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UNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELAFACULTAD DE INGENIERÍAESCUELA DE INGENIERÍA DE PETROLEO Número:
____________________
Reservado Comisión Estudios dePostgrado
PROYECTO DE TESIS
Título: Modelaje geoestadístico y análisis de riesgo geológico para las unidades productoras
5PS20 y 4PS30 de crudo extrapesado del área reservada del Distrito Cabrutica, Campo Zuata
Principal, de la Faja Petrolífera del Orinoco.
Programa: Especialidad Gerencia Integrada de Yacimientos de Hidrocarburos.
Nivel de Grado:
Especialidad: Maestría Doctorado
Lugar de Ejecución: San Tomé, Edo. Anzoátegui.
Tutor: Arturo Calvo
C.I. N° 11.312.762
Título Académico: MSc. Oil & Gas Engineering.
Teléfono Tutor: 0426-2817317
E-Mail: [email protected]
Estudiante: CARLOS E. ROJAS
C.I. N° 10.216.632
Título Académico que posee: Ing Geologo.
Teléfono Estudiante:0426-6858002
E-Mail: [email protected]
Fechas de Aprobación
Atentamente,Prof. Arturo Calvo
Fecha de Recepción
____/____/____
Comité
Académico:
____/____/____
Comisión Est. de
Postgrado:
____/____/____
Consejo de Facultad:
____/____/____
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Caracas, 15 de Mayo del 2012
ProfesoraVioleta WillsCoordinadora de PostgradoEscuela de Ingeniería de PetróleoFacultad de Ingeniería UCVPresente.
Estimada Prof. Violeta Wills
Me dirijo a usted en la oportunidad de informarle que el Anteproyecto de Tesis titulado:
“Modelaje geoestadístico y análisis de riesgo geológico para las unidades productoras
5PS20 y 4PS30 de crudo extrapesado del área reservada del Distrito Cabrutica, Campo
Zuata Principal, de la Faja Petrolífera del Orinoco.” Presentado por el Ing Carlos E.
Rojas C.I. Nº 10.216.632, como requisito para optar por el título de Especialista en
Gerencia Integrada de Yacimientos de Hidrocarburos. El cual ha sido revisado, por lo
que considero apropiado su tramitación ante la Comisión de Estudios de Postgrado y el
Consejo de la Facultad de Ingeniería. Asimismo, estoy de acuerdo en asumir la
responsabilidad de la tutoría del referido Trabajo Especial de Grado.
Atentamente,Prof. Arturo Calvo
PROYECTO DE TESIS Número:____________________
Reservado Comisión Estudios dePostgrado
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Índice
PROYECTO DE TESIS......................................................................................................1
Índice...................................................................................................................................3
Identificación del Proyecto...................................................................................................4
Introducción.........................................................................................................................5
Objetivos .............................................................................................................................8
General: ...........................................................................................................................8
Específicos:......................................................................................................................8
Marco Teórico. ....................................................................................................................9
Cuenca Oriental de Venezuela .........................................................................................9
Faja Petrolífera del Orinoco ...........................................................................................10
Metodología utilizada. .......................................................................................................11
Fase Teórica: (Bibliografía y adquisición de datos) ........................................................11
Fase Práctica: .................................................................................................................11
Resultados esperados .........................................................................................................12
Aporte al Conocimiento. ....................................................................................................13
Alcance..............................................................................................................................13
Cronograma de actividades. ...............................................................................................14
Bibliografía........................................................................................................................15
Jurado Propuesto: ..............................................................................................................17
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Identificación del Proyecto
Título: Modelaje geoestadístico y análisis de riesgo geológico para las unidades
productoras 5PS20 y 4PS30 de crudo extrapesado del área reservada del
Distrito Cabrutica, Campo Zuata Principal, de la Faja Petrolífera del Orinoco.
Programa: (Especialización)
Área del Conocimiento: (Gerencia Integrada de Yacimientos de
Hidrocarburos)
Línea de Investigación: (Especialidad)
Nivel de Grado:
Especialidad: Maestría Doctorado
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Introducción
El Campo Zuata Principal se encuentra ubicado dentro del Distrito Cabrutica, en la
región Central – Sur del Área Junín, en la Faja Petrolífera del Orinoco (Figura N° 1).
Cuenta con una superficie aproximada de 299,50 Km2. Está localizado a 2 Km de San
Diego de Cabrutica y 81 Km al Suroeste de la población del Tigre. Limita al Norte, Sur,
Este y Sureste por un límite arbitrario asignado a la antigua asociación estratégica
Petrozuata, al Oeste y Suroeste: por un límite de concesión con la Empresa Mixta
Petrocedeño (antigua Sincor).
El ambiente sedimentario varía de Fluvial a Deltaico – Marino somero con influencia de
marea, donde las acumulaciones de hidrocarburos más importantes se encuentran
asociadas principalmente a canales fluviales, rellenos de canal distributario, barras de
desembocadura y las de menor interés están relacionadas con depósitos de la llanura de
inundación y de bahía interdistributaria. Los yacimientos productores pertenecen a las
Formación Oficina de Edad Mioceno Inferior a Medio.
Estructuralmente el Campo Zuata Principal forma parte de un homoclinal fallado,
generalmente de rumbo Este – Oeste con un buzamiento suave de dos a tres grados al
Norte. Existen dos sistemas de fallas normales, uno principal con rumbo Este – Oeste y
buzamiento al Sur y otro secundario de fallas con rumbo Noroeste – Sureste y
gradualmente orienta el buzamiento hacia el Suroeste.
.
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Figura 1. Ubicación geográfica del Campo Zuata Principal (Distrito Cabrutica).
El proyecto de tesis se enfocará en las parasecuencias de interés: 4PS30 y 4PS20,
correspondientes a las formaciones Oficina, Mioceno Inferior, donde se desarrollará el
modelo geoestadístico y análisis de riesgo, consistiendo en:
Elaboración del modelo Sedimentológico.
Elaboración del modelo Petrofisico de Permeabilidad y Porosidad.
Elaboración del modelo Estructural 3D.
Construcción de la malla 3D.
Construcción del modelo Geoestadístico .
Para lograr estos objetivos se dispone de la información proveniente de 36 pozos
estratigráficos con registros especiales y convencionales, y algunos análisis especiales
de núcleos.
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Figura 2. Mapa de Ubicación de Pozos con Núcleos
Figura 3. Mapa de Ubicación de Pozos con registros eléctricos en el área de reserva Este
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Objetivos
General:
Realizar Modelaje Geoestadístico para determinar la configuración de las unidades
hidráulicas pertenecientes a las parasecuencias 5PS20 y 4PS30 ubicadas en el área
reservada del campo Zuata Principal, Faja Petrolífera del Orinoco.
Específicos:
El proyecto de Tesis se concentrará en el análisis y evaluación del Campo Zuata
Principal, donde se establecerá el modelo estático como fase preliminar a la iteración de
parámetros de yacimientos, cumpliendo con los siguientes objetivos:
1.- Caracterización y validación de Marcadores para los topes de las parasecuencias
5PS20 y 4PS30, iniciando por el área Base del Campo Zuata Principal.
2.- Correlación estratigráfica de las parasecuencias 5PS20 y 4PS30, iniciando por el
área Base del Campo Zuata Principal.
3.- Elaboración de Secciones Estratigráficas iniciando por el área Base del Campo Zuata
Principal.
4.- Validación de Análisis de Núcleo e identificación de facies presentes en las
parasecuencias 5PS20 y 4PS30 iniciando por el área Base del Campo Zuata Principal.
5.- Evaluación de los parámetros de facie sedimentarias, espesor y porosidad para la
parasecuencia 4PS30 y 5PS20 en el área explotada tradicional del yacimiento OFINF
SDZ-2X A1, establecer estadísticamente las interrelaciones entre dichos parámetros y
mostrarlas a través de tablas y curvas o ecuaciones para luego aplicar dichos resultados
en la interpretación de facies para el Área Reservada.
6.-Elaboración de los mapas de paleoambientes o paleogeográficos para las
parasecuencias 5PS20 y 4PS30.
7.- Cálculo de espesores de Arena Neta.
8.- Elaboración de Mapas de Arena Neta para las parasecuencias 5PS20 y 4PS30.
9.- Revisión e inventario de la información sísmica 2D.
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10.- Interpretación y correlación de horizontes y fallas. La interpretación de fallas y
horizontes se lleva a cabo de forma simultánea con datos de pozos.
11.- Revisión, Validación de los datos existentes de los perfiles eléctricos, acústicos y
nucleares que serán usados Modelo Básico Inicial, con información de pozos perforados
(Complementación y datos de producción).
12.- Inventario de la Información Especial existente, tomada y procesada (Resonancia
Magnética, Registros eléctricos, resistivos de imágenes y ultrasónicos de imágenes),
Presiones, existencia de Núcleos y análisis especiales, Información sedimentológica.
13.- Evaluación del Modelo de porosidad, calibración núcleo perfil con los resultados
de los análisis convencionales.
14.- Generación y modelado de las superficies 3D, derivadas de los modelos
Estructurales y estratigráficos. Cotejo con los marcadores geológicos.
15.- Generación del Pillar Griding y el Mallado 3D.
16.- Análisis de los datos de Yacimientos (Generación y modelado de los variogramas
teóricos y experimentales, Generaciones de los Histogramas de Frecuencias).
17.- Propagación Geoestadística a través del mallado geoestadístico usando como deriva
externa los mapas de ambientes sedimentarios. Se elaborarán múltiples mapas de
propiedades amarrados a las facies sedimentarías
18.- Generación del cálculo del POES y Análisis de riesgo, generando mapas datos
desde el Percentil 10 (P10) al percentil 90 (P90).
19.- Validación del Modelo Geológico del Área.
Marco Teórico
Cuenca Oriental de Venezuela
Esta cuenca es una depresión topográfica y estructural que se encuentra limitada por la
Cordillera de la Costa al Norte y el Escudo de Guayana al Sur; hacia el Este se extiende
hasta la plataforma continental del Atlántico y al Oeste está separada de la Cuenca de
Barinas por el Arco de El Baúl. Comprende la subcuenca de Guárico al Oeste y la
subcuenca de Maturín al Este. La Cuenca Oriental comprende las zonas petroleras de
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los estados Anzoátegui, Monagas, Guárico, Sucre y Delta Amacuro, con una extensión
de 160.000 Km² es la más extensa y de mayor importancia en Venezuela. Cuenta con
más de 3.300 pozos activos. Dentro de esta cuenca se encuentra la Faja Petrolífera del
Orinoco, en la cual se produce petróleo considerado como pesado y extrapesado.
Faja Petrolífera del Orinoco
La Faja Petrolífera del Orinoco es el territorio que ocupa la franja al sur de la Cuenca
Oriental de Venezuela (Ver figura 4), al sur de los estados Guárico, Anzoátegui,
Monagas y Delta Amacuro, paralela al curso del río Orinoco. Con una longitud de 600
Km. de Este a Oeste y 70 Km. en dirección Norte Sur, con un área aproximada de
55.314 km2. Se estima que las rocas de la Faja Petrolífera del Orinoco contienen
236.000 millones de barriles de crudo extra pesado, lo que la convierte en la reserva de
petróleo más grande del mundo. Está dividida en cuatro zonas de exploración y
producción como son Boyacá (antiguamente conocida como Machete), Junín (antes
Zuata), Ayacucho (antiguo Hamaca) y Carabobo (antes Cerro Negro).
Figura 4. Franja petrolífera del Orinoco, estimado del POES.
POES 549 617 87 227 1480RESERVAS PROBADAS 98 111 17 55 296POES 549 617 87 227 1480RESERVAS PROBADAS 98 111 17 55 296POES 549 617 87 227 1480RESERVAS PROBADAS 98 111 17 55 296POES 549 617 87 227 1480RESERVAS PROBADAS 98 111 17 55 296POES 549 617 87 227 1480RESERVAS PROBADAS 98 111 17 55 296POES 549 617 87 227 1480RESERVAS PROBADAS 98 111 17 55 296
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Metodología utilizada
El flujo de trabajo se desarrollará siguiendo el patrón de estudios para facies clásticas y
estructuras flexurales no consolidadas. El cual organizaremos en dos fases, una teórica y
otra práctica.
Fase Teórica: (Bibliografía y adquisición de datos)
Contempla adquirir toda la información y datos disponibles a través de pruebas de
campo y laboratorio y reportes (geológicos, geofísicos, petrográficos y petrofísicos).
Localizar, analizar e interpretar publicaciones nacionales e internacionales referidas al
tema.
Fase Práctica:
Realizar las correlaciones y determinar los topes de las secuencias estratigráficas de las
unidades de interés. Determinar los ambientes de sedimentación y formaciones del
campo, con el objetivo de conocer el rumbo, buzamiento y las tendencias preferenciales
de los cuerpos sedimentarios del campo, y posteriormente ser usados como deriva
externa en la simulación geoestadística.
Determinar el tipo y calidad de roca reservorio a través del análisis de las presiones
capilares y las permeabilidades relativas del núcleo, tomado en el pozo MFX-026. El
cual apoyará en la correlación núcleo perfil, para determinar y ajustar los modelos
sedimentológicos y petrofísicos, donde se generan los point sets para la elaboración de
los mapas isópacos y los de distribución de fluidos.
Realizar la interpretación sísmica de los horizontes que definen el tope y la base del área
en estudio, los cuales van estar definidos, como tope la arena R0 y como base el
Basamento ígneo-metamórfico. En esta fase se realizará la calibración de los datos
sísmicos con los pozos de la zona, se realizará la interpretación de fallas, horizontes
sísmicos y finalmente, se generará un modelo de velocidades que permitirá realizar la
conversión a profundidad de los horizontes interpretados.
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Construir la malla 3D, o el llamado Geomodelado de yacimientos, el cual consiste en la
construcción de modelo matemático 3D que represente la estructura y estratigrafía de un
área o yacimiento. A través del método de triangulación matemático se generara las
superficies, la cual derivará el pillar gridding que construirá la malla o el Grid 3D del
campo o yacimiento en estudio. Una vez obtenida la malla o modelo de geológico 3D
del yacimiento, se iniciará la fase de propagación geoestadística, la cual puede ser
determinísticas o estocásticas, lo que influirá en la asignación de las propiedades del
yacimiento en la celdas de la malla 3D, dependiendo de las características del área o
yacimiento, la población de los datos y la tendencia que puedan tener los mismo. (Ver
figura 5).
Figura 5, Construcción de la Malla 3D.
Resultados Esperados
Con el modelaje geoestadístico se obtendrá una orientación más finita de la tendencia de
los ambientes sedimentarios y en consecuencia una mejor definición de la distribución
de las unidades de hidráulicas presentes.
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Se construirán los mapas de ambientes sedimentarios guiados por las electrofacies de
los estratos y los resultados del análisis de las facies sedimentarias de los núcleos y
registros eléctricos de pozo.
Se determinará el mapa de espesores más reales y sus puntos de coalescencias dentro de
esos espesores, que permitan mejorar el esquema de explotación del área reservada.
Se generará el Geomodelado de yacimiento con una calidad de 100 x 100 x 2 (tamaño
de celda en x, y, z) que incluirá información geológica y petrofísica, que servirá como
base para la simulación numérica de yacimientos o Modelaje Dinámico. Como
resultado final se generará el reescalado con las propiedades del yacimiento.
Aporte al Conocimiento
Este procedimiento establecerá un procedimiento y/o metodología de trabajo para la
determinación de las tendencias, configuración y preferencias de las unidades de flujo
hidraulicas y así aumentar la certidumbre en la caracterización y elaboración del modelo
estático, de las rocas reservorios de los yacimientos clásticos no consolidados, de
ambientes transicionales a continentales, de las estructuras flexurales de la faja
petrolífera del Orinoco. Esta metodología servirá como soporte para la simulación
numérica de yacimientos y el consiguiente plan de explotación.
Alcance
Realizar la evaluación de los parámetros de facies sedimentarias, espesor y porosidad
para la parasecuencia 4PS30 y 5PS20 en el área explotada tradicional del yacimiento
OFINF SDZ-2X A1, establecer estadísticamente las interrelaciones entre dichos
parámetros y mostrarlas a través de tablas y curvas o ecuaciones para luego aplicar
dichos resultados en la interpretación de facies para el Área Reservada.
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Cronograma de actividades
PROYECTO DE TRABAJO DE GRADO O DE TESIS
Número:
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Reservado Comisión Estudios
de Postgrado
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Bibliografía
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Suter J. R. & Levine S.D. Petrozuata Stratigraphic Pilot Study. Integrate Interpretation
Center. Exploration Production Technology. Conoco, Inc. Houston, Texas, February,
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reservoir in the Orinoco Belt: A Field Case Simulation, SPE 38015, Reservoir
Simulation Symposium, Dallas-USA, June 1997.
F. Lopez-Carrasquero, Petrophysics at the rock matrix scale: hydraulic properties and
petrographic, 2004.
John W. Barnes, Basic Geological Mapping. 2004.
Jonathan Evenick, Introduction to Well Logs and Subsurface Maps. 2008.
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Stefan M. Luthi, Geological well logs: their use in reservoir modeling, 2001.
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Work notes for D&M Petrozuata Reservoir Characterization Notes. Agosto 2000.
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16
Yan C., Morillo, Descripción del Yacimiento O-16, área Cerro Negro, Bitor, mediante
técnicas Geoestadisticas, Tesis de Grado U.C.V., Caracas. Junio 2003.
Erick M., Calderon, Construcción de Modelos Geoestadisticos a escala centimetrica de
Facies Heteroliticas, en las secciones informales C1 y C2 de la Formación Oficina,
Campo San Diego, Zuata (Edo. Anzoátegui), Tesis de Grado, Caracas. Noviembre
2002.
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Jurado Propuesto:
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