalo 13109´-13102´: facies heterolítica moderadamente bioturbada, presencia
de Planolites y Chondrites, estratificación ondulada. Hacia el tope facies más lulíticas
de color gris oscuro.
44..22.. UUnniiddaaddeess sseeddiimmeennttaarriiaass
En base a la asociación vertical de las facies, se identificaron cinco unidades
sedimentarias, las cuales son:
4.2.1. Canales distributarios (CH)
Se caracterizan por presentar una base erosiva por efecto de tracción en el transporte
de los sedimentos, conjuntamente exhibe clastos de lutitas (facies S) y disminución
del tamaño de grano hacia el tope como resultado de la disminución en la energía o
régimen de flujo, generalmente los canales son apilados y por ende aparecen las
facies S, S3 y S11 en ciclos repetidos, también, cuando el ciclo de sedimentación del
canal es completo aparecen las facies S1 y S2 hacia el tope. Esta unidad se estructura
con estratificación paralela, festoneada, cruzada, láminas de carbón irregulares y
rizaduras simétricas hacia el tope, esta secuencia de estructuras sedimentarias se
interpretan como respuesta a la disminución del régimen de flujo. Su espesor varía
entre un rango de 50 a 70 pies y contiene intervalos calcáreos de algunas pulgadas de
espesor. Esta asociación de facies se interpreta como depósitos de planicie deltaica,
en el cual, el relleno ocurre por migración del canal o abandono de la planicie deltaica
activa, durante este periodo el relleno puede estar influenciado por pulsos
transgresivos y aparecen intervalos granocreciente dentro del ciclo de sedimentación
(figura 4.10).
63
Exploración y Producción
Figura 4.10. Canal distributario (CH)
4.2.2. Barra de meandro (PB)
Está constituida por depositos “lag” en la base con las facies S y S3, el tamaño del
grano disminuye hacia el tope por efecto de la migración lateral del canal depositando
las facies S11, S1 y S2. Además, se caracteriza por la secuencia de estructuras que de
base a tope son estratificación festoneada, estratificación cruzada, laminación paralela
y finalmente rizaduras de corriente. Seguidamente aparecen las facies lutíticas de la
llanura de inundación con restos de plantas o improntas. Este tipo de barra es común
encontrarla en el Miembro “C-7-X” y de forma apilada con espesores de 50 a 70 pies
(figura 4.11).
64
Exploración y Producción
4.2.3. Barras de Mareas (TB)
Se caracteriza por presentar contacto basal gradual y una secuencia granocreciente
por efecto de progradación. En la base se puede encontrar facies heterolíticas con
dominio de lutitas (facies H y HB) y hacia el tope la secuencia de facies es más
arenosa con bioturbación moderada (facies S2, S1, S11 y S3), además, la
bioturbación es característica de la ichnofacies Cruziana hacia la base indicando
niveles de energía bajas a moderadas y hacia el tope la ichnofacies Skolithos
revelando un aumento de la energía. Exhibe estratificación cruzada, en algún caso
bidireccional, laminaciones de carbón, rizaduras simétricas, laminación paralela,
estructuras de carga y clastos de arcilla (figura_4.12).
Figura 4.11. Barras de meandro (PB)
4.2.4. Llanuras de Mareas (TF)
Están constituidas por intervalos lutíticos, intercalaciones de lentes delgados de
areniscas muy finas y material carbonoso, además, presenta bioturbación dominada
65
Exploración y Producción
por los ichnogéneros Planolites y Chondrites. La secuencia se facies es S1, S2, HB y
L, es decir, granodecreciente producto de la progradación. Su espesor es variable de 3
a 10 pies aproximadamente y se interpreta como depósito de planicie deltaica baja.
Contiene estructuras características de régimen mareal tales como estratificación
cruzada bidireccional, rizaduras simétricas y doble laminación de lutitas “mud drape”
(figura 4.13).
4.2.5. Abanico de rotura (CS)
Se caracteriza por presentar delgadas capas alterantes de arenisca de grano fino (S11,
S1 y S2) y lutitas en ciclos granocrecientes, además, aparecen rizaduras, restos de
plantas y laminación paralelas. Este tipo de depósito es el producto de la ruptura del
levée y los sedimentos transportados por el canal son depositados sobre la llanura de
inundación o llanura deltaica (figura 4.14).
Figura 4.12. Barras de mareas (TB)
66
Exploración y Producción
Figura 4.13. Llanura de mareas (TF)
Figura 4.14. Abanico de rotura (CS)
44..33.. IIcchhnnoollooggííaa
Durante el análisis de los núcleos se identificaron trazas de actividad orgánica en
distintos intervalos, dos ichnofacies fueron reconocidas:
67
Exploración y Producción
4.3.1. Skolithos
Se identificó sólo un ichnogénero Ophiomorpha, el cual aparece en facies arenosas
indicativo de energía relativamente alta y rango batial de playa media a supramareal.
(Figura 4.15)
Figura 4.15. Traza de Ophiomorpha
4.3.2. Cruziana
Se reconocieron tres ichnogéneros Planolites, Chondrites y Teichichnus, estos
aparecen en facies heterolíticas principalmente indicando condiciones de energía
relativamente bajas. El rango batial es de plataforma inferior a playa media. También
son encontrados en la parte litoral a sublitoral de algunos estuarios, bahías, lagoon y
llanuras de mareas (Walker, 1992) (figura 4.16 y 4.17).
68
Exploración y Producción
Figura. 4.16. Trazas de Teichichnus y Planolites
Figura 4.17. Trazas de Chondrites
69
Exploración y Producción
444...444... PPPaaallliiinnnooolllooogggíííaaa
Según el informe “Análisis palinológico del núcleo VLC-950” se presenta una
palinología que permite caracterizar la edad y contribuye a definir el ambiente de
depositación de los intervalos estudiados. Velásquez et al (2006) identificó entre el
intervalo 13750 a 13677 pies la Zona 17, Muller et al (1987), basándose en la
presencia del marcador zonal Rugutricolporites felix. Además, identifica para el
intervalo 13677 a 13100 pies la Zona 18-24 (figura 4.18 y 4.20). A partir de estos
datos, este autor interpreta un ambiente de llanura costera de agua salobre.
Figura 4.18. Zonación palinológica del norte de Suramerica de Muller et al 1987 y su equivalencia con las zonas MARAVEN S.A.
Por otra parte Rull (2002) definió para el Eoceno Inferior a través de técnicas
ecoestratigráficas, palinociclos en las arenas “C” de la Formación Misoa, es decir,
cambios relativos del nivel del mar a través de palinomorfos, donde interpretó un
ambiente de sedimentación continental a transicional. La figura 4.19, muestra un
“ecolog” o ecoperfil del tiempo geológico vs. Indice de límite mareal (TLI), donde
los valore altos del TLI representa un incremento de la influencia marina, y valores
bajos del TLI representa regresiones. Claramente se observa en la figura una
regresión a nivel de los Miembros “C-6-X” y “C-7-X”.
70
Exploración y Producción
Figura 4.19. Palinociclos definidos para el Eoceno Inferior según Rull 2002. TLI: Índice de límite mareal
44..55.. CCoorrrreellaacciióónn ddee llooss ppoozzooss BBAA--22005544 yy VVLLCC--995500 ccoonn eell ppoozzoo ttiippoo CCLLDD00005566
En la figura 4.20, se observa la correlación establecida por intervalos entre los pozos
con núcleos BA-2054 y VLC-950 con el pozo tipo CLD0056, perteneciente al área de
estudio. Debido a la distancia, los cuerpos sedimentarios entre estos pozos no están
conectados entre sí, sin embargo, se puede asociar las características litológicas
observadas en los núcleos con el pozo tipo, ya que existen patrones similares en las
curvas gamma ray y similitud litológica entre los núcleos. Partiendo de esta premisa,
se asume que los cuerpos sedimentarios del Campo Bloque VIII, tienen propiedades
análogas a los cuerpos sedimentarios de los pozos BA-2054 y VLC-950.
71
Exploración y Producción
Figura 4.20. Correlación entre los pozos BA-2054, VLC-950 y CLD0056
O E
Zona 18-24 Zona 17
44..66.. MMaappaass ddee eelleeccttrrooffaacciieess
A través del estudio de las electrofacies en el Campo Bloque VIII, basado en los
patrones de registros gamma ray identificados por Escalona (2006), se reconocieron
tres subambientes deltaicos. Estos son:
Canal distributario: esta unidad se caracteriza por presentar tres patrones de
electrofacies, cilíndrico el cual se interpreta como canales apilados y el
tamaño del grano no cambia, acampanado en donde el tamaño de grano
disminuye hacia el tope y cilíndrico granocreciente en el que se interpreta
como canales amalgamados, este ultimo patrón es característico en la base del
72
Exploración y Producción
Miembro “C-7-X” y aparece en todos los registros del Campo Bloque VIII y
hasta en los núcleos estudiados (figura 4.21).
Barra de desembocadura: el patrón general de esta unidad es puntiagudo y
granocreciente el cual corresponde a una secuencia con intercalaciones de
grano fino por influencia mareal y aumento en el espesor de las capas de
arenas hacia el tope, también existe un patrón mixto, es decir granocreciente
en la base y granodecreciente hacia el tope, en donde se interpreta como una
barra erosionada hacia el tope por un canal (figura 4.21).
Llanura interdistributaria: se caracteriza por tener una forma irregular o
puntiagudo en donde el tipo de sedimento es principalmente fino. No existe
ningún patrón definido para esta unidad sedimentaria (figura 4.21).
Patrones gamma ray delEoceno Forma del perfil
Interpretación de facies basado
En descripción de núcleo
Cilíndrico y granodecreciente
Canal fluvial, canal distributario,
Delta influenciado fluvial yMarealmente
Puntiagudo o mixtoAbanico de rotura, barra de
marea. Planicie deltaica media a inferior
Puntiagudo y granocreciente
Frente deltaico o barra de marea
Errático Planicie deltaica inferior a plataforma marino somero
Cilíndrico granocreciente Canales estuarinos o canales amalgamados
Figura 4.21. Asociación de facies gamma ray. Modificado de Escalona (2006)
73
Exploración y Producción
44..77.. MMaappaass ddee ffaacciieess ssííssmmiiccaa
Con el propósito de disminuir la incertidumbre geológica en la elaboración de los
mapas de facies, se tomó en cuanta la adquisición sísmica del Campo Bloque VIII.
Como se mencionó anteriormente, la sísmica es muy ruidosa en los horizontes de
interés, quizás producto de la capa de lodo existente en el fondo del lago de
Maracaibo, el cual atenuó la energía de la señal reflejada en el momento de la
adquisición.
4.7.1. Descomposición espectral
La figura 4.22, muestra la descomposición espectral de la señal sísmica, la curva
verde representa el rango de frecuencia que tiene la señal sísmica y el porcentaje
mayor de frecuencia es el que contiene la información de interés, es decir todas
aquellas señales con porcentaje de frecuencias bajas se considera como ruido sísmico.
Además, se observa que de los rangos de frecuencia de las curvas descompuestas la
que mejor se ajusta es la curva de color rojo (figura 4.22), solapándose sobre el rango
de frecuencia de interés dentro del área del rectángulo naranja, desde 10 Hz a 22 Hz.
Frecuencia (Hz)
Frecuenci
(%)
Figura 4.22. Descomposición espectral de la señal sísmica
74
Exploración y Producción
4.7.2. Cubo sísmico filtrado
El cubo sísmico generado sólo con el rango de frecuencia seleccionado muestra
reflectores sísmicos continuos y con menor ruido sísmico sobre el cual se puede
trabajar. La figura 4.23A, muestra una línea sísmica derivada del cubo sísmico
normal donde se observa el reflector del tope de la Formación Guasare que
corresponde con la discordancia SB54 (horizonte de color verde) en contacto con la
base de la Formación Misoa, aquí se puede observar el ruido sísmico a nivel de los
Miembros “C-6-X” y “C-7-X”. Por otro lado la figura 4.23B, es la misma línea
sísmica pero derivada del cubo sísmico con el rango de frecuencia seleccionada
donde se observa la continuidad de los reflectores de la Formación Misoa.
Figura 4.23. A) línea sísmica normal. B) Línea sísmica con descomposición espectral
Fm.Guasare
Fm.Guasare
Fm. Misoa
Fm. Misoa
O E Falla CLD0050
75
Exploración y Producción
4.7.3. Intervalo de estudio
La figura 4.24, es una línea sísmica donde muestra el intervalo de tiempo sísmico
sobre el cual se realizo la clasificación de facies sísmica, también se observa los
horizontes de “C-6-X” y “C-7-X” interpretados. Como se mencionó en la
metodología el intervalo tiene como referencia los horizontes, en este sentido, el tope
del intervalo es una superficie paralela al horizonte “C-6-X” y la base del intervalo es
otra superficie paralela al horizonte “C-7-X”. Ambas superficies del intervalo están
separadas 50 milisegundos de sus respectivos horizontes.
Intervalo
Horizonte C-7-X
Horizonte C-6-X
O E
Figura 4.24. Intervalo de tiempo sísmico generado
4.7.4. Clasificación de facies sísmica
Es importante acotar que el proceso de generación del cubo de clasificación de facies
sísmica es en su totalidad automatizado, sin embargo por ser un proceso no
supervisado, los resultados requieren de una interpretación.
76
Exploración y Producción
La figura 4.25 muestra los números de clases y colores asignados a las trazas sísmicas
mediante el método de clasificación jerárquica.
Figura 4.25. Asignación del número de clase y color a las trazas sísmicas
En las figuras 4.26 y 4.27, se observa la línea sísmica derivada del cubo de facies
sísmica, en el cual se desplegó la curva gamma ray y se correlacionaron los colores
según sus respuestas gamma ray. Los colores encerrados en los círculos corresponden
a las facies más arenosas, es decir, los colores verde, amarillo y rojo son facies donde
están dominados por arenas, por otro lado los colores azul claro, morado, azul oscuro
y vinotinto son facies con dominio lutítico. El número de colores representa el
número de clases seleccionadas previamente, 7 clases es el numero recomendado para
la clasificación.
77
Exploración y Producción
Figura 4.26. Línea sísmica derivada del volumen de facies sísmica con curva gamma ray del pozo CLD0052. Los colores
dentro de los círculos son facies con dominio de arenas.
Figura 4.27. Línea sísmica derivada del volumen de facies sísmica con curva gamma ray del pozo CLD0086. Los
colores dentro del círculo son facies con dominio de arenas.
78
Exploración y Producción
4.7.5. Mapas de facies sísmicas
La figura 4.28, muestra un “horizon slice”, es decir la proyección del horizonte
“C-7-X” sobre una superficie plana. En esta figura se observa el dominio de los
colores amarillos asociados a las facies arenosas, donde se interpretó como una zona
de canales con alta sinuosidad con abanicos de roturas probablemente depositados
sobre una planicie aluvial con dirección de sedimentación S-N.
Figura 4.28. Mapa de facies sísmica del horizonte “C-7-X”
CANALESDE ALTA SINUOSIDAD
ABANICO DE ROTURA
79
Exploración y Producción
Figura 4.29. Mapa de facies sísmica del horizonte “C-6-X”
CANALDISTRIBUTARIO
BARRA DE DESEMBOCADURA
80
Exploración y Producción
La figura 4.29, muestra el mapa a nivel del horizonte “C-6-X”, en el cual se observa
una zona dominada por color amarillo interpretada como zona de canales y hacia el
norte aparece una geometría de lóbulo interpretada como barra de desembocadura.
Por otro lado, el bloque deprimido no muestra tendencias de colores, por ende, la
interpretación es más compleja en estas zonas.
Es importante mencionar que estos resultados muestran sólo tendencia de litología,
por ende, tienen su grado de incertidumbre considerable debido a la baja resolución
de la sísmica.
44..88.. MMaappaass ddee ffaacciieess
A partir de la información de núcleos, electrofacies y facies sísmica se elaboraron los
mapas de facies para cada intervalo, básicamente están representados tres unidades
sedimentarias, estas son canales distributarios, barras de desembocadura y llanura
interdistributaria (Anexo I).
El intervalo I-200 está totalmente dominado por patrones cilíndricos en donde se
interpretó un a zona de canales con dirección de sedimentación S-N. Hacia el norte de
esta zona están las arenas con las mayores resistividades y por ende las mejores
arenas desde el punto de vista prospectivo.
El intervalo I-190 al igual que el intervalo anterior está dominado por canales
apilados con la misma dirección de sedimentación, aunque este intervalo disminuye
su espesor, todavía sigue siendo prospectivo hacia el norte.
El intervalo I-180 todavía sigue dominado por canales apilados, sin embargo son
comunes las respuestas altas en el gamma ray dentro de las arenas apareciendo
81
Exploración y Producción
canales individuales. Al igual que en los intervalos anteriores la dirección de
sedimentación es la misma.
El intervalo I-170 aparecen zonas con depósitos de barras de desembocaduras hacia el
norte, la zona de canales mantiene su tendencia de sedimentación y siguen siendo
dominantes, además por interpretación de facies sísmica aparece una zona de canales
secundario con dirección de sedimentación S-N.
El intervalo I-160 se reconocieron los tres depósitos principales donde el canal
mantiene su dirección de sedimentación, a los lados del canal aparecen llanuras
distributarias y hacia el norte aparecen barras de desembocaduras.
44..99.. IInntteerrpprreettaacciióónn ddeell aammbbiieennttee sseeddiimmeennttaarriioo
A través de la integración de los resultados obtenido y tomando en cuanta el marco
regional se concluyó que los Miembros “C-6-X” y “C-7-X” de la Formación Misoa
se depositaron sobre un ambiente transicional, específicamente un ambiente deltaico
dominado por mareas.
La descripción macroscópica de los núcleos deja en evidencia este tipo de ambiente.
La presencia de improntas en los sedimentos finos y la ausencia de minerales
anhídridos, revela un ambiente con desarrollo de vegetación y por ende, un clima
húmedo, por otro lado, existen estructuras sedimentarias que son característicos del
régimen mareal, estas son estratificación cruzada bidireccional, rizaduras simétricas y
pares de laminaciones de materia lutítica-carbonosa “double mud drapes”. También
se observa intervalos con abundante bioturbación en facies heterolítica de depósitos
de planicie deltaica baja y subacuática. A nivel del Miembro “C-7-X” son abundantes
las bases erosivas con intraclastos (facies S) de los canales y barras de meandros
depositados sobre una planicie deltaica alta. Por otro lado, el Miembro “C-6-X” son
82
Exploración y Producción
comunes las bioturbaciones y la presencia de barras de mareas depositadas sobre una
planicie deltaica media a baja.
La relación promedio arena lutita disminuye desde 2.85 para el Miembro “C-7-X” a
1.08 para el Miembro “C-6-X”, mostrando una disminución hacia el tope
probablemente por efecto de los pulsos transgresivos que según el marco regional son
ocasionados por el emplazamiento de las napas de Lara. Sin embargo, la relación
mayor a 1 en ambos Miembros indica que la depositación es progradante debido a la
baja tasa de subsidencia.
Es importante mencionar la presencia de bivalvos no identificados esporádicos en
sedimentos finos que parecen haber sido depositados sobre un ambiente marino
somero pertenecientes a la planicie subacuática. Estos sedimentos son esporádicos y
de poco espesor.
La figura 4.30 muestra las jerarquías de las superficies limitantes de Miall (2000) y el
análisis vertical de los espesores de estratos para el núcleo BA-2054, donde se
observa el dominio de secuencias estratodecrecientes, a partir de esto se interpreta
que el sistema se depositó bajo un régimen retrogradacional con pequeños pulsos
progradantes. Por otra parte la figura también muestra el contacto entre los Miembros
“C-6-X” y “C-7-X” interpretados de dos maneras:
Contacto operacional, interpretado por estratigrafía secuencial tomando en
consideración las superficies de inundación marina que se observan en los
registros como cambios bruscos de facies arenosas a lutíticas. Este contacto se
encuentra a la profundidad de 14125 pies
Contacto sedimentológico, interpretado a partir del cambio en el régimen de
sedimentación, en la figura 2.30 se observan los depósito de planicie deltaica
alta representados por canales de alta sinuosidad, abanico de rotura y barra de
83
Exploración y Producción
Figura 4.30. Columna estratigráfica del núcleo BA-2054
Contactosedimentológico
5to
3er
5to
5to
3er
4to
5to
5to
5to
4to
5to
4to
4to
4to
4to
3er
84
Exploración y Producción
meandro, seguidamente a la profundidad de 14240 pies ocurre el cambio en el
régimen de sedimentación en donde aparecen depósitos de planicie deltaica
media a baja representados por canales, barras y llanuras de mareas.
Los ichnofósiles muestran un incremento en la densidad de bioturbación hacia el
Miembro “C-6-X”, las ichnofacies presentes son Skolithos y Cruziana. La ichnofacies
Skolithos no son muy abundantes pero aparecen en el tope de algunas barras de
desembocaduras indicando condiciones de alto régimen de flujo, por otro lado, la
ichnofacies Cruziana es la que domina la secuencia y está caracterizada por una
batimetría más profunda que la de los Skolithos, esto quiere decir que hacia el tope
del Miembro “C-6-X” las ichnofacies muestran una profundización de las aguas
marinas. Así, se interpreta que el Miembro “C-6-X” se depositó sobre una planicie
deltaica media a baja. Por otra parte, los datos palinológicos definen un ambiente se
sedimentación transiocional con incremento de influencia marina hacia el Miembro
“C-6-X”.
A través del análisis de los mapas de facies se observa la evolución de un sistema
deltaico retrogradacional, en donde el Miembro “C-7-X” se identifican zonas de
canales y el Miembro “C-6-X” se caracteriza por la presencia de zonas de barras de
desembocaduras hacia el norte, la figura 4.31, muestra la analogía de las zonas de
depositación de los Miembro “C-6-X” y “C-7-X”, es evidente que en evolución
vertical y tomando en cuanta la Ley de Walter el Miembro “C-6-X” retrograda sobre
el Miembro “C-7-X”. De igual forma ocurre en los mapas de facies.
Según Escalona (2006) se puede hacer una analogía entre los procesos sedimentarios
del delta del Orinoco con el delta de la Formación Misoa, debido a su escala y su
marco estratigráfico y estructural. A escala regional el delta del Orinoco está ubicado
en una cuenca antepaís desde el Oligoceno tardío hasta el Holoceno con las
cordilleras de Trinidad y la Serranía del interior hacia el norte y el escudo de
85
Exploración y Producción
Guayana al sur. Este delta tiene depósitos de canales distributarios, barras de mareas,
llanuras de mareas, marisma y canales de mareas como se muestra en la figura 4.32.
Los canales principales tienden a hacer rectos y las fluctuaciones de mareas son
mesomareales y afectan los canales principales hasta 100 kilómetros río arriba.
Figura 4.31. Modelo sedimentológico para los Miembros “C-6-X” y “C-7-X”. Modificado de Walker 1992
86
Exploración y Producción
Figura 4.32. Delta del Orinoco (Venezuela). Ambiente sedimentario actual. Modificado de Escalona 2006
Algunos autores como Lugo et al (1995) y Escalona et al (2006) mencionan una
fuente cratónica de sedimentos sur-norte, durante el Eoceno temprano. Por otra parte,
Veen et al (1972) mantiene la hipótesis de que la fuente de sedimento era sur-suroeste
a nor-noreste proveniente del Macizo de Santa Marta. Sin embargo, los núcleos
analizados muestran subangularidad en los granos, de donde se interpreta una fuente
de aporte cercana que según Escalona et al (2006) proviene del norte de las áreas
positivas producto del emplazamiento de la placa del Caribe sobre la placa
Suramericana (figura 4.33). A nivel local, se definió, a traves de la arquitectura
estratigráfica, que el Campo Bloque VIII tiene dirección de sedimentación sur-norte
Escalona et al (2006)
87
Exploración y Producción
Figura 4.33. Analogía del Delta del Orinoco con el Delta de la Formación Misoa. Modificado de Escalona 2006
NORTE
Finalmente, los Miembros “C-6-X” y “C-7-X” de la Formación Misoa se depositaron
bajo un configuración tectónica activa, que por efecto de carga de las napas de Lara el
sistema depositacional tiende a ser retrogradante, ademas, los diferentes pulsos de
emplazamiento generaron que la Formación Misoa se depositara por parasecuencias,
mostrando así, set de parasecuencias con sedimentos de planicie deltaica media a baja
sobre sedimentos de planicie deltaica alta con influencias de mareas que generó un
complejo de canales distributarios activos y abandonados, abanicos de rotura, bahías,
llanuras interdistributarias, barras de mareas y marismas o pantano costeros.
88
89
Exploración y Producción
Exploración y Producción
CAPÍTULO VCCAAPPÍÍTTUULLOO VV
MMMOOODDDEEELLLOOO PPPEEETTTRRROOOFFFÍÍÍSSSIIICCCOOO
555...111... RRReeesssiiissstttiiivvviiidddaaaddd dddeeelll aaaggguuuaaa dddeee fffooorrrmmmaaaccciiióóónnn...
Para abordar lo referente a la determinación de la resistividad del agua de formación
(Rw) se analizaron las pruebas de análisis físico-químico de las muestras de agua,
cuyos resultados se cargaron en el formato de cálculo (.xls) (figura 5.1).
Figura 5.1. Resultados del Análisis Físico-Químico.
La tabla 5.1, muestra las resistividades de las aguas de formación para los Miembros
en estudio generado a partir del análisis físico-químico de los pozos CLD0014,
CLD0017, CLD0084 y CLD0086.
90
Exploración y Producción
Tabla 5.1. Resistividad del agua de formación
Miembro Resistividad (ohm-m) “C-6-X” 0.653“C-7-X” 0.612
555...222... CCCááálllcccuuulllooo dddeee lllooosss pppaaarrrááámmmeeetttrrrooosss pppeeetttrrrooofffííísssiiicccooosss...
5.2.1. Densidad de Matriz
Los análisis convencionales realizados a los pozos BA-2054 y VLC-950, cuentan con
59 muestras y 252 muestras con densidad del grano respectivamente, de donde se
realizaron los histogramas de frecuencia respectivos. La figura 5.2, muestra el
histograma de frecuencia de densidad del grano para el Miembro “C-6-X” del pozo
BA-2054.
Figura 5.2. Histograma de Frecuencia para la Densidad del grano en el pozo BA-2054 (Miembro “C-6-X”)
3
89
1 1
BA-2054 (C-6-X)
0
10
Frec
uenc
ia
2,64 2,65 2,66 2,67 2,68
Densidad de la Matriz
91
Exploración y Producción
La tabla 5.2, muestra un resumen de las densidades de la matriz para los Miembros de
interés, se observa que el valor de la densidad del grano se aproxima a la densidad del
cuarzo, por ende, la litología dominante es la arenisca.
Tabla 5.2. Densidad de la matriz
Miembro Densidad de la matriz (gr/cc)“C-6-X” (pozo BA-2054) 2,66“C-7-X” (pozo BA-2054) 2,66“C-6-X” (Pozo VLC-950) 2,66“C-7-X” (Pozo VLC-950) 2,66
5.2.2. Factor de Formación (FF) e Índice de Resistividad (IR).
Sesenta (60) muestras del núcleo BA-2054, fueron seleccionadas para la realización
de estas pruebas, las cuales fueron evacuadas y saturadas a presión con una solución
salina simulada de 7615 ppm de NaCl. La resistividad de la solución era de
0.76 ohm-m a 77°F, la cual fue usada para calcular los valores del Factor de
formación (FF) e Indice de resistividad (IR) con presión de sobrecarga de 8200 lpc
para el Miembro “C-6-X” y 7200 lpc para el Miembro “C-7-X”. Para el núcleo
VLC-950 fueron seleccionadas quince (15) muestras, las cuales fueron evacuadas y
saturadas a presión con una solución salina simulada de 6970 ppm de NaCl. La
resistividad de la solución para este caso era de 0.80 ohm-m a 77°F, estos datos
fueron corregidos a dicha temperatura, los cuales fueron usados para calcular los
valores del Factor de formación (FF) e Indice de resistividad (IR) sin presión y con
presión de sobrecarga de 4500 lpc para el Miembro “C-6-X” y 7000 lpc para el
Miembro “C-6-X”.
92
Exploración y Producción
Usando la ecuación de Archie se calculó el Factor de cementación “m” promedio.
La figura 5.3, muestra el gráficos de Log(F) vs. Log ( ) obtenido a partir del análisis
de los núcleos, para los Miembros “C-6-X” y “C-7-X”.
Factor de Formación vs. Porosidad (C-6-X)
y = 1,0498x-1,8348
R2 = 0,9543
y = 1,0486x-1,7975
R2 = 0,95561
10
100
0,100 1,000Porosidad (fracción)
FF
1
10
100
FF*
FF FF*
A través del análisis de los gráficos, se observó que los puntos definen una tendencia
lineal. Se utilizó una regresión matemática para obtener la tortuosidad (a) como el
intercepto en la ordenada, mientras que la pendiente de la recta define el exponente de
cementación (m). La tabla 5.3, resume los valores obtenidos del exponente de
cementación (m), exponente de cementación corregido por arcillosidad (m*) y la
tortuosidad (a).
FF* FF
Figura 5.3. Gráfico para el cálculo de los Exponentes de Cementación (m y m*) para el núcleo BA-2054 (Miembro “C-6-X”).
93
Exploración y Producción
Tabla 5.3. Factor de Cementación e Índice de Tortuosidad.
Núcleo m m* a
BA-2054 (Miembro “C-6-X”) 1.8 1.83 1
BA-2054 (Miembro “C-7-X”) 1.96 2.01 1
VLC-950 (Miembro “C-6-X”) 1.95 - 0.99
VLC-950 (Miembro “C-7-X”) 1.94 - 0.99
La tabla 5.4, muestra los rangos del exponente de cementación, en la cual, se clasificó
la calidad de roca como moderadamente consolidadas, este valor indica también una
relación aproximadamente igual a dos entre el tamaño del poro y la garganta poral. Al
introducir la arcillosidad al sistema, se incrementan los valores de “m”, lo que indica
una reducción en el tamaño de las gargantas de poros por efecto de la arcilla presente
en la roca, y por ende, se obtiene un incremento en los valores de FF, resultando
valores de exponentes de cementación mayor.
Tabla 5.4. Calidad del Cemento en función del Exponente de Cementación
Valores de “m” Calidad del Cemento 1.3 No Consolidada
1.4-1.5 Ligeramente Consolidada1.6-1.7 Escasamente Consolidada1.8-1.9 Moderadamente Consolidada2-2.2 Altamente Consolidada
94
Exploración y Producción
5.2.3. Exponente de Saturación (n).
La figura 5.4 muestra el gráfico en papel log-log, de los valores de índice de
resistividad en función de la saturación de la solución salina utilizada en la prueba.
El exponente de saturación se obtuvo como la pendiente de la recta que mejor se
ajustó a los puntos representados.
Indice de resistividad vs. Saturación de agua C-6-X
y = 1,0309x-1,7657
R2 = 0,9816
y = 1,0305x-1,8615
R2 = 0,9867
1,0
10,0
100,0
0,0 0,1 1,0SW (fracción)
IR
1,0
10,0
100,0
IR*
IR IR*
Tal como se especificó en el capítulo III, habiéndose aplicado la fórmula respectiva y
realizado los cálculos hasta obtener el parámetro n graficado, se obtiene los
exponentes de saturación (n) y exponentes de saturación corregido por efecto de
arcilla (n*) (tabla 5.5).
IR IR*
Figura 5.4. Gráfico para el cálculo de los exponentes de saturación (n y n*) para el núcleo BA-2054 (C-6-X)
95
Exploración y Producción
Tabla 5.5. Valores Resultantes de n y n*
Núcleo n n*
BA-2054 (Miembro “C-6-X”) 1.766 1.861
BA-2054 (Miembro “C-7-X”) 1.771 1.877
VLC-950 (Miembro “C-6-X”) 1.868 2.131
VLC-950 (Miembro “C-7-X”) 1.612 2.011
Se puede observar que el exponente de saturación (n) posee valores similares a el
factor de geometría poral (m) en ambos Miembros, aproximadamente dos (2), lo que
indica que el sistema roca fluido está preferencialmente mojado por agua.
5.2.4. Capacidad de Intercambio Catiónico.
En efecto los valores de la capacidad de intercambio de cationes (CIC) obtenidos de
los análisis especiales de los núcleos BA-2054 y VLC-950 (Miembros “C-6-X” y
“C-7-X”), fueron usados para determinar la cantidad de cationes intercambiables
presentes en la arcilla por unidad de volumen poroso (figura 5.5), mediante la
ecuación mencionada y explicada en el Marco Metodológico.
96
Exploración y Producción
Qv vs. Porosidad (C-6-X)
Qv = e-19.61 (Phi) + 1.0812
0,00
0,01
0,10
1,00
0,00 0,05 0,10 0,15 0,20Porosidad (fracción)
Qv
(meq
/ml)
Figura 5.5. Gráfico de capacidad de intercambio catiónico vs. porosidad en el núcleo BA-2054 (Miembro “C-6-X”)
El modelo que mejor se ajusta a la data de núcleo es el modelo exponencial,
resultando valores de Qv que se resumen en la tabla 5.6.
Tabla 5.6. Resultados de la ecuación del modelo exponencial de Qv
Núcleo BAeQv
BA-2054 (Miembro “C-6-X”) 0812.161.19 PhieQv
BA-2054 (Miembro “C-7-X”) 8326.0376.21 PhieQv
VLC-950 (Miembro “C-6-X”) 0058.3824.38 PhieQv
VLC-950 (Miembro “C-7-X”) 16924.16838.2 PhieQv
97
Exploración y Producción
Los gráficos Qv. vs. Porosidad, muestran gran dispersión ocasionando baja
certidumbre en la relación Qv vs. Porosidad, por ende, no se encontró una tendencia
definida representativa para los Miembros en estudio, y además, no se cuenta en el
área, con ningún patrón con el cual comparar dicho resultado.
555...333 DDDeeettteeerrrmmmiiinnnaaaccciiióóónnn dddeee lllaaasss UUUnnniiidddaaadddeeesss dddeee FFFllluuujjjooo...
A fin de definir las unidades de flujo, se realizaron los gráficos de Lorenz Original,
Lorenz Modificado y Flujo Estratigráfico de Miller para ambos núcleos. Este método
grafico se basa en el Marco Geológico, tipo de rocas, capacidad de almacenaje,
capacidad de flujo y velocidad en el proceso del yacimiento.
5.3.1. Gráfico Estratigráfico de Lorenz Original (Stratigraphic Lorenz Plot).
Muestra la capacidad fraccional de flujo (%K*h) contra la capacidad fraccional de
almacenamiento (%PHI*h) por estratos, en los cuales se puede identificar de tope a
base, cada cambio de pendiente indica una unidad de flujo diferente.
Las figuras 5.6 y 5.7, muestran los gráficos de Lorenz del pozo BA-2054 para los
Miembros “C-6-X” y “C-7-X”, en el cual, se identificaron 6 unidades de flujo para el
Miembro “C-6-X” y 8 unidades de flujo para el Miembro “C-7-X”.
98
Exploración y Producción
Grafico de SMLP: BA-2054 (C-6-X)
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0 20 40 60 80 100
Capacidad de Almacenamiento Acumulada (%PHI*h)
Capa
cida
d de
Flujo
Acu
mulad
o (%
K*h) 4
2
1
5
3
6
Figura 5.6. Gráfico de lorenz original, pozo BA-2054 (Miembro “C-6-X”)
Grafico de SMLP: BA-2054 (C-7-X)
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0 20 40 60 80 100
Capacidad de Almacenamiento Acumulada (%PHI*h)
Capa
cida
d de
Flujo
Acu
mulad
o (%
K*h)
4
21
5
3
6
8
7
Figura 5.7. Gráfico de lorenz original, pozo BA-2054 (Miembro “C-7-X”)
99
Exploración y Producción
Las figuras 5.8 y 5.9, muestran los gráficos de lorenz del pozo VLC-950 para los
Miembros “C-6-X” y “C-7-X”, en el cual, se identificaron 4 unidades de flujo para el
Miembro “C-6-X” y 3 unidades de flujo para el Miembro “C-7-X”.
GRAFICO DE LORENZ DEL NUCLEO VLC-950
0102030405060708090
100
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
%PHI*Hacum
%K*
Hac
um
43
2
1
Figura 5.8. Gráfico de lorenz original, pozo VLC-950 (Miembro “C-6-X”)
GRAFICO DE LORENZ DEL NUCLEO VLC-950
0102030405060708090
100
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100%PHI*Hacum
%K*
Hac
um
3
2
1
Figura 5.9. Gráfico de lorenz original, pozo VLC-950 (Miembro “C-7-X”)
100
Exploración y Producción
5.3.2. Gráfico de Lorenz Modificado (Modified Lorenz Plot).
La construcción del gráfico de Lorenz Modificado se realizó con la Capacidad de
flujo acumulado vs. la capacidad de almacenamiento acumulado computado en
unidades de flujo que mantienen su posición estratigráfica. Las figuras 5.10, 5.11,
5.12 y 5.13, muestran los gráficos de Lorenz Modificado con las unidades de flujo
jerarquizadas de acuerdo a la relación de velocidades (FSU) para los Miembros
“C-6-X” y “C-7-X” de los pozos BA-2054 y VLC-950.
Grafico de MLP: BA-2054 (C-6-X)
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0 20 40 60 80 100
Capacidad de Almacenamiento Acumulada (%PHI*h)
Capa
cida
d de
Flujo
Acu
mulad
o(%
K*h)
4
2
15 3 6
Figura 5.10. Gráfico de lorenz Modificado, pozo BA-2054 (Miembro “C-6-X”)
101
Exploración y Producción
Grafico de MLP: BA-2054 (C-7-X)
010
2030
4050
6070
8090
100
0 20 40 60 80 100
Capacidad de Almacenamiento Acumulada (%PHI*h)
Capa
cida
d de
Flujo
Acu
mulad
o(%
K*h)
42
1
5
3
6
8
7
Figura 5.11. Gráfico de lorenz Modificado, pozo BA-2054 (Miembro “C-6-X”)
GRAFICO DE LORENZ DEL NUCLEO VLC-950
0102030405060708090
100
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
%PHI*Hacum
%K*
Hac
um
4
2
3
1
Figura 5.12. Gráfico de lorenz Modificado, pozo VLC-950 (Miembro “C-6-X”)
102
Exploración y Producción
GRAFICO DE LORENZ DEL NUCLEO VLC-950
0102030405060708090
100
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
%PHI*Hacum
%K*
Hac
um 32
1
Figura 5.13. Gráfico de lorenz Modificado, pozo VLC-950 (Miembro “C-7-X”)
5.3.3. Perfil de Flujo Estratigráfico (Stratigraphic Flow Profile).
Este gráfico es usado para mostrar la interpretación de las unidades de flujo
correlacionándola con curvas de registros (GR o Vsh), es una descripción
generalizada del tipo de roca y la capacidad de flujo con la capacidad de
almacenamiento. Las figuras 5.14, 5.15, 5.16 y 5.17 muestran los perfiles de flujo
estratigráficos, en el cual se observan las relaciones entre la capacidad de
almacenamiento, capacidad de flujo y la velocidad por unidad de flujo.
103
Exploración y Producción
Grafico de SFP: BA-2054 (C-6-X)
4,023
5,467
5,840
3,120
9,104
72,446
1,883
20,300
0,998
3,095
27,211
46,513
0,468
0,014
0,566
8,722
5,109
3,476
FUS,
0,001 0,010 0,100 1,000 10,000 100,000
Prof
undi
dad
(Pies)
%K*h, %PHI*h
U.F. 6
U.F. 5
U.F. 4
U.F. 2
U.F. 114099,2
14079,0
14003,3
14073,2
14053,414052,3
14030,714028,1
14022,9
14020,5
13707,1
14002,0
U.F. 3
Figura 5.14. Perfil de flujo estratigráfico, pozo BA-2054 (Miembro “C-6-X”)
Grafico de SFP: BA-2054 (C-7-X)
10,463
38,583
8,581
1,640
8,726
6,505
7,308
18,193
30,039
6,468
25,686
0,086
0,497
19,349
9,727
8,148
2,871
0,168
2,993
0,027
11,797
1,495
1,115
0,010
FUS,
0,001 0,010 0,100 1,000 10,000 100,000
Prof
undi
dad
(Pies)
%K*h, %PHI*h
U.F. 8
U.F. 6
U.F. 5
U.F. 4
U.F. 2
U.F. 114514,714485,8
14410,1
14479,114461,214452,214434,914433,414414,114413,6
14337,314409,2
U.F. 3
U.F. 7
14167,014186,714198,014332,1
Figura 5.15. Perfil de flujo estratigráfico, pozo BA-2054 (Miembro “C-7-X”)
104
Exploración y Producción
Gráfico SFP
13170
13210
13250
13290
13330
13370
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
Rango
Prof
undi
dad
(pies)
FSU
%Phi*h
%K*h
U. F 3
U. F 4
U. F 2U. F 1
Figura 5.16. Perfil de flujo estratigráfico, pozo VLC-950 (Miembro “C-6-X”)
Gráfico SFP
13430
13470
13510
13550
13590
13630
13670
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60
Rango
Prof
undi
dad
(pies)
FSU
%Phi*h
%K*hU. F 1
U. F 2
U. F 3
Figura 5.17. Perfil de flujo estratigráfico, pozo VLC-950 (Miembro “C-7-X”)
105
Exploración y Producción
555...444... MMMooodddeeelllooosss pppeeetttrrrooofffííísssiiicccooosss uuutttiii llliiizzzaaadddooosss...
5.4.1. Modelo de Arcillosidad.
El núcleo del pozo BA-2054 cuenta con 3 tapones, con análisis de Difracción de
Rayos X (figura 5.18 y5.19), luego de haber calculado las curvas por los diferentes
modelos y de compararlas con los datos del núcleo se escogió el modelo de Steiber
(figura 5.20).
XRD BA-2054
Cuarzo
CaolinitaMuscovita
Siderita
Albita
Clorita
Anhidrita
CuarzoCaolinitaMuscovitaSideritaAlbitaCloritaAnhidrita
Figura 5.18. Difracción de rayos X, pozo BA-2054 (Miembro “C-6-X”)
XRD BA-2054
88,50%
5,50%
4%
2,50%
CuarzoCaolinitaAlbitaAnkerita
Figura 5.19. Difracción de rayos X, pozo BA-2054 (Miembro “C-7-X”)
106
Exploración y Producción
SteiberVsh= (0,5* Ivsh)/ (1,5 - Ivsh)
Figura 5.20. Modelo de arcillosidad (pozo BA-2054)
5.4.2. Modelo de Porosidad.
Para poder hallar el modelo de porosidad que más se acopla con los datos de
porosidad del núcleo y que comprueba el modelo de arcillosidad anteriormente
definido (Stieber), se utilizó la siguiente fórmula para hallar PHID
fma
lecturamaD
…(5.1)
107
Exploración y Producción
Luego de analizar los datos de los núcleos y haber realizado los histogramas de
frecuencia, se concluyo que la densidad de la matriz es 2.65. Así, el modelo que
mejor se ajusto para ambos núcleos fue el Lineal, figura 5.21.
)1( Vshde
Figura 5.21. Modelo de porosidad, pozo BA-2054
5.4.3. Modelo de Permeabilidad.
Para la estimación de la permeabilidad se construyeron las distintas curvas para los
diferentes modelos de permeabilidad, las cuales fueron mencionadas en el marco
metodológico, luego de haberlas comparado con los datos de núcleo por cada zona de
flujo se concluyó que la ecuación que mejor ajustó fue la de Timur Modificado
(figura 5.22).
108
Exploración y Producción
K = 10500 *
5.4.4. Modelo de Saturación de Agua.
El modelo de saturación de agua que se escogió fue el de Simandoux, debido a que el
de Waxman y Smits (W&S) se utilizan los valores de A y B sacados de la ecuación
de la recta de Qv, los cuales no eran representativos. Además es la curva creada con
el modelo de Simandoux la que más se adaptó a los datos de saturación de agua del
núcleo (figura 5.23).
e 6 / ( e * Swirr + 0.25 * Vsh) 2
Figura 5.22. Modelo de permeabilidad, pozo BA-2054
109
Exploración y Producción
sh
sh
tw
e
sh
shm
e
ww R
VRRaR
VRaS
2/122
...4
.2.
Figura 5.23. Modelo de saturación de agua, pozo BA-2054
555...555... PPPaaarrrááámmmeeetttrrrooosss dddeee CCCooorrrttteee...
En las evaluaciones petrofísicas se toman ciertos parámetros para clasificar las arenas
como arenas netas totales y arenas netas petrolíferas, la tabla 5.7 muestra los valores
de cortes obtenidos.
110
Exploración y Producción
Tabla 5.7. Parámetros de corte
Parámetros de corte Miembro “C-6-X” Miembro “C-7-X” Volumen de arcillosidad de AN (Vsh) 63% 60%Saturación de agua máxima 57% 50%Resistividad mínima de ANP 18ohm-m 20ohm-m Porosidad mínima de ANP 6% 6%
555...666... MMMaaapppaaasss dddeee iiisssoooppprrrooopppiiieeedddaaadddeeesss...
5.6.1. Intervalo I-110.
Este intervalo presenta buena prospectividad hacia la parte noreste del Campo, las
arenas netas petrolíferas estás entre 0.5 a 94 pies de espesor con porosidades entre 9 y
19 por ciento, es decir, existe buena porosidad con saturación de agua promedio
menor a 50% y permeabilidad buena a regular (tabla 5.8).
Tabla 5.8. Resultado de las evaluaciones petrofísicas, intervalo I-110
Pozo Espesor(pies)
ANP(pies) (%) Sw (%) Vsh
(%) K (mD) ANT(pies)
CLD0003 243 7 13 54 14 29 56
CLD0008 142 22 19 25 4 744 48
CLD0014 206 0 - - - - 31
CLD0017 208 69 12 45 31 59 70
CLD0022 186 36 10 48 19 28 88
CLD0028 201 94 16 37 9 141 168
CLD0049 189 0.5 8 57 36 0.40 53
CLD0050 211 65 12 48 19 36 102
CLD0051 205 17 9 51 37 8 72
CLD0052 189 51 12 43 36 0.5 58
111
Exploración y Producción
CLD0054 205 9 16 57 8 136 73
CLD0056 219 47 10 46 12 12 138
CLD0084 218 85 12 38 24 114 117
5.6.2. Intervalo I-120.
La prospectividad sigue siendo buena hacia la parte noreste del Campo, sin embargo,
las arena neta petrolíferas aumentan sus espesores, la porosidad se mantiene en rango
de buena y la permeabilidad es buena con saturación de agua cercana a 50%
(tabla 5.9).
Tabla 5.9. Resultado de las evaluaciones petrofísicas, intervalo I-120
Pozo Espesor(pies)
ANP(pies) (%) Sw (%) Vsh
(%) K (mD) ANT(pies)
CLD0003 67 49 16 45 9 32 67
CLD0008 31 0 - - - - 0
CLD0014 227 16 12 51 16 75 95
CLD0017 150 18 10 49 35 72 21
CLD0022 189 60 13 46 13 92 70
CLD0028 59 25 13 50 14 20 59
CLD0049 141 9 18 47 26 70 62
CLD0050 178 26 11 49 23 16 58
CLD0051 136 19 9 51 32 0.61 110
CLD0052 163 49 10 44 36 1 80
CLD0054 205 0 - - - - 0
CLD0056 147 76 9 37 16 11 85
CLD0084 148 50 10 44 29 19 55
112
Exploración y Producción
5.6.3. Intervalo I-130.
La prospectividad disminuye y cambia hacia el norte del Campo con porosidad y
permeabilidad entre buena y regular. La saturación de agua se mantiene cercana 50%
(tabla 5.10).
Tabla 5.10. Resultado de las evaluaciones petrofísicas, intervalo I-130
Pozo Espesor(pies)
ANP(pies) (%) Sw (%) Vsh
(%) K (mD) ANT(pies)
CLD0003 NP NP NP NP NP NP NP
CLD0008 NP NP NP NP NP NP NP
CLD0014 179 8 16 54 8 103 95
CLD0017 153 0 - - - - 0
CLD0022 158 80 10 40 20 52 82
CLD0028 NP NP NP NP NP NP NP
CLD0049 150 2 23 56 9 469 78
CLD0050 192 63 13 46 18 24 113
CLD0051 172 11 9 54 34 2 94
CLD0052 41 0 - - - - 0
CLD0054 146 8 9 56 22 10 85
CLD0056 175 63 9 40 20 3 110
CLD0084 174 35 11 40 24 41 59
113
Exploración y Producción
5.6.4. Intervalo I-140.
La prospectividad aparece hacia la parte noreste, los espesores de arena neta
petrolífera están entre 1.5 y 48 pies con buena porosidad. La saturación de agua se
mantiene cercana a 50% y la permeabilidad es de buena a regular (tabla 5.11).
Tabla 5.11. Resultado de las evaluaciones petrofísicas, intervalo I-140
Pozo Espesor(pies)
ANP(pies) (%) Sw (%) Vsh
(%) K (mD) ANT(pies)
CLD0003 NP NP NP NP NP NP NP
CLD0008 NP NP NP NP NP NP NP
CLD0014 152 1.5 14 58 10 47 65
CLD0017 142 0 - - - - 0
CLD0022 NP NP NP NP NP NP NP
CLD0028 NP NP NP NP NP NP NP
CLD0049 133 0 - - - - 0
CLD0050 122 47 11 47 27 17 58
CLD0051 127 28 8 40 36 33 94
CLD0052 112 48 13 42 28 17 68
CLD0054 136 11 14 54 12 203 62
CLD0056 116 13 9 51 15 3 78
CLD0084 100 24 10 53 .31 15 68
114
Exploración y Producción
5.6.5. Intervalo I-150.
Este intervalo presenta buena prospectividad hacia el centro y noreste del Campo, las
arenas netas petrolíferas están entre 2 a 187 pies de espesor con porosidades entre 9 y
18 por ciento, es decir, existe buena porosidad con saturación de agua promedio
menor a 50% y permeabilidad buena a regular (tabla 5.12).
Tabla 5.12. Resultado de las evaluaciones petrofísicas, intervalo I-150
Pozo Espesor(pies)
ANP(pies) (%) Sw (%) Vsh
(%) K (mD) ANT(pies)
CLD0003 NP NP NP NP NP NP NP
CLD0008 NP NP NP NP NP NP NP
CLD0014 2 0 - - - - 0
CLD0017 210 0 - - - - 0
CLD0022 NP NP NP NP NP NP NP
CLD0028 NP NP NP NP NP NP NP
CLD0049 207 0 - - - - 0
CLD0050 270 187 10 37 20 8 193
CLD0051 245 46 9 48 32 7 156
CLD0052 194 71 12 37 25 6 137
CLD0054 217 2 18 59 5 264 150
CLD0056 180 52 9 47 15 15 148
CLD0084 98 0 - - - - 0
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Exploración y Producción
Exploración y Producción
CCCOOONNNCCCLLLUUUSSSIIIOOONNNEEESSS
Del estudio macroscópico realizado a los núcleos de los pozos BA-2054 y
VLC-950 se identificaron las facies sedimentarias S, S3, S11, S1, S2, H, HB y
L, mostrando un dominio de las facies arenosas sobre las facies lutíticas.
Las areniscas presentan clastos subangulares a subredondeados con matriz
arcillosa, en base a esto, se infiere una fuente de aporte cercana diferente a la
fuente proveniente del Macizo de Santa Marta.
Se identificaron tres estructuras sedimentarias que en asociación indican
condiciones de régimen mareal, esta son: estratificación cruzada bidireccional,
rizaduras simétricas y doble laminas de lutitas carbonosas “mud-drapes”.
A través de la asociación de facies se determinaron cinco unidades
sedimentarias, la cuales son: canales distributarios, barras de meandro,
abanico de rotura, llanura de mareas y barras de mareas.
Mediante la identificación de las ichnofacies se determinó una disminución de
la energía en el sistema depositacional que corresponde una fase transgresiva
marcada a nivel del Miembro “C-6-X” producto de la nueva configuración
tectónica de la cuenca.
El análisis de las facies sísmicas permitió identificar algunas geometrías de
cuerpos sedimentarios, así, el mapa del Miembro “C-7-X” está caracterizado
por canales de alta sinuosidad y abanico de roturas, por otro parte, el mapa del
Miembro “C-6-X” se caracteriza por canales distributarios y frente deltaico.
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Exploración y Producción
A través del análisis vertical de los mapas de facies se evidencia la
retrogradación de los sedimentos apareciendo depósitos de frente deltaico en
la parte norte del Campo Bloque VIII.
Mediante la asociación de unidades sedimentarias se definió que el Miembro
“C-7-X” se depositó sobre una planicie deltaica alta y el Miembro “C-6-X” se
depositó sobre una planicie deltaica madia a baja.
Se interpreto el sistema depositacional como DELTAICO DE PLANO ALTO
A BAJO CON INFLUENCIAS DE MAREAS, depositado bajo una fase
transgresiva.
Los valores de resistividad del agua de formación fueron para el Miembro
“C-6-X” de 0.653 ohm-m y para el Miembro “C-7-X” de 0.612 ohm-m,
calculada a partir de análisis físico-químico.
El modelo de Porosidad efectiva que se ajusto mejor con la data utilizada de
los núcleos fue la ecuación Lineal.
El modelo de saturación de agua que mejor se ajusta a las condiciones en
ambos núcleos BA2054 y VLC950 fue el modelo de Simandoux.
Los mapas de isopropiedades muestran las mejores arenas petrolíferas hacia la
parte noreste del Campo con porosidad y permeabilidad promedio de 12% y
74 mD respectivamente.
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Exploración y Producción
RRREEECCCOOOMMMEEENNNDDDAAACCCIIIOOONNNEEESSS
Efectuar una toma de núcleo a nivel de los Miembros “C-6-X” y “C-7-X” en
la parte noreste del Campo para mejorar los modelos sedimentológico y
petrofísico.
Hacer un análisis petrográfico de los núcleos BA-2054 y VLC-950 para
mejorar el modelo sedimentológico y determinar el tipo de fuente de aporte de
sedimento.
Realizar un reprocesamiento con métodos modernos a la data sísmica con el
propósito de mejorar su resolución y por ende, optimizar la interpretación
sísmica.
Programar otro estudio sedimentológico-petrofísico por intervalos que
permita definir el modelo con mayor detalle.
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Exploración y Producción
Exploración y Producción
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