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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERIA DIVISION DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN GEOLOGIA PETROLERA
MODELO GEOESTADÍSTICO DEL YACIMIENTO LAGUNILLAS EN EL ÁREA
NORESTE DE TÍA JUANA
Trabajo de Grado presentado para optar al Grado Académico de:
MAGISTER SCIENTIARUM EN GEOLOGÍA PETROLERA
Presentado por: Ing. Dayveni Suárez Tutor: Ing. Américo Perozo, MSc.
Maracaibo, julio de 2008
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERIA DIVISION DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN GEOLOGIA PETROLERA
MODELO GEOESTADÍSTICO DEL YACIMIENTO LAGUNILLAS EN EL ÁREA NORESTE DE TÍA JUANA
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia para
optar al Grado Académico de:
MAGISTER SCIENTIARUM EN GEOLOGÍA PETROLERA
Autor: DAYVENI SUÁREZ
Tutor: Américo Perozo
Maracaibo, julio de 2008
APROBACIÓN
Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado MODELO GEOESTADÍSTICO DEL YACIMIENTO LAGUNILLAS EN EL ÁREA NORESTE DE TÍA JUANA que Suárez Hernández, Dayveni Carolina, C.I: 14.556.633 presenta ante el Consejo técnico de la División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería en cumplimiento con el artículo 51, Parágrafo 51.6 de la Sección Segunda del Reglamento de Estudios para Graduados de la Universidad del Zulia, como requisito para optar al Grado académico de
MAGISTER SCIENTIARUM EN GEOLOGÍA PETROLERA
_______________________ Coordinador del Jurado
Américo Perozo C.I.: 2.880.248
__________________ _________________ Giuseppe Malandrino Marcos Escobar C.I.: 15.887.087 C.I.: 3.805.898
_____________________ Director de la División de Postgrado
Gisela Páez
Maracaibo, julio de 2008.
Suárez Dayveni. Modelo Geoestadístico del Yacimiento Lagunillas en el Área Noreste de Tía Juana (2008). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. División de Postgrado. Facultad de Ingeniería. Maracaibo, Venezuela, 182p, Tutor: Prof. Américo Perozo.
RESUMEN Los procesos para mejorar la recuperación de Reservas de petróleo representa uno de los objetivos principales para llevar a cabo la caracterización y modelado de yacimientos. Este estudio incluyó un enfoque multi-etapas para la construcción del modelo estocástico para evaluar la viabilidad de la inyección de vapor continua en el yacimiento Lagunilllas Inferior, que muestra variación lateral y vertical de las facies y las propiedades de la roca reservorio. Un modelo inicial de tres zonas desde una previa interpretación geológica fue usada para la verificación de un control de calidad preliminar de las propiedades petrofísicas, facies y marco estructural, es decir, topes estructurales y fallas. Inconsistencias en el marco estructural conllevaron a revisiones y reinterpretaciones de los topes estructurales y la sísmica, lo cual dió lugar a un modelo geológico mejorado. La integración del análisis de presiones confirmó la existencia fallas no sellantes en el yacimiento. Los registros de facies y registros petrofísicos fueron escalados para la malla de simulación y las curvas de proporción vertical se generaron para evaluar las proporciones de las facies de arena y arcilla dentro de cada zona del modelo geológico. La Simulación Secuencial por Indicadores (SIS), fue aplicada para modelar la distribución espacial de litologías restringidas por información geológica y de pozos. Las propiedades petrofísicas (T, Vsh, Sw) fueron modeladas por medio de la Simulación Secuencial Gaussiana (SGS) y condicionada por las facies; mientras que la porosidad efectiva y absoluta permeabilidad fueron estimadas determinísticamente. El conjunto final de diez realizaciones estocásticas del yacimiento provee una mejor percepción y comprensión de la heterogeneidad estratigráfica del yacimiento; permitiendo el cálculo volumétrico estocástico del petróleo original en sitio (P.O.E.S.) para cada realización, y garantizar el estudio de una futura simulación dinámica del yacimiento.
Palabras Clave: Geoestadística, Estocástico, Inyección de Vapor, Facies, Propiedades Petrofísicas, Simulación.
E-mail del Autor: [email protected]
Suárez Dayveni. Geoestadistical Modeling of Lagunillas Reservoir in the North-East Area of Tía Juana (2008). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. División de Postgrado. Facultad de Ingeniería. Maracaibo, Venezuela, 182p, Tutor: Prof. Américo Perozo.
ABSTRACT Oil reservoirs subject to improved recovery processes represent one of the most challenging targets for reservoir characterization and modeling. This study involved a multi-step approach to build a stochastic model to assess the feasibility of continues flooding steam in Lagunillas Inferior reservoir, that displays lateral and vertical variation of facies and Petrophysics properties of reservoir rock. An initial three-zone model from previous geologic description was used for preliminary quality control verification of petrophysical properties, facies and structural framework, namely, structural tops and faults. Discrepant results lead to reviews and reinterpretations of structural tops and seismic, that resulted in an improved geological model. Integrating reservoir pressure analysis to confirm the existence of faults not flow barriers. Facies and petrophysical well logs were scaled to the simulation grid and vertical proportion curves were generated to assess shale and sand facies proportions within each zone of the geologic model. Sequential Indicator Simulation (SIS) was applied to model spatial distribution of facies. Petrophysical properties (T, Vsh, Sw) were then modeled by means of Sequential Gaussian Simulation (SGS) and conditioned by facies. While effective porosity and absolute permeability were deterministically estimated. The set of ten final stochastic realizations of the reservoir spatial architecture provided a better perception and understanding of reservoir heterogeneity; allowing stochastic volumetric calculations of Original Oil in Place (OOIP) and ensuring enhanced future dynamic reservoir simulation studies.
Key words: Geostatistical, Stochastic, Flooding Steam, Facies, Petrophysics
Properties, Simulation.
E-mail del Autor: [email protected]
DEDICATORIA
A mi Dios Todopoderoso, mi guía, mi fortaleza, muchas gracias por este gran
logro, ya que sin tí hubiese sido imposible, muchas gracias por permitirme estar hay
aquí junto a mi familia, gracias porque me has fortalecido con cada dificultad en mi
vida y me haz enseñado a vencer y a levantarme con muchas más fuerzas, y
cuando sentí miedo de seguir mi camino me ayudaste a continuar, me sostuviste
con tus brazos dándome fuerza para seguir adelante y entender que la vida sigue,
que no hay nada más hermoso que disfrutar la vida, gracias por enviarme al lugar
indicado y con estas personitas especiales que me mostraron tu amor, gracias
porque siempre has estado y estarás a mi lado.
Dayveni Suárez
AGRADECIMIENTO
A mis padres, Yolanda y Jorge, los cuales han sido fuente de inspiración, y me
han enseñado la dedicación y perseverancia para lograr el éxito, gracias por
haberme dado las alas y haberme permitido volar hasta aquí y alcanzar mi sueño,
gracias por haber creído en mi, y sobretodo muchas gracias por los sacrificios que
hicieron, los cuales hoy día tienen sus grandes frutos.
A mis hermanos y sobrinitas, que son personas que con su presencia me han
animado y me han apoyado con su presencia y con su amor.
A todos mis amigos, compañeros y demás familiares, que de una u otra manera
me han apoyado, los cuales han estado conmigo a lo largo de estos años. No los
nombro porque la lista es extensa y no quiero excluir a ninguno.
A dos personitas lindas que están en mi corazón, y lograron ganarse mi cariño
con su dulzura y su manera de ser. Así como también a un gran amigo que me
apoyó en los momentos que más lo necesité, y siempre me fortaleció con sus
palabras y actos. Le agradezco mucho a su familia porque me hicieron vivir lindos
momentos.
Al Prof. Américo por asesorarme, darme su apoyo y colaboración siempre.
A La Universidad del Zulia, por ser mi casa de estudio y brindarme la oportunidad
de formarme profesionalmente. Así como también a Arelis, Enrique y Ary, que
siempre me ayudaron a resolver cada imprevisto sin esperar nada a cambio.
Les agradezco a todos, y sobretodo a Dios, por darme este gran regalo, este
regalo de la vida, la cual es hermosa y con ella somos capaces de lograr cada meta
y cada sueño por muy inaccesibles que parezcan.
Dayveni Suárez
TABLA DE CONTENIDO
RESUMEN………………………………………………………………………………………………….……
ABSTRACT……………………………………………………………………………………………………..
DEDICATORIA……………………………………………………………………………………………….
AGRADECIMIENTO…………………………………………………………………………………………
TABLA DE CONTENIDO…………………………………………………………………………………
LISTA DE TABLAS………………………………………………………………………………………….
LISTA DE FIGURAS……………………………………………………………………………………….
INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………………………………….
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CAPITULO I: PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
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1.1. Planteamiento del Problema……………………………………………………….…………
1.2. Objetivos de la Investigación……………………………………………………..………..
1.2.1. Objetivo General…………………………………………………………………………..
1.2.2. Objetivos Específicos……………………………………………………………………
1.3. Justificación de la Investigación……………………………………………………………
1.4. Hipótesis de la Investigación…………………………………………………………………
1.5. Estudios Previos Realizados en el Área ……………………………………………….
1.7. Ubicación del Área en Estudio……………………………………………………………….
1.6. Datos Básicos del Yacimiento……………………………………………………………….
CAPITULO II: MARCO TEÓRICO 31
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2.1. Estadística………………………………………………………………………………………………
2.2. Variables Estadísticas……………………………………………………………………………
2.2.1. La Media……………………………………………………………………………………….
2.2.2. La Mediana……………………………………………………………………………………
2.2.3. La Moda…………………………………………………………………………………………
2.2.4. Valor Esperado………………………………………………………………………………
2.2.5. La Varianza……………………………………………………………………………………
2.2.6. Desviación Estándar…………………………………………………………………….
2.2.7. Estimadores………………………………………………………………………………….
2.3. Características de las Distribuciones de Probabilidad………………………….
2.3.1. Distribución Normal o Gaussiana………………………………………………… 32
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2.3.2. Distribución Logarítmica Normal………………………………………………….
2.4. Geoestadística……………………………………………………………………………………….
2.5. Análisis Estadístico de los Pozos……………………………………………………………
2.6. Aplicación de Técnicas Geoestadísticas………………………………………………..
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Página 2.7. Variables Regionalizadas……………………………………………………………………….
2.8. Variogramas o Semivariogramas…………………………………………………………. 37
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. Lag o distancia……………………………………………………………………………………..
. Longitud………………………………………………………………………………………………..
. Ancho…………………………………………………………………………………………………….
. Tolerancia Angular…….………………………………………………………………….......
. Altura Angular……………………………………………………………………………………...
. Altura…………………………………………………………………………………………………….
2.9. Método Kriging……………………………………………………………………………………..
2.10. Modelos de Kriging……………………………………………………………………………..
2.10.1. Kriging Ordinario………………………………………………………………………..
2.10.2. Kriging con Deriva Externa…………………………………………………………
2.10.3. Kriging Simple…………………………………………………………………………….
2.11. Simulación Estocástica……………………………………………………………………….. 38
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2.11.1. Transformación Gaussiana para la Simulación Estocástica………
2.11.2. Simulación de Variables Discretas (Facies)……………………………….
2.12. Modelos Boléanos………………………………………………………………………………..
2.13. Ranqueo de Realizaciones…………………………………………………………………..
2.14. Rocas Sedimentarias……………………………………………………………………………
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2.15. Estratigrafía…………………………………………………………………………………………
2.16. Facies Sedimentarias………………………………………………………………………….
2.17. Yacimiento de Petróleo……………………………………………………………………….
2.18. Modelo Estático……………………………………………………………………………………
2.18.1. Modelo Estructural………………………………………………………………………
2.18.1.1. Método Sísmico Tridimensional (3D)…………………………..……
2.18.1.2. Conversión de la Sísmica 3D de Tiempo a Profundidad….
. Checkshots…………………………………………………………………………………
. Sismogramas Sintéticos…………………………………….………………………
2.18.1.3. Amplitud Sísmica……………………………………………………………….
2.18.1.4. Atributos Sísmicos……………………………………………………………. 45
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2.18.2. Modelo Estratigráfico………………………………………………………………….
2.18.3. Modelo Sedimentológico…………………………………………………………….
2.19. Ambientes de Sedimentación………………………………………………………………
2.20. Principales tipos de Ambiente de Sedimentación……………..……………….
2.20.1. Ambientes Continentales (Sistemas Fluviales)…………………………
2.20.2. Ambiente Deltaico………………………………………………………………………
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. Delta con Dominio Fluvial……………………………………………………………….
. Delta con Predominio de Mareas…………………………………………………….
. Delta con Dominio de Oleaje………………………………………………………….
2.20.3. Ambientes Marinos…………………………………………………………………….
2.20.4. Ambientes Desérticos Eólicos……………………………………………………
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2.21. Modelo Petrofísico……………………………………………………………………………….
2.22. Propiedades Físicas del Sistema Roca – Fluido..............................
2.22.1. Porosidad.........................................................................
2.22.1.1. Factores que afectan la Porosidad................................
. Uniformidad del Tamaño de Grano......................................
. Grado de Cementación o Consolidación...............................
. Compactación durante y después de la Depositación.............
. Tipo de Empaque..............................................................
2.22.1.2. Clasificación de la Porosidad desde el punto de vista de
Ingeniería........................................................................................
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2.22.1.3. Clasificación Geológica de la Porosidad.........................
. Porosidad Primaria............................................................
. Intercristalina..................................................................
. Intergranular...................................................................
. Porosidad Secundaria........................................................
. Porosidad en Solución.......................................................
. Porosidad por Dolomitación................................................
. Porosidad por Fractura......................................................
2.22.2. Permeabilidad...................................................................
2.22.2.1. Factores que afectan la Permeabilidad..........................
. Forma y Tamaño de los Granos de Arena............................. 55
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. Laminaciones...................................................................
. Cementación....................................................................
2.22.2.2. Tipos de Permeabilidad...............................................
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. Permeabilidad Absoluta.....................................................
. Permeabilidad Efectiva......................................................
. Permeabilidad Relativa......................................................
2.22.3. Saturación de Fluidos…………………………………………………………………
2.22.4. Agua de Formación…………………………………………………………………….
2.22.4.1. Composición de las Aguas de Formación…………….……………
2.22.4.2. Resistividad del Agua de Formación…………………………………
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2.22.4.3. Clasificación de las Aguas de Formación………………………….
2.22.4.3.1. Clasificación Genéticas de las Aguas de Formación.
. Aguas Connotas…………………………………………………………………..
. Aguas Meteóricas………………………………………………………………… 63
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. Aguas Juveniles……………………………………………………………………
2.22.4.3.2. Clasificación según Hem…………………………………………..
2.22.4.3.3. Clasificación propuesta por Sulin…………………………….
2.22.5. Temperatura de la Formación……………………………………………………
CAPITULO III: MARCO METODOLÓGICO
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3.1. Modelo de Datos Validados……………………………………………………………………
3.2. Modelo Estático………………………………………………………………………………………
3.2.1. Modelo Estructural……………………………………………………………………….
3.2.1.1. Interpretación Sísmica…………………………………………………………
3.2.1.2. Sismogramas Sintéticos………………………………………………………
3.2.1.3. Interpretación del Horizonte Sísmico………………………………….
3.2.1.4. Validación de Fallas…………………………………………………………….
3.2.1.5. Conversión de Datos Sísmicos a Profundidad….…………………
3.2.2. Modelo Estratigráfico……………………………………………………………………
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3.2.3. Modelo Sedimentológico………………………………………………………………
3.2.4. Modelo Petrofísico…………………………………………………………………………
3.2.4.1. Determinación de Parámetros Petrofísicos.……………………….
. Densidad de la Matriz de Formación (ma)……………………………..
. Exponente de Cementación (m)……………………………………………….
. Exponente de Saturación (n)…………………………………………………….
3.2.4.2. Determinación de los Modelos Petrofísicos…………………………
. Modelo de Arcillosidad………………………………………………………………. 75
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. Modelo de Porosidad………………………………………………………………….
. Modelo de Permeabilidad………………………………………………………….
. Modelo de Saturación de Agua………………………………………………….
. Modelo de Saturación de Agua Inicial………………………………………
3.3. Validación de Análisis Físicos-químicos del Agua de Formación antes
de la Inyección de Vapor………………………………………………………………………………
3.2.5. Modelo Geoestadístico………………………………………………………………….
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3.2.5.1. Datos de Entrada para Petrel………………………………………………
. Trayectorias de Pozos……………………………………………………………….
. Curvas Petrofísicas de Pozos…………………………………………………….
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. Interpretación de Facies……………………………………………………………
. Marcadores de Pozos…………………………………………………………………
. Interpretación Sísmica de los Horizontes Laguna, Ojeda y
Discordancia del Eoceno……………………………………………………………………………….
. Interpretación Sísmica de Planos de Fallas………………………………
. Completación de Pozos………………………………………………………………
3.2.5.2. Control de Calidad de los Datos………………………………………….
. Revisión de Marcadores…………………………………………………………….
. Revisión de Fallas con Marcadores de cada Horizonte…………….
. Revisión de la Interpretación de Facies con respecto a la
Interpretación Petrofísica………………………………………………………………………………
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3.2.5.3. Modelo Estructural 3D para el Modelo Estocástico…………….
3.2.5.4. Malla Estratigráfica para el Modelo Geoestadístico.….……….
3.2.5.5. Curvas de Proporción Vertical.……………………………………………
3.2.5.6. Escalamiento de Pozos en Petrel.……………………………………….
3.2.5.7. Análisis de Datos de Facies y Petrofísica.…………………………..
3.2.5.8. Análisis de Variogramas de Facies por Unidad…………………..
3.2.5.9. Análisis de variogramas de Datos Petrofísicos.………………….
3.2.5.10. Simulación de Facies.……………………………………………….……….
3.2.5.11. Simulación de Propiedades Petrofísicas.…………….……………
3.2.5.12. Estimación del POES de los Modelos Equiprobables………..
CAPITULO IV: DISCUSIÓN DE RESULTADOS
4.1. Modelo de Datos Validados……………………………………………………………………
4.2. Modelo Estático………………………………………………………………………………………
4.2.1. Modelo Estructural……………………………………………………………………….
4.2.1.1. Interpretación Sísmica………………………………………………………….
4.2.1.2. Sismogramas Sintéticos………………………………………………………
4.2.1.3. Interpretación del Horizonte Sísmico…………………………………..
4.2.1.4. Validación de Fallas……………………………………………………………….
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4.2.1.5. Conversión de tiempo a Profundidad en función a la curva TZ……
4.2.2. Modelo Estratigráfico y Sedimentológico………………………………
4.2.4. Modelo Petrofísico……………………………………………………….………….
4.2.4.1. Determinación de Parámetros Petrofísicos……….…………. 108
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Densidad de Matriz de Formación (ρma)……………………………………..
Exponente de Cementación (m)……………………………………………………
Exponente de Saturación (n)…………………………………………………………
Página 4.2.4.2. Determinación de los Modelos Petrofísicos……………… 110
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Modelo de Arcillosidad……………………………………………………………………
Modelo de Porosidad………………………………………………………………………
Modelo de Permeabilidad……………………………………………………………….
Modelo de Saturación de Agua………………………………………………………
Modelo de Saturación de Agua Inicial…………………………………………..
4.3.- Caracterización del Agua de Formación antes de la Inyección de
Vapor…………………………………………………………………………………………………………….. 113
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4.2.5. Modelo Geoestadístico………………………………………………………………….
4.2.5.1. Datos de Entrada para Petrel………………………………………………
4.2.5.2. Control de Calidad de los Datos………………………………………….
. Revisión de Marcadores…………………………………………………………….
. Revisión de Fallas con Marcadores de cada Horizonte…………….
. Revisión de la Interpretación de Facies con respecto a la
Interpretación Petrofísica…………………………………………………………………..
. Revisión de las Completaciones en los pozos………………………….
4.2.5.3. Modelo Estructural 3D para el Modelo Geoestadístico………. 155
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4.2.5.4. Malla Estratigráfica para el Modelo Geoestadístico……………
4.2.5.5. Curvas de Proporción Vertical…………………………………………….
4.2.5.6. Escalamiento de Pozos en Petrel…………………………………………
4.2.5.7. Análisis de Datos de Facies y Petrofísica……………………………
. Análisis de Datos en la Unidad D1-D2………………………………………
. Análisis de Datos en la Unidad D2-D3………………………………………
. Análisis de Datos en la Unidad D3-La Rosa………………………………
4.2.5.8. Análisis de Variogramas de Facies por Unidad……………………
4.2.5.9. Análisis de Variogramas de Datos Petrofísicos……………………
. Análisis de Datos de Porosidad Total y Volumen de Arcilla para
la zona D1-D2……………………………………………………………………………………………….
. Análisis de Datos de Porosidad Total y Volumen de Arcilla para
D2-D3…………………………………………………………………………………………………………….
. Análisis de datos de porosidad total y volumen de arcilla para
D3-La Rosa……………………………………………………………………………………………………. 171
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4.2.5.10. Simulación de Facies…………………………………………………………
4.2.5.11. Simulación de Propiedades Petrofísicas……………………………
4.2.5.12. Estimación de POES de los Modelos Equiprobables………..
CAPITULO V: CONCLUSIONES
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181
. Conclusiones………………………………………………………………………………………….
CAPITULO VI: RECOMENDACIONES
. Recomendaciones………………………………………………………………………………….
CAPITULO VII: REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 182
. Referencias Bibliográficas…………………………………………………………………….
LISTA DE FIGURAS
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CAPITULO I: PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
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Figura 1.1. Mapa de Ubicación, Campo Tía Juana, Proyecto C7….….…………
CAPITULO II: MARCO TEÓRICO
Figura 2.1. Función de Distribución Normal de Probabilidad…………………….
Figura 2.2. Función de Distribución Logarítmica de Probabilidad……………..
Figura 2.3. Histograma de Frecuencia…………………….………………………………….
36
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43
Figura 2.4. Propiedades de los Variogramas……………………………………………….
Figura 2.5. Modelo de Variogramas……………………………………………………………..
Figura 2.6. Cubo Sísmico………………………………………………………………………………
Figura 2.7. Principales Componentes Morfológicos comunes a todos los
Deltas…………………………………………………………………………………………………………….
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50
Figura 2.8. Empaques Cúbicos con tres tipos de tamaños de granos
diferentes………………………………………………………………………………………………………
Figura 2.9. Tipos de Porosidad que pueden existir en Reservorio de
Areniscas………………………………………………………………………………………………………. 53
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Figura 2.10. Efectos de Granos Planos y Largos sobre la Permeabilidad……
Figura 2.11. Efectos de Granos Redondeados y Largos sobre la
Permeabilidad……………………………………………………………………………………………….
Figura 2.12. Efectos de Granos Pequeños Irregulares sobre la
Permeabilidad……………………………………………………………………………………………….
CAPITULO III: MARCO METODOLGICO
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Figura 3.1. Gráfico GEN-8 de Schlumberger………………………..…………………….
Figura 3.2. Diagrama de Stiff………………………………………………………….…………..
Figura 3.3. Gráfico GEN-8 de Schlumberger.……………………………….…………….
Figura 3.4. Malla Proporcional………………………………………………………………………
Figura 3.5. Malla Paralela……………………………………………………………………………..
Figura 3.6. Curvas de Proporción Vertical……………………………………………………
CAPITULO IV: DISCUSIÓN DE RESULTADOS
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Figura 4.1. Área Interpretada con Sísmica (Área dentro del recuadro)…….
Figura 4.2. Sismograma Sintético. Calibración del Registro Check Shot
del pozo SONLSE-0010………………………………………………………………………………..
Figura 4.3. Horizonte Sísmico Laguna. ……………………………………………………….
Figura 4.4. Sección Sísmica 3D Arbitraria O-E. ……………………………..……….…
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Figura 4.5. Mapa en Tiempo del Tope de Ojeda. ……………………………………….
Figura 4.6. Contacto erosivo entre lutita y arena de grano medio a
grueso……………………………………………………………………………………………………………
Figura 4.7. Arena de grano grueso a medio impregnada de hidrocarburo..
Figura 4.8. Intercalación de arcilla que separa las arenas de grano grueso
con otra de grano grueso a medio……………………………………………………………….
Figura 4.9. Visualización de arena de grano grueso en la base, carbón en
el centro y tope de arcilla……………………………………………………………………………..
Figura 4.10. Visualización de arena de grano grueso en la base, carbón
en el centro y tope de arcilla………………………………………………………………………..
Figura 4.10A/4.10B. Visualización de arcilla y precipitación de azufre
debido a la descomposición de la materia orgánica presente…………………….
Figura 4.11. Lutita con resto orgánico, visualización del molde de una
hoja……………………………………………………………………………………………………………….
Figura 4.12. Lutita con delgadas capas de arena………………………………………..
Figura 4.13. Arcilla de color gris a marrón claro…………………………………………
Figura 4.14. Lutita de color marrón claro a oscuro, más compacta que las
descritas anteriormente………………………………………………………………………………..
Figura 4.15. Intervalos recubiertos y empacados……………………………………….
Figura 4.16. Lata donde se encuentran 12’’ empacadas y el resto es una
arena de grano medio a fino, impregnada de hidrocarburo……………………….
Figura 4.17. Arena de grano medio a fino, friable/suelta e impregnada de
hidrocarburo pesado……………………………………………………………………………………..
Figura 4.18. Arena de grano medio a fino, impregnada de hidrocarburo….
Figura 4.19. Arena de grano medio a fino, impregnada de hidrocarburo….
Figura 4.20. Arena de grano medio a fino, impregnada de hidrocarburo….
Figura 4.21. Instalaciones de la Nucleoteca donde se llevó a cabo la
interpretación………………………………………………………………………………………………..
Figura 4.22. Facies Interpretadas…………………………………………………………………
Figura 4.23. Facies simplificadas para el ajuste de los Variogramas………….
Figura 4.24. Sección Estratigráfica E-O………………………………………….……………
Figura 4.25. Histograma de Densidad de la Matriz. ………………..…………………
Figura 4.26. Gráfico de Factor de Resistividad de Formación…………………….
Figura 4.27. Índice de Resistividad en función de la Saturación…………….….
Figura 4.28. Ajuste del Índice de Arcillosidad………………………………………………
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106
106
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109
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Figura 4.29. Ajuste de los valores de Porosidad del Registro con Data de
Núcleo…………………………………………………………………………………………...………………
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Figura 4.30. Calibración de la Permeabilidad a partir de Perfiles con la
Permeabilidad de Núcleos……………………………………………………..…………………….
Figura 4.31. Gráfico de Resistividad vs Sw por la Ecuación de Simandoux.
Figura 4.32. Distribución de los Análisis Físico-químicos del Agua de
Formación del Campo Tía Juana Tierra.……………………………………………………….
Figura 4.33. Diagrama de Stiff – Patrón Característico en el Nor-Este del
Campo (Bajo CI – posible agua percolada)…………………………………………………
Figura 4.34. Distribución Geográfica de los Análisis con Baja
Concentración de Cloruros (Cl)……………………………………………………………………. 115
116
116
116
117
117
117
Figura 4.35. Estado del pozo LSE-1567……………………………………………………….
Figura 4.36. Estado del pozo LSE-1595. …………………………………………………….
Figura 4.37. Estado del pozo LSE-4415……………………………………………………….
Figura 4.38. Estado del pozo LSE-4419……………………………………………………….
Figura 4.39. Estado del pozo LSE-4421……………………………………………………….
Figura 4.40. Estado del pozo LSE-4422……………………………………………………….
Figura 4.41. Sección Estructural Oeste-Este donde se observa el Alto
Estructural al Este del Campo……………………………………………………………………... 118
118 Figura 4.42. Línea Sísmica 2D LBV-95C-06, en dirección SO-NE……………….
Figura 4.43. Mapa de Ubicación de las Líneas Sísmicas y Fallas. Campo
Tía Juana Tierra. ………………………………………………………………………………….……… 119
119
120
121
122
Figura 4.44. Diagrama de Stiff – Patrón Característico del Agua Percolada
Figura 4.45. Histogramas los Valores de Rw antes de la Actividad Térmica
Figura 4.46. Diagramas de Stiff por área. Clasificación de Sulín:
Meteórica Tipo Bicarbonato de Sodio……………………………………………………………
Figura 4.47. Análisis de Regresión Múltiple y Varianza para los
Componentes Principales del Agua, Área 1…………………………………………….……
Figura 4.48. Histograma de Frecuencia de la Resistividad del Agua de
Formación a 80°F, Área 1…………………………………………………………………………….
Figura 4.49. Gráficos del Componente Residual, Área 1. ………………………….
Figura 4.50. Análisis de Regresión Múltiple y Varianza para los
Componentes Principales del Agua, Área 2. ……………………………………………….
Figura 4.51. Histograma de Frecuencia de la Resistividad del Agua de
Formación a 80°F, Área 2. ………………………………………….………………………………
122
123
123
124
124
125
125
Página Figura 4.52. Gráficos del Componente Residual, Área 2………….…………………
Figura 4.53. Análisis de Regresión Múltiple y Varianza para los
Componentes Principales del Agua, Área 3………………………………………………….
Figura 4.54. Histograma de Frecuencia de la Resistividad del Agua de
Formación a 80°F, Área 3….………………………………………………………………………… 1 25
126
127
129
130
130
131
131
132
Figura 4.55. Gráficos del Componente Residual, Área 3…………………………….
Figura 4.56. Patrón del Agua de Formación…………………………………………………
Figura 4.57. Interpretación Petrofísica. Pozo LSE-5018………………………………
Figura 4.58. Marcadores Estructurales, Horizontes antes (arriba) y
después (abajo) del Control de Calidad de los Marcadores…………………………
Figura 4.59. Sección Sísmica 3D Arbitraria O-E………………………………………….
Figura 4.60. Línea Sísmica 2D ONE 97C-24…………………………………………………
Figura 4.61. Horizonte de la Arena D2 muestra Falla 6 (Normal) con
buzamiento hacia el Este, (sísmica). Topes estructurales indican lo
contrario (derecha - abajo)………………………………………………………………………….
Figura 4.62. Horizonte Sísmico Laguna con Topes Estructurales de
Laguna consistentes……………………………………………………………………………………..
Figura 4.63. Horizonte de la Arena D2. Inconsistencias con la Falla 1
entre la Interpretación Sísmica y Topes Estructurales……………………………….
Figura 4.64. Sección Sísmica Arbitraria 3D, Reinterpretación Sísmica de
la Falla 1 e Interpretación de la Falla 2………………………………………………………. 133
133
134
134
Figura 4.65. Línea 2D en Dirección SO-NE correspondiente a ONE-97C-
24…………………………………………………………………………………………………………………..
Figura 4.66. Traza Sísmica en Dirección O-E correspondiente al Cubo
Sísmico 3D…………………………………………………………………………………………………….
Figura 4.67. Falla 1: Interpretación sísmica (izquierda). Continuación de
la Tendencia por Geología (derecha) y Horizonte de la Arena D1 con
Falla 1 (abajo)……………………………………………………………………………………………….
Figura 4.68. Planos de Fallas a partir de la Interpretación Sísmica en el
Área en Estudio…………………………………………………………………………………………….
Figura 4.69. Fallas 1 y 2 Interpretadas con Pozos cercanos a ellas………….
Figura 4.70. Correlación de Pozos Ubicados en el Bloque Deprimido del
Graben entre las Fallas 1 y 2……………………………………………………………………….
Figura 4.71. Correlación de Pozos Ubicados en el Bloque Levantado de la
Falla 1…………………………………………………………………………………………………………….
135
136
138
138
Página
Figura 4.72. Correlación de Pozos Ubicados en el Bloque Deprimido de la
Falla 1……………………………………………………………………………………………………………. 138
139
139
139
140
140
Figura 4.73. Pozos mostrados en Correlaciones anteriores, ubicados en el
Modelo 3D en Bloques Levantado y Deprimido de Falla 1……………………….…
Figura 4.74. Correlación de Pozos Ubicados en el Bloque Levantado de la
Falla 2 (al Este del Graben). Pozos LSE-4574, LSE-5801, LSE-4944........
Figura 4.75. Correlación de Pozos Ubicados en el Bloque Deprimido del
Graben y Bloque Levantado de la Falla 2…………………………………………………….
Figura 4.76. Correlación de pozos Ubicados en el Bloque Levantado de la
Falla 2 (al Este del Graben). Pozos LSE-4515, LSE-4511, LSE-4274…………
Figura 4.77. Correlación de Pozos Ubicados en el Bloque Deprimido de la
Falla 2 (al Este del Graben). Pozos LSE-5160, LSE-4995, LSE-5002…………
Figura 4.78. Correlación de Pozos Ubicados en ambos Bloques
(Deprimido-Levantado) de la Falla.…………………….………………………………………. 140
141
142
Figura 4.79. Pozos mostrados en Correlaciones anteriores, ubicados en
Modelo 3D en los Bloques Deprimido y Levantado de la Falla 2…………………
Figura 4.80. Ubicación de los Pozos LSE-4492 y LSE-4584 en el Modelo
3D (nueva interpretación)…………………………………………………………………………….
Figura 4.81. Horizontes en Tiempo, Laguna (Azul) y Discordancia del
Eoceno (Verde) con Fallas Interpretadas Finales………………………………………… 142
142
143
143
145
147
Figura 4.82. Interpretación Actual del Modelo 3D, Horizonte de la Arena
D1………………………………………………………………………………………………………………….
Figura 4.83. Fallas 1 y 2 en la Interpretación Oficial con los Pozos
Ubicados alrededor de ambas Fallas…………………………………………………………….
Figura 4.84. Mapa Oficial del Área en Estudio…………………………………………….
Figura 4.85. Comportamiento de Presión en Pozos cercanos a las Fallas 1
y 2 (Bloques B7 y C7)………………………………………………………………………………….
Figura 4.86. Mapa Estructural. Arena D1……………………………………………………
Figura 4.87. Mapa Estructural. Arena D2……………………………………………………
Figura 4.88. Mapa Estructural. Arena D3……………………………………………………
Figura 4.89. Mapa Isópaco. Arena D1…………………………………………………………
Figura 4.90. Mapa Isópaco. Arena D2…………………………………………………………
Figura 4.91. Mapa Isópaco. Arena D3…………………………………………………………
Figura 4.92. Control de Calidad entre Facies y Petrofísica. Pozo LSE-
4207………………………………………………………………………………………………………………
147
148
148
149
149
150
Página Figura 4.93. Inconsistencia entre Marcadores Interpretados (Aparente
Completación en La Rosa = Unidad no productora). (Se reinterpretaron
los Topes)……………………………………………………………………………………………………… 151
152
153
153
154
154
Figura 4.94. Completación dentro de las Arenas de Interés. Pozo LSE-
4286..…………………………………………………………………………………………………………….
Figura 4.95. Pillar Gridding y Mapa de Porosidad en el Horizonte D1………..
Figura 4.96. Planos de Fallas. Proyecto Operacional C-7…………………………..
Figura 4.97. Columna Estratigráfica y Zonas Generadas en Petrel…………….
Figura 4.98. Ventana de Petrel donde se construyeron los horizontes 3D…
Figura 4.99. Horizontes en 3D de D1 y La Rosa Ajustados a sus
Marcadores……………………………………………………………………………………………………. 154
155
155
156
157
Figura 4.100. Ventana Utilizada para crear Horizontes Intermedios (D1,
D2 y D3)………………..………………………………………………………………………………………
Figura 4.101. Horizontes D1, D2, D3 y La Rosa………………………………………….
Figura 4.102. Ventana de Petrel donde se muestra la División Vertical de
la Malla………………………………………………………………………………………………………….
Figura 4.103. Curvas de Proporción Vertical en D1, D2 y D3 para 40,80 y
160 de Capas respectivamente…………………………………………………………………….
Figura 4.104. Registros Crudos (a la izquierda) y Registros Escalados (a
la derecha)……………………………………………………………………………………………………. 158
160
160
160
161
161
162
Figura 4.105. Histogramas de Porosidad Total para la Facies Barra
(izquierda) y Facies Canal (derecha) para las tres unidades………………………
Figura 4.106. Distribución de las Proporciones de Facies en la Arena D1….
Figura 4.107. Curva de Proporción Vertical Arena D1…………………………………
Figura 4.108. Distribución de las Proporciones de Facies en la Arena D2….
Figura 4.109. Curva de Proporción Vertical Arena D2…………………………………
Figura 4.110. Distribución de las Proporciones de Facies en la Arena D3….
Figura 4.111. Curva de Proporción Vertical Arena D3………………………………… 1 62 Figura 4.112. Curva de Proporción Vertical desde D1 hasta La Rosa………… 163
164
164
164
166
Figura 4.113. División Arbitraria del Área en estudio para el Análisis
Regional…………………………………………………………………………………………………………
Figura 4.114. Curvas de Proporción Vertical por Unidad por Regiones………
Figura 4.115. Curvas de Proporción Vertical desde D1 hasta La Rosa por
Regiones………………………………………………………………………………………………………..
Figura 4.116. Mapa de Variograma de Facies y Mapa de Porosidad………….
166
167
167
Página Figura 4.117. Variograma de Canal en la arena D1, Variograma de Mayor
Dirección (a la izquierda), Variograma Vertical (a la derecha)………………….
Figura 4.118. Variograma de Canal en la Arena D2, Variograma de Mayor
Dirección (a la izquierda), Variograma Vertical (a la derecha)………………….
Figura 4.119. Variograma de Canal en la Arena D3, Variograma de Mayor
Dirección (a la izquierda), Variograma Vertical (a la derecha)………………….
Figura 4.120. Histogramas de Porosidad Total en Canal (izquierda) y en
Llanura (derecha)…………………………………………………………………………………………. 169
169
169
170
Figura 4.121. Histogramas del Volumen de Arcilla en Canal (izquierda) y
en Llanura (derecha)…………………………………………………………………………………….
Figura 4.122. Variogramas de Porosidad Total en Canal y Llanura.
Variograma Areal (izquierda) y Variograma Vertical (derecha)………………….
Figura 4.123. Variogramas del Volumen de Arcilla en Facies de Canal y
Llanura. Variograma Areal (izquierda) y Variograma Vertical (derecha)……
Figura 4.124. Histogramas de Porosidad Total en Canal y Llanura. Arena
D2…………………………………………………………………………………………………………………. 170
171
Figura 4.125. Histogramas del Volumen de Arcilla en Canal y Llanura.
Arena D2……………………………………………………………………………………………………….
Figura 4.126. Variogramas de Porosidad Total en Facies de Canal y
Llanura. Variograma Areal a la izquierda y Variograma Vertical a la
derecha. Arena D2………………………………………………………………………………………… 171
171
172
172
Figura 4.127. Variogramas del Volumen de Arcilla en Facies de Canal y
Llanura. Variograma Areal a la izquierda y Variograma Vertical a la
derecha. Arena D2…………………………………………………………………………………………
Figura 4.128. Histogramas de Porosidad Total en las Facies de Canal
(izquierda) y Llanura (derecha)……………………………………………………………………
Figura 4.129. Histogramas del Volumen de Arcilla en las Facies de Canal
(izquierda) y Llanura (derecha)…………………………………………………………………..
Figura 4.130. Variogramas de Porosidad Total en las Facies de Canal y
Llanura……………………………………………………………………………………………………...... 172
173
173
174
Figura 4.131. Variogramas del Volumen de Arcilla en las Facies de Canal
y Llanura………………………………………………………..……………………………………………..
Figura 4.132. Malla con Distribución de Facies desde D1 hasta La Rosa……
Figura 4.133. Comparación de la Capa 17 de la Malla y la Curva de
Proporción Vertical en la Realización 4, Datos Escalados……………………………
Página Figura 4.134. Comparación de la Capa 53 de la Malla y la Curva de
Proporción Vertical en la Realización 8, Datos Escalados………………………….. 174 Figura 4.135. Comparación de la Capa 121 de la Malla y la Curva de
Proporción Vertical en la Realización 3, Datos Escalados…………………………… 175
176
177
178
178
Figura 4.136. Propiedades Simuladas en la Realización 4, Capa 82,
Arena D2……………………………………………………………………………………………………….
Figura 4.137. Capa 41, Arena D1, con las Propiedades Sw, Phie, K y
Facies…………………………………………………………………………………………………………….
Figura 4.138. Estimación del Petróleo Original en Sitio (P.O.E.S.). Estudio
Intevep, 2002……………………………………………………………………………………………….
Figura 4.139. Estimación del Petróleo Original en Sitio (P.O.E.S.). Estudio
Actual, 2008………………………………………………………………………………………………….
LISTA DE TABLAS
Página
CAPITULO II: MARCO TEÓRICO
64
64
Tabla 2.1. Clasificación de las Aguas asociadas a los Yacimientos
Petrolíferos según Hem…………………………………………………………………………………
Tabla 2.2. Clasificación de las aguas según Sulin……………………………………….
CAPITULO IV: DISCUSIÓN DE RESULTADOS
107
113
120
127
146
158
177
Tabla 4.1. Base de Datos de Registros disponibles por pozo………………………
Tabla 4.2. Base de Datos de los Análisis Físico-químicos del Agua de
Formación para el Campo Tía Juana Este…………………………………………………….
Tabla 4.3. Análisis Físico-químicos de Agua de Formación antes de la
Actividad Térmica………………………………………………………………………………………….
Tabla 4.4. Parámetros de Arcilla a partir de Registros de pozos………………..
Tabla 4.5. Diferencias entre Topes (saltos) de Pozos Ubicados en los
Bloques Levantados y Deprimidos de Fallas del estudio…………………………….
Tabla 4.6. Proporciones de Facies para Registros Crudos y Registros
Escalados en las Mallas 40, 80 y 160 Capas……………………………………………….
Tabla 4.7. Estimación del Petróleo Original en Sitio (P.O.E.S.) para Cada
Realización…………………………………………………………………………………………………….
23
INTRODUCCIÓN
En los últimos años el estudio de las geociencias se ha convertido en uno de los
pilares para el manejo de yacimientos, y actualmente es la fuerza que impulsa a la
industria petrolera en búsqueda de soluciones para optimizar la producción de
hidrocarburos a lo largo de la vida útil del yacimiento. Por tal motivo se han
desarrollado estrategias enmarcadas principalmente en la caracterización de
yacimientos mediante la integración multidisciplinaria de las distintas ramas de la
geociencias. Por lo tanto, en este estudio se llevó a cabo un modelo geoestadístico
integrado en el Yacimiento Lagunillas Inferior, perteneciente al Proyecto Operacional
C-7 del Campo Tía Juana Tierra.
El Proyecto Operacional C-7 se encuentra localizado al Nor-Este, pertenece al
Campo Tía Juana Este del Campo Costanero Bolívar, y la zona de interés pertenece a
la Formación Lagunillas Inferior. El área en estudio posee un área aproximada de 2580
acres. El Yacimiento fue descubierto en el año 1955 con el pozo LSE-0285 y posee una
variedad de crudos que oscilan entre 9 y 14 º API, de areniscas petrolíferas no
consolidadas depositadas en un ambiente Deltaico con predominio fluvial.
El Yacimiento produce bajo el esquema de completación a hoyo desnudo con
empaque con grava, el mecanismo de producción prevaleciente en el yacimiento son
empuje por gas en solución y compactación. Hasta la fecha, la producción de petróleo
acumulada en el Proyecto C-7 es de 101,24 MMBN; 24,34 MMMPCN de gas y 24 MMBN
de agua.
La ejecución del estudio integrado se fundamenta en la aplicación de métodos
modernos de tratamiento de datos como lo son las técnicas geoestadísticas
conjuntamente con simulación numérica de yacimientos. En general, se trata de
combinar diferentes disciplinas como la geofísica, geología, petrofísica e ingeniería de
yacimientos.
La finalidad del estudio es obtener un modelo refinado de la distribución de facies y
propiedades petrofísicas lo más aproximado a las condiciones reales del Yacimiento, de
24
tal manera que pueda ser ajustado a un estudio de simulación numérica del
yacimiento donde se obtenga el mínimo tiempo de respuesta en la fase del cotejo
histórico.
El estudio aportará información valiosa sobre las características del yacimiento
para la definición de zonas económicamente importantes y propuestas para los futuros
planes de explotación.
CAPÍTULO I
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1. Planteamiento del Problema
El yacimiento Lagunillas Inferior se encuentra divido en tres compartimientos,
los cuales producen de la Formación Lagunillas de edad Mioceno bajo el esquema
de completación a hoyo desnudo; donde en todos los casos se produce de los tres
compartimientos que conforman el yacimiento.
El ambiente de depositación del Miembro Lagunillas Inferior de la Formación
Lagunillas ha sido interpretado en la literatura como Fluvio-Deltaico, lo cual implica
un alto grado de heterogeneidad y por ende una distribución particular de los tipos
de rocas (Facies). En el estado de madurez que se encuentra el Campo Tía Juana
se hace imprescindible el desarrollo de un modelo geoestadístico que comprenda la
interpretación estructural, sedimentológica y petrofísica que permita ubicar y
delimitar las diferentes zonas prospectivas del yacimiento así como generar planes
de explotación geológicamente optimizados y adecuados a las exigencias actuales
de producción.
1.2. Objetivos de la Investigación
1.2.1. Objetivo General
El objetivo de éste trabajo es el de generar un modelo geoestadístico del
Yacimiento Lagunillas Inferior en el Proyecto C-7 en la porción Noreste del Campo
Tía Juana, con el fin de caracterizar geológica y petrofísicamente una de las zonas
del Campo Tía Juana en la que se prevé una gran actividad de perforación y
producción a corto plazo.
1.2.2. Objetivos Específicos
Definir el modelo sedimentológico en el Yacimiento Lagunillas Inferior, basado
en la descripción del núcleo.
Validar el modelo estructural en cada uno de los horizontes en estudio, con
ayuda de la interpretación sísmica 2D/3D e interpretación de pozos.
Generar el modelo petrofísico y evaluar petrofísicamente los pozos para
detectar las áreas con mejor calidad de roca.
Generar el modelo geoestadístico, con el fin de obtener los diferentes
escenarios posibles y las reservas remanentes del área en estudio.
1.3. Justificación de la Investigación
Con la definición de los mejores cuerpos sedimentarios y de las unidades de
flujo se propondrá un mejor esquema de perforación de localizaciones a futuro en
el yacimiento, y a su vez optimizar la inyección de vapor; la cual es necesaria para
producir el crudo pesado que contiene.
1.4. Hipótesis de la Investigación
Se espera que los resultados de esta investigación permitan definir las mejores
unidades sedimentarias así como ubicar cuales son las unidades más prospectivas,
tomando en cuenta las propiedades petrofísicas y el comportamiento de
producción, para así soportar geológicamente el desarrollo e incorporación de
nuevos puntos de drenaje que puedan maximizar el recobro de las reservas del
área en estudio del Yacimiento Lagunillas Inferior Campo Tía Juana Tierra.
26
1.5. Estudios Previos Realizados en el Área
Desde el año 1942, se han realizado trabajos que involucran al Campo Tía
Juana desde el punto de vista geológico, específicamente referidos al desarrollo de
las áreas periféricas del Campo.
En 1949, J.A. Richarson, destaca la presencia de agua en los bloques H1 y
G1, y en sus recomendaciones señala la explotación separada de las arenas
superiores e inferiores. Además, Richarson señala que el ambiente de
depósito de las arenas productoras es el responsable del adelgazamiento
relativo que ocurre en dichas arenas hacia Tía Juana Principal, donde se
observa un incremento en el contenido de arcilla y la presencia de agua en
el Norte.
Para 1960, F. Rubio, indica que el límite actual de la acumulación en el
Campo Tía Juana ha sido determinado por el espesor decreciente de la arena
neta petrolífera, el deterioro de la permeabilidad y porosidad de las arenas,
el aumento en la viscosidad del petróleo y la presencia de agua dulce.
En 1963, H.E. Rosa, señala las características sedimentarias como factores
fundamentales de la acumulación en la Costa Bolívar, coincidiendo con las
apreciaciones hechas por Rubio en 1960.
En 1977, C. Soto, señala que la distribución lateral de las arenas indican
tendencias direccionales Norte-Sur y Noreste-Suroeste.
En 1982, Y. Sánchez y J. Jiménez, analizan que específicamente en el
Proyecto C7 el patrón de distribución de las arenas tiene una tendencia
Noreste-Suroeste.
En agosto de 1983, R. Faria et al, menciona que estadísticamente la mayor
probabilidad de existencia de petróleo es hacia los bloques B7, C7, D7 y D8
(área Norte del Campo). Así mismo, se cuantificó un petróleo original in situ
(POES) en 706.2 MMBls, estimando recuperar 105.9 MMBls (15% POES).
En Marzo de 1992, A. Belisario et al, analizan nuevamente la invasión de
agua hacia el área periférica Este, a consecuencia de los resultados
27
arrojados por la perforación del pozo LSE-4486 en el bloque H-9. Por ello,
se recomendó perforar localizaciones de carácter de investigación que
permitieran una mejor definición e indicación de prospectividad del área.
En el año 2002, Intevep realizó el Estudio Integrado en el Campo Tía Juana
Este, en el cual se realizó el modelo geológico-petrofísico del área, arrojando
nuevas propuestas de localizaciones para el drenaje de la reservas.
1.6. Ubicación del Área de Estudio
Regionalmente el área de estudio se localiza en la porción Noroeste de
Venezuela, dentro de la Cuenca petrolífera de Maracaibo, que se extiende al área
ocupada por las aguas del lago y los terrenos planos o suavemente ondulados que
los circundan.
La Cuenca de Maracaibo se extiende por aproximadamente 50.000 Km2
correspondiendo políticamente al Estado Zulia y extensiones menores a los
estados Táchira, Mérida y Trujillo, oeste de Venezuela.
Localmente, el área se encuentra ubicada al Noreste de la Cuenca de Maracaibo,
en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo, Distrito Lagunillas del Estado Zulia, y
desde el punto de vista petrolífero pertenece a la Unidad de Explotación Tierra Este
Pesado del Distrito Tía Juana (Figura 1.1).
28
Proyecto C7
Figura 1.1. Mapa de Ubicación, Campo Tía Juana, Proyecto C7.
1.7. Datos Básicos del Yacimiento
El Yacimiento Lagunillas Inferior pertenece a la Formación Lagunillas de Edad
Mioceno caracterizado por arenas petrolíferas no consolidadas además de arcillas y
lutitas carbonaceas depositadas en un ambiente Fluvio-Deltaico. El área tiene presiones
actuales alrededor de los 200 lpc y hasta 400 lpc; los valores de presión están referidos
al datum del campo el cual se encuentra a 1700 pies.
El Yacimiento está constituido por tres compartimientos que conforman el
yacimiento de manera grupal. La viscosidad absoluta de crudo muerto varia ente
1200 a 35000 Cps a una temperatura de 100°F y una gravedad API de 9 a 14
grados, ubicándose la zona de mayor viscosidad al este del campo, bloques B5 y
B6.
La presión inicial promedio para todo el campo Tía Juana Este es de 993.3 lpc @
2300 pies (ss), con presiones actuales que varían entre 400 a 600 Lpc @ 2300 ft (s.s).
29
30
Se produce bajo el esquema de completación a hoyo desnudo; y por las altas
viscosidades es necesario inyectar vapor en el yacimiento ya sea de forma
alternada o continua para producir dicho crudo. Estas razones conllevan a
determinar cuales son las direcciones de sedimentación para optimizar la inyección
y proponer de manera eficiente los próximos puntos de drenaje en el yacimiento.
El Campo comenzó la explotación comercial en el año 1955 con el pozo LSE-0285
ubicado al sur de dicho Campo.
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
2.1. Estadística La estadística es la ciencia cuyo objetivo consiste en acumular, analizar, inferir y
presentar conclusiones a partir de datos disponibles que proporcionan información
de un sistema conocido. Los estudios estadísticos proponen tendencias generales
del comportamiento de los sistemas a partir de los resultados de las leyes de
probabilidad. Estos se caracterizan por la complejidad y aleatoriedad de los
fenómenos que intervienen.
2.2. Variables Estadísticas
2.2.1. La Media: la media es un valor numérico único representativo de todo un
conjunto de observaciones. Existen varios tipos de medias, sin embargo, las dos
más importantes son: la media aritmética y la media geométrica.
2.2.2. La Mediana (): representa el valor intermedio de un conjunto de datos
que se encuentran ordenados de manera creciente en un histograma.
Geométricamente, la mediana es el valor de X (abcisa) correspondiente a la línea
vertical que divide la representación gráfica de una distribución de frecuencias
(histograma) en dos partes de igual área, de tal forma que la mitad de éstas es
mayor que la mediana y la otra mitad es menor.
2.2.3. La Moda: se define como el valor que ocurre con mayor frecuencia en un
conjunto de valores, es decir, el valor del conjunto con una frecuencia absoluta
superior a los restantes.
2.2.4. Valor esperado: la expectación o valor esperado constituye la media
para una distribución. Es el momento de distribución más importante para una
distribución de probabilidad.
2.2.5. La varianza: es una de las medidas de dispersión más utilizadas,
describe la tendencia de una variable aleatoria a “descarriarse” del valor de su
media. Al tratarse de valores centralizados, representan sólo los efectos
compensados generales del grupo sin expresar tendencias hacia valores extremos.
2.2.6. Desviación estándar: la desviación estándar es la raíz cuadrada positiva
de la varianza.
2.2.7. Estimadores: son el vehículo para la determinación, a través de
inferencias, de las variables requeridas y en un espacio muestral no accesible por la
data disponible.
2.3. Características de las Distribuciones de Probabilidad
A través de las distribuciones de probabilidad es posible extraer un “promedio”
de la variable y así sintetizar cuán diferente son sus valores. Los gráficos de
distribución más importantes son:
2.3.1. La Distribución Normal o Gaussiana
Es la distribución más importante en la teoría estadística convencional por la
gran cantidad de fenómenos que pueden representar, su extraordinario valor teórico
y su versatilidad de representación. Una distribución normal tiene forma de
campana simétrica con respecto a la mediana (Figura 2.1), está únicamente
determinada por la media y la desviación estándar y tiene una distribución continua
cuya función de densidad de probabilidad f(X) es la siguiente:
2
22
2
S
X
2
1exp
S2
1)S,,X(f
-1 .5 -1 -0.5 0 0.5 1 1.5
Figura 2.1. Función de Distribución Normal de Probabilidad.
2.3.2. Distribución Logarítmica Normal
32
Es un tipo de distribución en la cual no es la variable X sino sus logaritmos los
que se distribuyen normalmente (Figura 2.2). Esta distribución es importante en la
caracterización de yacimientos porque la permeabilidad suele ajustarse a esta
distribución. Su función de densidad de distribución está dada por:
2
ln2
ln
X
X
S
X
ln
2ln2
lnln
2
1exp
2
1),,(
XXX
SSXf
0
0 .0 5
0 .1
0 .1 5
0 .2
0 .2 5
0 .3
0 .3 5
-4 .5 -3 .5 -2 .5 -1 .5 -0 .5
Figura 2.2. Función de Distribución Logarítmica de Probabilidad Y=LNnormal(X,0.1).
2.4. Geoestadística
Es el estudio de los fenómenos que fluctúan en el espacio. Su principal diferencia
con la estadística tradicional es que ésta toma en cuenta la correlación espacial, las
cuales, en su gran mayoría, caracterizan un fenómeno natural.
La geoestadística es usada en la exploración petrolera como una manera de
obtener diferentes realizaciones o mapas de heterogeneidades de un yacimiento.
Esta debe ser usada conscientemente con el conocimiento de la calidad de la
información y esencialmente de los procesos sedimentarios involucrados en la
génesis de un yacimiento. Se puede emplear geoestadística para modelar
propiedades de un yacimiento, tales como facies, porosidad, permeabilidad, índice
de calidad del yacimiento, etcétera; bajo la suposición de que son variables
aleatorias.
33
2.5. Análisis Estadístico de Datos
Explorar los datos de una muestra esencialmente significa presentar, ilustrar y
cuantificar las características esenciales presentes en toda la data a ser analizada.
En general la exploración de datos, como primer paso dentro del análisis
geoestadístico, sólo intenta averiguar la tendencia central, la dispersión, la
correlación interna y, en caso particular, la distribución espacial de los datos
provenientes de diferentes fuentes, las que pueden ser geofísica, geología,
petrofísica, etc.
Las principales herramientas usadas en el análisis exploratorio de datos son: las
Estadísticas descriptivas, los Histogramas (Figura 2.3), los Gráficos de Caja, los
Correlogramas, los Mapas de clases y los Gráficos de probabilidad.
0
20
40
60
80
1 00
1 20
105
00
11120
11740
12 360
12980
13600
14220
1484 0
15460
16080
1 6700
17320
17940
18560
191 80
19800
20420
2 1040
21660
22280
22900
235 20
24140
24760
25380
Fr
ec
ue
nc
i
.0 0%
2 0.0 0 %
4 0.0 0 %
6 0.0 0 %
8 0.0 0 %
1 00 .0 0%
1 20 .0 0%
Fr ecue ncia % a cumula do
Figura 2.3. Histograma de Frecuencia.
2.6. Aplicación de Técnicas Geoestadísticas
Las propiedades de los yacimientos muestran una variabilidad espacial errática
que difícilmente puede ser determinada mediante funciones determinísticas. Una
forma de tomar en cuenta la aleatoriedad de las variaciones de las propiedades y de
la incertidumbre asociada a dicha distribución espacial consiste en adoptar una
interpretación probabilística. De esta forma, cada propiedad del yacimiento se
interpreta como una distribución de probabilidad, esto debido a que las propiedades
son en realidad funciones en el espacio y su interpretación probabilística es una
34
función aleatoria. Así las fluctuaciones espaciales de las propiedades pueden
concebirse como una realización de funciones aleatorias o procesos estocásticos.
Los métodos estocásticos difieren de los métodos determinísticos, en que los
primeros toman en cuenta los procesos aleatorios, mientras que los segundos
consideran que las mismas causas en circunstancias distintas producirán siempre
los mismos efectos.
Técnicamente, la geoestadística es la aplicación de la teoría de las variables
regionalizadas a la estimación de procesos o fenómenos geológicos en el espacio y
se basa en considerar que los datos se correlacionan por su distribución temporal o
espacial.
2.7. Variables Regionalizadas
Una variable regionalizada es aquella que se encuentra distribuida en el espacio
y presenta una estructura espacial de correlación. Ejemplos de variables
regionalizadas son: la porosidad (), la permeabilidad (K), el espesor neto
petrolífero (ANP), el volumen de arcilla (Vsh), y otros. Así pues, si Z(x) es el valor
de la característica Z en el punto x, Z(x) es una variable regionalizada.
Posee dos características contradictorias, por un lado un aspecto aleatorio
asociado con las variaciones erráticas e impredecibles de la variable, y por otro lado
un aspecto general estructurado que refleja en cierta forma las características
globales de variación del fenómeno regionalizado.
2.8. Variogramas o Semivariogramas
El Variograma o Semi-Variograma es la herramienta principal de la
geoestadística, para visualizar, modelar y describir la variabilidad espacial de un
atributo distribuido en el espacio. En general, es una medida del grado de dispersión
que existe entre los datos en función de su separación. Se define formalmente
como:
35
)()(*2
1xZhxZVarianzah
Principalmente en el estudio geoestadístico se realiza el variograma
experimental el cual se estima sobre la base de los datos y la estructura del
fenómeno. (Figura 2.4).
Figura 2.4. Propiedades de los Variogramas.
(h
h
Efecto pepit
Meseta
Rango
Aquellos variogramas que se caracterizan por una meseta y un rango se les llama
Modelo de Transición y el variograma al cual se le puede ajustar un modelo se
llama Variograma Teórico. Los modelos de ajuste más comunes son el Esférico, el
Exponencial, el Gaussiano y el modelo Lineal Generalizado (aquellos que no
presentan meseta). (Figura 2.5).
Figura 2.5. Modelo de Variogramas.
36
Los parámetros para el cálculo del variograma experimental son los siguientes:
Lag o distancia: medida de desplazamiento a la cual se calcula el variograma.
Long (Longitud): longitud del LAG.
Ancho: ancho del variograma.
Tolerancia Angular: definida para una dirección que permite calcular el valor
del variograma entre las direcciones x, y, z.
Altura Angular: ángulo vertical medido desde el plano horizontal.
Altura: altura del variograma
2.9. Método Kriging
Es un método de estimación local, que proporciona un estimador lineal
insesgado de las variables aleatorias desconocidas del fenómeno en estudio, es
decir, permite calcular estimados lineales de una variable regionalizada en un
punto, sobre un área o dentro de un volumen. En el caso de que el estimado sea
sobre un punto se habla de Kriging puntual, y en el caso de que el estimado sea
sobre un área o volumen se habla de Kriging por bloques.
2.10. Modelos de Kriging
El Kriging, al igual que en los métodos de estimación explicados anteriormente,
permite determinar el valor de una variable regionalizada a través de una ecuación:
Z(x) = Y(x) + m(x)
Donde m(x) es una función de “tendencia” de la propiedad, la cual es posible
determinar a través del variograma, y Y(x) involucra los pesos a en su función de
covarianza. A continuación una breve descripción de los casos de Kriging más
utilizados en la Industria Petrolera:
37
2.10.1. Kriging Ordinario: es un interpolador lineal, exacto y de solución
única, donde la variable regionalizada Z(x) no depende de la tendencia (no existe
estudio variográfico detallado que indique tendencias preferenciales).
2.10.2. Kriging con Deriva Externa: se supone que la tendencia m(x) es
conocida y que no es constante. En este caso se debe disponer de atributos sísmicos
(deriva) y de la función de covarianza o variograma que indica la tendencia
preferencial de variabilidad.
2.10.3. Kriging Simple: es el método más sencillo entre todos los Kriging. En
este caso se supone que la función aleatoria es estacionaria y se conoce su media
m(x) la cual es constante. La principal característica del Kriging Simple es que no se
escribe en los términos del variograma ya que se puede calcular la covarianza sin
problemas.
Este modelo de Kriging es el mayormente usado en la simulación estocástica.
Otros casos importantes de Kriging son: Co-Kriging, Co-Kriging Colocado, Kriging
Indicador.
2.11. Simulación Estocástica
La simulación estocástica es usada para cuantificar la incertidumbre y consiste
en generar una gran cantidad de realizaciones o posibles escenarios del yacimiento
en estudio. De esta forma se obtienen valores “equiprobables” de la propiedad en
los puntos donde no se tiene información, respetando siempre propiedades tales
como la variabilidad espacial, las direcciones preferenciales de anisotropías y las
diferentes fuentes de información utilizadas para su generación. El término
Simulación Condicional Estocástica significa que se respeta, en cada realización,
la información conocida en los puntos observados.
Para lograr la cuantificación de la incertidumbre, este enfoque requiere que las
diferentes realizaciones sean procesadas en un simulador de yacimientos con la idea
de mostrar diferentes resultados, por ejemplo, el más favorable, el menos y el
38
comportamiento medio. Finalmente se hace un estudio de sensibilidad a través de
una distribución normal Gaussiana.
2.11.1. Transformación Gaussiana para la Simulación Estocástica
En general, el espacio en el cual se realizan las observaciones no es Gaussiano;
sin embargo, se sabe que en este espacio el conocimiento de sólo la media y la
covarianza son suficientes para determinar totalmente la función de distribución de
la función aleatoria. También se pueden condicionar las simulaciones no
condicionales, lo que no es el caso en general para una función de distribución
cualquiera y finalmente la mayoría de los métodos presuponen, en cierta medida,
que la variable simulada sigue una ley normal. Estas son las razones por las cuales
es necesario trabajar en el campo Gaussiano.
2.11.2. Simulación de Variables Discretas (Facies)
Este tipo de simulación es clave dentro del proceso de caracterización de
yacimientos, ya que permite la generación de realizaciones de la arquitectura de
facies del medio poroso condicionadas por los valores observados (interpretados)
provenientes de núcleos, perfiles y la correlación existente entre ellos. Se requiere
generar la arquitectura condicional de facies y asignar las propiedades petrofísicas,
ya que la distribución cambia cuando se cambia de facies.
2.12. Modelos Booleanos
Esta técnica permite generar objetos en el espacio, los cuales representan
cuerpos sedimentarios con una cierta forma, dirección y tamaño que deben ser
determinados a partir de los datos observados en pozos, afloramientos, ambientes,
etc. Estos dependen de dos parámetros: la intensidad del proceso puntual de
Poisson (Bx) y la medida de cada conjunto aleatorio A(x).
39
2.13. Ranqueo de Realizaciones
El ranqueo de las realizaciones es el último paso de la simulación estocástica.
Una vez generados los escenarios, es preciso seleccionar aquel modelo geológico
más confiable, es decir, aquel cuya realización se encuentre dentro del rango de
variabilidad de la propiedad que permite hablar de un comportamiento promedio
(tendencia), siempre soportado por el sentido físico/geológico.
Para realizar este ranqueo es necesario considerar criterios estáticos y criterios
dinámicos. Los primeros tienen que ver con el volumen poroso, la conectividad, el
número de celdas por encima de un umbral de porosidad, etc. y los segundos tienen
que ver con la producción acumulada por el campo al cabo de cierto período, el
tiempo de irrupción, etc.
Desde el punto de vista del ranqueo dinámico, es posible comparar una curva de
tasa de petróleo mensual, cotejo de presión, corte de agua, etc. con la curva
histórica de cada variable. Estos criterios (estáticos y dinámicos) no son más que
intervalos de confianza que son utilizados para filtrar los resultados y finalmente
escoger aquel modelo geológico de resolución heterogénea en tres dimensiones que
permita la gerencia integrada de yacimientos, esto con el objeto de obtener los
mejores resultados posibles (ganancias) al menor costo que se pueda.
2.14. Rocas Sedimentarias
Las rocas sedimentarias están compuestas por materiales ígneos, sedimentarios
o metamórficos preexistentes, transformados en la superficie de la corteza terrestre
a condiciones de presión y temperatura ambiente que son muy diferentes que las de
su génesis original. Están formadas por la acumulación y consolidación de materia
mineral, depositada por la acción del agua y, en menor medida, del viento o del
hielo glaciar. La mayoría de las rocas sedimentarias se caracterizan por presentar
capas (estratos, láminas) paralelas o discordantes que reflejan cambios en la
velocidad de sedimentación o en la naturaleza de la materia depositada.
40
2.15. Estratigrafía
Es una rama de las ciencias geológicas a la que concierne la descripción,
organización y la clasificación de las rocas sedimentarias (o volcánicas)
estratificadas (dispuestas naturalmente en capas o estratos). Se ocupa del estudio
de las posiciones de las rocas en el tiempo (disposición vertical) y en el espacio
(distribución horizontal), así como de sus correlaciones entre lugares diferentes,
utilizando métodos litológicos, biológicos, cronológicos y sedimentológicos.
2.16. Facies Sedimentarias
Una facies sedimentaria es una unidad litológica definida por parámetros físicos,
químicos y biológicos que la caracterizan y la diferencian de otras rocas adyacentes.
También, se puede definir como un conjunto de características litológicas y
paleontológicas que definen una unidad estratigráfica y que permiten diferenciarla
de las demás. Estos parámetros son definidos en base a la descripción de color,
textura, mineralogía, estructuras sedimentarias y contenido de fósiles e ichnofósiles,
entre otras.
2.17. Yacimiento de Petróleo.
Un yacimiento de petróleo puede definirse como un volumen poroso que
contiene agua, petróleo y a veces una fase gaseosa. El medio poroso del yacimiento
o roca almacén es de origen sedimentario de tipo arena, arenisca o caliza. El
diámetro de poro varía ampliamente según la roca, pero es de tamaño
microscópico, desde algunas fracciones de milímetros a micrómetros. Un yacimiento
también puede definirse, desde un punto de vista de ingeniería, como un volumen
de roca porosa y permeable capas de producir y contener petróleo en cantidades
comercialmente explotables.
41
2.18. Modelo Estático
El modelo estático o caracterización propiamente dicho está a su vez compuesto de
varios modelos, los cuales se detallan a continuación:
2.18.1. Modelo Estructural
La sísmica es la base para el modelo estructural, la cual es usada para:
Proveer un marco estructural mediante identificación del reflector del tope del
yacimiento, y de los lentes que lo conforman, donde la resolución de la sísmica
lo permita.
Definir orientación y geometría de los elementos estructurales.
Delimitar las estructuras o cierres que confinan la acumulación.
Abarca la revisión tanto del marco regional como del marco local, para determinar y
generar planos de fallas, mapas estructurales y mapas de compartimentos. Si se
dispone de sísmica de mayor resolución (Hz) se podrían delimitar trampas
estratigráficas más sutiles: acuñamientos, capas delgadas, apilamiento de cuerpos.
2.18.1.1. Método Sísmico Tridimensional (3D)
Se caracteriza porque cubre un área tanto en superficie como en profundidad
con lectura continua, de esta manera es posible generar un cubo donde las
estructuras se visualicen de una manera más clara y menos distorsionada que las
que proporciona un muestreo convencional plano. Entonces la sísmica 3D (Figura
2.6) se presenta como una herramienta poderosa en donde la grabación sísmica de
una región del subsuelo es adquirida, procesada e interpretada en toda su
dimensión.
42
Figura 2.6. Cubo Sísmico.
2.18.1.2. Conversión de la Sísmica 3D de Tiempo a Profundidad
La sísmica originalmente se graba en unidades de amplitud sísmica y a
intervalos de tiempo (milisegundos). Para lograr su conversión a profundidad se
debe contar con la siguiente información:
Chekshots: Se conocen como tiros de verificación, y son los que miden el
tiempo requerido por un pulso sísmico en viajar desde superficie hasta un
geófono posicionado a una profundidad determinada en el pozo. Al repetir
este procedimiento para distintas profundidades, se genera un conjunto de
pares de valores tiempo-profundidad, con los cuales se construye la curva (T-
Z). Los Checkshot relacionan la sísmica, la cual se expresa en el dominio del
tiempo, con la geología, que se manifiesta en el dominio del espacio
(profundidad).
Sismogramas Sintéticos: permiten obtener la calibración sísmica-pozo de
la cual se puede identificar las respuestas sísmicas asociadas a los horizontes
del subsuelo. Se crean para los pozos que cuentan con Checkshot
(preferiblemente medidos en campo), registros de densidad compensada y
sónico. Los sismogramas se obtienen al multiplicar el registro de Densidad
por el Sónico para obtener la impedancia acústica. Luego se genera en forma
43
de coeficientes de reflexión, que al ser convolucionados a un modelo de
ondícula sísmica, se convierten en una traza o “sísmica sintética” en el pozo.
La sísmica sintética representa las trazas sísmicas generadas a partir de las
mediciones en campo de los registros de densidad, de velocidad y los tiros de
verificación (checkshot). Los coeficientes de reflexión o función de reflectividad de la
impedancia acústica permiten predecir cómo los impulsos sísmicos se reflejan en la
vecindad del pozo, lográndose asociar la información de los registros con la sísmica.
A medida que se generan los sismogramas sintéticos, se debe identificar el tope de
cada formación en la sísmica (medido en milisegundos), desplegando la sección
sísmica del pozo analizado. Si existen pequeñas diferencias de profundidad en la
ubicación de las ondículas de la "sísmica real" con la "sintética", es preciso aplicar
un shift (ajuste) de la “sísmica real” con la información de pozo (sísmica sintética),
de tal modo de llevar la sísmica grabada a un ajuste perfecto con la información de
pozo que tiene mayor resolución.
2.18.1.3. Amplitud Sísmica
Es una medida física que constituye un atributo numérico (fuerza de reflexión)
de la data sísmica. Una onda sísmica involucra el movimiento de partículas de
material desde sus posiciones de equilibrio. Este movimiento representa, para la
traza sísmica convencional, una medida de energía cinética. Sin embargo, el
movimiento de dichas partículas es resistido por una fuerza de restauración elástica,
de tal modo que la energía se almacena como energía potencial.
2.18.1.4. Atributos Sísmicos
Los atributos sísmicos representan una cualidad de la data medida y
proporcionan gran ayuda a la hora de analizarla. Se pueden definir como el
resultado de aplicar funciones matemáticas establecidas a la data sísmica original
(amplitud) de un horizonte o intervalo. Los atributos sísmicos son usados por
muchos intérpretes, principalmente para ubicar acumulaciones de crudo, límites de
44
yacimientos, cambios de litología, cambios en las propiedades de la roca,
identificación de contactos de fluidos y otras, a través de relaciones lineales que
permiten entender procesos físicos asociados con las respuestas que ellos
proporcionan.
En general, los atributos sísmicos pueden ser medidos de forma estadística
(promedios) o instantáneos (puntuales dentro de un intervalo). Los primeros se
utilizan cuando se desea obtener un determinado atributo arealmente distribuido, y
los segundos cuando se requiere el valor del atributo en forma de malla de
simulación en el modelaje 3D de yacimientos.
2.18.2. Modelo Estratigráfico
Provee un marco estratigráfico mediante correlación de los reflectores intra-
yacimiento de los lentes que lo conforman, apoyándose en correlaciones litológicas
pozo-pozo, análisis crono o bioestratigráfico y análisis de estratigrafía secuencial.
Permite identificar límites de secuencia y superficies de máxima inundación;
secuencias y para-secuencias.
2.18.3. Modelo Sedimentológico
El análisis de las facies permite definir ambientes e identificar unidades
sedimentarias, además la geometría de los cuerpos y la calidad de los depósitos
facilitan la caracterización de unidades de flujo y delimita intervalos de producción.
Los análisis de núcleos proveen información clave para la caracterización de
Yacimientos. El modelo sedimentológico complementa y calibra los modelos
estratigráfico y estructural, además de las propiedades de la roca para la
caracterización petrofísica final.
45
2.19. Ambientes de Sedimentación
Los diversos ambientes depositacionales son consecuencia de los procesos de
erosión, transporte y depósitos de sedimentos. Estos ambientes pueden volverse
muy complejos a medida que el sedimento es trabajado, erosionado y transportado
a otro lugar. El viento, la lluvia, las tormentas, las olas y mareas, las corrientes, etc.
Todos estos factores desempeñan un papel importante en el ciclo de sedimentación.
La energía necesaria para transportar a los sedimentos termina disminuyendo y
finalmente el sedimento se deposita en el suelo, puede ser enterrado rápidamente y
preservado o posteriormente ser removido y transportado a otro lugar de
depositación.
2.20. Principales tipos de Ambientes de Sedimentación
2.20.1. Ambientes Continentales (Sistemas Fluviales)
Suelen describirse como abanicos aluviales, corrientes fluviales, lacustres y
eólicos. La subdivisión fluvial suele relacionarse con los ríos y corrientes que se
encuentran en las configuraciones meandrosas, acordonadas o rectas, así como en
los rellenos de los valles aluviales.
Los sistemas fluviales están bien representados, dentro del registro geológico
subterráneo. Los abanicos aluviales se verán separadamente, debido a las diversas
diferencias de facies tales como la depositación de partículas finas y de
conglomerados y cantos rodados, que es típica de los depósitos de abanicos
aluviales.
2.20.2. Ambiente Deltaico
Los deltas se forman en la desembocadura de las cuencas vertientes fluviatiles.
Dichas cuencas abastecen el delta en agua, sedimentos y elementos químicos, que
llegan a la zona costera de un mar o de un lago. Una cuenca vertiente está
generalmente limitada por relieves empinados, caracterizados por depósitos
46
conglomeráticos de conos aluviales o de ríos en trenza. En las partes más distales
de la cuenca vertiente, el relieve es menos pronunciado, y se desarrollan llanuras
aluviales que pueden ser la sede de importantes acumulaciones fluviatiles por
agradación vertical en períodos de subsidencia. Cuando los ríos desembocan en el
mar, las corrientes fluviátiles desaceleran bruscamente, debido a su dispersión. Eso
provoca el depósito de la mayor parte de los sedimentos cargados por el río,
edificando el delta (Figura 2.7). A medida que se acumulan sedimentos, el delta
prograda hacia el mar, adquiriendo así una organización morfológica característica
con tres medios principales, que son de arriba hacia abajo la llanura deltaica, el
frente deltaico y el prodelta.
Figura 2.7. Principales Componentes Morfológicos Comunes a Todos los Deltas.
El tipo de delta resultante dependerá de la magnitud del aporte de sedimento a la
costa y su redistribución por las olas, mareas y corrientes litorales. De esta manera,
según el tipo de energía predominante, se pueden distinguir el delta con dominio
fluvial, delta con dominio de marea y delta con dominio de oleaje. Aunque,
generalmente dos, o tres factores, pueden actuar conjuntamente para dar lugar a
deltas de tipo mixto.
Delta con Dominio Fluvial
Los deltas con predominancia fluviatil son generalmente lobulados (más común)
cuando se acumulan en zonas costaneras someras, o alargados (forma en birdfoot)
cuando se edifican en aguas más profundas, por ejemplo en el borde de la
plataforma continental. La mayoría de los deltas antiguos parecen ser más bien de
tipo lobulado. A pesar de sus diferencias morfológicas, dichos deltas presentan
características sedimentológicas comunes.
47
Deltas con Predominio de Mareas
Está caracterizada por canales distributarios de tipo estuarino: desembocadura
ensanchada (las desembocaduras fluviatiles son estrechas), bordeadas por llanuras
tidales arcillosas (tidal fiat, mud fiat), y canales meandriformes aguas arriba.
Delta con Dominio de Oleaje
La deriva litoral transporta la mayor parte de la arena fluviatil fuera de las
desembocaduras, formando cordones litorales y playas. Si la acción del oleaje es
más débil, los cordones de playa no son adheridos a la costa, y forman cordones
litorales que limitan lagunas.
2.20.3. Ambientes Marinos
Más hacia el mar con respecto a los ambientes costeros, los sedimentos clásticos
y los carbonatos pasan a transformarse en arenas de grano fino, limos, lodos y
carbonatos de mar profundo. Algunos de los limos y arenas de grano fino se
acumulan en barras costafuera, mientras que otros se dispersan sobre grandes
zonas de la plataforma como arenas laminadas, y otros vuelven a ser trabajados y
transportados de nuevo a la costa, como arenas transgresivas que se superponen a
depósitos transicionales.
2.20.4. Ambientes Desérticos Eólicos
Las dunas desérticas de gran tamaño que hayan sido preservadas en el subsuelo
presentan un gran potencial de entrampamiento de gran cantidad de hidrocarburos.
Su potencial económico las transforma en un blanco atractivo para la exploración de
gas y petróleo. Se pueden identificar grandes reservorios de dunas eólicas por
perfiles característicos. Estos impresos de electrofacies tienen características
ventajosas con respecto a las descripciones de facies de testigos.
48
2.21. Modelo Petrofísico
Cuantifica los parámetros básicos de porosidad, saturación, permeabilidad y
contenido de arcillas de los depósitos.
Es competencia del modelo petrofísico:
Definir los parámetros de corte (cutoff).
Definir valores promedio por unidad de flujo.
Correlación núcleo / perfiles.
Correlación con atributos sísmicos.
Calibración datos producción.
Generación de mapas de isopropiedades.
Generación de mapas de arena neta petrolífera (ANP).
2.22. Propiedades Físicas del Sistema Roca-Fluido
2.22.1. Porosidad
La porosidad se define como la fracción del volumen total de roca ocupada por
poros o espacios vacíos. Desde el punto de vista matemático es la relación entre el
volumen poroso y el volumen total de la roca, y se expresa mediante la siguiente
ecuación:
100.Vt
Vp
Donde:
Porosidad
Vp = Volumen poroso
Vt = Volumen total de la roca
El volumen poroso se define como la diferencia que existe entre el volumen total
y el volumen de granos o sólidos contenidos en la roca. La porosidad puede
49
expresarse en fracción o en porcentaje, siendo este último el más comúnmente
usado.
En formaciones no consolidadas, la porosidad depende más de la distribución del
tamaño de grano que del tamaño absoluto del grano. Si todos los granos son de
tamaño similar la porosidad será mas alta, mientras que si existe una gran variedad
de tamaños de granos será menor, ya que los granos pequeños ocuparan el espacio
poral entre los granos mayores. Valores de porosidad menores ocurren cuando las
partículas están cementadas entre si con material silíceo o calcáreo, resultando en
formaciones consolidadas.
2.22.1.1. Factores que Afectan la Porosidad
En un esfuerzo por determinar aproximadamente los límites de la Porosidad,
Fraser and Graton determinaron la porosidad para varios tipos de empaques o
arreglos, con esferas uniformes. Ellos demostraron que el sistema o empaque
cúbico presenta una porosidad de 47.6%, mientras que el romboedral tiene una
porosidad de 25.9%. La porosidad para tales sistemas es independiente del tamaño
de grano. Sin embargo, si esferas pequeñas son introducidas entre aquellas
utilizadas en los empaques definidos anteriormente, la proporción de espacio poroso
se reducirá y por lo tanto el valor de porosidad disminuirá. En la figura 3.1,
ilustración B, se muestra un empaque cúbico con tres tamaños de granos diferentes
donde la porosidad de este empaque, ahora es de aproximadamente 26.5%.
Figura 2.8. Empaques Cúbicos con Tres Tipos de Tamaños de Granos Diferentes.
50
Las porosidades en reservorios de hidrocarburos varían entre 5 y 40%, pero más
frecuentemente entre 10 y 20%. Los factores que gobiernan o controlan la
magnitud de la porosidad en sedimentos clásticos son:
Uniformidad del Tamaño de Grano
La uniformidad o escogimiento viene dada por la forma y tamaño de los granos
que conforma la roca reservorio. Si partículas de limo o Arcilla son introducidos
entre granos de arena de mayor tamaño, la porosidad efectiva de dicho sistema se
verá reducida considerablemente, tal como se muestra en la figura 3.1, ilustración
A. El escogimiento de los granos en un yacimiento depende básicamente de cuatro
grandes factores: tamaño del material, tipo de depositación, características de las
corrientes que transportan los sedimentos y duración del proceso de sedimentación.
Grado de Cementación o Consolidación
Las arenas altamente cementadas presentan bajas porosidades, mientras que en
las rocas no consolidadas esta es alta. La cementación tiene lugar durante la
litificación de los sedimentos y mediante la alteración de las rocas por la circulación
de aguas subterráneas. El proceso consiste esencialmente en llenar los espacios
vacíos con material mineral, que reduce la porosidad. El material cementante puede
estar compuesto por: Carbonato de Calcio, Carbonato de Magnesio, Carbonato de
Hierro, Sulfato de Hierro, Limolita, Hematita, Arcillas, y muchos otros materiales
incluyendo la combinación de estos materiales.
Compactación Durante y Después de la Depositación
La compactación tiende a disminuir los espacios vacíos y expulsar los fluidos
para unir más las partículas minerales, especialmente en las rocas sedimentarias de
grano fino. La compactación es un proceso importante de litificación en arcillas
compactadas, lutitas y rocas carbonáticas de grano fino, mientras que es
despreciable en areniscas cerradas o conglomerados. Generalmente, la porosidad es
51
baja a mayor profundidad y en rocas viejas, pero comúnmente existen excepciones.
Sin embargo, existen muchas rocas carbonáticas que muestran poca evidencia de
compactación física.
d) Tipo de Empaque
Para un sistema idealizado que supone granos perfectamente esféricos y de
igual diámetro, se han estudiado cuatro tipos definidos de empaques con diferentes
valores de porosidad a saber: El sistema cúbico con una porosidad de 47.6%, el
romboedral con 25.96%, otorrombico con 39.54% y tetragonal esferoidal de
30.91%.
2.22.1.2. Clasificación de la Porosidad desde el Punto de Vista de
Ingeniería
Durante la sedimentación y litificación, algunos de los espacios porosos
originados inicialmente pueden quedar aislados de otros por varios procesos
diagenéticos y catagenéticos, tales como la cementación y compactación. Entonces,
muchos de los poros estarán conectados, mientras que otros se encontrarán
completamente aislados. Esto conlleva a distinguir dos categorías de porosidades,
denominadas total o absoluta y efectiva.
La porosidad total o absoluta es la relación entre el volumen de todo el espacio
poral existente en la roca (poros, fisuras, fracturas, vúgulos) y el volumen total de
la roca. Por otra parte, la porosidad efectiva es aquella accesible a los fluidos libres
para desplazarse, excluyendo la porosidad no conectada y el espacio ocupado por el
agua absorbida e inmovilizada en las lutitas.
2.22.1.3. Clasificación Geológica de la Porosidad
Porosidad Primaria
52
Es aquella que se desarrolla u origina en el momento en que se depositan los
sedimentos y usualmente es mas uniforme que la porosidad inducida. Esta se
clasifica en las siguientes porosidades.
Intercristalina
Esta conformada por los espacios vacíos que existen entre las hendiduras de los
planos de los cristales. Muchos de estos espacios vacíos son sub-capilares con poros
de hasta 0.002 mm de diámetro. La porosidad existente en los cristales y entre las
partículas de tamaño muy fino ha sido llamada por Pittman como microporosidad
(ver figura 3.2).
Figura 2.9. Tipos de Porosidad que Pueden Existir en Reservorios de areniscas.
Intergranular
Espacios vacíos intersticiales entre granos que forman la estructura. Estos
espacios vacíos pueden variar de sub-capilares hasta capilares de mayor tamaño
que pueden llegar hasta 5 mm de diámetros.
Porosidad Secundaria
53
La porosidad secundaria es el resultado de procesos geológicos (diagénesis y
catagénesis) después de la depositación de los sedimentos. La magnitud, tamaño e
interconexión de los poros puede tener una relación no directa con la forma de las
partículas sedimentarias originales. La porosidad puede ser dividida en tres grupos
basados en el proceso geológico dominante.
Porosidad en Solución
Se presenta en rocas cuyos intersticios están formados por soluciones de
algunas porciones solubles de roca contaminadas con ácidos orgánicos.
Porosidad por Dolomitización
Es un proceso en el cual la caliza es transformada en dolomita de acuerdo a la
siguiente reacción química.
22 )3(32 CaCOCaMgMgCaCO
Algunos están constituidos prácticamente por calizas, y si el agua circulante por
los poros contiene una cantidad significativa del ion magnesio, el calcio en la roca
puede ser cambiado por magnesio en la solución. El volumen iónico de magnesio es
considerablemente pequeño que el del calcio, con el reemplazo, el resultado es una
dolomita que posee una porosidad mayor. Una vez completado el reemplazo de
calcio por magnesio se pueden obtener resultados de 12 y 13% de incremento de la
porosidad.
Porosidad por Fractura
Son aberturas creadas por quiebres estructurales de las rocas reservorios bajo
tensión causada por actividad teutónica. Estas aberturas incluyen fisuras y
fracturas. En algunas rocas reservorios, tales como en los carbonatos de Campos de
Texas, la porosidad por fractura es bastante importante.
54
2.22.2. Permeabilidad
La permeabilidad se define como la medida de facilidad con que una roca
permite que los fluidos se muevan dentro del volumen poroso interconectado. Así
como la porosidad es la forma de medir la capacidad de almacenar fluidos en la roca
porosa, la permeabilidad regula la tasa a la cual los fluidos pueden ser producidos o
desplazados de este medio poroso.
Para una roca dada la permeabilidad se cuantifica como la cantidad de fluido
normal que pasa a través de una sección transversal unitaria en una unidad de
tiempo. La unidad básica de la permeabilidad se llama Darcy, en honor a Henry
Darcy, quien estudió por primera vez en 1856 la filtración de agua en un medio
poroso.
Se dice que un medio poroso tiene una permeabilidad de un Darcy, cuando un
fluido de una sola fase con una viscosidad de 1 centipoise y que llena totalmente un
medio poroso, fluye a través de este bajo condiciones de flujo viscoso a una tasa de
1 cm3/seg, por un área transversal de un centímetro cuadrado, por centímetro de
longitud y bajo una diferencial de presión de una atmósfera. La permeabilidad se
denota con la letra “K” y su unidad de medición es el Darcy, como se dijo
anteriormente, ver ecuación:
dL
dpAKq
.
..
Donde:
q= Tasa de flujo (cm3/seg)
A= Área Transversal (cm2)
dp/dL= Diferencia de Presión por unidad de longitud (Atm/cm).
K= Constante de proporcionalidad dependiente de la característica de la arena.
Viscosidad del Fluido (cps).
2.22.2.1. Factores que Afectan la Permeabilidad
Forma y Tamaño de los Granos de Arena
55
Si una roca está conformada por granos planos y alargados uniformemente
arreglados (ver figura 3.3). En esta la permeabilidad horizontal (Kh) puede ser muy
alta, mientras que la permeabilidad vertical (Kv) puede ser mas baja. En el caso de
que la roca esté conformada por granos redondeados y alargados, en esta la
permeabilidad puede ser considerablemente alta con la misma magnitud en ambas
direcciones (ver figura 3.4). La permeabilidad en rocas reservorios es generalmente
baja, especialmente
en la dirección vertical, si los granos de arenas son pequeños y de forma irregular
(ver figura 3.5). Los reservorios con permeabilidad direccional son llamados
anisotrópicos. La anisotropía afecta grandemente el flujo de fluidos característica de
las rocas.
Figura 2.10. Efectos de Granos Planos y Largos Sobre la Permeabilidad.
Figura 2.11. Efectos de Granos Redondeados y Largos Sobre la Permeabilidad.
56
Figura 2.12. Efectos de Granos Pequeños Irregulares Sobre la Permeabilidad.
Laminaciones
Minerales tales como moscovita y láminas de lutita pueden afectar la
permeabilidad vertical. En este caso la relación Kh/Kv se encuentra en un rango de
1.5 a 3 y puede exceder de 10 para algunas rocas reservorios.
Cementación
El material que cementa los granos de la roca reservorio afecta las medidas de
la porosidad efectiva y por consiguiente la permeabilidad, ya que existe una relación
directa entre ambas propiedades.
2.22.2.2. Tipos de Permeabilidad
Según las fases presentes en el medio poroso se tienen los siguientes tipos de
permeabilidad:
Permeabilidad Absoluta
Se refiere a la permeabilidad del medio poroso cuando un fluido saturado 100%
a este medio.
Permeabilidad Efectiva
57
Se refiere a la permeabilidad del medio poroso a un determinado fluido en
presencia de otros fluidos. Esta permeabilidad es función de la saturación del fluido
considerado y será siempre menor que la permeabilidad absoluta.
Permeabilidad Relativa
Es la relación entre la permeabilidad efectiva a determinado fluido y la
permeabilidad absoluta.
2.22.3. Saturación de Fluidos
La fracción del espacio poroso ocupado por el agua se denomina “saturación de
agua” o Sw, la fracción restante, contentiva de petróleo o gas, se denomina
“saturación de hidrocarburos” o Sh, como uno es el complemento de otro, la
diferencia entre uno y la saturación de agua resulta en la saturación de
hidrocarburo. El supuesto general es, que el yacimiento estuvo repleto de agua y
que a lo largo del tiempo geológico, el petróleo o gas formados en otro lugar,
migraron hacia la formación porosa, desplazando el agua de los espacios porosos de
mayor tamaño. Sin embargo, los hidrocarburos que migran nunca desplazan toda el
agua intersticial. En efecto, hay una saturación de agua irreducible o Swi,
representada por el agua retenida por la tensión superficial sobre la superficie de los
granos, en el contacto entre los granos y en los intersticios más pequeños. Su valor
puede variar entre 0.05 (%) en formaciones de granos muy gruesos, hasta 0.4
(40%) o más, en las formaciones de granos muy finos con alta superficie específica.
El agua irreducible no fluirá cuando se somete a procesos de producción.
Desde el punto de vista matemático la saturación se define como la relación
entre el volumen de fluido y el volumen poroso, ver ecuación:
Vp
VfSf
Cuando el petróleo y el gas están presentes en una roca porosa, conjuntamente
con una cierta cantidad de agua salina de formación, la resistividad de la formación
58
(Rt) es mayor que la resistividad de esta 100% saturada de agua (Ro), debido a
que hay un volumen de agua menor disponible para el paso de la corriente eléctrica.
2.22.4. Agua de Formación
El medio poroso de un yacimiento puede contener agua, petróleo y gas, ya sea
individualmente o cualquiera de los dos o tres al mismo tiempo. La mayoría de las
rocas de los yacimientos, sin embargo, contienen siempre cierta cantidad de agua
de formación, aun cuando se aproximen a condiciones de ser mojadas por petróleo.
El conocimiento sólido de la resistividad del agua de formación, es factor básico
para la interpretación de los registros eléctricos.
El agua contenida en los poros de los estratos penetrados por la perforación,
puede variar considerablemente de acuerdo a la localización geográfica, a la
profundidad y a la edad geológica. Las aguas superficiales por lo general son dulces
y de resistividad comparativamente alta, a medida que se perfora a mayor
profundidad, el agua que se encuentra en las formaciones se hace mas salada. Sin
embargo, cabe señalar que este fenómeno no tiene nada de uniforme o regular. La
resistividad de las aguas superficiales puede exceder los 20 a 50 Ohm-m a la
temperatura ambiente, mientras que las aguas muy salinas de las perforaciones
profundas pueden tener resistividades tan bajas como 0.04 Ohm-m a 75 °F, lo cual
corresponde a una solución de saturación completa.
Las aguas de formación son conductoras de la electricidad debido a las sales
ionizadas en solución que dichas aguas contienen. Al aplicarse un gradiente de
potencial eléctrico a una solución salina (electrolito), los iones migran hacia el
electrodo de polaridad opuesta a sus respectivas cargas. Los cationes (iones
positivos) van hacia el cátodo (electrodo negativo) y viceversa. Cuando alcanzan el
cátodo, los cationes monovalentes se neutralizan al aceptar un electrón. A su vez,
los aniones monovalentes, al llegar al ánodo, se neutralizan por pérdida de un
electrón. Puesto que cada ión monovalente solo puede llevar una unidad de carga
eléctrica, la capacidad electroconductora de un electrolito, depende del número de
59
iones por unidad de volumen (concentración), así como la velocidad del ión
(movilidad).
La temperatura es otro factor que afecta la capacidad conductora del agua de
formación, debido a que influye en la movilidad de los iones, a mayor temperatura,
mayor es la movilidad de los iones, por lo tanto mayor capacidad conductora. Como
la conductividad es el inverso de la resistividad, se puede decir que la resistividad
de un fluido es inversamente proporcional a la temperatura.
2.22.4.1. Composición de las Aguas de Formación
Generalmente, las aguas de formación se caracterizan en base a seis
constituyentes principales: Ca++ (Calcio), Mg++ (Magnesio), Cl- (Cloro), SO4-
(Sulfato), HCO3- (Bicarbonato) y Na+ mas K+ (Sodio mas Potasio). Este último se
calcula por diferencia debido a que es difícil determinar su valor.
Los constituyentes disueltos encontrados en las aguas son comúnmente
calculados por combinación de los radicales positivos y negativos en el orden
siguiente:
Calcio Bicarbonato
Magnesio Sulfato
Sodio Cloruro
Potasio Nitrato
El calcio se combina con el bicarbonato, y si existe más calcio no consumido por
el bicarbonato, éste es combinado con sulfato, cloruro, y nitrato hasta que se agote.
Contrariamente, cualquier exceso de bicarbonato es combinado con magnesio, sodio
y potasio hasta agotarse. Otros radicales pueden y deben ser agregados para la
mayoría de las aguas asociadas con hidrocarburos. Estos incluyen litio, estroncio,
bario, hierro, borato, fosfato, bromuro y yoduro. Ellos pueden ir agrupados en la
columna apropiada, y posteriormente, en el cálculo de cada radical, positivos y
negativos, deben ser combinados en su totalidad; el siguiente radical es combinado
hasta que tanto los cationes como los aniones se agoten. Si el análisis es correcto,
60
los cationes y los aniones deben presentarse aproximadamente en cantidades
equivalentes.
2.22.4.2. Resistividad del Agua de Formación
Es la medida de la resistencia que ofrece el agua de formación al paso de la
corriente eléctrica, con la cual se mueven los diferentes iones componentes del
agua.
El valor de resistividad de agua es muy importante en la determinación de la
saturación de agua de la formación. Varía significativamente de una zona a otra,
sobre todo para cada cuenca. Dicha variación está relacionada con la salinidad y las
características geológicas del área que se evalúa. Existen varios medios para
determinar la resistividad del agua de formación:
a) Medida directa de una muestra representativa.
b) A través de análisis químico de una muestra representativa.
c) A partir de la curva de potencial espontáneo (SP).
d) A partir de un perfil de resistividad de investigación profunda.
e) A partir de un perfil de resistividad de investigación mediana.
f) Archivos o catálogos de muestras de aguas e interpolando en mapas de
isosalinidad (mapas isosalínicos o isoconáticos) de formaciones geológicas
específicas.
2.22.4.3. Clasificación de las Aguas de Formación
Toda agua de formación contiene sales disueltas. La cantidad y relación de estos
constituyentes depende principalmente, del origen del agua y de lo que le ha
ocurrido a ésta una vez que entra en el ambiente del subsuelo. La cantidad de estos
constituyentes en las aguas puede variar de unos pocos miligramos por litro a más
de 350000 mg/L, y depende de diversos factores, entre los cuales se pueden citar:
el gradiente hidráulico, profundidad, distancia de los afloramientos, movilidad de los
61
constituyentes químicos disueltos, material soluble de la roca asociada, intercambio
iónico y tiempo de residencia.
El contenido de sólidos totales disueltos está representado principalmente por
los cationes y aniones mayoritarios, cuya cantidad y relaciones interiónicas son la
base de un gran número de sistemas de clasificación.
2.22.4.3.1. Clasificación Genética de las Aguas de Formación
Los análisis de los constituyentes disueltos en las aguas de formación, han
aportado valiosas claves de su historia geológica, permitiendo establecer con el uso
de las concentraciones y relaciones de las especies en las mismas, su posible
origen, y los procesos que han ocurrido en su interacción con el subsuelo.
En general, puede decirse que las aguas de formación son el producto de una
larga y complicada historia geológica, de la sedimentación de la región, de la
historia de los procesos de concentración subterráneas y de las transformaciones
fisicoquímicas de las aguas.
Así, de acuerdo a la clasificación genética, las aguas de formación se pueden
clasificar en tres clases:
. Aguas Connatas.
. Aguas Meteóricas.
. Aguas Juveniles.
Aguas Connatas.
Las aguas connatas son definidas como aquellas que fueron depositadas juntos
con los sedimentos en la cuenca, las cuales han estado fuera del contacto con la
atmósfera desde su sedimentación. Son altamente saladas, conteniendo entre
20000 – 250000 mg/L de sólidos totales disueltos. Presentan altas concentraciones
de cloruro y muy bajas concentraciones de en los iones de bicarbonato y sulfato.
62
Estas aguas no circulan, pero se mueven a través de los sedimentos como parte
del proceso de compactación y migración. Así, el agua no necesita estar presente en
la misma roca en la cual fue depositada. Las aguas de formación en capas de
areniscas, son casi siempre expulsadas desde los estratos subyacentes. Estas, son
generalmente de origen marino y de edad similar a las rocas asociadas, pero
pueden ser más viejas que éstas cuando están presentes en acuíferos.
Aguas Meteóricas.
Se define como aquellas aguas que han estado recientemente involucradas en el
ciclo de circulación atmosférica. Se caracterizan por presentar bajas concentraciones
de sólidos disueltos, usualmente menor a 10000 mg/L y además poseen cantidades
considerables del ion bicarbonato.
La edad de las aguas meteóricas es poca comparada con la edad de las rocas
circundantes. Evidencias recientes indican que las aguas meteóricas pueden
percolar grandes profundidades (hasta 10 Km) en sistemas geotermales, sistemas
hidrotermales y cuencas sedimentarias. El tiempo requerido para llegar a estas
profundidades con distancias totales que pueden exceder los 100 Km desde las
áreas de recarga puede ser de millones de años.
Aguas Juveniles.
Las aguas juveniles están conformadas por aquellas aguas que ascienden desde
el manto de la tierra y nunca han formado parte del ciclo hidrogeológico
2.22.4.3.2. Clasificación Según Hem.
Según el contenido de sólidos totales disueltos, Hem en 1970 clasificó las aguas
de formación en cuatro tipos (ver tabla 2.1):
63
TIPO DE AGUA DE FORMACIÓN SÓLIDOS TOTALES DISUELTOS
(mgs/lts)
Salmueras > 35000 Salinas 10000 - 35000
Salobres 1000 - 10000 Dulces < 1000
Tabla 2.1. Clasificación de las Aguas Asociadas a los Yacimientos Petrolíferos Según Hem.
2.22.4.3.3. Clasificación propuesta por Sulin
Sulin propuso un sistema de clasificación de aguas subterráneas basado en el
ambiente de origen y en los aniones predominantes en solución, a partir del cual
distinguió cuatro tipos de aguas de formación:
Condiciones Superficiales: Tipo A: Sulfato de Sodio.
Tipo B: Bicarbonato de Sodio.
Ambiente Marino: Tipo C: Cloruro de Magnesio.
Condiciones Profundas: Tipo D: Cloruro de Calcio.
Estos cuatro grupos los englobó en dos grandes grupos: meteóricas y
connatas, considerando su dinámica en el subsuelo y las concentraciones de los
iones sodio (Na+) y cloruro (Cl-) (ver tabla 2.2).
RELACIÓN IÓNICA RELACIÓN IÓNICA FACIES
PRINCIPAL TIPO DE AGUA SECUNDARIA HIDROQUÍMICAS(%meq/lts) (%meq/lts)
(Na+ - Cl-) > 1Bicarbonato de
Sodio SO4=
Na+/Cl- > 1 Meteórica (Na+ - Cl-) < 1 Sulfato de Sodio SO4= (Cl- - Na+) > 1 Cloruro de Calcio Mg++
Na+/Cl- < 1 Connata (Cl- - Na+) < 1 Cloruro de Magnesio Mg++
Tabla 2.2. Clasificación de las Aguas Según Sulin.
64
2.22.5. Temperatura de la Formación
Las resistividades de las soluciones acuosas están en función de la
temperatura y para interpretar cuantitativamente los registros, es necesario conocer
la resistividad del agua de formación y del barro de perforación a lo largo de la
profundidad en la zona de interés. Por consiguiente, es preciso determinar la
temperatura de un pozo a cualquier profundidad.
La temperatura de las formaciones es función de la profundidad a la cual se
encuentra un determinado estrato y del gradiente geotérmico del área considerada.
En un pozo de petróleo, la temperatura del fondo se obtiene colocando un
termómetro de máxima lectura junto con el dispositivo de registro y se anota la
temperatura una vez sacado el dispositivo del pozo. Suponiendo que la temperatura
entre la superficie y la profundidad máxima cambia linealmente con la profundidad,
o sea que el gradiente geotérmico es lineal, la temperatura a cualquier punto del
pozo puede ser determinada partiendo de estas dos lecturas. La figura del anexo 5
(Gráfico GEN-6 de Schlumberger) muestra la relación temperatura profundidad de
varios gradientes geotérmicos, representados por el conjunto de rectas que pasan
por el punto común de cero profundidad y temperatura media de superficie. Esta
gráfica se utiliza para determinar la temperatura de la formación a cualquier
profundidad, pero primero hay que determinar la temperatura media de la
superficie, para establecer la escala horizontal apropiada (En Venezuela se usa la
temperatura promedia de 80°F) luego, es necesario encontrar la intersección que
corresponda a la temperatura y profundidad del fondo de la perforación. Desde este
punto, se traza una recta hasta el punto correspondiente a la profundidad y
temperatura de la superficie, esta recta constituye el gradiente geotérmico de este
pozo.
Para determinar la temperatura a cualquier profundidad, simplemente se
entra al gráfico por el eje vertical con la profundidad hasta cortar con el gradiente
geotérmico de este pozo y luego se lee la temperatura a escala horizontal en la
parte inferior.
65
La temperatura de una formación de interés también puede ser determinada
usando la ecuación:
PmTsTmPfTsTf /).(
Donde:
Tf= Temperatura de formación de interés.
Ts= Temperatura media de la superficie.
Tm= Temperatura máxima (del fondo).
Pm= Profundidad de la formación de interés.
Pf= Profundidad de la formación de interés.
66
CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO
Éste trabajo se basó principalmente en la generación de un modelo
geoestadístico de Yacimiento (Estático). El modelo estático se realizó a través de
técnicas geoestadísticas usando como herramienta computacional Petrel versión
2005 de la Compañía Schlumberger.
Debido a la gran diversidad de nuevas técnicas de medición e interpretación, se
hace necesario asegurar un correcto orden del método a seguir, por lo que trabajar
en forma sistemática permite obtener los resultados más consistentes y
representativos del Yacimiento.
En general el desarrollo de este trabajo se llevó a cabo en varias etapas,
diseñadas de la siguiente manera:
3.1. Modelo de Datos Validados
Se adquirió toda la información del Yacimiento Lagunillas Inferior del Campo
perteneciente al Proyecto Operacional C-7, el cual está constituído por las arenas
D1, D2 y D3, las cuales se producen mediante una completación a hoyo abierto.
Además se consideró todo lo referente a la geología del Yacimiento: grabaciones
sísmicas 3D, datos de registros de pozos y mapa isópaco-estructural oficial. Así
como también se tomaron las presiones tomadas en las cercanías de las nuevas
fallas interpretadas.
Además se revisaron estudios previos del Campo, específicamente un trabajo
titulado Evaluación Integrada del Yacimiento Lagunillas Inferior, Campo Tía Juana
Este, con el cual se obtuvo data referente al Yacimiento Lagunillas Inferior,
detectando así las necesidades adicionales de información para finalmente construir
una base de datos completa del Yacimiento.
3.2. Modelo Estático
La generación del modelo estático comprendió la ejecución del modelo
estructural, sedimentológico, petrofísico y geoestadístico, los cuales se describen a
continuación:
3.2.1. Modelo Estructural
Se procedió a actualizar el modelo del Yacimiento Lagunillas Inferior basado en
la información proveniente de los pozos perforados y la interpretación del horizonte
sísmico de las arenas de interés.
3.2.1.1. Interpretación Sísmica
La interpretación se llevó a cabo en un área que comprende aproximadamente
7Km2 (1721 acres), en la cual ya existían algunos horizontes interpretados, que
fueron de gran ayuda en el desarrollo del trabajo.
El plan de trabajo se desarrolló de la siguiente manera:
Elaboración de sismogramas sintéticos.
Identificación de los marcadores geológicos con expresión sísmica y la
elaboración correspondiente de mapas estructurales en tiempo a través de la
correlación de horizontes sísmicos.
Validación de fallas.
Generación del modelo de velocidad y conversión a profundidad.
3.2.1.2. Sismogramas Sintéticos
En esta etapa fue necesaria la recolección de registros “check shot” o tiros de
verificación, de los cuales sólo se trabajó con un solo registro de check shots
correspondiente al pozo SONLSE-0010, ya que el mejor ajuste se encontró con este
registro. A partir de este pozo y con información adicional de registros de densidad
68
y sónicos, topes geológicos correlacionados; se generaron los sismogramas
sintéticos, los cuales permitieron asociar los topes litológicos a reflectores sísmicos.
El programa usado fue “SynTool Landmark’s synthetic seismogram application’’
el cual aplica una función de checks shots e internamente multiplica los valores de
velocidad interválica obtenidos del registro sónico disponible (SONLSE-0010) por los
valores de densidad del registro de densidad, obteniéndose el sismograma sintético.
El siguiente paso fue la obtención de las relaciones tiempo-profundidad,
asignándolas al resto de los pozos del área y realizando un ajuste en tiempo con la
finalidad de calibrar la sísmica real a los pozos con el sismograma sintético.
3.2.1.3. Interpretación del Horizonte Sísmico
El horizonte fue interpretado en la aplicación SEISWORK, generando líneas
espaciadas para tener una visión global de la continuidad de los eventos en el área.
Se realizó un mallado de 55 (cada 5 líneas y cada 5 trazas se realiza la
interpretación) tanto en las “inlines” como en las “crosslines”. Luego se realizó una
interpolación proporcionada por la aplicación “ZAP Cross Correlations”, la cual se
encargó de definir los espacios vacíos donde no se realizó interpretación.
3.2.1.4. Validación de Fallas
La identificación de fallas se realizó a través del mapa estructural en tiempo,
donde se observaron cambios de amplitud correspondientes a quiebres e
interrupciones en los ciclos geológicos. Adicionalmente se generó un mapa de
coherencia a través de la aplicación Poststack/palm de Landmark que permitió
corroborar las variaciones observadas en el mapa estructural.
3.2.1.5. Conversión de Datos Sísmico de Tiempo a Profundidad
La conversión de tiempo a profundidad consistió de dos partes fundamentales:
estimación de velocidades y conversión a profundidad.
69
La tabla tiempo profundidad asociada al pozo con la curva TZ del área constituye
la base fundamental del modelo de velocidad en el área en estudio. Además se
empleó la aplicación TDQ de “Openworks” que es capaz de utilizar los horizontes
sísmicos de tal manera que el gradiente de velocidad se ajuste a la estructura.
Aunque se sabe que no necesariamente la velocidad varía de acuerdo a la
estructura, este modelo funciona mejor que una simple interpolación lineal.
Finalmente se realizó la conversión de los horizontes interpretados en tiempo a
profundidad aplicando la ecuación “v = d/t”, con la cual se obtuvo la componente en
profundidad, previamente conocido el tiempo de tránsito (t) y la velocidad (v) dada
por el modelo de velocidad.
3.2.2. Modelo Estratigráfico
Este modelo fue definido específicamente mediante correlaciones litológicas
pozo-pozo y secciones estratigráficas, realizadas de manera estratégica para
visualizar la continuidad del estrato de interés, el espesor presente, existencias de
adelgazamientos en la arena, etc.
La idea de realizar secciones (estructural-estratigráfica), es obtener los límites
del Yacimiento, observar la continuidad de los estratos, estructuras y características
de sedimentación, se seleccionaron los pozos verticales que estuviesen más
cercanos entre sí y cuya trayectoria fuese relativamente lineal.
Las secciones se llevaron a cabo en la misma aplicación Petrel, donde fueron
cargados los registros de los pozos y la data correspondiente a topes, bases,
marcadores lutíticos, coordenadas de pozos y datum de referencia. Seguidamente
se elaboró un mapa con la ubicación de los pozos y las trayectorias de las secciones,
y a partir de allí se construyeron las secciones.
70
3.2.3. Modelo Sedimentológico
La caracterización sedimentológica tuvo como objetivo principal la revisión y el
establecimiento de la orientación y distribución del patrón de sedimentación
predominante en el Yacimiento Lagunillas Inferior.
Este modelo se llevó a cabo con la identificación y codificación de las facies
presentes en el intervalo de las arenas de interés D1, D2 y D3; a través de la
descripción del núcleo LSE-5018, la cual posteriormente fue extrapolada al resto de
los pozos a través de la interpretación de los registros de rayos gamma y
resistividad por medio de secciones estratigráficas. La descripción del núcleo se
llevó a cabo en las instalaciones de la nucleoteca de PDVSA, con el núcleo
desplegado. Inicialmente se tenían dos núcleos ubicados en el área en estudio, pero
cuando se tenían los núcleos desplegados se observó que el núcleo del pozo LSE-
4208 aunque posee coordenadas pertenecientes al área en estudio, no pertenece al
área por su profundidad, ya que en el área se cuenta con profundidades entre 400 y
1200 pies y este presenta valores de 3000 pies en adelante, por lo que el mismo
fue descartado.
3.2.4. Modelo Petrofísico
La evaluación petrofísica constituyó un aporte a la definición clara de la litología,
porosidad, permeabilidad y saturación de agua; estas propiedades físicas fueron
inferidas a partir de mediciones de registros de pozos. Para ello se usó la aplicación
Interactive Petrophysics de Schlumberger.
Antes de llevar a cabo las interpretaciones de cada uno de los pozos se realizó la
validación de curvas o registros de pozos, la cual es una etapa primordial y fundamental
en la elaboración de un Modelo Geológico/Petrofísico, sobre todo en aquellos Campos
o Yacimientos donde se dispone de pozos con registros viejos. La idea fundamental de
esta validación es garantizar que la curva en formato .LAS coincida perfectamente con
la curva en la imagen en formato .TIFF o en papel.
71
En este estudio las curvas fueron validadas en la aplicación Neuralog, donde es
posible desplegar las curvas de cada uno de los servicios sobre las curvas
representadas en la imágenes de cada uno de ellos, lográndose así un mayor grado de
precisión en la verificación del ajuste de la curva digitalizada.
Luego de haber certificado las curvas, se procede a realizar empalmes a las curvas
en aquellos pozos que fueron perfilados en dos etapas, con el objetivo de tener una
curva completa desde la profundidad total hasta la el revestidor de superficie en cada
pozo.
Posteriormente se llevó a cabo el ajuste en profundidad, el cual consiste en colocar
al mismo nivel las diferentes respuestas de los registros en los cuerpos de arenas y
lutitas perfilados en los diversos servicios corridos, tomando como base el servicio de
rayos gamma de la resistividad. Por lo general estas desviaciones se presentan en
servicios que provienen de corridas diferentes, por lo que se ajustaron las curvas del
servicio de porosidad.
Los parámetros y modelos petrofísicos, fueron determinados a partir del pozo
LSE-5018 de Tía Juana, este pozo se encuentra ubicado en el bloque D-7, con
respecto a la información de registro, posee Gamma Ray, Resistividad, Densidad,
Neutrón y Sónico. La información del núcleo pertenece básicamente al Yacimiento
Lagunillas Inferior, este fue tomado en el año 1997 y sus resultados fueron
entregados en el año 1998, donde sólo se registran análisis convencionales,
destacando los ensayos de porosidad, permeabilidad, densidad de grano, índice de
resistividad y factor de formación. De análisis especiales se tiene muy poca
información, la cual no es suficiente ya que sólo se tienen 3 tapones con dicha
información, por lo que no se puede para generar una buena tendencia al momento
de analizar las muestras, los análisis especiales que posee son los siguientes (sólo
para 3 tapones): Presión Capilar, Pruebas de Suceptibilidad a la Inundación de
Agua, Permeabilidad Relativa por el método estado no estable. Así como también
posee un análisis de las propiedades geomecánicas. Es importante destacar que
también se dispuso de los análisis convencionales de los pozos LSJ-3310 y LSJ-
3326, específicamente de los valores de índice de resistividad y factor de formación.
72
Así como también se utilizaron los análisis de los núcleos TJ- 1423 y PB-769,
para la determinación de la permeabilidad y de la saturación de agua inicial, ya que
pertenecen al mismo Yacimiento y esta información hace mucho más robusto el
modelo petrofísico.
3.2.4.1. Determinación de Parámetros Petrofísicos
La determinación de los parámetros petrofísicos es primordial en el desarrollo de un
Modelo Petrofísico, ya que conforman los parámetros que requieren las ecuaciones
matemáticas con las cuales se estiman las propiedades y características de los
Yacimientos en estudio. A continuación se presentan los parámetros que fueron
estimados con la data de núcleo disponible:
Densidad de Matriz de Formación (ρma)
La densidad de la matriz se determinó mediante la elaboración de un histograma
de frecuencia con los diferentes valores de densidad de grano medidos en el
laboratorio, donde el valor que aparece con mayor frecuencia, es decir, la moda del
número de observaciones representa la densidad de matriz de la unidad o
Yacimiento estudiado.
Exponente de Cementación (m)
El exponente de cementación se obtiene mediante la construcción de la gráfica
de Factor de Resistividad de Formación (FF) en función de la Porosidad en escala
bilogarítmica (Log-Log). Luego, se verifica si los valores presentan una buena
correlación, y mediante la ecuación de una línea recta se obtiene el corte con el eje
Y, en el cual la intersección es el coeficiente de tortuosidad, y la pendiente es el
exponente de cementación (m), los cuales deben ser consistentes con los valores
para las arenas en estudio dependiendo de su edad geológica.
73
En el caso de que los valores obtenidos no estén en línea con los
correspondientes a la arena en estudio, se procede a ajustar la línea a la
coordenada (1,1) del gráfico y se verifica que exista una buena correlación,
obteniéndose un coeficiente de tortuosidad igual a uno y el exponente de
cementación viene dado por la pendiente de la nueva línea recta. Para la obtención
del exponente de cementación, m, se utilizó la relación de Archie para el factor de
formación:
m.aRwRoF
Exponente de Saturación (n)
Para la obtención del exponente de saturación se construye una gráfica con los
valores del Indice de Resistividad (IR) y los valores de saturación de la solución
salina utilizada en la prueba de laboratorio, en una escala logarítmica (Log-Log).
Una vez representados los datos se traza la mejor tendencia, y con la pendiente
de la recta se obtiene el exponente de saturación. Para obtener el exponente de
saturación corregido por arcillosidad se aplica el mismo procedimiento
representando en este caso el Indice de Resistividad de Formación corregido por
arcillosidad en función de la saturación de la solución salina.
3.2.4.2. Determinación de los Modelos Petrofísicos
Modelo de Arcillosidad
Para la estimación del volumen de arcilla existen diferentes modelos
matemáticos, tales como: Larionov, Clavier, Lineal y Stieber.; estos parten de un
índice de arcillosidad inicial. Para verificar cual de estos modelos matemáticos
reproduce la arcillosidad de los cuerpos de arena es necesario calibrarlos con los
análisis de difracción de rayos X o descripción mineralógica, en este estudio sólo se
dispone de una muestra de difracción de rayos X, por lo que no es suficiente para el
74
ajuste del modelo matemático, por lo que se procedió al cálculo del volumen de
arcilla por los diversos modelos existentes, luego para cada uno se determinó la
porosidad efectiva, con el objetivo de observar cual arroja valores más consistentes
con los valores de porosidad arrojados por los análisis del núcleo tomado en el pozo
LSE-5018; el que mejor se ajustó es el modelo de arcillosidad lineal.
El volumen de arcilla (Vsh) fue calculado utilizando la curva de Rayos Gamma en
las secciones de interés y en las lutitas, mediante la siguiente ecuación:
mínmáx
mínleídoVsh
GRGR
GRGR
Donde:
GRmín: es la lectura del Gamma Ray en la arena más limpia del registro.
GRmáx: es la lectura hecha en la sección de lutita más apreciable (más arcillosa).
GRleído: corresponde a la lectura de gamma Ray.
Modelo de Porosidad
La porosidad se determinó a partir de la curva de densidad de formación,
utilizando la ecuación 3.3, la cual es usada para determinar esta propiedad en
arenas arcillosas. Para el caso del registro densidad se obtuvo la porosidad por la
siguiente ecuación:
fma
bma
Donde
ma: es la densidad de la matriz de roca.
b: es la densidad leída del registro.
f: es la densidad promedia del fluido saturante.
Se asumió una densidad promedia del fluido saturante de 1.00 gr/cc, debido a
que el fluido que satura los poros en la zona relativamente superficial investigada
75
por el dispositivo, es mayormente filtrado de lodo, el cual tiene una densidad que
fluctúa entre 1 hasta 1.1 gr/cc dependiendo de la salinidad, temperatura y presión.
Finalmente se calculó la porosidad efectiva a través de ecuación 3.4, usando un
volumen de roca sin lutita (1-Vshl).
)1(* Vshlpromefec
Modelo de Permeabilidad:
Una de las propiedades con mayor incertidumbre es la permeabilidad, ya que
esta es inferida a partir del cálculo de otras propiedades. En la literatura existen
diversidad de modelos que permiten estimarla, tales como Timur, Timur Modificado,
Wyllie and Rose, entre otros; los cuales dependen de la porosidad y la saturación de
agua irreducible.
En este estudio la permeabilidad se determinó a partir de una ecuación en base
a los datos de los análisis de núcleos del pozo TJ- 1423 y PB-769 del Campo Tía
Juana Lago, el cual pertenece al mismo Yacimiento, y al comparar con los valores
arrojados por el núcleo en el pozo clave fueron consistentes.
PERM_N = 10^(1,8 + 0,05461 PHIT – 2,5 Vsh)
Modelo de Saturación de Agua:
De manera similar que para los modelos de arcillosidad y de permeabilidad, en la
literatura existen diversos modelos matemáticos que permiten estimar la saturación
de agua en arenas arcillosas a partir de la curva de resistividad. Entre los más
importantes tenemos a Simandoux, Waxman Smits y Simandoux Modificado.
Generalmente, estos modelos son calibrados mediante los datos de saturación
provenientes de los análisis de presión capilar, siempre y cuando se tenga una
76
curva de resistividad profunda tomada a condiciones iniciales. En el área en estudio
no se cuenta con análisis de presión capilar, por lo cual se recurrió a definir el
modelo matemático calibrando con los datos de producción, definiendo una ecuación
que se ajustara a estos datos y permitiera estimar la saturación en los pozos al
momento que fueron perforados. La Saturación de Agua se calculó mediante la
Ecuación de Simandoux:
Rsh
VshSw
RwF
nSw
Rt
1
Donde:
Rt=Resistividad verdadera de la formación (ohm-m)
Rw=Resistividad de agua de formación (ohm-m)
Rsh=Resistividad de la arcilla (ohm-m)
Sw=Saturación de agua (fracción)
m= Factor de cementación (adimensional)
n = Exponente de saturación (adimensional)
Vsh= Volumen de arcilla (fracción)
F=Factor de Formación (adimensional)
Modelo de Saturación de Agua Inicial:
La distribución de fluidos original del yacimiento Lagunillas Inferior ha variado
considerablemente, debido a su alto nivel de explotación, por lo que no se puede
utilizar directamente la saturación de agua estimada por perfiles para calcular o
determinar el petróleo original en sitio. Por lo tanto, es necesario estimar la
saturación de agua inicial, mediante él calculo de la saturación de agua irreducible
“Swir”.
Para la estimación de la saturación de inicial del Yacimiento, se realizó basado
en los resultados del núcleo de Tía Juana Lago, el cual contiene suficiente
77
información, considerando además que pertenece al mismo Yacimiento. Los valores
de saturación de agua irreducible medidos durante las pruebas de presión capilar de
los núcleos de los pozos TJ-1423 y PB-769, fueron analizados conjuntamente con
los valores de porosidad y permeabilidad absoluta “Kab”, mediante un gráfico de
Swir en función de PHI
Kab
. La ecuación derivada para calcular Swir se representa de
la siguiente forma:
)24,1
0082,00,1
5,0(
PHIKab
S wir
Donde, las unidades de Kab y PHI están dadas en mD y fracción, respectivamente.
3.3.- Validación de Análisis Físico-químicos del Agua de Formación Antes de
la Inyección de Vapor:
Se recopilaron todos los análisis físico-químicos disponibles en las carpetas de
pozo y en DOCUMENT, los cuales fueron digitalizados y cargadas en una base de
datos creada en Excel, luego estos fueron validados con el fin de garantizar la
representatividad de las muestras de agua recolectadas, siguiendo el procedimiento
de verificación que se muestra a continuación:
- Verificar que las pruebas posean los datos completos (fecha, intervalo,
concentración, entre otros), ya que las pruebas con datos ilegibles y data
incompleta fueron descartados.
- Verificar que la muestra no fue tomada después de un trabajo de reparación
o inyección.
- Verificar si el análisis presenta un balance iónico, es decir que la suma de los
pesos equivalentes de los cationes es igual a la suma de los aniones,
aceptando una tolerancia de 0.05.
78
Una vez validados los análisis físico – químicos disponibles, se procede a
caracterizar cada muestra. Con el total de muestras representativas se realiza un
análisis estadístico, que incluye los diagramas de Stiff, para establecer un patrón
representativo del agua de formación del Yacimiento. El análisis estadístico arrojará
el valor más representativo de la cantidad de cloruros de sodio equivalentes
utilizando el gráfico de la figura 3.1, según la cual debe calcularse la resistividad del
agua a temperatura del laboratorio, utilizando la figura 3.2.
Figura 3.1. Gráfico GEN-8 de SCHLUMBERGER.
Figura 3.2. Diagrama de Stiff.
79
Figura 3.3. Gráfico GEN-9 de SCHLUMBERGER.
Para la construcción de los diagramas de Stiff, se consideran las concentraciones
absolutas en miliequivalentes por litro de los iones de sodio, calcio, magnesio, cloro,
bicarbonato y sulfato. Los valores de concentración de cada ión son representados a
la izquierda y derecha de un eje vertical. Los valores se unen con líneas rectas, para
conformar un diagrama característico de cada tipo de agua. La escala debe ser
cuidadosamente escogida, dependiendo de las concentraciones (ver figura 3.2).
Obtenidas todas las ecuaciones y parámetros necesarios, se procedió a
ingresarlas al software para las evaluaciones petrofísicas Interactive Petrophysics,
en donde se ingresó a cada uno de los módulos de evaluación para ingresar los
valores correspondientes y proceder a la evaluación de cada uno de los pozos.
Finalmente los resultados fueron exportados en formato .LAS para luego ser
cargados al software Petrel.
3.2.5. Modelo Geoestadístico
El objetivo principal de las técnicas geoestadísticas es integrar toda la data
proveniente de las distintas disciplinas con la finalidad de obtener un modelo
estático completo y detallado en cuanto a distribución de facies y propiedades.
80
Para la realización del modelo geoestadístico para cada una de las arenas del
Yacimiento Lagunillas Inferior, se utilizó el software Petrel de la compañía
Schlumberger, el cual es una herramienta con técnicas fáciles de usar y con una
respuesta visual de alta resolución gráfica.
Básicamente la descripción de este modelo estuvo basada en una simulación
condicional estocástica de facies y de propiedades petrofísicas, el flujo de trabajo
fue el siguiente:
3.2.5.1. Datos de Entrada para Petrel
Para llevar a acabo el modelo estructural 3D y la geoestadística de las unidades
D1-D2, D2-D3, D3-La Rosa del Yacimiento Lagunillas Inferior del Proyecto
Operacional C-7 ubicado en el NorEste del Campo Tía Juana Tierra, cubriendo los
bloques B7, B8, C7, C8, C9, D7, D8 y D9, con un área de 2580 acres
aproximadamente, se contó con los siguientes datos de entrada:
Trayectorias de pozos (339 pozos)
Curvas petrofísicas de pozos .LAS (283 pozos)
Interpretación de facies desde Tope Lagunillas hasta La Rosa en pozos
con registros (326 pozos interpretados)
Marcadores tope y base de D1, D2, D3 y La Rosa
Interpretación sísmica de 7 planos de fallas presentes en el área en
estudio.
Interpretación Sísmica de los horizontes Laguna, Ojeda y la
Discordancia.
Completaciones de los pozos del estudio
Trayectorias de Pozos
En el área de interés se encuentran ubicados 288 pozos verticales y 51 pozos
desviados y horizontales dando un total de 339 pozos. El área de estudio se
encuentra ubicada entre las coordenadas (X=245220- 250000 Y=1139000-
1142600), la cual fue cargada en el proyecto para poder iniciar el modelo con los
desviaciones reales de cada uno de los pozos.
81
Curvas Petrofísicas de Pozos Estos datos son de suma importancia al igual que las facies, puesto que ayudan
a definir las zonas de mejor prospectividad. Se importaron a la aplicación Petrel los archivos petrofísicos .LAS de 283 pozos
verticales, esta información fue exportada desde la aplicación Interactive
Petrophysics, software en el cual se llevaron a cabo las evaluaciones petrofísicas de
los pozos. Los horizontales no fueron interpretados petrofísicamente ya que el
espesor vertical de estos pozos no es representativo.
Las propiedades importadas fueron: Volumen de arcilla (Vsh), porosidad total
(PHIT), porosidad efectiva (PHIE), saturación de agua (Sw) y Permeabilidad (K).
Las propiedades de PHIT, K y Vsh se utilizaron directamente en el modelo
geoestadístico, y la PHI y Sw de igual manera fueron calculadas en el software
Petrel mediante SCRIPT (Aplicaciones matemáticas).
Las evaluaciones petrofísicas fueron realizadas cada medio pie en cada
propiedad, en las tres arenas de interés, D1, D2 y D3.
3.2.5.4. Interpretación de Facies
Se contó con la interpretación sedimentológica de 326 pozos con facies de
barras costeras, canales, heterolíticos, abanicos de roturas, llanuras y lutitas,
basada en la descripción litológica del núcleo LSE-5018. Esta interpretación fue
realizada directamente en la aplicación Petrel. Los pozos LSE 4703, LSE 5083, LSE
5088, LSE 5092, LSE 5295, LSE 5367, LSE 5467, LSE 5557, LSE 5558, LSE 5564,
LSE 5593, LSE 5962 y LSE 4429 (13 pozos) no presentan interpretación de facies
dado que no se encontraron sus registros en ninguna base de datos.
82
Marcadores de Pozos El área de estudio está definida por los marcadores D1 (tope), D2 (tope), D3
(tope) y La Rosa (tope). Los marcadores de los horizontes Laguna, Ojeda y
Lagunillas Inferior no fueron utilizados en el estudio ya que se realizó el modelo 3D
y Geoestadística sólo para las unidades de interés (desde D1 hasta La Rosa). Los
horizontes 3D desde D1 hasta La Rosa fueron construidos con los marcadores. No
se disponía de horizontes sísmicos para estos topes. Al igual que la interpretación
de facies, estos datos fueron cargados en el proyecto.
Interpretación Sísmica de los Horizontes Laguna, Ojeda y
Discordancia del Eoceno
Se utilizó el horizonte sísmico de Laguna para facilitar visualización al momento
de realizar el control de calidad de las fallas. Se construyeron los horizontes
sísmicos 3D de Laguna, Ojeda y Lagunillas Inferior. De la información sísmica se
conoce que los horizontes de interés D1, D2 y D3 no se les realizaron interpretación
sísmica por ser cuerpos arenosos limitados arealmente y requería mayor tiempo de
interpretación, por lo que los horizontes interpretados, base y tope, se tomaron
como patrón para realizar una interpolación del polígono de fallas en los horizontes
de interés.
Interpretación Sísmica de Planos de Fallas
La identificación de fallas se realizó a través de secciones sísmicas 3D en tiempo,
donde se observaron cambios en los horizontes sísmicos tales como: continuidad
lateral, pliegues de los estratos sísmicos. Inicialmente se habían interpretado 6
planos de fallas normales, desde Laguna hasta La Rosa. Posteriormente se
encontraron variaciones entre las interpretaciones de los planos de fallas al
correlacionar dichas interpretaciones con la información geológica (topes
estructurales). Por lo que se llevó a cabo una reinterpretación sísmica, y finalmente
las fallas fueron importadas en Petrel en formato .flt desde el proyecto de
Openworks donde fue interpretado.
83
Completación de Pozos
Se importaron las completaciones de todos los pozos presentes en el proyecto,
esto con la finalidad de chequear que estas completaciones se encontraran en las
del intervalo de la zona de interés. Esta información fue solicitada al Ing. de
Yacimientos del área y fue importada a la aplicación Petrel en formato .ev para
poder ser cargado, en el archivo se encontraba el nombre del pozo y las
profundidades completadas para cada uno de los pozos.
3.2.5.2. Control de Calidad de los Datos
La revisión a los datos de entradas al modelo como marcadores, fallas,
interpretaciones de facies y petrofísica, y las completaciones de los pozos es uno de
los pasos más importantes, ya que permite detectar posibles inconsistencias
existentes en estas informaciones.
Revisión de Marcadores
Según la interpretación litológica del núcleo LSE-5018, los marcadores D1 y La
Rosa, fueron definidos en lutita, pero el marcador D2 no presentó una arena
totalmente definida dado que en algunos casos se observan los marcadores en
lutitas y en otros en arenas, y el marcador D3 en la mayoría de los pozos fue
definida en arena debido a que prácticamente no existe una lutita que la separe del
marcador D2.
Inicialmente se realizó un horizonte preliminar para cada uno de los topes de
interés utilizando los marcadores D1, D2, D3 y La Rosa, esto con la finalidad de
revisar las correlaciones de los pozos y detectar posibles zonas irregulares (picos)
en los horizontes, o saltos inconsistentes en la correlación del tope de un horizonte
determinado. Este trabajo fue práctico realizarlo en Petrel dado que la
interpretación de topes fue realizada en este mismo software y facilitó la
visualización de correlación y modelo 3D al mismo tiempo.
84
Revisión de Fallas con Marcadores de cada Horizonte
Para validar las fallas interpretadas en la sísmica se crearon horizontes
preliminares con los marcadores y se procedió a revisar fallas con marcadores. Esta
revisión se realizó en cada una de las fallas desde el horizonte Lagunillas Inferior
hasta La Rosa comparándolas con los topes estructurales más cercanos a los saltos
de fallas. En esta etapa se deben certificar las posibles inconsistencias que puedan
existir, y si es necesario se recurre a una reinterpretación de la sísmica y de los
topes estructurales.
Revisión de la Interpretación de Facies con Respecto a la
Interpretación Petrofísica
Además se llevó a cabo el control de calidad entre la interpretación de facies y la
interpretación petrofísica, por medio del Vsh como parámetro para el control de
calidad, esto con el objetivo de asegurar la consistencia entre ambas
interpretaciones, para garantizar que si estamos en presencia de una arena se debe
encontrar con un bajo valor del índice de arcillosidad y en presencia de lutitas un
alto volumen de arcilla.
3.2.5.3. Modelo Estructural 3D para el Modelo Geoestadístico
Las técnicas estocásticas son las que mejor reflejan la variabilidad de la
información puntual de los pozos (Kabbabe et al. 1999). Estos modelos permiten
obtener cuantitativamente la anisotropía del Yacimiento y entender mejor sus
propiedades. Para realizar un estudio completo de simulación estocástica, es
necesario diferentes tipos de información. La primera información es la referida a la
estructura.
Una vez realizado todo el control de calidad a la data de entrada se procedió a
realizar el Modelo 3D y la malla. El Modelo Estructural consistió en construir los
horizontes 3D en Petrel desde D1 hasta La Rosa y el conjunto de 7 fallas normales
interpretadas a partir de la sísmica y de la geología de pozos. Estos mismos
horizontes forman el modelo de malla areal, el cual fue construido con celdas de
85
45*45 metros, tamaño requerido por el Ing. De Simulación. Como primer paso se
debe generar un pillar gridding, donde se generan los planos de fallas, para luego
generar los horizontes. En este paso se debe asignar un tren de dirección que será
tomado en cuenta por el Software para asignar la dirección de las celdas.
El procedimiento consistió en generar los horizontes D1 y La Rosa en el modulo
“Make horizont” en Petrel, para luego generar los horizontes intermedios D1, D2 y
D3 en el modulo “Make Zones”.
Los horizontes interpretados (se denominan horizontes interpretados, debido a
que provienen de una interpretación geológica) sólo se disponían para el tope de
Laguna, Ojeda y la Discordancia del Eoceno , y no en los topes de las arenas de
interés, D1, D2 y D3, lo cual era indispensable porque es dentro del intervalo donde
se realiza el modelaje del Yacimiento. Petrel proporciona un comando que permite
generar un horizonte calculado a partir de uno interpretado. El requisito
indispensable a parte del horizonte interpretado es tener un estimado de los
espesores de la arena en los pozos. La determinación del horizonte calculado se
realizó a partir de las superficies importadas (horizontes interpretados) y de los
espesores estimados en cada pozo (mapa de espesores).
Es importante considerar que los horizontes generados deben respetar los
marcadores estructurales, es decir, que los horizontes se encuentren ajustados a los
topes estructurales.
3.2.5.4. Malla Estratigráfica para el Modelo Geoestadístico
La malla de simulación representa la discretización tridimensional de las zonas.
El tipo de malla estratigráfica seleccionada debe estar relacionado con el Modelo
Estratigráfico de la unidad de flujo que está siendo modelada. Existe la malla por
espesor, que es comúnmente llamada malla paralela, y la malla por el número de
celdas, que es llamada malla proporcional; y éstos corresponden a dos conceptos
sedimentológicos diferentes. La malla proporcional (Figura 3.4) es apropiada cuando
los sedimentos depositados muestran poco o ningún acuñamiento estratigráfico o no
86
ocurre erosión. En esta malla, el mismo número de capas está presente a lo largo
del yacimiento y sólo cambian los espesores de las celdas, lo cual generalmente es
causado, por ejemplo, por compactación.
En el caso de la malla paralela (Figura 3.5), ésta describe mejor un sistema
sedimentológico donde las capas están cortadas por una superficie de erosión. El
espesor de las capas en una malla estratigráfica paralela es constante, pero no
necesariamente hay el mismo número de capas a lo largo del yacimiento. Es
importante destacar que el impacto del tipo de malla seleccionada para el modelo
geoestadístico es muy significante. Las correlaciones (variografía, curvas de
proporción vertical) dependen de la malla estratigráfica, por lo tanto, una selección
incorrecta del tipo de malla puede generar una falsa continuidad o barrera en el
yacimiento.
Figura 3.4. Malla Proporcional (Varia el espesor).
Figura 3.5. Malla Paralela (Con erosión).
Luego de seleccionar el tipo de malla apropiado al Yacimiento a modelar, se lleva
a cabo en Petrel la construcción del “Layering” o división de las capas, para
seleccionar la división vertical apropiada, se realizan GRID o mallas variando el
tamaño vertical, y se selecciona, un tamaño en el que no se pierda información en
las proporciones de las facies en la GRID y que no sea muy pesado para el
momento de llevar a cabo las diversas realizaciones.
87
3.2.5.5. Curvas de Proporción Vertical Las Curvas de Proporción Vertical son aquellas curvas en el cual se le asigna un
valor a cada celda que es penetrada por un pozo, cada celda tendrá un valor de
facies, 0 ó 1, y estas curvas representan un promedio de las facies arena/arcilla
(0/1) para cada celda de la Malla 3D.
Figura 3.6. Curvas de Proporción Vertical. Evidentemente mientras mayor es el número de capas, mejor es la
representación de la geología, este es un método de estudiar el escalamiento
“Upscaling” y de escoger la resolución vertical óptima de la Malla.
3.2.5.6. Escalamiento de Pozos en Petrel En un principio la información de cada uno de los pozos está cada medio pie
generalmente (registros originales), por lo que es necesario asignar a cada una de
las celdas que se encuentren la zona atravesada por la trayectoria de los pozos un
valor discreto de facies y de petrofísica.
En esta etapa es posible conocer información de la estadística de los pozos,
como espesor promedio, máximo y mínimo de cada una de las facies; la estadística
de facies sirve como manera de información para el modelo estocástico.
Promedio
VPC0 1
Arena
Arcilla
88
3.2.5.7. Análisis de Datos de Facies y Petrofísica
En esta fase se lleva a cabo la revisión de la data ya escalada, por medio de
histogramas y de gráficos de proporción, así como también de las curvas de validar
la correspondencia entre la interpretación petrofísica y de facies. Aquí también se
considera la simplificación de las facies en caso de ser necesario para evitar
complicaciones en el momento de llevar a cabo los variogramas, ya que no se
recomienda el ajuste de variogramas cuando se presentan facies con muy baja
proporción. Este análisis se realiza para cada una de las arenas o zonas a trabajar.
3.2.5.8. Análisis de Variogramas de Facies por Unidad
La construcción de mapas de variograma permite detectar con facilidad las
direcciones principales que puede presentar una variable. Para esto se construyen
los mapas de variogramas de facies para confirmar la dirección, así mismo los
mapas de isopropiedades muestran la tendencia. También es recomendable buscar
estudios anteriores para corroborar con toda la información que se tenga disponible
del área.
Los variogramas se realizan para cada una de las facies interpretadas en cada
una de las unidades en estudio.
Este análisis consistió en correlacionar espacialmente las variables analizadas,
en este caso las facies, para ello fue necesario definir dos tipos de variogramas: el
experimental y el teórico.
Primeramente se realizó el modelaje del variograma experimental, donde se
definieron las clases de distancia y la dirección, donde la visualización es bastante
amigable en el sentido de seleccionar las clases de distancia, dirección y ancho de
banda que permitan una mejor selección de estos parámetros.
El estudio variográfico se realizó en tres direcciones simultáneamente (la
dirección principal, la secundaria perpendicular a la principal y la dirección vertical),
con la finalidad de detectar el comportamiento espacial de la variable. Para cada
89
dirección se realizaron sensibilidades en cuanto al ancho de banda, clases de
distancia y tolerancia angular.
La dirección principal fue tomada de acuerdo con el patrón de sedimentación
presentado por la arena en estudio, esto suele realizarse debido a que no siempre
se cuenta con gran cantidad de información en el área, más sin embargo en nuestro
caso esta dirección se corroboró con el mapa de variograma de la facies y con
mapas de isopropiedades petrofísicas.
Se realizaron los variogramas experimentales en las distintas direcciones hasta
obtenerse el mejor ajuste en cada una de ellas. Debido a que éstos no pueden
usarse como tales en la ejecución de programas de estimación, fue necesario
ajustar un modelo a los variogramas con el objeto de llenar aquellos espacios vacíos
presentados por la descripción de la continuidad espacial del atributo. Por
consiguiente se procedió a generar el variograma teórico, el cual consistió en
obtener un modelo con ecuación conocida al variograma experimental, esto con la
finalidad de que se represente lo mejor posible el comportamiento espacial de las
variables.
El procedimiento para obtener el modelo teórico fue seleccionar uno de los
modelos de variogramas existentes más comunes (esférico, exponencial, gaussiano)
el que se asemejara más al comportamiento del variograma experimental, de esta
manera se buscó que el modelo pasara cerca de todos los puntos del variograma o
siguiera su tendencia. Este criterio empleado fue netamente visual, ya que a pesar
de existir métodos que efectúan este ajuste el tiempo de cómputo requerido hace
que su uso sea poco frecuente.
Cabe destacar que el modelo teórico seleccionado fue el mismo para las tres
direcciones y como los datos se encuentran en espacio gaussiano (media igual 0 y
desviación estándar igual a la unidad) la meseta del variograma siempre será 1, ya
que la meseta es una medida de la dispersión de los datos, la cual viene dada por la
desviación estándar. Es así como se obtiene un modelo de variograma
representativo de los datos o variables bajo estudio.
90
3.2.5.9. Análisis de Variogramas de Datos Petrofísicos
En cuanto a datos petrofísicos crudos, se llevaron a cabo los variogramas para la
Porosidad Total (PHIT), Volumen de Arcilla (VCL) y Saturación de Agua, obtenidas
de las evaluaciones petrofísicas realizadas en la aplicación Interactive Petrophysics.
Los variogramas son claves para la distribución de las propiedades en la malla
(GRID). Las propiedades que requirieron la simulación numérica son porosidad
efectiva (PHIE), permeabilidad absoluta (K), Saturación de Agua Inicial, las cuales
fueron generadas de las ecuaciones petrofísicas del área (descritas con
anterioridad). Información que posteriormente fue utilizada para la estimación del
P.O.E.S. (Petróleo Original en Sitio).
Es importante destacar que para el que Software (Petrel) pueda leer las curvas
petrofísicas interpretadas en Interactive Petrophysics y pueda procesarlas
(Anamorfosis de lo datos), se llevó a cabo una Normalización de la data para
transformarla de tal manera que se obtiene una distribución del tipo normal con una
media en 0 y una distribución estándar igual a la unidad, y consistió en generar la
función de distribución de probabilidad para cada propiedad petrofísica, esto con el
objetivo de convertir todos los valores de propiedades petrofísicas medidas a una
distribución continua en campo Gaussiano, ya que Petrel trabaja con curvas
discretas, es decir, asigna un único valor a cada una de las celdas. De la misma
manera que se realizaron los variogramas para las facies se realizó para el volumen
de arcilla, porosidad y saturación de agua.
3.2.5.10. Simulación de Facies
El principal objetivo del modelaje de facies es obtener una distribución de los
diferentes cuerpos relacionados unos con otros espacialmente. La simulación
estocásticas de las facies se realizó utilizando el método de Simulación Secuencial
de Indicadores, el cual es un método que requiere tanto los variogramas de facies
como las curvas de proporción vertical en cada una de las unidades a simular como
data de entrada en el modulo “Facies Modeling” de la aplicación Petrel.
91
3.2.5.11. Simulación de Propiedades Petrofísicas
Las propiedades petrofísicas que se modelaron fueron porosidad total (PHIT),
volumen de arcilla (Vsh) y saturación de agua (Sw). La porosidad efectiva y
permeabilidad absoluta se calcularon a partir del modelo de porosidad total y
volumen de arcilla. Se realiza de esta manera con la finalidad de que en el modelo
se respeten las dependencias existentes entre estas variables.
El método estocástico utilizado para la simulación del Vsh, PHIT y Sw, fue el de
Simulación Secuencial Gaussiana por facies, el cual es un método que requiere que
los parámetros a simular estén en un espacio gaussiano, y por otro lado, requiere el
análisis variográfico de la propiedad a simular. Para cada realización de facies se
generó una realización de las propiedades petrofísicas.
La finalidad de realizar la simulación estocástica es obtener varios escenarios de
las propiedades petrofísicas, lo cual proporcionará una distribución de estas dentro
del medio poroso, se seleccionaron un total de 9 escenarios o realizaciones que
representan una posible realidad del medio que se está simulando 3.2.5.12. Estimación de POES de los Modelos Equiprobables
Efectuado el modelaje petrofísico, fue posible realizar el cálculo de los
volúmenes en sitio (Petróleo original en sitio) puesto que en esta etapa se han
calculado múltiples realizaciones de volumen poroso mediante la siguiente ecuación
teórica:
oi Swi-1hA7758
POES
Donde:
POES: petróleo original en sitio.
A: Área de la celda en acres.
h: Espesor en pies.
: Porosidad en fracción.
92
93
Swi: Saturación inicial de agua en fracción.
oi: Factor volumétrico del petróleo en BY/BN.
Swi: Saturación de agua inicial.
Cabe destacar que los volúmenes de hidrocarburos corresponden a la sumatoria
de los volúmenes calculados en cada celda de la malla de simulación del modelo
petrofísico en la región de petróleo.
CAPÍTULO IV
DISCUSIÓN DE RESULTADOS
4.1. Modelo de Datos Validados
Durante el desarrollo de la investigación, se obtuvo toda la información
disponible y necesaria del Yacimiento Lagunillas Inferior. La base para desarrollar el
proyecto fue la información disponible del área de estudio, de los pozos analizados
e inclusive información de estudios previos del Campo Tía Juana Tierra.
4.2. Modelo Estático
La generación del modelo estático comprendió la ejecución del modelo
estructural, sedimentológico y petrofísico, los cuales se describen a continuación:
4.2.1. Modelo Estructural
En base a la información de los pozos perforados y la interpretación de los
horizontes sísmicos interpretados, se definió la estructura del área en estudio.
4.2.1.1. Interpretación Sísmica
En función de la interpretación sísmica realizada en un área de aproximada de 7
Km2, se definió y corroboró la estructura del yacimiento.
Figura 4.1. Área Interpretada con Sísmica (Área dentro del recuadro).
95
4.2.1.2. Sismogramas Sintéticos Con el registro check shots, registrote densidad, sónico y los topes estructurales
del pozo SONLSE-0010, se generaron los sismogramas sintéticos obteniendo
posteriormente la calibración de la sísmica disponible a los pozos.
Asociados los topes litológicos a los reflectores sísmicos fue posible ubicar los
horizontes Laguna, Ojeda y la Discordancia del Eoceno en milisegundos en el pozo
SONLSE-0010. (Figura 4.2).
Figura 4.2. Sismograma Sintético. Calibración del Registro Checkshot del Pozo SONLSE-0010.
4.2.1.3. Interpretación del Horizonte Sísmico
Se interpretó un total de 3 horizontes sísmicos en tiempo correspondientes a
Laguna, Ojeda y la Discordancia del Eoceno, los cuales se muestran a continuación.
(Ver Figura 4.3).
96
Laguna Ojeda Discordancia del Eoceno
Figura 4.3. Horizonte Sísmico Laguna.
4.2.1.4. Validación de Fallas
La identificación de fallas se realizó a través del mapa estructural en tiempo en
cada uno de los horizontes interpretados, se visualizaron cambios de amplitud
correspondientes a quiebres e interrupciones en los ciclos geológicos.
Adicionalmente con el mapa de coherencia se corroboraron las variaciones
observadas en el mapa estructural. (Ver Figuras 4.4 y 4.5).
Figura 4.4. Sección Sísmica 3D Arbitraria O-E.
97
N
FALLA 3 FALLA 4
FALLA 5FALLA 6
FALLA 7
FALLA 2
FALLA 1
0 250m
N
FALLA 3 FALLA 4
FALLA 5FALLA 6
FALLA 7
FALLA 2
FALLA 1
0 250m
Figura 4.5. Mapa en Tiempo del Tope de Ojeda.
4.2.1.5. Conversión de Datos Sísmicos de Tiempo a Profundidad en
Función de la Curva TZ
Se transformaron los horizontes de tiempo a profundidad en función de la
relación de velocidad obtenida a través de la curva TZ del pozo SONLSE-0010,
asociada a los pozos del área, indispensable para obtener el cubo en profundidad.
Vale destacar que el área de estudio presenta una estratigrafía bastante uniforme y
con pocos accidentes estructurales, lo que facilitó el uso de un solo pozo con
información del registro Checkshots (Tabla TZ).
4.2.2. Modelo Estratigráfico y Sedimentológico
La idea de realizar secciones (estructural-estratigráfica), es obtener los límites
del Yacimiento, observar la continuidad de los estratos, estructuras y características
de sedimentación.
La interpretación de facies se basó en la interpretación realizada al núcleo del
pozo LSE-5018, y la interpretación del resto de los pozos se llevó a cabo por medio
de diversas secciones estratigráficas, a través de las respuestas de los registros de
98
litología y resistividad, para definir la continuidad y el espesor del estrato, observar
hacia dónde ocurren adelgazamientos de la arena, la posición de los granos
(creciente o decreciente) y con los tipos de facies presentes.
La descripción sedimentológica del Núcleo LSE-5018 se presenta a continuación:
. Lata Nro 1 (972’ - 976’): En la base se observa una lutita de color marrón
claro y grano muy fino con un espesor de 1,5’’ aproximadamente. Seguidamente
se visualiza un contacto erosivo entre la lutita y una arena de grano grueso a
medio de tipo no consolidada e impregnada de hidrocarburo con pequeños clastos
de arcilla, no fue posible detallar estructuras sedimentarias debido a que la
formación es poco consolidada y el crudo que lo satura es pesado, el espesor de
esta arena es de 30’’ aproximadamente.
Seguidamente se tiene una arcilla de 1,5’’ de color marrón claro con algunas
precipitaciones de arcilla. Luego se visualiza una arena de grano grueso, de grano
suelto e impregnada de hidrocarburo.
Figura 4.6. Contacto Erosivo entre Lutita y Arena de Grano Medio a Grueso.
99
Figura 4.7. Arena de Grano Grueso a Medio Impregnada de Hidrocarburo.
Figura 4.8. Intercalación de Arcilla que Separa las Arenas de Grano Grueso con otra de Grano Grueso a Medio.
. Lata Nro 2 (970’ - 973’): Se observa una arena de grano grueso y suelto con
clastos de arcilla e impregnada de hidrocarburo, indicando la posible continuidad de
la arena descrita en la lata anterior. (8,5’’).
Seguidamente se observa un contacto erosivo entre la arena y una lámina de
carbón de 2,5’’ aproximadamente. Luego del carbón se visualiza una arcilla de color
gris a marrón claro, de grano muy fino con delgadas capas de arena (22,5’’), así
como también restos de materia orgánica, en especial un molde de una hoja, lo cual
es característico de un ambiente continental.
100
Figura 4.9. Visualización de Arena de Grano Grueso en la Base, Carbón en el Centro y Tope de
Arcilla.
Figura 4.10. Visualización de Arena de Grano Grueso en la Base, Carbón en el Centro y Tope de
Arcilla. Figura 4.10A y 4.10B. Visualización de Arcilla y Precipitación de Azufre debido a la Descomposición
de la Materia Orgánica Presente.
Carbón
Lutita
Carbón
Arena impregnada
Figura 4.10A Figura 4.10B
Precipitación de Azufre
Arcilla
101
Figura 4.11. Lutita con Resto Orgánico, Visualización del Molde de una Hoja.
Figura 4.12. Lutita con Delgadas Capas de Arena.
. Lata 3 (967’ - 970’): Se observa una arcilla de color gris a marrón claro de
grano muy fino con delgadas capas de arena en un intervalo completo de la lata.
Figura 4.13. Arcilla de Color Gris a Marrón Claro.
Molde de una hoja
102
. Lata 4 (964’ - 967’): En las primeras 17’’ se observa una lutita de color gris a
marrón claro, de grano muy fino y muy quebradiza. En los siguientes 17’’ se
visualiza una lutita de marrón claro a marrón oscuro, de grano muy fino y se
observa más compacta que la lutita anteriormente descrita.
Figura 4.14. Lutita Color de Marrón Claro a Oscuro, más Compacta que las Descritas Anteriormente.
. Lata 5 (961’ - 964’): Intervalo recubierto
. Lata 6 (958’ - 961’): Intervalo recubierto
. Lata 7 (955’ - 958’): Intervalo recubierto
. Lata 8 (952’ - 955’): Intervalo recubierto
Figura 4.15. Intervalos Recubiertos y Empacados.
. Lata 9 (945’ - 948’): Las primeras 12’’ de esta lata están recubiertas con
objetivo de protección para un posible estudio que aún no ha sido procesado. Las
siguientes 26’’ se observa una arena de grano medio a fino, de grano suelto e
103
impregnada de hidrocarburo, no se pudo detallar ninguna estructura sedimentaria
debido al tipo de crudo (pesado) y el tipo de formación no consolidada.
Figura 4.16. Lata donde se encuentran 12’’ empacadas y el resto es una arena de grano medio a fino,
impregnada de hidrocarburo
Figura 4.17. Arena de grano medio a fino, friable/suelta e impregnada de hidrocarburo pesado.
. Lata 10 (943’ - 945’): Se observa una arena de grano medio a fino, de grano
suelto e impregnada de hidrocarburo, no se pudo detallar ninguna estructura
sedimentaria debido al tipo de crudo (pesado) y el tipo de formación no
consolidada. Posiblemente sea una continuidad de la arena descrita en el intervalo
945’ -948’.
104
Figura 4.18. Arena de Grano Medio a Fino, Impregnada de Hidrocarburo. . Lata 11 (940’ - 943’): Se observa una arena de grano medio a fino, de grano
suelto e impregnada de hidrocarburo, no se pudo detallar ninguna estructura
sedimentaria debido al tipo de crudo (pesado) y el tipo de formación no
consolidada. Posiblemente sea una continuidad de la arena descrita entre 943’ 945’
y 945’ 948’.
Arena de grano medio a fino impregnada de hidrocarburo, se observa una posible
fractura en dirección NE-SO y con mayor grado de impregnación que los intervalos
arenosos anteriores.
Figura 4.19. Arena de Grano Medio a Fino, Impregnada de Hidrocarburo.
. Lata 11 (922’ - 925’): Se observa una arena de grano medio a fino, de grano suelto e impregnada de hidrocarburo, no se pudo detallar ninguna estructura
Posible fractura
105
sedimentaria debido al tipo de crudo (pesado) y el tipo de formación no consolidada.
Figura 4.20. Arena de Grano Medio a Fino, Impregnada de Hidrocarburo.
Figura 4.21. Instalaciones de la Nucleoteca Donde se Llevó a Cabo la Interpretación.
En un principio se llevó a cabo la interpretación de facies en función de la
siguiente clasificación, ver Figura 4.22, más sin embargo para el momento de llevar
a cabo la realización de los variogramas se unificaron las facies (Figura 4.23) para
ajustar los mismo, ya que para proporciones muy pequeñas el variograma no puede
ajustarse. Es importante destacar que la interpretación de facies inicial quedó
106
intacta dentro de la base de datos y la simplificación se realizó en una copia de las
mismas.
Figura 4.22. Facies Interpretadas.
Figura 4.23. Facies Simplificadas para el Ajuste de los Variogramas.
Las arenas D1, D2 y D3 del Yacimiento Lagunillas Inferior presenta un espesor
promedio de 80, 81 y 81 pies respectivamente, obteniendo su mejor desarrollo en el
Nor-Oeste y Sur-Este del área en estudio; el yacimiento se interpreta como un
depósito de ambiente deltaico dominado por procesos fluviales con predominios de
canales, lo cual es característico del ambiente de sedimentación de la Formación
Lagunillas Inferior a la cual pertenece la arena objeto de estudio.
Figura 4.24. Sección Estratigráfica E-O.
ARENA
107
4.2.4. Modelo Petrofísico
En el área deL Proyecto C7 la mayoría de los registros petrofísicos fueron
perfilados entre 1983 y 1997. La edición de los registros en los pozos constituyó una
de las etapas más importantes para la generación de la evaluación petrofísica y en
la interpretación geológica, debido a la poca calidad que presentaba gran parte de
ellos.
Se contó con un total de 283 pozos con registros petrofísicos con los cuales
se llevó a cabo la evaluación petrofísica. Es importante destacar que se evaluaron
sólo los pozos verticales ya que los pozos horizontales sólo navegan en un intervalo
muy pequeño de arena, y esto no puede utilizarse en el momento de cuantificar la
arena neta petrolífera.
Tabla 4.1. Base de Datos de Registros Disponibles por Pozo.
Cada uno de los pozos pertenecientes al proyecto, fueron sometidos a un
proceso de edición de registros, especialmente al proceso correspondiente al ajuste
en profundidad. El ajuste en profundidad se llevó a cabo en aquellos pozos que
presentaban desfases de los registros en las capas de arenas y lutitas, realizándose
en algunos casos ajustes de hasta 10 pies, entre el servicio de resistividad y
densidad.
Nro Pozo Tipo de Pozo Fecha Curvas1 LSE1264 NO CONTROL 22/04/1949 SP, R16, R64, LAT
POZO VIEJO 18/08/1983 SP/GR/LLD/LLS2 LSE1264A NO CONTROL 01/07/1997 SP/GR/MCAL/MSFL/LLD/LLS3 LSE1591 NO CONTROL 09/12/1951 SP/R16/R64/LAT
POZO VIEJO 17/09/1983 SP/GR/RD/RS5 LSE4121 CONTROL 15/10/1982 GR/SP/LLD/LLS
GR/CALI/RHOB/COOR8 LSE4208 NO CONTROL 24/04/1983 GR/SP/RD/RS9 LSE4209 NO CONTROL 16/04/1983 GR/SP/LLD/LLS
10 LSE4210 CONTROL 20/04/1983 GR/SP/LLD/LLSCAL/CORR/DEN
11 LSE4211 CONTROL 29/04/1983 GR/SP/RD/RSCAL/XDEN/ZCORR
12 LSE4213 CONTROL 10/05/1983 GR/SP/LLD/LLSCAL/CORR/DEN
13 LSE4222 CONTROL 08/06/1983 GR/SP/LLD/LLSGR/CALI/RHOB/DRHO
14 LSE4243 CONTROL 28/07/1983 GR/SP/LLD/LLSCAL/GR/DRHO/RHOB
108
0
1
2
3
4
5
2,64 2,65 2,66 2,67
Histograma de Densidad
De acuerdo con los valores de los análisis de los núcleos LSE-5018, LSE-3320,
LSE-3326, TJ-1423 y PB-769, se realizaron los diversos análisis y gráficos para
determinar los parámetros petrofísicos del Yacimiento en estudio.
4.2.4.1. Determinación de Parámetros Petrofísicos
Densidad de Matriz de Formación (ρma)
Para la estimación de la densidad de la matriz del Yacimiento Lagunillas Inferior,
se integraron los análisis de densidad de granos de los núcleos tomados en los
pozos LSE-5018, los cuales están representados en el histograma de la figura 4.25.
En la misma se muestra un comportamiento de los datos, similar a una distribución
normal donde el valor más frecuente es 2.65 gr/cc.
Figura 4.25. Histograma de la Densidad de la Matriz.
Exponente de Cementación (m)
En la siguiente figura 4.26 se muestra el gráfico de Factor de Resistividad de
Formación, sin corrección por arcillosidad, en función de la Porosidad donde se
obtuvo un valor de 1.52 para el exponente de cementación.
109
Factor de Resistividad de Formación
y = x1,52-
y = 2,7697x0,5622-
R20,26 =
1,00
10,00
100,00
0,010 0,100 1,000
Porosidad (Fracción)
Fac
tor
de
Res
isti
vid
ad d
e F
orm
ació
n
Figura 4.26. Gráfico de Factor de Resistividad de Formación.
Exponente de Saturación (n)
En el Yacimiento en estudio se contó con análisis de Índice de Resistividad de
Formación, y en los gráficos del Índice de Resistividad de Formación en función de
la saturación de la solución salina utilizada, se obtuvo un valor de exponente de
saturación sin corregir por arcillosidad de 1.5 (Ver Figura 4.27).
Figura 4.27. Índice de Resistividad en Función de la Saturación.
Indice de Resistividad
y = 0.9356x-1.6135y = x-1.5
1.00
10.00
100.00
0.01 0.10 1.00
Saturación de la Solución Salina
Indic
e d
e R
esi
stiv
idad
110
4.2.4.2. Determinación de los Modelos Petrofísicos
Modelo de Arcillosidad
Como no se disponía con los suficientes análisis de difracción de rayos X para el
ajuste de un modelo matemático, en este estudio para verificar cual de los modelos
matemáticos reproduce la arcillosidad de los cuerpos de arena se procedió al cálculo
del volumen de arcilla por los diversos modelos existentes, luego para cada uno se
determinó la porosidad efectiva, con el objetivo de observar cual arroja valores más
consistentes con los valores de porosidad arrojados por los análisis del núcleo
tomado en el pozo LSE-5018; el que mejor se ajustó es el modelo de arcillosidad
lineal.
Figura 4.28. Ajuste del Índice de Arcillosidad.
Modelo de Porosidad
Los valores de porosidad efectiva derivados de los análisis de núcleos, fueron
comparadas con las obtenidas a partir de los registros y se observó que existe una
muy buena correspondencia, acotando que este fue el método por el cual se ajustó
el índice de arcillosidad en el punto anterior.
111
Figura 4.29. Ajuste de los Valores de Porosidad del Registro con Data de Núcleo.
El valor promedio para la porosidad efectiva quedó definido como 37%, ya
estamos en presencias de areniscas no consolidadas y estamos en la zona más
somera del Yacimiento, entre 400 y 1100 pies.
La estimación de la porosidad total se realizó a partir del registro de
densidad, mediante la ecuación 3.3, y para la porosidad efectiva a partir de la
ecuación 3.4 que está en función del volumen de arcilla.
Modelo de Permeabilidad
Una las propiedades con mayor incertidumbre de estimar a partir de la
información de registros de pozos es la permeabilidad, ya que las ecuaciones o
modelos existentes están en función de propiedades que son inferidas a partir de
algunas herramientas. Por otra parte, los modelos como Timur, Wyllie and Rose,
entre otros, están en función de la saturación de agua irreducible, donde
generalmente se utiliza un promedio que no es representativo ya que la saturación
varía de acuerdo al tipo de roca. Por lo tanto en este estudio la permeabilidad se
estimó a partir de los análisis de los núcleos PB-769 y TJ-1423, con los cuales se
obtuvo una correlación que depende estrictamente de la porosidad total de la roca y
del volumen de arcilla.
112
PHIT
PHIE
PHI_NUC
VCLAY_NU
PERM_NUC
PB-769
PERM_CALC.
PHIT
PHIE
PHI_NUC
VCLAY_N
PERM_NUC
TJ-1423
PERM_CALC.
SwirreducibleSwirreducible
Figura 4.30. Calibración de la Permeabilidad a Partir de Perfiles con la Permeabilidad de Núcleos.
Modelo de Saturación de Agua
La estimación de la Saturación de Agua se realizó a partir de la ecuación de
Simandoux, ya que fue la que presentó mejor ajuste con los datos de núcleo. En la
siguiente figura se puede observar como la Sw irreducible arrojada por la saturación
estimada a partir de la ecuación arroja valores acordes con los que reporta el núcleo, en
una arena limpia los valores están alrededor de 4 %, ya que estamos en una arenisca
no consolidada con altas porosidades.
Figura 4.31. Gráfico de Resistividad vs Sw por la Ecuación de Simandoux.
113
Modelo de Saturación de Agua Inicial
Como la saturación de agua estimada a partir de la ecuación de Simandoux es la
saturación al momento de perforar el pozo, y esta está afectada por el drenaje del
Yacimiento a lo largo de su vida productiva, para la estimación del Petróleo Original
en Sitio (POES) no se puede utilizar la misma, ya que es necesario la distribución de
fluidos original del Yacimiento Lagunillas Inferior, es por ello que se estimó la
saturación de inicial del Yacimiento a partir los resultados de los núcleos PB-769 y
TJ-1423. Los valores fueron de alrededor de 4 a 10 % para areniscas limpias.
4.3. Caracterización del Agua de Formación Antes de la Inyección de Vapor
Para esto se recolectaron un total de 1385 análisis de Agua de Formación para
todo el Campo Tía Juana Este, para lo cual se generó una base de datos en
formatos Excel, distribuidos en varios archivos debido a la gran cantidad de
información (Ver Tabla 4.2).
Tabla 4.2. Base de Datos de los Análisis Físico-químicos del Agua de Formación para el Campo Tía
Juana Este.
En la siguiente figura se observan ploteados en un mapa la distribución de los
análisis físico-químicos validados, en donde se visualizó que en la zona Sur del
Campo es donde se dispone de la mayor cantidad de análisis; esto es debido que en
114
el Sur está ubicado el Proyecto Operacional M-6, este estuvo sujeto a un Proyecto
de Inyección Contínua de Vapor que inició su operación en el año 1978, con el
objetivo de evaluar la aplicación del proceso de Inyección Contínua de Vapor en
yacimientos parcialmente agotados de crudos pesados después de la inyección
alternada de vapor, el cual fue efectivo, en este Proyecto se ensayaron diferentes
opciones en cuanto al tonelaje inyectado, el manejo de los fluidos calientes, la
producción de H2S y otros aspectos operacionales. Este proyecto fue finalizado en el
año 1987 por cortes de producción de la Unidad de Tía Juana Pesado, debido a que
este era el crudo proveniente con los mayores costos operacionales por el alto
consumo de combustible y por los procesos de deshidratación. Entre unos de los
seguimientos que se llevaron a cabo en este proyecto, fue el seguimiento constante
para llevar un control del agua que se estaba inyectando en el área, es por ello la
gran cantidad de análisis físico-químicos en esta área.
Figura 4.32. Distribución de los Análisis Físico-químicos del Agua de Formación del Campo Tía Juana
Tierra.
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P R O YE C T O F -7
PR O YEC T O H -7
AP T J E N -1
P R O YE C T O E -8
PR OY E CT O C- 7
AP TJEN -2
PR O YE C T O D -6
PR O YEC T O C -5
PR O YEC T O B /C -3
P R O Y EC T O J - 7
PR O YEC T O M - 6 IN Y . ALT E R N A
P R O YE C T O H -6
PRO YE C TO C -5 EXT .
P R O YE C T O D /E -3
/E -2
AP TJ C
PR O YEC T O G -2 /3
P R O YE C T O G -2 /3 E XT PR O YE C T O M - 6 IN Y . C O N T .
PR O YEC T O M - 6 IN Y . ALT .
P R O YE C T O F -7
PR O YEC T O H -7
AP T J E N -1
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P R O YE C T O D /E -3
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P R O YE C T O G -2 /3 E XT PR O YE C T O M - 6 IN Y . C O N T .
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T IA J U A N A
RIO T
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E
ZO N A IR R E G U L AR V E R C
B5
D4
F3
A5
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H1
B7
C 6
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K1
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P6
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N7
Q8
P -9
LIBRE
LS E 1 72 8
L S E -1 1 9 4
L S E -1 1 9 7 LS E -12 0 0 L S E -12 20
L S E -1 2 2 2
L S E -1 2 2 3L S E -1 2 25
LS E -12 2 6
LS E -1 2 4 5
L S E -1 2 7 2
L S E -13 10
L S E -1 3 2 1
LS E -13 30
L S E -13 33
L S E -1 3 3 7 L S E -13 41
L S E -1 3 4 4
LS E -1 3 4 6
L S E -1 3 47
LS E -13 4 9
LS E -1 3 5 0
L S E -13 52
L S E -13 53
L S E -1 3 5 5
LS E -13 5 6
LS E -13 5 9
LS E -1 3 6 0
LS E -1 3 6 3
L S E -13 66
LS E -13 68
LS E -1 3 7 2
LS E -13 76
L S E -1 3 79LS E -1 3 8 1
LS E -13 84
L S E -1 3 88
LS E -1 3 9 1
LS E -13 92
LS E -13 96
L S E -13 98
L S E -1 3 9 9
L S E -1 4 0 1LS E -14 0 3
LS E -1 4 0 4
LS E -14 06
LS E -14 07
LS E -14 08L S E -1 4 10
L S E -14 15
LS E -1 4 1 6
LS E -14 17
LS E -14 2 2
L S E -14 29
L S E -1 4 3 6
LS E -14 4 0
LS E -1 4 4 7L S E -14 50
L S E -14 54
L S E -14 55
L S E -1 4 5 7
L S E -1 4 6 1
L S E -1 4 6 3
L S E -1 4 6 8
L S E -1 4 74
L S E -14 75
L S E -1 4 7 7
LS E -14 8 1
LS E -1 4 8 4
L S E -14 91
L S E -14 95
L S E -1 4 9 9
LS E -15 04
L S E -1 5 07
L S E -1 5 1 2
L S E -15 16
L S E -1 5 1 9
LS E -1 5 2 3
LS E -15 2 8
LS E -1 5 2 9
L S E -15 33
LS E -15 36
L S E -1 5 39
L S E -1 5 40
L S E -1 5 4 3
L S E -1 5 4 7
LS E -15 51
L S E -1 5 54
LS E -1 5 5 8
L S E -1 5 6 2
L S E -15 67
LS E -15 69
LS E -15 71
L S E -1 5 75
L S E -1 5 81
L S E -1 5 8 5
L S E -1 5 9 3
L S E -15 95
L S E -1 5 9 6
L S E -1 5 97
LS E -1 6 0 0
LS E -1 6 0 5
LS E -16 08
L S E -1 6 0 9
LS E -16 10
L S E -16 16
L S E -16 21
L S E -1 6 2 6
L S E -1 6 3 4
L S E -1 6 3 6
LS E -1 6 4 1
LS E -1 6 6 7
LS E -16 82
L S E -16 92
L S E -1 7 0 1
LS E -1 7 0 3
LS E -1 7 0 5
LS E -1 7 0 9
L S E -1 7 13
L S E -17 17
L S E -1 7 2 1
L S E -1 7 2 2
L S E -17 25
L S E -17 32
L S E -1 7 3 4
L S E -1 7 3 7
LS E -1 7 3 9
L S E -17 45
LS E -1 7 4 6
L S E -17 49
L S E -1 7 6 5
LS E -17 6 7
LS E -17 7 1
L S E -1 7 7 6
LS E -1 7 8 0
LS E -1 7 9 1
L S E -18 01
L S E -1 8 1 0
L S E -1 8 1 9
L S E -18 26
L S E -18 28
L S E -1 8 3 0
L S E -1 8 33
LS E -1 8 3 6
LS E -1 8 3 8
LS E -18 42
LS E -1 8 4 4
LS E -18 4 5
L S E -18 46
L S E -1 8 53
LS E -18 60
L S E -1 8 6 4
L S E -1 8 67
LS E -18 6 9LS E -18 72
L S E -19 10
L S E -2 5 0 7
LS E -2 6 0 6
LS E -26 1 2L S E -2 6 3 6
LS E -2 6 4 0
LS E -27 05
LS E -27 06
LS E -2 7 0 7
LS E -2 7 1 0
LS E -2 7 8 0
LS E -28 45
LS E -28 4 7
L S E -28 49
L S E -2 8 50
L S E -28 52
L S E -2 8 5 3
L S E -2 8 5 4
LS E -2 8 9 9
L S E -29 00
LS E -2 9 0 2
LS E -29 5 1
L S E -2 9 5 5
L S E -2 9 5 7
L S E -2 9 59
LS E -3 0 30
LS E -30 33
LS E -30 54
LS E -30 56
L S E -30 70
L S E -3 1 10
LS E -3 1 7 9
L S E -3 2 0 7
L S E -3 2 1 0
L S E -3 2 12
LS E -3 2 2 0
L S E -32 45
LS E -3 2 5 8
L S E -3 3 0 7
LS E -3 3 0 8
LS E -33 1 4
L S E -3 3 15
L S E -3 3 2 0
LS E -3 5 7 2
LS E -37 2 1
LS E -37 4 7
LS E -3 8 1 4
L S E -3 8 17
LS E -38 20
LS E -38 21
L S E -3 8 2 4
LS E -39 2 2
L S E -3 9 9 3
L S E -40 35
L S E -4 0 4 3
LS E -4 0 8 0
LS E -41 7 6
L S E -42 12
LS E -4 2 1 7
LS E -42 26
L S E -4 4 1 5 L S E -44 19
L S E -4 4 2 1
L S E -4 4 2 2
L S E -4 4 7 8
L S E -44 91
L S E -45 79
L S E -47 95
LS E -48 75
LS E -5 2 3 9
LS E -0 8 0 1
242 500
242 500
245 000
245 000
247 500
247 500
250 000
250 000
252 500
252 500
2550 00
2550 00
11
27
500
11
275
00
11
30
000
11
300
00
113
250
0
11
325
00
11
35
000
11
350
00
113
750
0
11
375
00
11
40
000
11
400
00
11
42
500
11
425
00
M ap a c o n d is tr ib uc ió nG 1 p 1G 1 a p1G 2 p 1G 2 a p1G 3 p 1G 3 a p1G 4 p 1G 4 a p1G 5 p 1G 5 a p1G 6 p 1G 6 a p1G 7 p 1G 7 a p1G 8 p 2G 9 p 2G 1 0 p2G 1 0 a p 2G 1 1 p2G 1 2 p2G 1 3 p2G 1 4 p2G 1 5 p2
N
115
Es importante destacar que se observaron 9 análisis de agua en un total de 6 pozos
con una concentración muy baja en Cloruros de Sodio, por lo cual se procedió a
ubicarlos geográficamente y se observó que se encuentran en el Nor-Este del Campo.
Estos bajos valores de salinidad es indicativo de presencia de agua dulce en el
yacimiento, lo cual conlleva a una posible existencia de agua percolada en el mismo. Y
para determinar o no la existencia de este fenómeno se llevó a cabo un análisis micro
con el objetivo de detectar la procedencia del mismo.
Figura 4.33. Diagrama de Stiff – Patrón Característico en el Noreste del Campo (Bajo CI – Posible Agua
Percolada).
Figura 4.34. Distribución Geográfica de los Análisis con Baja Concentración de Cloruros (CI)
Clasificación Sulín: METEÓRICATipo Bicarbonato de Sodio
Agua Percolada - Ubicación Geográfica
11/02/1952
24/12/1991
18/04/1977
12/11/1991
24/12/199124/12/1991
116
El pozo LSE-1595 fue el que presentó menor concentración de cloruros, al
abrirse a producción en el año 1952 produjo 92% de agua, fue perforado como pozo
semi-exploratorio y está abandonado desde el mismo año; por lo que este sería el
patrón característico del agua percolada. A continuación se muestran las imágenes
del estatus de los pozos que presentan baja salinidad, los cuales son LSE-1567,
LSE-1595, LSE-4415, LSE-4419, LSE-4421 y LSE-4422; estos pozos presentan alto
porcentaje de agua, desde 60% a 99%, aumentando en las épocas de temporada
de lluvias.
Figura 4.35. Estado del Pozo LSE-1567.
Figura 4.36. Estado del Pozo LSE-1595.
Figura 4.37. Estado del Pozo LSE-4415.
117
Figura 4.38. Estado del Pozo LSE-4419.
Figura 4.39. Estado del Pozo LSE-4421.
Figura 4.40. Estado del Pozo LSE-4422.
En un estudio realizado con anterioridad en el año 2002 por Intevep, llamado
Evaluación Integrada del Yacimiento Lagunillas Inferior, Campo Tía Juana Este.
(Megaevaluación) se menciona la existencia de un acuífero en el Noreste del
Campo, lo cual justifica la presencia de agua dulce en esa área, la cual sería agua
que se percola por dicho afloramiento. Para corroborar la existencia del afloramiento
se recurrió a la interpretación sísmica del mallado 2D disponible que se tiene en el
118
área, el cual determinó que el límite de esta secuencia se encuentra en el Nor-Este
del Campo, ocasionado por un alto estructural que impidió la depositación de esta
unidad en esa área. Según la interpretación actual se evidencia un afloramiento de
roca hacia la dirección Nor-Este del Campo Tía Juana Tierra, lo que valida la
interpretación de dicho acuñamiento y corrobora la hipótesis de la recarga de agua
meteórica dado que no existe una falla sellante que impida el avance; más sin
embargo se observó un sistemas de fallas normales con gran extensión de dirección
NNO-NO atravesando todo el área, pero las mismas no son sellantes.
Figura 4.41. Sección Estructural Oeste-Este Donde se Observa el Alto Estructural al Este del Campo.
Figura 4.42. Línea Sísmica 2D LBV-95C-06, en Dirección SO-NE.
LSE 4419 LSE1595
Tope LagunaTope Lagunillas InferiorDiscordancia del Eoceno
Tope Bachaquero
119
Figura 4.43. Mapa de Ubicación de las Líneas Sísmicas y Fallas. Campo Tía Juana Tierra.
Toda esta interpretación ratifica la presencia del afloramiento originando la
intrusión del agua meteórica en el yacimiento, ya que no existe ningún sello que
impida el flujo de la misma, por lo que los análisis físico-químicos tomados en esta
zona son de agua percolada, y según estudios geoquímicos realizados en el Campo
(INT-3655,1997), el agua fresca en contacto con el crudo pesado hace que estos
sean sometidos a un proceso de biodegradación severo (bacterias o “seres vivos”
que usan parte de este crudo como alimento), y estas bacterias destruyen los
componentes más livianos y transforman la parte media y pesada del mismo, siendo
esta una de las razones más importantes por las cuales dichos crudos han venido
disminuyendo su calidad y por ende su gravedad API, desde el momento en que se
entramparon hasta el día de hoy. El patrón característico del agua percolada o agua
fresca es el siguiente:
Figura 4.44. Diagrama de Stiff – Patrón Característico del Agua Percolada.
LBV-95C-06Tía Juana
Lagunillas
Afloramientovisto en sísmica
AfloramientoLagunillasInferior
Profundo
Somero
Falla Normal
0 1.2. 4.8 Km..
Límite del Afloramiento según la interpretación sísmica
120
Una vez validados los análisis físico-químicos del agua de formación en función
de los criterios de validación y haber descartado los análisis físico-químicos del
agua percolada, para determinar la resistividad del agua de formación se decidió
realizar antes de comenzar la actividad térmica para certificar que el agua analizada
no estuviera contaminada, la cual se inició en periodos variables en función de cada
uno de los pozos a partir del año 1958. Se contó con un total de 34 muestras antes
de la inyección de vapor, las cuales se muestran a continuación:
Tabla 4.3. Análisis Físico-químicos de Agua de Formación Antes de la Actividad Térmica.
Figura 4.45. Histogramas los Valores de Rw Antes de la Actividad Térmica.
Número Bloque Pozo Fecha Rw química@75°F Rw química@80°F Na Ca Mg Fe CO3 SO4 HCO3 Cl1 N-6 LSE-3314 03/08/1978 1,899 1,789572779 1475 40 32 0 0 9 3996 1102 N-7 LSE-1349 08/07/1978 2,565 2,417195459 1114 9 3 0 120 0 2684 403 J-6 LSE-1475 23/07/1953 5,057 4,765597442 474 32 16 0 0 30 1330 404 J-6 LSE-1810 05/05/1958 1,619 1,525707387 1762 28 60 0 0 0 4923 805 J-6 LSE-1810 08/07/1958 2,973 2,801685029 949 9 8 0 0 0 2532 306 N-5 LSE-1429 13/07/1951 1,443 1,359849141 1970 108 39 0 408 0 4856 387 G-6 LSE-2507 18/04/1958 3,618 3,409517806 683 13 16 0 96 0 1409 1908 N-6 LSE-3307 06/12/1976 1,784 1,681199493 1499,6 4 55 0 60 120 3440,4 3209 G-5 LSE-1245 09/03/1949 2,751 2,592477469 938 37 17 0 180 81 2025 12210 J-6 LSE-1801 13/12/1968 3,506 3,303971649 721 16 19 0 60 8 1684 14011 J-6 LSE-1801 13/01/1969 3,604 3,396324536 683 48 22 0 0 0 1915 9012 J-7 LSE-3245 18/04/1977 1,689 1,591673735 1766 4 2 0 0 106 4392 10513 L-7 LSE-1713 08/07/1958 1,482 1,396601821 2033 13 29 0 0 0 5510 4014 J-8 LSE-3258 18/04/1977 1,981 1,866847643 1474 8 0 0 144 47 3428 9015 L-7 LSE-1721 04/08/1958 3,043 2,867651377 926 9 5 0 0 0 2440 4016 G-6 LSE-2710 30/08/1963 2,176 2,050611041 1213 27 25 0 0 19 2879 30417 N-7 LSE-1499 03/10/1969 2,63 2,478449925 1051 7 20 0 0 16 2733 9018 O-7 LSE-1417 03/10/1969 3,6 3,392555031 738 10 13 0 0 12 1903 8019 N-7 LSE-1512 05/04/1966 1,945 1,832922093 1435 31 34 0 0 55 3819 10520 N-7 LSE-1352 03/10/1969 1,57 1,479530944 1780 40 74 0 0 9 4996 12021 N-7 LSE-1523 31/07/1958 3,13 2,949638124 862 18 21 0 0 0 2379 4022 N-7 LSE-1220 05/08/1958 1,495 1,408852714 2002 9 16 0 240 0 4758 10023 F-7 LSE-1310 08/07/1958 3,399 3,203137375 773 9 34 0 0 0 2196 3024 F-7 LSE-1826 06/07/1958 3,281 3,09193696 799 13 36 0 0 0 2288 3025 F-7 LSE-1844 10/02/1961 2,749 2,590592716 947 32 39 0 0 0 2660 8426 K-6 LSE-3207 18/04/1977 1,892 1,782976144 1571 4 2 0 0 52 4002 7027 K-8 LSE-1596 07/04/1953 1,789 1,685911375 1550 88 22 0 0 0 4270 12828 K-8 LSE-1605 05/03/1972 3,972 3,74311905 649 22 19 0 0 14 1805 3529 K-7 LSE-2612 07/07/1960 1,536 1,447490146 1828 26 36 0 0 875 3965 2030 K-7 LSE-2612 24/11/1960 1,813 1,708528408 1376 73 83 0,02 0 0 3721 33031 K-7 LSE-2612 01/12/1960 1,796 1,69250801 1516 13 49 0,8 0 33 3782 28032 K-7 LSE-2612 08/12/1960 1,94 1,828210211 1488 0 13 0,02 0 0 3721 17033 O-6 LSE-1399 10/04/1951 2,801 2,639596289 827 45 15 0 96 19 1415 44834 O-6 LSE-1399 10/04/1951 2,933 2,763989973 826 26 10 0 144 88 1366 320
0
1
2
3
4
5
6
7
1,3
5-1
,40
1,4
5-1
,50
1,5
5-1
,60
1,6
5-1
,70
1,7
5-1
,80
1,8
5-2
2,5
-3
3,5
-4
4,5
-5
Histograma de Rw @ 80°F
121
Luego de haber purificado la base de datos, se procedió a hacer una distribución
areal de las mismas en un mapa de isopropiedad; y se observó que existen 3 zonas
específicamente, las cuales se llamaron Área 1, Área 2 y Área 3, ya que poseen una
distribución diferente. Una de las causas por las cuales se tienen variabilidad en los
valores de Rw es debido al afloramiento existente en dicha zona que abarca todo el
Este del Campo y en más grado al Norte, lo cual afecta considerablemente los
valores de resistividad, ya que esta agua percolará de manera más fácil a través de
los canales preferenciales y continuos definidos.
Figura 4.46. Diagramas de Stiff por Área. Clasificación de Sulín: Meteórica Tipo Bicarbonato de Sodio.
Área 1
12 Pozos con análisis de Agua
Área 2
12 Pozos con análisis de Agua
Área 3
5 Pozos con análisis de Agua
122
Para cada una de las zonas se realizó un análisis estadístico donde se observó
que para la zona 1, el patrón está bastante amarrado, ya que los valores de los
componentes están dentro de un mismo rango, a pesar de que se tienen variaciones
leves en el gráfico de Stiff para cada una de las muestras, el modelo estadístico en
función de los componentes es coincidente con los valores obtenidos, con ajuste de
casi 99%.
Figura 4.47. Análisis de Regresión Múltiple y Varianza para los Componentes Principales del Agua,
Área 1.
Figura 4.48. Histograma de Frecuencia de la Resistividad del Agua de Formación a 80°F, Área 1.
123
Figura 4.49. Gráficos del Componente Residual, Área 1.
En el área 2, se observa un mejor ajuste de la data con respecto al área
anterior; arrojando un 99,88% de ajuste.
Figura 4.50. Análisis de Regresión Múltiple y Varianza para los Componentes Principales del agua,
Área 2.
124
Figura 4.51. Histograma de Frecuencia de la Resistividad del Agua de Formación a 80°F, Área 2.
Figura 4.52. Gráficos del Componente Residual, Área 2.
Para el área 3, no sería representativo evaluar estadísticamente la data debido a
la poca información disponible, más sin embargo se presenta como modo de
referencia. Los valores de resistividad en esta zona e igual que en al zona 1 según
mi criterio están afectadas por el agua percolada, a través de el afloramiento por
medio de los canales preferenciales del yacimiento, debido que el límite del mismo
abarca todo el Este del Campo según la interpretación sísmica disponible.
125
Figura 4.53. Análisis de Regresión múltiple y Varianza para los Componentes Principales del Agua,
Área 3.
Figura 4.54. Histograma de Frecuencia de la Resistividad del Agua de Formación a 80°F, Área 3.
Figura 4.55. Gráficos del Componente Residual, Área 3.
126
El Statgraphic se utilizó como análisis de riesgo e incertidumbre, para saber
cuan amarrado se tiene la data para determinar el agua de formación, el cual se
tiene un ajuste de la Rw basado en modelo del componente residual, y al menor
valor de “P value” es indicativo que es el que posee menor variabilidad de los
valores que tengo de la data. Se genera una ecuación Del Rw en el cual colocando
los valores de los iones se determina el valor y si dá fuera del rango establecido
quiere decir que esa muestra no corresponde al agua de formación. Existe un
porcentaje de error y me indica que pudieron haber sido al analizar la muestra
debido a que no se utilizaban los mismos equipos y también que no eran realizados
por la misma compañía.
El patrón definido para el agua de formación antes de la actividad térmica es el
siguiente (Ver Figura 4.56), considerando que el área 2 es la que presenta nada o
muy poca influencia del agua percolada a través del afloramiento.
Figura 4.56. Patrón del Agua de Formación.
Es importante destacar que para la evaluación en cada uno de los pozos se
realizó una base de datos con los valores de resistividad de la arcilla y densidad de
la arcilla. (Ver Tabla 4.4).
Finalmente se llevó a cabo la interpretación petrofísica para cada uno de los
pozos y los resultados fueron exportados en formato .LAS de la aplicación
Interactive Petrophysics para luego ser cargados al software Petrel. (Ver Figura
4.57).
ÁreRw químico@80°F
1,658 ~ 1,7
Ión mg/lt
Na 1623
Ca 37
Mg 35
Fe 0
CO3 0
SO4 29
HCO3 4338
Cl 126
127
Tabla 4.4. Parámetros de Arcilla a Partir de Registros de Pozos.
Figura 4.57. Interpretación Petrofísica. Pozo LSE-5018.
POZOLSE5018LSE4803LSE4875LSE4906LSE4907LSE4908LSE4904LSE4935LSE4937LSE4946LSE4987LSE4990LSE5008LSE5013LSE5023LSE5041LSE5064LSE5140
Dshale Rshale2.132 4.212.058 4.212.079 4.212.157 4.212.28 4.212.256 4.212.137 4.212.13 4.212.321 4.212.3 4.242 4.26
2.268 4.322.289 4.352.27 4.352.18 4.352.144 4.422.11 4.52.11 4.5
128
4.2.5. Modelo Geoestadístico
4.2.5.1. Datos de Entrada para Petrel
Se integró toda la información concerniente al modelo estático y de esta manera
se obtuvo una distribución de facies y de propiedades del yacimiento con la
aplicación de técnicas de simulación estocástica condicional.
4.2.5.2. Control de Calidad de los Datos
El control de calidad de cada uno de los datos de entradas al modelo estocástico
fueron analizados para corroborar la consistencia entre los mismos, y se corrigieron
las inconsistencias encontradas, se analizaron los siguientes datos: marcadores,
fallas, interpretaciones de facies y petrofísica, y las completaciones de los pozos.
Revisión de Marcadores
Se realizó un horizonte preliminar para cada uno de los topes de las arenas de
interés, con los marcadores estructurales D1, D2, D3 y La Rosa; para chequear las
correlaciones de los pozos y detectar posibles zonas irregulares (picos) en los
horizontes, o saltos inconsistentes en la correlación del tope de un horizonte
determinado.
Se editaron varios marcadores de los pozos dado que se encontraron picos en
sus horizontes. La zona más irregular y problemática de estudio fue hacia el Oeste,
ya que allí se observaron comportamientos anormales en los topes. Esta etapa de
revisión tomó suficiente tiempo ya que se realizó en cada horizonte (D1, D2, D3 y
La Rosa). En la zona Oeste justo donde se encuentran dos fallas según la
interpretación oficial del área, se llevó a cabo de manera más detallada y cuidadosa
dado que los topes generaban picos altos y bajos en los horizontes.
En algunos pozos fue necesario importar nuevamente los registros eléctricos
para realizar una reinterpretación de topes ya que durante la revisión no se
129
encontraban las explicaciones a estas irregularidades. En efecto para los pozos con
mayores diferencias en topes, el problema fue debido a errores en curvas
importadas inicialmente. En otros casos, esta revisión junto con el control de calidad
realizado a fallas y topes facilitaron la visualización de una segunda falla presente
hacia el Oeste del Yacimiento la cual no había sido detectada inicialmente en la
interpretación sísmica, por lo cual se requirió una reinterpretación sísmica del área.
Figura 4.58. Marcadores Estructurales, Horizontes Antes (arriba) y Después (abajo) del Control de
Calidad a los Marcadores.
Revisión de Fallas con Marcadores de cada Horizonte
Con los horizontes preliminares realizados a partir de los marcadores, se
chequearon las fallas con los topes estructurales interpretados, esta revisión se
llevó a cabo para cada una de las fallas interpretadas en cada uno de los horizontes
de interés, en especial con los pozos más cercanos a las mismas.
130
Figura 4.59. Sección Sísmica 3D Arbitraria O-E 3D.
Figura 4.60. Línea Sísmica 2D ONE 97C-24.
En la falla 6 se observó una contradicción entre la información de interpretación
geofísica de la falla y la interpretación de topes estructurales de los pozos cercanos
a ella. La falla 6 según la sísmica era Normal con buzamiento hacia el Este, es decir,
el bloque deprimido debería estar hacia el Este y el bloque levantado hacia el Oeste,
pero en el horizonte 3D se observó que los topes hacia el Este indicaban que la
estructura era más somera. (Ver Figura 4.61)
Falla 2 Falla 3 Falla 4 Falla 5
Falla1
Falla 2
Falla 3
Falla 4
Falla 5 Falla 6
Falla 6
131
Figura 4.61. Horizonte de la Arena D2 muestra la Falla 6 (Normal) con Buzamiento hacia el Este, (sísmica). Topes Estructurales Indican lo Contrario (derecha - abajo).
Posteriormente se visualizó el horizonte sísmico de Laguna y se observó que la
superficie aflora hacia el Este del área, coincidiendo esta información con la
interpretación de marcadores. (Ver Figura 4.62).
Figura 4.62. Horizonte Sísmico Laguna con Topes Estructurales de Laguna Consistentes.
De igual manera al realizar la revisión de la Falla 1, se observó que los topes
indicaban inconsistencia con la falla trazada, en esta zona los topes mostraban
muchos picos y no amarraban completamente la tendencia de la Falla 1, por lo que
se realizó una revisión a la sísmica encontrando la presencia de una nueva falla. La
figura 4.63 muestra que los marcadores indican que la estructura es más somera
hacia el Este de la falla por lo cual este debe ser el bloque levantado.
Topes estructurales hacia el Este del área, cercanos a la falla 6
Falla 6: normal buzamiento hacia el Este Falla 6
Rojo: + Somero Morado: + Profundo
132
Figura 4.63. Horizonte de la Arena D2. Inconsistencias con la Falla 1 Entre la Interpretación Sísmica y
Topes Estructurales.
Debido a las inconsistencias encontradas, las interpretaciones de las Fallas 1 y 6
fueron revisadas nuevamente por el intérprete sísmico tomando en cuenta la
información de pozos cercanos. De esta revisión se determinó que muy cerca de la
falla 1 se encuentra ubicada otra falla lo que coincide con la interpretación oficial del
área en estudio. En cuanto a la falla 6 se determinó que la misma es normal, pero
con buzamiento hacia el Oeste, validando esto la interpretación de los topes
estructurales cercanos a esta falla. En la figura 4.65 se muestra una línea sísmica
2D donde se pudo visualizar mejor el buzamiento de la Falla 6 ubicada al Este de la
figura (En esta zona la sísmica 2D presenta mejor contraste estructural en los
horizontes y se observa de una manera más clara la Falla 6). Se observa en la línea
que se forma un graben entre las fallas 6 y 7 (Ver Figuras 4.65 y 4.66); la Falla 1 y
2 no se encuentran incluidas en esta línea. (Los números de las fallas cambiaron
luego de la nueva falla, enumeradas del 1 al 7 de Oeste-Este). La línea sísmica 2D
más la información de topes confirman que la falla 6 es normal con buzamiento
hacia el Oeste. En la falla 4 por topes estructurales se confirma que la falla es
normal con buzamiento hacia el Oeste, coincidiendo en este caso con la línea 3D.
En la figura 4.64 muestra una línea sísmica arbitraria con las Fallas 1 y 2 formando
un graben. Este comportamiento se confirma con la información que suministran los
topes estructurales.
Dirección de buzamiento de la falla
Lado deprimido (Según sísmica) Lado levantado
133
Figura 4.64. Sección Sísmica Arbitraria 3D, Reinterpretación Sísmica de la Falla 1 e Interpretación de la Falla 2.
Figura 4.65. Línea 2D en Dirección SO-NE correspondiente a ONE-97C-24.
Falla 1
Falla 2
Falla 5
Falla 6 Falla 7
134
Figura 4.66. Traza Sísmica en Dirección O-E correspondiente al Cubo Sísmico 3D. Es importante destacar que en la reinterpretación de la Falla 1, se observó muy
cerca de esta una segunda falla, la misma no pudo ser interpretada a nivel de
sísmica en toda su extensión, ya que la información sísmica no abarca toda el área
en estudio, por lo que la extensión de la Falla 2 fue hecha a partir de la información
de pozos.
Figura 4.67. Falla 1, Interpretación Sísmica (izquierda). Continuación de la Tendencia por Geología
(derecha) y Horizonte de la Arena D1 con Falla 1 (abajo).
Falla 2 Interpretación Sísmica
Falla 2 Trazada por Geología
Falla 6
Falla 7
135
A continuación se muestran los planos de fallas (Fault Sticks) para cada una
de las fallas interpretadas en el área en estudio, a partir de la sísmica disponible.
Figura 4.68. Planos de Fallas a Partir de la Interpretación Sísmica en el Área en Estudio.
Entre las Fallas 1 y 2 se observó un graben, comportamiento visualizado en la
estructura al momento de realizar control de calidad a los marcadores en los pozos
LSE-4498, LSE-4490, LSE-4521, LSE-4571, LSE-4574, cuyos marcadores se
encontraban muy profundos con respecto al resto de pozos cercanos a ellos. La
explicación a esta estructura en esta zona se encontró una vez que se obtuvo la
nueva reinterpretación sísmica de dos Fallas 1 y 2, ya que los pozos arriba
mencionados quedaban ubicados en el bloque deprimido que forman las dos fallas,
mientras que los pozos LSE-4584, LSE-5821, LSE-5155, LSE-5157 se encuentran
ubicados en el lado levantado de la Falla 1, y los pozos LSE-5801, LSE-4262, LSE-
5165, LSE 5229, LSE 4515, LSE 4274, LSE 4907, LSE 5804 y LSE 5809 se ubican
en el lado levantado de la Falla 2 (Falla principal). En las próximas figuras se da una
explicación más detallada de la revisión y trazado de las Fallas 1 y 2.
Nueva falla interpretada en sísmica
Zoom Fallas 1 y 2
136
A B C
D E F
G H I
J K L
Figura 4.69. Fallas 1 y 2 Interpretadas con Pozos Cercanos a Ellas.
En la figura 4.69, en la imagen A, se tiene una vista del horizonte D2 con los dos
planos de fallas resultantes de la interpretación sísmica y todos los marcadores de
este horizonte. En la imagen B se observan los pozos LSE-4490, LSE-4498 y LSE-
4521, y los planos de las dos fallas en el horizonte D2 sin presentar saltos de fallas
aún. Para el momento de la revisión de marcadores y horizontes con picos, estos
pozos generaban picos por lo que se realizó una revisión muy cuidadosa de sus
correlaciones, pero siempre indicaban que estos pozos estaban bien
correlacionados, es decir, que la estructura en esta área presentaba una caída
brusca que fue mejor amarrada con los dos planos de las fallas (sísmica) 1 y 2
137
dando la forma de un graben (figura 4.64). Para la imagen C se observan los pozos
LSE-4571 y LSE-4574 y el horizonte se muestra ya con el salto de fallas hacia el
Oeste del área. En la imagen D se muestra un Zoom de este salto para que pueda
ser mejor apreciado, mostrando esto una diferencia de profundidad entre los
marcadores ubicados al Oeste del área. En la imagen E se muestra el plano de la
falla 1 (superficie creada en Petrel) y los pozos antes mencionados. Los pozos LSE-
4584, LSE-5155 y LSE-5821, ubicados muy cerca de los pozos más profundos de
esa área fueron de mucha ayuda para trazar la tendencia de esta falla 1, ya que
estos pozos por topes estructurales indican estar en el bloque levantado de la falla
1, al Oeste del área. (Extensión de la tendencia de la Falla a partir de los topes
estructurales, ya que en el Sur del área en estudio no se cuenta con información
sísmica). En la imagen F se muestran los mismos pozos ubicados en el bloque
deprimido antes mencionado y el salto de la falla 2 o falla principal del área por ser
la de mayor extensión en el área en estudio. La presencia de esta falla se amarra
con más fuerza por la diferencia de topes estructurales existentes entre los pozos
cercanos a la falla más la información de la interpretación sísmica (Ver Figura 4.64).
Los pozos ubicados al Este de esta falla en el área del graben LSE-5801, LSE-4262,
LSE-5165 y LSE-5170, por presentar marcadores a profundidades más someras
indican estar en el bloque levantado de la Falla 2. Esta falla forma un graben con la
falla 1 hasta el pozo LSE-4521. Esta interpretación se realizó tomando en cuenta la
información con la que se contaba para el estudio como topes estructurales,
interpretación sísmica y fallas oficiales. Desde las imágenes G hasta la L, se
muestran los saltos de fallas, planos de las dos fallas construidas en Petrel y una
vista general de todo el horizonte D2 con las 7 fallas del área, donde la falla 1 está
identificada con color rojo y la falla 2 con color azul. Se acota que los horizontes
antes mencionados son preliminares, esto se realizó para el control de calidad de los
topes y fallas.
A continuación se muestran las correlaciones de los pozos ubicados en el bloque
deprimido del graben y Falla 2, bloque levantado de la falla 1 y 2 y combinación de
los pozos del bloque deprimido con los pozos en los bloques levantados de ambas
fallas. Por diferencias de topes se puede decir que el salto mayor en estas fallas se
encuentra alrededor de 53 ft. Esto se observó en una revisión comparando topes de
138
pozos para cada uno de los horizontes y en cada una de las fallas. Esta información
será mostrada en una tabla más adelante.
Figura 4.70. Correlación de Pozos Ubicados en el Bloque Deprimido del Graben entre las Fallas 1 y 2.
Figura 4.71. Correlación de Pozos Ubicados en el Bloque Levantado de la Falla 1.
Figura 4.72. Correlación de Pozos Ubicados en el Bloque Deprimido de la Falla 1.
En las correlaciones se puede observar la diferencia de aproximadamente 40-
50 ft en los marcadores de pozos ubicados en los diferentes bloques. En la siguiente
139
figura se muestran los pozos de las correlaciones ubicados en el modelo 3D en
bloque levantado y deprimido de la Falla 1.
Figura 4.73. Pozos mostrados en Correlaciones anteriores, ubicados en el Modelo 3D en los Bloques
Levantado y Deprimido de Falla 1.
Figura 4.74. Correlación de Pozos Ubicados en el Bloque Levantado de la Falla 2, (al Este del Graben). Pozos LSE-4574, LSE-5801, LSE-4944.
Figura 4.75. Correlación de Pozos Ubicados en el Bloque Deprimido del Graben y Bloque Levantado de la Falla 2.
140
Figura 4.76. Correlación de Pozos Ubicados en el Bloque Levantado de la Falla 2 (al Este del Graben).
Pozos LSE-4515, LSE-4511, LSE-4274.
Figura 4.77. Correlación de Pozos Ubicados en el Bloque Deprimido de la Falla 2 (Al Este del Graben). Pozos LSE-5160, LSE-4995, LSE-5002.
Figura 4.78. Correlación de Pozos Ubicados en Ambos Bloques (Deprimido-Levantado) de la Falla 2.
141
Figura 4.79. Pozos Mostrados en Correlaciones Anteriores, Ubicados en Modelo 3D en los Bloques Deprimido y Levantado de la Falla 2.
Es importante mencionar que las Fallas 1 y 2 (principal) en este modelo no
tienen la misma tendencia ni forma de las fallas oficiales, pero si se mantiene la
ubicación de la mayoría de los pozos cercanos a las fallas en sus respectivos
bloques (deprimido/levantado). Los pozos que se ubicaron en bloques diferentes a
los de la interpretación oficial fueron el LSE-4584 y LSE-4492, ambos ubicados en
el bloque deprimido según de interpretación oficial y en bloque levantado de la Falla
1, de acuerdo a la nueva interpretación del área en estudio (Ver Figuras
4.80/4.82/4.83). El pozo LSE-4492 se encuentra ubicado muy distante de la Falla
1, más hacia el Oeste del yacimiento en la bloque C-7.
142
Figura 4.80. Ubicación de los Pozos LSE-4492 y LSE-4584 en el Modelo 3D (nueva interpretación).
Figura 4.81. Horizontes en Tiempo, Laguna (Azul) y Discordancia del Eoceno (Verde) con Fallas Interpretadas Finales.
Figura 4.82. Interpretación Actual Modelo 3D, Horizonte de la Arena D1.
LSE-4584LSE-4492
B7
C7
D7
B8
C8
D8
D9
C9
143
LSE-4571 LSE-4574 LSE-4498 LSE-5821 LSE-4490 LSE-4521 LSE-4208 LSE-5157
LSE-4584 LSE-4292
Figura 4.83. Fallas 1 y 2 en la Interpretación Oficial con los Pozos Ubicados Alrededor de Ambas Fallas.
Figura 4.84. Mapa Oficial del Área en Estudio.
Adicionalmente se llevó a cabo un análisis del comportamiento de presiones de
los pozos cercanos a las fallas, es importante destacar que sólo se realizó el análisis
en las Fallas 1 y 2, ya que para el resto de las fallas no se contó con suficiente data
de presiones. Los pozos LSE-4574, LSE-4843, LSE-4222, LSE-4584, LSE-4411, LSE-
Pozos que coinciden en ambas interpretaciones
Pozos que no coinciden en ambas interpretaciones
144
5143 y LSE-4498 ubicados en los distintos bloques de las Fallas 1 y 2. Los
resultados se presentan en el gráfico siguiente de cuyo análisis se obtiene que:
Todos los puntos de presión indistintamente de la ubicación de los pozos
respecto del sistema de fallas (en el graben, al Este u Oeste del mismo), se
ajustan muy bien a una tendencia general de declinación de presión (línea
segmentada roja, figura 4.85). La mayor diferencia en presión es la mostrada
entre los pozos LSE-5143 y LSE-4222 (99 Lpc), la cual se explica por la
ubicación apartada de estos pozos (1272 metros).
La presión de los pozos ubicados en el bloque deprimido (LSE-4574 y LSE-
4498) es fundamentalmente igual. Estos pozos están completados en los
horizontes D1 y Lagunillas Inferior respectivamente, por lo que se confirma
que existe comunicación hidráulica en este bloque fallado.
Sobre la base de las anteriores observaciones se concluye que las
heterogeneidades geológicas que representan este sistema de fallas no
constituyen barreras al flujo de fluidos y por ende no afectan la comunicación
hidrodinámica. Por el contrario, el mayor o menor grado de comunicación luce
estar controlado más por cambios estratigráficos laterales que están en
función de cambios de facies y distancia entre pozos.
Estas observaciones fundamentadas en el comportamiento dinámico de la
presión de yacimiento están acorde con el modelo estático de donde se
obtiene que el desplazamiento de estas fallas (30-50 pies), no es suficiente
para dar origen a condiciones completamente sellantes, dado que los
espesores promedios de las unidades o zonas son de 80 pies
aproximadamente. Para el resto de las fallas no se realizó el análisis de
presión porque no existía suficiente información de presión cerca de las fallas.
145
Figura 4.85. Comportamiento de Presión en los Pozos Cercanos a las Fallas 1 y 2 (Bloques B7 y C7).
A continuación se muestran los saltos de fallas observados por topes
estructurales en cada uno de los horizontes. Esta revisión se realizó tomando la
información de profundidad de los marcadores en ambos lados de las fallas. En
algunas fallas no se colocó información debido a que no existían pozos muy cerca de
las fallas. El mayor salto se puede observar para la Falla 2, teniendo un valor de 53
ft con los pozos LSE- 5801 y LSE-4574, manteniéndose este en los horizontes D1 y
D2. Las Fallas 4 y 5 presentan saltos muy pequeños de aproximadamente 6 ft.
Comportamiento de Presión(Bloques B7 y C7)
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
11/3/97 24/7/98 6/12/99 19/4/01 1/9/02 14/1/04 28/5/05
Pre
sió
n(L
pc)
LSE4574 - D1 LSE4222 - D1 LSE4411 - D3 LSE4498 – Lag InfLSE4843 - D2 LSE4584 – Lag Inf LSE5143 - D2
Comportamiento de Presión(Bloques B7 y C7)
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
11/3/97 24/7/98 6/12/99 19/4/01 1/9/02 14/1/04 28/5/05
Pre
sió
n(L
pc)
LSE4574 - D1 LSE4222 - D1 LSE4411 - D3 LSE4498 – Lag InfLSE4843 - D2 LSE4584 – Lag Inf LSE5143 - D2
Al Este del Graben
Bloque deprimido (Graben)
Al Oeste del Graben
146
Falla Pozos (bloque levantado) Pozos (bloque deprimido) Valores del salto (ft)
1 LSE 5155, LSE 5157 LSE 4498, LSE 4490 40, 30 2 LSE 5165, LSE 5801, LSE 4991 LSE 4490, LSE 4574, LSE 5004 48, 53, 14 3 LSE 4875 LSE 5838 22 4 - - - 5 LSE 4799 LSE 4844 6 6 LSE 5242 LSE 5041 12
Horizonte
D1
7 LSE 5817 LSE 5814 13
Falla Pozos (bloque levantado) Pozos (bloque deprimido) Valores del salto
(ft) 1 LSE 5155, LSE 5157 LSE 4498, LSE 4490 39, 35 2 LSE 5165, LSE 5801, LSE 4991 LSE 4490, LSE 4574, LSE 5004 41, 53, 39 3 LSE 4875 LSE 5838 14 4 - - - 5 - - - 6 - - -
Horizonte
D2
7 LSE 5817 LSE 5814 7
Falla Pozos (bloque levantado) Pozos (bloque deprimido) Valores del salto
(ft) 1 LSE 5155, LSE 5157 LSE 4498, LSE 4490 40, 30 2 LSE 5165, LSE 5801, LSE 4991 LSE 4490, LSE 4574, LSE 5004 45, 47, 18 3 LSE 4875 LSE 5838 13 4 - - - 5 - - - 6 - - -
Horizonte
D3
7 LSE 5817 LSE 5814 13
Tabla 4.5. Diferencias Entre Topes (saltos) de Pozos Ubicados en los Bloques Levantados y Deprimidos
de Fallas del estudio. De Oeste a Este se describe el sistema de fallas interpretado con los saltos
promedios encontrados de la siguiente manera:
Falla 1: Normal con buzamiento hacia el Este. Salto: 30´ - 40´
Falla 2: Normal con buzamiento hacia el Oeste Salto: 20´ - 50´
Falla 3: Normal con buzamiento hacia el Este Salto: 14´ - 22´
Falla 4: Normal con buzamiento hacia el Oeste Salto: 10´
Falla 5: Normal con buzamiento hacia Oeste Salto: 6´
Falla 6: Normal con buzamiento hacia el Este Salto: 12´
Falla 7: Normal con buzamiento hacia el Oeste Salto: 10´
A continuación se muestran los mapas estructurales, en el cual se observa un
Homoclinal suave, de rumbo Nor-Oeste / Sur-Este y buzamiento suave de 4° a 6°
147
aproximadamente al Sur-Oeste, así mismo se observan los mapas isópacos para
cada una de las arenas de interés en 2 dimensiones:
Figura 4.86. Mapa Estructural. Arena D1.
Figura 4.87. Mapa Estructural. Arena D2.
148
Figura 4.88. Mapa Estructural. Arena D3.
Figura 4.89. Mapa Isópaco. Arena D1.
149
Figura 4.90. Mapa Isópaco. Arena D2.
Figura 4.91. Mapa Isópaco. Arena D3.
150
Revisión de la Interpretación de Facies con respecto a la
Interpretación Petrofísica
Además se llevó a cabo el control de calidad entre la interpretación de facies y la
interpretación petrofísica, por medio del Vsh como parámetro para el control de
calidad, esto con el objetivo de asegurar la consistencia entre ambas
interpretaciones, para garantizar que si estamos en presencia de una arena se debe
encontrar con un bajo valor del índice de arcillosidad y en presencia de lutitas un
alto volumen de arcilla.
Se realizó el control de calidad entre la interpretación de facies y la
interpretación petrofísica para corroborar la consistencia entre dichas propiedades
en las zonas o intervalos de interés, y en caso donde se encontró inconsistencia
entre la petrofísica y facies, esta se corrigió. Aquí se validó que en las lutitas las
propiedades petrofísicas no presentan prospectividad económica, mientras que en
las facies de areniscas se deben encontrar una alta calidad de roca.
Figura 4.92. Control de Calidad Entre Facies y Petrofísica. Pozo LSE-4207.
151
A pesar de que este es un proceso que requiere mucho tiempo, es primordial
para poder respetar las estadísticas de las propiedades petrofísicas del yacimiento.
Revisión de las Completaciones en los pozos
En este proceso se verificó si los topes estructurales interpretados se encuentran
dentro del intervalo completado en cada pozo, es decir, si el intervalo completado
cae dentro de la zona de interés. Esta información no se uso directamente en la
construcción del modelo 3D. Es importante para la simulación numérica que las
completaciones se encuentren en las arenas de interés. En las arenas de interés
(D1-D2-D3) la producción es a hoyo abierto, es por esto que se observa en las
figuras 4.93/4.94, que las completaciones se encuentran seguidas o continuas a lo
largo de toda el área abierta a producción. Finalmente todas las completaciones
cargadas se encuentran en los intervalos de interés.
¡Error!
Figura 4.93. Inconsistencia entre Marcadores Interpretados (Aparente Completación en La Rosa = Unidad no productora). (Se reinterpretaron los Topes).
Completación
Marcadores Estructurales
152
Figura 4.94. Completación Dentro de las Arenas de Interés. Pozo LSE-4286.
4.2.5.3. Modelo Estructural 3D para el Modelo Geoestadístico
Luego de haber validado la data de entrada al modelo geoestadístico, se
procedió a construir la malla areal, la cual posee celdas de 45*45 metros
(Requerido por el Ing. De Simulación para llevar a cabo la simulación numérica). Se
construyeron los horizontes 3D en cada una de las arenas de interés en este estudio
(D1, D2 y D3) y se modelaron el conjunto de 7 fallas interpretadas por medio de
información de registros de pozos y sísmica del área.
Para la construcción de la malla, se generó el pillar gridding (Esqueleto de la
Malla), malla sobre la cual se generaron los planos de fallas, seguido de la
generación de los horizontes. Para esto se asigno un tren de dirección que fue
tomado en cuenta por el software “Petrel” para asignar la dirección de las celdas.
Este tren se asignó tomando como referencia la dirección de la sedimentología del
Yacimiento, la cual es Sur-Este. Estudios anteriores y mapas de porosidad ayudaron
a definir el tren de dirección para la malla. En la figura 4.95 se muestra del lado
153
Tren de dirección de celdas
izquierdo el Pillar Gridding con los 7 polígonos de fallas interpretados del área y el
tren de dirección de las celdas asignado (37 grados aproximadamente). Del lado
derecho se observa el mapa de distribución de porosidad con sus direcciones
preferenciales en el horizonte D1. Una vez generado el Pillar Gridding se procedió a
generar los horizontes.
Figura 4.95. Pillar Gridding y Mapa de Porosidad en el Horizonte D1.
Figura 4.96. Planos de Fallas. Proyecto Operacional C-7.
Los datos de entrada para la generación de los horizontes fueron los
marcadores, y mapas estructurales 2D generados con los mismos marcadores. Para
estos horizontes no se tienen horizontes sísmicos.
En la figura 4.97 se muestra la columna estratigráfica del estudio y los
horizontes de interés para la distribución de propiedades. Entre dos horizontes se
generaron las zonas que es el volumen existente entre estos horizontes en Petrel.
154
Figura 4.97. Columna Estratigráfica y Zonas Generadas en Petrel.
Figura 4.98. Ventana de Petrel Donde se Construyeron los Horizontes 3D.
Figura 4.99. Horizontes en 3D de D1 y La Rosa Ajustados a sus Marcadores.
Es importante destacar que los horizontes generados deben respetar los topes
estructurales, es decir, que los horizontes se encuentran ajustados a los marcadores
o topes.
Columna GeológicaPROYECTO C-7
Perfil TipoLSE 5546
Bachaquero
MI
OCENO
EOCENO
Formación
La Puerta
Discordancia
(Fm. Misoa)
Miembro
Lagunillas
Laguna
La Rosa
Edad
Ojeda
Lag s . Inf.
LA ROSA
D-1
D-2
D-3
Columna GeológicaPROYECTO C-7
Perfil TipoLSE 5546
Bachaquero
MI
OCENO
EOCENO
Formación
La Puerta
Discordancia
(Fm. Misoa)
Miembro
Lagunillas
Laguna
La Rosa
Edad
Ojeda
Lag s . Inf.
LA ROSA
D-1
D-2
D-3
Horizontes de Interés D1 tope Zona D1-D2 D2 tope Zona D2-D3 D3 tope Zona D3-La Rosa La Rosa
Columna Estratigráfica
Lagunillas Inferior D1 tope D1 base D2 tope D2 base D3 tope D3 base La Rosa
155
Figura 4.100. Ventana Utilizada para Crear los Horizontes Intermedios (D1, D2 y D3).
Figura 4.101. Horizontes D1, D2, D3 y La Rosa.
4.2.5.4. Malla Estratigráfica para el Modelo Geoestadístico
Para las zonas D1, D2 y D3 se seleccionó la malla proporcional, ya que esta es la
que cumple con las condiciones del Yacimiento.
Para seleccionar la división vertical en las tres zonas, se realizaron 3 GRID o
mallas con diferentes números de capas iniciando con una GRID muy fina de 162
capas para D1-D2, D2-D3 y 160 capas para D3-La Rosa (capas aproximadamente
de 0.5 pies) y se varió este tamaño vertical hasta obtener capas de un tamaño
aproximado de 5 pies. En cada prueba se realizaron curvas de proporción vertical y
se observaron si se perdía información en las proporciones de algunas de las facies
en la GRID. El tamaño areal cumple con asignar un pozo en cada celda por el
156
espaciamiento entre pozos existentes y fue el requerido para la simulación
numérica.
Figura 4.102. Ventana de Petrel Donde se Muestra la División Vertical de la Malla.
La malla seleccionada fue de 45*45 (IJ) areal con 41 capas (k) para la zona D1-
D2 teniendo un espesor promedio de 81 pies, 41 capas (k) para la zona D2-D3
igualmente con su espesor promedio de 81 pies y 40 capas (k) para la zona D3-La
Rosa, espesor promedio de la zona 80 pies. En la figura 4.102 se muestra la
ventana utilizada en Petrel para construir el layering o división de capas en cada
zona.
4.2.5.5. Curvas de Proporción Vertical La generación de las curvas de proporción vertical ayudaron a definir el tamaño
o resolución de la malla vertical apropiada, asegurando que no se pierde
información al momento de hacer el escalamiento de la interpretación de facies y
petrofísica para las posteriores realizaciones de las propiedades, y así se obtuvo una
óptima representación de las propiedades modeladas.
4.2.5.6. Escalamiento de Pozos en Petrel Como en Petrel, el modelo geoestadístico no está basado en los datos originales
(registros de pozos cada 0,5 pies) sino está basado en los datos escalados a la
malla de cada uno de los pozos (valores discretos). Por eso, es primordial asegurar
157
que la malla sea lo suficientemente fina para no perder detalles con respecto a los
registros originales. Las estadísticas de los registros originales deben ser “muy
similares” a las estadísticas de los datos escalados a la malla.
Se muestran las curvas de proporción vertical que resultaron al realizar tres
mallas con diferentes números de capas, para seleccionar la mejor GRID que
permitiera mantener los valores de datos originales muy parecidos a los escalados.
En la figura 4.103 se muestra de izquierda a derecha las curvas de proporción
vertical de las unidades D1, D2 y D3 y de arriba hacia abajo las mallas o GRID de
160, 80 y 40 capas respectivamente.
Las curvas muestran que al variar el número de capas no se pierde
proporción de facies considerable, además no se observa un sello lutítico que las
separe.
Figura 4.103. Curvas de Proporción Vertical en D1, D2 y D3 para 40,80 y 160 de Capas Respectivamente.
La tabla 4.6 muestra en rojo las diferencias que se presentaron entre las
proporciones originales y escaladas en cada una de las mallas para todas las facies
158
seleccionadas. La diferencia mostrada no es significativa por lo que se decidió
seleccionar una malla con 40 capas verticales.
GRID capas Facies Barra Canal Heterolítico Abanico Llanura Lutita
Registros Original Escalado Original Escalado Original Escalado Original Escalado Original Escalado Original Escalado
160 D1_D2 10,03 10,03 37,77 37,77 13,9 13,9 0,83 0,83 37,46 37,46 0,1 0
D2_D3 3,99 3,99 71,22 71,22 2,67 2,67 0,27 0,27 21,85 21,85 0 0
D3_LR 4,69 4,69 70,17 70,17 1,24 1,24 0,19 0,19 23,72 23,72 0 0
D1_D2 10,03 10,01 37,77 37,01 13,9 13,01 0,83 0,82 37,46 39,01 0,1 0,14
80 D2_D3 3,99 3,81 71,22 73,03 2,67 2,69 0,27 0,19 21,85 20,04 0 0
D3_LR 4,69 4,61 70,17 72,07 1,24 1,24 0,19 0,18 23,72 21,91 0 0
D1_D2 10,03 9,38 37,77 36,42 13,9 13,23 0,83 0,91 37,46 39,61 0,1 0
40 D2_D3 3,99 3,76 71,22 74,05 2,67 2,66 0,27 0,19 21,85 19,34 0 0
D3_LR 4,69 4,08 70,17 73,54 1,24 1,24 0,19 0,13 23,72 20,97 0 0.04
Tabla 4.6. Proporciones de Facies para Registros Crudos y Registros Escalados en las Mallas 40, 80 y
160 Capas. Las dimensiones de la malla seleccionada son 87*85*122 (IJK) para un total de
902.190 celdas. En la figura 4.104 se muestra en los pozos LSE-5029 y LSE-5013
que la facies llanura es donde se pierde cierta proporción al escalar el registro en la
malla. No obstante, esta diferencia resulta ser menor del 3%, lo que significa un
margen de error mínimo.
Figura 4.104. Registros Crudos a la Izquierda y Registros Escalados a la Derecha.
Llanura p ierde proporciónLlanura p ierde proporción
159
4.2.5.7. Análisis de Datos de Facies y Petrofísica Las curvas de proporción vertical para el análisis de datos se realizaron sólo con
los pozos verticales con la finalidad de no sobreestimar las proporciones de arenas.
Por esta razón no fueron incluidos los pozos desviados y horizontales del área. Para
efectos de la simulación fueron incluidos todos los pozos presentes en el área de
estudio.
Para llevar a cabo los variogramas, se simplificaron las facies debido a la baja
proporción que presentan algunas de las facies interpretadas, quedando clasificadas
como: Barra, Canal y Llanura.
Análisis de Datos en la Unidad D1-D2 Esta unidad se encuentra entre los horizontes D1 y D2, tiene un espesor
promedio de 80 pies y la facies que más predomina es la llanura con un 66%,
siguiendo el canal con 27% y la barra con un 7%. La facies de barra por su baja
proporción fue unida a los canales, sin que esto afecte o castigue las arenas ya que
a nivel de sus propiedades petrofísicas se observaron que son muy similares a las
de facies canal (Figura 4.105). Los histogramas muestran que las porosidades para
ambas facies (Barras y Canales) se encuentran en los mismos valores, la diferencia
existente entre las dos facies se muestra en su distribución granular. Las
proporciones de facies quedaron canal o arena 34%, llanura o lutita 66%. (Ver
Figura 4.106).
Las bajas proporciones de facies no facilitan su modelaje, ya que al momento de
realizar los variogramas no se encuentran los rangos verdaderos por no tener
suficiente cantidad de datos disponibles.
160
Figura 4.105. Histogramas de Porosidad Total para la Facies Barra (izquierda) y Facies Canal (derecha)
para las Tres Unidades.
Figura 4.106. Distribución de las Proporciones de Facies en la Arena D1.
Figura 4.107. Curva de Proporción Vertical Arena D1.
Pro p orció n d e Facies en D 1
Bar r a
7%
Canal
27%
Luti ta
66%
Bar r a Canal Luti ta
Proporción de Facies D1
Canal34%
Llanura66%
Canal Llanura
161
En la curva de proporción vertical de la zona D1-D2 (Arena D1), Figura 4.107,
se observa que hacia el tope de la unidad se encuentra la mayor cantidad de llanura
o lutita, hacia la base se nota que la proporción de canal aumenta en relación al
resto de zona.
Análisis de Datos en la Unidad D2-D3
Esta unidad se encuentra ubicada entre los horizontes D2 y D3, tiene un espesor
promedio de 81 pies. La facies que más predomina es canal con un 80%, sigue la
llanura con 16% y barra con muy poca presencia en un 4%. Esta facies fue unida
con la facies de canal al igual que se realizó en D1. Después de unidas las facies las
proporciones quedaron canal 84%, llanura 16%. (Figura 4.108)
Figura 4.108. Distribución de las Proporciones de Facies en la Arena D2.
Figura 4.109. Curva de Proporción Vertical Arena D2.
Proporcion de Facies en D2
Barra4%
Canal80%
Lutita16%
Barra Canal Lutita
Proporción de Facies D2
Canal84%
Llanura16%
Canal Llanura
162
La curva de proporción vertical para la zona D2-D3 (Figura 4.109) muestra que
existe mayor proporción de arena a lo largo de toda la zona. No se observan
intercalaciones lutíticas en la unidad considerables y la distribución de lutita hacia el
tope y la base de la curva no indica presencia de sello entre las unidad de D1 ni D3.
Análisis de Datos en la Unidad D3-La Rosa Esta unidad se encuentra ubicada entre los horizontes D3 y La Rosa, tiene un
espesor promedio de 81 pies. La facies que más predomina es canal con 82%,
llanura con un 14% y barra que se encuentra en un 4%. Por su poca proporción
esta facies fue agrupada con canal. Una vez unida las barras a los canales las
proporciones de las facies, quedaron: arena 86% y lutita 14%. (Ver Figura 4.110).
Figura 4.110. Distribución de las Proporciones de Facies en la Arena D3.
Figura 4.111. Curva de Proporción Vertical Arena D3.
Proporcion de Facies D3
Barra4%
Canal82%
Llanura14%
Barra Canal Llanura
Proporción de Facies D3
Canal86%
Llanura14%
Canal Llanura
163
La figura 4.111, muestra que al igual que la zona D2-D3 existe mayor
proporción de arena en toda la unidad. No existen intercalaciones de lutitas que
produzca una división en la unidad y hacia el tope de la arena predomina la arena
con un 80%, la lutita se encuentra en un 20% en esta zona. Hacia la base se
observa mayor acumulación de lutita con un 70%.
Con el fin de visualizar las variaciones laterales en proporciones arena-lutita
por efectos en cambios de facies se dividió el área de estudio en cuatro regiones
arbitrarias (Figura 4.113), para así analizar de manera práctica el impacto de la
heterogeneidad horizontal sobre dichas proporciones.
Figura 4.112. Curva de Proporción Vertical Desde D1 Hasta La Rosa.
A lo largo de toda la curva D1-La Rosa (Figura 4.112) se observó que en la
unidad D1-D2 existe mayor proporción de lutita y entre D2 y D3 la proporción de
arena es mayor con un 70% aproximadamente.
D1
D2
D3
164
D1-D2
N
D1-D2
N
D2-D3D2-D3 D3_LA ROSAD3_LA ROSA
Figura 4.113. División Arbitraria del Área en Estudio para el Análisis Regional.
Figura 4.114. Curvas de Proporción Vertical por Unidad por Regiones.
Figura 4.115. Curvas de Proporción Vertical Desde D1 Hasta La Rosa por Regiones.
NN
165
En la figura 4.114 las curvas de proporción para D1-D2 muestran que esta
unidad tiene la mayor proporción de lutitas hacia el Sur y Nor-Este del área. Al Nor-
Oeste la unidad tiene mayor proporción de arena hacia su base. En las cuatro
regiones la cantidad de lutita se muestra hacia el tope y parte media de la unidad.
En la unidad D2-D3 se observa que en todas sus regiones tiene buena
proporción de arena, estando las mayores proporciones en la región Noroeste y
Sureste. La mayor proporción de lutita en esta arena se encuentra en la región
Suroeste.
La unidad D3-La Rosa tiene mayor proporción de arena hacia el tope de las
regiones Nor-Oeste, Nor-Este aumentando la lutita hacia la base. La zona Nor-
Oeste presenta la mayor proporción de arena en todo su espesor. Hacia el Este la
proporción de lutita es menor que la de arena, pero se mantiene en toda la zona
con un 20% aproximado.
De la figura 4.114 y con la información de proporciones de las facies en las
diferentes regiones se obtienen las tendencias globales regionales, se obtiene que la
zona más limpia es al Nor-Oeste, seguida de la zona Sur-Este. La zona Sur-Oeste es
la más arcillosa del área principalmente de D1 y D2, D3 tiene mayor proporción de
arena en esta región y en la región Nor-Este, la arena D2 presenta mayor
proporción de arena continuando esta proporción en el tope de D3.
4.2.5.8. Análisis de Variogramas de Facies por Unidad
La construcción de mapas de variogramas permitió detectar con facilidad las
direcciones principales que puede presentar una variable. Por eso, se construyeron
los mapas de variogramas de facies para confirmar la dirección que indican estudios
anteriores y el mapa de porosidad mostrado en la figura 4.116. El mapa de
variograma muestra una tendencia Sur-Este aunque un ángulo más suave que el
mapa de porosidad. Ambos mapas confirman que la dirección de la sedimentología
es Sur-Este.
166
Figura 4.116. Mapa de Variograma de Facies y Mapa de Porosidad.
Se realizaron variogramas de las facies de canal y la facies de llanura para las
diferentes unidades en estudio (Figuras 4.117, 4.118 y 4.119). La mayor dirección
se encontró a 45° en caso de las llanuras y 230° para las arenas, siguiendo esto las
direcciones de sedimentología.
Figura 4.117. Variograma de Canal en la arena D1, Variograma de Mayor Dirección (a la izquierda),
Variograma Vertical (a la derecha).
167
Figura 4.118. Variograma de Canal en la arena D2, Variograma de Mayor Dirección (a la izquierda),
Variograma Vertical (a la derecha).
Figura 4.119. Variograma de Canal en la arena D3, Variograma de Mayor Dirección (a la izquierda),
Variograma Vertical (a la derecha).
Los variogramas de llanura presentan rangos mayores a 900 metros para D2 y
D3, dado que por existir mayor diferencia entre las proporciones de canal y de
llanura (canal con mayor proporción), por lo que corresponde un rango mayor. Para
la arena D1 se obtuvo un rango de 488 metros para la facies de canal y 500 metros
para la llanura.
168
4.2.5.9. Análisis de Variogramas de Datos Petrofísicos
Los variogramas se llevaron a cabo en los datos de porosidad total (PHIT) y
volumen de arcilla (Vsh), valores tomados de la interpretación petrofísica (registros
crudos). Adicionalmente se realizaron los variogramas para la saturación de agua
(Sw) pero sólo para la distribución de la propiedad en la malla, ya que para la
estimación del Petróleo Original en Sitio (P.O.E.S.) se utilizó la saturación del agua
inicial. Las propiedades que requiere la simulación numérica son porosidad efectiva
(PHIE) y permeabilidad absoluta (K), estas propiedades fueron generadas de las
ecuaciones petrofísicas del área.
Análisis de Datos de Porosidad Total y Volumen de
Arcilla para la zona D1-D2 Se realizó el análisis de las propiedades petrofísicas en las facies (canal,
llanura). La porosidad promedio en canal es de 36% para esta unidad, en general la
porosidad presenta valores muy altos (hasta 40%). Estos valores se observan en
toda el área de estudio y las razones es porque en el Mioceno las arenas son no
consolidadas, siendo el crudo pesado el que mantiene la arena, además estamos en
la zona más somera del Yacimiento, encontrando profundidades de has 450 pies en
las arenas de interés. En la Figura 4.120 (izquierda) el histograma muestra un
comportamiento donde predominan los valores altos de porosidad, cabe acotar que
las lutitas también presentan altas porosidades pero se justifica por la poca
consolidación del área, se encontraron altos valores tanto para los canales como
para las lutitas, además esta área está muy cerca del afloramiento del Yacimiento al
Noe-Este.
El volumen de arcilla tiene un corte para arenas < 50%. En el histograma de Vsh
para la zona la mayor frecuencia de los valores se encuentra en un 45%, que al
comparar con el Vsh de las unidades D2 y D3 se observa que D1 presenta mayores
valores de volumen de arcilla. Es una arena con menor calidad petrofísica que D2 y
D3.
169
Los variogramas de porosidad también se realizaron por facies. El rango del
variograma vertical en canal resultó 7.3 pies y el mayor rango areal fue de 462
metros con una dirección N45°E.
En la llanura el rango del variograma vertical fue de 11 pies y el mayor rango
fue de 480 metros, la dirección fue de N36°E. Los rangos de variogramas en Vsh
son muy parecidos a los de la porosidad. Figuras 4.122/4.123.
Figura 4.120. Histogramas de Porosidad Total en Canal (izquierda) y en Llanura (derecha).
Figura 4.121. Histogramas del Volumen de Arcilla en Canal (izquierda) y en Llanura (derecha).
Figura 4.122. Variogramas de Porosidad Total en Canal y Llanura. Variograma Areal (izquierda) y
Variograma Vertical (derecha).
170
Figura 4.123. Variogramas del Volumen de Arcilla en Facies de Canal y Llanura. Variograma Areal
(izquierda) y Variograma Vertical (derecha).
Análisis de Datos de Porosidad Total y Volumen de
Arcilla para D2-D3
El valor promedio de la porosidad en esta unidad es de 39% siendo mayor que en
D1. En el histograma de llanura se muestra un comportamiento bimodal siendo los
valores más altos en 28%. El histograma de volumen de arcilla muestra mayor
frecuencia en valores de 20% para los canales y en las lutitas entre valores de 60
a 70%.
Los variogramas de PHIT en la facies de canal para el vertical se presentan un
rango de 14 pies y el mayor rango es de 477 metros. La dirección preferencial es de
N45°E. Para las llanuras el rango vertical fue de 8 pies y el de mayor dirección fue
425 metros. La dirección preferencial es de N230°E. Los variogramas de volumen
de arcilla presentan valores muy similares a los de PHIT. Ver las siguientes figuras.
Figura 4.124. Histogramas de Porosidad Total en Canal y Llanura. Arena D2.
V C L llan u ra
V C L ca na l
V C L llan u raV C L llan u ra
V C L ca na lV C L ca na l
171
Figura 4.125. Histogramas del Volumen de Arcilla en Canal y Llanura. Arena D2.
Figura 4.126. Variogramas de Porosidad Total en Facies de Canal y Llanura. Variograma Areal a la
Izquierda y Variograma Vertical a la Derecha. Arena D2.
Figura 4.127. Variogramas del Volumen de Arcilla en Facies de Canal y Llanura. Variograma Areal a la
Izquierda y Variograma Vertical a la Derecha. Arena D2.
Análisis de datos de porosidad total y volumen de
arcilla para D3-La Rosa
En el histograma de porosidad (Figura 4.128) en la facies de canal se
observan de igual manera altos valores, alcanzando un valor promedio de 39,5%
V c l e n c a n a l
V c l e n l l a n u r a
V c l e n c a n a lV c l e n c a n a l
V c l e n l l a n u r a
Porosidad total en canal
Porosidad total en llanura
Porosidad total en canal
Porosidad total en llanura
172
aproximadamente. El histograma de llanura mantiene un comportamiento similar al
presentado en la unidad D2, pero con valores promedios de 24%. El histograma de
volumen de arcilla (Figura 4.129) en canal indica que esta unidad es más limpia que
D1 y D2, teniendo valores de 13%, los valores para D2 se encuentran entre un
20%.
Los rangos de variogramas de PHIT en canal resultaron para el vertical de 14
pies y el mayor rango 356 metros, con dirección N45°E. Los rangos de PHIT para
las llanuras fueron rango vertical 8.1 y rango mayor dirección 383, dirección
N230°E. Para el volumen de arcilla se presentaron valores similares a la PHIT.
Figura 4.128. Histogramas de Porosidad Total en las Facies de Canal (izquierda) y Llanura (derecha).
Figura 4.129. Histogramas del Volumen de Arcilla en las Facies de Canal (izquierda) y Llanura (derecha).
Figura 4.130. Variogramas de Porosidad Total en las Facies de Canal y Llanura.
P o ro s id a d to ta l e n c a n a l
P o ro s id a d to ta l e n l la n u ra
P o ro s id a d to ta l e n c a n a l
P o ro s id a d to ta l e n l la n u ra
173
Figura 4.131. Variogramas del Volumen de Arcilla en las Facies de Canal y Llanura.
4.2.5.10. Simulación de Facies
Se realizó la simulación estocástica de las facies utilizando el método de
Simulación Secuencial de Indicadores. Este método requiere los variogramas de
facies en cada unidad a simular y las curvas de proporción vertical.
Se realizaron 9 realizaciones de facies en las tres unidades de estudio. En la
figura 4.132 se muestra la malla con la distribución de facies en las tres unidades.
Figura 4.132. Malla con Distribución de Facies Desde D1 Hasta La Rosa.
En la siguiente figura se muestra la capa 17 (unidad D1-D2) comparándola con
las curvas de proporción vertical de los datos escalados en toda la unidad, la curva
de proporción vertical resultante en la realización 4, y las curvas realizadas por
regiones. La línea punteada indica la capa en las curvas. Se puede observar que se
respetan las proporciones de facies, y en las curvas por regiones (pozos escalados)
V C L e n c a n a l
V C L e n lla n u ra
V C L e n c a n a l
V C L e n lla n u ra
174
indican que hacia el Nor-Oeste existe la mayor proporción de arena y en la capa 17
de la malla se observa mayor distribución en esa dirección.
Figura 4.133. Comparación de la Capa 17 de la Malla y la Curva de Proporción Vertical en la Realización
4, Datos Escalados.
Para la unidad D2-D3 se muestra la capa 53 de la realización 8 y la curva de
proporción vertical que resultó de esta realización. Se observa que esta curva
respeta la tendencia de la curva escalada y que en la capa 53 la mayor distribución
de llanura (verde) se ubica hacia el Sur-Oeste de la unidad. Al comparar con las
curvas por regiones estas indican que hay más lutita hacia esta zona. La zona más
limpia se muestra tanto en la capa como en las curvas por regiones se encuentra al
Sur-Este de la unidad.
Figura 4.134. Comparación de la Capa 53 de la Malla y la Curva de Proporción Vertical en la Realización
8, Datos Escalados.
Para la unidad D3_La Rosa se compara la capa 121 y la curva de proporción
vertical (CPV) de la realización 3 con las curvas de proporción de los datos escaldos
D1-D2 N
Escalados Realización 4
D2-D3 Capa 53
Escalados Realización 8
N
175
(Figura 4.135). Se observa que la curva resultante de la simulación respeta la
tendencia de la CPV de los datos escalados. En las curvas por regiones para esa
capa la facies que predomina es la llanura y en la capa se muestran distribución de
llanura en toda el área.
Figura 4.135. Comparación de la Capa 121 de la malla y la Curva de Proporción Vertical en la
Realización 3, Datos Escalados.
4.2.5.11. Simulación de Propiedades Petrofísicas
Las propiedades petrofísicas que se modelaron fueron porosidad total (PHIT),
volumen de arcilla (VCL) y saturación de agua (Sw). La porosidad efectiva y
permeabilidad absoluta se calcularon a partir del modelo de porosidad total y
volumen de arcilla. Se realizó de esta manera con la finalidad de que en el modelo
se respeten las dependencias existentes entre estas variables.
El método estocástico utilizado para la simulación del Vsh, PHIT y Sw, fue el de
Simulación Secuencial Gaussiana por facies. Para cada realización de facies se
generó una realización de las propiedades petrofísicas.
Resultados de las propiedades simuladas en la capa 82 de la realización 4 en las
facies, se observa que las propiedades respetan las tendencias de las facies. (Figura
4.136)
D3_LA ROSA Capa 121
N
Escalados Realización 3
176
Figura 4.136. Propiedades Simuladas en la Realización 4, capa 82, Arena D2.
Las ecuaciones utilizadas para calcular la porosidad efectiva, permeabilidad
absoluta y saturación de irreducible fueron las siguientes:
Porosidad efectiva:
PHIE = Porosidad total – volumen de arcilla*porosidad de la arcilla
Permeabilidad absoluta:
K= 10(2+5.461*Porosidad total-1.5*volumen de arcilla)
Saturación de agua inicial:
Swi= a/ (1+b*((K/porosidad efectiva)1/2)c)
Donde:
a=0.5, b= 0.0082 y c=1.24
En la figura 4.137 se muestra (de izquierda a derecha) la distribución de la
Sw, Phie, K y Facies.
PHIT VCL
Sw Facies
177
Figura 4.137. Capa 41, Arena D1, con las Propiedades Sw, Phie, K y Facies.
4.2.5.12. Estimación de POES de los Modelos Equiprobables
Para el cálculo del POES volumétrico en Petrel se requiere, entre otros, el NTG
en el campo. Esta propiedad es resultado de un corte que discrimina arena de
yacimiento y la lutita. En este estudio para estimar el P.O.E.S., se asignaron los
cortes petrofísicos para obtener el NTG (Net to Gross): VCL<0.5, Sw<0.5, PHIE>=
0.20.
Se calculó el POES para cada realización, obteniéndose los siguientes resultados:
Tabla 4.7. Estimación del Petróleo Original en Sitio (P.O.E.S.) para Cada Realización.
Realización POES, MMBNP 1 983 2 867 3 870 4 871 5 869 6 868 7 870 8 870
9 980
PHIE
K
Sw
Facies
178
Por cálculo volumétrico se estima un P.O.E.S. de 870 MMBNP en base a los
resultados arrojados por este estudio. Es importante destacar que para esta área
no se tiene oficializado un P.O.E.S., más sin embargo en el año 2002 Intevep llevó a
cabo un estudio donde se obtuvo como valor promedio de 800 MMBNP, lo cual
corrobora la consistencia de este proyecto.
Figura 4.138. Estimación del Petróleo Original en Sitio (P.O.E.S.). Estudio Intevep, 2002.
Figura 4.139. Estimación del Petróleo Original en Sitio (P.O.E.S.). Estudio Actual, 2008.
POES: 800 MMBNP Res Rec: 272 MMBNP FR34% Res Rem: 206 MMBNP NP: 66 MMBNP
POES: 870 MMBNP Res Rec: 296 MMBNP FR34% Res Rem: 230 MMBNP NP: 66 MMBNP
CONCLUSIONES
- Se realizó una caracterización estocástica detallada del Yacimiento Lagunillas
Inferior, integrando los modelos estructural, estratigráfico, sedimentológico y
petrofísico, con un total de 9 realizaciones equiprobables.
- La arquitectura 3D del Yacimiento se definió usando las fallas interpretadas a
partir de la sísmica disponible y de la información de registros de pozos.
- Estructuralmente, el yacimiento Lagunillas Inferior en el Campo Tía Juana Tierra
corresponde a un homoclinal con rumbo Noroeste-Sureste con buzamiento suave
de 4 a 6 grados de inclinación hacia el Suroeste. La misma se encuentra afectada
en sus extremos Este y Oeste por un sistema de 7 fallas de tipo normal, la falla
Nro 2, es la falla principal ya que es la que presenta mayor extensión en el área y
mayor salto. El desplazamiento vertical de la falla nro 2 es de 30 a 50 pies, la falla
nro 1 presenta un salto promedio de 20 pies, mientras que el resto de las fallas se
manejan entre 15 a 6 pies, este poco desplazamiento no constituye sellos, debido
a que el espesor de los arenas del yacimiento poseen espesores promedios de 80
pies.
- En cuanto a la acumulación, los factores que lo controlan son predominantemente
estratigráficos. De acuerdo a las evidencias geológicas mostradas no existe límites
estructurales, el límite del yacimiento está definido por el espesor decreciente de la
arena neta petrolífera y el aumento de la viscosidad del hidrocarburo.
- Se interpretaron y correlacionaron los topes Ojeda, Laguna, Lagunillas, Arenas D1,
D2, D3 y La Rosa en el área en estudio, con sus respectivas facies, siendo las más
predominantes la facies de canales distributarios, barras de desembocadura y
llanuras. La dirección preferencial es en sentido Noreste-Sur-Oeste.
- La porosidad promedio para las arenas prospectivas del Yacimiento, Arenas D2 y
D3, se estimó en 39%, mientras que en el volumen de arcilla se maneja alrededor
de 10 %. Con espesores promedio de 80 pies cada una.
- Se obtuvo un buen ajuste entre la interpretación de facies y petrofísica, lo cual es
indispensable para el momento de llevar a cabo la simulación numérica e indica la
consistencia del modelo.
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- La evaluación petrofísica en correspondencia con las facies arenosas presentes
(canales) han determinado que hacia la zona Norte y Sur-Este la arena D2 presenta
las mejores condiciones de desarrollo de arena neta total, arena neta petrolífera y
porosidad, denominada como zona de canales; mientras que la arena D3 presenta
su mejor desarrollo en la zona Nor-Oeste y Sur-Oeste del área en estudio.
- La Resistividad del agua que percola el Yacimiento es de 16, 6 ohm_m a 80 °F
(264 ppm), mientras que la Resistividad del agua de Formación es de 1,7 ohm_m a
80 °F. Según la interpretación sísmica existe un afloramiento en el Noreste del área
en estudio, lo cual se corroboró con los análisis físico-químicos del agua.
- Las propiedades petrofísicas fueron simuladas dentro de las realizaciones de facies
generadas. Se generaron 9 modelos equiprobables de 902.000 celdas, los cuales no
fueron necesarios escalarlos a una malla más gruesa (para simulación dinámica),
ya que el tamaño de la malla puede ser manejado eficientemente por el simulador
térmico Eclipse. Estos servirán de base para orientar futuras perforaciones y planes
de recuperación en el área.
- El Petróleo Original en Sitio (P.O.E.S.) calculado a través del método estocástico
se encuentra alrededor de los 870 MMBN y Reservas Remanentes de 230MMBN, ya
que en siete de las nueve realizaciones corridas se obtuvo este valor.
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RECOMENDACIONES
Con el objeto de aumentar la certidumbre en la caracterización de yacimientos
siguiendo la metodología empleada se recomienda:
- Realizar un análisis de riesgo e incertidumbre tomando en cuenta todas las
variables consideradas en el estudio tales como, porosidad, permeabilidad,
saturación de agua, datos sísmicos, historia de producción, con la finalidad de
disminuir aun más el grado de incertidumbre en el modelo del yacimiento y soportar
futuras tomas de decisiones.
- Actualizar el modelo estocástico a medida que se disponga de nuevos datos
(sísmicos, estructurales, nuevos pozos, registros e interpretaciones geológicas), en
especial en el área Sur del estudio donde no se cuenta con información sísmica.
- Proponer el corte de nuevos núcleos que atraviesen todos los cuerpos de arenas
que conforman el yacimiento Lagunillas Inferior, para robustecer el modelo
petrofísico, y mejorar la calidad de la interpretación sedimentológica del estudio.
- Tener en cuenta que la geoestadística es una herramienta adicional en la
caracterización de yacimientos, que no reemplaza el juicio experto ni mucho menos
minimiza el tiempo de trabajo, al contrario, obliga al grupo multidisciplinario a
trabajar de manera integrada.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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yacimientos. Proyecto APTJEE, Campo Tia Juana. (MAR001038).
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del Campo Tía Juana Este, pp 480. (INT-9793).
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Proyecto D6, F7 y J7 de Tía Juana. PDVSA, Venezuela.
4. Berrios I. Y Moreno I. (1999). Estudio geoquímico de yacimientos del área del
proyecto F7, Campo Tia Juana (INT-06063).
5. PUCHE, E. (1980). Algunas consideraciones sobre la entrada de agua en los
pozos del bloque F-9. Reporte Técnico Nº TR-9915.
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