evaluaciÓn de un campo maduro con yacimientos...

I

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA

FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISION DE POSTGRADO

PROGRAMA DE POSTGRADO EN GEOLOGIA PETROLERA

EVALUACIÓN DE UN CAMPO MADURO CON YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS. CUENCA DEL LAGO DE MARACAIBO

Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia

para optar al Grado Académico de

MAGÍSTER SCIENTIARUM EN GEOLOGÍA PETROLERA.

Autor: Adriana Andreina Hernández Villarreal

Tutor: Américo Perozo

Maracaibo, abril de 2010

II

Hernández Villarreal, Adriana Andreina. Evaluación de un campo maduro con

yacimientos naturalmente fracturados. Cuenca del Lago de Maracaibo.

(2010).Trabajo de grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de

Postgrado. Maracaibo, Venezuela, 240p, tutor académico Ing. Msc. Américo Perozo.

RESUMEN

El campo “A", llamado así para efectos de este estudio, se encuentra ubicado en el borde Noroeste de la Cuenca de Maracaibo, fue descubierto el año 1951 mediante la explotación del pozo Luz-01, actualmente cuenta con 31 pozos (16 activos, 11 inactivos y 4 abandonados) que pertenecen a dos yacimientos cuya principal característica es que están produciendo desde calizas cretácicas presentando una marcada curva de producción que se inicia con un pico y declina abruptamente. Presento un pico de producción en el año 1997 con 12.526,06 BPPD proveniente de 10 pozos. Los problemas de producción más comunes para los yacimientos que lo conforman son adedamiento del agua, baja producción con alto corte de agua y alto RGP en los pozos que se encuentran en la parte más alta de la estructura. La evaluación que se realizo en este estudio demuestra que el POES corresponde a 565,2 MMBls con reservas recuperables comprendidas entre un mínimo de 61,59 MMbls y un máximo de 73,61 MMbls. Palabras claves: POES, cretácicas, adedamiento.

E-mail del autor: [email protected]

III

Hernández Villarreal, Adriana Andreina. Evaluation of a mature field with naturally

fractured reservoirs. Maracaibo Lake Basin.(2010).Trabajo de grado. Universidad del

Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela, 240p, tutor

académico Américo Perozo

ABSTRACT

“A” Field, named this way for the study, is located in the northwest of Maracaibo’s lake Basin, it was discovered in 1951 with the exploitation of Luz-01 well, nowadays it has 31 wells (16 active, 11 inactive and 4 abandoned) whom belong of two reservoirs in which the main characteristic is limestone cretaceous production, presenting a curve which starts with a peak and then followed by a fast decline. It presented a peak of production in 1997 with 12.526,06 BPD concerning 10 wells. The common production problems in these reservoirs are fingering, very low oil rate with high sediment and water content and high Gas Oil Ratio in the wells located in the upper of the structure. The evaluation made, shows 565,2 MMBbl of OOIP with enhaced ultimate recovery between 61,59 MMbbl as minimum and 73,61 MMbbl. Key words: OOIP, cretaceous, fingering.

Autor’s e-mail: [email protected]

IV

DEDICATORIA

A la persona que más amo y que me guía, a quien extraño pero sé que está conmigo

en todo lo que hago, MI MAMA y a la cual seguiré dedicando mis triunfos y metas.

A mis hermanos, Jean y Wilbert Hernández.

Adriana A, Hernández V.

V

AGRADECIMIENTO

Agradezco a Dios, por protegerme y ayudarme a vencer grandes obstáculos.

A la Ilustre casa de estudios, La Universidad del Zulia por darme la oportunidad de

realizar estudios de postgrado en el área de la ingeniería.

Al tutor académico, el Ing. Américo Perozo por su ayuda, dedicación, tiempo, empeño y

colaboración desinteresada.

A todos los profesionales que estuvieron involucrados en este estudio. Gracias por su

inmensa ayuda y por el trabajo en equipo, así como por hacer ameno el día a día del

mismo.

Adriana A, Hernández V.

VI

TABLA DE CONTENIDO RESUMEN………………………………………………………………………….. 4

ABSTRACT…………………………………………………………………………. 5

DEDICATORIA…………………………………………………………………….. 6

AGRADECIMIENTO………………………………………………………………. 7

TABLA DE CONTENIDO…………………………………………………………. 8

LISTA DE FIGURAS………………………………………………………………. 12

LISTA DE TABLAS………………………………………………………………… 19

LISTA DE SIMBOLOS…………………………………………………………….. 24

INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………... 27

CAPITULO I. EL PROBLEMA

1.1.- Planteamiento del problema……………………………………………….. 28

1.2.- Justificación………………………………………………………………….. 29

1.3.- Objetivos de la investigación………………………………………………. 29

1.3.1. - Objetivo general………………………………………………………. 29

1.3.2. – Objetivos específicos…………………………………………… 29

1.4.- Alcance de la investigación………………………………………………… 30

1.5.- Delimitación de la investigación…………………………………………… 30

CAPITULO II. MARCO TEÓRICO

2.1.- Antecedentes………………………………………………………………… 31

2.2.- Yacimientos naturalmente fracturados……………………………………. 42

2.2.1. – Definición……………………………………………………………... 42

VII

2.2.2. – Fracturamiento……………………………………………………….. 43

2.2.3. – Capacidad de almacenamiento…………………………………….. 44

2.2.4. – Comportamiento de producción……………………………………. 45

2.2.5. – Propiedades petrofísicas……………………………………………. 46

2.2.6. – Evaluación……………………………………………………………. 48

2.2.7. – Balance de materiales………………………………………………. 50

2.3.- Reservas de hidrocarburos………………………………………………… 59

2.4.- Software……………………………………………………………………… 67

CAPITULO III. MARCO GEOLOGICO

3.1.- Geología regional……………………………………………………………. 71

3.1.1.- Marco estratigráfico y sedimentológico regional…………………... 72

3.1.2.- Marco estructural regional……………………………………………. 76

3.2.- Geología local……………………………………………………………….. 79

3.2.1.- Marco estratigráfico y sedimentológico local……………………… 80

3.2.2.- Marco estructural local……………………………………………….. 91

CAPITULO IV. MARCO METODOLOGICO

4.1.- Tipo de investigación……………………………………………………….. 114

4.2.- Población de estudio………………………………………………………... 115

4.3.- Metodología y diseño de la investigación………………………………… 116

4.3.1.- Elaboración de mapa base…………………………………………... 116

4.3.2.- Recopilación y validación de la información……………………….. 117

VIII

4.3.3.- Revisión de la sísmica 3D………….………………………….……. 118

4.3.4.- Revisión del modelo geológico…….………………………….……. 118

4.3.5.- Revisión del modelo petrofísico……………………………..……… 118

4.3.6.- Historial de producción……………………………………..……….. 122

4.3.7.- Historial de presión…………………………………………..………. 122

4.3.8.- Declinación de producción y estimación de reservas…................ 122

4.3.9.- Propiedades pvt del yacimiento…………………..………………… 123

4.3.10.- Cálculo de poes………………………………………………..…… 123

4.3.11.- Calculo de factor de recobro……………………………….……... 123

4.3.12.- Oportunidades en pozos………………………………..…………. 124

CAPITULO V. DISCUSION DE RESULTADOS

5.1.- Modelo geológico……………………………………………………………. 125

5.2.- Modelo petrofísico…………………………………………………………… 125

5.3.- Propiedades PVT……………………………………………………………. 139

5.4.- Historial de producción del campo………………………………………… 149

5.5.- Historia de producción de cada pozo…………………….……………….. 156

5.6.- Historial de presión………………………………………………………….. 224

5.7.- Poes…………………………………………………………………………... 228

5.8.- Reservas……………………………………………………………………... 228

5.9.- Oportunidades en pozos……………………………………………………. 231

CONCLUSIONES…………………………………………………………………. 232

RECOMENDACIONES…………………………………………………………… 233

IX

GLOSARIO………………………………………………………………………… 234

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS……………………………………………. 238

X

LISTA DE FIGURAS

Figura Pagina

1 Imagen microscopica de formaciones fracturadas………..……..…. 42

2 Sistema disenado a un tiempo final considerando dos depositos …………interconectados…………...…………………………………………….

51

3 Distribucion del almacenamiento de fluidos en un sistema de …………doble porosidad con capa de gas inicial…………………………….. 53

4 Clasificacion oficial de los recursos de hidrocarburos……………… 59

5 Clasificacion de las reservas primarias…………….………………… 60

6 Reservas probadas…………………………………………………….. 61

7 Reservas probables de serie 100…………………………………….. 62



10 Reservas posibles de serie 600……………………...……………….. 65

11 Reservas posibles de serie 700...…………………………………….. 66

12 Reservas posibles de serie 800…………...………………………….. 66

13 Reservas posibles de serie 900………...…………………………….. 67

14 Ventana de trabajo en ofm…………..………………………………... 68

XI

15 Flujo de trabajo en petrel………………………………………………. 69

16 Ubicación geográfica de la cuenca del lago de Maracaibo…...…… 71

17 Tabla de correlación estratigráfica de la cuenca del Lago de ………...Maracaibo……………………………………………………………….. 76

18 Esquema de las fallas principales de la cuenca del Lago de …………Maracaibo………………………………………………………………. 79

19 Ubicación geográfica del campo en estudio……………………........ 80

20 Secciones nucleadas del pozo luz-7 del yacimiento A1……………. 81

21 Modelo depositacional de los yacimientos A1 y A2……………...…. 82

22 Núcleo del pozo luz-7………………….………………………………. 83

23 Rosetas de estratificación de los pozos luz 1, luz 7 y luz 11 de la …………Formación apon……………………….……….………………………. 86

24 Rosetas de estratificación de los pozos luz-1, luz-7 y luz 11 de …………la Formación lisure…………………..………………………………… 87

25 Columna estratigráfica generalizada del área en la cual se realizo …………el estudio………………………………………………………………… 90

26 Registro tipo del área. pozo luz-22…………………………………… 91

27 Interpretación estructural previa al tope del miembro socuy……….. 93

28 Sección sísmica y modelo estructural so-ne del área………………. 97

29 Evolución tectónica eoceno medio-oligoceno del área………..…… 99

XII

30 Sección sísmica y modelo estructural no-se del área……………… 101

31 Modelo de esfuerzos rotacionales causantes de la transcurrencia …………sinestral en el área donde se encuentran los yacimientos A1 y A2. 103

32 Convergencia y divergencia de esfuerzos en la curvatura de una …………falla transcurrente sinestral…………………………………………… 104

33 Sección estructural so-ne del bloque sur. yacimientos A1 y A2…… 106

34 Sección estructural no-se del bloque sur. yacimientos A1 y A2…… 108

35 Sección estructural o-e del bloque norte. yacimientos A1 y A2….... 111

36 Sección estructural no-se del bloque norte. yacimientos A1 y A2… 112

37 Mapa base………………………………………………………………. 117

38 Porosidad en apon. yacimiento A1...…………………………………. 117

39 Saturación de petróleo en apon. yacimiento A1 ……………………. 127

40 Permeabilidad en apon. Yacimiento A1………………………………. 128

41 Espesor neto petrolífero en apon. Yacimiento A1………..………… 128

42 Porosidad en lisure. yacimiento A1…………………………...……… 129

43 Saturación de petróleo en lisure. yacimiento A1……………………. 129

44 Permeabilidad en lisure. Yacimiento A1……………………………… 130

45 Espesor neto petrolífero en lisure. yacimiento A1………………...… 130

XIII

46 Porosidad en maraca. yacimiento A1………………………………… 131

47 Saturación de petróleo en maraca. yacimiento A1………………….. 131

48 Permeabilidad en maraca. yacimiento A1……………………………. 132

49 Espesor neto petrolifero en maraca. yacimiento A1………………… 132

50 Porosidad en apon. yacimiento A2……………………………………. 133

51 Saturación de petróleo en apon. yacimiento A2…………………….. 133

52 Permeabilidad en apon. Yacimiento A2………………………………. 134

53 Espesor neto petrolifero en apon. yacimiento A2…………………… 134

54 Porosidad en lisure. yacimiento A2…………………………………… 135

55 Saturación de petróleo en lisure. yacimiento A2..…………………... 135

56 Permeabilidad en lisure. Yacimiento A2……………………………… 136

57 Espesor neto petrolifero en lisure. yacimiento A2…………………… 136

58 Porosidad en maraca. yacimiento A2...………………………………. 137

59 Saturación de petróleo en maraca. yacimiento A2……………….. 137

60 Permeabilidad en maraca. yacimiento A2……………………………. 138

61 Espesor neto petrolifero en maraca. yacimiento A2………………… 138

XIV

62 Funcion “y”del pozo luz-5…...…………………………………………. 140

63 Gas disuelto en el petróleo vs. presión………………………………. 147

64 Factor volumétrico del petróleo vs. presión…………………………. 148

65 Compresibilidad del petróleo vs. presión…………………………….. 148

66 Viscosidad del petróleo vs. Presión…………………………………… 149

67 Histórico de producción del campo A………………………………… 150

68 Volumen de agua y petróleo acumulados por pozo para el campo …………A…………………………………………………………………………. 151

69 Ubicación de pozos secos y mejores productores del campo A...... 152

70 Histórico de producción del yacimiento A1………………………..... 153

71 Volumen de petróleo acumulado por pozo del yacimiento A1…… 153

72 Volumen de agua y petróleo acumulados por pozo en el …………yacimiento A1…………………………………………………………… 154

73 Histórico de producción del yacimiento A2……..…………………… 155

74 Volumen de petróleo acumulado por pozo del yacimiento A2..…… 155

75 Volumen de agua y petróleo acumulados por pozo en el …………yacimiento A2…………………………………………………………... 156

76. Histórico de producción del pozo luz-01………..…………………… 158

77 Histórico de producción del pozo luz-02……………………………… 164

XV


79 Histórico de producción del pozo luz-04……………………………... 167


81 Histórico de producción del pozo luz-06…...………………………… 172



84 Histórico de producción del pozo luz-09…………..…………………. 180

85 Histórico de producción del pozo luz-10………..……………………. 182

86 Histórico de producción del pozo luz-11………..……………………. 184

87 Histórico de producción del pozo luz-12……..………………………. 186

88 Histórico de producción del pozo luz-13………………..……………. 188

89 Histórico de producción del pozo luz-14…………………..…………. 190

90 Historico de produccion del pozo luz-15…..…………………………. 192

91 Historico de produccion del pozo luz-16……..………………………. 194

92 Historico de produccion del pozo luz-17……..………………………. 196

93 Historico de produccion del pozo luz-18…………..…………………. 198

94 Historico de produccion del pozo luz-19……………………..………. 200

95 Historico de produccion del pozo luz-20…………..…………………. 202

XVI

96 Historico de produccion del pozo luz-21………………………..……. 203

97 Historico de produccion del pozo luz-22………………………..……. 205

98 Historico de produccion del pozo luz-23……………………..………. 207

99 Historico de produccion del pozo luz-24…………………………..…. 209

100 Historico de produccion del pozo luz-25……………………………. 211





105 Histórico de produccion del pozo luz-30……………………………. 219

106 Histórico de producción del pozo luz-31……………………………. 220

107 Producción tipo yacimiento A1………………………………………. 223

108 Producción tipo yacimiento A2………………………………………. 223

109 Curva de presión de los pozos en el campo A…..………………… 227

110 Curva de presión vs acumulado de petróleo…...………………….. 227

111 Reservas recuperables en el yacimiento A1………..……………… 230

112 Reservas recuperables en el yacimiento A2……..………………... 230

XVII

LISTA DE TABLAS

Tabla Pagina

1 Población de estudio…………………………………………………….. 115 2 Sumario petrofísico………………………………………………………. 126 3 Propiedades petrofísicas promedio…………………………………….. 139 4 Datos de prueba de liberación instantánea en el pozo luz-5………... 140 5 Valor pb promedio según pvt…………………………………………... 141 6 Datos utilizados para el calculo de error entre rs experimental y rs ………...calculada….……………………………………………………………... 142 7 Datos para el cálculo de % de error en pvt. balance de masas……..

143 8 Datos para el cálculo de % de error en pvt. Desigualdad………...….

144 9 Datos para el metodo de densidad del pvt..…………………………..

144 10 Resultados de correlaciones la pvt………..………………………….

147 11 Pozos mejores productores del campo A..………………………….. 152

12 Volumen de fluidos acumulados en el campo A………...…………..

156 13 Correlacion de topes en el pozo luz-01...…………………………….

157 14 Zona de apertura en el pozo luz-01…..………………………………

157

15 Correlacion de topes en el pozo luz-02……………………………….

160 16 Zona de apertura en el pozo luz-02..…………………………………

160

XVIII

17 Correlacion de topes en el pozo luz-03……………………………… 165

18 Correlacion de topes en el pozo luz-04….……………………………

166 19 Zona de apertura en el pozo luz-04...…………………………………

166 20 Correlacion de topes en el pozo luz-05……..……………………….

168 21 Zona de apertura en el pozo luz-05…………………………………..

168 22 Correlacion de topes en el pozo luz-06………………………………












187

XIX

34 Zona de apertura en el pozo luz-13………………………………….. 187

35 Correlacion de topes en el pozo luz-14………………………………










197 45 Correlacion de topes en el pozo luz-19………..…………………….





204 50 Zona de apertura en el pozo luz-22………………….……………….


206

XX

52 Zona de apertura en el pozo luz-23………………………………….. 206

53 Correlacion de topes en el pozo luz-24………………………………



210 56 Zona de apertura en el pozo luz-25………………………………….




214 60 Zona de apertura en el pozo luz-27………………………………….


216

62. Zona de apertura en el pozo luz-28………………………………….. 216

63 Volumen de fluidos acumulados en pozos actualmente categoria 1 221

64 Volumen de fluidos acumulados en pozos actualmente categoria …………2…………………………………………………………………………..

221

65. Volumen de fluidos acumulados en pozos actualmente categoria ………….3……………………………………………………………………...…..

222

66 Volumen de fluidos acumulados en pozos actualmente categoria …………9…………………………………………………………………………..

222

67 Pruebas de presion por pozo…………………………………………. 225

XXI

68 Presion según el acumulado de petroleo……………………………. 226

69 Variables petrofisicas utilizadas en el calculo del poes……………. 228

70 Poes del campo………………………………………………………… 228

71 Resumen de reservas…………………………………………………. 228

72 Resultados de reservas por declinacion de produccion de cada …………pozo según escenario minimo, mejor y máximo…………..………..

229

73 Oportunidades en pozos………………………………………………. 231

XXII

LISTA DE SIMBOLOS

A: Área, acres.

a Factor de tortuosidad, (Adim)

ANP: Arena Neta Petrolífera, pies

ANT: Arena Neta Total, pies

°API: Gravedad API del crudo (según Instituto Americano del petróleo).

%AyS: Agua y Sedimentos, porcentaje.

:B Conductancia específica equivalente.

BN: Barriles normales.

BND: Barriles normales por día.

BAPD: Barriles de agua por día.

BPPD: Barriles de petróleo por día.

Bo: Factor volumétrico del petróleo, BY/BN.

Boi: Factor volumétrico del petróleo inicial, BY/BN.

Bt: Factor volumétrico total, BY/BN.

Bg: Factor volumétrico del gas, PCY/BN.

Bw: Factor volumétrico del agua, BY/BN.

BY: Barriles de yacimiento.

CHP: Presión de revestidor (Casing Head Pressure)

Gp: Volumen acumulativo de gas producido, PCN.

Cf: Compresibilidad de la formación, lpc-1.

Cg: Compresibilidad del gas, lpc-1.

Co: Compresibilidad del petróleo, lpc-1.

Cw: Compresibilidad del agua, lpc-1.

Fw: Flujo fraccional de agua, (Adim)

F Factor de formación

GF = Gradiente de fondo, lpc/pie.

h: Espesor del yacimiento, pies.

K: Permeabilidad absoluta, mD.

Lpc: Libras por pulgadas cuadrada.

XXIII

M : Peso molecular del gas, lbs/lb-mol

m Factor de cementación.

mD = mili Darcy

n Exponente de saturación.

N: Petróleo Original En Sitio, MMBN.

Np: Volumen acumulativo de petróleo producido, BN.

:srp Presión Seudoreducida

:scp Presión Seudocrítica

PLT: Registro de producción (Production Log Test)

P: Presión, Ipc.

Pdatum: Presión al datum, lpc.

Pb: Presión de burbujeo, Ipc.

Pmd = Presión medida, lpc.

Pi: Presión inicial del yacimiento, Ipc.

PCN: Pies cúbico normal.

POES: Ver N.

PVT: Presión – Volumen – Temperatura.

Qv: Capacidad de intercambio catiónico de las arcillas en la zona virgen, meq/cc.

Qo: Caudal de petróleo, BN/D.

RAP: Relación Agua Petróleo, BY/BN

RGP: Relación Gas Petróleo, PCN/BN.

Rp: Relación Gas Petróleo acumulada, PCN/BN.

Rs: Relación gas en solución, PCN/BN.

Rsi: Relación gas petróleo en solución inicial, PCN/BN.

Rt: Resistividad verdadera de la zona virgen de la formación, ohm-m.

Rw: Resistividad del agua la formación, ohm-m.

:S Salinidad, % por peso de sólidos disueltos (1%=10.000 ppm).

So: Saturación de petróleo, fracción.

Soi: Saturación de petróleo inicial, fracción.

Sw: Saturación de agua, fracción.

Swi: Saturación de agua inicial, fracción.

XXIV

Swc: Saturación de agua connata, fracción.

T: Tiempo, años.

THP: Presión de tubería (Tubing Head Pressure)

:srT Temperatura Seudoreducida

Ty: Temperatura de yacimiento, ºF.

Vsh: Volumen de arcilla, fracción.

We: Intrusión de agua, BY

Wp: Volumen acumulado de agua producida, BN

g : Gravedad específica del gas, adimensional.

m : Densidad de la matriz de la formación, gr/cc.

o : Densidad leída en el registro, grs/cc.

f : Densidad del filtrado de lodo, gr/cc.

:irrSw Saturación de agua irreducible, fracción

: Porosidad.

o : Viscosidad del petróleo, cps.

g : Viscosidad del gas, cps.

w : Viscosidad del agua, cps.

Z : Factor de compresibilidad del gas, Adim.

- 25 -

INTRODUCCION

El Campo A se encuentra ubicado a unos 50 km. al noroeste de la ciudad de

Maracaibo, fue descubierto en el año de 1951 con la perforación del pozo LUZ-01, el

cual resulto ser productor de petróleo pesado de 15° API de las formaciones del

cretáceo (Maraca, Lisure Y Apón); siendo Apón la que mayormente contribuye a la

producción. Este campo se caracteriza por ser un anticlinal altamente fallado, en el cual

se ubica una falla principal inversa, que divide el área en dos bloques, uno deprimido al

norte y uno levantado al sur, a este rasgo estructural lo acompaña una serie de fallas

normales, con desplazamiento variables, en dirección general NO-SE., que a su vez

divide al área en bloques. Existen dos grupos o conjuntos de fracturas, uno

perpendicular al la falla principal inversa y otro perpendicular a la falla de Oca, el

sistema de fracturas del campo, responde al patrón que se observa a través de toda la

cuenca del lago de Maracaibo. El bloque sur es la zona más prospectiva desde el punto

de vista de producción de petróleo.

Los yacimientos que lo conforman, llamados en este estudio A1 y A2, se

caracterizan por ser muy complejos, ya que son yacimientos naturalmente fracturados,

con un sistema de doble porosidad (Porosidad de la matriz+Porosidad de la fracturas),

lo que ocasiona discrepancia y discontinuidades a lo largo de todo el campo, que

hacen que el mismo sea muy difícil de simular. Otro punto de gran importancia es que

sus reservas han sido sobreestimadas ya que el mismo ha sido gerenciado como un

campo convencional.

El presente estudio tiene como finalidad estimar las reservas de un campo maduro

con yacimientos naturalmente fracturados de la Cuenca del Lago de Maracaibo

mediante la integración de la información geológica, petrofísica, data de producción y

presión entre otros, que conlleven a estimar una cantidad de reservas que sean mas

acordes a la realidad.

- 26 -

CAPITULO I

EL PROBLEMA

1.1.- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.

El Campo A, llamado así para efectos de este estudio, se encuentra ubicado en el

borde Noroeste de la Cuenca de Maracaibo en un área de acumulaciones comerciales

de hidrocarburos. Debido a su ubicación geográfica, esta área fue bastante afectada por

los eventos tectónicos que incidieron sobre el borde Noroeste de la Placa

Sudamericana como consecuencia de la interacción entre esta placa y las placas

tectónicas circundantes. El mismo, fue descubierto el año 1951 mediante la explotación

del pozo Luz-01, desde entonces ha estado produciendo a tasas no constantes.

Actualmente cuenta con 31 pozos (16 activos, 11 inactivos y 4 abandonados) que

tienen espaciamiento promedio de 600 m y que pertenecen a dos yacimientos los

cuales para este estudio se llamaron A1 y A2, de profundidad promedio 5100 pies, cuya

principal característica es que están produciendo desde calizas cretácicas presentando

una marcada curva de producción que se inicia con un pico y luego declina

abruptamente. El pico de producción de este campo fue en el año 1997 con 12.526,06

BPPD proveniente de 10 pozos, siendo los problemas de producción más comunes

para ambos yacimientos, adedamiento (fingering) del agua, baja producción con alto

corte de agua y alto RGP en los pozos que se encuentran en la parte más alta de la

estructura.

La estimación del volumen reservas en yacimientos naturalmente fracturados tiene

un alto grado de incertidumbre y a menudo se han realizado trabajos con diversas

metodologías tomando en cuenta propiedades como el espaciamiento de los pozos,

edad geológica, propiedades de los fluidos, profundidad, presión, temperatura, espesor,

mecanismo de empuje, balance de materiales, declinación, pruebas de pozos, relación

de propiedades petrofísicas y simulación. Este trabajo de grado pretende realizar una

evaluación en un campo maduro con yacimientos naturalmente fracturados de la

- 27 -

Cuenca del Lago de Maracaibo que permita guiar a los profesionales del área a la toma

de decisiones más acertadas en cuanto al manejo de yacimientos de este tipo, y que a

su vez aporte ideas en la generación de oportunidades de explotación.

1.2.- JUSTIFICACIÓN DEL ESTUDIO.

Debido a la complejidad estructural, a la multiplicidad de fracturas y fallas a lo largo

de los yacimientos presentes, se hace particularmente compleja la evaluación y

estimación de reservas de este campo. Es por ello que es necesario un estudio

detallado de cada una de las disciplinas antes mencionadas con las cuales se le

permitirá a los profesionales de la ingeniería de petróleo y geociencias minimizar el

grado de incertidumbre en la estimación y evaluación de las reservas en campos

maduros con yacimientos naturalmente fracturados.

1.3.- OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN

1.3.1.- OBJETIVO GENERAL

Evaluar un campo maduro con yacimientos naturalmente fracturados de la Cuenca

del Lago de Maracaibo.

1.3.2.- OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Validar la información existente sobre yacimientos naturalmente fracturados.

Revisar y actualizar el modelo geológico.

Revisar el modelo petrofísico.

Analizar y validar las propiedades PVT disponibles.

Analizar el comportamiento de producción, presión y declinación.

Cuantificar el POES, factor de recobro y reservas.

- 28 -

Generar oportunidades de potencial a fin de maximizar la recuperación de reservas

remanentes.

1.4.- ALCANCE DE LA INVESTIGACIÓN

El estudio propuesto va dirigido a profesionales de la industria petrolera en las áreas

de ingeniería de yacimientos y las geociencias con pro a minimizar la incertidumbre en

la evaluación de campos maduros con yacimientos naturalmente fracturados, y a través

del mismo se presentará un modelo geológico y petrofísico con el cual se estimaran las

reservas que permitirá el acercamiento a la mayor certitud al comportamiento actual de

los yacimientos.

1.5.- DELIMITACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN

El estudio se llevará a cabo en yacimientos naturalmente fracturados pertenecientes

a un campo maduro ubicado en la Cuenca del Lago de Maracaibo. El desarrollo del

proyecto tendrá una duración de seis (6) meses, con una dedicación de cuarenta (40)

horas semanales, comprendidos entre Noviembre del 2009 y Abril del 2010.

- 29 -

CAPITULO II

MARCO TEORICO

2.1.- ANTECEDENTES

A continuación se mostrará una breve reseña de los estudios e investigaciones

previas respecto al tema, tomando en cuenta los objetivos fundamentales, las

recomendaciones dadas y las principales conclusiones de los mismos para ser

considerados posteriormente en el análisis y desarrollo del presente trabajo.

MEJORANDO LA GERENCIA DEL RIESGO-VALOR AL REVITALIZAR CAMPOS

MADUROS DE PETROLEO EN UNA SOLA ÁREA DE OPERACION DE UNA

COMPANIA (S.S. Aprillian and K. Kumely, PT Pertamina EP.SPE 100879. Año

2006)

Este artículo científico discute los esfuerzos de la Gerencia de PERTAMINA

Indonesia en el manejo de los riesgos y valores asociados a campos maduros, a través

de un incentivo por maximizar el recobro financiero. El mismo cubre todo el potencial

mediante la evaluación de los riesgos como punto clave para la generación de

portafolios de oportunidades de inversión aplicando nuevas tecnologías para áreas de

enfoque en las cuales se pueda reinterpretar data disponible desactualizada y optimizar

el método de producción existente.

El objetivo principal del estudio es tratar de encontrar más petróleo en áreas viejas

mediante un nuevo concepto de revitalización el cual puede ser remodelaje de geología

y yacimientos, reentradas, espaciados de los pozos, reaperturas, estimulaciones,

optimizaciones mediante Gas Lift y combinaciones de los anteriores.

- 30 -

La empresa PERTAMINA PT considero la evaluación de las reservas como un valor

que según la metodología aplicada se dividió en tres grandes pasos: Manejo de la data,

Evaluación de los parámetros de las reservas y Agrupamientos.

Los parámetros principales estudiados fueron: el radio de producción de las

reservas, la rata de flujo, el radio de producción acumulada y máximo recobro y los

gráficos de reservas no recuperables. Otros parámetros relacionados a la evaluación

del riesgo fueron dibujados como una función de desviación estándar y de probabilidad

del estatus de las reservas (P1,P2,P3 para campos con producción existente y P10,P50

y P90 para cada exploratorio). Los resultados obtenidos fueron agrupados en

cuadrantes y matrices mediante los cuales se determino de manera jerarquizada las

necesidades de inversión de la empresa.

MODELO ANALITICO PARA ANÁLISIS DE CURVAS DE DECLINACION DE

PRODUCCION EN YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS (Kewen Li,

Yangtze U. y Roland N.Horne,Universidad de Stanford. SPE 83470. Año 2005)

En este artículo se presenta un modelo para el análisis de curvas de declinación

derivado de las bases de los mecanismos del flujo de fluidos, el cual fue propuesto para

interpretar la producción de petróleo proveniente de yacimientos naturalmente

fracturados desarrollada por inyección, incluyendo la permeabilidad relativa y la presión

capilar.

La mayoría de las técnicas de análisis de curvas de declinación están basadas en

ecuaciones empíricas como la exponencial, hiperbólica y armónica. Es difícil predecir

cual ecuación es la más ajustada a un determinado yacimiento. Por otra parte, cada una

presenta sus desventajas, por ejemplo la curva de declinación exponencial tiende a

subestimar las reservas y las tasas de producción y la curva armónica tiende a

sobrepredecir el desempeño del yacimiento, el modelo presentado por los autores

revela una relación linear entre la tasa de producción de petróleo y el reciproco del

- 31 -

acumulado de la producción o del recobro de petróleo, también se demostró que las

curvas no lineares frecuentemente utilizadas pueden ser modificadas a relaciones

lineares en gráficos tipo Log-Log que pueden facilitar los análisis.

Un aspecto importante de los yacimientos naturalmente fracturados es que el

incremento en la producción debido al infill de pozos es muy pequeño, esta observación

práctica implica que la fuerza del mecanismo dominante se debe a la presión capilar. La

permeabilidad de la fractura y la permeabilidad relativa son usualmente mucho más

grandes que la de la matriz, entonces la caída de presión en cada bloque de matriz es

muy pequeña aun cuando la caída de presión entre la inyección y la producción sea

buena. El agua inyectada en los pozos inyectores será producida muy rápido en los

pozos productores debido a la alta permeabilidad de las fracturas.

Para incrementar la producción en yacimientos naturalmente fracturados se deben

tomar medidas para incrementar el índice del valor de rata de producción y coeficientes

asociados a fuerzas capilares. Estas medidas deben incluir disminución del espaciado

de los pozos, modificar la mojabilidad de los sistemas roca-fluido de los yacimientos,

cambios en la tensión interfacial y modificar la permeabilidad del petróleo relativa al

agua. Un incremento en la tensión interfacial puede o no puede aumentar la producción

de petróleo, tal como lo demostró Schechter et al, esto se debe principalmente a que la

presión capilar y la mojabilidad global no son parámetros independientes. Un

incremento en la presión capilar debido a un incremento en la tensión interfacial puede

resultar en una significativa disminución de la mojabilidad en general.

- 32 -

ECUACION DE BALANCE DE MATERIA PARA SISTEMAS DE DOBLE POROSIDAD

CON CAPA DE GAS INICIAL (Niz Eider, Idrobo Eduardo, Peñuela Gherson, Año

2004, CT&F-Ciencia, Tecnología y Futuro, Vol 2 Num 5)

En este artículo se presento una versión mejorada de la Ecuación de Balance de

Materiales de doble porosidad para yacimientos naturalmente fracturados, publicada por

Peñuela et al en el año 2001.

La mejora consistió en tomar en cuenta la existencia de una fase de gas inicial en el

yacimiento, considerando que un yacimiento fracturado puede modelarse usando

propiedades diferentes para cada medio poroso o con valores promedio para el sistema

total, en este trabajo se propusieron dos técnicas de solución basadas en cada una de

estas suposiciones, se hicieron los arreglos matemáticos convenientes para dar

solución a las incógnitas involucradas obteniendo métodos de solución basados en

gráficos y en regresión lineal y no lineal, se hicieron aplicaciones con dos yacimientos

sintéticos de diferente capacidad de almacenamiento, empleando para ello la

simulación de yacimientos, se analizaron los resultados de la validación tomando en

cuenta los rangos de incertidumbre de las soluciones mediante los cuales se concluyo

que la expresión desarrollada puede aplicarse para hallar el Petróleo y Gas Original en

los medios matriz y fracturas, así como la compresibilidad total de la formación o del

medio fracturado en yacimientos que poseen capacidad de almacenamiento apreciable

en ambos medios porosos. Es de notar, que mediante este trabajo se pudo evidenciar

que la Ecuación de Balance de Materiales Convencional no es apropiada para

representar sistemas de doble porosidad y que esta deficiencia se incrementa al

aumentar el grado de semejanza en la capacidad de almacenamiento entre los medios

porosos.

- 33 -

ASPECTOS GEOLOGICOS Y DE INGENIERIA DE YACIMIENTOS NATURALMENTE

FRACTURADOS (Aguilera Roberto, Servipetrol Ltd. CSEG Recorder. Año 2003)

En este artículo el autor resalta su experiencia en trabajos de estimación de reservas

en yacimientos naturalmente fracturados y realiza las siguientes recomendaciones.

El optimo método para declinación y estimación de reservas es utilizar un simulador,

siempre y cuando la caracterización de los yacimientos y la calidad de la data de

presión y producción sea buena.

Si el yacimiento está compuesto por matriz y fracturas, la compresibilidad de la

fracturas es mayor que la compresibilidad de la matriz. La diferencia relativa depende

de remineralización secundaria y orientación de las fracturas, y del grado de

presurización de yacimiento.

Se deben aplicar procedimientos estadísticos para cuantificar la incertidumbre

relacionada al POES y las reservas.

Para yacimientos que tengan porosidades de la matriz y permeabilidades menores a

10% y 1md respectivamente, las reservas volumétricas estimadas deben categorizarse

como reservas posibles y para yacimientos con porosidades en la matriz mayor a 10% y

permeabilidad mayor a 1md como reservas probables, ya que es difícil adjuntarle un

valor de certidumbre razonable.

Las reservas probables obtenidas de un balance de materiales pueden ser

categorizadas como reservas probadas siempre y cuando la data de producción

acumulada y de presión se correspondan y exista una buena calidad en la información

suministrada.

Para investigar a mayor profundidad los dos sistemas porosos se deben realizar

pruebas de interferencia por largos periodos de tiempo y de manera constante.

- 34 -

LECCIONES APRENDIDAS DE 100 YACIMIENTOS NATURALMENTE

FRACTURADOS PARA EL CONTROL DEL RECOBRO (Jack Allan y Qing Sun,C&C

Reservoirs, Inc. Año 2003)

El objetivo de este estudio fue determinar la manera como el factor de recobro era

afectado por las propiedades inherentes al fluidos y a la roca mediante una muestra de

100 yacimientos naturalmente fracturados alrededor del mundo.

La metodología sistemática consistió en dividir los 100 yacimientos en 4 categorías:

TIPO 1: Baja porosidad y permeabilidad en la matriz. Las fracturas proveen la porosidad

y permeabilidad.

TIPO 2: Baja porosidad y permeabilidad en la matriz. La matriz provee parte de la

porosidad y las fracturas la permeabilidad.

TIPO 3: Alta porosidad y baja permeabilidad en la matriz. La matriz provee la porosidad

y las fracturas la permeabilidad.

TIPO 4: Alta porosidad y permeabilidad. La matriz provee la porosidad y la

permeabilidad.

El estudio se centro en 46 yacimientos (26 TIPO 2,20 TIPO 1) de los cuales se pudo

sacar las siguientes conclusiones:

TIPO 2

20 de los 26 yacimientos totales tienen factores de recobro que varían entre 9-

56%.El valor promedio es 26%.

10 yacimientos de estos 20 tienen factores de recobro entre 20-30%,5 menores 30%

y los 5 restantes mayores a 30%.

- 35 -

16 de estos 20 yacimientos son producidos mediantes empuje de agua o

combinaciones con empuje de agua.

Se concluyo que los yacimientos TIPO 2 tienen redes de fracturas conectadas a los

acuíferos que generan rápida incursión del agua y declinación prematura y no generan

óptimos recobros debido al pobre manejo del agua producida por lo tanto los factores

críticos que deben ser controlados para maximizar el recobro son manejo del agua de

producción y de la tasa de optimización.

TIPO 3

15 de los 20 yacimientos totales tienen factores de recobro que varían de 7.6 a 44%

con un valor promedio de 24%.

Los factores de recobro tienen una distribución bimodal que va desde 10-20% y

desde 30-40%.

Solo 3 yacimientos tiene empuje de agua como mecanismo de producción.

A 17 yacimientos se les realizo estudio de mojabilidad, todos los yacimientos

humectados por agua presentan factores de recobro mayores a 25% y los mojados por

petróleo menores a 25%

Se concluyo que para maximizar los yacimientos TIPO 3 se necesita aplicar

técnicas de recobro secundario y terciario y que la recuperación secundaria mediante

inyección de agua es factible cuando los yacimientos son mojados por agua.

- 36 -

ESTIMACION DE RESERVAS PARA YACIMIENTOS NATURALMENTE

FRACTURADOS (Arthur R. Briggs, Año 2001, SPE 71037)

En este estudio se aplicaron Métodos análogos, volumétricos y análisis del

desempeño de los yacimientos naturalmente fracturados, como métodos de estimación

de reservas.

En el mismo se pudo determinar que los métodos de analogía simple para

correlacionar pozo a pozo son la última fuente confiable como técnica para estimación

de reservas en este tipo de yacimientos, sin embargo es un valor agregado que se

puede utilizar para chequear y cuantificar los resultados del desempeño de estos

yacimientos, por otro lado se pudo observar que en el método volumétrico lo esencial es

determinar si el yacimiento presenta sistema de doble porosidad, y de ser así, se debe

determinar el volumen de yacimiento por separado que está siendo ocupado por la

matriz y por las fracturas, así como el radio del volumen de yacimiento que está siendo

representado por las fracturas con respecto al volumen total del yacimiento(fracturas y

matriz) al cual se le llama coeficiente de partición, aunado a esto, todos los parámetros

volumétricos deben ser aplicados de manera separada para cada sistema, con el fin de

obtener el Petróleo Original en sitio por separado y de igual manera los factores de

recobro para llegar a una estimación de reservas más cercana a la real. En cuanto a

metodología para estimar reservas según el desempeño de estos yacimientos, las más

aceptadas son el balance de materiales, las curvas de declinación, pruebas especiales

a pozos y la simulación numérica, cada una con sus fortalezas y debilidades.

En el caso del balance de materiales, se debe prestar especial atención a la correcta

estimación de las propiedades promedio del fluido, de las rocas y la presión, así como

el tamaño del acuífero y sus características. Para yacimientos naturalmente fracturados,

hay que tener en cuenta que existe diferencia entre la compresibilidad de la fractura y la

compresibilidad de la matriz, de no prestar atención a este detalle los resultados

arrojados por un balance de materiales serán sobreestimados para el cálculo del

Petróleo original en sitio, si no se conoce el valor de este parámetro lo más

- 37 -

recomendable es asignarle a la compresibilidad de la fractura 10 veces el valor de la

matriz ya que usualmente genera resultados razonables.

Las pruebas especiales de pozo requieren un largo periodo de tiempo, ya que los

yacimientos naturalmente fracturados contienen segmentos de la matriz con muy baja

permeabilidad y por lo tanto requiere mayor tiempo estudiar el radio de investigación

para obtener una verdadera presión promedio del yacimiento lo cual se traduce a altos

costos.

Con las curvas de declinación se determino que solo deben ser aplicadas como

método de calculo cuando el estimador de las reservas tenga plena confianza de que el

sistema de las fracturas y de la matriz están produciendo en equilibrio, mientras mejor

sea el volumen relativo de la porosidad de la matriz mejor será la curva de caudal vs.

tiempo ya que la curva tendera a aplanarse y por lo consiguiente a alargar la vida de las

reservas.

El método de simulación puede ser considerado como un complejo balance de

materiales ya que en lugar de proceder a los cálculos como si se tratase de un solo

tanque, la simulación divide el yacimiento en una especie de varios tanques llamados

celdas o grids, la red resultante requiere solución numérica para cada celda. Los

valores resultantes dependerán siempre de la calidad y disposición de data y aun así

siempre requerirá que sea juzgado por un especialista.

MODELAJE ESTOCASTICO Y ANALISIS DE INCERTIDUMBRE EN CAMPOS

MADUROS (F.P Campozana, Y. Backheuser, R.F. Antunez y Z. Camoleze,

Petrobras. Año 2001, SPE 108274)

Este estudio fue aplicado a un campo maduro de Brasil y en el mismo, se reconoce

la importancia de integración de toda la data en un único modelo que incluya a su vez el

modelo dinámico de los yacimientos. Esta metodología aun presenta dificultades puesto

- 38 -

que todos los modelos estocásticos deben estar históricamente correspondidos (History

Matching) y esta correspondencia en general, envuelve un gran esfuerzo humano y

computacional así como el mismo análisis económico, por lo tanto fue necesario crear

una metodología factible para ello. Casi siempre es necesaria la integración de

software, flujos de trabajo y modelos proxy que reemplacen las simulaciones, aunado a

esto, hay que mantener siempre el mismo criterio ya que debe ser aplicado para todos

los proyectos que compiten bajo el mismo presupuesto.

Para evaluar adecuadamente el riesgo económico se debe aplicar un análisis de

incertidumbre al modelo geofísico, geológico y de ingeniería. En el modelo geofísico hay

que prestar suficiente atención a la adquisición de los parámetros, la conversión en

tiempo y profundidad, los horizontes sísmicos, la resolución y atributos sísmicos y la

coherencia. En el modelo geológico generalmente es de mayor incertidumbre variables

tales como la distribución de facies, parámetros petrofísicos, contacto de los fluidos y

transmisibilidad entre otros, mientras que en el modelo de ingeniería se encuentra la

productividad del pozo, mecanismo de producción, data PVT, presiones y restricciones

de fluido en la línea de producción. Luego de definir una distribución estadística para

cada parámetro se debe realizar un análisis de sensibilidad para descartar los

parámetros que no sean influyentes en los cálculos.

Un método como ejemplo debe ser utilizado a partir de un número pequeño obtenido

del modelo de distribución general, de esta manera el rango de incertidumbre se

mantiene en un número limitado en los modelos que son construidos. Este debe ser el

procedimiento a aplicar en un modelo geológico y geofísico para minimizar el grado de

incertidumbre desde el inicio de un proyecto. Una vez obtenido un rango para el modelo

geológico se debe jerarquizar por Volumen de petróleo en sitio, la distribución resultante

servirá de ejemplo para elegir los modelos que se simularan numéricamente. En cuanto

al modelo para la ingeniería de yacimientos, lo primero debe ser corresponder

históricamente todos los modelos geológicos, para esto se necesita un personal

especialista en el área, luego, en lugar de correr una simulación Monte Carlo algunos

softwares utilizan un diseño experimental de redes neurales artificiales para ejemplificar

- 39 -

el modelo espacial donde serán hechas las corridas, estas corridas se interpolan y se

construye un Modelo de respuesta en superficie el cual será utilizado a partir de ese

momento como un modelo proxy para obtener la producción de petróleo acumulada

factor de recobro, tasas etc.

ANALISIS DE DECISIONES PARA GERENCIA INTEGRADA DE YACIMIENTOS

(Robin Evans, Ambellia Consultancy. Año 2000.SPE 65148)

Este artículo discute los beneficios de aplicar la teoría de Análisis de decisión a la

gerencia de yacimientos. En el mismo, se demuestra el valor de realizar un análisis para

la toma de decisión no solo porque ayuda al pensamiento y estructura de la información

sino porque sirve de medio para la comunicación entre diversas disciplinas técnicas.

Según el artículo es posible integrar ingeniera de yacimientos, regulaciones e impactos

ambientales, geoquímica y geología, análisis financieros y de riesgos con objetivo a

maximizar el recobro de la inversión.

El análisis de decisión requiere la descomposición del problema en sus

componentes principales a través de la creación de un árbol de decisión mediante el

cual la percepción de las soluciones, incertidumbres y valores puedan ser

explícitamente representados. Las principales etapas de este proceso son el

estructuramiento y decisión del problema, construcción del árbol de decisión basado en

estrategias y alternativas, evaluación de la rentabilidad de valor para los resultados

posibles, evaluación de las probabilidades para eventos de incertidumbre, cálculos

sobretomados en el árbol de decisión, análisis de riesgos y sensibilidad y la toma de la

decisión propia. Las ventajas más obvias es que ayuda a la comunicación dentro de la

organización y permite el análisis de varias alternativas, sin embargo, este

procedimiento puede consumir mucho tiempo, algunas veces, los arboles de decisión

pueden hacerse demasiado largos.

- 40 -

2.2.- YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS

2.2.1- DEFINICION

Los yacimientos naturalmente fracturados son medios porosos heterogéneos donde

las aberturas (fisuras y fracturas) varían en tamaño. Las fracturas y aberturas de gran

tamaño forman cavernas y canales interconectados mientras que las grietas finas

forman un sistema de bloques que constituye el cuerpo principal. Los Yacimientos

Naturalmente Fracturados se encuentran en arenas, carbonatos, arcillas, rocas

cuarzosas, limitas y rocas del basamento. La mayoría de los yacimientos naturalmente

fracturados han sido descubiertos por accidente como es el caso de los que están en

Venezuela. Ver Figura Nº 1.

Figura N°1 Imagen microscópica de formaciones fracturadas.(Fuente Tesis de grado, Joel Abreu,

Año 2004)

- 41 -

2.2.2- FRACTURAMIENTO

Desde el punto de vista Geomecánico, una fractura es la superficie donde hubo una

pérdida de cohesión. Mientras que la rotura se refiere a un proceso que resulta de la

pérdida de cohesión de un material dado, la fractura es entonces el resultado de una

rotura. Una fractura puede también ser definida, de una manera general, como una

discontinuidad que rompe los estratos de roca en bloques por medio de grietas, fisuras,

diaclasas o cualquiera que pueda hacer referencia a esto, y a través del cual no hay

desplazamiento. La evaluación e identificación de fracturas es llevada a cabo mientras

se desarrollan las fases de exploración y producción de un campo. Los métodos y

técnicas incluyen operaciones tales como perforación, perfilaje, toma de núcleos y

pruebas. La mejor información cuantitativa concerniente a los parámetros de una

fractura es obtenida por medidas directas en el campo (si es posible) y de núcleos

obtenidos durante las operaciones de perforación.

Fractura natural

Una fractura natural es cualquier rotura o grieta ocurrida en la roca y que puede ser

identificada por la presencia de estrías o mineralización.

Fractura inducida

Las fracturas inducidas son todas aquellas grietas que resultan durante la toma y

manejos de núcleos.

La generación de las fracturas es atribuida a tres causas principales:

Diastrofismo:

Como en el caso del plegamiento y el fallamiento, donde este último tiende a generar

una ruptura alrededor de la línea de falla, lo cual a su vez produce una zona de

- 42 -

dilatación, la cual es probablemente responsable de gran parte de la migración y

acumulación de petróleo en los yacimientos fracturados.

Erosión profunda en los cuerpos suprayacentes:

El cual permite que estas se expandan, levanten y se fracturen a través de los

planos de debilidad.

El volumen de merma:

El cual se presenta en los casos de la pérdida de agua en las lutitas, el enfriamiento

de las rocas ígneas y la desecación de las rocas sedimentarias.

2.2.3- CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO

El desarrollo de los yacimientos naturalmente fracturados ha propiciado numerosos

cálculos erróneos en el potencial esperado, debido a las altas tasas de producción que

estos tienen inicialmente, lo que ha conllevado a que los ingenieros sobrestimen la

producción esperada de los pozos. Los Ingenieros de Yacimiento usualmente asumen

dos cosas:

1) Las fracturas tienen una capacidad de almacenaje negligente y solo son canales de

alta permeabilidad que permiten el flujo de los fluidos.

2) La matriz tiene una importante capacidad de almacenamiento, pero muy baja

permeabilidad.

La primera suposición ha permitido muchos fiascos en el desarrollo de los

Yacimientos Naturalmente Fracturados. De hecho, muchos yacimientos que producen a

una tasa inicial alta declinan drásticamente después de un corto período de tiempo.

- 43 -

Esto ocurre debido a que el petróleo producible se ha almacenado en el sistema de

fracturas. Debido a esto, es importante estimar el petróleo en sitio (POES)

razonablemente en el sistema de fracturas.

La segunda suposición se debe considerar cuidadosamente, ya que si la

permeabilidad de la matriz es muy baja entonces el aporte de la matriz hacia las

fracturas es también muy bajo por lo que en un tiempo razonable solo se producirá el

petróleo que originalmente estaba en las fracturas; mientras que si la matriz tiene una

permeabilidad razonable entonces su capacidad de almacenamiento obtiene relevancia.

Es importante destacar que la capacidad de almacenamiento de los Yacimiento

Naturalmente Fracturados varía dependiendo del grado de fracturamiento de la

formación y del valor de la porosidad primaria, ya que a mayor valor de porosidad

primaria, mayor posibilidad de éxito en este tipo de yacimientos.

2.2.4- COMPORTAMIENTO DE PRODUCCION

Con respecto al comportamiento de producción de los sistemas naturalmente

fracturados se puede decir que este depende en gran parte del tamaño de las fracturas

que atraviesan el pozo y de la distancia que estas fracturas se extienden dentro de la

formación. Si las fracturas se extienden solo una corta distancia dentro del pozo, este

puede experimentar alta producción inicial la cual declinará rápidamente debido a que

la matriz de baja permeabilidad no puede suministrarle petróleo al sistema de fracturas

lo suficientemente rápido para alimentar el pozo. Cuando las fracturas se extienden a

grandes distancias, se pueden mantener altas producciones, ya que el área de contacto

entre las fracturas y la matriz es tan grande que puede suministrar suficiente petróleo a

los pozos a través de las fracturas. Sin embargo, a medida que la presión del

yacimiento declina y las saturaciones de petróleo disminuyen con la producción, deben

ser reducidos para mantener una presión de flujo mínima en el cabezal del pozo.

- 44 -

2.2.5- PROPIEDADES PETROFISICAS

Porosidad

Las rocas en yacimientos fracturados están compuestas por dos sistemas de

porosidad, uno intergranular formado por los espacios entre los granos de la roca

llamado Porosidad de la matriz y el segundo formado por el espacio de las fracturas y

vacuolas llamado Porosidad de las fracturas.

El primer tipo es llamado porosidad primaria y es formada cuando el sedimento se

deposita por lo que es una característica original de la roca, este tipo de porosidad es

típico de las areniscas o calizas. El valor de la porosidad primaria depende de varios

factores incluyendo su distribución, cementación y el grado de interconexión entre los

poros. Es necesario distinguir entre la porosidad primaria total y la efectiva, donde la

primera es relación entre el espacio primario total y el volumen total de roca, mientras la

porosidad efectiva se refiere a la relación entre el espacio poroso interconectado y el

volumen total de la roca. Comercialmente la más importante de estas es la porosidad

efectiva.

El segundo tipo es llamado porosidad secundaria o, cuando se refiere solamente a

las vacuolas o fracturas, porosidad de vacuolas/porosidad de fractura. Este tipo de

porosidad es el resultado de procesos geológicos ocurridos después de la depositación

de la roca sedimentaria y no guarda relación directa con la forma de las partículas

sedimentarias. La mayoría de los yacimientos con porosidad secundaria son bien sea

dolomitas o limolitas. En general, la porosidad secundaria es consecuencia de la

solución, recristalización, dolomitización y fracturas. La porosidad secundaria por

solución puede ser generada por percolación de aguas ácidas, las cuales disuelven la

mayoría de las calizas y dolomitas mejorando de esta manera su porosidad. La

dolomitización mejora la porosidad de los carbonatos, ya que la transformación de

caliza a dolomita resulta en un volumen de merma que crea poros en las rocas. Las

fracturas son generalmente formadas en rocas que son frágiles.

- 45 -

Permeabilidad

Los fundamentos de permeabilidad establecidos para el caso de un yacimiento

convencional permanecen válidos para el caso de un yacimiento naturalmente

fracturado. Pero en presencia de dos sistemas (matriz y fractura), la permeabilidad

puede ser redefinida como una permeabilidad de la matriz, permeabilidad de la fractura

y permeabilidad del sistema (matriz – fractura).

Saturación de fluidos

En un yacimiento naturalmente fracturado, el comportamiento de los fluidos que

saturan la matriz es similar al de un yacimiento convencional.

Un valor bajo de la porosidad secundaria comparada con la porosidad primaria, no

influye en la saturación de hidrocarburos por unidad de volumen. En cualquier caso, la

saturación en la fractura puede ser considerada 100% con los fluidos de las zonas

respectivas (agua en la zona de agua, petróleo en la zona de petróleo). Pero el

problema de la saturación de fluidos en yacimientos fracturados debe ser examinado en

el marco de un sistema de porosidad doble.

Compresibilidad

En un yacimiento fracturado, la compresibilidad del sistema de roca juega un papel

importante, especialmente si hay mucho contraste entre la porosidad de la matriz y la

porosidad de la fractura. El papel de la compresibilidad es esencial en la interpretación

del resultado del comportamiento de la presión – transicional en una prueba de pozos.

En este caso, la compresibilidad asociada al sistema de doble porosidad es

expresada por el parámetro “capacidad de llene” el cual tiene un control extensivo del

comportamiento de la presión.

- 46 -

2.2.6- EVALUACION

Desde hace mucho tiempo, la evaluación de yacimientos carbonatados naturalmente

fracturados ha sido una importante prioridad para los investigadores y productores de

petróleo y gas, pero los retos que plantean estas rocas tan heterogéneas parecen ser

infinitos ya que estos yacimientos son contrastantes en muchas de sus propiedades

como por ejemplo la permeabilidad, la cual puede ser baja en la matriz y muy alta en las

fracturas.

La evaluación de yacimientos naturalmente fracturados es mucho más compleja que

la evaluación de porosidad y de la permeabilidad en un yacimiento convencional. De

hecho, el fracturamiento depende de los patrones de los esfuerzos mecánicos del

material de la roca y sus propiedades. Por lo tanto los resultados del fracturamiento,

tales como fracturas abiertas, tamaño, distribución, orientación, etc., están relacionadas

a esfuerzos y tipos de rocas (frágil o maleable), condiciones estructurales, profundidad

(esfuerzos de sobrecarga), litología, espesor del estrato, etc. de modo que, las técnicas

de evaluación que tienen éxito en las areniscas generalmente fallan en los carbonatos

debido a las diferencias que existen entre ambos tipos de rocas. Una de estas

diferencias es que las rocas siliciclásticas se forman a medida que los sedimentos son

desplazados, se depositan y litifican, o se compactan y se cementan en roca sólida;

mientras que la mayor parte de los carbonatos se desarrollan a partir de los sedimentos

biogénicos formados por actividad biológica, como la creación de arrecifes y la

acumulación de restos orgánicos en el fondo marino, otros se forman a medida que el

agua se evapora de las cuencas poco profundas, o como precipitación de las aguas

marinas. Normalmente los fragmentos que componen la mayor parte de los carbonatos

han viajado mucho menos que los sedimentos siliciclásticos. Por otro lado, las rocas

siliciclásticas son predominantemente areniscas y lutitas que contienen una gran

variedad de minerales y partículas, incluidos el cuarzo, el feldespato, los minerales de

arcilla, fragmentos de rocas preexistentes y restos de plantas o animales. Los

carbonatos están compuestos por un grupo más limitado de minerales preferentemente

calcita y dolomita y en menor proporción pueden estar presentes el fosfato, la

- 47 -

glaucónita, la anhidrita, el horsteno, el cuarzo, los minerales de arcilla, la pirita, la

anquerita y la siderita.

Otra gran diferencia entre los carbonatos y las rocas clásticas se presenta en la

diagénesis, es decir, los cambios físicos y post-depositacionales que convierten el

sedimento en roca sólida. En los carbonatos la diagénesis puede modificar de manera

significativa la permeabilidad y el espacio entre los poros ya que estos son altamente

susceptibles a la disolución y por otro lado durante la diagénesis de los carbonatos

generalmente se reemplaza la calcita y la aragonita original por la dolomita mineral en

un proceso conocido como dolomitización que puede mejorar las características

productoras de hidrocarburos. En el caso de las rocas clásticas generalmente la

diagénesis no implica cambio en la mineralogía. Con respecto a la porosidad también

existen diferencias notables entre los carbonatos y las rocas clásticas. En las rocas

clásticas, los poros están predominantemente entre los granos, es decir, son

intergranulares, y están distribuidos de manera uniforme en toda la matriz de la roca.

Aun cuando los poros intergranulares también están presentes en los carbonatos, la

porosidad intragranular es comúnmente el tipo de porosidad principal y esta puede

desarrollarse cuando los granos, tales como los fragmentos de conchas, están

parcialmente disueltos. Otro tipo de porosidad presente en los carbonatos es la

porosidad móldica que se caracteriza por conservar las formas de los fragmentos de

conchas disueltos u otros componentes.

Por lo general, los carbonatos tienen una variedad mucho mayor de formas de grano

que la mayoría de las rocas siliciclásticas. Es evidente que en un yacimiento

carbonatado pueden coexistir varios tipos de porosidad, desde el nivel microscópico

hasta el tamaño de una cavidad, lo que hace que la estimación de la porosidad y la

permeabilidad, y el cálculo de las reservas sean una tarea extremadamente difícil. Otro

efecto producido por la susceptibilidad de los carbonatos a la disolución es la formación

de un sistema cárstico, lo cual puede ser un arma de doble filo para la industria

petrolera, ya que pueden causar hundimientos de las mechas y pérdidas de circulación

- 48 -

durante la perforación pero también pueden originar porosidades y permeabilidades

extremadamente altas.

Finalmente dada la heterogeneidad de los carbonatos, no es sorprendente que la

producción de hidrocarburos a partir de estas formaciones, a menudo, esta fuertemente

influenciada por la presencia de fallas y fracturas, particularmente en los yacimientos

más antiguos del mesozoico y el paleozoico.

Los expertos advierten que las relaciones entre porosidad y permeabilidad en los

carbonatos no se pueden determinar sin comprender la distribución del tamaño de los

poros lo que implica un gran reto para los petrofísicos. Sin embargo los beneficios

potenciales son grandes ya que alrededor del 60% de las reservas mundiales de

petróleo se encuentran en yacimientos carbonatados con un enorme potencial de

reservas de gas adicionales.

2.2.7- BALANCE DE MATERIALES

La complejidad física asociada a los yacimientos naturalmente fracturados exige el

uso de formulaciones más robustas de la Ecuación de balance de materiales (EBM)

para determinar el volumen de hidrocarburos iniciales en el sitio y predecir el

comportamiento de producción del yacimiento.

Una gran cantidad de trabajos han sido desarrollados en torno a la EBM en su forma

de un solo medio poroso, desde que fue propuesta por Schiltius en 1936, algunas de las

modificaciones incluyen la metodología de Havlena y Odeh la cual consiste en una

solución grafica de las incógnitas, tratamiento variable a la compresibilidad para

yacimientos poco consolidados o sobre presurizados, un modelamiento más apropiado

de fluidos de tipo aceite volátil y gas condensado, al incluir el termino de solubilidad del

petróleo en el gas, utilización de regresión lineal para hallar las incógnitas, determinar

- 49 -

intervalos de confianza y analizar el grado de aplicabilidad de un modelo de EBM a un

caso real, entre otros desarrollos.

La Ecuación de Balance de materiales para sistemas de doble porosidad considera

por primera vez la separación de los medios Matriz y Fracturas reflejada en la

diferenciación de las compresibilidades, con esta ecuación es posible calcular el POES

en cada medio poroso como incógnitas independientes de un sistema inicialmente

subsaturado. En la Figura N°2 se observa el modelo simplificado de yacimiento en el

cual se apoya el planteamiento del balance que conlleva a la EBM para sistemas de

doble porosidad y capa de gas inicial. La matriz y las fracturas se consideran como

depósitos independientes interconectados. La matriz aporta fluido al sistema de

fracturas y estas conducen el fluido que será producido.

Figura N°2 Sistema diseñado a un tiempo final considerando dos depósitos

interconectados.(Fuente Peñuela et al, Año 2001)

Donde:

Vgm: Volumen de gas en la matriz (bbl)

Vom: Volumen de petróleo en la matriz (bbl)

Vfgm: Volumen de gas que fluye de la matriz a las fracturas (bbl)

Vfom: Volumen de petróleo que fluye de la matriz a las fracturas (bbl)

Vgf: Volumen de gas en las fracturas (bbl)

Vof: Volumen de petróleo en las fracturas (bbl)

Vgs: Volumen de gas que fluye de las fracturas a la superficie (bbl)

Gp: Volumen de gas producido acumulado (SCF)

Np: Volumen de petróleo producido acumulado (STB)

- 50 -

Expresando convenientemente los volúmenes contenidos en los depósitos y

transferidos desde el inicio de la producción, en función de variables como el volumen

de petróleo inicial en el yacimiento, los factores volumétricos, la relación de solubilidad y

los volúmenes de petróleo y gas producido se llega a la expresión:

…(1)

Donde:

Bo: Factor volumétrico de formación de la fase petróleo (bbl/STB)

Rp: Relación gas producido acumulado-Petróleo producido acumulado (SCF/STB)

Rs: Relación gas en solución-petróleo (SCF/STB)

Bg; Factor volumétrico de formación de la fase gas (bbl/STB)

Boi: Factor volumétrico inicial de formación de la fase petróleo (bbl/STB)

Rsi: Relación gas en solución-petróleo inicial (SCF/STB)

Cw: Compresibilidad del agua (psi-1)

Swmi: Saturación de agua inicial en la matriz

Cm: Compresibilidad de la matriz (psi-1)

Δp: Diferencial de presión (Lpca)

Swfi: Saturación de agua inicial en las fracturas

Cf: Compresibilidad de la fracturas (psi-1)

N1: Volumen de petróleo original en la matriz (STB)

N2: Volumen de petróleo original en las fracturas (STB)

La ecuación fue reescrita por Niz en el año 2003 de la siguiente forma:

……(2)

- 51 -

Donde:

……………………………………………………………………(3)

……………………………………………………………………...(4,5,6)

La Figura N°3 esquematiza un yacimiento de doble porosidad con capa de gas inicial

cuyo componente fluido consta de dos fases: petróleo y gas, a la vez que el

componente estático (roca naturalmente fracturada) se separa en dos medios porosos,

matriz y fracturas.

Figura N°3 Distribución del almacenamiento de fluidos en un sistema de doble porosidad con capa

de gas inicial.(Fuente Niz, Año 2003)

Siendo γ la capacidad de almacenamiento en las fracturas, relativa al

almacenamiento total, la cual se puede definir como:

- 52 -

……………………………………………………………..……………………(7)

Y m el volumen de la capa de gas, relativo al volumen de la zona de petróleo:

…………………………………………………………………………………..(8)

Estas dos, son incógnitas a resolver mediante balance de materiales aplicable a

Yacimientos Naturalmente Fracturados con capa de gas inicial, además de petróleo

original total, entonces planteando un balance para el modelo mostrado en la Figura

N°3 sobre el sistema volumen poroso de fracturas, entre el instante inicial y un

momento final, luego de haberse producido una cantidad dada de fluidos, resulta:

.(9)

El volumen total se refiere a la suma de los volúmenes de petróleo y gas, que

ocupan el espacio poroso. La reducción el volumen poroso se debe a dos

componentes; expansión del agua connata y compresión de la roca. Tenido en cuenta

eso, la expresión anterior también se puede escribir de la siguiente manera:

..(10)

Los términos de petróleo y gas que han salido de la matriz hacia la fractura pueden

hallarse planteando un balance en el sistema de volumen poroso de matriz de la

siguiente manera:

- 53 -

…………(11)

Más específicamente:

..(12)

De donde es posible es despejar el término de transferencia matriz-fracturas

(13)

Siendo estas ecuaciones la base para deducir una EBM de doble porosidad

aplicable a yacimientos en estado inicialmente saturado.

Los términos del lado derecho de esta última ecuación pueden a su vez expresarse

en función de variables como el volumen de petróleo inicial, la compresibilidad, los

factores volumétricos y la relación de solubilidad. El volumen que ocuparía el petróleo al

tiempo final en la matriz después de sufrir una caída de presión es:

………………………………………………………………………...…..(14)

Y el volumen que ocuparía el gas en el sistema matriz al tiempo final es:

…………………………………………………(15)

- 54 -

Teniendo en cuenta que el volumen de gas a un tiempo final está dado por la suma

de los volúmenes de gas inicialmente libre, expandido y de gas inicialmente en solución,

liberado. Los volúmenes ocupados por el petróleo y el gas, inicialmente en el sistema

matriz son, respectivamente:

………………………………………………………………………(16,17)

La expansión del agua connata y el volumen de matriz, que hacen disminuir el

espacio disponible para almacenar hidrocarburos, vienen dadas por las siguientes

expresiones:

……………………………..……………………………(18,19)

Dado que le petróleo original en la matriz se puede escribir como:

……………………………………………………………...(20)

Las ecuaciones generales se pueden expresar en función de N1 resultando:

…………………………………………………………(21,22)

- 55 -

Reemplazando ecuaciones y considerándola definición de factor volumétrico total

antes escrita aquí se obtiene que el volumen de transferencia de la matriz a la fractura

es:

……………………………………………...(23)

Los volúmenes de petróleo y gas que originalmente se hallaban en el sistema de

volumen poroso de las fracturas son, de forma análoga:

………………………………………………………………………………..(24)

Mientras que los volúmenes finales en el sistema de fracturas luego de una caída de

presión de forma similar a las ecuaciones escritas anteriormente son:

…………………………………………………………….(25)

Los términos de expansión del agua connata y del volumen de roca que disminuyen

el espacio poroso en la red de fracturas, después de un análisis similar al expuesto para

el balance en el sistema de matriz son:

- 56 -

…………………………………………………………(26,27)

A su vez, los términos de transferencia de fluidos de las fracturas a superficie se

pueden expresar considerando que se conoce el volumen a condiciones de superficie

del petróleo (Np) y gas (NpRp) que se ha producido, luego:

……………………………………………………………...(28,29)

Entonces, reemplazando todas las expresiones anteriores en la ecuación principal

del sistema planteado se obtiene la EBM para yacimientos de doble porosidad con capa

de gas inicial, quedando de la siguiente forma:

……...(30)

2.3.- RESERVAS DE HIDROCARBUROS

- 57 -

Las reservas son definidas como el volumen de hidrocarburos presentes en el

yacimiento, y pueden ser recuperadas de forma natural o aplicando diversos métodos

de recuperación secundarios. Existen diversos criterios que pueden usarse para

clasificar las reservas, desde el punto de vista de su recuperación el más relevante será

el grado de incertidumbre. La clasificación oficial de los recursos de hidrocarburos

puede verse en la Figura N°4 que se muestra a continuación.

Figura N°4 Clasificación oficial de los recursos de hidrocarburos.(Fuente: Trabajo de grado, Leal

Norelis, Año 2005)

2.3.1- CLASIFICACION

Las reservas primarias se pueden clasificar tal como se muestra en la Figura N° 5

en:

- 58 -

Figura N°5 Clasificación de las reservas primarias.

Reservas probadas

Se consideran reservas probadas al volumen de hidrocarburos contenido en

yacimientos, a los cuales hayan sido constatados mediante pruebas de producción y

que según la información geológica, y de ingeniería de yacimientos disponible, pueden

ser producidos comercialmente. Aquellas reservas contenidas en yacimientos

delimitados estructural y estratigráficamente y/o por contacto de fluido. Las reservas

probadas pueden ser subdivididas en:

Desarrolladas:

Volúmenes de hidrocarburos comercialmente recuperables a través de pozos activos

e instalaciones existentes.

No desarrolladas:

Volúmenes de reservas que no pueden ser recuperados comercialmente a través de

los pozos e instalaciones existentes y requieren de Perforación adicional.

- 59 -

Figura N°6 Reservas Probadas

Reservas probables

Son los volúmenes de petróleo crudo, gas natural, condensados, líquidos del gas

natural y sustancias asociadas a acumulaciones conocidas, en las cuales la información

geológica y de ingeniería indica desde el punto de vista de su recuperación un grado

menor de certeza comparado con el de las reservas probadas, bajo condiciones

operacionales prevalecientes.

De acuerdo a la definición son Reservas Probables:

Serie 100

Los volúmenes que podrían recuperarse de yacimientos que han sido atravesados

por pozos en los cuales no se han efectuado pruebas de producción, pero donde las

características de los perfiles eléctricos o de otra clase indican, con razonable certeza,

- 60 -

la probabilidad de su existencia. Son los prospectos conocidos como reservas detrás de

tubería.

Figura N°7 Reservas Probables de Serie 100.

Serie 200

Los volúmenes que podrían recuperarse a una distancia razonable, fuera del área

probada, de yacimiento productores, donde no se ha determinado el contacto agua-

petróleo y donde el límite probado se ha establecido en función del pozo

estructuralmente más bajo.

- 61 -


Serie 300

Los volúmenes que pudieran existir en áreas adyacentes a yacimientos conocidos,

pero separados de estos por fallas sellantes, siempre y cuando en dichas áreas haya

razonable certeza de tener condiciones geológicas favorables para la acumulación de

hidrocarburos.

- 62 -


Reservas posibles

Los volúmenes estimados de petróleo crudo, gas natural, condensado, líquido del

gas natural y sustancias asociadas a acumulaciones conocidas, en las cuales la

información geológica y de ingeniería indica, con un grado menor de certeza al de la

reservas probables, que podrían ser recuperadas bajo condiciones operacionales

prevalecientes. Estas reservas podrían ser recuperadas suponiendo condiciones

económicas futuras diferentes a las utilizadas para las reservas probables.

Según la definición, son Reservas Posibles:

- 63 -

Serie 600

Los volúmenes sustentados por pruebas de producción o de formación que no

pueden ser producidos debido a las condiciones económicas en el momento de la

estimación, pero que serían rentables al utilizar condiciones económicas futuras

razonablemente ciertas.

Figura N°10 Reservas Posibles de Serie 600.

Serie 700

Los volúmenes que podrían existir en formaciones con perfiles de pozos o núcleos

de formación con características que presentan un alto grado de incertidumbre.

- 64 -


Serie 800

Son volúmenes que podrían existir en áreas donde la interpretación de la

información geofísica y geológica indica la existencia de una estructura mayor que la

incluida dentro de los límites de reservas probadas y probables, y donde la perforación

de pozos adicionales fuera de esas áreas probadas y probables ofrece menor certeza

de resultados positivos.


- 65 -

Serie 900

Son los volúmenes que podría existir en segundos fallados, no probados, donde

existe duda razonable de la existencia en ese segundo de volúmenes recuperables.


2.4.- SOFTWARE

Ofm ™(oil field manager)

Ofm ™ es un software especializado en el análisis de yacimiento y pozo que ayuda a

mejorar la gerencia de producción y el seguimiento de las reservas con una avanzada

vista de vigilancia y poderosas herramientas de pronósticos. Este software está

diseñado para entregar un método eficiente de visión, relación y análisis de información

de producción y yacimiento en una variedad de volumen de trabajo de ingeniería

establecido. Las extensas herramientas del software automatizado OFM (tales como

mapas de bases interactivos con tendencia de la producción, presiones de burbuja,

análisis de curvas de declinación, y análisis de curvas tipo) reducen el tiempo que gasta

el ingeniero analizando dicha información, dándole así más tiempo para orientar su

- 66 -

información para un buen uso. Mejora la colaboración en equipo y el uso de las mejores

prácticas innovadoras con la función de espacios compartidos. Con esta función,

múltiples usuarios pueden analizar la misma información simultáneamente al trabajar

desde un espacio compartido simple. Las actualizaciones para los espacios

compartidos son capturadas automáticamente y son visibles para todos los usuarios; lo

cual es grandioso para mejorar la efectividad y eficiencia del análisis de la información.

En la Figura N° 14 que se muestra a continuación se puede observar una ventana

de trabajo donde se aprecian los comandos y las barras de funciones.

Figura N°14 Ventana de trabajo en OFM.

- 67 -

Petrel

Petrel es una aplicación que combina las disciplinas de geología, geofísica e

ingeniería de yacimientos en una interfase bajo sistema operativo Windows. A través de

esta herramienta, es posible generar el modelo estático tridimensional de un yacimiento;

desde la interpretación sísmica hasta la simulación numérica y diseño de pozos.

Comenzando por la interpretación sísmica de horizontes y fallas y la correlación de

topes geológicos de pozos para generar el modelo estructural del yacimiento, pasando

luego a la interpretación de facies para su integración al modelo estratigráfico, el cálculo

y distribución de propiedades petrofísicas, cálculos volumétricos, simulación numérica

con líneas de flujo y finalmente el diseño de nuevos pozos para finalizar con el flujo de

trabajo y obtener resultados de una forma dinámica, poderosa y rápida en una misma

plataforma (Ver Figura.15).

Figura N°15 Flujo de trabajo en PETREL.

- 68 -

Autocad 2010

Al igual que otros programas de Diseño Asistido por Ordenador (DAC), AutoCAD

gestiona una base de datos de entidades geométricas (puntos, líneas, arcos, etc) con la

que se puede operar a través de una pantalla gráfica en la que se muestran éstas, el

llamado editor de dibujo. La interacción del usuario se realiza a través de comandos, de

edición o dibujo, desde la línea de órdenes, a la que el programa está

fundamentalmente orientado. Las versiones modernas del programa permiten la

introducción de éstas mediante una interfaz gráfica de usuario o en inglés GUI, que

automatiza el proceso. Como todos los programas de DAC, procesa imágenes de tipo

vectorial, aunque admite incorporar archivos de tipo fotográfico o mapa de bits, donde

se dibujan figuras básicas o primitivas (líneas, arcos, rectángulos, textos, etc.), y

mediante herramientas de edición se crean gráficos más complejos. El programa

permite organizar los objetos por medio de capas o estratos, ordenando el dibujo en

partes independientes con diferente color y grafismo. El dibujo de objetos seriados se

gestiona mediante el uso de bloques, posibilitando la definición y modificación única de

múltiples objetos repetidos.

http://es.wikipedia.org/wiki/Dise%C3%B1o_asistido_por_computador

http://es.wikipedia.org/wiki/L%C3%ADnea_de_%C3%B3rdenes

http://es.wikipedia.org/wiki/Interfaz_gr%C3%A1fica_de_usuario

http://es.wikipedia.org/wiki/GUI

http://es.wikipedia.org/wiki/Gr%C3%A1fico_vectorial

http://es.wikipedia.org/wiki/Mapa_de_bits

- 69 -

CAPITULO III

MARCO GEOLOGICO

3.1.- GEOLOGÍA REGIONAL

El área de estudio se encuentra ubicada en la porción noroeste de Venezuela, en la

Cuenca de Maracaibo, la cual tiene un área de 47705 Km² con un espesor máximo de

aproximadamente 36000 pies, perteneciente en su mayoría al territorio venezolano, y

una pequeña área a Colombia tal como se puede observar en la Figura N° 16 que se

muestra a continuación:

Figura N°16 Ubicación geográfica de la Cuenca del Lago de Maracaibo.

El eje de esta cuenca es paralelo y cercano al Piedemonte Nor-Andino;

encontrándose cubierta en un 28% por las aguas llanas salobres del Lago de Maracaibo

y limitada al norte con la Falla de Oca, al este con la Serranía de Trujillo, al sudeste con

los Andes Merideños y al oeste con las Serranías de Perijá y Los Motilones.

- 70 -

La evolución geológica de la cuenca ha sido muy compleja a lo largo del tiempo,

debido a una serie de invasiones y regresiones marinas que fueron determinantes

para la sedimentación, tanto de las rocas madres generadoras de hidrocarburos como

de recipientes adecuados para almacenarlos.

El proceso evolutivo de la cuenca petrolífera del Lago de Maracaibo puede

describirse a partir de la roca ígnea - metamórfica de edad pre – cretácica hasta su final

histórico durante el cuaternario, cuando se formaron notables manifestaciones externas

indicativas de la presencia de hidrocarburos, tales como: lagos, asfáltenos, menes,

emanaciones de gas, etc.

3.1.1.- MARCO ESTRATIGRAFICO Y SEDIMENTOLÓGICO REGIONAL

La historia geológica antes del Mesozoico, en el Occidente de Venezuela, no está

muy clara. Las rocas representativas de estos períodos se encuentran, por lo general,

aflorando en ciertas áreas positivas, perturbadas varias veces por deformaciones

tectónicas e intensamente erosionadas, lo cual complica la reconstrucción de dichos

hechos.

En el subsuelo, evidenciado por la perforación de algunos pozos, se encuentra un

basamento ígneo-metamórfico directamente debajo de formaciones cretáceas y pre-

cretáceas. La presencia de rocas paleozoicas fosilíferas, en diversas áreas andinas,

permite postular la presencia de formaciones paleozoicas sobre las plataformas, pero

su distribución inicial es todavía hipotética. Igualmente sucede con las rocas

representativas del Mesozoico Temprano y Medio (Formación La Quinta).

Dichas formaciones pre-cretáceas afloran en diversas partes de Los Andes, en la

Sierra de Perijá y en la Península de la Guajira; muchas de ellas se encuentran

metamorfizadas. Se conocen algunas secciones de la Formación La Quinta en partes

de la Plataforma de Maracaibo. Al final del Triásico-Jurásico, movimientos intensos,

- 71 -

acompañados de erosión configuran los elementos estructurales sobre los cuales se va

a producir la transformación marina del Cretáceo, que cubrió todo el Occidente de

Venezuela.

La secuencia del cretáceo comienza con una transgresión marina en el Barremiense,

dicha transgresión se inicia con la sedimentación de la Formación Río Negro, hacia la

región de Trujillo, Mérida y Táchira la cual se caracteriza por conglomerados

oligomícticos y areniscas que descansan discordantemente sobre formaciones más

antiguas como la Formación La Quinta y las asociaciones Mucuchachi/Tostosa.(Trujillo).

Con respecto a la cuenca del Lago de Maracaibo lo que se depositó fueron rocas

ígneas-metamórfico.

La depositación continental de la Formación Río Negro culminó debido a la

transgresión marina que inundó la plataforma cratónica de Guayana. A comienzos del

Aptiense las aguas marinas progresaron cubriendo extensas áreas en donde se

sedimentan calizas nodulares con intercalaciones de lutitas negras, dichas calizas son

representativas del Grupo Cogollo el cual se subdivide en las Formaciones Apón, Lisure

y Maraca, siendo las lutitas negras características de la Formación Apón.

Luego de la transgresión durante el Albiense, la parte sur de la cuenca fue invadida

por sedimentos detríticos, los cuales constituyeron la Formación Aguardiente (Trujillo),

lo que da paso posteriormente a la Formación Lisure y Maraca representada por calizas

poco espesas.

Durante el período Cenomaniense – Campaniense se produce una subsidencia

regional que se traduce en cambios litológicos resaltantes como la sedimentación de

calizas y lutitas calcáreas fétidas con abundante materia orgánica laminada y finamente

dispersa, densas de color gris oscuro a negro representativo de la Formación la Luna.

En el contacto La Luna – Colón se presenta una extensa zona glauconítica y

fosfática (Miembro Tres Esquinas), que localmente infrayace a una caliza fosfática

- 72 -

(Miembro Socuy de la Formación Colón). Posteriormente se forma una antefosa luego

de la colisión entre el arco volcánico del Pacífico y la placa de Sudamérica, dentro de la

cual se depositan las facies lutíticas de la Formación Colón. La sedimentación de esta

Formación fue rellenando la cuenca hasta el Maestrichtiense Tardío donde comienzan a

aparecer los intervalos arenosos de la Formación Mito Juan, cuyo contenido de limo y

arena aumenta en sentido vertical.

Durante el Paleoceno se individualizan tres provincias sedimentarias diferentes

alineadas en sentido SO-NE:

Una Provincia Deltáica: Donde al sur - oeste corresponde al Grupo Orocué y a la

Formación Marcelina.

Una provincia de Plataforma: Donde en la región del Lago de Maracaibo, la

sedimentación esta representada por la Formación Guasare, su litología consiste

principalmente en calizas pardo grisáceo a gris amarillento o gris, generalmente

glauconíticas. Algunas capas son ricas en restos de Ostrea y Venezulia. Intercaladas

con las calizas, se presentan lutitas y limolitas grises a parduscas y areniscas grises,

calcáreas y glauconíticas y Algunas capas muy delgadas de carbón.

Una provincia Geosinclinal: localizada al este-noreste del Lago de Maracaibo en la

cual la sedimentación esta representada por la Formación Trujillo, típica de turbiditas y

sedimentos batiales, dicha unidad esta compuesta por interestratificaciones de

areniscas y lutitas limolíticas oscuras.

Un nuevo ciclo de sedimentación comienza en el Eoceno dando origen a la

Formación Misoa la cual se deposita discordantemente sobre la Formación Guasare. La

Formación Misoa esta constituida por intercalaciones de areniscas masivas y lutitas,

dicha formación se subdivide según esquemas informales en “Arena B” superior e

inferior (B-1 a B-9) y en “Arenas C” (C-1 a C-7). Las lutitas tienen composición variable,

casi siempre son micáceas, arenosas, limolíticas con abundantes estratos delgados,

- 73 -

limo y materia carbonácea. Al final del Eoceno medio la Formación Misoa es cubierta

por lutitas grises oscuras, frecuentemente marinas de la Formación Paují.

Consecuentemente se produjo una epirogénesis acompañada de erosión lo cual dio

origen a la discordancia del Eoceno.

En la cuenca del Lago de Maracaibo comenzó una nueva fase transgresiva durante

el Mioceno lo que origina la sedimentación de la Formación La Rosa, constituida por

lutitas de color gris a verdosas interlaminadas con areniscas. La transgresión es

seguida por progradación regresiva y contracción de la influencia marina,

sedimentándose la Formación Lagunillas constituida por arenas poco consolidadas,

arcillas, lutitas y algunos lignitos. El marco geológico durante la sedimentación de la

Formación La Rosa corresponde a una cuenca baja rodeada al este, oeste y sur por un

relieve más alto. El tiempo de la Formación La Rosa fue aquel para la transición de la

cuenca; al comienzo una superficie erosionada e inclinada (Formación Misoa), con

algunos restos de sedimentos de edad Oligoceno (Formación Icotea) comenzó a

cubrirse con lutitas y arenas continentales, los cuales llegaron a convertirse en Basal La

Rosa.

Posteriormente se deposita la Formación La Puerta constituida por arcillas y arenas

punteadas en rojo, verde, amarillo y gris. A continuación se encuentran

discordantemente una secuencia de sedimentos jóvenes de carácter no marino en las

zonas sur y central de la cuenca de Maracaibo, correspondiente a la Formación Onia

(Plioceno), la cual esta constituida por areniscas y limolitas gris verdoso, con capas

calcáreas delgadas de color amarillo.

Finalmente, durante el período Pleistoceno se sedimenta la Formación El Milagro

constituida por arenas friables muy micáceas, limos micáceos interestratificados con

arcillas arenosas y lentes lateríticos bien cementados, ver la Figura N° 17 a

continuación:

- 74 -

Figura N°17 Tabla de correlación estratigráfica de la Cuenca del Lago de Maracaibo.(Fuente: Ostos

y Yoris, Año 1997)

3.1.2.- MARCO ESTRUCTURAL REGIONAL

El desarrollo estructural de la cuenca comienza con la Orogénesis Herciniana

durante la cual hubo un levantamiento de la parte central del Lago, ocurrida durante el

- 75 -

Paleozoico, produjo la retirada de los mares en todo el Occidente. A comienzos del

Mesozoico se formó el arco de Mérida en un evento tectono - termal que produjo el

marco para la sedimentación plataformal de las calizas cretáceas. Durante el Cretáceo

Tardío comenzó a desarrollarse un patrón estructural con directrices norte - sur,

(Orogénesis de Cretáceo Tardío), definida como actividades de suave relieve y fallas

normales que comienzan a crecer durante el Paleoceno – Eoceno Temprano. Aunque

durante este tiempo hubo cierta inestabilidad de la cuenca, las grandes deformaciones

de la misma no empiezan a ocurrir sino en el Eoceno Tardío, paralelamente a la retirada

de los mares hacia el norte. Todos los sistemas de fallas y plegamientos tomaron su

orientación definida durante este tiempo (norte - sur, oeste - este), además una

recurrencia del movimiento reactivó los movimientos transcurrentes sinestrales que se

observan en las grandes fallas norte - sur y ocasionó el desplazamiento de las fallas

oeste - este.

Al final de período orogénico del Eoceno Tardío y durante gran parte del Oligoceno

las tierras fueron intensamente erosionadas hasta el nivel de la Formación Mito Juan.

Durante el Oligoceno Tardío – Mioceno Temprano se produjo la inversión de la

cuenca, lo que probablemente reactivó las fallas del sistema oeste – este y formó

algunas nuevas. Durante el Mioceno hubo menor tectonismo en el área, aunque se

observan algunos fallamientos intra-Miocenos que controlan los yacimientos

petrolíferos.

Estructuralmente, es apreciable que dentro del bloque tectónico de Maracaibo,

existen dos alineamientos mayores de fallas bien marcados, de rumbo noreste -

suroeste, constituidos por las fallas de Lama – Icotea y Pueblo Viejo. También se

destaca el alineamiento del sistema de fallas de Mara - La Paz, el anticlinal de Mene

Grande y el anticlinal de Tarra.

En la parte occidental de la cuenca, correspondiente con los distritos Mara,

Maracaibo, Urdaneta, Perijá y la parte norte del Distrito Colón del estado Zulia, las

- 76 -

estructuras resaltantes se tratan de anticlinales o domos de dirección norte - sur. En la

parte sur del distrito Colón se ubican tres anticlinales importantes, los cuales de oeste a

este son: El anticlinal de río de Oro, el domo de Tarra oeste y el anticlinal de Tarra. Otra

región que resalta por exhibir pliegues anticlinales bien desarrollados, es la alineación

de Mene Grande - Motatán, ubicada en la parte sur - oriental de la cuenca.

Otro rasgo estructural de relevancia dentro de la cuenca de Maracaibo, se trata del

Alto de Icotea, el cual se destaca por su extensa longitud (+/- 150 Km.) y por su

marcado relieve. En los alineamientos estructurales de Icotea se ubica un sistema de

fallas longitudinales subparalelas a la falla principal de Icotea e igualmente un conjunto

de fallas normales de rumbo este - oeste y buzamiento hacia el norte. La falla de Icotea,

con rumbo promedio suroeste - noreste, se trata en realidad de un alineamiento

conformado por un complejo sistema de fallas cuyo movimiento es transcurrente

sinestral, con un plano inclinado y desplazamientos verticales alrededor de los 900 mts.

Es común encontrar en la cresta de la falla de Icotea una cuña, formando un graben

cuyos sedimentos se encuentran significativamente triturados por el intenso fallamiento.

El Sinclinorio central del Lago de Maracaibo es otra de las estructuras de

importancia en la cuenca, el cual es de bajorrelieve y presenta predominio de las fallas

sobre las estructuras plegadas. En este sinclinorio se destacan algunos alineamientos

importantes, ya sea por su relieve o por su importancia desde el punto de vista

comercial, como por ejemplo se tiene el área ocupada por el campo Lama.

El alineamiento de Pueblo Viejo, forma una estructura que se extiende con una

dirección norte – sur y con una longitud aproximada de 45 Km., para luego arquearse y

pasar a formar parte de la serranía de Trujillo.

El límite septentrional de la Cuenca del Lago de Maracaibo está representado por la

falla de Oca, la cual ha sido interpretada como transcurrente sinestral y su movimiento

se halla relacionado con la falla de San Sebastián en la parte centro – norte de

- 77 -

Venezuela y la falla del Pilar en el oriente del país. En la Figura N°18 que se muestra a

continuación se observan el conjunto de fallas principales que soportan la geología

estructural de la Cuenca del Lago de Maracaibo.

CO

LO

MB

IA

S I

E R

R A

D

E

P E

R I

J A

FALLA OCA

A L

T O

D

E

E L

P

A L

M A

R

EL

TIG

RE

- F

ALL

A D

E P

ER

IJA

MARACAIBO

Cabimas

Machiques

FALLA

BUR

RO

NEG

RO

SER

RAN

IA D

E T

RU

JILLO

Bachaquero

FA

LLA

PU

EB

LO

VIE

JO

FA

LLA

LA

MA

- IC

OT

EA

L A G O

D E

M A R A C A I B O

0 50 km

MarCaribe

COLOMBIA VENEZUELA

Maracaibo

Lago deMaracaibo

FALL

A L

A C

ONCEPCIO

N

FA

LLA

LA

PA

Z

FA

LLA

UR

DA

NE

TA

N

Figura N°18 Esquema de las fallas principales de la Cuenca de Lago de Maracaibo.(Fuente: Beicip

FranLab, Año 1999)

3.2.- GEOLOGÍA LOCAL

El área de estudio está ubicada al Oeste de la Cuenca del Lago de Maracaibo como

se ilustra en la Figura N° 19 y está conformado por el yacimiento A1 y el yacimiento A2,

los cuales pertenecen a un conjunto de yacimientos carbonáticos naturalmente

fracturados, ambos de edad terciaria pertenecientes al cretácico, de características

similares en cuanto a su estructura, estratigrafía y sedimentación.

- 78 -

Figura N°19 Ubicación geográfica del campo en estudio.(Fuente: Hernández A., Año 2009)

3.2.1.- MARCO ESTRATIGRÁFICO Y SEDIMENTOLOGICO LOCAL

Por estar ubicados los yacimientos petrolíferos A1 y A2 en los carbonatos cretáceos

naturalmente fracturados del Grupo Cogollo, el presente Modelo Sedimentológico está

orientado principalmente hacia la caracterización y el análisis de las variables y

condiciones físicas, químicas y biológicas involucradas en la depositación y litificación

de las rocas correspondientes a las formaciones Apón, Lisure y Maraca.

Para la caracterización sedimentológica de los carbonatos de los yacimientos A1 y

A2 se hizo el análisis del núcleo del Pozo LUZ-7 (99 pies del Miembro Piché de la

Formación Apón, (Ver figura Nº20), de las muestras de canal obtenidas durante las

perforaciones, de las secciones petrográficas, registros mineralógicos y registros de

imágenes micro resistivas y acústicas, además de estudios sedimentológicos previos

realizados en estos yacimientos y en áreas vecinas

- 79 -

Figura N°20 Secciones nucleadas del Pozo LUZ-7 del yacimiento A1.(Fuente: Hernández A., Año

2009)

En líneas generales, la sedimentología del subsuelo de los yacimientos A1 y A2 está

representada de la siguiente manera: durante el Cretáceo, por una sucesión de

ambientes sedimentarios característicos de plataformas marinas que evolucionaron de

someras a profundas como consecuencia de un evento transgresivo de gran magnitud

que inundó a la Cuenca de Maracaibo desde el Neocomiense hasta el Maastrichtiense;

y desde el Paleoceno hasta el Mioceno la sedimentología evidencia un proceso

regresivo (con algunos pulsos transgresivos) y el consecuente desarrollo de ambientes

- 80 -

sedimentarios con mayor influencia continental, o sea, ambientes marinos someros,

transicionales, deltáicos y finalmente fluviales que se puede sintetizar a continuación:

Litofacies de biostromos de pelecipódos (facies más distal), consiste en calizas tipo

packstone y boundstone bioclásticos compuestos de rudistas y ostras.

La litofacies ínter – biostromos, consiste en calizas que van de packstone a

wackestone bioclásticos de color gris, con matriz de lodo y abundante bioturbación.

Litofacies de bancos o barras, es una asociación de alta energía pero de plataforma

interna. Consiste en calizas que van del tipo packstone a grainstone, compuestas de

aloquímicos bioclásticos, oolitas, peloides y litoclastos.

Litofacies de laguna, depositadas en la plataforma interna. La textura de las calizas

de esta facies varía desde wackestone clástico (cerca de los bancos) a lodolitas.

Sin orientación, ni escala

Litofacies de biostromos de pelecipódos

Litofacies inter-biostromos

Litofacies de bancos

Litofacies de laguna

Figura N°21 Modelo depositacional de los yacimiento A1 y A2.(Fuente: Beicip FranLab, Año 1999)

- 81 -

Este modelo depositacional consiste básicamente en una faja interna lodosa rica en

miliólidos y una faja externa rica en equinodermos, separadas ambas fajas por un

complejo de biostromos de rudistas y bancos de grainstone de pelecípodos y oolitos.

Adicionalmente, a través de los canales de mareas, se acumulan depósitos

intermareales y supramareales a ambos lados de los bancos.

El Miembro Piché es la única unidad estratigráfica de estos yacimientos que cuenta

con núcleos continuos (Pozo LUZ-7), las restantes formaciones y unidades sólo cuentan

con muestras de canal y un reducido número de muestras de pared tomadas del Pozo

LUZ-16.

Hacia el tope del Miembro Piché, en las muestras de canal de los Pozos LUZ-5,LUZ-

4,LUZ-8 y LUZ-9 y en el núcleo tomado del Pozo LUZ-7, se presentan facies de

areniscas de grano medio con matriz calcárea e intraclastos de tamaño considerable de

calizas tipo mudstone (Ver Figura Nº22)

Figura N°22 Núcleo del Pozo LUZ-7 (intervalo 5869’ – 5870’).(Fuente: Beicip FranLab, Año 1999)

- 82 -

La estratigrafía de la región revela que el Cretácico esta conformado por la

Formación Colón (Miembro Mito Juan y Socuy), Formación La Luna, Grupo

Cogollo(Formación Maraca, Lisure y Apón) y por la Formación Río Negro.

Formación Río Negro

Espesor Promedio: 65 pies aproximadamente constante.

Se deposita discordantemente sobre el basamento ígneo que se encuentra en la

zona, está formada por una secuencia clástica con un aumento progresivo de base a

tope en el contenido carbonático, en el tope reporta caliza en un 80% y arenisca en

20%, mientras que hacia la base la arenisca llega a representar el 100% de la litología.

Posee un espesor aproximadamente constante, observándose el mayor valor en el

Pozo LUZ-2 con 74 pies de espesor. Según el Pozo LUZ-22 del yacimiento A2 datos de

estratificación indican un rumbo aproximado N – S, y buzamiento bajo, en el orden de

los 15 grados.

GRUPO COGOLLO

Formación Apón

Espesor Promedio: 900 pies y conformado por los miembros Piché, Machiques y

Tibú.

Caliza beige, marrón claro, en bloque, impregnada de hidrocarburo, moderadamente

dura, inclusiones de glauconita y en parte arenosa recristalización de calcita y

micropirita. Se observan capas subordinadas de areniscas de color gris claro, de grano

fino a medio, subangular a subredondeado, moderadamente consolidada y matriz

calcárea.

- 83 -

De tope a base presenta textura variada, pasa de mudstone a packstone, grainstone

y wackstone, fosilífera con presencia de fracturas y estilolitas. Exhiben porosidades de

diferentes tipos: vugular, biomóldica e intercristalina, concentradas en la parte media y

superior de la secuencia. Hacia la parte media aumenta el porcentaje de intervalos

arenosos.

En cuanto al espesor no es tan uniforme como en la Formación Río Negro y varía,

no todos los pozos penetran completamente la Formación Apón, siendo el promedio de

800 pies. Es de notar que el Pozo LUZ-23 aunque no encontró la base de Apón tiene un

espesor verdadero anómalo de 1000 pies.

El Pozo LUZ-7, en el estudio realizado al núcleo por COREL Laboratories, presenta

porosidades al Helio variables entre 20.8 a 3.1 %, siendo mayor en las texturas

soportadas por granos. Hacia la base se encuentran impregnadas de hidrocarburo,

trazas de arenisca, pirita, arcillita rojiza y glauconita.

En el Pozo LUZ-8 y LUZ-9, realizado al núcleo por COREL Laboratories, según el

estudio de las muestras de canal la porosidad varía entre 2 – 15%, y permeabilidades

entre 0,1 y 3,3 milidarcys hacia la base; litológicamente aumenta el porcentaje grano

hacia la base, hasta llegar a reportarse una arenisca gris ligeramente arcillosa.

En el pozo LUZ-12 y LUZ-13 la composición es calcita aproximadamente 99% y

arcilla – cuarzo en 1%. En la parte basal se reporta una capa con un 96% de dolomita y

2% de cuarzo.

En el Pozo LUZ-14 esta constituida de tope a base por grainstones de hasta 20% y

saturación de hidrocarburo de 80%; infrayacente floastone, rudstones y packstones

porosidades entre 10 – 18%, promedio 15%; permeabilidad baja inferior 1 µd, y con

fracturas hasta 135 µd, saturación entre 70 – 90%; y por último rudstones de ostreas,

con presión – disolución, porosidad promedio 3% y permeabilidad < 1dm, fracturas

abiertas impregnadas de hidrocarburos, posiblemente más liviano.

- 84 -

En cuanto a la estratificación por el análisis de las rosetas, se pudo observar dos

orientaciones distintivas para cada yacimiento, notándose una tendencia NNE – SSO

para el yacimiento A1, es claro notar que en el Pozo LUZ-1 se observa mayor variación

en la tendencia producto de la cercanía con la falla normal al sur de orientación NS

aproximadamente, y la situación se empeora cuando una pozo es atravesado por la

falla como en el caso del Pozo LUZ-11. Ver Figura N 23, Rosetas de estratificación para

los Pozos LUZ-1, LUZ-7 y LUZ-11.El buzamiento es de aproximadamente 15 a 20° en

el área.

Figura N°23 Rosetas de estratificación de los Pozos 1,7 y 11.Formación Apón(Fuente: Hernández

A., Año 2009)

En cuanto al yacimiento A2 la orientación es aproximadamente NOO- SEE, en el

caso del Pozo LUZ-26 se observa una mayor variabilidad en la tendencia de

estratificación, siendo la predominante perpendicular al rumbo preferencial del bloque.

Formación Lisure

Espesor Promedio: 420 pies

Constituida por calizas con lentes de arenisca y lutita, hacia el sur desaparecen las

lutitas y la proporción es 90% caliza y 10% arenisca. La presencia de areniscas, ooides

N

Pozo 1

N

Pozo 7 Pozo 11

N

- 85 -

y glauconita son el principal elemento que la diferencian del resto del Grupo Cogollo.

Hacia la base exhiben impregnación de crudo.

La caliza es un grainstone crema y blanca a oscuro, fosilífera, arenosa con

recristalizaciones de calcita, oolíticas y pseudo oolíticas, a veces glauconíticas y en

parte micropirítica, moderadamente dura. La arenisca es gris claro a marrón, con un

tamaño de grano de fino a medio, buen escogimiento, cemento y matriz calcárea,

micácea y al sur cuarzo cristalina, glauconítica. La lutita se caracteriza por ser gris claro

en bloque, arenosa, calcárea y margosa.En cuanto al espesor es variable, con un

espesor promedio de 420 pies, siendo mayor en el pozo LUZ-15 con 500’

aproximadamente, y el menor en el Pozo LUZ-2 con 328 pies. En cuanto a la

permeabilidad se tiene que las mejores permeabilidades se observan en dos zonas

alineadas NO – SE, ubicada en el cuadrante noreste del área de estudio y corresponde

a los Pozos LUZ-6 y LUZ-22 con 0,273 y 0,251 milidarcys respectivamente. Es claro

notar que esta formación posee menos permeabilidad que la Formación Apón. En

cuanto a la estratificación en el yacimiento A1 se observa una orientación NE-SO,

presentándose variaciones, al igual que en la Formación Apón, en los Pozos LUZ-1 y

LUZ-11 producto de la influencia de la falla normal que atraviesa al Pozo LUZ-11. Ver

figura Nº 24 donde se observan las rosetas de estratificación para los Pozos LUZ-1,

LUZ-7 y LUZ-11. En el yacimiento A2 la tendencia es aproximadamente E – O.

Figura N°24 Rosetas de estratificación de los Pozos LUZ-1,LUZ-7 y LUZ-11.Formación

Lisure.(Fuente: Hernández A., Año 2009)

N

Pozo 1 Pozo 7

N

Pozo 11

N

- 86 -

Formación Maraca


Constituida principalmente por calizas, que a diferencia de la Formación La Luna

presenta tonalidades más claras y que exhibe una pequeña intercalación de calcarenita.

La caliza es de color beige a marrón claro, en bloque, moderadamente dura a dura,

macrofosilífera (coquinoides) y microfosilíferas con abundantes recristalizaciones de

carbonato de calcio, inclusiones de pirita y glauconita. La calcarenita es blanca,

glauconítica y granos de cuarzo cristalino muy finos.

En el pozo LUZ-11 se observan en la parte inferior calizas lenticulares y nodulares.

Hacia el noreste, en el pozo LUZ-10, se reportan lutitas marrón oscuro y negras, con

inclusiones de glauconita y pirita.

Es claro que el contraste litológico que se observa en el contacto entre la Formación

Maraca y la Formación La Luna suprayacente. González de Juana et al, en 1980, lo

refiere como un cambio litológico abrupto, donde sedimentos ambiente marino nerítico

cercano a la costa con depósitos de ambientes euxínicos.

El espesor es variable, sin embargo en el yacimiento A2 son más uniformes que en

el yacimiento A1, donde oscila entre 55 pies en el pozo LUZ-2 a 97 pies en el pozo

LUZ-14.

En el yacimiento A1 se observa una clara tendencia en el rumbo NE – SO,

observándose casos particulares como el pozo LUZ-10 donde es preferencialmente E –

O, el buzamiento es de aproximadamente 15 grados. En el yacimiento A2 la orientación

es NEE – SOO.

- 87 -

Formación La Luna


Calizas y lutitas oscuras subordinadas. En los pozos LUZ-15, LUZ-11 y LUZ-2 se

observa, en el tope, una arenisca beige a marrón, de grano medio, subangular a

subredondeada, escogimiento regular matriz arcillosa y cemento calcáreo.

Las calizas son de color gris oscuro a negro, bituminosa, fracturada moderadamente

dura, textura fina, carbonosa e impregnada de hidrocarburo, con resto de fósil y

conchas. Es común encontrar pirita y glauconita como minerales accesorios.

La lutita varía de gris oscuro a negro, en parte en bloque y laminar, compacta,

moderadamente dura y calcárea, con inclusiones de foraminíferos. Aumento en la

proporción de caliza con respecto a las lutitas hacia la base de la secuencia en la zona

sur (Pozo LUZ-11) y en el yacimiento A2, mientras que al norte las lutitas aumentan

hacia la base (Pozos LUZ-8,LUZ-9,LUZ-10)

La secuencia puede estar parcialmente recristalizada con cantidades variables de

fragmentos de huesos fósiles.

Por su contenido en materia orgánica es la roca madre por excelencia en la Cuenca

del Lago de Maracaibo, y es claramente característica de ambientes euxínicos donde

no ocurrió el proceso de oxidación, y coincide con la máxima trangresión marina en el

Occidente de Venezuela.

El espesor es variable siendo el promedio 400 pies. En el Pozo LUZ-6 se observa un

espesor anómalo de 190 pies aproximadamente, por lo que se presume la presencia de

una falla normal que está sustrayendo aproximadamente 200 pies de espesor.

- 88 -

Miembro Socuy


Perteneciente a la Formación Colón está formado por calizas micríticas de color gris

claro a marrón claro a beige, arenosa aunque en parte margosa y dolomitizada, muy

fosilífera. En los pozos LUZ-1 y LUZ-2 son piríticas y están fracturadas, mientras que

en los pozos LUZ-8 y LUZ-9 presentan textura tipo grainstone, con granos gruesos de

calcita.Se encuentra intercalado con pequeños espesores de lutitas gris, físil,

quebradizas, limosas, calcárea, micropirítica e inclusiones de glauconita; y

ocasionalmente hacia la base se observa areniscas cuarzo cristalina, crema, de grano

fino a muy fino, con escogimiento regular con cemento y matriz calcáreo, margosa. Se

encuentra intercalado con pequeños espesores de lutitas gris, físil, quebradizas; y

areniscas, crema, de grano fino a muy fino, con escogimiento regular, margosa. La

Figura Nº25 muestra la tabla de correlación estratigráfica en la cual se realizó el estudio

y la Figura Nº26 se muestra el registro tipo del área, perteneciente al yacimiento A2.

Figura N°25 Columna estratigráfica generalizada del área en la cual se realizo el estudio.(Fuente:

Hernández A., Año 2009)

- 89 -

Figura N°26 Registro Tipo del área. Pozo LUZ-22(Fuente: Hernández A., Año 2009)

3.2.2.- MARCO ESTRUCTURAL LOCAL

El modelo estructural previo del yacimiento A1 y A2 fue elaborado en el año 2000

basándose en la interpretación de 19 líneas sísmicas 2D reprocesadas,

correspondientes al levantamiento MO – 82C realizado en 1982. Estas líneas tienen un

espaciamiento entre sí que va desde los 700 metros hasta los 1800 metros, por lo que

la incertidumbre en la interpretación de áreas que se encuentran entre estas líneas era

- 90 -

bastante alta. La calibración de estas líneas sísmicas se realizó con la sísmica de los

Pozos LUZ-13 (VSP), LUZ-2 (check shot) y LUZ-14 (check shot), estos pozos están

ubicados en un área del yacimiento A1 en el cual si se toma en cuenta la gran cantidad

de estructuras presentes en el área, los considerables saltos de las fallas y las

variaciones estratigráficas (producto de la distribución de las discordancias), esta data

sísmica de pozo no eso es suficiente para calibrar la sísmica 2D del área. Por lo que el

modelo estructural elaborado difícilmente tendría una buena correlación tiempo –

profundidad.

En el Estudio Integrado previo, se hizo la interpretación de los reflectores

correspondientes al tope del Miembro Socuy y de las formaciones Apón y Río Negro.

Sin embargo, el mapeado sólo se elaboró del tope del Miembro Socuy de la Formación

Colón. Por lo que en el modelo estructural planteado de estos yacimientos no contaba

siquiera con una representación gráfica de la estructura de alguna de las unidades del

Grupo Cogollo, lo que le daba mayor incertidumbre aún al modelo previo.

En cuanto a la descripción del modelo estructural previo, sólo se destacan rasgos

generales, no se estableció la cronología de las estructuras presentes ni se describió la

evolución estructural del área. Entre otras cosas, dividieron la zona en dos bloques,

norte y sur de acuerdo a su posición con respecto a la Falla Principal que los atraviesa

y describieron a grosso modo las características estructurales de cada bloque.

Adicionalmente el modelo estructural realizado en el 2000 tiene un apartado

dedicado al análisis del sistema de fracturas presente en el área, basado principalmente

en los resultados del Estudio Geomecánico de los carbonatos naturalmente fracturados

de estos yacimientos, llevado a cabo en 1998 por la Consultora Vásquez y Vásquez

Asociados C.A., donde se analizó principalmente el núcleo del Pozo LUZ-7 y los

registros de imágenes disponibles. Ver Figura Nº27.

- 91 -

Yacimiento A2

Yacimiento A1

Yacimiento A2

Yacimiento A1

Figura N°27 Interpretación estructural previa al Tope del Miembro Socuy.(Fuente: Piña et al., Año

2000)

Como consecuencia del espaciamiento y resolución de las líneas sísmicas 2D de

los yacimientos A1 y A2, y del alto grado de incertidumbre de las interpretaciones

estructurales previamente realizadas, en Septiembre del año 2001 se realizó la

adquisición de la sísmica 3D del área. El levantamiento realizado cubrió un área de 80

km2 con tiempo de grabación de 8 seg. Este levantamiento sísmico presenta una

geometría de adquisición orientada en dirección norte - sur, la distancia entre trazas es

de 12.5 metros y la distancia entre líneas de 25 metros. Las líneas van desde la N° 7

hasta la N° 396 y las trazas desde la N° 5 hasta la N° 627. El procesamiento de este

cubo sísmico fue realizado en el año 2002, sin embargo, este procesamiento no cumplió

con las expectativas, por lo que en Julio del año 2005 realizó un reprocesamiento a este

cubo para mejorar la calidad de la data, siendo éste el utilizado para la elaboración del

modelo estructural de los yacimientos A1 y A2.

- 92 -

Debido a la falta de datos que permitieran la óptima calibración de este cubo

sísmico, se planteó dentro de la campaña de perforación que se lleva desde el año

2005 hasta la actualidad adquirir data sísmica de pozo, por lo que de los 9 pozos

perforados dentro de esta campaña, en 4 de ellos se le han corrido VSP (Pozos LUZ-

27, LUZ-16, LUZ-17 y LUZ-18) y en 1 se ha adquirido check shot (Pozo LUZ-28), si a

estos pozos le sumamos el VSP del Pozo LUZ-13, se tiene un total de 6 pozos con

sísmica en los yacimientos A1 y A2.

Con esta información y con los registros de densidad y sónicos de estos pozos se

elaboraron las trazas o sismogramas sintéticos correspondientes, además de las tablas

tiempo – profundidad (T – Z) basadas en los algoritmos que representan la correlación

entre la profundidad y el tiempo para las rocas del subsuelo de esta área en particular.

La adquisición de tanta sísmica de pozo obedeció a la marcada heterogeneidad

estructural y estratigráfica que presenta el campo, variando notablemente de un bloque

a otro, tanto la posición de un nivel geológico, así como la columna estratigráfica.

La resolución de la sísmica del área, es un parámetro que fue determinado

basándose en el espesor de las capas presentes, la velocidad interválica, el ancho de

banda promedio y el máximo contenido de frecuencias de la señal sísmica. Al analizar

estas variables en todos los pozos con data sísmica se determinó que la resolución

vertical o espesor de entonación (más delgado) del cubo sísmico de estos yacimientos

es de aproximadamente unos 130 pies.

Si se observan los mapas estructurales elaborados de los topes de las unidades

carbonáticas cretáceas (desde el tope del Miembro Socuy hasta el tope de la Formación

Río Negro), se puede apreciar que no existen variaciones estructurales importantes,

salvo algunas pequeñas fallas intraformacionales de poco salto. Todo esto tiene

bastante sentido tomándose en cuenta que las rocas que componen la secuencia

carbonática cretácica se depositaron en un margen pasivo y que posterior a su

litificación, éstas han estado sometidas a los mismos campos de esfuerzos, si a esto lo

- 93 -

complementamos resaltando la uniformidad litológica que tiene esta secuencia (sobre

todo en el Grupo Cogollo), tenemos un grueso paquete de rocas con prácticamente el

mismo comportamiento reológico, por lo que es lógico que las variaciones estructurales

sean pocas y estén asociadas a levantamientos o colapsos muy locales.

En los mapas estructurales elaborados de las unidades cretáceas destacan a simple

vista dos patrones o tendencias estructurales (Ver Figura Nº27), el patrón con mayor

número de estructuras es una familia de fallas normales con trazas en dirección NO –

SE; mientras que en dirección perpendicular, o sea NE – SO, se presenta el eje de un

pliegue anticlinal y dos fallas inversas, una de ellas de gran salto vertical. Esta

apreciación sugiere que las rocas de estos yacimientos han sido sometidas únicamente

a dos campos de esfuerzos, uno de naturaleza distensiva y otro compresivo. Sin

embargo, un análisis con mayor detalle indica una mayor complejidad tectónica del

área, ya que algunas de las estructuras tienen una importante componente horizontal,

generando campos locales transtensivos y transpresivos.

Para establecer el orden en que se generaron las estructuras presentes en el área,

se utilizó como criterio la incidencia o afectación de una estructura sobre otra ó sobre

una superficie geológica datada. En este análisis estructural se usó principalmente a la

Discordancia del Eoceno como referente geológico para datar y establecer la cronología

de los eventos tectónicos ocurridos en esta área. Este evento erosivo diacrónico ocurrió

desde el Eoceno medio hasta el Oligoceno, afectando con bastante intensidad la

secuencia geológica presente en los yacimientos A1 y A2, causando la erosión parcial

de las formaciones Misoa, Marcelina, Guasare, Mito Juan y Colón.

Siendo un excelente marcador geológico la Discordancia del Eoceno, se tomó a esta

superficie como un nivel base o datum para establecer la cronología de los eventos

tectónicos del área, datando a los eventos como pre o post discordancia de acuerdo a

si las estructuras asociadas al evento afectan o no a esta superficie.

- 94 -

Las relaciones internas (continuidad y paralelismo) entre los reflectores

correspondientes a niveles cretáceos, paleocenos y eocenos no revelan (para esta zona

en particular) deformaciones paralelas a la sedimentación (fallas o pliegues

sinsedimentarios), por lo que se asumió que en el área correspondiente estos

yacimientos no se presentó con la intensidad suficiente como para deformar, ningún

evento tectónico de envergadura durante la depositación de estas secuencias, esta

aseveración claro está, no contradice la reconocida actividad tectónica sufrida por la

Cuenca de Maracaibo desde finales del Cretáceo hasta comienzos de Eoceno.

Sin embargo, antes del Eoceno medio, fecha de inicio (según la mayoría de la

bibliografía) del evento erosivo asociado a la Discordancia, se produjo en esta área una

marcada distensión de dirección NE – SO que generó un fallamiento normal de

dirección NO – SE (Ver Figuras Nº31 y 28). Como se puede observar en la Figura Nº30,

este fallamiento involucra desde el Basamento hasta la secuencia Eocena, teniendo

algunas variaciones en cada nivel geológico debido a las obvias diferencias litológicas

existentes en la columna. Por la forma en la que el Basamento se encuentra fallado es

probable que este régimen extensivo del Eoceno haya reactivado fallas normales

generadas durante el rifting Jurásico, fallas que al ser reactivadas propagaron sus

trazas hacia arriba, afectando las secuencias cretáceas, paleocenas y eocenas. La

mayor densidad de fallas normales, así como los desplazamientos verticales (saltos de

falla) más pronunciados se encuentran en los carbonatos cretáceos. La mayoría de

estas fallas se prolongan a través de las lutitas cretáceas correspondientes a las

formaciones Colón y Mito Juan y cortan las rocas del Paleoceno y el Eoceno, sin

embargo, la deformación y el desplazamiento correspondiente a un buen número de

fallas presentes en los carbonatos cretáceos es absorbida por la plasticidad de casi

2000 pies de lutitas de las formaciones Colón y Mito Juan, por lo que las secuencias

paleocenas y eocenas se encuentran afectadas por un número menor de fallas que a su

vez también presentan saltos verticales menores (en comparación con los carbonatos

cretáceos).

- 95 -

Figura N°28 Sección Sísmica y Modelo estructural SO-NE del área. (Fuente: Geotrace., Año 2005)

Este fallamiento normal no afecta la secuencia Miocena, en la interpretación de la

sísmica se puede apreciar que las trazas de las fallas normales terminan contra el

reflector de la Discordancia del Eoceno, afectando únicamente a las rocas que se

encuentran por debajo de esta superficie.

Cómo evidencia la ausencia de deformación previa a la sedimentación de la Formación

Misoa y la continuidad del reflector correspondiente a la Discordancia del Eoceno, la

duración del régimen distensivo que produjo las fallas normales NO – SE fue bastante

corta, quedando reducido al intervalo de tiempo entre el Eoceno inferior y el Eoceno

- 96 -

medio o superior. Este período de tiempo en la historia tectónica regional corresponde a

la desaceleración de la colisión frontal entre la Placa Caribe y la Placa Suramericana y

a la consiguiente generación del límite transcurrente dextral entre estas dos placas

(subducción oblicua), desplazamiento horizontal que posteriormente produciría

transpresión en la Cuenca de Maracaibo, componente responsable del basculamiento,

levantamiento y erosión asociada a la Discordancia del Eoceno, por lo que este campo

distensivo de dirección NE – SO que afectó al levantamiento estructural del área donde

se encuentran los yacimientos A1 y A2 se encuentra enmarcado en el período de

transición antes descrita, como consecuencia de la relajación asociada al cambio de

dirección de los esfuerzos para ese momento, producto de las relaciones tectónicas

mayores entre las placas tectónicas cercanas.

Posterior a este régimen distensivo, a partir del Eoceno medio y durante todo el

Oligoceno, se produce en el área de Mara Oeste como consecuencia de la compresión

generada por la transpresión del desplazamiento Caribeño un levantamiento cortical

generalizado en esta zona, levantamiento que produjo un alto estructural hacia el

noroeste del área con declive paulatino hacia el sureste, tendencia de buzamiento que

se mantiene hasta la actualidad.

Al momento en que este levantamiento produjo la exposición aérea y posterior

erosión de las secuencias, esta configuración estructural hizo que la erosión fuera

mayor al noroeste y mucho menor al sureste (Ver Figura Nº29), dando como resultado

que hacia el sureste la Discordancia pone en contacto rocas Miocenas con Eocenas,

mientras que hacia el noroeste pone en contacto rocas Miocenas con los carbonatos del

Cretáceo.

El rumbo generalizado actual de la Discordancia del Eoceno es casi Este – Oeste,

dirección que difiere con respecto a la del levantamiento, sin embargo, este rumbo de la

discordancia pudo estar influenciado en gran medida por los sucesivos eventos

tectónicos que se presentaron en esta área luego del evento erosivo responsable de

esta superficie geológica.

- 97 -

Figura N°29 Evolución tectónica Eoceno Medio-Oligoceno del área. (Fuente: Geotrace., Año 2005)

Como se puede observar en la Figura Nº29, los esfuerzos compresivos causantes

del levantamiento del Eoceno medio – Oligoceno, tenían cierto paralelismo con las

trazas de las fallas normales previamente generadas, lo que pudo haber provocado

cierta transcurrencia, sin embargo, no existen evidencias (según las interpretaciones

estructurales realizadas en el estudio de Geotrace en el año 2005) que sugieran la

ocurrencia de este movimiento.

Posterior al evento erosivo, en el Mioceno inferior y medio se produce una leve

subsidencia en la Cuenca de Maracaibo la cual, en el área donde se encuentran los

yacimientos A1 y A2 se tradujo en la sedimentación de la Formación La Villa. Luego, en

- 98 -

el Mioceno medio a tardío, como consecuencia del choque de las placas Nazca y Cocos

con la Placa Suramericana se produce la orogénesis andina, que en la Cuenca de

Maracaibo se refleja en el levantamiento hacia el sur y sureste del orógeno de Los

Andes de Mérida, al este de la Serranía de Trujillo y al oeste y noroeste de la Sierra de

Perijá. Asociado a esta orogénesis prevalece en la cuenca un régimen compresivo

responsable de la inversión de un sinnúmero de estructuras.

En este período de tiempo en el área de los yacimientos A1 y A2 se presentó una

fuerte compresión en dirección NNO – SSE, con vergencia (sentido del esfuerzo de

mayor magnitud) SSE – NNO, este campo de esfuerzos generó en esta área fallas

inversas (dos para ser exactos) y un plegamiento anticlinal.

Las fallas inversas, de trazas ENE – OSO (Ver Figuras Nº30 y 31) son las

estructuras con mayor salto vertical dentro de esta área, sobrepasando inclusive en

algunas secciones hasta los 2500 pies de desplazamiento. De las dos fallas inversas,

la que se encuentra ubicada más hacia el sur (Falla Inversa Principal que atraviesa el

yacimiento A1 y A2) es la de mayor salto y mayor extensión, su plano buza hacia el

sureste, divide al campo en dos bloques, norte y sur respectivamente, y su traza se

prolonga al noreste hasta unirse con la Falla de Oca.

Por otro lado, la falla inversa ubicada al norte tiene una extensión más reducida y su

plano de falla buza al NNO. Tomando en cuenta la geometría de estas fallas inversas y

la vergencia de los esfuerzos que las generaron, se estableció que cronológicamente se

originó primero la Falla Principal Inversa qu atraviesa estos yacimientos(Yac A1 y A2),

montando al Bloque Sur sobre el Bloque Norte, posteriormente y como una manera de

contrarrestar el avance del Bloque Sur, se genera en el Bloque Norte otra falla inversa,

cuyo plano es opuesto al de la falla anterior, formando una especie de retrocorrimiento.

Luego, se produce un plegamiento anticlinal en el Bloque Sur, como se puede

observar en la Figura Nº34, este plegamiento anticlinal muy probablemente se generó

- 99 -

por curvatura del plano de la Falla Principal Inversa, siendo una estructura del tipo “fold

bent fault”

Figura N°30 Sección Sísmica y Modelo Estructural NO-SE del área.(Fuente: Geotrace., Año 2005)

Estas tres deformaciones (las dos fallas inversas y el plegamiento, se encuentran

afectando claramente a la Discordancia del Eoceno y a las rocas de la Formación La

Villa de edad Mioceno inferior a medio, por lo que el evento compresivo de dirección

NNO – SSE que generó a estas estructuras, ocurrió posterior a la depositación de la

mencionada formación. La datación exacta de este evento, así como de otros eventos

ocurridos después es bastante difícil debido a la ausencia de otra superficie geológica

no perturbada por estas estructuras y de edad reconocida, aunado a esto, la resolución

de la sísmica a niveles superficiales es muy pobre, además de desconocerse la

presencia de unidades estratigráficas del Plioceno o de edades más recientes que

- 100 -

pudiesen servir como datum o nivel de referencia. Sin embargo, si se pudo establecer

el orden relativo de cada evento tomando como único criterio la afectación de una

estructura sobre otra.

Posterior a las fallas inversas y al plegamiento anticlinal, se generaron pequeños

colapsos gravitacionales en el Bloque Sur como consecuencia del cese, la

desaceleración o la disminución de los esfuerzos asociados a la compresión NNO –

SSE responsable del origen de las fallas inversas y del plegamiento. Estos colapsos

gravitacionales, fallas normales de poco salto, ocurren buzamiento abajo de la charnela

del Pliegue Anticlinal. Las trazas de estas fallas normales son reducidas y su rumbo u

orientación es similar al rumbo generalizado de las capas, o sea, NE - SO en la mayoría

de los casos, guardando siempre cierto paralelismo con la dirección de la Falla Principal

Inversa que atraviesa los yacimientos A1 y A2. Estas estructuras locales distensivas se

pueden observar claramente al sur y sureste del Pozo LUZ-13. Asociado a este

pequeño evento distensivo pudo haber reactivación de las fallas normales previas, sin

embargo, no existen evidencias que confirmen o nieguen esto.

Finalmente, el evento tectónico más reciente ocurrido en el área donde se

encuentran los yacimientos A1 y A2 consiste en un desplazamiento transcurrente

sinestral a través de algunas de las fallas normales de dirección NO – SE, fallas

previas generadas durante la distensión ocurrida entre el Eoceno Inferior y el Eoceno

Medio.

Este desplazamiento horizontal es la respuesta a un campo de esfuerzos

rotacionales (en sentido contrario a las agujas del reloj) provocados por la

transcurrencia dextral mayor de la Falla de Oca (Figura Nº31), estructura ubicada al

norte y al noreste del campo. Los esfuerzos rotacionales transfieren un importante

movimiento horizontal sinestral a través de dos de las fallas normales de mayor

extensión (Figuras Nº27 y 31).El movimiento sinestral ocurrido a través de estas fallas

normales divide a la Falla Principal Inversa del campo A en tres segmentos, formando

igual número de bloques escalonados de noreste a suroeste. El movimiento de estos

- 101 -

bloques (medido por la separación de los segmentos de la Falla Inversa Principal) llega

a alcanzar 1500 metros en la falla transcurrente sinestral ubicada al este del campo,

mientras que en la otra falla alcanza unos 1200 metros. Este desplazamiento le confiere

a estas fallas un carácter sellante, por lo que éstas constituyen límites estructurales de

yacimientos.

Figura N°31 Modelo de esfuerzos rotacionales causantes de la transcurrencia sinestral en el área

donde se encuentran los yacimientos A1 y A2.(Fuente: Geotrace., Año 2005)

Asociados a este desplazamiento sinestral y como consecuencia de la curvatura

presente en algunas de las fallas normales transcurrentes, se generan campos

transpresivos y transtensivos muy locales debido a la convergencia o divergencia de

esfuerzos a lo largo de la traza de la falla (Ver Figura Nº32).

- 102 -

La transpresión provoca la inversión de microfallas normales (generalmente

intraformacionales), en el bloque donde se encuentran los Pozos LUZ-16 y LUZ-17 se

puede observar este fenómeno. Además en algunos casos la transpresión o

transtensión produce un efecto de tijera en algunas pequeñas fallas, haciéndolas

normales en un sector de la traza, e inversas en otro.

Transpresión(componente horizontal

compresiva)

Transcurrenciasimple

Transtensión(componente

horizontal extensiva)

Figura N°32 Convergencia y Divergencia de esfuerzos en la curvatura de una falla transcurrente

sinestral.(Fuente: Geotrace., Año 2005)

Resumiendo y esquematizando los eventos y estructuras ocurridos en el área donde

se encuentran estos yacimientos tenemos:

Fallamiento normal NNO – SSE entre el Eoceno Inferior y el Eoceno Medio.

Levantamiento al NO de área, configuración del buzamiento de las capas hacia el

SE, ocurrido desde el Eoceno Medio al Oligoceno.

Evento erosivo correspondiente a la Discordancia del Eoceno.

- 103 -

Compresión NNO – SSE responsable de fallas inversas ENE – OSO a partir del

Mioceno Medio.

Plegamiento anticlinal por curvatura de plano de falla (“fold bent fault”).

Colapsos Gravitacionales.

Transcurrencia Sinestral.

Transpresión y Transtensión.

El área donde se encuentran los yacimientos A1 y A2 se divide en dos bloques, uno

norte y uno sur, de acuerdo a su ubicación con respecto a la traza de la Falla Inversa

Principal que los atraviesa.

En el Bloque Sur (bloque levantado) se encuentran ubicados los yacimientos

Cretáceo A1 y A2, en el Bloque Norte (bloque deprimido) sólo se han perforado 2 pozos

(Pozo LUZ-2 y Pozo LUZ-14) con un éxito volumétrico muy por debajo del esperado.

Debido al número de pozos y a su distribución, la calibración de la data sísmica del

Bloque Norte no es confiable, por lo que la interpretación de rasgos estructurales en

este bloque obedece a la extrapolación de atributos y características obtenidas de

interpretaciones sísmicas realizadas en el Bloque Sur.

En líneas generales el Bloque Sur consiste en la charnela y el flanco sureste de un

pliegue anticlinal de rumbo NE – SO. Este pliegue, generado por la curvatura del plano

de la Falla Inversa Principal que atraviesa estos yacimientos, se encuentra atravesado

perpendicularmente por numerosas fallas normales de dirección NO – SE que generan

una serie de bloques elongados en esa misma dirección. Los planos de estas fallas

tienen ángulos muy elevados (casi subverticales) con saltos considerables que en

ocasiones alcanzan los 500 y 600 pies de desplazamiento vertical, sin embargo, el

promedio en general no supera los 150 pies de salto. Las fallas ubicadas al este y en la

zona central del campo buzan predominantemente hacia el OSO, mientras que los

planos de las fallas ubicadas al oeste y suroeste del bloque buzan al ENE. Este arreglo

estructural le da al Bloque Sur una configuración de bloques en “echelón” en forma de

graben (Ver Figura Nº33), con el bloque más bajo o deprimido ubicado en el área de los

- 104 -

Pozos LUZ-2 y LUZ-18; mientras que el bloque con la posición estructural más elevada

se encuentra en el Yacimiento Cretáceo A2, en el área de los pozos LUZ-22 y LUZ-26.

Figura N°33 Sección Estructural SO-NE del Bloque Sur. Yacimientos A1 y A2. (Fuente: Geotrace.,

Año 2005)

Como se ha mencionado en este estudio con anterioridad, algunas de estas fallas

normales de rumbo NO – SE (generalmente las de mayor salto vertical) tienen una

importante componente transcurrente sinestral. Estas estructuras (resaltadas en la

Figura Nº37) dividen a la Falla Inversa Principal en tres segmentos y al Bloque Sur en

tres bloques a su vez subdivididos por numerosas fallas normales de poco salto y de

dirección NO – SE.

- 105 -

Como se puede observar en las Figuras 33 y 34, estos tres bloques o divisiones del

Bloque Sur, a pesar de ser bastante similares entre sí, poseen algunas diferencias

estructurales, sobre todo reflejadas en la densidad de fallas y el buzamiento de las

capas.

Tomando como referencia las discontinuidades presentes en los reflectores

correspondientes a los carbonatos cretáceos, se puede apreciar que el bloque ubicado

hacia el noreste del campo (en la posición estructural más elevada), correspondiente al

Yacimiento Cretáceo A2, es el que presenta mayor discontinuidad o pérdida de los

atributos sísmicos característicos de estos reflectores. Estas discontinuidades se

encuentran asociadas a cambios fuertes en la impedancia acústica, reflejo de una

marcada diferencia en las características de la densidad del medio donde viaja la onda.

Ante la ausencia de grandes variaciones sedimentológicas y estratigráficas en la

secuencia carbonática del área, se asume que estas discontinuidades obedecen a

zonas intensamente falladas, fracturadas o a intervalos con porosidades muy altas. En

los tres bloques la densidad de fallas normales es bastante parecida, sin embargo, el

bloque correspondiente al Yacimiento Cretáceo A2 es el que presenta mayor

fracturamiento, esto probablemente obedece a que éste es el bloque que durante la

etapa de compresión sufrió mayor levantamiento, evidencia de esto no sólo es la

posición estructural de este bloque, sino también las variaciones en el salto de la Falla

Principal Inversa, salto que aumenta al noreste y decrece hacia el suroeste (Ver Figura.

Nº36). El pronunciado levantamiento sufrido por este bloque, le confiere a las unidades

cretácicas un buzamiento de mayor grado hacia el SE (un promedio de 20°), tal como

se observa en la Figura Nº34, mientras que el rumbo generalizado de las capas oscila

entre N 45° E y N 55° E. En el bloque del Yacimiento Cretáceo A2, las fallas normales

generalmente buzan hacia el oeste y sus trazas, a diferencia de los demás bloques,

tienden un poco más a tener un rumbo norte – sur. De las fallas normales internas de

este bloque, las ubicadas al oeste tienen curvatura en esta misma dirección (Ver Figura

Nº27), mientras que las curvaturas de las trazas de las fallas restantes están

orientadas al oeste. En este bloque, así como en los demás, los reflectores

correspondientes al Miembro Socuy de la Formación Apón y los de la Formación La

- 106 -

Luna, que constituyen la sección superior de los carbonatos cretáceos, son los que

presentan menor discontinuidad, debido a la composición litológica que presentan estas

unidades estratigráficas: la Formación La Luna está compuesta por lutitas con

intercalaciones de calizas margosas, litología con una mayor plasticidad que las calizas

rígidas del Grupo Cogollo, por lo que este intervalo resiste mayor cantidad de esfuerzos

y deformación antes de fallarse; mientras que el Miembro Socuy por su parte está

compuesto por calizas, sin embargo, esta unidad se encuentra en medio de las lutitas

de la Formación La Luna (infrayacente) y las lutitas de la Formación Colón

(suprayacente), esta configuración estratigráfica hace que el Miembro Socuy se

encuentre protegido de la deformación por dos capas plásticas que atenúan el efecto de

los esfuerzos. En el bloque del Yacimiento Cretáceo A2, la sección carbonática superior

(Miembro Socuy y Formación la Luna) si bien presenta continuidad en los reflectores,

es el bloque donde este nivel geológico se encuentra más perturbado. Los reflectores

debajo de estas unidades, o sea los correspondientes al Grupo Cogollo y a la

Formación Río Negro se encuentran bastante discontinuos, llegándose a perder en

algunos casos las relaciones de paralelismo entre los reflectores.

Figura N°34 Sección Estructural NO-SE del Bloque Sur. Yacimientos A1 y A2. (Fuente: Geotrace.,

Año 2005)

- 107 -

En la zona central del Bloque Sur, limitado al noreste y suroeste por las fallas

normales transcurrentes sinestrales está ubicado el bloque correspondiente al

Yacimiento Cretáceo A1, donde se encuentra la mayor densidad de pozos de esta

zona. Este bloque, también está subdividido por varias fallas normales de dirección NO

– SE de poco salto, cuyos planos de falla buzan preferencialmente hacia el oeste. Las

capas al nivel de los carbonatos cretácicos en este bloque tienen un buzamiento

promedio de 13° hacia el sureste (Ver Figura Nº34) y un rumbo que oscila entre N 60° E

y N 70° E. Según la continuidad de los reflectores (Ver Figura Nº33), este bloque

presenta mayor número de discontinuidades en la zona basal de los carbonatos

cretácicos, nivel correspondiente a las formaciones Río Negro, Apón y la base de la

Formación Lisure. Por el contrario, los reflectores de la sección carbonática cretácea

superior y parte de la sección intermedia que corresponderían al Miembro Socuy y a las

formaciones La Luna, Maraca y la parte superior de Lisure, se presentan bastante

claros y continuos en la sísmica, indicando poco fracturamiento en estos niveles.

Al noroeste de este bloque, en la zona más elevada estructuralmente, se presenta

un plegamiento anticlinal del tipo “fold bent fault”

Al oeste de este bloque, cercano al límite con la falla normal transcurrente sinestral

(Ver Figura Nº27), en el área de los Pozos LUZ-16 y LUZ-17, se presentan algunas

fallas de poco salto dentro del Grupo Cogollo con la particularidad de tratarse de

estructuras de desplazamiento inverso cuyas trazas tienen rumbo NO – SE, dirección

generalmente asociada (en este campo) a fallas normales. El desplazamiento anormal

de estas fallas se debe a que han sido estructuralmente invertidas por campos

compresivos locales, debido a la transpresión originada por la curvatura de la falla

normal transcurrente sinestral.

Hacia el suroeste del Bloque Sur, en el área de los pozos LUZ-12, LUZ-13 y LUZ-18,

se encuentra el bloque suroeste con la menor densidad de fallas normales y de

discontinuidades. En esta zona los reflectores se presentan bastante continuos en la

- 108 -

sección superior e inferior, sólo en la parte intermedia (los reflectores correspondientes

al Miembro Piché de la Formación Apón y a la base de la Formación Lisure) se

presentan discontinuidades (Ver Figura Nº33) en su mayoría asociadas a fallas

normales originadas por colapsos gravitacionales. Las trazas de estas fallas normales

(generalmente intraformacionales) son generalmente paralelas al rumbo de las capas,

que oscila entre N 20° E (cercano al pozo LUZ-13) y N 60° E (cercano al pozo LUZ-18).

Los saltos de estas fallas normales pueden llegan a alcanzar hasta los 150 pies de

desplazamiento. El buzamiento de las capas cretáceas en este bloque es bastante

variable, en el área de la charnela del pliegue anticlinal (cercana a la Falla Principal

Inversa) es de unos 5° al SE, mientras que en la zona donde se encuentran los

colapsos gravitacionales, el buzamiento alcanza hasta 25° de inclinación al SE.

El Bloque Norte o bloque deprimido presenta una configuración estructural más

simple que el Bloque Sur, ya que tiene una menor densidad de fallas, de estructuras y

en líneas generales presenta mayor continuidad en los reflectores. En este bloque, así

como en el sur, las capas correspondientes a la secuencia cretácica tienen rumbo NE –

SO y buzan hacia el SE, con ángulos menos pronunciados que los del Bloque Sur. Sin

embargo, en el extremo noreste del Bloque Norte y al Este de la falla normal

transcurrente sinestral que en el Bloque Sur divide a los yacimientos Cretáceo A2 y A1,

se encuentra un área cuyas capas tienen rumbo NNE – SSO y que buzan

prácticamente al Este franco, el cambio en la orientación y tendencia de las capas en

esta área posiblemente tenga que ver con el efecto rotacional de la transcurrencia

sinestral. El buzamiento de este bloque en particular es el más pronunciado del Bloque

Norte (Ver Figura Nº35), llegando a alcanzar hasta los 12° de inclinación al Este.

Al oeste y noroeste del Bloque Norte se encuentra un alto estructural generado por

una falla inversa de rumbo Este – Oeste, cuyo plano buza hacia el norte, y con mayor

salto al oeste (unos 500 pies) que al este (300 pies). Esta falla inversa posiblemente

originada como respuesta opuesta o “retrocorrimiento” a la Falla Principal Inversa, es

prácticamente la única estructura que afecta y deforma en el Bloque Norte a la

Discordancia del Eoceno y a las capas Miocenas de la Formación La Villa. En el

- 109 -

extremo noroeste, se encuentra una especie de meseta (capas con buzamientos casi

horizontales) a nivel de los carbonatos del cretácico. En esta área, la Discordancia

erosionó el tope de esta secuencia.

Figura N°35 Sección Estructural O-E del Bloque Norte.Yacimientos A1 y A2.

Fuente: Geotrace., Año 2005.

Exceptuando la falla normal transcurrente sinestral al noroeste del Bloque Norte y la

falla inversa E – O ubicada al norte (Figuras 35 y 36), el salto vertical de las restantes

fallas presentes en el bloque no supera los 150 pies. Estas otras fallas, normales con

rumbo NO – SE, mantienen la tendencia de las fallas normales del Bloque Sur.

En el Bloque Norte las mayores deformaciones se encuentran por debajo de la

Discordancia del Eoceno afectando principalmente la secuencia cretácica,

Tope de los Carbonatos

Cretáceos

Discordancia del Eoceno

- 5 4 3 7

-3 7 9 5

-5 7 0 8

-4 6 2 7

-5 0 2 2

-5 1 8 4

-6 2 1 6

-4 6 2 8

-5 9 9 3

-3 9 1 1

-6 5 6 0

-5 7 2 2

-4 4 4 4

-5 9 0 1

-6 2 1 7

-7 2 6 8

-8 1 0 5

-5 2 6 4

-5 3 7 4

-5 3 1 3

-4 4 6 4

-4 3 0 6

-5 0 4 5

-600

0'

-650

0'

-700

0'

-5500'

-5000'

-800

0'

-5000'

-5000' -5000'

-4500'

-5000'

-5500'

-6000'

-7500'

-6000'

-6500'

-6000'

-6500'

-7000'

-450

0'

-5500'

-6000'

-5500'

-8000'

-7500'

-8000'

-8500'

-9000'

-5500'

-6500'

-6000'

-5500'

-7500'

-7000'

-5500'

-6500'

-7000'

-7500'

-6500'

-6000'

-650

0'

-6000'

-7000'

-650

0'

-6000'

-6500'

-5500'

-5500'

-750

0'-700

0'

-650

0'

-600

0'

-7000'

-6600'

-5500'

-500

0'

-5900'

D M 159 1

D M 159 2

D M 116 1

D M 116 2

D M 165 1D M 154 2

D M 154 1

-5000'

-5500'

-6000'

-6000'

D M 162 1

D M 151

D M 161 1

12

11

00

0

169000 173000

12

15

00

0

169000 173000

12

11

00

01

21

50

00

REVI SI ON FECHA

I NTERVALOS CONTORNOS ESTRUCTURALES: 100'

El a bor a do:

Fec ha :

Es c a l a :1 / 20000

Revi s ado:

C. I . V. :

O r i g e n d e C o o r d e n a d a s :

U. T. M .Ar c hi vo Gr a f i c o:

PDVSA

DI STRI TO MARACAI BO

MARA OESTE

UNI DAD DE EXPLOTACI ON TI ERRA OESTE

L O C A L I Z A C I O ND E L P O Z O

S I M B O L O S G E N E R A L E S P A R A S E R U S A D O S E N M A P A S B A S E S O E S T R U C T U R A L E S S O L A M E N T E

A B A N D O N A D O S E C O

P O Z O S U S P E N D I D OS U S P E N D I D O O A B A N D O N A D O

T E M P O R A L M E N T E

A B A N D O N A D O P O R

F A L L A S M E C A N I C A S

S I N E V A L U A R

I N Y E C T O R E N A L G U NH O R I Z O N T E

G = G A S

A = A G U A

V = V A P O R

A B A N D O N A D O C O N

I N D I C I O D E P E T R O L E O

P O Z O P E T R O L I F E R O



A G O T A M I E N T O



D E F E C T O M E C A N I C O


< 1 0 A P I

P O Z O D E G A S


I N D I C I O D E G A S

P O Z O D E A G U A

F = F R E S C A

S = S A L A D A

D O B L E T R I P L E


I N D I C I O D E G A S Y P E T R O L E O

P O Z O E N P E R F O R A C I O NP O Z O E N

E V A L U A C I O N

S SP O Z O D E S V I A D O

S = S U P E R F .

F = F O N D O

D E S V . C O N P E R F I L

P O Z O D E S V I A D O

C O N T O T C O S

P O Z O H O R I Z O N T A LP O Z O H O R I Z O N T A L

C O N P E R F I L

C O N T O T C O SS H = S . H O R I Z O N T A L

F H = F . H O R I Z O N T A L

P O Z O D E C O N D E N S A D O

F F

G S

S H S HF H F H

F

M

M

S I M B O L O S P A R A M A P A S I S O P A C O S E I S O P A C O S - E S T R U C T U R A L E S

S I M B O L O S B A S I C O S

E S T A D O P O Z OA G U AP E T < 1 0 A P IP E T < 2 2 A P IP E T R O L E OL I V I A N O - M E D I A N OC O N D E N S A D OG A S

I N T E R P R E T A D O

I N T E R P R E T A D O N O C O M E R C I A L

P R O B A D O ( D S T )

P R O B A D O ( F F T )

P R O B A D O N O C O M E R C I A L

P R O D U C T O R

S U S P E N D I D O O A B A N D O N A D OT E M P O R A L M E N T E

P O Z O A B A N D O N A D O

A B A N D O N A D O E N E S E H O R I Z O N T E

( A Z U L )( 9 0 3 )( M A R R O N )( 9 4 6 )( V E R D E O S C U R O )( 9 1 1 )( V E R D E C L A R O )( 9 1 0 ) ( N A R A N J A )( 9 1 7 ) ( R O J O )( 9 2 2 )

( A Z U L )

I N Y E C T O R A C T I V O S U S P E N D I D OA B A N D O N A D O E N E S E H O R I Z O N T EA B A N D O N A D O

D E A G U A

D E A G U A Y P R O D U C T O R D E P E T R O L E O

D E G A S

D E G A S Y P R O D U C T O R D E P E T R O L E O

D E V A P O R

D E V A P O R Y P R O D U C T O R D E P E T R O L E O

D E C O N D E N S A D O

N O T A : E L S I M B O L O E S P A R A E L H O R I Z O N T E Q U E S E I N Y E C T A U N I C A M E N T E

S I M B O L O S P A R A P O Z O S I N Y E C T O R E S

( A Z U L )

( A Z U L - C U A D R O Y V E R D E )

( R O J O )

( R O J O - C U A D R O Y V E R D E C I R C U L O

( N A R A N J A )

( A M A R I L L O )

( A M A R I L O T R I A N G U L O Y V E R D E S E M I - C I R C U L O )

S

S

S

S

S

S I M B O L O S C O M B I N A D O S

P E T R O L E O Y A G U A

I N T E R P R E T A D O S

P E T R O L E O < 1 0 A P I Y

A G U A I N T E R P R E T A D O S

P E T R O L E O Y A G U A

P R O B A D O S

P E T R O L E O < 1 0 A P I Y

A G U A P R O B A D O S

P R O D U C T O R D E P E T R O L E O

Y A G U A


C O N G A S Y A G U A


A N T E R I O R - H O R I Z O N T R

A B A N D O N A D O P O R A G U A


A N T E R I O R - H O R I Z O N T E

A B A N D O N A D O P O R G A S Y A G U A

P R O D U C T O R D E P E T R O L E O A N T E R I O R

P O Z O A B A N D O N A D O P O R A G U A

P O Z O A B A N D O N A D O P O R G A S Y

A G U A


P E T R O L E O Y G A S

I N T E R P R E T A D O

P E T R O L E O < 1 0 A P I YG A S I N T E R P R E T A D O S

P E T R O L E O Y G A SP R O B A D O S

P E T R O L E O < 1 0 A P I YG A S P R O B A D O S


Y G A S


< 1 0 A P I Y A G U A

P R O D U C T O R D E P E T R O L E OA N T E R I O R - H O R I Z O N T EA B A N D O N A D O P O R G A S

P R O D U C T O R D E P E T R O L E O < 1 0 A P I

A N T E R I O R - H O R I Z O N T E

A B A N D O N A D O P O R A G U A


P O Z O A B A N D O N A D O P O R G A S


A N T E R I O R P O Z O A B A N D O N A D O

P O R A G U A

G A S Y A G U AI N T E R P R E T A D O S

P E T R O L E O < 1 0 A P I , G A S

Y A G U A I N T E R P R E T A D O S

G A S Y A G U A P R O B A D O S

P E T R O L E O < 1 0 A P I , G A S Y

A G U A P R O B A D O S

P R O D U C T O R D E C O N D E N S A D O

Y A G U A


< 1 0 A P I Y G A S

P R O D U C T O R D E C O N D E N S A D O

A N T E R I O R - H O R I Z O N T EA B A N D O N A D O P O R A G U A


A N T E R I O R - H O R I Z O N T EA B A N D O N A D O P O R G A S

P R O D U C T O R D E C O N D E N S A D OA N T E R I O R - P O Z O A B A N D O N A D OP O R A G U A


A N T E R I O R - P O Z O A B A N D O N A D OP O R G A S

G A S , P E T R O L E O Y A G U AI N T E R P R E T A D O S

I N Y E C T O R E N O T R O H O R I Z O N T E( C U A L Q U I E R S I M B O L O )H O R I Z O N T E I N Y E C T A D O A R R I B A

I N Y E C T O R E N O T R O H O R I Z O N T E

H O R I Z O N T E I N Y E C T A D O D E B A J O

G A S P E T R O L E O Y A G U AP R O B A D O S

P R O D U C T O R D E G A S Y A G U A


< 1 0 A P I , G A S Y A G U A

P R O D U C T O R D E G A S

A N T E R I O R - H O R I Z O N T EA B A N D O N A D O P O R A G U A

P R O D U C T O R D E P E T R O L E O < 1 0 A P IA N T E R I O R - H O R I Z O N T EA B A N D O N A D O P O R G A S Y A G U A

P R O D U C T O R D E G A S A N T E R I O RP O Z O A B A N D O N A D OP O R A G U A


A N T E R I O R - P O Z O A B A N D O N A D OP O R G A S Y A G U A

( C U A L Q U I E R S I M B O L O )

S I M B O L O S A D I C I O N A L E S D E G E O L O G I A E I N G E N I E R I A D E P E T R O L E O

F A L L A N O R M A L

F A L L A I N V E R S A

F A L L A T R A N S C U R R E N T E

F A L L A D E C O R R I M I E N T O

L I M I T E D E E R O S I O N

L I M I T E D E S E D I M E N T A C I O N

L I M I T E D E T R U N C A M I E N T O

L I M I T E D E C A M P O S

L I M I T E D E Y A C I M I E N T O S

L I M I T E D E P A R C E L A S

L I M I T E D E B L O Q U E

L I N E A D E C U R V A E S T R U C T U R A L

L I N E A D E C U R V A I S O P A C A

L I N E A D E A R E N A N E T A P E T R O L I F E R A

B A R R E R A D E P E R M E A B I L I D A D

L I M I T E D E C O A L E S C E N C I A

L I M I T E D E R O C A

L I M I T E D E A R E A P R O B A D A

L I M I T E D E A R E A P R O B A B L E

D E T R A S D E T U B E R I A

A D Y A C E N T E A A R E A P R O B A D A

F O R M A C I O N A D Y A C E N T E A A R E A P R O B A D A

S E P A R A D A P O R F A L L A S E L L A N T E

L I M I T E D E A R E A P O S I B L E

N O E C O N O M I C A

E S T R U C T U R A G E O L O G I C A D E A L T O R I E S G O

A D Y A C E N T E A R E A P R O B A B L E

N O M B R E D E L Y A C I M I E N T O

O P R O S P E C T O ( C O M P O N E N T E )

N U M E R O D E L A P A R C E L A

N O M B R E D E L P O Z O

A R E N A C O N D O S L E N T E S

D E 1 8 ' Y 1 5 ' R E S P E C T I V A M E N T E

A R E N A P R O B A D A E N E L L E N T E S U P E R I O R

A R E N A C O M P L E T A D A E N E L L E N T E S U P E R I O R

A R E N A C O N T R E S L E N T E S L A S U P E R I O R E I N F E R I O R

S E I N T E R P R E T A N H I D R O C A R B U R O S Y E L L E N T E M E D I O

C O M O A G U A

A R E N A P R O D U C E C O N J U N T A M E N T E C O N

A R E N A U N I D A S C O N

B C P

C O N T A C T O A G U A P E T R O L E O E N E L T O P E

D E L A A R E N A ( O R I G I N A L )

C O N T A C T O A G U A P E T R O L E O E N L A B A S E


C O N T A C T O A G U A P E T R O L E O E N E L T O P E

D E L A A R E N A ( P R E S E N T E )

C O N T A C T O A G U A P E T R O L E O E N L A B A S E

D E L A A R E N A ( P R E S E N T E )

C O N T A C T O C O N D E N S A D O A G U A E N E L T O P E


C O N T A C T O G A S P E T R O L E O ( O R I G I N A L )

C O N T A C T O G A S P E T R O L E O ( P R E S E N T E )

C O N T A C T O C O N D E N S A D O G A S ( O R I G I N A L )

C O N T A C T O C O N D E N S A D O P E T R O L E O ( O R I G I N A L )

C O N T A C T O G A S A G U A ( O R I G I N A L )

C O N T A C T O P E T R O L E O M E D I A N O - P E S A D O

B A S E D E L A C O L U M N A D E P E T R O L E O

T C AT O P E D E L A C O L U M N A D E A G U A

C F

P F

A R E N A C O M P L E T A M E N T E F A L L A D A

A R E N A P A R C I A L M E N T E F A L L A D A

A R E N A F A L L A D A E N E L T O P E

A R E N A F A L L A D A E N L A B A S E

P P

N P

N L

N D

N C

S R E

E R

T

P

G

A R E N A P A R C I A L M E N T E P E N E T R A D A

A R E N A P E N E T R A D A P A R C I A L M E N T E

A R E N A N O P E N E T R A D A

N O R E G I S T R O E N E L I N T E R V A L O

N O D E P O S I T A D O

N O C O R R E L A C I O N A D O

S I N R E G I S T R O P A R A E V A L U A C I O N

E R O S I O N A D O

E S P E S O R T O T A L

E S P E S O R D E P E T R O L E O

E S P E S O R D E G A S

P O Z O N O P R O D U C T O R

P O Z O C O M P L E T A D O D U R A N T E E L A N O

P R U E B A S E C A

I N T E R P R E T A D O I M P E R M E A B L E

C A P O

C A P P

C C A O

C G P O

C G P P

C C G O

C C P O

C G A O

T O P E F D O .

F D A . + 2 5 '

- 5 1 8 0 '1 0 ' + F D A .

- 8 5 2 0 '

2 5 ' + N P

N O P R O D .- 8 0 7 0 '5 '

S E C A- 1 0 0 0 4 '3 '

L

D

L

D

- 3 0 0 '

3 0 '

1 0 0 '

1 0 0

2 0 0

3 0 0

S E R I E

D E

R E S E R V A S

S E R I E

D E

R E S E R V A S

6 0 0

7 0 0

8 0 0

B - 6 - X - 1 4

( B - 4 X )

1 2 0

P R O F U N D I D A D E N P I E S

M A G N I T U D Y

D E L B U Z A M I E N T O

- 7 1 8 5 '1 8 ' + 1 5 '

-

- 7 1 8 5 '

1 8 ' + 1 5 '

1 8 ' + 1 0 '

- 7 1 8 5 '

1 8 ' + 1 5 '1 8 ' + 0 '--

- 7 1 8 5 '

1 5 ' + 1 0 ' + 2 0 '1 5 ' + 0 ' + 2 0 '

C /

U /

I M P .- 9 5 0 0 '1 5 '

S S S S S S

S

S

S H F H

- 3 0 0 0 '

( P E T R O L E O , A G U A ,C O N D E N S A D O , G A S )

N - P O Z O

S I M B O L O S P O Z O S H O R I Z O N T A L E S Y R E - E N T R Y

R E - E N T R Y

F R

- 3 0 0 0 '

N - P O Z O

- 3 0 0 0 '

S H F H

- 3 0 0 0 '


N - P O Z O F R

- 3 0 0 0 '

N - P O Z O

- 3 0 0 0 '

P O Z O I N T E R P R E T A D O C O N P I L O T OP 1 P 1

S H F H

- 3 0 0 0 '


N - P O Z O F R

- 3 0 0 0 '

N - P O Z O

- 3 0 0 0 '

S H F H

- 3 0 0 0 '


N - P O Z O F R

- 3 0 0 0 '

N - P O Z O

- 3 0 0 0 '

C O N P I L O T OP 1 P 1

P O Z O P R O B A D O

P O Z O P R O B A D O

S H F H

- 3 0 0 0 '


N - P O Z O F R

- 3 0 0 0 '

N - P O Z O

- 3 0 0 0 '

S H F H

- 3 0 0 0 '


N - P O Z O F R

- 3 0 0 0 '

N - P O Z O

- 3 0 0 0 '

C O N P I L O T OP 1 P 1

P O Z O P R O D U C T O R

P O Z O P R O D U C T O R

F H

- 3 0 0 0 '

N - P O Z OP O Z O P R O D U C T O RC O N R A D I A L E S

R 1 R 2F H

- 3 0 0 0 ' - 3 0 0 0 '

N - P O Z OR 1 R 2F R

- 3 0 0 0 '

F R

H O R I Z O N T A L

S H F H

- 3 0 0 0 '

N - P O Z O F R

- 3 0 0 0 '

N - P O Z O

- 3 0 0 0 '

P O Z O I N Y E C T O R

( D E A G U A , G A S , V A P O R )

S H F H

- 3 0 0 0 '

F R

- 3 0 0 0 '

N - P O Z O

- 3 0 0 0 '

P 1 P 1P O Z O I N Y E C T O RC O N P I L O T O( D E A G U A , G A S , V A P O R )

F H

- 3 0 0 0 '

N - P O Z O

P O Z O P R O D U C T O RC O N R A D I A L E S

R 1 R 2

F H

- 3 0 0 0 ' - 3 0 0 0 '

N - P O Z OR 1 R 2

F R

- 3 0 0 0 '

F R

H O R I Z O N T A LR E - E N T R Y

S H F H F RL O C A L I Z A C I O NO P O Z O E N P E R F O R A C I O N

S H F HL O C A L I Z A C I O NO P O Z O E N P E R F O R A C I O NC O N A R E A D ED R E N A J E

P E P E F R

S H F H F RP O Z O P E R F O R A D OC O N P I L O T O , P E R F I L A D O

P 1P 2 P 1

N O T A S

S E C C I O N I N C L I N A D A O P I L O T O

S E C C I O N H O R I Z O N T A L

A R E A D E D R E N A J E

F R :

F H :

S H :

P 1 , P 2 :

R 1 , R 2 :

N - P O Z O :

F O N D O D E P O Z O R E - E N T R Y

F O N D O D E P O Z O H O R I Z O N T A L

P U N T O S D E E N T R A D A , P O Z O S P I L O T O S

R A D I A L E S

N O M B R E D E L P O Z O

S U P E R F I C I E D E P O Z O H O R I Z O N T A L

R E - E N T R Y

N - P O Z O

N - P O Z O

N - P O Z O

H O R I Z O N T A L

S I M B O L O S P A R A M A P A S B A S E S O E S T R U C T U R A L E S S O L A M E N T E

S E C C I O N H O R I Z O N T A L P R O Y E C T A D A

LEYENDA

D I R E C C I O N

4

L I M I T E A N T E R I O R

MAR CARIBEOCEANO

ATLANTICO

GU

YANA

BRASIL

COLOMBIA

S ITU A C IO N R ELA TIV A N A C IO N A L

EDAD FORM ACI ON

C R

E

T

A

C

E

O

S U

P

E

R

I O

R

M E

D

I O

I N

F

E

R

I O

R

G R

U

P

O

C

O

G

O

L

L

O

M I T

O

J

U

A

N

/ C

O

L

O

N

( S

D

)

L A L UNA

M b r o . S O CUY

RI O NE G RO

R EG IS TR O TIP O

HO

RIZO

NTE

MAPE

ADO

C R

E

T

A

C

E

O

S U

P

E

R

I O

R

M E

D

I O

I N

F

E

R

I O

R

L A L UNA

M A P A D E S I T U A CI O N RE L A T I V A RE G I O N A LM A P A D E S I T U A CI O N RE L A T I V A RE G I O N A LM A P A D E S I T U A CI O N RE L A T I V A RE G I O N A L

A L T U R I T A S

C A R I L

B O S C A N

L AC O N C E P C I O N

S I B U C A R A

M A R A

E L M O J A N

L A P A Z

C A B I M A S

T I G U A J E

H O M B R EP I N T A D OM E D I A

E L M E N E

M A R A C A I B O

M A P A D E S I T U A CI O N RE L A T I V A RE G I O N A L

A L T U R I T A S

C A R I L

B O S C A N

L AC O N C E P C I O N

S I B U C A R A

M A R A

E L M O J A N

L A P A Z

C A B I M A S

T I G U A J E

H O M B R EP I N T A D OM E D I A

E L M E N E

M A R A C A I B O

V

A L P U F

B A R U AM O T A T A N

M E N E G R A N D E

T O M O P O R O

B A C H A Q U E R OG A R C I A

U R D A N E T A

I I

I I I

L O T E A

G R U P O 7 5

B L O Q U EC O R R E D O R

L O T E1 0Z L

Z L

V V

Z L

Z L C E U T AL O T E 1 7

I V

L O SC L A R O S

L AV I L L A T I A J U A N A

L A G U N I L L A S

B L O Q U EB L O Q U EI X X B L O Q U EV I I I

B L O Q U EV I

B L O Q U EB L O Q U EB L O Q U EX I

B L O Q U EX V

B L O Q U E

B L O Q U E

B L O Q U E

V I IB L O Q U E X I I I

X I I

B L O Q U E

N

TOPE Fm. APON

Fm

. A

P

O

N

Fm.

LISU

RE

B AS AM E NT O

P O ZO D M -1 5 1

M AP A E S T RUCT URAL DE T RABAJO

ARE A

F

SF

F

F

S

S

- 7 2 5 0

F

F

S

S

S

F

F

F

S

F

F

F

F

S

S

F

F

S

S

F

D M 118 1

F

MACH

IQUES

TIBU

PIC

HE

-7000'

-6500'

MARACA

LD

DL

D

DL L

DL

DL

DL

DL

D LL

D

LD

L

D

DL

LD

LD

DL

D

L

LL

L

D D

D

DL

D L

D

D

DL

L

L

L

D D

L

DL

D

D

D

L

L

L

D

D

L

L

DL

L

D M 160

D M 164D M 163

D M 158

D M 155

D M 153

D M 120

D M 157

D M 115

D M 119

D M 152

D M 156

D M 117

A Y E -2

F

-6500'

-700

0'

-750

0'

-6500'

-6000'

-7000'

-7500'

-6500'

-8000'

-8500'

-6300'

S

- 5 4 0 2F

D M 166 1

PE

B CC-2

B CC-3

B DD-1

B B D-1

A ZE -1

A UF-1

A RJ-2

-6000'

-6300'

-670

0'

-690

0'

-660

0'

-950

0'

-900

0'

-8500'

-6500'

-7000'

-7500'

-5200'

-7000'

-3800'

-4000'

-4600'

-630

0'

-610

0'

-7300'

-6400'

-7200'

-5400'

-5300'

-5200'

-510

0'

-5700'-5600'

-5600'

-5700'

-5800'

-5400'-5

300'

-540

0'-5

300'

-520

0'

-5100'

-5000'

-400

0'

-3900'

-6500'

-6800'

-7500'

-5100'

-750

0'

-7000'

-4300'

-6500'-6500'

-800

0'

-8500'

-5000'

-3900'

-4500'

-6500'

-7000'

-6500'

-6500'

-5100'

15. 162. 045 20/ 02/ 2007Ronal d Pa l e nc i aC. I . :

F

F

D M 167F

- 5 0 1 8

A TG-1

Falla Normal Transcurrente Sinestral

O E

- 110 -

deformaciones de menor intensidad si se las compara con las ocurridas al sur de la

Falla Inversa Principal.

Figura N°36 Sección Estructural NO-SE del Bloque Norte. Yacimientos A1 y A2. (Fuente: Geotrace.,

Año 2005)

En la sísmica, los reflectores correspondientes a los carbonatos cretáceos de este

bloque se aprecian pocas discontinuidades, manteniéndose en la mayoría de los casos

las relaciones de paralelismo, grosor y continuidad de los reflectores. Por lo que si

tomamos en cuenta que según el análisis cronológico de las estructuras realizado en

este estudio, el régimen compresivo responsable del fallamiento inverso fue posterior a

la distensión generadora de las fallas normales, tenemos que la mayoría del

- 111 -

fracturamiento y las discontinuidades presentes fueron originadas durante la

compresión, régimen que afectó con mayor intensidad al Bloque Sur. Esta aseveración

se fundamenta en el hecho de que ambos bloques (el Norte y el Sur) sufrieron con la

misma intensidad la distensión NE – SO que generó las fallas normales NO – SE, y sin

embargo, las discontinuidades son más frecuentes en el Bloque Sur.

La superficie de la Discordancia del Eoceno en este bloque tiende a ser bastante

horizontal, al igual que las capas correspondientes al Mioceno de la Formación La Villa,

salvo en el ligero plegamiento anticlinal de rumbo E – O ocasionado por el

desplazamiento de la falla inversa norte (Ver Figura Nº36). La poca deformación de

estos niveles evidencia la poca actividad tectónica en el Bloque Norte desde finales del

Mioceno hasta el presente.

- 112 -

CAPITULO IV

MARCO METODOLOGICO

4.1.- TIPO DE INVESTIGACIÓN

Esta investigación, de acuerdo a la forma de recopilación de los datos y a las

características de la información puede clasificarse como; documental, descriptiva,

explicativa y evaluativa:

Documental

Basada y soportada de acuerdo a la fuente que origina la información a partir de los

hechos con anterioridad como informes técnicos, notas técnicas, documentos,

ilustraciones y en base a otros trabajos de grado.

Descriptiva

Esta investigación se define como tal debido a que su objetivo fundamental es

señalar particularidades de una situación, hecho o fenómeno. Por consiguiente para los

efectos de la misma se pretende describir de manera detallada el proceso y

metodología a seguir en la evaluación de un campo maduro con yacimientos

naturalmente fracturados lo cual contribuye a determinar la eficiencia de la aplicación de

dicho proceso, por lo tanto no requiere aplicación de hipótesis. De tal forma este tipo de

investigación solo describe lo que se mide sin realizar inferencias o verificar hipótesis.

Explicativa

Con este trabajo se busca evaluar un campo maduro con yacimientos naturalmente

fracturados para obtener una mas acertada recuperación de las reservas remanentes

del área.

- 113 -

Evaluativa

Consiste en evaluar mediante el estudio de parámetros geológicos, petrofísicos y

estudio del comportamiento dinámico que avalaran los resultados de los yacimientos

en estudio.

4.2.- POBLACIÓN DE ESTUDIO

La población de estudio está constituida por 31 pozos completados en dos

yacimientos naturalmente fracturados los cuales para efectos de este estudio serán

llamados A1 y A2, ambos de edad terciaria, ubicados en la Cuenca del Lago de

Maracaibo al Oeste de la Republica Bolivariana de Venezuela y de los cuales 23 pozos

pertenecen al yacimiento A1 y los 8 restantes al yacimiento A2.Ver Tabla Nº 1 a

continuación:

Tabla N°1 Población de estudio (Fuente: Hernández., Año 2009)

IDENTIFICACION DEL POZO YACIMIENTO

POZO LUZ-1 A1

POZO LUZ-2 A1

POZO LUZ-3 A1

POZO LUZ-4 A1

POZO LUZ-5 A1

POZO LUZ-6 A1

POZO LUZ-7 A1

POZO LUZ-8 A1

POZO LUZ-9 A1

POZO LUZ-10 A1

POZO LUZ-11 A1

POZO LUZ-12 A1

POZO LUZ-13 A1

POZO LUZ-14 A1

POZO LUZ-15 A1

POZO LUZ-16 A1

POZO LUZ-17 A1

POZO LUZ-18 A1

POZO LUZ-19 A1

POZO LUZ-20 A1

POZO LUZ-21 A1

POZO LUZ-22 A2

POZO LUZ-23 A2

POZO LUZ-24 A2

POZO LUZ-25 A2

POZO LUZ-26 A2

POZO LUZ-27 A2

POZO LUZ-28 A2

POZO LUZ-29 A1

POZO LUZ-30 A2

POZO LUZ-31 A1

- 114 -

4.3.- METODOLOGIA Y DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN

Para llevar a cabo la investigación se siguen una serie de pasos y procedimientos

con la finalidad de cumplir cada uno de los objetivos planteados. A continuación, se

describe el procedimiento a seguido.

4.3.1.- ELABORACION DE MAPA BASE

Luego de obtener el número de pozos a estudiar (31 pozos), se procedió a la

elaboración del mapa base, el cual se generó en el sistema computarizado Oil Field

Manager, con la finalidad de visualizar y plasmar la información recopilada a través del

estudio. Dicho mapa se enmarcó en coordenadas UTM (X,Y), para luego procesarlo y

desplegarlo en otros programas computarizados como Petrel. Con la elaboración del

mapa base se facilita la ubicación de los pozos para el posterior análisis de los mismos.

En la Figura N°37, se muestra el mapa base del estudio el cual contiene los 28 pozos

pertenecientes a los yacimientos A1 y A2.

- 115 -

1207000 1207000

1209000 1209000

1211000 1211000

1213000 1213000

1215000 1215000

1217000 1217000

165000

165000

167000

167000

169000

169000

171000

171000

173000

173000

175000

175000

177000

177000

179000

179000

181000

181000

LUZ-01

LUZ-02

LUZ-03

LUZ-04

LUZ-05

LUZ-06

LUZ-07

LUZ-08

LUZ-09

LUZ-10LUZ-11

LUZ-12

LUZ-13

LUZ-14

LUZ-15

LUZ-16LUZ-17

LUZ-18

LUZ-19

LUZ-20

LUZ-21

LUZ-22

LUZ-23LUZ-24

LUZ-25

LUZ-26

LUZ-27

LUZ-28

LUZ-29

LUZ-30

LUZ-31

PROYECTO DE GRADO

Octubre 2009. La Univ ersidad del Zulia

Figura N°37 Mapa base. (Fuente: Hernández., Año 2009)

4.3.2.- RECOPILACION Y VALIDACION DE LA INFORMACION

La información se recopilo de la siguiente manera: se realizo una búsqueda en

Internet, específicamente en la biblioteca de las paginas oficiales de la SPE (Society of

Petroleum Engineers) y de la AAPG(American Asociation of Petroleum Geologiest),así

como en la biblioteca principal de la División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería

y la biblioteca Efraín Barberí de la Escuela de Ingeniería de Petróleo ambas ultimas

pertenecientes a la Universidad del Zulia(Maracaibo, Venezuela), se elaboró una lista

de los trabajos de interés, o bien, los trabajos referentes a cálculos de reservas en

yacimientos naturalmente fracturados, modelos geológicos y petrofísicos de yacimientos

naturalmente fracturados y modelos de ingeniería de yacimientos, los cuales fueron

leídos y analizados hasta elegir la población de estudio y data a utilizar en el presente

trabajo, la cual incluyo carpetas de pozo que contuvieron la información de perforación,

trabajos a los pozos, pruebas, diagramas mecánicos, producción por pozo hasta

- 116 -

Octubre del año 2009,registros eléctricos, información sísmica, e información de

núcleos.

4.3.3.- REVISION DE LA SISMICA 3D

La revisión de la sísmica consistió en la recopilación de informes contentivos de

información sobre cubos y líneas existentes en el área así como notas de geólogos y

geofísicos con respecto a interpretaciones previas.

4.3.4.- REVISION DEL MODELO GEOLOGICO

Se leyeron informes previos y tesis de grado que contenían información geológica

del área de los cuales se tomaron notas sobre el recorrido de las fallas y los saltos de

las mismas, estos recorridos fueron llevados al modelo de OFM como archivos de

anotación los cuales fueron utilizados para observar el comportamiento de producción

con respecto a la ubicación geográfica dentro del campo. Se revisaron secciones

estructurales y estratigráficas de estudios previos para observar la continuidad de las

formaciones.

4.3.5.- REVISION DEL MODELO PETROFISICO

Para este modelo se recopilo toda la información petrofísica de estudios anteriores y

se determino los parámetros propios a utilizar para los posteriores cálculos del POES.

El modelo base seleccionado fue un modelo previo, la información utilizada en el mismo

era proveniente del análisis de los núcleos de los pozos Luz 7 y Luz -23, y de las

muestras de canal de los pozos Luz-12, Luz- 13, Luz-8 y Luz- 9.

El análisis petrofísico se hizo de una manera cualitativa y la razón es, que para las

calizas fracturadas no son validas las ecuaciones convencionales que se utilizan para

calcular de una manera puntual los parámetros petrofísicos, por tanto las curvas se

observan a través de grandes tramos tratando de promediar los valores de las variables

- 117 -

petrofísicas en rangos o intervalos tomando la información directamente del registro sin

la necesidad de aplicar un software como normalmente se hace en las arenas, excepto

para el cálculo de la saturación de hidrocarburo (Sh) donde se consideraron variables

usadas en una evaluación reportada en uno de los documentos técnicos consultados.

El modelo utilizado para calcular el volumen de arcilla fue el lineal, es decir, Vsh

=IGR. Para determinar el volumen de arcilla a partir del perfil de GR ó SP, se sustituyo

en la ecuación del modelo lineal, utilizando la ecuación lineal que se muestra a

continuación:

IGR= GR leido – GR min...........................................................................................(31)

GR max- GR min

Donde:

Vsh : Volumen de arcillosidad.

GRleído : Valor leído en las curvas de Rayos Gamma.

GRmínimo : Mínimo valor del perfil Rayos Gamma.

GRmáximo : Máximo valor del perfil Rayos Gamma.

Para este cálculo fue necesario tomar en cuenta el efecto que causan los minerales

radioactivos a la curva GR en varios intervalos a lo largo de la sección Cretácea,

ocasionando incrementos considerables en las lecturas del GR, lo que enmascara el

verdadero comportamiento de esta curva. La consecuencia inmediata de este

comportamiento, es la disminución del espesor total calcáreo.

La porosidad se calculo a partir del registro de densidad previamente corregido por

efectos de condición de hoyo. La porosidad determinada es la absoluta, ya que la matriz

calcárea esta compuesta por fracturas, microfracturas, vugas y dolomitas, por lo que el

almacenamiento y flujo de algún fluido, no es dependiente solo de la geometría de la

roca, sino de su composición (porosidad secundaria).De la sensibilidad efectuada entre

porosidad de núcleo y porosidad de registro, se obtuvo una muy buena correlación, por

- 118 -

lo que la porosidad calculada para las evaluaciones petrofísica por pozo, se determinó a

partir de la curva de densidad, el cual viene expresado por la siguiente ecuación:

= ma - b……………………………………………………………………………….(32)

ma - t

Donde:

ma : Densidad de la matriz (2.71 gr/cc).

b : Densidad leída del registro (gr/cc).

t : Densidad del filtrado de lodo (1 gr/cc).

Los valores utilizados para la densidad de la matriz y la densidad del fluido son

2.71grs/cc y 1.0 grs/cc (Fluido Base Agua) y 0.85 grs/cc (Fluido Base Aceite).

La saturación de agua fue calculada aplicando el modelo de Archie para formaciones

limpias ya que es muy adecuado para formaciones con bajo contenido de arcillas

dispersas.

nm RtRwASw /1)/**( ………………………………………………………………..(33)

Donde:

Sw= Saturación de Agua.

A= Constante de Archie.

Rw= Resisitividad del Agua de Formación.

m= Factor de Cementación.

Rt= Resistividad Verdadera.

n= Exponente de Saturación.

= Porosidad.

Para el cálculo de saturación de hidrocarburo (Sh) se utilizo la ecuación de Archie

que se muestra a continuación.

- 119 -

n

Rt

RwASh

……………………………….…………………………….(34)

Donde:

Sh = Saturación de hidrocarburos

A = Constante de Archie

Rw = Resistividad del Agua de formación

m = Factor de cementación

Rt = Resistividad verdadera

n = Exponente de saturación

Ø=Porosidad

Se realizó un gráfico de Permeabilidad vs Porosidad del núcleo, para estimar una

relación de Permeabilidad que pudiese extrapolarse al resto de los pozos, de la cual

resultó la siguiente ecuación:

K=0,0064 e(26,067Ø).........................................................................................................(35)

Donde:

K= Permeabilidad (md)

e = 2.7172

Ø = Porosidad calculada con los registros (fracción).

Se realizó un ensayo para estimar la permeabilidad en función de la porosidad, con

los análisis de las muestras de pared disponibles en los pozos, Luz-08, Luz-09, Luz-12

y Luz-13, siendo en el último de estos pozos donde no se pudo determinar una

ecuación confiable para el cálculo de esta variable, ya que las mediciones reportadas,

difieren considerablemente de los demás análisis de roca disponibles en el área, esto

producto de que este pozo (Luz-12 y Luz-13), se encuentra ubicado en un bloque

diferente al resto de los pozos del área, por lo que se presume que las características

litoestratigráficas sean diferentes. La ecuación generada en los pozos Luz-08 y Luz-09

coteja muy bien con la ecuación generada con el análisis del núcleo del pozo Luz-07.

- 120 -

4.3.6.- HISTORIAL DE PRODUCCION

Para llevar a cabo un buen entendimiento de la producción de estos pozos, se

procedió a leer el expediente de trabajos y eventos ocurridos en cada pozo a lo largo

del tiempo y se generaron los gráficos de producción con la ayuda de la herramienta

OFM, (data hasta Octubre del ano 2009), en este análisis se incluyen diagramas de

torta de fluidos producidos así como gráficos de burbuja que permitieron observar

patrones de producción con respecto a la ubicación geográfica de los pozos dentro del

campo. Se coloco la información de producción de cada pozo en un mismo grafico para

ver las tendencias de producción que predominan en los yacimientos.

4.3.7.- HISTORIAL DE PRESION

Para el análisis del comportamiento de presión del Campo A, se procedió a la

recolección de todas las pruebas de presión de ambos yacimientos, de la cual se

obtuvo: 43 pruebas de presión estática y se realizo una curva de Presión vs. Tiempo

que posteriormente fue llevada a Presión vs. Petróleo Producido mediante la cual se

estimó la presión inicial del yacimiento, la presión de burbuja y la presión actual.

4.3.8.- DECLINACION DE PRODUCCION Y ESTIMACION DE RESERVAS

Una vez estudiado cada uno de los yacimientos, los pozos fueron agrupados por

categoría actual bajo el siguiente parámetro:

* Cat 1 Pozos activos actualmente.

* Cat 2 Pozos inmediatamente activos.

* Cat 3 Pozos inactivos que se encuentran esperando reparación.

* Cat 9 Pozos abandonados

Mediante la aplicación Forecast del software Oil Field Manager, se procedió a

realizar tres escenarios de declinación de producción con las variables Tasa real de

- 121 -

petróleo (bls/d) vs Acumulado de petróleo (MMbls) para cada yacimiento y se estimaron

las reservas recuperables.

4.3.9.-PROPIEDADES PVT DEL YACIMIENTO

Para el estudio de las propiedades del fluido se valido un PVT del pozo LUZ-5

perteneciente al yacimiento A1,el cual fue tomado el 6 de marzo del año 1981.Se aplico

la metodología de validación por condiciones de muestreo, método de la función “Y”,

Balance de masas, desigualdad y densidad.

4.3.10.-CALCULO DE POES

El POES fue calculado mediante el comando Tool Calculate del paquete OFM

introduciendo los valores promedio de las propiedades obtenidas en la revisión

petrofísica así como el valor del Factor Volumétrico del petróleo validado según el PVT.

Se consideraron 1257 celdas en el modelo de OFM con un DxDy de 3,4029 acres. El

grid área utilizado fue bosquejado en Autocad 2010 y OFM para su validación.

4.3.11.-CALCULO DE FACTOR DE RECOBRO

Una vez obtenido el POES y las reservas recuperables se procedió a calcular el

factor de recobro mediante la siguiente ecuación:

FR CAMPO = Reservas Recuperables……………………………………………………….(36)

POES

- 122 -

4.3.12.-OPORTUNIDADES EN POZOS

Se reviso el historial de producción de los pozos inactivos y se sobrepuso el contacto

actual de agua petróleo para cada yacimiento revisado en los informes técnicos

actuales, luego se procedió a la recomendación de trabajos a algunos pozos con el fin

de optimizar el recobro de las reservas.

evaluaciÓn de un campo maduro con yacimientos...

Documents