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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERIA DE PETRÓLEO
PROPUESTA DE UN PROCEDIMIENTO DETERMINÍSTICO PARA EL CÁLCULO DE RESERVAS EN EL PROSPECTO PROBABLE BASAMENTO NORTE DEL CAMPO
LA CONCEPCIÓN
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Académico de
MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
Autor: Ing. Luis Augusto Baptista Nava
Tutor Académico: Prof. Américo Perozo
Maracaibo, Junio 2013
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Baptista Nava, Luis Augusto. Propuesta de un procedimiento determinístico para el cálculo de reservas en el prospecto probable Basamento norte del campo la Concepción. (2013). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 141 p. Tutor: Prof. Américo Perozo.
RESUMEN
El basamento es una roca ígneo-metamórfica de muy escasa porosidad primaria que viene dada por las fracturas. Actualmente no existe en el Ministerio del Poder Popular de Petróleo y Minería (MPPPYM) un procedimiento determinístico para estimar, con un bajo grado de incertidumbre, el volumen de reservas, que permita planificar el plan de desarrollo del mencionado yacimiento presente en el Campo La Concepción. Dicho esto, esta investigación se fundamenta en proponer un procedimiento determinístico que permita calcular las reservas en el prospecto probable basamento norte del campo la Concepción, cuya área se localiza aproximadamente a 20 Km al oeste de la ciudad de Maracaibo en el Estado Zulia. En trabajos previos realizados en el campo se revisaron todos los pozos completados en el cretácico que penetraron el basamento, durante la perforación. Identificándose que, de los cincuenta (50) pozos profundos perforados con objetivo cretácico veintinueve (29) alcanzaron basamento y de estos cinco (5) pozos tienen evidencias de que parte de la producción proviene del basamento. En el Campo La Concepción la sección del basamento se encuentra afectada por el mismo régimen de esfuerzos que el yacimiento cretácico, y por ser rocas cristalinas, frágiles, la acumulación de hidrocarburos sólo se encuentra asociada al sistema de fracturas asociadas a las fallas, tal como se ha registrado en la historia de producción de los campos vecinos Mara-La Paz. Con el objetivo de disminuir el grado de incertidumbre y tomar la información necesaria para los cálculos de reservas en este yacimiento se perforó el pozo exploratorio C-339 durante el mes de septiembre del 2011. Por tanto, la perforación de próximos pozos cuyo objetivo principal sea el basamento del campo la Concepción, requiere previamente la presentación de un procedimiento aprobado por el MPPPYM que justifique la presencia de reservas y que permita reclasificarlas de reservas probables a probadas.
Palabras claves: procedimiento determinístico, cálculo de reservas, prospecto probable Basamento norte. E-mail del autor: [email protected]
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Baptista Nava, Luis Augusto. A deterministic procedure proposal to calculate reserves at la Concepcion oilfield basement rock. (2013). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 141 p. Tutor: Prof. Américo Perozo.
ABSTRACT
The basement is an igneous-metamorphic rock with a very low primary porosity. Currently there aren’t any Official regulations, Ministry of Petroleum and Mining, (MPPPYM) regarding a deterministic procedure to estimate, with a low degree of uncertainty, the volume of reserves at the basement, to ensure the company’s development plan in the Concepción oilfield. This investigation is based on proposing a deterministic method to calculate the basement reserve located at the north of the Concepcion oilfield, 20 km west of Maracaibo city in Zulia State. In previous works, were reviewed, all wells completed in the Cretaceous that penetrated the basement, during drilling. The findings suggest that, fifty (50) wells drilled with Cretaceous target, twenty-nine (29) reached the basement and five (5) of these wells had evidence that part of the production comes from there. The Concepción basement section is affected by the same stress regime present in the Cretaceous, and the hydrocarbon accumulation is associated with fractures and failures system, such as is registered with the neighboring field’s production history, Mara-La Paz. In order to reduce the degree of uncertainty and to take the necessary information to calculate reserves were drilled an exploratory well C-339 during September 2011. Therefore to drill wells with basement target in the Concepción area, requires an official approved procedure that justified the reserve presence in the oilfield mention above.
Palabras claves: deterministic procedure, reserves calculations, basement rock. E-mail del autor: [email protected]
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AGRADECIMIENTOS
A Dios todopoderoso por mostrarme el camino y brindarme las herramientas necesarias
para hacer de mi lo que soy hoy un profesional consumado y optimista. Le doy gracias a
Él por la vida que me ha dado y que estoy disfrutando.
A mis padres, Especialmente a mi papá, el Sr. Dalberto Baptista, a él, que desde el
cielo me observa, y a mi bella familia que me brindaron la fuerza necesaria para la
culminación de este proyecto, ¡que difícil ha sido!, sin embargo lo hemos logrado, a
ustedes muchas gracias.
A mi otra familia, gracias a usted Sra. Inés y a mi esposa, María Virginia, por ayudarme
con tu paciencia y buenos consejos sin tu granito de arena y tu apoyo no hubiera podido
concretar este proyecto.
A la Ilustre Universidad del Zulia por darme la oportunidad una vez más de estudiar en
sus aulas esperando aplicar todos los conocimientos aprendidos para el beneficio de
este país Venezuela, que tanto lo necesita, y gracias por permitirme la realización de
este proyecto.
A todos mis compañeros de trabajo y colegas, Especialmente a mis amigos Ing.
Edgardo Medina, Geol. Luis Ochoa, que con sus consejos y experiencia profesional
nutrieron esta investigación. A ustedes muchísimas gracias y todos mis respetos.
A todos muchísimas gracias les estaré eternamente agradecido.
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DEDICATORIA
A mi padre, la luz que ilumina mis pasos.
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TABLA DE CONTENIDO Páginas
RESUMEN.……………………………………………………………………................... 3ABSTRACT……………………………………………………………………................... 4AGRADECIMIENTOS……………………………………………………………………... 5DEDICATORIA……………………………………………………………………............. 6TABLA DE CONTENIDO………………………………………………………………..... 7INDICE DE FIGURAS……………………………………………………………………... 10INDICE DE TABLAS………………………………………………………………………. 14INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………..........
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CAPÍTULO I. PLATEAMIENTO DEL PROBLEMA 1.1. Planteamiento y formulación del problema…………………............................ 181.2. Justificación de la investigación………………………………………………….. 191.3. Objetivos de la investigación……………………………………………………... 20 1.3.1 Objetivo General…………………………………………………………... 20 1.3.2 Objetivos Específicos……………………………………………………... 201.4. Delimitación……………………………………………………………………....... 211.5. Antecedentes……………………………………………………………………..... 21 CAPÍTULO II. MARCO REFERENCIAL 2.1. Descripción del área de estudios………………………………………………… 232.2. Basamento en la Cuenca del Lago de Maracaibo……………………………... 24 2.2.1 Campo el Totumo…………………………………………………………. 24 2.2.2 Campo el Limón…………………………………………………………… 25 2.2.3 Campo la Paz y Mara……………………………………………………... 25 2.2.4 Campo la Concepción…………………………………………………….. 272.3. Geología regional y geología local………………………………………………. 29 2.3.1 Geología regional de la Cuenca del Lago de Maracaibo……………... 29 2.3.2 Geología local del Campo la Concepción………………………………. 31 2.3.2.1 Estratigrafía del Campo la Concepción………………………. 332.4. Origen del petróleo, migración y sello en basamento…………………………. 362.5. Propiedades de la roca yacimiento del basamento……………………………. 39 2.5.1 Litología…………………………………………………………………….. 39 2.5.1.1 Muestras de canal………………………………………………. 39 2.5.1.2 Núcleos…………………………………………………………... 40 2.5.1.3 Afloramientos……………………………………………………. 43 2.5.2 Correlaciones de pozos…………………………………………………... 452.6. Interpretación y edición de marcadores sísmicos del basamento del Campo
la Concepción………………………………………………………………………. 46 2.6.1 Tope miembro Socuy……………………………………………………... 47 2.6.2 Tope de formación Maraca………………………………………………. 48 2.6.3 Tope Basamento…………………………………………………………... 482.7. Interpretación y edición de fallas del basamento del Campo la Concepción.. 492.8. Mapas estructurales del Campo la Concepción………………………………... 50
8
2.9. Atributos sísmicos del Campo la Concepción………………………………….. 51 2.9.1 Atributo de amplitud de pico máximo……………………………………. 51 2.9.2 Atributo de varianza……………………………………………………….. 512.10. Bases teóricas para el cálculo de reservas..................................................... 52 2.10.1 Métodos utilizados para el cálculo de reservas………………………. 54 2.10.2 Factor de recobro y reservas recuperables…………………………… 57
2.10.3 Métodos utilizados en el campo la Concepción para el cálculo de reservas en yacimientos naturalmente fracturados (YNF)………….. 58
2.10.4 Mecanismos de recuperación primaria para yacimientos de petróleo…………………………………………………………………… 70
2.10.5 Determinación de tipo de poro en carbonatos por medio de registros petrofísicos…………………………………………………….. 73
2.10.6 Estimación de la Intensidad de Fractura a través de registros de pozo……………………………………………………………………….. 87
CAPÍTULO III. MARCO METODOLOGICO 3.1. Tipo de investigación……………………………………………………………… 933.2. Diseño de la investigación………………………………………………………… 933.3. Técnicas de recolección de datos……………………………………………….. 943.4. Población y muestra……………………………………………………………….. 94 3.4.1 Población…………………………………………………………………… 94 3.4.2 Muestra……………………………………………………………………... 943.5. Recopilación de la información………………………………………………… 943.6. Metodología y actividades realizadas…………………………………………… 95 3.6.1 Análisis y clasificación de la información recopilada………………….. 95 3.6.2 Actividades realizadas para el cálculo del POES volumétrico, factor
de recobro y reservas remanentes………………………………………. 95 CAPÍTULO IV. ANALISIS DE RESULTADOS 4.1. Análisis estructural………………………………………………………………… 984.2. Análisis del yacimiento basamento norte……………………………………….. 109 4.2.1 Límites del yacimiento……………………………………………………… 1094.3. Análisis de producción y presión del yacimiento……………………………….. 110 4.3.1 Factores claves para la producción en basamento……………………... 110 4.3.2 Historia del desarrollo y producción del basamento…………………….. 122 4.3.3 Comportamiento de producción del basamento norte………………….. 112 4.3.4 Presiones del yacimiento…………………………………………………... 1224.4. Análisis petrofísico…………………………………………………………………. 123 4.4.1 Validación y edición de perfiles……………………………………………. 124 4.4.2 Cálculos de porosidad……………………………………………………… 126 4.4.3 Espesor de granito total (EGT) y espesor neto petrolífero (ENP)…….. 126 4.4.4 Validación de la evaluación petrofísica…………………………………... 127 4.4.5 Cálculo de la saturación de agua (Swi)…………………………………... 128 4.4.6 Sumario petrofísico…………………………………………………………. 1284.5. Propiedades de los fluidos………………………………………………………... 128
9
4.5.1 Análisis de crudo PVT……………………………………………………… 1284.6. Datos oficiales……………………………………………………………………… 1304.7. Cálculo del POES y GOES……………………………………………………….. 132 4.7.1 Cálculo del factor de recobro y reservas de petróleo…………………… 134 4.7.2 Comparación de los datos oficiales con los datos de estudio…………. 136 CONCLUSIONES…………………………………………………………………………..
137
RECOMENDACIONES……………………………………………………………………. 139REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS……………………………………………………... 140
10
INDICE DE FIGURAS Figuras Páginas
1. Ubicación geográfica del campo la Concepción……………………….
23
2. Migración de la Placa del Caribe originando cuencas tipo antepaís (foredeep) a su paso……………………………………………………...
31
3. Mapa estructural al tope del Basamento……………………………….
32
4. Modelo Estructural del Campo La Concepción. En la línea sísmica se distinguen fuertes reflectores en la sección cretácica……………..
33
5. Columna Estratigráfica del Campo La Concepción…………………..
36
6. Hipótesis propuestas para explicar la migración secundaria de crudo hacia el basamento: 1) Migración vertical (buzamiento abajo) debido al fenómeno de dilatación 2) Migración lateral (buzamiento arriba) a través de planos de fallas y fracturas………………………...
37
7. Migración vertical de crudo desde zonas productivas hacia el basamento. Aunque todos los pozos penetraron basamento, y presentan un sello en su tope, la producción de petróleo solo es posible en aquellos pozos que poseen fracturas. Nótese que el basamento infrayace a un yacimiento de producción conocida (Cretácico)………………………………………………………………….
39
8. Microfotografías de recortes de Basamento del pozo C-151Str @ 11800’………………………………………………………………………
40
9. Mapa de ubicación de pozos con núcleos en el Basamento………..
41
10. Fotos de núcleos de los pozos C-154 y C-156, ambos pertenecientes al yacimiento Cret. Sur del Campo La Concepción. Se distinguen claramente dos variedades: una de color rojizo y otra grisácea…………………………………………………………………….
42
11. Fotos de núcleos del Campo La Paz. Al igual que en el campo La Concepción, se aprecian dos variedades: una de color anaranjado a rojiza y otra de color gris claro…………………………………………
43
12. Foto compuesta del afloramiento de Isla de Toas: a) Ubicación b) Granito intruido por riolita y basalto b) Detalle de fracturamiento del Basamento…………………………………………………………………
44
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13. Sección estructural esquemática donde se muestra la ubicación estructural y la penetración variable de pozos dentro de basamento. Se observa que todos los productores presentan en su tope fracturas mineralizadas con calcita………………………………..
45
14. 1) El espesor de las zonas con fracturas rellenas con calcita es variable en el campo 2) Calizas masivas han sido detectadas en varios pozos. Se interpretan como parte de bloques fallados………..
46
15. Sección sísmica cross line (E-W) donde se observa el estilo estructural producto de la interpretación sísmica en el bloque Norte del Campo La Concepción……………………………………………….
47
16. Sección sísmica cross line (E-W) donde se observa el estilo estructural producto de la interpretación sísmica en el bloque Sur del campo La Concepción………………………………………………..
47
17. Mapa Estructural en tiempo correspondiente al tope del Mb. Socuy (izq.) y la Fm. Maraca (der.)……………………………………………...
48
18. Mapa Estructural en tiempo correspondiente al tope del Basamento Ígneo-metamórfico………………………………………………………...
49
19. Vista 3D del Mapa Estructural en Profundidad al tope del Miembro Socuy (der.) y Fm. Maraca (izq.)………………………………………...
50
20. Mapa Estructural en Profundidad correspondiente al tope del Basamento ígneo-metamórfico………………………………………….
50
21. Atributo de Varianza sobre el tope del Mb. Socuy (Izq.) y Tope del Basamento (Der.). Se observa como las discontinuidades definen las fallas principales que limitan ambas estructuras. En la parte Este del Basamento se observan discontinuidades producto de la baja relación señal-ruido………………………………………………….
52
22. Clasificación oficial de los recursos de hidrocarburos………………...
53
23. Ajuste de presiones, yacimiento Cretácico Sur………………………..
59
24. Ajuste de ecuación, de balance de materia, yacimiento Cretácico Sur…………………………………………………………………………..
60
25. Ajuste de presiones, yacimiento Cretácico Norte……………………...
61
26. Ajuste de ecuación de balance de materia, Yacimiento Cretácico Norte………………………………………………………………………..
62
12
27. Corte Conceptual, Yacimientos Cretácicos (Grupo Cogollo)…………
63
28. Registro de Producción pozo C-152…………………………………….
65
29. Clasificación de los mecanismos de recuperación primaria………….
72
30. Ejemplo de un gráfico Swa vs Swr………………………………………
76
31. Ejemplo de un de φs versus φt…………………………………………..
77
32. Ejemplo de un gráfico de φr versus φt. Se utilizo la resistividad corta para el cálculo de φr………………………………………………………
78
33. Ejemplo de un gráfico M-N……………………………………………….
80
34. Ejemplo de un gráfico de Dew…………………………………………...
81
35. Resumen de los tipos de poros obtenidos del análisis de los gráficos. Para el ejemplo el tipo de poro predominante es Intergranular……………………………………………………………….
82
36. Volumetría del Modelo Petrofísico de Lutita Seca…………………….
87
37. Relación entre los registros de resistividad corta y profunda para identificar intervalos fracturados…………………………………………
89
38. Representación teórica de la porosidad de la fractura. Los puntos D y E corresponde a intervalos fracturados………………………………
90
39. Mapa estructural en tiempo al tope del Basamento Prospecto Basamento Norte………………………………………………………….
100
40. Mapa estructural en tiempo al tope del Basamento Prospecto Basamento Norte con Líneas Sísmicas Aleatorias……………………
101
41. Líneas Sísmicas 1_S-N, 2_S-N paralelas a la falla principal..............
102
42. Líneas Sísmicas 1_E-W, 2_E-W perpendiculares a la falla principal.
103
43. Líneas Sísmicas 3_E-W, 4_E-W perpendiculares a la falla principal.
104
44. Líneas Sísmicas 5_E-W, 6_E-W perpendiculares a la falla principal.
105
45. Líneas Sísmicas 7_E-W, 8_E-W perpendiculares a la falla principal.
106
46. Mapa de reservas basamento norte y mapa estructural reinterpretado para el yacimiento basamento norte…………………..
107
13
47. Mapa isopaco “aún no aprobado por el Ministerio” y mapa isopaco reinterpretado para el yacimiento basamento norte…………………..
108
48. Sección estratigráfica de los pozos del yacimiento norte que penetraron el basamento…………………………………………………
109
49. Límite de Yacimiento Basamento Norte, Campo la Concepción…….
110
50. Comportamiento de producción de los pozos C-310, C-313, C-314..
114
51. Sección estratigráfica con interpretaciones obtenidas con los registros de producción PLT. Pozos C-302, C-310, C-303, C-309, C-305……………………………………………………………………….
115
52. Sección estratigráfica (al tope de basamento) con interpretaciones obtenidas con los registros de producción PLT………………………..
116
53. UBD del pozo C-302………………………………………………………
117
54. Grafico UBD del pozo C-310…………………………………………….
118
55. Registro de UBD, RPM/PSM y Unidades de gas, pozo C-313………
119
56. Registro de parámetros de producción bajo balance…………………
121
57. Curva de producción de los pozos C-302, C-310, C-313 y C-314…..
122
58. Análisis PVT del prospecto probable basamento norte……………….
130
59. Análisis de declinación en el basamento norte………………………...
135
14
INDICE DE TABLAS Tabla Páginas
1. Datos y resultados, Balance de Materia, Yac. Cretácico Sur………...
58
2. Datos y resultados, Balance de Materia, Yac. Cretácico Norte……...
60
3. Resumen de cálculos de POES por balance de materiales…………. 62
4. Profundidades máximas del Grupo Cogollo utilizadas para la asunción del LKO…………………………………………………………. 63
5. Resumen de POES volumétrico calculado…………………………….. 66
6. Espesor total y espesor útil de pozos productores del basamento…. 68
7. Valores para estimar porosidad equivalente y resultados…………… 69
8. Clasificación de los mecanismos de producción en YNF……………. 72
9. Clasificación de los mecanismos de producción en YNF……………. 73
10. Tipo de poro. Gráfico de Archie (Swa) versus relación de saturación de agua (Swr)……………………………………………………………... 76
11. Tipo de poro. Gráfico de la porosidad calculada del registro sónico (φs) versus la porosidad total(φt)………………………………………... 77
12. Tipo de poro. Gráfico de la porosidad del registro de resistividad (φr) versus porosidad total(φt)…………………………………………… 78
13. Tipo de poro. Gráfico M-N……………………………………………….. 79
14. Tipo de poro. Gráfico de Dew…………………………………………… 80
15. Tipo de poro. Tabla resumen en función de los gráficos analizados.. 81
16. Tipo de poro. Tabla resumen cálculo del exponente de cementación………………………………………………………………. 82
17. Presiones registradas en los pozos C-310 y C-313…………………... 122
18. Registros de pozos disponibles del campo la Concepción que penetraron el basamento………………………………………………… 123
19. Topes formacionales y espesor total penetrado de pozos que penetraron el Basamento………………………………………………... 124
15
20. Topes formacionales y espesor fracturado total de pozos que penetraron el Basamento……………………………………………….. 125
21. Valores de porosidad de los pozos que penetraron el Basamento….
126
22. (EGT) y (ENP) de los pozos que penetraron el Basamento…………. 127
23. Sumario petrofísico para el cálculo del POES volumétrico………….. 128
24. Datos básicos propiedades del yacimiento. Fuente: Reservas, estudio del basamento ígneo metamórfico……………………………..
129
25. Resultados correlaciones PVT. Fuente: Reservas, estudio del basamento ígneo metamórfico…………………………………………..
125
26. Datos básicos y reservas probables de petróleo (miles de barriles)... 132
27. Datos básicos y reservas probables de gas natural asociado con el petróleo (millones de pies cúbicos)…………………………………….. 132
28. Cálculo del POES y GOES para el prospecto probable Basamento norte del campo la Concepción…………………………………………. 133
29. Factores de recobro calculados por correlación vs estadístico y oficial del prospecto probable Basamento Norte del Campo la Concepción………………………………………………………………... 134
30. Reservas recuperables de gas y petróleo del Basamento Norte Campo la Concepción……………………………………………………. 136
31. Comparación entre los datos oficiales con respecto a los calculados en el estudio………………………………………………………………. 136
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INTRODUCCIÓN El basamento es una roca ígneo-metamórfica de muy escasa porosidad primaria que
viene dada por las fracturas. Actualmente no existe ante el Ministerio del Poder Popular
de Petróleo y Minería (MPPPYM) un procedimiento para estimar el volumen de
reservas, que permita planificar el plan de desarrollo del mencionado yacimiento
presente en el Campo La Concepción.
Dicho esto, esta investigación se fundamenta en proponer un procedimiento
determinístico que permita calcular las reservas en el prospecto probable basamento
norte del campo la Concepción, cuya área se localiza aproximadamente a 20 Km al
oeste de la ciudad de Maracaibo en el Estado Zulia y produce principalmente de
yacimientos siliciclásticos de la Formación Misoa (Eoceno) y de yacimientos
carbonáticos naturalmente fracturados del Grupo Cogollo (Cretácico). Aunque
actualmente casi la totalidad de la producción del campo proviene de los yacimientos
mencionados, se ha comprobado la existencia de hidrocarburos en el basamento del
Campo La Concepción. En trabajos previos realizados en el campo se revisaron todos
los pozos completados en el cretácico que penetraron el basamento, durante la
perforación. Identificándose que, de los cincuenta (50) pozos profundos perforados con
objetivo cretácico veintinueve (29) alcanzaron basamento y de estos cinco (5) pozos
tienen evidencias de que parte de la producción proviene del basamento.
Las estructuras de los yacimientos cretácicos han sido delineadas con sísmica 3D y el
fallamiento juega un papel primordial en la acumulación y producción de hidrocarburos.
La sección del Basamento se encuentra afectada por el mismo régimen de esfuerzos
del Grupo Cogollo (Cretáceo), por lo que la acumulación de hidrocarburos se encuentra
asociada al sistema de fracturas, tal como se ha registrado en los campos Mara-La Paz,
productores del basamento por más de 50 años.
En este informe se presenta toda la documentación geológica y de yacimientos, para la
elaboración de un informe técnico que justifique la reclasificación de las Reservas
Probables a Probadas, así como se plantea la revisión y cálculo de parámetros que
permitirán estimar una nueva volumetría para el referido yacimiento.
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El cálculo de reservas en el mencionado yacimiento permitirá visualizar su
prospectividad, y dependiendo de esta, la definición de nuevos puntos de drenaje a
futuro, que intercepten sistemas de fracturas en la masa granítica asociadas a las fallas
principales ya identificadas en la estructura.
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CAPITULO I PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1. Planteamiento y formulación del problema La estimación de reservas de hidrocarburos a nivel mundial representa un desafío para
las industrias petroleras, motivado a muchos factores tangibles e intangibles que entran
dentro del proceso de análisis. Igualmente la incertidumbre y la confiabilidad de la data
tomada juega un papel importante para los cálculos a considerar, información como
registros de pozos, pruebas, núcleos, entre otros proveen la información necesaria
referida a propiedades del yacimiento como porosidad, saturación de hidrocarburo,
viscosidad. Adicionalmente estas propiedades deben ser extrapoladas a dos (2) o tres
(3) dimensiones con la ayuda de la geología (sísmica) agregando así mayor
incertidumbre a los modelos, motivado a las diferentes suposiciones que deben
realizarse.
La cuantificación y clasificación de las reservas se realiza bajo un ambiente de
incertidumbre y su clasificación depende de la calidad de la información. Dentro de los
cuales tenemos, los determinísticos, probabilísticos, volumétrico, balance de materiales,
declinación, simulación numérica, entre otros.
El basamento, yacimiento a someterse a este estudio, está formado por rocas (ígneo
metamórficas). La perforación de este tipo de pozos no había sido considerada hasta
hace algunos años, motivado al grado de complejidad tanto por el área de yacimientos
como por el de perforación. Una de las características principales en este tipo de
yacimientos es que se encuentra muy fracturado, esta condición permite la acumulación
de hidrocarburos.
Con respecto al basamento del campo la Concepción, los resultados preliminares de la
integración de todos los datos obtenidos hasta la fecha (sísmica 3D, registros,
sedimentología basada en ripios de perforación, antecedentes en pozos vecinos, etc.)
sugieren que este yacimiento produce fundamentalmente por fracturas, y es un
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comportamiento análogo al que ha sido exitosamente probado en las estructuras de los
yacimientos cretácico.
Los yacimientos fracturados del campo la Concepción, se caracterizan por que
presentan inicialmente alta tasa producción y declinación por un período corto de
tiempo hasta estabilizarse en valores que en algunos de los casos se encuentran por
debajo de los límites económicos. Los pozos completados donde se supone que existe
un aporte significativo del basamento, presentan mejor índice de productividad (IP), el
cual está relacionado directamente con el nivel de presión del yacimiento y la existencia
e intensidad de redes de fracturas interceptadas
La perforación de próximas localizaciones en el campo la Concepción con objetivo
principal basamento dependerá de la presentación de un informe detallado que
justifique la presencia de reservas en el mencionado yacimiento de lo contrario no se
otorgarán los permisos necesarios para su perforación. Esta condición afecta el plan de
explotación del campo y además el tiempo de vida del mencionado yacimiento se
acortaría en vista de que las reservas estimadas no podrían incluirse en los planes de
negocios futuros que pueda tener la empresa.
Basado en lo anteriormente expuesto se plantea lo siguiente:
¿Podría proponerse un procedimiento determinístico para el cálculo de reservas en el
prospecto probable basamento norte del campo la Concepción que permita incluir las
reservas en el plan de explotación del activo y disminuir así el grado de incertidumbre
que implica su formulación sin mencionar que incrementaría el tiempo de producción del
mencionado campo?
1.2. Justificación de la investigación Los planes de crecimiento de producción de crudo en el país, como por ejemplo el plan
siembra petrolera y los cada vez más exigentes planes de producción conllevan al
desarrollo de proyectos basados en la perforación de nuevas localizaciones que
contribuyan a la aceleración del desarrollo de reservas en los yacimientos que las
posean. El aprovechamiento y explotación de los reservorios aplicando las mejores
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técnicas disponibles, nos obliga a la búsqueda constante de nuevas y mejores
tecnologías que nos permitan reducir el riesgo de las inversiones realizadas.
Proponer un procedimiento determinístico para el cálculo de reservas en el prospecto
probable basamento norte del campo la Concepción permitirá la consideración de
próximas locaciones para su perforación, además la inclusión de reservas para el plan
de explotación que contribuyan a la aceleración del desarrollo de las mismas,
adicionalmente incrementará el tiempo de producción del mencionado campo que
asegure el cumplimiento de las cuotas de producción y además su aprovechamiento
generará recursos adicionales a la nación para el impulso de proyectos sociales cuyo
objetivo sea el de beneficiar a las comunidades. Estos son los principales objetivos de
esta investigación.
1.3. Objetivos de la investigación
1.3.1 Objetivo general Proponer un procedimiento determinístico para el cálculo de reservas en el prospecto
probable basamento norte del campo la Concepción.
1.3.2 Objetivos específicos • Describir los métodos utilizados para el cálculo de reservas en yacimientos
naturalmente fracturados (YNF) y en rocas ígneos-metamórficas (basamento) del
Campo la Concepción.
• Analizar los modelos geológicos, de yacimientos e información de interés
disponible, para minimizar el grado de incertidumbre en la determinación de
propiedades petrofísicas que permitan la estimación de reservas en el prospecto
probable basamento norte del Campo la Concepción.
• Desarrollar un procedimiento determinístico para el cálculo de reservas en el
prospecto probable basamento norte del campo la Concepción.
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• Comparar las reservas en el prospecto probable calculadas a partir del
procedimiento propuesto con las actualmente disponibles para el basamento
norte del campo la Concepción.
1.4. Delimitación Espacial: La investigación se llevará a cabo en la Universidad del Zulia. Con ayuda de
las herramientas o aplicativos de la Empresa Mixta Petrowayuu, (PDVSA).
Temporal: La investigación se desarrollará durante un lapso de tiempo de 9 meses
desde Agosto del 2012 hasta Mayo del 2013.
Científica: El área de investigación para este estudio esta enmarcado en la materia de
Yacimientos y su línea de investigación comprende la caracterización de yacimientos y
estará enfocado en elaborar una propuesta de un procedimiento determinístico para el
cálculo de reservas en el prospecto probable basamento norte del campo la Concepción
esto permitirá la aceleración en la inclusión y desarrollo de reservas en el mencionado
Yacimiento.
1.5. Antecedentes de la investigación • Guzmán Dayana y Prieto Daniel. Julio 2011 “Definición de áreas prospectivas
mediante algoritmos estadísticos en yacimientos cretácicos fracturados - Campo La
Concepción”. Trabajo Especial de Grado para optar al título de Ingeniería de Petróleo.
La Universidad del Zulia, Maracaibo – Venezuela. El presente proyecto de investigación
tuvo como objetivo definir áreas prospectivas para la perforación y/o rehabilitación de
pozos, mediante algoritmos estadísticos basados en parámetros petrofísicos de los
intervalos fracturados y sus relaciones con medidas de producción en los yacimientos
cretácicos naturalmente fracturados del Campo La Concepción.
• Sánchez Raúl, Castillo José y Colaboradores. Julio 2009 “Informe final modelo
estático proyecto caracterización y desarrollo del basamento, Campo La Concepción”.
El presente estudio denominado “Caracterización y Desarrollo del Basamento, Campo
La Concepción” se enmarcó en mejorar la calidad de la interpretación del modelo
22
estático mediante un análisis detallado estructural 3D y la generación de la
correspondiente red discreta de fracturas (D.F.N.).
• Demirmen Ferruh. 103434-MS Mayo 2007 “Estimación de reservas: El reto para
la industria”. El objetivo de este estudio fue el de discutir varias variables relacionadas
con reservas, realizando una revisión a los procedimientos para el cálculo de las
mismas y haciendo algunas sugerencias para su mejora. El énfasis de este paper está
en la evaluación de reservas, específicamente en las etapas iniciales donde se cometen
la mayor cantidad de errores que impactan específicamente a la parte económica de
cada uno de los proyectos.
• R, T Kelly y Colaboradores. SPE-49033 Septiembre 1998 “Campo E-M, costa
afuera de Sudáfrica: repaso de los cálculos probabilísticos y determinísticos para el
cálculo del petróleo original en sitio y reservas”. Esta investigación abarcó aspectos
técnicos para el cálculo de reservas y el petróleo original en sitio. Este fue un caso
estudio desarrollado específicamente para un campo costa afuera de la región de
Sudáfrica, se aplicó tanto el método determinístico como el probabilístico.
• Hefner J,M y Thompson R,S. SPE-26388 Febrero 1996 “Una comparación entre
el estimado de reservas tanto por el método determinístico como el probabilístico, caso
estudio”. El estudio se basó en comparar los resultados relacionados al cálculo de
reservas tanto por el método determinístico como el probabilístico para cinco (5) pozos
en cuatro fases donde se cubrieron los primeros 5 años de producción de los mismos.
• P’An Chung-Hsiang. Boletín N°66 Octubre 1982 “Petróleo en rocas del
basamento”. Este estudio resume la importancia del basamento como un yacimiento de
relevancia para la acumulación de hidrocarburos, la cual no era tomada en cuenta,
hasta en años recientes.
23
CAPITULO II MARCO REFERENCIAL
2.1 Descripción del área de estudio El campo la Concepción se encuentra ubicado a 20 km al oeste de la ciudad de
Maracaibo en el estado Zulia, comprende un área de 214 km2 y limita al norte con el
campo Mara, al oeste con el campo la Paz y al suroeste con el campo Boscán. Su
producción proviene de dos (2) yacimientos principales una secuencia silicaclástica de
la Fm. Misoa (Eoceno) y de otra secuencia carbonática naturalmente fracturada del
Grupo Cogollo (Cretáceo), sin embargo, en trabajos realizados en el campo se
observaron que algunos pozos completados en el Grupo Cogollo penetraron el
basamento (rocas ígneos – metamórficas) durante la etapa de perforación y que alguno
de estos mostraron evidencias de producción del ya mencionado yacimiento.
Adicionalmente el reservorio Eoceno produce además de petróleo liviano (alrededor de
36°API), gas libre, específicamente del área norte del campo, llamado Los Lanudos.
Figura 1 Ubicación geográfica del campo la Concepción. Fuente: Reservas estudio del basamento ígneo
metamórfico del campo la Concepción, 2008
24
2.2 Basamento en la cuenca del Lago de Maracaibo La naturaleza y distribución de las rocas asociadas a este yacimiento es muy limitada
debido a la poca información disponible de los pozos. El campo el Totumo fue
descubierto entre los años 1914 y 1915, esta ubicado al suroeste del campo la
Concepción, basándose en estudios de exploración que mostraban extensas
emanaciones de crudo y gas observadas en superficie. (Smitn, 1956; Guariguata, 1957;
Guariguata y Richardson, 1959). Sin embargo los resultados con respecto a la
producción no generaron interés para intensificar la búsqueda de hidrocarburos en otras
áreas del Occidente de Venezuela. Luego se realizaron otras investigaciones en los
campos el Limón, Mara y la Paz ubicados al oeste y al norte del campo la Concepción
sin obtener resultados satisfactorios. Treinta y ocho (38) años después del hallazgo
realizado en el campo el Totumo específicamente en el año 1953 en el campo La Paz
se encontraron acumulaciones de hidrocarburos comercial, luego se evaluaron las
reservas en el intervalo calcáreo (Cretáceo), por medio de balance de materiales. Con
este estudio se concluyó que el petróleo original en sitio era superior al volumen de la
roca lo cual motivo la profundización de los pozos dentro del Basamento.
Los resultados obtenidos en el campo la Paz motivaron a la evaluación del intervalo
basamento en el campo Mara siendo estos satisfactorios. Sin embargo la perforación de
este yacimiento en otros campos como la Concepción, los Lanudos y Sibucara fueron
negativos. A continuación se presenta un resumen de los campos que presentaron
evidencias de producción del intervalo basamento dentro de la Cuenca de Maracaibo.
2.2.1 Campo el Totumo Ubicado al Suroeste del campo la Concepción, el Totumo, representa uno de los
campos con los cuales se descubrió el potencial de la Cuenca de Maracaibo y
adicionalmente la producción de hidrocarburos asociados a rocas ígneo – metamórfica.
El primer pozo perforado fue el Zambapalo – 1 (Totumo 1) en el año 1914, debido a la
frecuente emanación de hidrocarburos y gas proveniente del subsuelo. Antes de
suspenderse la actividad en el campo se perforaron tres pozos más, incluyendo el
Totumo 2 completado en el intervalo fracturado dentro del basamento, siendo el pozo
25
descubridor de este yacimiento. Este pozo productor fluyó con 400 BBPD.
El campo fue reactivado en 1928, durante los dos (2) años siguientes se perforaron diez
(10) pozos adicionales de bajo caudal. Estos resultados restaron interés al campo, el
cual fue abandonado definitivamente en 1947 alcanzando una producción acumulada
de 150.000 Bls de petróleo de 22 grados API. En total se perforaron catorce (14) pozos
que alcanzaron el intervalo basamento, todos mostraron presencia de hidrocarburos a
excepción del Totumo 1 que resulto seco. En resumen de los catorce (14) pozos
perforados, dos (2) pozos fueron buenos productores, seis (6) pozos con baja
productividad, cinco (5) pozos no económicos.
2.2.2 Campo el Limón Ubicado al oeste del campo la Paz – Mara, específicamente al este del río Cachirí.
Entre los años 1917 y 1918 se perforaron ocho (8) pozos que penetraron las rocas del
intervalo basamento (Fm la Quinta de edad Jurásica). Sin embargo las evidencias de
hidrocarburos fueron pobres.
El único pozo que presentó evidencias de presencia de hidrocarburo, pero sin
producción asociada, en basamento fue el Zabalorio 1, que alcanzó una profundidad de
1950 pies y penetro 1680 pies de basalto dentro del intervalo basamento. El resto de los
pozos penetró unos pocos pies dentro del mencionado intervalo y no mostraron indicios
de presencia de hidrocarburos lo cual conllevo al abandono del campo.
Entre 1928 y 1930, se realizaron exploraciones adicionales en el campo Limón y se
perforaron cuatro (4) pozos al noroeste de dicho campo al este del río Cachirí y Socuy,
los cuales penetraron el intervalo basamento pero no se evidencio presencia de
hidrocarburos económicamente explotable, en el caso especifico del pozo Yocil 1
durante las pruebas de producción solo produjo 2,5 BPD.
2.2.3 Campos la Paz y Mara El campo la Paz se encuentra a 45 km al oeste de la ciudad de Maracaibo y 20 km
ligeramente al noroeste del campo la Concepción. Fue descubierto en 1922 con el
objetivo de evaluar los intervalos someros, atendiendo a la presencia de hidrocarburos
26
en la superficie. Los pozos de edad Eoceno promediaron 500 BPD.
Dicho esto y ante los buenos resultados obtenidos en el área se decidió en 1944
profundizar los pozos con el objetivo de incrementar la producción esto dio origen al
descubrimiento de los yacimientos dentro de los intervalos calcáreos de baja porosidad
primaria y naturalmente fracturados, la producción inicial de este yacimiento fue de
5000 BPD. Es importante señalar que los pozos con objetivo cretácico penetraron 50
pies dentro del basamento.
En 1950 se realizaron los estudios de balance de materiales en el yacimiento Cretácico
y se llegó a la conclusión que el petróleo original en sitio presente en el intervalo
asociado al Grupo Cogollo era mayor que la capacidad de almacenamiento de la roca
de este intervalo (porosidad efectiva). Por tanto esto llevó a la interpretación de que el
basamento podría estar aportando producción. Adicionalmente la configuración
estructural y el fallamiento se interpretaron semejantes al intervalo Cretácico.
Luego en el pozo P86-Z se decidió profundizar al intervalo basamento después de
nueve (9) años de estar produciendo en el intervalo Cretácico. El mismo penetró 1089
pies dentro del intervalo basamento y alcanzó una profundidad de 8889 pies. Para
completar el pozo se revistió el intervalo Cretácico como medida para asegurar que
toda la producción viniese solo del basamento. La prueba inicial de producción fue de
3900 BPD con una gravedad API de 33°.
Entre los años 1953 y 1956 se perforaron doce (12) pozos que penetraron en promedio
1650 pies dentro del intervalo basamento, siendo la máxima penetración de 3087 pies.
La producción inicial máxima fue de 11500 BPD con un promedio de 3600 BPD. Para el
año 2000 el acumulado del campo era de 263 MMBP y 348 BPCG para el mismo año
unos cincuenta (50) pozos habían penetrado basamento donde diez (10) de estos
alcanzaron espesores importantes dentro de la unidad.
El campo Mara se encuentra ubicado al noreste del campo la Paz y representa
geológicamente la extensión al norte de la estructura de la Paz. El primer pozo
exploratorio fue perforado en 1953 y penetró 1089 pies dentro del intervalo basamento
27
atravesando rocas graníticas y granodiorítica. La producción inicial fue de 1200 BPD
con una gravedad API de 28° la cual aumento considerablemente, a 6500 BPD, luego
de una estimulación ácida.
Hasta la fecha, solo los campos Mara y La Paz han producido de manera importante del
intervalo basamento y estos llegaron a ser los yacimientos más productores a nivel
mundial.
2.2.4 Campo la Concepción Con respecto a los pozos completados en el yacimiento Cretácico que penetraron
basamento se identificaron un total de 29 pozos, de los cuales en 5 pozos se tienen
evidencia de presencia de hidrocarburos. A continuación se enumeran las evidencias de
hidrocarburos en el intervalo basamento para los siguientes pozos,
Pozo C-310: Completado en febrero de 2004 con una producción inicial por flujo natural
de 4600 BNPD y 2%AyS. Para octubre de 2008 acumuló 2,9 MMBls de petróleo, 2010
MMPCND de gas y 462 MBls de agua.
A 11777’ MD (basamento) se realizó un registro PLT. Durante esta prueba la
producción fue de 250 Bls/hr de petróleo con 2900 psia a 10000 pies MD y
adicionalmente se evidenció que el 80% de la producción proviene del intervalo
basamento.
Pozo C-313: Completado en julio de 2004 con una producción inicial por flujo natural de
3915 BNPD con 2,5 %AyS. Solo produjo hasta el mes de septiembre del año 2006 por
presentar problemas mecánicos quedando con una producción de 240 BPD y acumuló
761 MBls de petróleo, 810 MMPCND de gas y 373 MBls de agua.
Durante la perforación se observaron incrementos en las unidades de gas dentro del
intervalo basamento a partir de 11572 pies (tope de basamento 11399 pies MD).
Pozo C-314: Fue completado en noviembre del 2004 con una producción por flujo
28
natual de 3714 BNPD y 3%AyS. Para octubre de 2008 acumuló 2,3 MMBls de petróleo,
1800 MMPCN de gas y 530 MBls de agua.
El aporte proveniente del basamento se observó en los primeros pies perforados.
Durante las actividades de perforación se observaron incrementos en las unidades de
gas a partir de 11555 pies (tope de basamento) y estas se mantuvieron altas hasta los
11986 pies aproximadamente.
Pozo C-325: Completado en diciembre de 2006 con una producción inicial por flujo
natural de 1300 BNPD. Para julio del 2006 el pozo acumuló 3037 Bbls de petróleo, 2.3
MMPCN de gas y 15 MBbls de agua.
Durante la etapa de perforación a 11889 pies (tope de basamento a 11703 pies en MD)
se observó un incremento en las unidades de gas y un aporte de hidrocarburos hasta
11900 pies, igualmente se identificó una contribución importante de agua, definiendo un
posible contacto agua petróleo (CAP) original, posteriormente se colocó un tapón de
cemento a 12004 pies.
Pozo C-302: Completado en Julio de 2001, luego de la etapa de perforación se decidió
correr un registró PLT donde se evidenció que el 33% de la producción provenía del
basamento, cuando se compara con el acumulado se deduce lo siguiente, hasta
Octubre de 2008 el acumulado de petróleo fue de 5,4 MMBbls, por tanto el del intervalo
basamento fue de 1,78 MMBbls.
Estadísticas de perforación muestran que el 75% de los pozos perforados han
penetrado más de 100 pies dentro del basamento y diez pozos penetraron entre 500 y
1000 pies dentro del mismo. El máximo espesor alcanzado por un pozo dentro del
Basamento en la estructura norte es de 1440 pies (pozo C-314).
La sección productiva del Basamento no ha sido bien determinada por la dificultad de
correr registros de imágenes o de producción. La base de esta sección lo pudiera
representar el nivel más profundo de ocurrencia de hidrocarburos, es decir cercano a -
12.000 pies.
29
El Basamento es perforado por pozos desviados de trayectorias perpendiculares al
rumbo de las fallas, de manera de interceptar la mayor cantidad de fracturas posible. La
inclinación promedio de los pozos es aproximadamente 22° y puede alcanzar más de
45° en algunos casos. Considerando que los pozos fueron perforados con objetivo
Cretácico, éstos son completados a hoyo abierto con “liner” (camisa) colgado. Esto
significa que puede existir producción tanto de Cretácico como del Basamento y la
única manera de discriminar tal producción es mediante el uso de registros de
producción tipo PLT.
La sección de Basamento ha sido perforada con lodos base aceite y en condiciones
cercanas al balance, facilitadas por la inyección de nitrógeno. Los problemas mas
frecuentes de la perforación del intervalo Basamento son pérdidas de circulación,
inestabilidad del hoyo y bajas tasas de penetración.
Tomando en consideración las evidencias existentes a nivel de basamento para el
campo la Concepción y adicionalmente las analogías geológicas regionales de los
campos circundantes, el panorama del basamento fracturado del campo la Concepción
resulta prometedor.
2.3 Geología regional y geología local 2.3.1 Geología regional de la cuenca del Lago de Maracaibo El origen de la Cuenca del Lago de Maracaibo esta asociado a múltiples eventos
tectónicos junto con fluctuaciones del nivel del mar, estos fenómenos originaron una
gruesa columna de sedimentos. La materia orgánica presente en estos sedimentos,
sufrió distintas etapas de maduración, migración y entrampamiento dando origen a los
yacimientos que conocemos hoy en día.
La historia geológica de la Cuenca del Lago de Maracaibo se relaciona con el
movimiento transcurrente de placa del Caribe contra la placa Sudamericana.
Adicionalmente existe un impacto importante debido a fenómenos como el tectonismo
andino, movimientos tectónicos en la Sierra de Périja y la tectónica relacionada con los
Andes de Mérida. Estos fenómenos ocurrieron durante el Paleoceno-Eoceno,
30
Oligoceno-Mioceno y Plioceno-Pleistoceno respectivamente.
Durante su historia geológica la Cuenca del Lago de Maracaibo ha sufrido varias etapas
de deformación. La primera ocurrida a finales de la edad Jurásica, esta fue de tipo
distensivo afectando principalmente al basamento granítico, esta generó una fase de
“rifting” inicial o apertura. Luego durante la edad Cretácica, la plataforma de Maracaibo
formó parte del margen pasivo en el norte del continente sudamericano y luego cambió
de manera abrupta en el Paleoceno pasando a una cuenda de tipo “foredeep”
(antepaís) la cual estaba rodeada por fajas plegadas y falladas que emergieron en
distintos momentos de la evolución de la cuenca. Durante el establecimiento de la
cuenca “foredeep” se registraron tres eventos principales de deformación,
Paleoceno-Eoceno: relacionado con el acercamiento de la Placa del Caribe desde el
Noroeste donde se generaron anticlinales, fallamiento inverso en general y tectonismo
andino. La aparente existencia de fallas normales en algunas áreas de la cuenca
sugiere la existencia de un “peripheral bulge”.
Oligoceno-Mioceno: Asociado al levantamiento ocurrido en la Serranía de Perijá
donde se generaron fallamientos paralelos a Perijá y plegamientos, las estructuras
resultantes de dicha deformación representadas por el campo la Concepción y las áreas
vecinas se orientan igualmente en dicha dirección preferencial.
Plioceno-Pleistoceno: El levantamiento de los Andes de Mérida generó un intenso
episodio compresional en las áreas cercanas a los Andes donde probablemente fueron
reactivadas estructuras más antiguas. En la figura 2 se observa la migración de la Placa
del Caribe la cual genera cuencas tipo antepaís (foredeep) desde el Cretáceo tardío (1)
hasta el Mioceno-Tardío Reciente (6) y las diferentes cuencas antepaís generadas
durante la migración.
31
Figura 2 Migración de la Placa del Caribe originando cuencas tipo antepaís (foredeep) a su paso.
Fuente: (Lugo & Mann, 1995) 2.3.2 Geología local del Campo la Concepción. El Campo la Concepción sigue tendencias regionales observadas en otros campos
existentes en la Cuenca de Maracaibo relacionadas a sus estructuras geológicas. Los
yacimientos de hidrocarburos existentes están limitados por trampas estructurales
dentro de una faja de deformación. La interpretación de la sísmica 3D revela la
presencia de bloques levantados (Pop-up) y de pliegues que están limitados por fallas
inversas de salto importante que involucran al Basamento.
El campo esta conformado por tres zonas de solapamiento transpesivo dispuestas en
echelon. Todas las estructuras están afectadas por fallas inversas de deslizamiento de
rumbo (strike-slip) y de extensión secundaria como resultado de la tectónica
transpesiva. En el área de la Concepción se define dos estructuras norte y sur donde se
observan bloques levantados limitados por fallas inversas de salto importante opuestas
entre sí (Pop-up). Existe otra estructura donde se han perforado pozos con objetivo
Cretáceo la misma se encuentra ubicada al noroeste del área y esta igualmente limitada
por una falla de rumbo y una de deslizamiento de rumbo al oeste y este
respectivamente. Se interpreta como un bloque contraccional. Existen otras estructuras
menores identificadas al oeste del área, representan cierres estructurales limitados al
sur por fallas inversas. Algunos representan la extensión de estructuras conocidas.
32
El estilo estructural de los yacimientos basamento y cretáceos, está enmarcado por
parejas de fallas inversas con orientación NE-SO de salto importante, evolucionando en
pliegues hacia arriba cuando la deformación se atenúa. Las estructuras están limitadas
por fallas inversas mayores y muestran signos de plegamiento asociados a las fallas.
En la figura 2.3 se observa un mapa estructural al tope de basamento dentro del Campo
la Concepción donde pueden observarse las direcciones preferenciales de las
estructuras antes mencionadas. Una de las características distintivas del ya
mencionado campo es el desarrollo de estructuras en flor positivas, altos estructurales
(pop-ups) y pronunciados buzamientos.
El estructuramiento es más pronunciado en los yacimientos más profundos, en otras
palabras, (basamento y cretáceo). En ambos yacimientos se logra identificar por
sísmica 3D el fallamiento masivo y la intensa deformación. Los yacimientos del eoceno-
paleoceno, menos deformados, pudieran representar la propagación de las estructuras
basales.
Figura 3 Mapa estructural al tope del Basamento. Fuente: Informe final modelo estático proyecto
caracterización y desarrollo del basamento, Campo La Concepción, 2009
El fracturamiento esta asociado a las fallas e incrementa en la cercanía a ellas. Son las
responsables de conducir el petróleo hacia el yacimiento. A continuación en la figura 4
33
se observa el modelo estructural del campo la Concepción.
Figura 4 Modelo Estructural del Campo La Concepción. En la línea sísmica se distinguen fuertes
reflectores en la sección cretácica. Fuente: Informe final modelo estático proyecto caracterización y desarrollo del basamento, Campo La Concepción, 2009
2.3.2.1 Estratigrafía del Campo la Concepción La estratigrafía del campo la Concepción esta relacionada con los procesos tectónicos
que afectaron a la cuenca. La columna estratigráfica contiene sedimentos de origen
carbonático (Cretácico) y una espesa secuencia sílico-carbonática de antepaís
(paleoceno-eoceno). La primera yace sobre el basamento ígneo-metamórfico,
yacimiento objetivo de este estudio.
Las rocas de origen Cretáceo pueden variar desde ambientes continentales clásticos
(Fm. Río Negro), a plataforma carbonática somera en el fondo (Grupo Cogollo) y a
marino profundo en el tope (Fm. La Luna / Fm. Colón). El paleoceno esta conformado
por ambientes marinos someros a próximos-costeros (Fm. Guasare). Los sedimentos
correspondientes a los paquetes de edad Eoceno varían de fluvial a plataformal de
mareas o deltaíca y esta representada por la Fm. Misoa. Por encima es posible
encontrar otra secuencia clástica principalmente lutítica de edad Mioceno, algunas
veces ausente.
La columna estratigráfica del campo comprende el basamento y el relleno sedimentario
originado desde el cretáceo hasta el mioceno en la figura 5 se observa la mencionada
34
columna.
A continuación se describe de base a tope los cuerpos que comprenden la columna
estratigráfica del campo la Concepción,
Basamento: El basamento esta conformado por rocas ígneas de composición
granodiorítica o granítica y por rocas metamórficas de edad Permo-Triásico. Actúa
como pre-relieve de los depósitos cretácicos iniciales. Presenta dos variedades de
roca: una rojiza a anaranjada de grano medio y otra gris claro a moteada, de textura
gruesa. Está conformado principalmente por cuarzo cristalino o lechoso, feldespato
rosado o anaranjado, biotita y minerales máficos secundarios.
Fm. Río Negro: La formación Río Negro tiene un espesor de 25-45 pies, la misma
corresponde a la sección basal del yacimiento cretácico, esta formación esta compuesta
por sedimentos gruesos cuarzo-feldespáticos depositados sobre la plataforma de la
cuenca. Algunos autores consideran que la formación Río Negro (la arenisca o
conglomerado basal del Cretáceo) como sello de las acumulaciones de hidrocarburo
presente en el basamento en los campos de Mara y la Paz (Smith 1956). A la fecha no
se han presentado manifestaciones de hidrocarburo en el Campo la Concepción de la
ya mencionada formación.
Grupo Cogollo: Esta conformado por la Formación Maraca, Lisure y Apón, esta última
esta en contacto basal concordante sobre la Fm. Río Negro. Litológicamente la
Formación Apón esta caracterizada por una secuencia de calizas macizas,
criptocristalinas, nodulares y margosas localmente dolomitizadas y mayormente lutítica
en la base. La Formación Lisure presenta una litología parecida a la Fm. Apón, excepto
que presenta menos dolomitización y se incrementa en algo las lutitas calcáreas
intercalas así como también el contenido de glauconita. La Fm. Maraca presenta niveles
masivos de calizas bioclásticas en forma tabular. El Grupo Cogollo representa el mayor
nivel de producción de hidrocarburos en el campo la Concepción.
Fm. La Luna: Es reconocida como la roca generadora de hidrocarburos de la cuenca.
35
Se caracteriza por el aumento importante de material arcilloso y alto contenido de
materia orgánica. Esta formación también es productora en algunos campos de la
Cuenca de Maracaibo.
Fm. Colón / Mito Juan: Por sobre la Formación La Luna y culminando la sección
Cretácica se desarrolla la Formación Colón. Esta unidad presenta en su base al
Miembro Socuy, constituido por una delgada sección de carbonatos marinos grises. El
resto de la formación está compuesto de lutita gris oscura masiva con capas finas
subordinadas de areniscas calcáreas. Estos sedimentos representan el llenado de la
cuenca y actúan como sello para las trampas estructurales cretácicas.
Fm. Guasare (Paleoceno): En forma discordante se inicia la deposición del Terciario,
que primero desarrolla cuerpos de calizas glauconíticas, areniscas calcáreas y arcilitas
calcáreas de la Formación Guasare. Hasta la fecha no han sido evaluadas con
hidrocarburo comercial en el caso del campo la Concepción, sin embargo, ha
demostrado ser una formación productora en el campo la Paz.
Fm. Misoa: Se le subdivide informalmente en cuatro miembros que de base a tope se
denominan Areniscas Inferiores, Punta Gorda, Ramillete y Areniscas Superiores. El
desarrollo sedimentario dentro de la cuenca es de 6900 pies aproximadamente.
Litológicamente se componen de arenas finas a gruesas, moderadamente a bien
seleccionadas y poco consolidadas en el tope, a bien consolidadas en la base, con
intercalaciones de limolitas - arcillitas, originadas en un ambiente fluvio deltáico con
influencia de mareas.
Los aportes de sedimentos para el desarrollo de la Formación Misoa se obtuvieron
principalmente de las áreas emergidas ubicadas en el oeste y en el norte de la cuenca.
El predominio de las facies arenosas está relacionado con canales principales,
afluentes, barras de boca de desembocadura y barras litorales, que migraron con las
fluctuaciones del nivel relativo del mar y que finalmente, constituyen los principales
yacimientos del Terciario.
36
Mioceno-Plioceno: Sobre la Formación Misoa, y en contacto discordante, se tienen los
depósitos clásticos del Mioceno/Plioceno, que en el área se presentan mayormente
erosionados.
Figura 5 Columna Estratigráfica del Campo La Concepción. Fuente: Reservas estudio del basamento
ígneo metamórfico del campo la Concepción, 2008
2.4 Origen del petróleo, migración y sello en el basamento del Campo la Concepcion
Según algunos autores los mecanismos de carga del basamento pueden variar desde
una migración vertical, debido a la dilatación de la roca, migración lateral, estructura
arriba, a través de las fisuras o fracturas. Con respecto al fenómeno de la dilatación de
rocas la misma puede explicarse cuando en distancias cortas el hidrocarburo migra
37
desde la roca generadora de la Cuenca, Fm. La Luna, pasando por las rocas calizas del
Grupo Cogollo hasta llegar al basamento. Esta hipótesis fue probada y documentada en
el campo Mara-La Paz a través de mediciones de presiones realizadas en ambos
reservorios (Guariguata, 1956; Smith, 1956, Guariguata y Richardson, 1959; Landes et
al., 1960). El fenómeno de migración por dilatación de las rocas, supone que al
momento del fracturamiento de una roca, una zona de dilatación y un vacío son creados
trayendo como consecuencia que los fluidos se movilicen a la zona dilatada por el vacío
producido por las fracturas (MacNaughton, 1953; Aguilera, 1996). Ver Figura 6.
CONTACTO DE FALLA
BASAMENTO IGNEO-METAMORFICO
GRUPO COGOLLO
Fm. LA LUNA
2
FRACTURAS RELLENAS CON
CALCITA (SELLO)
ZONA FRACTURADA, FISURADA & BRECHADA
(SIN ESCALA)
ROCA GENERADORA
DILATACION
1
CARBONATOS FRACTURADOS
CONTACTO DE FALLA
BASAMENTO IGNEO-METAMORFICO
GRUPO COGOLLO
Fm. LA LUNA
2
FRACTURAS RELLENAS CON
CALCITA (SELLO)
ZONA FRACTURADA, FISURADA & BRECHADA
(SIN ESCALA)
ROCA GENERADORA
DILATACION
1
CARBONATOS FRACTURADOS
Figura 6. Hipótesis propuestas para explicar la migración secundaria de crudo hacia el basamento: 1)
Migración vertical (buzamiento abajo) debido al fenómeno de dilatación 2) Migración lateral (buzamiento arriba) a través de planos de fallas y fracturas. Fuente: Porras et al, 2007
En el campo la Concepción la presión del basamento con respecto a la del yacimiento
Cretáceo (Grupo Cogollo) es 250 psi menor que la presión original de esta última, lo
cual sugiere algún tipo e comunicación suprayacente del Grupo Cogollo o drenaje del
basamento a través del Grupo Cogollo en pozos completados como Cretácico. Una
observación similar fue realizada en el Campo La Paz (Nelson, 2001) donde se
confirmó la comunicación entre el Grupo Cogollo y el Basamento, basado en una caída
de 900 Lpc en los primeros pozos perforados en el basamento, cuando fueron
38
comparados con la presión inicial 4400 Lpc de los pozos cretácicos.
La migración lateral para distancias más largas se atribuye a movimiento horizontal,
buzamiento arriba, del petróleo a través de fallas y conductos de fracturas. Esta se lleva
a cabo en zonas donde la roca generadora y las calizas fracturadas están en contacto
directo y de falla con el basamento. Una zona restringida con estas características ha
sido identificada en las estructuras Sur y Norte del campo, donde se han localizado
todos los pozos productores del basamento (Porras et al, 2007). Las fallas y fracturas
son las vías para la migración de hidrocarburos.
En el campo La Concepción, se han efectuado observaciones interesantes acerca del
sello del basamento. Todos los pozos productores presentan fracturas mineralizadas de
calcita sobre la sección superior productiva, lo cual pudiera sugerir que estas actúen
como sello (Porras et al, 2007). Esta observación es diferente a lo reportado en
campos vecinos donde el sello es atribuido tanto a la sección arenosa basal, bien
cementada, o a algún horizonte lutítico de las Formaciones Río Negro o Apón
(Guariguata, 1956; Smith, 1956, Guariguata y Richardson, 1959; Landes et al., 1960).
Aunque en el campo La Concepción, esta sección arenosa basal también está
presente, su función como sello no ha sido aún determinada. En los pozos productores,
las fracturas rellenas con calcita se identifican una vez alcanzado el tope del
basamento. El espesor del intervalo de fracturas mineralizadas con calcita puede variar
desde 50 a más de 200 pies. El origen de la calcita no ha sido determinado, aunque se
supone que provenga de la disolución y precipitación de las aguas -ricas en CaCO3- del
Grupo Cogollo.
Una discordancia separa los sedimentos cretácicos de rocas de aparente edad
Paleozoica, sin embargo, su rol como sello no ha sido claramente definido (algún
paleosuelo asociado a esta pudiera representarlo). El campo la Concepción no es una
excepción, tal como la mayoría de los yacimientos productores del basamento una
discordancia se identifica sobre el mismo.
El petróleo del basamento ha sido probado en las mismas áreas conocidas como
productoras del Yacimiento Cretácico suprayacente y tiene la misma composición físico-
39
química. Se asume que la Formación La Luna es la roca generadora para ambos
yacimientos. Ver Figura 7.
BASAMENTO IGNEO-METAMORFICO
Fenómenode
Dilatación
FenFenóómenomenode de
DilataciDilatacióónn
Sello (Cap rock)
Migración vertical de crudo
MigraciMigracióónn vertical vertical de de crudocrudo
Discordancia
• Paleosuelos• Fracturas mineralizadas• Niveles lutíticos
BASAMENTO IGNEO-METAMORFICO
Fenómenode
Dilatación
FenFenóómenomenode de
DilataciDilatacióónn
Sello (Cap rock)
Migración vertical de crudo
MigraciMigracióónn vertical vertical de de crudocrudo
Discordancia
• Paleosuelos• Fracturas mineralizadas• Niveles lutíticos
Figura 7 Migración vertical de crudo desde zonas productivas hacia el basamento. Aunque todos los
pozos penetraron basamento, y presentan un sello en su tope, la producción de petróleo solo es posible en aquellos pozos que poseen fracturas. Nótese que el basamento infrayace a un yacimiento de
producción conocida (Cretácico). Fuente: Porras et al, 2007
2.5 Propiedades de la roca yacimiento del basamento del Campo la Concepción 2.5.1 Litología 2.5.1.1 Muestras de canal Con respecto a los análisis de muestras de diferentes profundidades, referidos a cortes
de perforación, indican la presencia de granito con un moderado grado de
metamorfismo. Se han reconocido estructuras bandeadas gnéisicas similares a las
encontradas en los Campos de Mara-La Paz, reportadas por García et al. (2000)
quienes basados en registros de imágenes y análisis mineralógicos, identificaron dos
clases de rocas provenientes del basamento del vecino Campo La Paz granodioriticas y
40
gneises. Estos últimos mostraron planos de foliación y estructuras ocelares y se ubican
hacia el tope de la columna. Las rocas ígneas se localizan cercanas al fondo de los
pozos.
Petrográficamente, el basamento es una roca plutónica ígnea, holocristalina, con textura
hipidiomórfica granular. Está compuesto por cuarzo policristalino, en menor proporción
cuarzo monocristalino, con fuerte extinción ondulada, presenta cristales de plagioclasa
moderada a intensamente alterada y feldespato potásico moderadamente caolinitizado
con extinción ondulatoria, representado por ortosa y escaso microclino (LCV, 2000).
(Figura 8).
Estructuras mirmekíticas, cristales de biotita cloritizada, y calcita y clorita rellenando
algunas microfisuras de 0.06 mm de ancho, han sido observadas en muestras de
basamento de La Concepción.
Figura 8. Microfotografías de recortes de Basamento del pozo C-151Str @ 11800’. Fuente: Reservas
estudio del basamento ígneo metamórfico del campo la Concepción, 2008
2.5.1.2 Núcleos Se han tomado núcleos en tres pozos antiguos correspondientes al basamento del
campo la Concepción (C-154, C-155 y C-156), los mismos se encuentra localizados en
la estructura sur del yacimiento, Figura 9. El total cortado de 69 pies con solo 24% de
recuperación (16’8”), comprando así que el basamento presenta alto grado de
fracturamiento y fragilidad.
41
En los núcleos se observan fracturas verticales de alto buzamiento, en varias
direcciones, cercanas a grietas horizontales y parcialmente rellenas de calcitas. El
cerrado espaciamiento de las fracturas le otorga localmente cierta apariencia de
esquitosidad.
Figura 9. Mapa de ubicación de pozos con núcleos en el Basamento. Fuente: Reservas estudio del
basamento ígneo metamórfico del campo la Concepción, 2008
Se distinguen dos variedades una gris claro a moteada de textura gruesa y otra rojiza
anaranjada de grano medio, Figura 10.
42
Figura 10. Fotos de núcleos de los pozos C-154 y C-156, ambos pertenecientes al yacimiento Cret Sur
del Campo La Concepción. Se distinguen claramente dos variedades: una de color rojizo y otra grisácea. Fuente: Reservas estudio del basamento ígneo metamórfico del campo la Concepción, 2008
El basamento fue descrito inicialmente como de color moteado, blanco y negro, gris
claro y rosado, cristalino, de textura gruesa, con cuarzo cristalino y lechoso, feldespato
blanco y rosado o anaranjado, biotita y minerales oscuros.
Las caras de las fracturas, presentan en general impregnaciones de petróleo marrón o
material asfáltico.
Las semejanzas entre el basamento del campo la Concepción con respecto al campo
vecino Mara-La Paz es evidente, Figura 11.
43
Figura 11. Fotos de núcleos del Campo La Paz. Al igual que en el campo La Concepción, se aprecian
dos variedades: una de color anaranjado a rojiza y otra de color gris claro. Fuente: Reservas estudio del basamento ígneo metamórfico del campo la Concepción, 2008
2.5.1.3 Afloramientos El basamento aflora al norte de la Concepción, en Isla de Toas. La sección expuesta
puede utilizarse como ejemplo para realizar la descripción del yacimiento y el modelado
de fracturamiento, Figura 12.
En esta área, el basamento se encuentra muy cizallado y fracturado y es intruido por
diques y mantos de basalto y riolita, respectivamente. El fracturamiento es el resultado
de intensas fuerzas de deformación debidas al movimiento dextral de la Falla de Oca
y/o por transpresión.
El granito de Isla de Toas es cronológicamente y estratigráficamente correlacionable
con afloramientos de la Sierra de Perijá y muestra del subsuelo de pozos de la cuenca,
incluyendo pozos del campo la Concepción.
El granito muy meteorizado en ciertas áreas, presenta dos variaciones, una de color gris
de textura porfirítica, pegmatítica en ciertas zonas. Cuando está meteorizado, el granito
44
cambia de color rosado a gris y la biotita adquiere un color ocre. La roca se torna suave
y frágil y es fácilmente erosionada. El otro tipo es de color rosado de grano muy fino con
feldespato ortoclasa, pertita, cuarzo y fenocristales de hematita y magnetita. En
ocasiones el feldespato potásico se encuentra sericitizado. Ambos granitos han sido
identificados en el subsuelo del campo la Concepción.
La naturaleza frágil del granito de Isla de Toas, lo muestra intensamente fisurado y
fracturado. Esta fragilidad ejerce un gran control sobre la morfología, densidad y
extensión de las fracturas. Se observan fracturas de diferentes órdenes, formando una
densa red de fracturas sub-ortogonales. Se aprecian aglomerados (clusters) de
fracturas -o zonas más brechadas- formando visibles, y más amplios, canales de
conducción de fluidos. No se han observado impregnaciones de petróleo dentro de las
fracturas.
Figura 12. Foto compuesta del afloramiento de Isla de Toas: a) Ubicación b) Granito intruido por riolita y
basalto b) Detalle de fracturamiento del Basamento. Fuente: Reservas estudio del basamento ígneo metamórfico del campo la Concepción, 2008
45
2.5.2 Correlaciones de pozos El basamento ha sido alcanzado por unos 29 pozos de un total de 50 pozos perforados
en el campo la Concepción. La penetración dentro del basamento es variable desde
unos pocos pies hasta 14440 pies (MD), pozo C-162. La profundidad del yacimiento se
encuentra dentro de un rango entre 11000’ y 13250’ (Figura 13). La sección productiva
puede alcanzar más de 1000 pies y es limitada por un aparente contacto de agua,
estimado a 12000 pies bnm.
BASAMENTOIGNEO-METAMORFICO
300 p ies
C304 C230A C230B C302 C314 C310 C303 C313 C309 C305
GRUPO COGOLLO
Datum-10000 pies
Fracturas rellenas con
calcita
ND
PLT´s: procedencia de crudo de un lugar indeterminado del fondo del pozo
Productor PLT Productor Agua PLT Productor Petróleo
C304
C230AC230B
C302 C314C310
C303 C313
C309
C305
BASAMENTOIGNEO-METAMORFICO
300 p ies300 p ies
C304 C230A C230B C302 C314 C310 C303 C313 C309 C305
GRUPO COGOLLO
Datum-10000 pies
Fracturas rellenas con
calcita
ND
PLT´s: procedencia de crudo de un lugar indeterminado del fondo del pozo
Productor PLT Productor Agua PLT Productor Petróleo
C304
C230AC230B
C302 C314C310
C303 C313
C309
C305
C304
C230AC230B
C302 C314C310
C303 C313
C309
C305
Figura 13. Sección estructural esquemática donde se muestra la ubicación estructural y la penetración
variable de pozos dentro de basamento. Se observa que todos los productores presentan en su tope fracturas mineralizadas con calcita. Fuente: Porras et al., 2007
Todos los pozos productores presentan fracturas mineralizadas de calcita sobre la
sección superior productiva, lo cual pudiera sugerir que estas actúen como sello. Ver
Figura 14. En los pozos productores, las fracturas rellenas con calcita se identifican una vez
alcanzado el tope del basamento. El espesor del intervalo de fracturas mineralizadas
con calcita puede variar desde 50 a más de 200 pies. El origen de la calcita no ha sido
46
determinado, aunque se supone que provenga de la disolución y precipitación de las
aguas -ricas en CaCO3- del Grupo Cogollo.
GRUPO COGOLLO
Fm. Rio Negro
Fracturasrellenas con
calcita
BASAMENTO IGNEO-METAMORFICO
(SIN ESCALA)
Bloques de calizas??
1
2
GRUPO COGOLLO
Fm. Rio Negro
Fracturasrellenas con
calcita
BASAMENTO IGNEO-METAMORFICO
(SIN ESCALA)
Bloques de calizas??
1
2
Figura 14. 1) El espesor de las zonas con fracturas rellenas con calcita es variable en el campo 2)
Calizas masivas han sido detectadas en varios pozos. Se interpretan como parte de bloques fallados. Fuente: Porras et al, 2007.
2.6 Interpretación y edición de marcadores sísmicos del basamento del Campo la Concepcion
En el informe correspondiente al modelo estático del basamento para el campo la
Concepción se realizó la interpretación de los marcadores sísmicos a los topes del
basamento, Fm Maraca y del Miembro Socuy. En este se evidenció la presencia de dos
estructuras levantadas (Pop-Ups), con eje de orientación preferencial noreste-suroeste
producto de una tectónica transpresiva y dentro de las cuales se encuentra la mayor
parte del entrampamiento de hidrocarburos en el campo. Dichas estructuras fueron
diferenciadas dentro del modelo estático como estructura Sur y Norte respectivamente.
47
Figura 15. Sección sísmica cross line (E-W) donde se observa el estilo estructural producto de la interpretación sísmica en el bloque Norte del Campo La Concepción. Fuente: Informe final modelo
estático proyecto caracterización y desarrollo del basamento, Campo La Concepción, 2009
Figura 16. Sección sísmica cross line (E-W) donde se observa el estilo estructural producto de la
interpretación sísmica en el bloque Sur del campo La Concepción. Fuente: Informe final modelo estático proyecto caracterización y desarrollo del basamento, Campo La Concepción, 2009
2.6.1 Tope Miembro Socuy Se definió un marcador sísmico positivo a lo largo del tope del miembro Socuy, debido
al cambio litológico que se observó durante todo el volumen 3D entre lutitas
suprayacentes de la formación Mito Juan-Colón y el intervalo basal de la formación
Colón representado por una caliza masiva y dura denominada Miembro Socuy. El
evento sísmico se interpretó en toda el área y tiene un rango de 1686 ms. a 2518 ms.
en secciones sísmicas.
48
2.6.2 Tope de Formación Maraca Se encuentra definida por un máximo de amplitud positiva interpretada en toda el área,
se presenta discontinuo en ciertas áreas debido a la baja relación señal-ruido, presente
en términos generales a través de todo el cubo sísmico y debido a la naturaleza
calcárea de la Fm. Maraca que envuelto en un medio igualmente calcáreo, no genera
un contraste de impedancia tan representativo como el observado entre la formaciones
Mito Juan-Colón y el Mb. Socuy. El evento sísmico que corresponde al tope de la Fm.
Maraca se interpretó en toda el área en un rango de 1714 ms. a 2649,5 ms.
Figura 17. Mapa Estructural en tiempo correspondiente al tope del Mb. Socuy (izq.) y la Fm. Maraca
(der.). Fuente: Informe final modelo estático proyecto caracterización y desarrollo del basamento, Campo La Concepción, 2009
2.6.3 Tope basamento El Basamento de origen ígneo-metamórfico se presenta discontinuo y con bajo
contrataste de impedancia en ciertas áreas del cubo sísmico debido a un máximo de
amplitud positiva suprayacente, que representa el basamento acústico y que disminuye
la respuesta en amplitud del basamento ígneo. Se determinó a través de la correcta
calibración de la sísmica con los pozos que han perforado basamento, que ésta
respuesta acústica no corresponde al basamento ígneo, sino que puede estar asociado
a un contraste de impedancias producido entre las formaciones calcáreas de edad
Cretácico y la Fm. Río Negro de origen siliciclástico. Se realizó la interpretación del
evento inferior correspondiente al Basamento ígneo-metamórfico en toda el área en un
rango de 1928 ms. a 2753 ms.
49
Figura 18. Mapa Estructural en tiempo correspondiente al tope del Basamento Ígneo-metamórfico.
Fuente: Informe final modelo estático proyecto caracterización y desarrollo del basamento, Campo La Concepción, 2009
2.7 Interpretación y edición de fallas del basamento del Campo la Concepcion. En el informe del modelo estático del basamento, ya realizado. Las fallas que forman
parte del cubo sísmico, corresponden a estudios previos disponibles en el área.
Cuarenta (40) son las fallas que definen los rasgos estructurales principales del campo
la Concepción para ambas estructuras (cretáceo, basamento). Las mismas fueron
reinterpretadas en este informe para definir las ya mencionadas secciones (basamento,
cretáceo) aproximadamente entre 1400 m y 2400 m. Ambas estructuras están definidas
por fallas inversas de alto ángulo que se interceptan en los flancos Norte y Sur
delimitando los bloques, además existen fallas normales de acomodo a nivel del
Cretácico y fallas inversas de menor magnitud que no afectan toda la sección pero que
representan vías de migración importantes de hidrocarburos. El rumbo preferencial es
Noreste-Suroeste y el fracturamiento asociado es principalmente perpendicular a estas
fallas pudiendo variar en ángulo dependiendo de cada nivel
50
2.8 Mapas estructurales del Campo la Concepcion A continuación se muestran los mapas o superficies estructurales derivados de la
conversión tiempo a profundidad realizados en el informe final del modelo estático del
basamento del campo la Concepción e ellos se observan algunas correcciones
realizadas ajustando los topes geológicos y los polígonos de fallas correspondientes a
cada nivel.
Figura 19. Vista 3D del Mapa Estructural en Profundidad al tope del Miembro Socuy (der.) y Fm. Maraca (izq.). Fuente: Informe final modelo estático proyecto caracterización y desarrollo del basamento, Campo
La Concepción, 2009
51
Figura 20.: Mapa Estructural en Profundidad correspondiente al tope del Basamento ígneo-metamórfico. Fuente: Informe final modelo estático proyecto caracterización y desarrollo del basamento, Campo La
Concepción, 2009
2.9 Atributos sísmicos del Campo la Concepcion 2.9.1 Atributo de amplitud de pico máximo Este es un buen indicador litológico, debido a que resalta los mayores contrastes de
impedancia y se expresan en amplitudes sísmicas, por tanto, los topes de una caliza se
relaciona como un pico de amplitud, adicionalmente existen relaciones entre la zona
arcillosa y calcárea debido al cambio de amplitud del pico, sin embargo en este tipo de
ambiente de plataforma carbonática la respuesta de estos atributos no permite dar una
buena aproximación de las facies litológicas debido a la ausencia de cuerpos
sedimentarios que generen contrastes laterales que permitan su caracterización
2.9.2 Atributo de varianza Este atributo permite descifrar una red de fallas y discontinuidades a través del cubo
sísmico permitiendo definir la discontinuidad del basamento, fallas principales y posibles
redes de fracturas en el campo La Concepción (Figura 21). Se puede elegir un
muestreo de 3 o 9 trazas en una ventana de tiempo definida y el algoritmo del atributo
se basa en marcar las diferencia entre las muestras en una ventana de tiempo
especifica, por lo que en presencia de fallas la diferencia lateral entre las trazas en
ambos lados del bloque genera una discontinuidad que representa la salida del atributo.
Cabe destacar que una zona de baja relación señal-ruido o de no estratificación (Ej.
Basamento) genera discontinuidades, pero estas zonas están claramente definidas en
la sísmica y dentro del modelo.
52
Figura 21. Atributo de Varianza sobre el tope del Mb. Socuy (Izq.) y Tope del Basamento (Der.). Se observa como las discontinuidades definen las fallas principales que limitan ambas estructuras. En la
parte Este del Basamento se observan discontinuidades producto de la baja relación señal-ruido. Fuente: Informe final modelo estático proyecto caracterización y desarrollo del basamento, Campo La
Concepción, 2009
2.10 Bases teoricas utilizadas para el cálculo de reservas. La reserva son los volúmenes de hidrocarburos que pueden ser recuperados
comercialmente de acumulaciones conocidas, de acuerdo a la información geológica y
de ingeniería disponible. Su cálculo resulta de vital importancia para la cuantificación del
volumen de los fluidos presentes, bien sea recursos por descubrir o recursos ya
identificados o descubiertos. A continuación se presenta la clasificación oficial según
(MPPPYM) de los recursos de hidrocarburos.
53
Figura 22. Clasificación oficial de los recursos de hidrocarburos Fuente: Perozo et al, 2012.
Con respecto a los recursos por descubrir tenemos los hipotéticos y los especulativos,
Hipotéticos: son los volúmenes de hidrocarburo por descubrir, asociados a unidades
litoestratigráficas no exploradas, en niveles por debajo de las acumulaciones conocidas
en trampas no perforadas.
Especulativos: volúmenes de hidrocarburos que pudieran estar presentes en una
cuenca o en un conjunto tectónico – estratigráfico y se encuentra en una etapa inicial de
su explotación.
Referido a los recursos existentes o ya descubiertos tenemos reservas probadas,
probables y posibles,
Reservas probadas: volúmenes estimados de hidrocarburos, recuperables con
razonable certeza de yacimientos conocidos, desde una fecha determinada en
adelante, de acuerdo con la información geológica y de ingeniería disponibles, y bajo
condiciones operacionales, económicas y regulaciones gubernamentales existentes.
54
Reservas probables: volúmenes estimados de hidrocarburos, asociados a
acumulaciones conocidas, las cuales la información geológica, de ingeniería,
contractual y económica, bajo condiciones operacionales prevalecientes, indican, con
un grado menor de certeza que para las reservas probadas, que se podrán recuperar.
Reservas posibles: volúmenes estimados de hidrocarburos, asociados a
acumulaciones conocidas, en los cuales la información geológica y de ingeniería indica,
con un grado menor de certeza al de las reservas probables, que podrían ser
recuperados bajo condiciones económicas, contractuales y/u operacionales
prevalecientes.
2.10.1 Métodos utilizados para el cálculo de reservas Existen diferentes métodos disponibles para estimar las reservas presentes en un
yacimiento, la cuantificación y clasificación de las mismas se realiza bajo un ambiente
de incertidumbre y su clasificación depende de la calidad de la información. Existen
varios métodos los determinísticos, los probabilísticos entre otros. El primero es el más
usado, usa el mejor valor, parámetros, método utilizado para reservas, recursos
identificados (probado, probable, posible), el segundo es menos común, se usa cuando
la incertidumbre es alta, sobre todo en la primera etapa de evaluación de un yacimiento,
usa análisis estadístico y curvas de frecuencia. Seguidamente se enumeran los
siguientes métodos utilizados para el cálculo de reservas, volumétrico, curvas de
declinación, balance de materiales, probabilísticos, empíricos, analógicos, simulación de
yacimientos.
Método volumétrico: es uno de los métodos más utilizados para calcular reservas y se
basa en el cálculo del petróleo original en sitio (POES), por tanto es primordial disponer
de la información referente a los pozos del yacimiento (evaluaciones petrofísicas). El
resultado reflejará la certidumbre de los datos. Puede ser calculado mediante la
siguiente ecuación
BoiSwihAPOES )1(7758 −××××
=φ Ec: 1
55
A= Área en acres
Volumen= A*h en acres pie
h= Espesor promedio en pies
Ø= Porosidad (%)
Swi= Saturación de agua
Boi= Factor volumétrico inicial del petróleo
Curvas de declinación: representan un método dinámico para la estimación de
reservas recuperables en un yacimiento.
Su característica dinámica proviene de qué utiliza la historia de producción de los pozos
para la estimación de las reservas recuperables.
La aplicación parte del hecho de que existe suficiente historia de producción como para
establecer una tendencia del comportamiento del yacimiento y la predicción del mismo
se obtiene de la extrapolación de dicha tendencia.
Este procedimiento lleva implícito una suposición básica, los factores que han afectado
al yacimiento estudio en el pasado, lo seguirán afectando en el comportamiento futuro.
Las dos curvas principales y de uso común para el mencionado método son las
siguientes, tiempo vs tasa de producción, tasa de producción vs producción acumulada.
Estas curvas suelen presentarse en escala semilog o log-log.
Existen tres métodos de declinación, exponencial, hiperbólica y armónica.
Balance de materiales: El balance de materiales esta basado en la ley de
conservación de la masa, es decir, que el volumen producido es igual al volumen
original en sitio menos volumen en sitio. Este método no se recomienda en yacimientos
de crudo volátil y/o yacimientos de gas condensado.
56
El balance de materiales puede dividirse en dos fases,
- Determinación del hidrocarburo original en sitio.
- Predicción del comportamiento futuro.
Este método considera al yacimiento como un tanque. Las propiedades como
porosidad, saturación inicial, espesor, son consideradas uniformes a lo largo de toda el
área de drenaje y adicionalmente los datos de producción y presión del yacimiento son
confiables.
Métodos probabilísticos: Se utilizan técnicas como la de Montecarlo, donde se
pueden obtener estimados de reservas expresados en términos de una distribución
probable, capaz de representarse en forma gráfica utilizando datos petrofísicos medidos
en cada pozo, esta simulación genera para cada propiedad (Phi, Swi, Boi, etc) una
curva de distribución de densidad de probabilidades con la cual construimos una curva
de densidad cumulativa (cdf).
En el próximo paso, se utiliza un generador de números al azar para generar un numero
determinado de muestra probabilísticas y luego calcula en reversa el valor de la
propiedad. A los valores resultantes se les crea una curva de densidad y se estiman los
valores de la propiedad en las probabilidades deseadas; sus resultados son expresados
en rangos estimados y sus correspondientes probabilidades de la existencia de los
hidrocarburos.
Métodos empíricos: Se utilizan ecuaciones empíricas asociadas a las características
de los yacimientos de una determinada área, es por esto que se requiere data histórica
para su aplicación. Existen distintas ecuaciones, por ejemplo, la de Guthrie &
Greenberger (empuje con agua).
POES = 0,271*Log K + 0,25569*Sw + 0,1355*Log Mo – 15.380*Ø - 0,00035*h - 0,11403
(7.758*A*h*Ø*(1-Sw)*1/Boi). (2)
K en milidarcys
57
Mo en centipoises
h en pies
Método analógico: Este método es utilizado para determinar el factor de recobro
(definido posteriormente) cuando el yacimiento esta recientemente descubierto y no
existen suficiente información para aplicar una metodología más precisa.
Se basa en experiencias ya adquiridas en yacimientos maduros con características
geológicas y petrofísicas similares y cercanas.
Como última opción, puede utilizarse junto con las propiedades petrofísicas
correlaciones definidas en la literatura que pueden ser utilizadas para la determinación
del factor de recobro.
Simulación de yacimientos: Representa al yacimiento como múltiples celdas
interconectadas. Estas celdas pueden ser arregladas en distintos tamaños y varias
dimensiones. Requiere de muchos datos para cada celda del modelo, tales como:
permeabilidad, porosidad, espesor, elevación, saturación, entre otros. Cabe destacar
que la razón por la cual se realiza la simulación no es por el cálculo de reservas, es un
subproducto.
2.10.2 Factor de recobro y reservas recuperables Representa la máxima recuperación de crudo que puede obtenerse de un yacimiento,
al menor costo posible. Para esto y dependiendo del esquema de recobro presente, es
decir, recuperación primaria, secundaria o terciaria pueden aplicarse técnicas como
inyección de agua, gas, CO2, vapor, de químicos especiales, entre otros.
El factor de recobro viene dado por la siguiente ecuación,
100'''
'(%) ×=sitioenoriginalvolumen
producidovolumenFr Ec: 3
58
Con respecto a las reservas recuperables, la misma viene dada por el producto entre en
petróleo original en sitio y el factor de recobro.
FrPOESpetróleodeservas ×=''Re Ec: 4
2.10.3 Métodos utilizados en el campo la Concepción para el cálculo de reservas en yacimientos naturalmente fracturados (YNF)
En diciembre del 2001, se presentó ante el Ministerio un informe técnico cuyo objetivo
fue el de revisar las reservas del yacimiento Cretáceo (Grupo Cogollo) del campo la
Concepción. Con respecto a la metodología, para el cálculo del POES se utilizaron el
método volumétrico y el balance de materiales.
Con respecto al balance de materiales, se calculó el POES para los Yacimientos
Cretácico Sur y Norte. En el caso del Cretácico Sur el ajuste se consideró muy
satisfactorio, por esta razón se extrapolaron los parámetros generales de cotejo al
yacimiento Cretácico Norte. En el caso del Cretácico Norte el ajuste fue dificultoso ya
que el campo estuvo parcialmente desarrollado en su extremo sur en esa época, por lo
que las presiones medidas no fueron “medias volumétricas” de todo el campo.
Yacimiento Cretácico Sur
Tabla 1. Datos y resultados, Balance de Materia, Yac. Cretácico Sur. Fuente: Reservas Yacimiento Cretácicos, 2001
Balance de materia Ec. de Havlena y Odeh Datos V (rb) 7.26E+10 Volumen de roca. Phi () 0.04 Porosidad útil, promedio. Swc () 0.2 Saturación de agua connata,
promedio. Sw neta
() 0.762 Agua neta que da energía al reservorio
Cw (1/psi) 2.87E-06 Compresibilidad del agua . Cf (1/psi) 6.89E-06 Compresibilidad de la formaciòn Bw (rb/stb) 1.0483 Factor de volumen del agua de
formación N (stb) 4.600E+0
8Petròleo original en sitio
59
Pi (psi) 4800 Presión media volumétrica original Boi (rb/stb) 1.50228 Factor Volumétrico del petróleo
inicial Rsi (scf/stb) 834.3 Gas disuelto en petróleo inicial Bgi (rb/scf) 0.00E+00 Factor Volumétrico del gas (inicial) M (rb gas/rb pet) 0.000 Relación de HC en sitio, inicial G (rb agua conectada/rb
pet) 3.000 Relación de Agua/HC en sitio, inicial
Balance de Materiales
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
5,000
5,500
Ene-
52
Ene-
56
Ene-
60
Ene-
64
Ene-
68
Ene-
72
Ene-
76
Ene-
80
Ene-
84
Ene-
88
Ene-
92
Ene-
96
Ene-
00
Pres
ión
Prom
edio
(psi
)
Calculado C - 151 C - 156 C - 159 C - 162C - 269 C - 270 C - 276 C - 285 C - 291
Figura 23. Ajuste de presiones, yacimiento Cretácico Sur. Fuente: Reservas Yacimiento Cretácicos, 2001
Presiones estáticas de pozos
perforados año 2000/01
60
0.E+00
1.E+07
2.E+07
3.E+07
4.E+07
5.E+07
6.E+07
7.E+07
0.E+
00
5.E+
06
1.E+
07
2.E+
07
2.E+
07
3.E+
07
3.E+
07
4.E+
07
4.E+
07
5.E+
07
Depleción
Apor
te
ObjetivoAgua ingresada al reservorioCambio en el Volumen Poral de HC debido a la expansión del agua y reducción del vol. PoralExpansión del gascapExpansión de petróleo y gas disuelto original
Figura 24. Ajuste de ecuación, de balance de materia, yacimiento Cretácico Sur. Fuente: Reservas
Yacimiento Cretácicos, 2001
Yacimiento Cretácico Norte
Tabla 2. Datos y resultados, Balance de Materia, Yac. Cretácico Norte. Fuente: Reservas Yacimiento Cretácicos, 2001
Balance de materia Ec. de Havlena y Odeh Datos V (rb) 7.26E+10 Volumen de roca. Phi () 0.04 Porosidad útil, promedio. Swc () 0.2 Saturación de agua connata,
promedio. Sw neta
() 0.762 Agua neta que da energía al reservorio
Cw (1/psi) 2.87E-06 Compresibilidad del agua . Cf (1/psi) 6.89E-06 Compresibilidad de la formaciòn Bw (rb/stb) 1.0483 Factor de volumen del agua de
formación N (stb) 7.900E+0
8Petròleo original en sitio
Pi (psi) 4800 Presión media volumétrica original Boi (rb/stb) 1.50228 Factor Volumétrico del petróleo
inicial Rsi (scf/stb) 834.3 Gas disuelto en petróleo inicial
61
Bgi (rb/scf) 0.00E+00 Factor Volumétrico del gas (inicial) m (rb gas/rb pet) 0.000 Relación de HC en sitio, inicial G (rb agua conectada/rb
pet) 3.000 Relación de Agua/HC en sitio, inicial
Balance de Materiales
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
5,000
5,500
Ene-
48
Ene-
52
Ene-
56
Ene-
60
Ene-
64
Ene-
68
Ene-
72
Ene-
76
Ene-
80
Ene-
84
Ene-
88
Ene-
92
Ene-
96
Ene-
00
Pres
ión
Prom
edio
(psi
)
Calculado C - 148 C - 149 C - 153 C - 157C - 167 C - 227 C - 302
Figura 25. Ajuste de presiones, yacimiento Cretácico Norte. Fuente: Reservas Yacimiento Cretácicos,
2001
Presión estática pozo C-302 (pozo de
avanzada)
62
0.E+00
2.E+07
4.E+07
6.E+07
8.E+07
1.E+08
1.E+08
1.E+08
0.E+00 2.E+07 4.E+07 6.E+07 8.E+07 1.E+08 1.E+08
Depleción
Apor
te
ObjetivoAgua ingresada al reservorioCambio en el Volumen Poral de HC debido a la expansión del agua y reducción del vol. PoralExpansión del gascapExpansión de petróleo y gas disuelto original
Figura 26. Ajuste de ecuación de balance de materia, Yacimiento Cretácico Norte. Fuente: Reservas
Yacimiento Cretácicos, 2001
Las tablas siguientes muestran un resumen de los valores de POES obtenidos del
balance de materiales:
Tabla 3. Resumen de cálculos de POES por balance de materiales. Fuente: Reservas Yacimiento
Cretácicos, 2001 YACIMIENTO POES GOES CRETÁCICO MMBbls MMMScf
NORTE 790 658.8
SUR 460 383.6
Cretácico Sur+Norte
1250 1042.4
Referido a los cálculos volumétricos, Se realizaron mapas al tope de Socuy a partir de
la interpretación estructural de la sísmica 3D ajustados a los pozos existentes para toda
el Área La Concepción.
63
Figura 27. Corte Conceptual, Yacimientos Cretácicos (Grupo Cogollo). Fuente: Reservas Yacimiento Cretácicos, 2001
El yacimiento Cretácico se enmarca en la columna estratigráfica entre los topes de las
Formaciones Maraca y Río Negro, por lo que se efectuó el cálculo volumétrico entre los
topes de dichas formaciones y un nivel inferior de hidrocarburo conocido (LKO) a –
12.100’ TVDSS para el Cretácico Sur y Norte, y –11.570´TVDSS para el Cretácico Los
Lanudos.
La porosidad usada para el cálculo de reservas, 4%, es el valor oficial que además es
concordante con las porosidades encontradas en los pozos perforados.
En el caso del Cretácico Sur y Norte, las pruebas de producción iniciales, refiriendo
profundidad (TVDSS) de la base del Grupo Cogollo y % de agua son:
Tabla 4. Profundidades máximas del Grupo Cogollo utilizadas para la asunción del LKO. Fuente:
Reservas Yacimiento Cretácicos, 2001 Yacimientos Cretácicos
Pozo Profundidad Base Cogollo
TVDSS agua inicial
% Profundidad
LKO TVDSS
Año Nota
Sur C-151 x No alcanza Jun-52
Tope Grupo Cogollo(Tope Fm. Maraca)
Base Grupo Cogollo(Tope Fm. Río Negro)
4 % porosidad
L K O ( - 1 2 1 00‘ TVDSS)
CORTEC O N CEPTUAL
64
C-154 12,827 No productivo C-156 12,429 1.7% Abr-54 C-159 12,218 0.9% 12,100 Sep-54 C-162 11,001 0.3% Feb-55
C-162 sdtr 10,990 0.1% Feb-99 C-249 12,091 No productivo C-269 10,992 0.2% Abr-00 C-270 11,214 0.5% Jul-00 C-271 11,121 70.0% Ago-00 C-276 11,179 0.5% Dic-00 C-285 11,076 0.2% Feb-01 C-291 11,646 50.0% May-01 C-293 x No alcanza
C-293 sdtr x No alcanza Norte C-148 11,697 0.1% Ago-48 C-149 12,892 1.0% Abr-52 C-153 12,459 4.0% Jun-53 C-157 12,164 3.0% 12,100 Sep-54
C-167 x 100.0% Ene-56Prueba agua desde el tope del grupo Cogollo: 12419
TVDSS C-227 10,879 0.2% Ene-59 C-230 11,692 No productivo Dic-98 C-302 10,535 1.0% Ago-01 C-303 10,732 Ago-01
C-304 sdtr 13,181 C-305 12,384 Oct-01 C-306 12,640 Dic-01
Respecto al Cretácico Los Lanudos, el valor de LKO (-11.570’ TVDSS) se derivó de la
interpretación de registros de producción del pozo C-152.
Este cálculo conservador se muestra a continuación:
65
GR (API) CCL Flujo Grad (100*°F/ft) Temperatura (F) Grad (psi/ft) Presión (psia) CapacitanciaPozo c 152
10,800
10,850
10,900
10,950
11,000
11,050
11,100
11,150
11,200
11,250
11,300
11,350
11,400
11,450
11,500
11,550
11,600
11,650
11,700
11,750
11,800
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
0.4
0.45
10,800
10,850
10,900
10,950
11,000
11,050
11,100
11,150
11,200
11,250
11,300
11,350
11,400
11,450
11,500
11,550
11,600
11,650
11,700
11,750
11,800
3500
3700
3900
4100
4300
4500
4700
presión estático
presión dinámico
10,800
10,850
10,900
10,950
11,000
11,050
11,100
11,150
11,200
11,250
11,300
11,350
11,400
11,450
11,500
11,550
11,600
11,650
11,700
11,750
11,800
0 150 30010,800
10,850
10,900
10,950
11,000
11,050
11,100
11,150
11,200
11,250
11,300
11,350
11,400
11,450
11,500
11,550
11,600
11,650
11,700
11,750
11,800
-50 0 50
flowmeterestáticoflowmeterdinámico
10,800
10,850
10,900
10,950
11,000
11,050
11,100
11,150
11,200
11,250
11,300
11,350
11,400
11,450
11,500
11,550
11,600
11,650
11,700
11,750
11,800
245 255 265
temperaturaestático
temperaturadinámico
10,800
10,850
10,900
10,950
11,000
11,050
11,100
11,150
11,200
11,250
11,300
11,350
11,400
11,450
11,500
11,550
11,600
11,650
11,700
11,750
11,800
80 100
Capacitancidinámica
Capacitanci
Ingresa fluido con Agua
Zapata de Casing
10,800
10,850
10,900
10,950
11,000
11,050
11,100
11,150
11,200
11,250
11,300
11,350
11,400
11,450
11,500
11,550
11,600
11,650
11,700
11,750
11,800
-2 -1 0 1 2 3 4
Punto con ingreso de hidrocarburo
Figura 28. Registro de Producción pozo C-152. Fuente: Reservas Yacimiento Cretácicos, 2001
Dado que el agua en el fondo del pozo es solo decantada, es posible que el verdadero
contacto sea aun más bajo.
Para el cálculo se construyeron polígonos en el mapa del tope de la Formación Maraca
sobre la cual se calculó la volumetría. Estos polígonos siguen la curva de LKO en cada
yacimiento y están limitados al área inicial de la concesión. Con base a las
correlaciones estratigráficas de los pozos perforados e interpretación de los topes
formacionales en la sísmica 3D se elaboraron mapas estructurales en profundidad de
los topes de las Formaciones Maraca y Río Negro para toda el área. En las áreas
donde no hay información de pozos se utilizó los mapas en tiempo del tope del Miembro
Socuy y del Basamento que luego fueron convertidos a profundidad con un modelo de
66
velocidad construido con los datos de checkshot disponibles. Luego, los topes
formacionales de Maraca y Río Negro fueron calculados extrapolando los espesores
que separan los topes de estas formaciones con los del Miembro Socuy y del
Basamento.
Se adjuntan:
Los valores de los parámetros generales que intervinieron para el cálculo de POES son
los oficiales para el Cretácico Sur:
• Porosidad 4 %
• Swi 20 %
• Bo 1.5263 RBbls/SBbls
A continuación se presentan los resultados de los cálculos volumétricos por zonas:
Tabla 5.Resumen de POES volumétrico calculado. Fuente: Reservas Yacimiento Cretácicos, 2001
Área (acres
)
Volumen de roca (A-pie)
Phi ()
So ()
Bo (sb/rb)
Pet por U. De volumen (bbl/Ac-pie)
POES (Mbbls)
Contribuciónal POES del Yacimiento
PV Sur AI 3,149 2,820,792 0.04 0.80 1.5263 163 459,789 100%
PV Norte 3,280 2,627,755 0.04 0.80 1.5263 163 428,324 54%PV#1 Norte
1,455 1,786,390 0.04 0.80 1.5263 163 291,182 37%
PV#2 Norte
76 51,209 0.04 0.80 1.5263 163 8,347 1%
Norte AI 4,811 4,465,354 0.04 0.80 1.5263 163 727,853 93%Norte FCI 495 356,800 0.04 0.8 1.5263 163 58,158 7%Norte Total
5,306 4,822,153 0.04 0.8 1.5263 163 786,011 100%
LL PB 3,401 1,115,442 0.040 0.80 1.5263 163 181,817 57%LL FCI A 368 173,764 0.040 0.80 1.5263 163 28,324 9%LL FCI B 1,278 676,950 0.040 0.80 1.5263 163 110,343 34%
LL AI 3,401 1,115,442 0.04 0.80 1.5263 163 181,817 57%LL FCI 1,646 850,714 0.04 0.80 1.5263 163 138,666 43%
67
LL Total 5,047 1,966,156 0.04 0.80 1.5263 163 320,483 100%NOTA
PV: PROBADO AI: ÁREA INICIAL
PB: PROBABLE FCI: FUERA DEL CAMPO INICIA
En el año 2008, se presentó ante el Ministerio un informe técnico con el objetivo de
reclasificar las reservas probables del basamento norte a probadas, el método utilizado
para el cálculo fue de tipo volumétrico, sin embargo, la mayoría de los valores fueron
obtenidos de forma probabilística, dicho esto la distribución de reservas estuvo definida
por los valores arrojados de los percentiles P90, P50 y P10. Este método fue utilizado
debido a que la data presentaba un alto grado de incertidumbre propia de los YNF.
Los resultados que se consideraron fueron los correspondientes al percentil P50,
utilizando la metodología de Ed Capen.
A continuación se resumen cada una de las variables involucradas en el cálculo
Área: esta fue estimada del mapa estructural realizado a partir de información sísmica y
de registros de pozos, sin embargo no fue medida directamente, sino que es
equivalente y fue obtenida del volumen rocoso a partir del área entre los contornos (200
pies en este caso). El valor obtenido es 712,8 acres (2,88 Km2) y fue variado desde un
percentil P10 de 2,2 Km2 hasta un percentil P90 de 3,8 Km2 con un valor medio de 2,9
Km2.
Espesor útil o petrolífero: Este es el valor que presenta mayor incertidumbre ó
criticidad a la hora de estimar, dado que por pozos no es posible determinar la base del
basamento. Por ello se decidió tomar como valor límite inferior el contacto agua –
petróleo estimado @ -12000 pies con la información de perforación del pozo C-325. La
data utilizada fue la curva de cuentas de gas del registro “mudlogging” para todos
aquellos pozos en donde se tiene certidumbre de producción del basamento. Se
distinguen dos zonas, una de bajo aporte de gas o de baja permeabilidad y otra de
notable aporte de gas o permeable, la cual se extiende hasta el contacto de agua. Este
último espesor es el considerado como el espesor útil ó petrolífero. El espesor de la
zona impermeable no se toma en cuenta para los cálculos de arena neta petrolífera. La
68
siguiente tabla muestra los espesores totales (E-total) y útiles (E-útil) en pies (TVDss)
para los pozos con producción:
Tabla 6. Espesor total y espesor útil de pozos productores del basamento. Fuente: Reservas estudio del
basamento ígneo metamórfico del campo la Concepción, 2008
Pozo Tope Espesor Total
Espesor Baja K
Espesor Útil
C-302 10958 1042 75 967 C-310 10672 1328 450 878 C-313 10918 1082 207 875 C-314 11113 887 48 839 C-325 11471 529 172 357 Prom. 11026 974 190 783
Porosidad: Este parámetro fue estimado usando registros de imágenes de pozos del
cretáceo para determinar la densidad de fracturas y con ello un valor de porosidad
equivalente. La metodología consistió en contabilizar el número de fracturas en un
determinado intervalo de muestra, suponer una inclinación del plano de fractura y
estimar el eje mayor de una elipse, la cual se considera el plano de corte con el hoyo; y
aplicando la siguiente relación para obtener un valor de porosidad equivalente.
∑= ×
×=
Frac
i muestrah
ii
hDhfa#
1φ
Ec: 5
Donde: ai: Área de la elipse en pies2
hfi: Longitud del eje mayor de la elipse en pies
Dh: Diámetro del hoyo en pies
hmuestra: Intervalo ó espesor de muestreo en pies
#Frac: Numero de fracturas
Los valores usados para el cálculo de la porosidad equivalente en cada pozo, se
muestran en la siguiente Tabla 7
69
Tabla 7. Valores para estimar porosidad equivalente y resultados. Fuente: Reservas estudio del
basamento ígneo metamórfico del campo la Concepción, 2008
Pozo hmuestra,
pies #Frachfi, pies
ai, pies2 ø, %
C-320 789 33 1,0650 0,4182 3,97 C-326 1579 196 1,0650 0,4182 11,78 C-322 1535 53 1,0650 0,4182 3,28 Prom. 1301 94 1,0650 0,4182 6,34
A pesar de conseguir con esta metodología un valor de 6,34 %, se obtuvo un valor
medio en la distribución de probabilidad de 4,5 %, el cual se consideró adecuado
sabiendo que la naturaleza mecánica (más frágil) del basamento proporcionaría una
densidad mayor de fracturas. Esto último evita la sobreestimación de reservas de
petróleo.
Saturación de petróleo: Este valor fue variado desde el percentil P90 de 80% al
percentil P10 de 65%, lo cual resultó en un valor medio de 72,4%. Este parámetro
presentó incertidumbre, y en este caso no se tiene la forma de estimar la saturación
inicial de petróleo dentro del yacimiento.
Factor de recobro: Este valor, varía entre el percentil P90 de 28% y el percentil P10
de 17% para obtener una media de 22,3%. En el libro oficial de reservas ningún
yacimiento presenta un factor de recobro superior a 21%.
Finalmente, los cálculos volumétricos del POES fueron de 103.608 MBLS, se estimó
que las Reservas Probadas Totales de Petróleo del Yacimiento aumentarían de 1.176
MBls a 23.105 MBls. Las Reservas Remanentes de Petróleo considerando la
producción acumulada al 30 de Noviembre de 2007, fue de 16.387 MBls.
Con respecto a las Gas en Sitio correspondiente al Gas Asociado, ese aumentó de
2856 MMPCN a 87963 MMPCN, y manteniendo el mismo factor de recobro oficial del
80%, las Reservas Remanentes del Gas fueron de 63.591 MMPCN, considerando
igualmente la producción hasta el 30 de Noviembre de 2007.
70
2.10.4 Mecanismos de recuperación primaria para yacimientos de petróleo. Estos métodos utilizan correlaciones estadísticas que se obtuvieron a partir del
comportamiento de producción de los pozos. A continuación se mencionan los
mecanismos de producción según las correlaciones de API, expansión de los fluidos,
empuje por gas en solución, empuje por capa de gas, empuje hidráulico, segregación
gravitacional.
Expansión de los fluidos: Dadas las condiciones de presión y temperatura existentes
en los yacimientos, cualquier reducción de la presión causará una expansión de los
fluidos en el mismo y una reducción del volumen poroso. Este mecanismo se presenta
al inicio de la vida productiva del yacimiento y es más relevante cuando el yacimiento se
encuentra en estado subsaturado. La recuperación de petróleo es mayor a medida que
aumenta la compresibilidad de la formación (yacimientos someros y pobremente
consolidados). . La RGP de producción de los pozos es similar al Rsi. Aunque el empuje
por compactación incrementará la producción de petróleo, pero puede ocasionar
problemas como colapso del casing y reducción en la productividad de los pozos debido
a la reducción de la permeabilidad.
El factor de recobro estimado esta alrededor del 5% del POES.
Empuje por gas en solución: Debido a las condiciones de presión y temperatura
presente en los yacimientos, los componentes livianos de los hidrocarburos pasan a la
fase gaseosa y se mantienen en la zona de hidrocarburos líquidos lo cual produce el
empuje por gas en solución. Este mecanismo se encuentra presente cuando la presión
de yacimiento es menor a la presión de burbuja (yacimientos saturados). Este
mecanismo es muy ineficiente, por lo que debe ser reconocido temprano durante la vida
productiva del yacimiento, de tal manera de formular los planes necesarios para
mantener la presión del mismo.
El factor de recobro estimado esta el 5% y el 30% del POES.
71
Empuje por capa de gas: Los componentes livianos de los hidrocarburos que pasan a
la fase gaseosa se desplazan hacia la parte alta del yacimiento lo cual conforma o zona
de alta saturación de gas o capa de gas. Mecanismo presente en yacimientos que se
encuentran a P < Pb (yacimientos saturados). Según la geometría del yacimiento, la
capa de gas puede cubrir toda la zona de petróleo o solamente una parte de ella. La
vida productiva de los pozos de estos yacimientos depende del tamaño de la capa de
gas.
El factor de recobro estimado esta el 20% y el 40% del POES.
Empuje Hidráulico: La presencia de agua durante el proceso de formación de las
rocas que almacenan hidrocarburos, permite identificar la expansión del agua como un
mecanismo de empuje. Este mecanismo natural es el más eficiente. La principal fuente
de energía del yacimiento es por el influjo del acuífero bien sea un acuífero lateral o de
fondo. La Producción de agua se incrementa gradualmente, sobre todo en los pozos
más cercanos al CAP y los pozos buzamiento abajo. Relativamente poca declinación de
Presión, pudiendo ser nula en el caso de acuíferos de gran volumen.
El factor de recobro estimado esta el 35% y el 75% del POES
Segregación gravitacional: Ocurre cuando los yacimientos presentan alto grado de
inclinación, se genera un mecanismo de empuje por considerar. La principal energía
proviene de las fuerzas gravitacionales. Buena Eficiencia de drenaje y Factor de
recobro. Tendencia al mantenimiento de presión, disminuye lentamente y en forma
continua. El gas libre se mueve hacia el tope de la estructura mientras que el petróleo
hacia abajo debido a la permeabilidad vertical. En yacimientos con este mecanismo de
producción es frecuente la formación de una capa de gas secundaria.
El factor de recobro estimado esta el 40% y el 80% del POES
72
Figura 29. Clasificación de los mecanismos de recuperación primaria. Fuente: Perozo et al, 2012.
Mecanismos de producción según correlaciones de Aguilera Estas correlaciones fueron desarrolladas para el caso de yacimientos naturalmente
fracturados considerando que el factor de recobro se ve afectado por las siguientes
variables, el tipo de yacimientos, el grado de fracturamiento natural, el consecuente
mecanismo de producción.
Tabla 8. Clasificación de los mecanismos de producción en YNF. Fuente: Aguilera, 1995.
Factores de recobro típico para yacimientos naturalmente fracturados
Mecanismo de Producción Tipo A Tipo B Tipo C
Mecanismo de Depleción 10-20 20-30 30-35
Mecanismo de Depleción mas Inyección de Gas 15-25 25-30 30-40
Mecanismo de Depleción mas Inyección de Agua 20-35 25-40 40-50
Mecanismo de Depleción mas Inyección de Agua y Gas 25-40 30-45 45-55
Segregación Gravitacional en Contraflujo 40-50 50-60 >60
Mecanismo de Depleción con Empuje Hidráulico
adicional 30-40 40-50 50-60
RELACIÓN DE PRESIONES VS FR
0
20
40
60
80
100
0 10 20 30 40 50 60
FR (%)
Rel
ació
n Py
/Pi
(%)
.
EXPANSIÓN EXPANSIÓN DE LA ROCADE LA ROCA
GAS EN GAS EN SOLUCIÓNSOLUCIÓN EXPANSIÓN EXPANSIÓN
CAPA DE GASCAPA DE GAS
EMPUJE HIDRAULICOEMPUJE HIDRAULICO
SEGREGACION GRAVITACIONALSEGREGACION GRAVITACIONAL
RELACIÓN DE PRESIONES VS FR
0
20
40
60
80
100
0 10 20 30 40 50 60
FR (%)
Rel
ació
n Py
/Pi
(%)
.
EXPANSIÓN EXPANSIÓN DE LA ROCADE LA ROCA
GAS EN GAS EN SOLUCIÓNSOLUCIÓN EXPANSIÓN EXPANSIÓN
CAPA DE GASCAPA DE GAS
EMPUJE HIDRAULICOEMPUJE HIDRAULICO
SEGREGACION GRAVITACIONALSEGREGACION GRAVITACIONAL
73
Mecanismo de Depleción con Capa de Gas actuante 15-25 25-35 35-40
Mecanismo de Depleción con Capa de Gas actuante y
Empuje Hidráulico activo 35-45 45-55 55-65
Tabla 9. Clasificación de los mecanismos de producción en YNF. Fuente: Aguilera, 1995.
Factores de recobro típico para yacimientos naturalmente fracturados
Mecanismo de Producción Tipo A Tipo B Tipo C
Mecanismo sin empuje hidráulico 70-80 80-90 >90
Mecanismo con moderado empuje hidráulico 50-60 60-70 70-80
Mecanismo con moderado empuje hidráulico más
compresión 20-30 30-40 40-50
Mecanismo con fuerte empuje hidráulico 15-25 25-35 35-45
Los yacimientos tipo A son aquellos donde la mayor cantidad del almacenamiento se da
en la matriz y en menor proporción en la fractura. El tipo B el almacenamiento es el
mismo tanto en la matriz como en la fractura. Finamente en los yacimientos tipo C todo
el almacenamiento se da en la fractura.
2.10.5 Determinación de tipo de poro en carbonatos por medio de registros petrofísicos
Los yacimientos de carbonatos se caracterizan por presentar una gran variedad de tipo
de poros tales como: porosidad Intergranular, intercristalina, vugular y de fracturas.
Conocer el tipo de poro y el grado de conectividad de las vugas es muy importante
debido a que afecta directamente el valor del exponente de cementación y este a su
vez es vital para determinar correctamente la saturación de agua del yacimiento, ya que
si se utiliza m constante igual a 2 para calcular la saturación de agua (Sw) los
yacimientos de agua con porosidad vugular se interpretarían como zonas de petróleo
productivas; o zonas de petróleo fracturadas podrían confundirse con zonas de
74
producción de agua. En tal sentido, es recomendable utilizar m variable para obtener
una interpretación petrofísica mas ajustada a la realidad.
Existen dos métodos para calcular m. El primero requiere data de núcleo, con la cual se
determinará una relación entre m y porosidad, que podrá ser utilizada para calcular m
en otros pozos en base a los registros petrofisicos.
El segundo método se utiliza cuando no existe data de núcleo. Es posible calcular el
tipo de poro utilizando registros convencionales. La Elaboración de gráficos cross plot
de Archie Versus la relación de saturación de agua, porosidad calculada a partir del
registro sónico versus la porosidad total (Densidad- Neutrón), porosidad calculada a
partir del registro de resistividad versus la porosidad total, el gráfico de M-N y el gráfico
de Dew (Rxo/Rmf versus Rt/Rw) ayudan a determinar el tipo de poro que predomina en
el yacimiento y por ende una mejor estimación del exponente de cementación y
saturación de agua.
Pasos para una correcta interpretación petrofísica en el cretáceo:
1.- Estimación de la litología y cálculo de la porosidad.
2.- Estimación del tipo de poro.
3.- Calculo del exponente de cementación m.
4.- Determinación de presencia de hidrocarburo.
5.- Calculo de la saturación de agua y arena neta.
2.10.5.1 Gráficos para determinar tipo de poro. - Gráfico de Archie versus relación de saturación de agua. En este método se asume que el yacimiento es mojado por agua con porosidad
intergranular – intercristalina, es decir, m=n=2
Saturación de agua de Archie:
5.021⎟⎠⎞
⎜⎝⎛×⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛=
RtRw
PHISwa Ec: 6
75
Relación de saturación de agua:
625.0
⎥⎥⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢⎢⎢
⎣
⎡
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛
=
RwRmfRt
Rxo
Swr Rxo disponible Ec: 7
625.0
⎥⎥⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢⎢⎢
⎣
⎡
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛
=
RwRzRtRsl
Swr Rxo no disponible Ec: 8
Rsl: resistividad corta enfocado
Rz: resistividad de mixed water
Como se puede observar en la formula anterior la relación de saturación de agua no
depende de porosidad, por lo tanto cambios en los valores del exponente de
cementación no afectaran el calculo de la relación de saturación de agua.
Interpretación del gráfico Si el yacimiento presenta dominantemente porosidad intercristalina – intergranular,
entonces Swa y Swr deberían ser aproximadamente iguales debido a que m es igual a
2.
Si existe porosidad vugular Swr debería ser mayor que Swa, debido a que el valor de m
es mayor que 2. También, si las vugas están pobremente conectadas, entonces Swr
será mucho mayor que Swa y m>>2.
Yacimientos con fracturas o con porosidad bimodal, El Swa es mayor que el Swr debido
a que m es menor que 2.
76
Tabla 10. Tipo de poro. Gráfico de Archie (Swa) versus relación de saturación de agua (Swr). Fuente:
Perozo et al, 2012.
Tipo de poro. Gráfico de Archie (Swa) versus Relación de saturación de agua (Swr).
Intergranular m=2 Swa=Swr
Vugas conectadas m>2 Swa<Swr
Vugas pobremente
conectadas
m>>2 Swa<<Swr
Fracturas m<2 Swa>Swr
Bimodal m<2 Swa>swr
Figura 30. Ejemplo de un gráfico Swa vs Swr. Fuente: Perozo et al, 2012.
- Gráfico de la porosidad calculada del registro sónico (φs) versus la porosidad
total (φt). El registro sónico solo mide la porosidad de la matriz mientras que los registros de
densidad y neutrón miden la porosidad total.
Interpretación del gráfico Cuando existe porosidad intergranular – intercristalina, la porosidad resultante del
registro sónico es igual a la porosidad total.
77
Si existen fracturas o vugas la porosidad del registro sónico será menor a la porosidad
total.
Tabla 11. Tipo de poro. Gráfico de la porosidad calculada del registro sónico (φs) versus la porosidad
total(φt).. Fuente: Perozo et al, 2012
Tipo de poro. Gráfico de la porosidad calculada del registro sónico (φs)
versus la porosidad total(φt).
Intergranular M=2 φs = φt
Vugas conectadas m>2 φs < φt
Vugas pobremente
conectadas
m>>2 φs << φt
Fracturas M<2 φs < φt
bimodal M<2 φs = φt
Figura 31. Ejemplo de un de φs versus φt. Fuente: Perozo et al, 2012.
- Gráfico de la porosidad del registro de resistividad versus porosidad total Los registros de resistividad solo detectan la porosidad llena de agua que esta
interconectada.
78
Interpretación del grafico Cuando el yacimiento presenta porosidad intergranular o intercristalina bien conectada,
la porosidad derivada de los registros de resistividad serán igual a la porosidad total.
Si existe porosidad vugular pobremente conectada, entonces la porosidad de los
registros resistivos será menor a la porosidad total y en el caso de que existan fracturas
o porosidad bimodal, la porosidad del registro de resistividad será mayor a la porosidad
total debido a que m es menor que 2.
5.0
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛=
RxoRmfrφ o
5.0
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛=
RslRzrφ Ec:9
Tabla 12. Tipo de poro. Gráfico de la porosidad del registro de resistividad (φr) versus porosidad total(φt).
Fuente: Perozo et al, 2012 Tipo de poro. Gráfico de la porosidad del registro de resistividad (φr) versus
porosidad total(φt)
Intergranular m=2 φr =φt
Vugas conectadas m>2 φr < φt
Vugas pobremente
conectadas
m>>2 φr << φt
Fracturas m<2 φr >= φt
bimodal m<2 φr > =φt
Figura 32. Ejemplo de un gráfico de φr versus φt. Se utilizo la resistividad corta para el calculo de φr. Fuente: Perozo et al, 2012.
79
- Gráfico M-N. Las variables M y N de litología, se calculan utilizando los valores de los registros de
densidad, neutrón y sónico. Este gráfico frecuentemente es analizado en conjunto con
el gráfico de φs vs. φt ya que M y N son más sensibles a la presencia de porosidad
vugular.
01.0
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−−
=PfPbIITITTfM Ec: 10
( )( )PfPb
PHInN−
−=
1 Ec: 11
Interpretación del gráfico: Si existe porosidad vugular, la data de M y N caerán por encima de la línea que une
los puntos de calcita y dolomita porque los valores de tiempo de transito son muy bajos
y los valores de M son muy altos.
Si existe porosidad intercristalina los valores de M y n se agrupan sobre la línea que
une los puntos de calcita y dolomita
Tabla 13. Tipo de poro. Gráfico M-N. Fuente: Perozo et al, 2012
Tipo de poro. Gráfico M-N
Intergranular m=2 M y N en la línea que una Do-CA
Vugas conectadas m>2 M y N por encima de la línea que una Do-
CA
80
Figura 33. Ejemplo de un gráfico M-N. Fuente: Perozo et al, 2012.
- Gráfico de Dew. El gráfico de Dew es un gráfico de Rt/Rw versus Rxo/Rmf. El gráfico contiene líneas
verticales las cuales representan linea de igual bulk volume water (BVW) para
diferentes tipos de poro en carbonatos. Este método es valido solo cuando el
yacimiento esta a la saturación de agua irreducible (Swirr). 5.0
1
⎥⎥⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢⎢⎢
⎣
⎡
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛
=
RwRt
BVW Ec: 12
Tabla 14. Tipo de poro. Gráfico de Dew. Fuente: Perozo et al, 2012
Tipo de poro. Gráfico de Dew.
BVW Rt/Rw
Intergranular 0.025-0.04 400-1500
Intergranular +Vugas 0.025-0.015 1500-4000
Vugas 0.015-0.005 >4000
Bimodal 0.05 <400
81
Figura 34. Ejemplo de un gráfico de Dew. Fuente: Perozo et al, 2012.
- Metodología para determinar el tipo de poro A continuación se presenta una tabla resumen del tipo de poro en función de los 5
gráficos analizados anteriormente. Si en un área de interés se obtiene el mismo tipo de
poros en uno de los gráficos, se asigna el valor numérico de 1. Si es posible la
identificación de dos tipos de poro, entonces se le asigna el valor de 0.5 a cada uno. Se
suman los valores por cada tipo de poro y se selecciona finalmente aquel que obtuvo la
mayor puntuación.
Tabla 15. Tipo de poro. Tabla resumen en función de los gráficos analizados. Fuente: Perozo et al, 2012
Gráfico Intergranular Vugular Fractura Bimodal
Swa vs Swr 1
φs vs φt 0.5 0.5
φr vs φt 0.5 0.5
M – N 1
Dew 0.5
82
Total 3.5 0 0.5 0.5
Figura 35. Resumen de los tipos de poros obtenidos del análisis de los gráficos. Para el ejemplo el tipo de poro predominante es Intergranular. Fuente: Perozo et al, 2012
- Calculo del exponente de cementación m en base al tipo de poro Existen varios modelos para calcular m a partir del tipo de poro. Para algunos
yacimientos con porosidad intercristalina – intergranular el exponente de cementación m
es casi siempre constante e igual a 2.
Tabla 16. Tipo de poro. Tabla resumen cálculo del exponente de cementación. Fuente: Perozo et al, 2012 TIPO DE PORO MODELO PARA
CALCULAR M FORMULA COMENTARIO
intergranular - intercristalino
modelo de baja porosidad m (boral,1987)
m = (2.2 - 0.035)/( φ + 0.042)
Yacimientos de baja porosidad intercristalina -intergranular, este modelo tiene la ventaja que ningun registro de porosidad incluyendo el registro de porosidad a partir de la resistividad puede ser uzado para calcular m.
83
Yugular modelo de nugent (nugent, 1978)
m = 2logφs/logφt m = 2log(φt-2(φt - φs))/ φt (oomoldic reservoir)
Aplica cuando se dispone del registro sonico
vugular modelo de focke and munn (focke and munn, 1987)
m = 1.4 + 8.57φt
fracturas ecuacion de rasmus (rasmus, 1983)
m = log[φs3 + φs2 (1 - φt) + (φt - φs)]/logφt
Aplica cuando se dispone del registro sonico o cuando el metodo de baja porosidad m pueda ser usado
bimodal tecnica de w (atlas wireline services, 1992)
w = log(rz/rsfl)/logφept
Aplica cuando se dispone del registro ept(neutron especial) o cuando el metodo de baja porosidad m pueda ser usado
- Gráficos para identificar Hidrocarburo. Una forma de verificar si el exponente de cementación fue bien calculado, se utilizan los
gráficos de identificación de hidrocarburo. Si una zona se identifica como productiva a
través de los gráficos de identificación de tipo de poro y se determina la presencia de
hidrocarburo por esta otra vía, entonces los resultados son validados.
Existen seis gráficos identificadores de hidrocarburo que se recomiendan usar en
yacimientos de carbonatos.
1.- φN vs φD. Cuando la porosidad derivada del registro de densidad es mayor que la
porosidad del registro neutrón, nos encontramos en presencia de una zona de gas.
2.- Swa vs Swr. Cuando ambos son mayor que 50%, la data cae en el cuadrante
superior derecho del gráfico indicando una zona de agua.
3.- Gráfico de Dew. Cuando la data se ubica en la banda estrecha alrededor de la línea
del medio de 45°, indica la presencia de agua. Debajo de esta línea indica
hidrocarburos. Adicionalmente, el índice de relación producción (PRI = Swsonico*φt)
indica hidrocarburo productivo. Cuando la data cae en el lado izquierdo (PRI<0.02) es
84
productivo, hacia el lado derecho (PRI>0.04) indica posible producción de agua y en el
medio (0.02<PIR<0.04) es hidrocarburo productivo si el yacimiento es intercristalino o
posible productor de agua si el yacimiento tiene una porosidad vugular.
4.- φRs vs φRd. Se conoce como gráfico de hidrocarburo movible, los puntos que caen
sobre la línea del medio de 45°indican que la zona es posible productora de agua o
que los hidrocarburos no se movieron durante la invasión debido a la baja
permeabilidad. La data que cae justo debajo de la banda donde se ubica la línea media
de 45° indica hidrocarburo movible y productivo.
NOMENCLATURA:
W: VARIABLE WPT
EPT: ELECTRON PROPAGATION TOOL
SFL: SPHRICAL FOCUSED LOG
Z: MIXED WATER
Xo: FLUSHED WATER
Modelo de arcilla seca isotrópica El modelo de lutita mojada. Considera que la lutita y el agua q contiene son un solo
componente. También es conocido como el modelo de porosidad efectiva.
Por otra parte, el modelo de lutita seca o modelo de porosidad total, trata la fracción de
lutita seca y su agua asociada como componentes separados.
Del registro de resonancia magentica (NMR) se puede obtener el agua que rodea la
arcilla (Clay Bound Water - CBW) la cual es necesaria para aplicar el modelo de lutita
seca. La porosidad total a partir del registro de NMR nos permite calcular las
propiedades de lutita seca a través de cross plot o histogramas, definiendo el volumen
de agua movible y el volumen de agua no movible, contribuyendo con una mejor
estimación de los fluidos a ser producidos y de la permeabilidad de la formación.
85
Volumetría Los elementos en la roca son agrupados en los siguientes componentes:
Matriz, la cual exhibe mineralogía compleja.
Lutita seca, generalmente compuesta de minerales arcillosos y sílice.
Agua que rodea la lutita, la cual se divide en dos componentes: agua alrededor de la
arcilla y agua alrededor del capilar
Fluidos, agua irreducible, movible e hidrocarburos.
Cada componente descrito tiene un volumen asociado. Estos volúmenes son
expresados como fracción del volumen de roca total y la suma de ellos es igual a la
unidad.
∑=
=+++++N
jVhcVwmVwiVshbwVdryshVmj
11 Ec: 13
También puede simplificarse de la siguiente forma:
∑=
=++++N
jVhcVwVshbwVdryshVmj
11 Ec: 14
con,
VwmVwiVw += Ec: 15
Donde:
Vmj = volumen de los j componentes de la matriz
Vdrysh = volumen de la lutita seca
Vshbw = volumen de agua alrededor de la lutita
Vwi = volumen de agua irreducible
Vwi = volumen de agua movible
86
Vhc = volumen de hidrocarburo
Por otra parte, el volumen ocupado por los fluidos corresponde a la porosidad total
VhcVwmVwiVshbwt +++=φ Ec: 16
Integrando las ecuaciones descritas anteriormente podemos escribirlas de la siguiente
forma general:
∑=
=++N
jtVdryshVmj
11φ Ec: 17
Considerando el caso donde las lutitas muestren agua alrededor del capilar,
tendríamos que considerar en el modelo petrofísico la subdivisión del agua alrededor de
la lutita en: agua alrededor de la arcilla, normalmente asociada con el agua
electroquimicamente alrededor de la arcilla, y el agua alrededor del capilar,
normalmente asociada a la presencia del tamaño del sílice y los clásicos en las lutitas.
Basado en lo anterior se obtiene lo siguiente:
capVshbwclayVshbwVshbw '' += Ec: 18
Donde:
Vshbw clay = volumen del agua alrededor de la arcilla
Vshbw cap = volumen de agua alrededor del capilar
Finalmente, definiendo los conceptos de saturación total de agua y de hidrocarburo
tenemos lo siguiente:
( )t
VwVshbwSwtφ+
= Ec: 19
87
tVhcShctφ
= Ec: 20
Para el modelo de porosidad efectiva, las salutaciones efectivas quedan definidas de la
siguiente manera:
VhcVwmVwie ++=φ , entonces Ec: 21
eVwSweφ
= Ec: 22
Swee
VhcShce −== 1φ
Ec: 23
Figura 36. Volumetría del Modelo Petrofísico de Lutita Seca. Fuente: Perozo et al, 2012
2.10.6 Estimación de la intensidad de fractura a través de registros de pozo. En general, todas las formaciones contienen fracturas en diferentes proporciones, por
tanto es necesario detectarlas. Existen dos técnicas básicas para identificar intervalos
fracturados:
Modo directo: utilizando data de núcleo, afloramiento, imágenes de pared de pozos,
cámaras de fondo, etc.
Modo indirecto: por medio de registros convencionales de pozo, pruebas de presión e
interpretación sísmica. En las últimas décadas, se ha hecho un gran esfuerzo en
identificar zonas de fracturas a través de métodos indirectos derivados de los registros
eléctricos. Sin embargo, la arcillosidad, rugosidad, geometría del hoyo y fluidos pueden
Vma
Vdrysh
Vshbw
Vwi
Vhc
Vwm
Vsh φe
φt
88
afectar la respuesta de los registros eléctricos dificultando la capacidad de estos en
identificar efectivamente las fracturas.
Por lo anteriormente expuesto, existe una metodología que consiste en combinar las
respuestas de varios registros que pudieran ser de gran ayuda para generar un modelo
más realista de los intervalos fracturados.
- Criterios para definir la intensidad de fracturas en yacimientos naturalmente fracturados. Condición del caliper El caliper es una medida del diámetro del hoyo. Las áreas de fracturas pueden ser
identificadas cuando ocurren derrumbes generados por pérdidas de lodo que causan el
colapso de la pared del hoyo. Este hecho crea un incremento en la lectura de la
herramienta. El caliper es utilizado para calcular la curva DCAL por medio de la
siguiente ecuación:
( )SizeBitBsCalDcal '−= Ec: 24
Debido a que en las zonas de arcilla la curva DCAL tiene el mismo comportamiento
que muestran las zonas fracturadas, es conveniente utilizar un algoritmo que permita
diferenciar cuando estamos en zonas fracturadas, por ejemplo:
IF DCAL >= DCCUTOFF y VSH<= VSHMIN POSIBLE PRESENCIA DE
FRACTURAS.
Registro de densidad corregida Un indicativo de la presencia de fracturas puede ser obtenido de la curva de densidad
corregida (DRHOB). Esta curva corrige el registro de densidad por efectos de la
rugosidad del hoyo y de revoque. Cuando las fracturas existen se observan deflexiones
positivas o negativas, a pesar de que el hoyo no presente derrumbes. (spite of good
hole conditions).
89
En litologías simples, la rugosidad del hoyo obedece casi exclusivamente a la presencia
de fracturas. En casos contrarios, la DRHOB actúa como un muy sensible caliper que
detecta la rugosidad del hoyo y la presencia de fracturas.
Relación entre resistividad corta y profunda. En un sistema de fracturas con hidrocarburo, el lodo desplaza los fluidos cerca del hoyo
invadiendo las fracturas. La respuesta de la herramienta de resistividad puede ser
utilizada para identificar intervalos de fracturas. En general, las áreas de fracturas,
serán representadas por una diferencia positiva entre las lecturas de la curva Rt y Rxo.
Con este criterio es posible determinar cualitativamente la intensidad de fractura y el
tipo de fluido presente en ellas.
Figura 37. Relación entre los registros de resistividad corta y profunda para identificar intervalos fracturados. Fuente: Perozo et al, 2012
Diferencia entre los registros de micro resistividad La separación de las curvas de resistividad micro inversa y micro normal es otra forma
de identificar intervalos de fracturas. Esta hipótesis es también derivada del concepto
del proceso de invasión de lodo, expuesto previamente. La curva de resistividad micro
inversa tiene un radio de investigación mas corto que la micro normal y por esta razón
su lectura es menor en presencia de fracturas rellenas con fluidos conductivos.
DML = HMNO _ HMIN Ec.25
90
Relación entre las ondas compresiones y de corte del registro sónico. El registro sónico es utilizado para detectar fracturas, dada la variación de la atenuación
acústica experimentada por una onda cuando un cambio drástico en permeabilidad
ocurre. La relación entre la velocidad de las ondas S y P es constante para una
determinada litología. Las fracturas pueden ser identificadas en aquellos intervalos
donde el tiempo de transito de las ondas S es mucho mayor (menor velocidad) que el
de la onda compresional, para una litología dada. La siguiente ecuación puede ser
utilizada:
DTpDTsRDT = Ec: 26
Porosidad secundaria La combinación de registros de porosidad (Neutrón, densidad y sónico) pueden ser un
método efectivo para indicar la presencia de fracturas. La diferencia entre la porosidad
obtenida de la combinación Neutrón – Densidad y la porosidad derivada del registro
sónico puede ser interpretada como porosidad de fractura.
PHIDtPHINDPHIFRAC −= Ec: 27
91
Figura 38. Representación teórica de la porosidad de la fractura. Los puntos D y E corresponde a
intervalos fracturados. Fuente: Perozo et al, 2012 Del gráfico anterior se observan dos intervalos fracturados en los puntos “D” y “E”
donde la porosidad del núcleo o del registro sónico es menor a la porosidad del registro
Densidad – Neutrón.
Respuesta del registro de potencial fotoeléctrico Este registro es un indicador de la absorción fotoeléctrica de la formación. Intervalos
fracturados, asociados a formaciones calcáreas, con grandes invasiones de lodo que
pueden ser interpretadas por altos valores de PEF. Adicionalmente, esta herramienta
puede contribuir a clarificar situaciones confusas donde la respuesta de los registros
podrían interpretar como intervalos fracturados o zonas de gas.
Metodología La intensidad de fractura es un factor clave para predecir las propiedades petrofísicas
de un yacimiento naturalmente fracturado. Esta variable puede definir la productividad
de los pozos y las estrategias de explotación del yacimiento.
El grado o intensidad de fractura de una formación puede ser evaluado bajo diferentes
condiciones de los registros convencionales tal y como se expuso anteriormente. En tal
sentido, se recomienda realizar un promedio aritmético ponderado de las condiciones
de los registros con el fin de identificar los intervalos fracturados por medio de la
integración de los resultados de cada respuesta de los registros.
En la medida en que más registros confirmen la existencia de fracturas, mayor será el
grado de certidumbre en la identificación de las mismas.
El factor que tiene mas peso en la correcta identificación de fracturas es el Registro
PEF, le siguen los indicadores de Rd/Rs, Dcal y CGR.
92
Validación del modelo de probabilidad de fractura Una vez generado el modelo de probabilidad de fractura para cada pozo, el siguiente
paso es validarlo con data de núcleo y registros de imágenes.
Información de Núcleo: En base a la descripción de núcleo realizada por los
sedimentologos, se definen las profundidad donde se posiblemente existan fracturas.
Registros de Imágenes: De estos registros se puede obtener de manera cuantitativa la
intensidad de fracturas. Esta información puede ser escalada entre cero (0) y uno (1)
para ser comparado con el modelo de intensidad de fractura derivado de los registros
de resistividad. También, esta información se contrasta con la data de núcleo
identificando con mayor certidumbre las zonas fracturadas.
93
CAPITULO III MARCO METODOLOGICO
3.1 Tipo de investigación Según Hurtado. (2008), es proyectiva, el investigador se ocupa de lo que requiere
cambio y de la creación, requiere de la explicación y de la predicción, identifica eventos
a modificar y procesos explicativos, concluye con propuestas, diseños, inventos, no
llega a la aplicación de la propuesta. Con respecto a lo expuesto por Hurtado, esta
investigación tiene como objetivo la propuesta de un procedimiento determinístico para
el cálculo de reservas en el prospecto probable basamento norte del campo la
Concepción, esta propuesta contempla una creación, la metodología que permitirá
determinar las reservas en el mencionado yacimiento, esta metodología requiere de una
explicación que incluye la modificación de los eventos, tal es el caso de la revisión y
posible modificación de los cálculos actualmente utilizados para la estimación de
reservas en el basamento norte. El producto de esta investigación será la elaboración
de una propuesta que permitirá estimar con menor grado de incertidumbre las reservas
en el mencionado yacimiento.
3.2 Diseño de la investigación El diseño de la investigación según Hernández R.; Fernández C.; Baptista P. (2002), es
exploratoria, es decir, cuando el objetivo es analizar, examinar un tema o problema de
investigación poco estudiado o que no ha sido abordado antes. En otras palabras
cuando la revisión de la literatura revela que hay únicamente guías no investigadas o
ideas vagamente relacionadas con el problema de estudio.
Con respecto a lo expuesto por Hernández y colaboradores, la mencionada
investigación es un tema muy poco estudiado o investigado, por tanto la literatura
disponible para su desarrollo es escasa, en otras palabras, algunas tesis de grado,
investigaciones o “papers” que hacen referencia al mencionado tema, por tanto se debe
analizar la problemática con el objetivo de buscar una posible solución que conlleva a la
propuesta de un procedimiento determinístico para el cálculo de reservas, partiendo de
94
algunas premisas que permitan facilitar el desarrollo de la misma.
3.3 Técnicas de recolección de datos Se utilizaran distintos métodos para la recolección de la información en esta
investigación que incluye, la recopilación de la información para un análisis tanto
cualitativo como cuantitativo. Igualmente el uso de las entrevistas como herramienta de
toma de data será de suma importancia. El análisis y visualización de documentos
relacionado a la investigación será ciertamente una herramienta que será ampliamente
utilizada.
3.4 Población y muestra 3.4.1 Población La población según Selltiz (1974), es el conjunto de todos los casos que concuerdan
con una serie de especificaciones. Para el caso de esta investigación representa los 29
pozos perforados en el yacimiento cretácico que penetraron basamento dentro del área
de explotación del campo la Concepción. 3.4.2 Muestra La muestra según Hernández R.; Fernández C.; Baptista P. (2002) es, en esencia, un
subgrupo de la población. Digamos que es un subconjunto de elementos que
pertenecen a ese conjunto definido en sus características al que llamamos población.
Con respecto al tipo de muestra de esta investigación será no probabilística, es decir,
que el criterio de selección dependerá del investigador. Por lo tanto se tomaran en
cuenta los 12 pozos completados del yacimiento cretácico que penetraron el basamento
en la zona norte del campo la Concepción.
3.5 Recopilación de la información La revisión realizada contempló los pozos del campo la Concepción cuyo objetivo fue el
yacimiento cretácico (Grupo Cogollo) y que además atravesaron el basamento (Roca
ígneo metamórfica) específicamente en el área norte del mencionado campo. Así como
información correspondiente a la sísmica, mapas disponibles (estructurales e isopacos),
95
para el levantamiento del área, realizar análisis estructural, definir rasgos estructurales y
adicionalmente la validación de los mapas del basamento norte. La búsqueda de
registros especiales, convencionales, masterlogs para el cálculo de las propiedades
petrofísicas existentes en el área, definir el espesor de roca fracturada, la porosidad,
entre otras variables, PVT disponibles para el cálculo de las propiedades del yacimiento
como factor volumétrico inicial, entre otros. Validación del factor de recobro existente
para el cálculo de las reservas remanentes. Adicionalmente se consultó otras fuentes
bibliográficas como soporte al trabajo de investigación planteado.
3.6 Metodología y actividades realizadas A continuación se especifican las fases y las actividades realizadas que se llevaron a
cabo para el cumplimiento de los objetivos de investigación,
3.6.1 Análisis y clasificación de la información recopilada Luego del proceso de recopilación, se procedió a clasificar, analizar, reinterpretar y
validar la información disponible que incluye, la sísmica, registros especiales y
convencionales de los pozos que atravesaron el basamento, masterlogs disponibles,
carpetas de pozos, propiedades petrofísicas calculadas, cálculos para determinación
del espesor fracturado, análisis de PVT tomados en el campo, propiedades de
yacimiento determinadas por evaluaciones petrofísicas, revisión esquemática de los
principales fenómenos estructurales, revisión de los informes de sometimiento de
reservas realizados previamente, modelo estático elaborado para el basamento, entre
otros insumos que apoyaron a la elaboración de la propuesta para el cálculo de
reservas en el ya mencionado basamento.
3.6.2 Actividades realizadas para el cálculo del POES volumétrico • Revisión de estudios previos referente a la sísmica 3D disponible en el campo la
Concepción con la finalidad de validar y/o reinterpretar los rasgos estructurales
principales. Estos rasgos incluyen los diferentes sistemas de fallas secundarias
dentro de la estructura así como los límites del yacimiento, además del contacto
de agua petróleo original CAPO, para la determinación del POES.
96
• Revisión de los mapas estructurales e isopacos existentes previo a la
reinterpretación estructural del yacimiento.
• Determinación de los nuevos espesores fracturados mediante la reinterpretación
de los perfiles existentes que incluyen, registro de imagen, gamma ray,
resistividad, caliper, densidad neutrón, sónicos, además de la información
obtenida de los masterlog.
• El registro de imagen tomado del pozo C-325 fue utilizado para validar la
información obtenida de los registros convencionales, donde se correlacionó los
sistemas de fracturas presentes en este con la evaluación petrofísica de los
registros convencionales, estos incluyen, densidad, neutrón, sónico.
• Validación de los topes del basamento en cada uno de los pozos que comprende
el estudio, de igual manera se ajustó los reflectores en la sísmica 3D en tiempo
• Determinación de la porosidad secundaria, por medio de los registros de
porosidad, densidad, sónico, neutrón, caliper, gamma ray espectral y el
comportamiento resistivo existente en el área, luego se estimó un promedio
ponderado por espesor fracturado y se determinó un valor único de porosidad
secundaria por pozo. Finalmente la porosidad del área se obtuvo calculando la
mediana para cada uno de los pozos.
• La identificación de fracturas observadas en análisis de ripios a lo largo de la
sección penetrada en el basamento se logro identificar por medio de los registros
de neutrón, densidad y sónico. Adicionalmente se validó la presencia de las
mismas utilizando el registro de imagen existente para el pozo C-325 y los
parámetros de perforación, rata de penetración, peso sobre la mecha y unidades
de gas.
• Los registros como el sónico, densidad y neutrón se corrigieron para una masa
97
granítica metamórfica, debido a que en estos registros, la matriz utilizada fue
caliza, dicha corrección se realizó dependiendo de la densidad de roca y el
tiempo de tránsito de la misma.
• Cálculo del factor volumétrico inicial (Boi) y solubilidad del gas en el petróleo
(Rsi) mediante correlaciones PVT.
• Validación y/o determinación del factor de recobro según el mecanismo de
producción predominante, para la cual se consultó la literatura disponible
referente a yacimientos ígneos metamórficos, a nivel mundial y adicionalmente
se realizó un análisis de declinación en el yacimiento estudio para la
determinación del EUR, que permitió la derivación del factor de recobro.
• Integración de los resultados obtenidos para el cálculo de POES, reservas
remanentes, factor de recobro, en el prospecto probable basamento norte del
campo la Concepción.
98
CAPITULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
4.1 Análisis estructural Para el estudio estructural correspondiente al campo la Concepción se consideró la
sísmica 3D disponible reprocesada, reinterpretada y tomada por la empresa “Western
Geophysical” en el año 1999, la cual utilizó como fuente de energía, vibradores y
dinamita.
El objetivo fundamental de la adquisición fue el definir una mejor aproximación del
modelo estructural y delinear con exactitud el plano de fallas y los flancos estructurales
de las formaciones estratigráficas del área, aplicando técnicas de procesamiento 3D.
Adicionalmente se tomo en consideración la información de pozos con el propósito de
revisar e reinterpretar el modelo geológico existente. Dicho esto, se realizó la revisión al
mencionado modelo geológico realizando secciones estratigráficas aleatorias en
dirección noreste – suroeste / noroeste – sureste. El marco estructural del yacimiento
Basamento Norte, está definido por una estructura principal dividida en tres partes: (1)
el flanco Oeste buzando al Oeste, (2) el pop-up central y (3) el flanco Este buzando al
Este. Estas partes están limitadas por fallas mayores asociadas a un sistema de
Estructura “en flor” (wrench faulting) de orientación NE-SO. Dichas estructuras
presentan internamente fallas secundarias mayormente paralelas a la orientación de las
fallas principales y otras con dirección NNE-SSO. Es de resaltar que, en el caso del
modelo de yacimiento Cretácico del campo La Concepción, las fallas son comunicantes.
Las estructuras del Prospecto Basamento Norte, al igual que los Yacimientos
Cretácicos, han sido delineadas con sísmica 3D, donde el fallamiento juega un papel
primordial en la acumulación y producción de hidrocarburos. La sección productora se
encuentra asociada a fracturas asociadas a las fallas que afectan al Basamento de
edad pre-Cretácico, la cual constituye el principal sistema permeable para la
movilización de hidrocarburos (Marchal et al., 2003 y 2004).
99
Las estructuras geológicas en La Concepción están definidas por trampas estructurales
en una faja de deformación. La interpretación revela pliegues y bloques levantados
limitados por fallas inversas que involucran el Basamento.
El estilo estructural, a nivel del Cretáceo, está marcado principalmente por parejas de
fallas inversas con orientación NE-SO, evolucionando en pliegue hacia arriba cuando la
deformación se atenúa. Se observan también fallas inversas de menor extensión
(vertical y lateral) y fallas normales, en menor proporción. De éstas últimas, se nota una
dirección preferencial NO-SE. Las estructuras Norte y Sur son bloques levantados
limitados por fallas inversas mayores, opuestas entre sí. En las rocas cristalinas del
basamento el patrón de deformación obedece a los mismos esfuerzos, y por tanto este
yacimiento ha sido afectado por la proyección del mismo sistema de fallas.
Las estructuras están limitadas por fallas inversas. Una característica distintiva del
campo es el desarrollo de estructuras en flor positivas, altos estructurales (pop-ups) y
pronunciados buzamientos.
La estructura está más pronunciada en los yacimientos profundos (Cretácicos y
Basamento), en los cuales se logra identificar claramente fallamiento masivo e intensa
deformación con la sísmica 3D. Los yacimientos del Eoceno-Paleoceno, menos
deformados, pudieran representar la propagación de las estructuras basales.
El fracturamiento está asociado a las fallas e incrementa en la cercanía a ellas. Son las
responsables de conducir el petróleo dentro del yacimiento.
100
Figura 39. Mapa estructural en tiempo al tope del Basamento Prospecto Basamento Norte. Fuente:
Petrowayuu, 2013.
En la figura 39 se observa el mapa estructural en tiempo al tope del prospecto
basamento norte. Seguidamente, se realizaron distintas secciones de líneas sísmicas
aleatorias que ayudaron a definir la estructura y permitieron reinterpretar / actualizar el
mapa estructural del mencionado yacimiento. En la figura 40 se presentan las distintas
secciones realizadas sobre el mapa estructural en tiempo.
101
Figura 40. Mapa estructural en tiempo al tope del Basamento Prospecto Basamento Norte con Líneas
Sísmicas Aleatorias. Fuente: Petrowayuu, 2013.
En la figura 41 se visualizan las secciones sísmicas 1_S-N, 2_S-N en dirección suroeste
– noreste, paralela a la falla principal, donde se interpretaron fallas secundarias a nivel
del reflector del basamento (tope del basamento) y su posición con respecto a la falla
principal que limita al yacimiento. Estas fallas están asociadas a la principal.
1_E-W
2_E-W
3_E-W
4_E-W
5_E-W
6_E-W
7_E-W
8_E-W
1_S-N
2_S-N
1_E-W
2_E-W
3_E-W
4_E-W
5_E-W
6_E-W
7_E-W
8_E-W
1_S-N
2_S-N
102
Figura 41. Líneas Sísmicas 1_S-N, 2_S-N paralelas a la falla principal. Fuente: Petrowayuu, 2013.
De la figura 42 a la figura 45 se visualizan las líneas sísmicas aleatorias 1_E-W, 2_E-W,
3_E-W, 4_E-W, 5_E-W, 6_E-W, 7_E-W, 8_E-W en dirección sureste – noroeste,
perpendicular a la falla principal donde se interpretaron fallas secundarias a nivel del
reflector del basamento (tope del basamento) y su posición con respecto a la falla
principal que limita al yacimiento. Estas fallas están asociadas a la principal.
103
Figura 42. Líneas Sísmicas 1_E-W, 2_E-W perpendiculares a la falla principal. Fuente: Petrowayuu,
2013.
104
Figura 43. Líneas Sísmicas 3_E-W, 4_E-W perpendiculares a la falla principal. Fuente: Petrowayuu,
2013.
105
Figura 44. Líneas Sísmicas 5_E-W, 6_E-W perpendiculares a la falla principal. Fuente: Petrowayuu,
2013.
106
Figura 45. Líneas Sísmicas 7_E-W, 8_E-W perpendiculares a la falla principal. Fuente: Petrowayuu,
2013.
La reinterpretación del modelo geológico, la revisión de la sísmica 3D y de las
estructuras existentes responsables del entrampamiento de hidrocarburos en el
prospecto probable basamento norte, exigió la elaboración de un nuevo mapa
estructural e isopaco del mencionado yacimiento, el cual contrasta con el que
107
actualmente dispone la EM Petrowayuu como mapa de reservas “aún no aprobado por
el Ministerio”, el mismo se observa en las figuras 46 y 47 respectivamente junto con las
marcadas diferencia existentes. De este nuevo mapa se deriva lo siguiente, el área a
considerar para el cálculo del POES por el método volumétrico será de 1026 acres, en
lugar de los 712 acres considerados del mapa de reservas ya mencionado. Este valor
significaría un aumento del área en, 314 Acres.
Figura 46. Mapa de reservas basamento norte y mapa estructural reinterpretado para el yacimiento
basamento norte. Fuente: Baptista, 2013.
A continuación en la figura siguiente se muestra el mapa isopaco del basamento, tanto
el disponible como el reinterpretado, se utilizó el aplicativo PETREL para estimar la
densidad de fractura de la mencionada zona. Observándose que los mayores
espesores de fractura se encuentran en la zona central de la estructura. Adicionalmente
de este mapa reinterpretado se observa que el volumen obtenido fue de 422350 acres –
pies, mientras que en el mapa disponible se consideró en 404422 acres – pies. Dicho
esto el aumento del volumen fue de 17928 acres – pies.
108
Figura 47. Mapa isopaco “aún no aprobado por el Ministerio” y mapa isopaco reinterpretado para el yacimiento basamento norte. Fuente: Baptista, 2013.
Finalmente y con la finalidad de visualizar el marco estratigráfico en el campo la
Concepción, se presenta en la Figura 48 una sección geológica de todos los espesores
de las unidades estratigráficas atravesadas y además todos los pozos del cretácico
norte que atravesaron el basamento. Adicionalmente el contacto de agua petróleo
original (CAPO) se observó durante la perforación del pozo C-314.
109
Figura 48. Sección estratigráfica de los pozos del yacimiento norte que penetraron el basamento.
Fuente: Baptista, 2013.
4.2 Análisis de yacimiento basamento norte 4.2.1 Limites de yacimiento El prospecto basamento norte se caracteriza por ser una estructura densamente fallada,
formada cuatro (4) bloques estructurales ubicados en dirección suroeste noreste siendo
el primero, el bloque que comprende el pozo C-148 (primer pozo perforado en esa zona), el segundo bloque el pozo C-319ST, el tercer bloque el pozo C-302 y el cuarto
bloque hacia noreste denominado bloque pozo C-305. Estas estructuras presentan una
falla principal inversa hacia el lado noreste, el desplazamiento de esta falla puso en
contacto la roca madre (Fm La Luna) con el basamento, generando de esta manera la
migración del crudo hacia la fractura del basamento y por ende en el resto del
yacimiento. Estos esfuerzos tectónicos generaron escalonamientos de bloques
estructurales hacia el sureste de la estructura, de igual manera, la falla dio origen al
levantamiento del bloque del pozo C-302. Este tectonismo generó fallas secundarias en
CAPO: 12120’ TVDss
110
dirección norte-sur, donde se concentra el mayor nivel de fracturas en el yacimiento.
El límite del yacimiento comprende la zona de la falla principal hacia el noroeste
mientras que al sureste esta definido por el nivel estructural del contacto agua petróleo
identificado durante la perforación del pozo C-314.
Figura 49. Límite de Yacimiento Basamento Norte, Campo la Concepción. Fuente: Baptista, 2013.
4.3 Análisis de producción y presión del yacimiento 4.3.1 Factores claves para la producción en basamento Existen algunas condiciones o factores de carácter local o regional claves que han
permitido argumentar la producción del basamento de la Concepción, referidas también
en la literatura mundial. Este último no difiere de la mayoría de los yacimientos de
111
basamento en el mundo, debido a que presentan características estáticas y dinámicas
idénticas. A continuación se mencionan algunos factores que permitieron el
entrampamiento de hidrocarburos en el basamento,
1.- La Formación La Luna, en contacto directo con la masa granítica por el
desplazamiento de la falla principal.
2.- El tope del basamento es una zona granítica que presentó evidencias de erosión
(presencia de una discordancia).
3.- Generación de fallas o fracturas por efectos tectónicos.
4.- Existencia de un sello originado por fracturas rellenas de calcita, paleosuelo u otro
evento geológico local o regional.
5.- Buzamientos altos y posición estructural favorable
6.- Moderado a alto desplazamiento de las fallas
4.3.2 Historia del desarrollo y producción del basamento Se conoce que en el Campo la Concepción casi la totalidad de la producción proviene
del yacimiento Cretácico, sin embargo existen evidencias, de pozos ya completados, en
donde la gran proporción de su producción proviene del prospecto probable basamento
norte, tal es el caso de pozos como el C-302, C-310, C-313, C-314.
Estas evidencias se fundamentan en la revisión realizada durante la perforación y
producción de los pozos, utilizando la información suministrada por los masterlogs, por
registros de pozos como imágenes, densidad / neutrón, sónicos, Gamma ray total /
espectral (GR) y registros de producción o PLT.
Durante los años 2007 y 2008 la empresa mixta Petrowayuu ha sometido ante el
MPPPYM el estudio técnico referido a “Reservas/Estudio del Basamento Ígneo-
metamórfico” sin embargo ambos sometimientos han recibido observaciones referidas
en resumen a la insuficiente justificación técnica presentada para sustentar las
aseveraciones del estudio y adicionalmente el método de cálculo utilizado basado en
métodos probabilísticos lo cual es una contraposición al método determinístico usado
en las definiciones y normas aplicadas por el Ministerio. Dicho esto el objetivo de este
112
estudio consiste en disponer de las herramientas necesarias para la elaboración de un
nuevo informe técnico sustentado a través del método determinístico para el cálculo de
reservas en el prospecto probable basamento norte del Campo la Concepción.
En esta investigación se realizo una revisión de los pozos que penetraron el basamento
(roca granítica) específicamente en el área norte, se conoce por estudios previos, que
29 pozos penetraron el mencionado yacimiento, sin embargo, de la estructura norte solo
12 pozos llegaron hasta el basamento ígneo metamórfico y solo 5 pozos presentaron
evidencias de producción del ya mencionado yacimiento.
4.3.3 Comportamiento de producción del basamento norte Tanto los yacimientos Cretácicos como los del basamento presentan una alta tasa de
declinación al inicio de la producción, la cual tiene lugar durante un corto periodo de
tiempo y para luego tiende a estabilizarse. Esta característica también se ha observado
en yacimientos vecinos como Mara y La Paz.
Del total de pozos perforados en el campo la Concepción con objetivo primario el
yacimiento Cretáceo, que en total fueron 50 pozos, 29 de estos llegaron al basamento.
Cabe destacar que cada uno de ellos fue perforado (en la zona de interés) con lodos
base aceite, con inyección de nitrógeno, utilizando la técnica de bajo balance para
evaluar la producción del pozo con el taladro en sitio.
Con respecto a la relación gas petróleo (RGP) de los pozos perforados en la masa
granítica varían entre 800 y 1200 Pcn/Bls, adicionalmente y con respecto al
comportamiento de producción, estos inician su periodo de producción mediante flujo
natural para luego requerir de un método artificial de producción, que en el caso de
Concepción es el levantamiento artificial por gas. Sin embargo en los últimos pozos
perforados se ha observado que su periodo inicial de producción es directamente el gas
lift.
Referido al mecanismo de producción del basamento se tomó el mecanismo por gas en
solución considerando una analogía con el comportamiento de los yacimientos
113
cretácicos del campo la Concepción.
Para el caso de los pozos completados en la roca ígneo – metamórfica las fracturas
representan tanto la capacidad de almacenamiento como el flujo de fluidos a través de
las mismas, con respecto a la porosidad de la matriz es prácticamente nula. La
productividad de los pozos esta relacionada con la mayor intensidad o mayor área
fracturada, en otras palabras, mayor densidad de fracturas mayor será la tasa de
producción.
Los pozos C-310, C-314, C-302, C-313 son productores que mostraron prospectividad
en el basamento, este comportamiento se corroboró a través de PLT y adicionalmente
durante el proceso de perforación donde se observó aporte de hidrocarburos e
incremento en las unidades de gas. Las condiciones de presión (en condiciones
originales) observadas en promedio se encontraron en 4500 psia, actualmente estos
valores se encuentran alrededor de los 3700 psia.
La tasa de producción en basamento de los pozos C-310, C-314, por ejemplo, se han
mantenido, sin embargo, se ha observado un incremento progresivo del corte de agua,
exceptuando el pozo C-313 cuya declinación fue mucho más pronunciada que el resto
de los pozos, esto motivado a los problemas mecánicos que presentó, producía a través
de la tubería de perforación hasta que finalmente en el año 2007 el hoyo de producción
se derrumbó.
114
Producción Diaria de Petróleo. Pozos C-310, C-313 y C-314.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
Sep-02 Jan-04 May-05 Oct-06 Feb-08 Jul-09 Nov-10 Apr-12 Aug-13
Fecha (Años)
Prod
ucci
ón B
ls/d
C-310
C-313
C-314
Figura 50. Comportamiento de producción de los pozos C-310, C-313, C-314. Fuente: Baptista, 2013
En varios pozos completados del área norte del Campo la Concepción se han
observado evidencias de producción de hidrocarburos a través de los registros de
producción (PLT).
Los registros de producción (PLT) de los pozos C-302, C-303 y C-305 muestran
producción de agua de 11100’ a 11900’ MD, ambas profundidades corresponden a la
base del Miembro Piché de la Formación Apón del Cretácico Inferior. Estos pozos
presentan alto corte de agua de aproximadamente de 75% AyS.
Por otra parte, en los pozos C-302, C-305 y C-310 se puede interpretar producción de
petróleo proveniente del basamento, por debajo de la producción de agua en el caso del
PLT del pozo C-305.
En vista de lo planteado, se concluye la existencia de dos yacimientos (uno sobre el
otro) cuyo sello, para el caso del basamento, esta representado por un sello calcáreo al
tope del basamento producto de la mineralización de las fracturas con calcita o un
paleosuelo.
115
Figura 51. Sección estratigráfica con interpretaciones obtenidas con los registros de producción PLT.
Pozos C-302, C-310, C-303, C-309, C-305. Fuente: Baptista, 2013
116
Figura 52. Sección estratigráfica (al tope de basamento) con interpretaciones obtenidas con los registros
de producción PLT. Pozos C-302, C-310, C-303, C-309, C-305. Fuente: Baptista, 2013
A continuación se muestra un resumen de los pozos completados, que penetraron el
prospecto probable basamento norte y adicionalmente se evidenció que parte de la
producción era proveniente del mencionado yacimiento.
C-302 Pozo logro penetrar solo 97’ MD dentro del basamento, completado en agosto del 2001
con una camisa ranurada desde 8831’ hasta 11360’. Produjo inicialmente por flujo
natural con una tasa de 3000 bnpd sin corte de agua, sin embargo, fue
incrementándose paulatinamente hasta llegar 80%AyS (corte de agua actual, 2013). En
febrero de 2004 comienza a realizar la inyección por levantamiento artificial por gas.
Durante el año 2011 el pozo presentó problemas en el sistema de levantamiento, quedó
117
circulando gas, por lo cual requirió de un trabajo de rehabilitación para quedar
completado con tubería 2 7/8” sin empacadura, produciendo por el anular con una tasa
de inyección actual de 6.8 mmpcnd. La producción actual es de 2200 bbpd, 440 bnpd,
80%AyS. La acumulada es de 6.0 MMbls de petróleo (12/2012)
Se observaron incrementos de las unidades de gas y aporte de líquidos, durante la
perforación bajo balance (UBD), en todo el Grupo Cogollo y Basamento.
-60
-40
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0
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9.800 10.000 10.200 10.400 10.600 10.800 11.000 11.200 11.400
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Profundidad (ftbbp)
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ENTO
AUMENTOCAUDAL LIQUIDO
Figura 53. UBD del pozo C-302. Fuente: Reservas, estudio del basamento ígneo metamórfico, 2008.
Del registro PLT tomado se interpretó que parte de la producción provenía del
basamento, sin embargo, no fue posible definir que intervalos aportaban, motivado a
que el registro no llegó hasta el fondo del pozo.
C-310 Logro penetrar en basamento 1083’, fue completado en julio de 2004, con una
producción inicial en flujo natural de 4600 bnpd y 2 %AyS. El pozo fue perforado con
objetivo cretácico norte, en el lado levantado de la estructura, sin embargo, para
alcanzar el objetivo secundario (cretácico in situ), ubicado en el lado deprimido de la
falla, se atravesó una sección del basamento.
118
Fue perforado en condiciones bajo balance (UBD) haciendo uso de la inyección de
nitrógeno, lo que permitió el aporte de los fluidos de las zonas de interés.
En la evaluación UBD realizada y que se muestra a continuación, se observa un aporte
máximo de la formación de 42b/h y 5 %AyS con un aporte importante del basamento, el
caudal promedio de fluido fue de 165 b/h sin agua. A nivel de basamento se obtuvieron
valores máximos de 8000 unidades de gas.
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0
50
100
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250
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Profundidad (ftbbp)
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1,00
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Profundidad (ftbbp)
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Qliq (bbl/h) ECD Socuy La Luna MaracaLisure Apon Rio Negro Basamento % de Agua
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NAP
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BAS
AM
EN
TOBA
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NTO
Aumento deCaudal Liquido
Figura 54. Grafico UBD del pozo C-310. Fuente: Reservas, estudio del basamento ígneo metamórfico,
2008.
Basado en lo indicado en el registro PLT tomado, gran parte de la producción proviene
del basamento, sin embargo, el porcentaje no fue determinado debido a que las
herramientas no atravesaron esta sección al igual que el pozo C-302. El resto de la
producción proviene del cretáceo, a nivel de las formaciones Lisure y Apón.
C-313 Penetró en basamento 591’, completado en julio del 2004, con una producción inicial de
3915 bnpd y 3 %AyS. Se ha caracterizado por ser un buen productor desde sus inicios,
119
sin embargo, ha presentado bruscas pérdidas de producción motivado a una
obstrucción mecánica dentro del hoyo. Las razones expuestas derivaron en la
realización de un trabajo de reacondicionamiento en el año 2004 para restablecer la
producción del pozo. Sin embargo, durante la realización de este trabajo se presentaron
diversos problemas operacionales que obligaron a completar el pozo con tubería de
perforación, produciendo a través de intervalos cañoneados y cementando con
revestidor de 5” las formaciones Río Negro y la base Apón, las zonas donde se
generaron los derrumbes, esto obligó a aislar el Cretácico levantado y solamente dejar
como intervalo productor al basamento.
Durante la perforación del pozo y la evaluación bajo balance (UBD) realizada, se
observó aporte de fluido y gas del pozo a nivel del tope de la Fm. Apón y todo el
intervalo perforado del Basamento. Si se relaciona la tasa de penetración con el peso
sobre la mecha (ROP/PSM) puede interpretarse como zonas de fracturamiento,
concordando estas con la mayoría de zonas permeables que aportaron gas.
010
2094
40
9540
9640
9740
9840
9940
1004
0
1014
0
1024
0
1034
0
1044
0
1054
0
1064
0
1074
0
1084
0
1094
0
1104
0
1114
0
1124
0
1134
0
1144
0
1154
0
1164
0
1174
0
1184
0
1194
0
025
0050
0075
0010
00 0
Tope Socuy Tope La Luna Tope Maraca Tope Lisure Tope AponTope Río Negro Tope Basamento Fondo Pozo R/P Unidades Gas
Figura 55. Registro de UBD, RPM/PSM y Unidades de gas, pozo C-313. Fuente: Reservas, estudio
del basamento ígneo metamórfico, 2008.
Es importante resaltar, que la producción del pozo C-313, durante la obstrucción
encontrada, disminuyó a niveles de producción similares a las de sus pozos vecinos C-
120
303 y C-309 ambos completados en el Cretácico y basamento, de acuerdo a los
registros PLT tomados en ambos pozos, la producción en el segundo, por ejemplo, solo
proviene de las Formaciones Maraca y Lisure, sin producción en basamento. La
producción en el primero proviene tanto del basamento como del Cretácico. Dicho esto,
se pudiera inferir que de los registros PLT el principal aporte antes de la obstrucción
provenía del basamento.
El comportamiento de producción de los cuatro pozos completados en el Basamento
(C-302, C-310, C-313, C-314) se han mantenido por encima de los pozos completados
solo en el yacimiento Cretácico, exceptuando el pozo C-313 debido a que produjo
restringido a través de la tubería de perforación.
En la actualidad el pozo se encuentra cerrado. En el año 2012 se perforó un pozo
reemplazo el pozo exploratorio C-339 cuyo objetivo principal fue probar las reservas del
Prospecto Probable Basamento Norte específicamente en el sistema de fracturas
originado por una falla inversa ubicada en el borde Este del pop-up central (estructura
en flor). Esta falla inversa está asociada a un sistema mayor de fallas inversas-
transcurrentes orientadas NE-SO que define los bordes de dicha estructura alargada en
pop-up (estructura en flor). El pozo fue completado en el año 2013, se observó daño a
nivel de formación debido al lodo utilizado, durante la perforación. Todos estos
inconvenientes, afectaron finalmente la producción del pozo, la cual se encuentra
alrededor de 20 bnpd.
C-314 El pozo penetró en basamento 1067’, se completo en el mes de julio de 2004, con un
caudal inicial de 3714 bnpd y 3 %AyS.
Durante la etapa de perforación se observó aporte de fluidos y gas a nivel de la
Formación Maraca y de los primeros pies perforados en el Basamento también presentó
un importante aporte. El gas registrado fue de 6644 unidades (Basamento) y de 640
unidades (Fm. Maraca).
Con el taladro en sitio se realizó una prueba de producción en la sección Cretácica
121
(antes de la perforación del Basamento), obteniéndose una tasa promedio de 33 b/h
con un alto corte de agua. Una vez perforado la sección basamento se evidenció la
presencia de agua (8 %AyS) a 12591’ MD, por lo que tuvo que colocarse un tapón de
cemento con tope a 12300’MD.
BASAMENTO
APON
Maraca
BASAMENTO
APON
Maraca
Figura 56. Registro de parámetros de producción bajo balance. Fuente: Reservas, estudio del
basamento ígneo metamórfico, 2008.
El 19/02/2008 se realizó trabajo de rehabilitación, limpieza de hoyo debido a que el
mismo se encontraba completado a hoyo desnudo y se derrumbó perdiendo toda su
producción, por lo tanto se intervino para limpiar hoyo de producción de 6” hasta 12100’,
revistió pozo con Liner de 5” aislando zona del cretáceo con empacadura inflable y
siendo completado a nivel de Basamento, se completó pozo con levantamiento artificial
por gas, con la finalidad de recuperar la producción del pozo.
En la figura siguiente se muestra el comportamiento de producción de los pozos
completados en basamento que resultaron en productores.
122
Producción Diaria de Petróleo. Pozos C-302, C-310, C-313 y C-314.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
Dec-99 Apr-01 Sep-02 Jan-04 May-05 Oct-06 Feb-08 Jul-09 Nov-10 Apr-12 Aug-13
Fecha (Años)
Prod
ucci
ón B
ls/d
C-310C-313C-314C-302
Figura 57. Curva de producción de los pozos C-302, C-310, C-313 y C-314. Fuente: Reservas,
estudio del basamento ígneo metamórfico, 2008.
4.3.4 Presiones del yacimiento En la actualidad no se han realizado mediciones de presión en el basamento, sin
embargo, se tomaron las condiciones iniciales de presión de los pozos C-310, C-313,
suponiendo que durante los inicios de la producción la presión dominante fue la
derivada del basamento.
Las presiones medidas por medio de registros provienen de los pozos C-310 y C-313,
los cuales se consideran representativos para las condiciones iniciales de presión en el
basamento.
Tabla 17. Presiones registradas en los pozos C-310 y C-313. Fuente: Baptista, 2013.
Pozo Temp (°F) Presión Inicial (Lpc)
C-310 245 4547
C-313 252 4560
Promedio 249 4550
123
Con el objetivo de mejorar la certidumbre en los valores de presión estática en los YNF
del campo la Concepción es recomendable considerar la realización de una campaña
de toma de presiones estáticas.
4.4 Análisis petrofísico Las propiedades petrofísicas determinadas fueron las siguientes, espesor de granito
total o (EGT), granito neto petrolífero (GNP), la saturación de agua (Swi), y la porosidad
de la fractura (Φf). El cálculo de cada una de estas propiedades se realizó para los
pozos que hayan penetrado el basamento y tengan información suficiente para el
cálculo de las ya mencionadas propiedades.
Durante el desarrollo de este estudio se revisaron los registros correspondientes a los
12 pozos que penetraron el basamento norte del campo la Concepción en la tabla
siguiente se mencionan cada uno de los registros disponibles.
Tabla 18. Registros de pozos disponibles del campo la Concepción que penetraron el basamento.
Fuente: Baptista, 2013.
Pozo
GR
Tot
al
GR
Esp
ectr
al
Res
istiv
idad
Den
sida
d
Neu
trón
Sóni
co
Mas
terlo
g
PLT
Imag
en
C-310 X X X X X X X X N/C C-309 NRZI X NRZI N/C C-314 NRZI X X N/C C-313 X X X X X X X X N/C C-325 X X X X X X X X X C-302 X N/C NRZI X X N/C
C-303ST NRZI X N/C C-303 X X X X X N/C X X N/C
C-319ST NRZI X N/C C-304ST X X X X X X X N/C X
C-230 X N/C X NRZI N/C X N/C C-230STA NRZI X N/C C-230STB X X X X X N/C X N/C
124
C-305 NRZI N/C NRZI X X NRZIC-339ST X N/C X X X N/C X N/C N/C
NRZI: No registró zona de interés
N/C: No corrió el registro
Seguidamente se presenta en la tabla 19 el tope del basamento y el espesor
atravesado correspondiente a los 12 pozos que penetraron el basamento.
Tabla 19. Topes formacionales y espesor total penetrado de pozos que penetraron el Basamento.
Fuente: Baptista, 2013.
Pozo Tope del
Basamento MD (pies)
Tope del Basamento TVD (pies)
Espesor total penetrado MD
(pies)
Espesor total penetrado TVD (pies)
C-310 11286 10898 1083 1075
C-313 11410 11173 591 583
C-325 11696 11660 556 550
C-303 10996 10906 103 100
C-303ST 11035 10968 750 732
C-230STA 12234 12017 60 52
C-230STB 12397 11896 239 186
C-305 12183 12110 165 157
C-302 11280 11194 97 93
C-314 11555 11339 1067 1041
C-304ST 13069 12673 112 103
C-309 11277 11133 52 47
C-319ST 11195 11064 405 405
C-339ST 11274 10994 624 606
PROM 11635 11430 422 409
4.4.1 Validación y edición de los perfiles De la revisión de los perfiles de pozos, resumidos en la tabla 20 se observó lo siguiente:
en los registros de densidad, la matriz utilizada para los cálculos de la porosidad fue
caliza, en otras palabras, que cada uno de los registros analizados, las curvas estaban
125
calibradas a la mencionada matriz, dicho esto, se realizó la corrección a matriz
basamento (roca ígneo-metamórfica), sin embargo, este valor no se mantuvo
constante a lo largo del espesor penetrado en esta formación, debido a su
heterogeneidad, en otras palabras, el valor de densidad fue variable, incluso para cada
200 pies de profundidad, analizados por registro, podía observarse diferencias en la
litología y mineralización, validado también, por las lecturas del Gamma Ray espectral.
Para el caso de los registros sónicos, se observó un comportamiento similar a los
estudiados en los registros de densidad, primeramente se realizó la corrección
correspondiente al tiempo de transito, a roca ígneo-metamórfica, los resultados fueron
bastantes heterogéneos en vista de lo ya mencionado referido a la litología y
mineralización de este yacimiento. Con respecto a los valores de porosidad registrados
por el neutrón se procedió a corregirlos entre valores que oscilaron entre el 1% y 3%
para evitar valores negativos de porosidad. A continuación en la siguiente tabla se
observan los resultados correspondientes a los espesores fracturados por pozo.
Tabla 20. Topes formacionales y espesor fracturado total de pozos que penetraron el Basamento.
Fuente: Baptista, 2013.
Pozo Tope del
Basamento MD (pies)
Tope del Basamento TVD (pies)
Espesor fracturado total
MD (pies)
Espesor fracturado total
TVD (pies)
C-310 11286 10898 380 380
C-313 11410 11173 285 285
C-325 11696 11660 158 158
C-303 10996 10906 44 44
C-230STB 12397 11896 63 63
C-305 12183 12110 22 22
C-302 11280 11194 22 22
C-314 11555 11339 146 146
PROM 11601 11397 140 140
126
4.4.2 Cálculo de porosidad Para el cálculo de la porosidad de fractura se tomaron en cuenta los 12 pozos que
atravesaron el Basamento en el área norte, sin embargo, solo 8 disponían de los
registros para realizar una parte de la evaluación petrofísica (ver tabla 18) y de los
cuales 5 presentaban las curvas necesarias para realizar el cálculo de porosidad. Los
valores resultantes se obtuvieron de los registros ya mencionados, observando un
mayor grado de certidumbre en los valores obtenidos del registro sónico, seguidos por
los de neutrón y densidad respectivamente todo esto debido a la física de cada una de
las herramientas. El parámetro de corte utilizado en cada pozo fue del 10%. Con
respecto a las correcciones realizadas en los registros se consideró matriz basamento
(roca ígneo-metamórfica) motivado a que las curvas estaban calibradas a matriz caliza.
Seguidamente se calculó un valor de porosidad para cada espesor fracturado y realizó
un promedio ponderado por espesor para hallar un valor único de porosidad por pozo. A
continuación se muestra en la tabla siguiente los resultados correspondientes a los
cálculos de porosidad por pozo y la mediana para determinar el valor único de
porosidad considerado para el basamento.
Tabla 21. Valores de porosidad de los pozos que penetraron el Basamento. Fuente: Baptista, 2013.
Pozo Porosidad
(%)
C-310 2.80
C-313 6.98
C-325 4.92
C-303 10
C-230STB 2.6
MEDIANA 4.92
4.4.3 Espesor de granito total (EGT) y granito neto petrolífero (GNP) A continuación en la siguiente tabla se muestra los resultados correspondientes al
espesor de granito total (EGT) y al granito neto petrolífero (GNP) por pozo, con respecto
a este último valor, su derivación resultó compleja motivado a la falta de información
127
referente a registros de producción, porosidad, neutrón y densidad en el área. Dicho
esto se asumió que el espesor fracturado total por pozo representaba el granito neto
petrolífero.
Los valores de granito neto petrolífero fueron considerados hasta el contacto de agua
petróleo original CAPO observado en el pozo C-314 (12120’ TVDss).
De los pozos cuya información de registros no llegaron hasta el CAPO, le fue
extrapolada la data de pozos, con características petrofísicas y posición estructural
similar y que si presentaban información a nivel de registros.
Tabla 22. (EGT) y (GNP) de los pozos que penetraron el Basamento. Fuente: Baptista, 2013.
Pozo (EGT) TVDss al
CAPO (pies) (GNP) TVDss al
CAPO (pies)
C-310 1448 331
C-313 1202 589
C-325 660 190
C-303 1435 451
C-309 1249 613
C-305 203 45
C-302 1162 504
C-314 1007 412
C-339ST 1380 676
C-303ST 1373 673
C-319ST 1272 552
MEDIANA 1126 504
4.4.4 Validación de la evaluación petrofísica
El C-325 es el único pozo que presenta tanto registro de imagen como registros para la
evaluación petrofísica. Con la finalidad de validar esta evaluación a nivel de yacimiento
se correlacionó los datos de porosidad de los perfiles eléctricos con la interpretación de
128
los sistemas de fracturas presentes en el perfil de imagen.
Se comprobó que ambas en interpretaciones, los valores de porosidad en el sónico
coinciden con las fracturas observadas en el perfil de imagen. Dicho esto, se deduce
que la evaluación petrofísica realizada en el yacimiento tiene un alto porcentaje de
confiabilidad.
4.4.5 Cálculo de la saturación de agua (Swi) El valor correspondiente a la saturación de agua (Swi) para el caso de la ecuación del
POES volumétrico es cero, esto motivado a que el concepto de humectabilidad no
aplica, en otras palabras, que existe una completa separación de fases y
adicionalmente que el almacenamiento de los fluidos es a través de las fracturas.
4.4.6 Sumario petrofísico A continuación y luego de la evaluación petrofísica realizada a cada uno de los pozos
que penetraron el basamento del área norte, se resumen los resultados necesarios para
el cálculo del POES volumétrico en la tabla anexa,
Tabla 23. Sumario petrofísico para el cálculo del POES volumétrico. Fuente: Baptista, 2013.
Yacimiento (EGT) TVDss
al CAPO (pies)
(GNP) TVDss al
CAPO (pies)
Porosidad (%)
Swi (%)
Volumen (Acres-Pies)
Basamento Norte 1126 504 4.92 0 422350
4.5 Propiedades de los fluidos 4.5.1 Análisis de crudo (PVT) Tomando en consideración los resultados de estudios previos realizados en el campo la
Concepción con respecto a valores de presión y temperatura, por ejemplo e igualmente
los análisis de laboratorio realizados al gas y al crudo. Los datos básicos considerados
fueron los siguientes,
129
Tabla 24. Datos básicos propiedades del yacimiento. Fuente: Reservas, estudio del basamento ígneo
metamórfico, 2008. Presión del yacimiento 4550 Psia
Temperatura del yacimiento 250 °F
Profundidad 11500 Pies
Gravedad API del Petróleo 34 API
Gravedad especifica del gas 0.7791
La presión de burbuja reportó un valor de 3808.3 psia, según correlación de M & Total.
Con respecto a los valores de Rsi y Boi se obtuvieron a partir de las correlaciones de
Standing, mientras que la viscosidad del crudo por medio de Kartoadmodjo & Schmitd
(por encima del punto de burbuja) y Beggs & Robinson (por debajo del punto de
burbuja). La correlación de Popan fue utilizada para determinar las propiedades del gas.
Dicho esto, los modelos o correlaciones utilizadas son las que más se ajustaron al
campo la Concepción.
A continuación en la tabla 25 se muestran los resultados,
Tabla 25. Resultados correlaciones PVT. Fuente: Reservas, estudio del basamento ígneo
metamórfico, 2008. Presión de burbujeo 3794 Psia
Gravedad específica del petróleo 0.855
Gas en solución inicial (Rsi) 849 pcn/bn
Factor volumétrico del Petróleo (Bo) 1.508 by/bn
Factor de merma 0.7 bn/by
Viscosidad del petróleo 0.364 Cps
Viscosidad del gas 0.013 Cps
130
PROPIEDADES PVT
0.30.3
0.30.4
0.40.40.4
0.40.5
0.50.5
2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000P RES I ÓN, l pc a
μo,
(cps
)
400450
500550
600650700
750800
850900
RS
(pcn
/bn)
mo (cps)Rs (pcn/bn)
38.0
40.0
42.0
44.0
46.0
48.0
50.0
52.0
1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000
PR ESIÓN , lpca
ρο
, (lb
m/p
c)
1.2
1.3
1.3
1.4
1.4
1.5
1.5
1.6
1.6
Bo,
(by/
bn)
ro (lbm/pie3)Bo (by/bn)
131
400
450
500
550
600
650
700
750
800
850
900
1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000
PRESIÓN, lpca
ρο
, (lb
m/p
c)
0.7
0.8
0.8
0.9
0.9
Bo,
(by/
bn)
Rs (pcn/bn)Z
Figura 58. Análisis PVT del prospecto probable basamento norte. Fuente: Reservas, estudio del
basamento ígneo metamórfico, 2008.
4.6 Datos oficiales Durante los años 2007 y 2008 PDVSA Petrowayuu ha preparado varios informes
técnicos que contemplaron el sometimiento de reservas ante el Ministerio del Poder
Popular del Petróleo y Minería (MPPPYM), el objetivo de los mismos fue el de aprobar
las reservas del Basamento, y reclasificarlas a probadas, sin embargo, esto no ha sido
posible, en vista de que el ente regulador ha realizado algunas observaciones a dichos
informes, haciendo especial énfasis en el método utilizado para el cálculo de las
mismas, que para el caso de los informes presentados fue por medio del método
probabilístico en contraposición al método determinístico usado en las definiciones y
normas del Ministerio.
En el oficio código DGEPH/DERT/546 el Ministerio autorizó la reclasificación de las
reservas de posibles (serie 800) a reservas probables (serie 100) y la sustitución del
nombre de (BASMTO CAMPO) a (BASAMENTO NORTE) como prospecto.
Según el libro de reservas de PDVSA – CVP la información oficial para PDVSA
Petrowayuu es la siguiente, reservas probables (serie 100), gravedad API 34, espesor
804 pies, área 712 acres, volumen 572.422 acres – pies, porosidad 4.3%, saturación de
132
petróleo 72,4 %, POES 103.608, Factor de recobro 22,3 %, reservas recuperables
23.105. GOES 87964, reservas recuperables de gas en solución 70371. Lo expuesto
anteriormente puede visualizarse en la siguiente tabla resumen.
Tabla 26. Datos básicos y reservas probables de petróleo (miles de barriles). Fuente: PDVSA CVP, 2011
Tabla 27. Datos básicos y reservas probables de gas natural asociado con el petróleo (millones de pies cúbicos). Fuente: PDVSA CVP, 2011
4.7 Cálculo DEL POES y GOES El cálculo del petróleo original en sitio (POES) se realizó por medio de la ecuación
volumétrica,
( )Boi
SwihAPOES −××××=
17758 φ Ec: 28
POES= Petróleo original en sitio (BN)
7758= Factor de conversión (BY/acres-pies)
133
A= Área del yacimiento (Acres)
h= Espesor promedio del yacimiento (pies)
θ= porosidad promedio (fracción)
Swi= Saturación promedio de agua inicial (fracción)
Boi= Factor volumétrico inicial del petróleo (BY/BN)
Con respecto al gas original en sitio (GOES), se determinó por medio de la siguiente
ecuación,
RsiPOESGOES ×= Ec: 29
GOES= Gas original en sitio (Pcn)
POES= Petróleo original en sitio (Bn)
Rsi= Solubilidad del gas en el petróleo (Pcn/Bn)
El área total tal como se mencionó en el análisis estructural fue calculada por medio del
mapa reinterpretado del Basamento a través del aplicativo AUTOCAD dando como
resultado 1026 acres, el espesor promedio calculado fue de 504 pies, el valor de
porosidad promedio fue 4.92%, la saturación inicial de agua fue de 0, el factor
volumétrico inicial y la solubilidad del gas en el petróleo calculados a través del PVT
disponible fue de 1.508 BY/BN y 849 pcn/bn respectivamente, el volumen promedio fue
de 422350 acres-pies.
A continuación en la tabla siguiente se muestran los resultados obtenidos referido al
cálculo de POES volumétrico y GOES para el prospecto probable Basamento norte del
campo la Concepción.
Tabla 28. Cálculo del POES y GOES para el prospecto probable Basamento norte del campo la
Concepción. Fuente: Baptista 2013. Prospecto Probable Basamento Norte. Campo la Concepción
Yacimiento POES MBLS
GOES MMPC
Área Acres
Basamento Norte 106902 90760 1026
134
4.7.1 Cálculo del factor de recobro y reservas de petróleo El mecanismo de producción predominante observado en los yacimientos fracturados
del campo la Concepción ha sido gas en solución, sin embargo existen zonas de este
yacimiento que presenta posible mecanismo por empuje hidráulico. Para el caso del
prospecto probable Basamento Norte se utilizaron dos metodologías, la primera por
medio de las correlaciones del libro de Aguilera (solo se tomo como referencia), estas
ya han sido abordadas en capítulos anteriores y la segunda por medio de análisis de
declinación.
El factor de recobro no puede calcularse por medio de las correlaciones API debido a
que el yacimiento estudio es de tipo fracturado y de doble porosidad, dicho esto estas
correlaciones no están ajustadas para este tipo de yacimientos. Para estimar el factor
de recobro total por el método de Aguilera se tomo el mínimo valor correspondiente al
intervalo dado referido al mecanismo de producción el cual se denomina declinación
natural más capa de gas, y con respecto al tipo de yacimiento, se tomó el tipo C, debido
a que el almacenamiento de fluidos esta asociado a las fracturas.
Tabla 29. Factores de recobro calculados por correlación vs estadístico y oficial del prospecto probable
Basamento Norte del Campo la Concepción. Fuente: Baptista 2013 MÉTODOS
CORRELACION ESTADÍSTICO CAMPO YACIMIENTO
API AGUILERA OFICIAL REVISION
LA CONCEPCION
BASAMENTO NORTE 20% 35-40% 22,30% 35%
Para el cálculo del factor de recobro considerando el análisis de declinación, se tomó
como modelo la tendencia harmónica, motivado a que este presenta un buen cotejo,
para los yacimientos naturalmente fracturados de doble porosidad. Se obtuvo que los
valores correspondientes a la declinación fueron del 10% y el factor de recobro fue de
23.5% para el periodo de estudio. A continuación los resultados se muestran en la
gráfica siguiente.
135
Figura 59. Análisis de declinación en el basamento norte. Fuente: Baptista, 2013.
A continuación en la tabla 30 se muestran las reservas recuperables tanto de gas como
de petróleo para el Basamento. Las mismas fueron halladas a través de las siguientes
ecuaciones,
Reservas Recuperables= Fr x POES Ec: 30
Reservas Recuperables= Reservas recuperables de petróleo (BLS)
Fr= Factor de recobro (fracción)
POES= Petróleo original en sitio (Bn)
Reservas Recuperables= Rsi x Reservas recuperables de petróleo (fracción) Ec: 31
Reservas Recuperables= Reservas recuperables de gas (PC)
Rsi= solubilidad del gas en el petróleo
2001 04 07 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 55 58 61 64 67 70 73 76 79102
103
104
105
Petro
leo,
bbl
/def
FECHA
Working Forecast ParametersPhase : OilCase Name : Análisis 20/08/08b : 1Di : 0.0928633 A.e.qi : 1579.82 bbl/defti : 04/30/2013te : 09/30/2080Final Rate : 199.934 bbl/defCum. Prod. : 13536.9 bblCum. Date : 04/30/2013Reserves : 11651.6 bblReserves Date : 09/30/2080EUR : 25188.5 bblForecast Ended By : RateDB Forecast Date : Not SavedReserve Type : None
DD== 1100%%
FFRR== 2233..55%%
136
Tabla 30. Reservas recuperables de gas y petróleo del Basamento Norte Campo la Concepción. Fuente: Baptista 2013
Prospecto Probable Basamento Norte. Campo la Concepción
Yacimiento RR de Petróleo MBLS
RR de Gas MPC
Basamento Norte 26726 22690
4.7.2 Comparación de los datos oficiales con los datos de estudio Con la revisión del área, basamento norte, se obtuvo un POES de 106902 MBls, el
GOES fue de 90760 Mpc, las reservas recuperables de crudo y gas fueron las
siguientes 26726 MBls y 22690 Mpc respectivamente. Esto indica un incremento de
3294 MBls en reservas de petróleo y 2796 Mpc en reservas de gas. Producto de una
revisión realizada, donde se observa que el volumen del área y el valor de porosidad de
la misma fueron subestimados.
Tabla 31. Comparación entre los datos oficiales con respecto a los calculados en el estudio. Fuente:
Baptista 2013 Yacimiento POES
MBLS GOES MMPC
Área Acres
RR de Petróleo MBLS
RR de Gas MPC
Basamento Norte
Oficial 103608 87964 712 23105 70371
Basamento Norte
Propuesto 106902 90760 1026 26726 22960
137
CONCLUSIONES
• La revisión del modelo geológico que incluyó la sísmica 3D de las estructuras
existentes responsables del entrampamiento de hidrocarburos en el prospecto
probable Basamento Norte del campo la Concepción, y su posterior
reinterpretación, conllevó a la elaboración de un nuevo mapa estructural e
isopaco, el cual se consideró para el nuevo cálculo volumétrico de reservas.
• La reinterpretación sísmica junto con la elaboración de secciones estratigráficas
en la zona permitió establecer los límites del yacimiento sometido a estudio
determinando así que el valor de la sección o área disponible para el cálculo del
POES era mayor que el valor disponible calculado en estudios anteriores.
• La producción de hidrocarburo en el Basamento se debe a un conjunto de
factores pero principalmente a que la Formación La Luna se encuentra en
contacto directo con la masa granítica por el desplazamiento de la falla principal.
• En vista de que los registros de producción o PLT no llegaron en la mayoría de
los casos hasta la zona de interés resultó dificultosa la determinación del
porcentaje correspondiente al aporte del yacimiento estudio. Por tanto, se asumió
que todo el espesor fracturado hasta el CAPO representaba el GNP o granito
neto petrolífero.
• Se determinó por la información de perforación disponible, que el pozo C-314
atravesó el contacto de agua petróleo original del yacimiento sometido a estudio
a 12120’ TVDss.
• Del total de 12 pozos que atravesaron la sección del Basamento en el área
Norte, 8 pozos disponían de los registros para realizar una parte de la evaluación
petrofísica, y de los cuales solo 5 de ellos presentaban las curvas necesarias
para realizar el cálculo de porosidad.
138
• Los valores correspondientes a la densidad de matriz y tiempo de tránsito de la
formación, parámetros utilizados en los registros de densidad y sónico
respectivamente, fueron variables a lo largo de la sección penetrada en el
basamento, debido a la heterogeneidad presente en la masa granítica del
mencionado yacimiento.
• Los valores obtenidos del registro sónico para los cálculos de porosidad
presentaron mayor grado de certidumbre con respecto a los hallados por neutrón
y densidad, debido a la física de cada una de las herramientas de medición. El
cálculo resultante fue ligeramente mayor que el observado en los libros de
reserva oficial.
• La saturación de agua inicial resultante es cero, motivado a que para el caso del
basamento el concepto de humectabilidad no es aplicable, en otras palabras,
que existe una completa separación de las fases y adicionalmente el
almacenamiento de los fluidos es a través de las fracturas.
• Tanto las reservas de petróleo como de gas, derivadas del estudio, se
incrementaron ligeramente, con respecto al valor oficial en libros. Producto a que
el volumen y la porosidad del área fueron subestimados.
139
RECOMENDACIONES
• Realizar una campaña de toma de presiones estáticas para obtener mayor
información de los YNF del campo la Concepción así como su distribución a lo
largo del mismo.
• Realizar campaña de perfilaje en pozos donde la disponibilidad de información
fue insuficiente para la aplicación de la metodología.
• Realizar el análisis de las muestras de canal del pozo C-310 para determinar el
contenido mineralógico de la roca a través de difracción de rayos X.
• Elaboración del informe técnico, basados en la metodología expuesta para el
nuevo sometimiento de reservas del basamento norte.
140
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