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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA

Análisis del potencial hidrocarburífero de la formación Hollín superior del Campo Drago,

Cuenca Oriente, Ecuador.

Trabajo de investigación previo a la obtención del Título de Ingeniera en Geología

Grado Académico de Tercer Nivel

Autora: Kimberly Salomé Carrillo Meléndez

Tutor: Ing. Jairo Geovanny Bustos Cedeño Ms.C.

Quito 2020

ii

DERECHOS DE AUTOR

Yo, Kimberly Salomé Carrillo Meléndez en calidad de autor y titular de los derechos morales y

patrimoniales del trabajo de titulación “ANÁLISIS DEL POTENCIAL HIDROCARBURÍFERO

DE LA FORMACIÓN HOLLÍN SUPERIOR DEL CAMPO DRAGO, CUENCA ORIENTE,

ECUADOR” modalidad presencial, de conformidad con el Art. 114 del CÓDIGO ORGÁNICO

DE LA ECONOMÍA SOCIAL DE LOS CONOCIMIENTOS , CREATIVIDAD E

INNOVACIÓN, concedo a favor de la Universidad Central del Ecuador una licencia gratuita,

intransferible y no exclusiva para el uso no comercial de la obra, con fines estrictamente

académicos. Conservo a mi favor todos los derechos de autor sobre la obra, establecidos en la

normativa citada.

Asimismo, autorizo a la Universidad Central del Ecuador para que realice la digitalización y

publicación de este trabajo de titulación en el repositorio virtual, de conformidad a lo dispuesto en

el Art. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.

El autor declara que la obra objeto de la presente autorización es original en su forma de expresión

y no infringe el derecho de autor de terceros, asumiendo la responsabilidad por cualquier

reclamación que pudiera presentarse por esta causa y liberando a la Universidad de toda

responsabilidad.

_____________________________

Kimberly Salomé Carrillo Meléndez

C.C: 1724070618

iii



AMBIENTAL


APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TUTOR

Yo, Jairo Geovanny Bustos Cedeño, en calidad de tutor del trabajo de titulación “ANÁLISIS DEL

POTENCIAL HIDROCARBURÍFERO DE LA FORMACIÓN HOLLÍN SUPERIOR DEL

CAMPO DRAGO, CUENCA ORIENTE, ECUADOR”, elaborado por la señorita KIMBERLY

SALOMÉ CARRILLO MELÉNDEZ, con C.I. 1724070618, estudiante de la Carrera de Ingeniería

en Geología, Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental de la Universidad

Central del Ecuador, considero que el mismo reúne los requisitos y méritos necesarios en el campo

metodológico y epistemológico, para ser sometido a la evaluación por parte del jurado examinador

que se designe, por lo que lo APRUEBO, a fin de que el trabajo investigativo sea habilitado para

continuar con el proceso de titulación determinado por la Universidad Central del Ecuador.

En la ciudad de Quito, a los 26 días del mes de noviembre del 2019.

Ing. Jairo Geovanny Bustos Cedeño Ms.C.

C.C: 0922962923

TUTOR

iv



AMBIENTAL


APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TRIBUNAL

El tribunal constituido por Ing. Cristian Zura e Ing. Víctor Collaguazo.

DECLARAN: Que la presente tesis denominada: “ANÁLISIS DEL POTENCIAL

HIDROCARBURÍFERO DE LA FORMACIÓN HOLLÍN SUPERIOR DEL CAMPO DRAGO,

CUENCA ORIENTE, ECUADOR”, ha sido elaborada íntegramente por la señorita Kimberly

Salomé Carrillo Meléndez, egresada de la Carrera de Geología, ha sido revisada y calificada.

Ha emitido el siguiente veredicto: Se ha aprobado el Proyecto de Tesis para su defensa oral.

En la ciudad de Quito, a los 09 días del mes de enero de 2020.

Ing. Cristian Zura Ing. Víctor Collaguazo

MIEMBRO DEL TRIBUNAL MIEMBRO DEL TRIBUNAL

v

DEDICATORIA

A Dios por darme la fuerza cada día.

A mi hermosa familia que ha estado conmigo incondicionalmente con su amor, paciencia y

sabiduría.

vi

AGRADECIMIENTOS

A Dios por ser la luz de mi camino y por su inmenso amor.

A mi familia quienes me han alentado por ser mejor cada día y no rendirme jamás.

Al ingeniero Jairo Bustos y a Petroamazonas EP por brindarme la oportunidad de realizar mi

proyecto de titulación y guiarme durante cada paso.

A los ingenieros Hugo, Evelyn, Nataly, Cristian y Víctor quienes me ayudaron y enseñaron

con paciencia y dedicación.

A Ale, Carlita, Jaime, Daniel, Carlos y Fabricio que fueron mis amigos y profesores.

A mis mejores amigas Alejandra y Kelly que han estado conmigo apoyándome y

aconsejándome.

A mis amigos de la universidad Kevin, Daniel, Bryan, Mauricio, David, Carlitos, Cristian,

Lili, Sol y Evelyn con quienes he pasado y compartido buenos momentos.

vii

CONTENIDO

RESUMEN ............................................................................................................................. xvii

ABSTRACT .......................................................................................................................... xviii

CAPÍTULO I .............................................................................................................................. 1

INTRODUCCIÓN ..................................................................................................................... 1

1.1. Antecedentes .................................................................................................................... 1

1.2. Planteamiento del Problema ............................................................................................. 1

1.3. Justificación ...................................................................................................................... 2

1.4. Objetivos .......................................................................................................................... 2

1.4.1. Objetivos General ......................................................................................................... 2

1.4.2. Objetivos Específico ..................................................................................................... 3

1.5. Alcance ............................................................................................................................. 3

CAPÍTULO II ............................................................................................................................ 4

MARCO TEÓRICO ................................................................................................................... 4

2.1. Generalidades del Campo ................................................................................................... 4

2.1.1. Ubicación Geográfica ....................................................................................................... 4

2.1.2. Actualidad del Campo ...................................................................................................... 5

2.2. Geología Regional ............................................................................................................... 6

2.2.1. Estratigrafía Regional de Cuenca Oriente ........................................................................ 6

2.3. Geología Local .................................................................................................................... 9

2.4. Geología Estructural .......................................................................................................... 10

2.5. Descripción Sedimentológica ............................................................................................ 11

2.5.1. Estructuras Sedimentarias .............................................................................................. 11

2.5.2. Facies .............................................................................................................................. 13

viii

2.6. Propiedades petrofísicas .................................................................................................... 14

2.6.1. Volumen de Arcilla ........................................................................................................ 14

2.6.2. Porosidad ........................................................................................................................ 15

2.6.3. Saturación de Agua ........................................................................................................ 16

2.6.4. Permeabilidad ................................................................................................................. 18

2.6.5. Zonas de pago ................................................................................................................ 18

2.6.6. Petróleo Original en Sitio ............................................................................................... 19

2.7. Calidad de Reservorio ....................................................................................................... 20

2.7.1. Unidades de flujo ........................................................................................................... 20

2.7.2. Plot de Winland (R35) ................................................................................................... 21

2.7.3. Plot Estratigráfico Modificado de Lorenz y Perfil de Flujo Estratigráfico .................... 22

CAPÍTULO III ......................................................................................................................... 23

MARCO METODOLÓGICO .................................................................................................. 23

3.1. Tipo de Investigación ........................................................................................................ 23

3.2. Universo y Muestra ........................................................................................................... 23

3.3. Evaluación Petrofísica ....................................................................................................... 23

3.3.1. Volumen de Arcilla ........................................................................................................ 24

3.3.2. Saturación y Porosidad ................................................................................................... 24

3.3.3. Cut Off y Zonas de Pago ................................................................................................ 25

3.3.4. Permeabilidad ................................................................................................................. 26

3.4. Petróleo Original en Sitio .................................................................................................. 27

3.5. Determinación de Facies ................................................................................................... 27

3.5.1. Litofacies ........................................................................................................................ 27

3.5.2. Electrofacies ................................................................................................................... 29

3.6. Determinación de Unidades de Flujo ................................................................................ 30

ix

3.6.1. Winland (R35) ................................................................................................................ 30

3.6.2. Plot Estratigráfico Modificado de Lorenz ...................................................................... 31

3.6.3. Perfil de Flujo Estratigráfico (SFP) ................................................................................ 32

CAPÍTULO IV ......................................................................................................................... 34

PRESENTACIÓN DE DATOS Y RESULTADOS ................................................................ 34

4.1. Caracterización Petrofísica ................................................................................................ 34

4.2. Cálculo de POES ............................................................................................................... 35

4.3. Definición de Facies .......................................................................................................... 36

4.4. Calidad de Reservorio ....................................................................................................... 38

4.4.1. Drago Norte - 001 .......................................................................................................... 39

4.4.2. Drago Norte – 006 .......................................................................................................... 42

4.4.3. Drago Norte – 011 .......................................................................................................... 45

4.4.4. Drago Norte – 037 .......................................................................................................... 47

4.4.5. Drago Este -001 .............................................................................................................. 50

4.4.6. Drago – 001 .................................................................................................................... 52

CAPÍTULO V .......................................................................................................................... 55

DISCUSIÓN ............................................................................................................................ 55

CAPÍTULO VI ......................................................................................................................... 58

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................................................... 58

6.1. Conclusiones ..................................................................................................................... 58

6.2. Recomendaciones .............................................................................................................. 59

CAPÍTULO VII ....................................................................................................................... 61

BIBLIOGRAFÍA ..................................................................................................................... 61

CAPÍTULO VIII ...................................................................................................................... 66

ANEXOS ................................................................................................................................. 66

x

LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Mapa de ubicación del Bloque Shushufindi - Libertador. ........................................ 4

Figura 2. Ubicación del Campo Drago en el Bloque Shushufindi - Libertador ....................... 5

Figura 3. Interpretación de la paleogeografía de Hollín, mostrando sus cuatro etapas de

evolución.. .................................................................................................................................. 7

Figura 4. Paleogeografía de Hollín durante el Albiano............................................................ 8

Figura 5. Columna estratigráfica del Oeste de la Cuenca Oriente.. ......................................... 9

Figura 6. Columna estratigráfica del Campo Drago. ............................................................. 10

Figura 7. Traza sísmica Campo Drago N-S. .......................................................................... 11

Figura 8. A. Ripples; B. y C. Estratificación Cruzada Paralela y Transversal; D. Estratificación

Flaser, Wavy y Lenticular. ....................................................................................................... 13

Figura 9. Diagrama mostrando un rango generalizado de las respuestas de las formas de las

curvas de los registros GR o SP, representando una clasificación de electrofacies. ................ 14

Figura 10. Tipos de porosidad en una roca sedimentaria. ...................................................... 16

Figura 11. Gross Rock, Net Sand, Net Reservoir, Net pay. ................................................... 19

Figura 12. Presencia de mercurio en un medio poroso y permeable. .................................... 21

Figura 13. Determinación del Volumen de Arcilla del pozo Drago Norte - 011 mediante el

indicador simple y doble. ......................................................................................................... 24

Figura 14. Parámetros para el cálculo de la saturación de agua del pozo Drago Norte-011. 25

Figura 15. Plot resultante del cálculo de Cut Off del pozo Drago Norte - 011 ...................... 26

Figura 16. Cálculo de la permeabilidad para el pozo Drago Norte - 011. ............................. 26

xi

Figura 17. Cálculo de POES de la formación Hollín superior en el campo Drago................ 27

Figura 18. Ubicación de pozos del campo Drago .................................................................. 28

Figura 19. Determinación de litotipos a partir de la relación porosidad versus

permeabilidad. .......................................................................................................................... 29

Figura 20. Proceso de Cluster Analysis para la determinación de electrofacies .................... 29

Figura 21. Proceso estadístico y selección del método para el cálculo de tipos de roca. ...... 30

Figura 22. Plot de Winland y determinación de los tipos de roca del pozo Drago Norte -

001 ............................................................................................................................................ 31

Figura 23. Plot Estratigráfico de Lorenz del pozo Drago Norte - 001. .................................. 32

Figura 24. Perfil de Flujo Estratigráfico del pozo Drago Norte-001. .................................... 33

Figura 25. Resultados de la petrofísica del pozo Drago Norte - 011 ..................................... 34

Figura 26.Resultados del cálculo de POES para la formación Hollín superior del campo

Drago. ....................................................................................................................................... 35

Figura 27. Mapa de espesor neto de la formación Hollín superior y pozos con potencial

hidrocarburífero ........................................................................................................................ 35

Figura 28. A. Arenisca fina con laminación crinkled; B. Lutita con laminación lenticular; C.

Arenisca de grano medio con microfracturas y estratificación cruzada; D, Arenisca de grano

fino cementada; E. Areniscas intercaladas con lutitas negras. ................................................. 36

Figura 29. A. Arenisca de grano medio con estratificación cruzada y glauconita; B. Arenisca

de grano fino con laminación horizontal; C. Arenisca de grano medio masiva. ..................... 36

Figura 30. Electrofacies del pozo Drago Norte – 037 ............................................................ 38

Figura 31. Ubicación de los pozos de estudio para la determinación de la calidad del

reservorio .................................................................................................................................. 38

xii

Figura 32. Curva R35 para el pozo Drago Norte - 001 .......................................................... 39

Figura 33. Izq. Plot Estratigráfico de Lorenz; Der. Plot Estratigráfico de Lorenz Modificado

para el pozo DRRA - 001 ......................................................................................................... 40

Figura 34. Centro Plot Estratigráfico de Lorenz de la Unidad de Flujo "2"; Izq y Der. Litofacies

AGM, LALL y AFX. ............................................................................................................... 41

Figura 35. Curva resultante del R35 del pozo DRRA – 001 .................................................. 41

Figura 36. Winland R35, pozo DRRA - 006 .......................................................................... 42

Figura 37. Curva resultante R35 para el pozo DRRA - 006 .................................................. 43

Figura 38. Izq. Plot Estratigráfico de Lorenz; Der. Plot Estratigráfico de Modificado de Lorenz

para el pozo DRRA - 006 ......................................................................................................... 43

Figura 39. Perfil Estratigráfico de Flujo pozo DRRA - 006 .................................................. 44

Figura 40. Winland R35, pozo DRRA – 011. ........................................................................ 45

Figura 41. Curva resultante R35 para el pozo DRRA – 011. ................................................. 45

Figura 42. Izq. Plot Estratigráfico de Lorenz; Der. Plot Estratigráfico Modificado de Lorenz

para el pozo DRRA - 011 ......................................................................................................... 46

Figura 43. Perfil Estratigráfico de Flujo pozo DRRA - 011 .................................................. 47

Figura 44. Winland R35, pozo DRRB – 037 ......................................................................... 47

Figura 45. Curva resultante R35 para el pozo DRRB – 037. ................................................. 48


para el pozo DRRB - 037 ......................................................................................................... 48

Figura 47. Perfil Estratigráfico de Flujo pozo DRRB - 037 .................................................. 49

Figura 48. Winland R35, pozo DRTA - 001 .......................................................................... 50

Figura 49. Curva resultante R35 para el pozo DRTA – 001. ................................................. 50

xiii


para el pozo DRTA - 001 ......................................................................................................... 51

Figura 51. Perfil Estratigráfico de Flujo DRTA - 001 ........................................................... 52

Figura 52. Winland R35, pozo Drago - 001 ........................................................................... 52

Figura 53. Curva resultante R35 para el pozo Drago - 001 ................................................... 53

Figura 54. Plot Estratigráfico de Lorenz del pozo Drago - 001 ............................................. 53

Figura 55. Perfil Estratigráfico de Flujo del pozo Drago - 001 ............................................. 54

Figura 56. Modelo de porosidad y volumen de arcilla de la formación Hollín superior en el

campo Drago ............................................................................................................................ 55

Figura 57. Presencia de cuerpos de lutitas en los pozos Drago Norte - 001 y Drago Norte - 011

en el campo Drago ................................................................................................................... 57

xiv

LISTA DE TABLAS

Tabla 1. Reporte del cálculo de POES del campo Drago .......................................................... 5

Tabla 2. Determinación de tipos de roca en base a la porosidad y permeabilidad .................. 31

Tabla 3. Descripción de las litofacies de la formación Hollín superior .................................. 37

Tabla 4. Resumen de los resultados de porosidad, permeabilidad y tipo de roca para el pozo

DRRA - 001 ............................................................................................................................. 39

Tabla 5. Resumen de parámetros para la elaboración del SMLP del pozo DRRA - 001........ 40

Tabla 6. Resumen de parámetros para la elaboración del SMLP para la unidad de flujo

“dos” ......................................................................................................................................... 42



Tabla 9. Resumen de parámetros para la elaboración del SMLP del pozo DRRB - 037 ........ 49

Tabla 10. Resumen de parámetros para la elaboración del SMLP del pozo DRTA - 001 ...... 51

Tabla 11. Resumen de parámetros para la elaboración del SMLP del pozo Drago - 001 ....... 54

xv

LISTA DE ANEXOS

Anexo A. Sumario de resultados para la formación Hollín superior ...................................... 66

Anexo B. Masterlog del pozo DRTA – 001 ........................................................................... 67

Anexo C. Perfiles Geológicos ................................................................................................. 68

Anexo D. Columnas Estratigráficas. ....................................................................................... 71

Anexo E. Descripciones de núcleos ........................................................................................ 72

xvi

ABREVIATURAS Y SIGLAS

API: American Petroleum Institute

BPP/STB: Barriles

BPPD: Barriles de petróleo por día

BSW: Basic Sediment and Water

BVW: Bulk Volume Water

Boi: Factor volumétrico de formación de

petróleo inicial

CAP: Contacto agua – petróleo

CAL: Caliper

Dec: Décima

DLL: Dual Laterolog

DT: Sónico

Ft: Pies

GR: Gamma Ray

K: Permeabilidad

MD: Profundidad Media

NG: Net to gross

NPHI: Neutrón

PAD: Platforma

PEF: Factor Fotoeléctrico

POES: Petróleo original en sitio

RT: Resistividad Profunda

RHOB: Densidad

RXO: Resistividad somera

Rw: Resistividad del agua

SMLP: Plot Estratigráfico de Lorenz

SFL: Perfil de Flujo Estratigráfico

TVDSS: True vertical Depth Subsea

xvii

TEMA: “Análisis del potencial hidrocarburífero de la formación Hollín superior del Campo

Drago, Cuenca Oriente, Ecuador.”

Autora: Kimberly Salomé Carrillo Meléndez

Tutor: Jairo Geovanny Bustos Cedeño

RESUMEN

La formación Hollín es uno de los reservorios de relevancia en la cuenca Oriente por su atractivo

hidrocarburífero; en el campo Drago esta formación es considerada como un reservorio secundario

conformado principalmente por areniscas con características petrofísicas de volumen de arcilla del

18.32%, porosidad efectiva del 13.26% y saturación de agua del 35.25% calculados a partir de

análisis convencionales, además de contar con un valor de petróleo original en sitio de 10,21

MMBls.

La formación Hollín superior consta de tres tipos de roca principales obtenidos a partir de

correlaciones de porosidad y permeabilidad basados en métodos gráficos, estos corresponden a

tipo “Buena, Regular y Mala”, de igual forma estos datos fueron representados en el Plot

Estratigráfico Modificado de Lorenz dando como resultado entre tres a cinco unidades de flujo

cada una con características distintivas de capacidad de flujo y almacenamiento.

Presentando así, una calidad de reservorio de buena a regular, en donde las zonas con mayor

potencial para la producción son con el tipo de roca “Bueno”, el cual muestra zona de pago

atractiva para la producción.

PALABRAS CLAVE: HOLLÍN SUPERIOR / PETROFÍSICA / POROSIDAD /

PERMEABILIDAD / UNIDADES DE FLUJO.

xviii

TEMA: “Analysis of hydrocarbon potential of the upper Hollín Formation of Drago Field,

Oriente basin, Ecuador.”

Author: Kimberly Salomé Carrillo Meléndez

Tutor: Jairo Geovanny Bustos Cedeño

ABSTRACT

Hollín formation is one of the relevant reservoirs in the Oriente basin, due to the hydrocarbon

attraction. In Drago field, such formation is deemed a secondary reservoir, mainly composed of

sandstones with petrophysical characteristics with clay volumes of 18.32%, and effective porosity

of 13.26% and water saturation of 35.25% calculated from conventional analysis, in addition to

counting with an original oil value in the site of 10.21 MMBls approximately.

The upper Hollín formation is composed of three main types of rock obtained from porosity

and permeability correlations, based on graphic methods, that correspond to “Good, Fair and Bad”.

Data were represented in a Lorenz’ Stratigraphic Modified Plot, resulting in three to five flow units

each, with distinctive characteristics of flow and storing capacities.

It was presented this way, a reservoir with good to fair quality, and the zones with the higher

potential for production are “Good” type of rock, showing a considerable payment zone for

production.

KEY WORDS: UPPER HOLLÍN / PETROPHYSICS / POROSITY / PERMEABILITY /

FLOW UNITS.

1

CAPÍTULO I

INTRODUCCIÓN

1.1. Antecedentes

El campo Drago, Drago Norte y Drago Este fueron definidos a través de líneas sísmicas 2D en

el año 1972 por la Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE), en donde fueron conocidos

en un inicio como prospecto Vista Sur. En el año 2006, PETROPRODUCCIÓN realiza una nueva

campaña de interpretación en el cubo sísmico 3D en el área de Shushufindi y a partir de esta fecha

su nombre cambia a Campo Drago (Petroamazonas EP, 2018).

Durante el 2007, PETROPRODUCCIÓN perfora un pozo exploratorio “Drago 1” con un TD

de 10430’, el cual presentó una producción de 832 BPPD con 1% de BSW y 27.9° API del

reservorio U Inferior, posteriormente con una serie de perforaciones de pozos de exploración

avanzada y desarrollo determinan el potencial hidrocarburífero con reservorios principales U y T

inferior, y con reservorios secundarios Basal Tena, U y T superior y Hollín Superior (Betancourt

& Caicedo, 2012). La formación Hollín superior presenta una producción histórica de ~300.000

BPP provenientes de pozos como Drago Este -001 y Drago Norte 001 y 011 (Petroamazonas,

2018).

1.2. Planteamiento del Problema

En el Ecuador se extrajo un aproximado de 517.000 BPPD durante el 2018 (Petroamazonas EP,

2018), en donde la mayor parte de las reservas pertenecen a formaciones como Hollín y areniscas

U y T; pero con el afán de aumentar las reservas y a su vez la producción, se ha optado por otras

técnicas para estudiar a mayor profundidad reservorios secundarios con el fin de buscar zonas con

las propiedades óptimas para la extracción de hidrocarburo.

2

Uno de los métodos para el estudio de dichas propiedades es mediante la determinación de la

calidad del reservorio, que a su vez depende del conocimiento de ambientes de depósito, tipos de

roca y capacidad de flujo y almacenamiento (Natbway & Kassab, 2014). Esto aplicado para una

formación no antes estudiada a detalle permite que se puedan establecer mayores características

sobre todo el yacimiento y por ende el aumento de la factibilidad económica del mismo.

1.3.Justificación

Considerando la disminución de las reservas de petróleo en el Ecuador en los últimos años se

han desarrollado técnicas para el estudio a detalle de reservorios secundarios como la formación

Hollín superior en el Campo Drago, con el objetivo de incrementar recursos y consecuentemente

la producción del mismo. Así también, los factores que se buscan establecer no solo permitirán el

aumento de la producción, si no también brindarán resultados que pueden ser replicados para otros

campos o ser la base para el planteamiento de los respectivos métodos para la extracción del

hidrocarburo.

A través de este proyecto de investigación, se determinará las características principales que

controlan a un yacimiento petrolero como la porosidad y la permeabilidad en conjunto con sus

características secundarias como ambientes de depósito y contenido de minerales, lo que permitirá

determinar la calidad del reservorio y posteriormente su potencial hidrocarburífero.

1.4.Objetivos

1.4.1. Objetivos General

Analizar el potencial hidrocarburífero de la formación Hollín superior del Campo Drago en la

Cuenca Oriente.

3

1.4.2. Objetivos Específico

I. Interpretar la petrofísica a detalle de la formación Hollín superior para la obtención de

la porosidad e inferir la permeabilidad.

II. Determinar las unidades de flujo basados en el método estratigráfico modificado de

Lorenz.

III. Calcular las zonas de pago en la formación Hollín superior y el volumen de petróleo

original en sitio.

1.5. Alcance

Determinar los parámetros petrofísicos primarios como: la porosidad, volumen de arcilla y

saturación de agua y estimar la permeabilidad de la formación Hollín superior a través de la

interpretación de registros eléctricos del campo Drago.

Además, analizar el potencial hidrocarburífero en base al desarrollo e interpretación del Plot

Estratigráfico Modificado de Lorenz, el cual correlaciona la evaluación petrofísica, litológica y de

unidades de flujo de los pozos del campo Drago.

4

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

2.1. Generalidades del Campo

2.1.1. Ubicación Geográfica

Geográficamente se localiza a aproximadamente 240 Km de la ciudad de Quito en la provincia

de Sucumbíos (Figura 1).

Figura 1. Mapa de ubicación del Bloque Shushufindi - Libertador.

Elaborado por. Kimberly Carrillo

El Campo Drago consta de dos estructuras diferentes Drago Norte y Drago Este, estas se ubican

en el corredor Sacha-Shushufindi en el bloque 57 conocido como Shushufindi - Libertador, al

noreste del Campo Sacha y al oeste del Campo Shushufindi en la Cuenca Oriente (Figura 2).

5

Figura 2. Ubicación del Campo Drago en el Bloque Shushufindi - Libertador

Fuente. Petroamazonas EP, 2018

2.1.2. Actualidad del Campo

Petroamazonas EP (2018), realizó el cálculo del POES del campo Drago basándose en estudios

estructurales, estratigráficos y de fluidos, además de la estimación de reservas mediante el método

de declinación (Tabla 1).

Tabla 1

Reporte del cálculo de POES del campo Drago

Reservorio

Petróleo Original en Sitio

(POES)

BPP

Hollín Superior 8,294,686

Nota: Reporte anual 2018 del Activo Shushufindi – Bloque 57.

Modificado de: Petroamazonas EP, 2018.

El reservorio de la formación Hollín superior es considerado secundario debido a su bajo

potencial respecto a los demás reservorios del campo (Petroamazonas EP, 2018), pero en los pozos

6

tales como Drago Este 001 y Drago Norte 001 y 011 se extrajeron un total 58.000 BPP para el

primer periodo del 2019, lo que lo ha convertido en un prospecto llamativo para nuevos estudios

de desarrollo (Petroamazonas EP, 2018).

2.2. Geología Regional

La Cuenca Oriente constituye una cuenca de ante-país de transarco que forma parte de la gran

cuenca precratónica que se extiende entre el cratón brasileño Guyanés y los Andes.

Morfológicamente se caracteriza por presentar relieves de 2,000 a 200 m desde la zona subandina

hasta la planicie amazónica respectivamente (Barragán et al., 2014).

Baby et al. (1998) determina la presencia de tres corredores estructurales petrolíferos conocidos

como: (1) Sistema Subandino, constituido por fallas inversas de alto a bajo ángulo con

características de tectónica transpresiva y movimientos dextrales altamente deformado durante el

Plioceno y Cuaternario (2) Corredor Sacha-Shushufindi, el cual abarca los campos más grandes

del Ecuador, se encuentra deformado por mega-fallas de rumbo que se convierten en estructuras

de flor a profundidad y (3) Sistema Capirón Tiputini, que presentan estructuras tectónicas

invertidas de un semi-graben pre-cretácico.

2.2.1. Estratigrafía Regional de Cuenca Oriente

2.2.1.1. Cretácico

El intervalo Aptiense a Campaniense se encuentra conformado por secuencias de areniscas,

lutitas, calizas y limolitas que representan periodos transgresivos y regresivos que conforman las

formaciones Hollín y Napo (Baby et al., 2014).

Su estudio detallado se basa en el interés comercial que representa debido a que la principal

producción de hidrocarburo proviene en su mayoría de areniscas fluvio – deltaicas y marinas de

las formaciones Hollín, Napo y Tena (Dashwood & Abbotts, 1990).

7

2.2.1.1.1. Formación Hollín

La formación Hollín se superpone a la Formación Chapiza/Misahualli en una inconformidad

angular, esta se encuentra conformada principalmente por intercalaciones entre areniscas y lutitas

que indican una rápida transgresión marina (Dashwood & Abbotts, 1990).

Según Shanmugan et al. (2000), después de la elevación y erosión regional de los volcánicos

de Misahualli se depositaron las areniscas de Hollín principal en un ambiente fluvial y estuarino

dominado por mareas (Primera Etapa), posteriormente se dio el desarrollo del estuario y un

aumento en el nivel del mar lo que produjo la deposición de Hollín Superior (Segunda y Tercera

Etapa); la etapa final representa una plataforma bien desarrollada en un ambiente marino el cual

es bien evidenciado en el tope de Hollín en el Campo Sacha (Figura 3).

Figura 3. Interpretación de la paleogeografía de Hollín, mostrando sus cuatro etapas de evolución. Fuente. Shanmugam et

al., 2000.

Por otro lado, White et al. (1995) determina la presencia de cinco etapas deposicionales

sucesivas: tres secuencias en Hollín Principal y dos para Hollín Superior.

8

Hollín Principal

Se interpreta como depósitos fluviales de canal y llanuras de inundación conformado por

areniscas cuarzosas de grano fino a muy grueso separadas por láminas de lutitas. Esta se encuentra

superyacida por areniscas de grano fino intercaladas con lutitas menores a 30 cm de espesor. La

tercera facie se compone por lutitas mezcladas con finas capas de areniscas de grano muy fino

laminadas posiblemente relacionada con canales de abandono (White et al., 1995; Figura 4).

Figura 4. Paleogeografía de Hollín durante el Albiano. Fuente. White et al., 1995.

Hollín Superior

La subida del nivel del mar marca el cambio de ambientes entre la Hollín principal y superior,

en donde, las litofacies indican la deposición de una llanura costera que alcanza hasta 15m de

9

espesor en la cuenca (Dashwood & Abbotts, 1990). Esta zona se encuentra compuesta por

areniscas de grano fino a medio laminadas y con estratificación cruzada intercaladas con pequeñas

capas de lutitas (White et al., 1995). La litofacie correspondiente a un ambiente marino somero

que se caracteriza por la presencia de areniscas con glauconita y cuarzo con intercalaciones de

calizas micríticas y fosilíferas, margas y lutitas.

Figura 5. Columna estratigráfica del Oeste de la Cuenca Oriente. Fuente. White et al., 1995.

2.3. Geología Local

Petroamazonas EP (2018) describe la estratigrafía de Hollín Superior como cuerpos de arena

arcillosa con discontinuidad vertical y de gran extensión lateral, formadas en ambientes de

planicies o zonas inferiores de barras. Hacia el tope de esta formación se puede encontrar areniscas

glauconíticas, mientras que, hacia suroeste de la estructura aparecen arenas limpias que forman

cuerpos de dirección NW-SE que corresponden a barras y canales dominados por mareas (Figura

6).

10

Figura 6. Columna estratigráfica del Campo Drago. Fuente. Petroamazonas EP, 2018.

2.4. Geología Estructural

El campo Drago, Drago Norte y Drago Este corresponde a una estructura anticlinal asimétrica

con un eje de dirección aproximada N – S, constituida de tres altos principales, (1) Drago al

11

suroeste, (2) Drago Norte al norte y (3) Drago Este al sureste. La formación de esta estructura es

el resultado de la reactivación de fallas pre-Cretácicas y movimientos transcurrentes, además de la

presencia de cuerpos ígneos conocidos como complejo Vista los cuales se encuentran afectando la

formación Hollín Superior (Petroamazonas EP, 2018; Figura 7).

Figura 7. Traza sísmica Campo Drago N-S. Fuente. Petroamazonas EP, 2018

2.5. Descripción Sedimentológica

2.5.1. Estructuras Sedimentarias

Las estructuras sedimentarias representan la disposición geométrica que presentan los

sedimentos durante y después de los procesos de depositación (Cheel, 2005). Existen varias formas

de dividir las estructuras sedimentarias, Pettijohn (1949) las clasifica en: (1) Orgánicas e (2)

Inorgánicas. Esta última se divide en: (a) Estructuras Primarias o Mecánicas, que dependen de la

velocidad y tasa de sedimentación; (b) Estructuras Secundarias o Químicas, las cuales son

productos de acción químicas o de deformación producidas poco después de la sedimentación.

Por otro lado, Nichols (2009) y Collison (1988), clasifica las estructuras inorgánicas en: (a)

Estructuras sedimentarias Pre-deposicionales o Erosivas, (b) Estructuras sedimentarias Syn-

12

deposicionales o Deposicionales y (c) Estructuras sedimentarias Post-deposicionales o de

deformación.

A continuación, se describirá las estructuras sedimentarias que están relacionadas con la

formación Hollín Superior y que pueden estar presentes en el campo Drago.

2.5.1.1. Estructuras Sedimentarias Syndeposicionales o Deposicionales

Son aquellas que se forman durante la depositación y son consideradas estructuras constructivas

porque están presentes dentro de los sedimentos (Collison, 1988).

Ripples, se presentan como ondulaciones de corriente, su formación es controlada por la

profundidad del nivel de agua, turbulencia del flujo y desarrollo de vórtices (Ponce et al., 2018;

Figura 8.A).

Laminación horizontal, se produce cuando el sedimento se dispone en láminas o estratos

formando una secuencia vertical (Stow, 2005). La granulometría que forma va desde arcillas hasta

arenas gruesas (Ponce et al., 2018; Cheel, 2005).

Estratificación Cruzada, se encuentran relacionadas a la formación de ripples y dunas (Nichols,

2009), existen dos tipos de estratificación cruzada: (a) Planar, cuando la estratificación forma un

ángulo bajo llegando a ser casi planares (Ponce et al., 2018) y (b) Transversales, cuando las

superficies corresponden a líneas curvas en forma de canales, además pueden presentar ángulos

mayores a 15° (Lindholm, 2012; Figura 8 B y C).

Estratificación Flaser, se caracteriza por aislar los cuerpos de arcilla entre arenas con

estratificación cruzada (Nichols, 2009). Este tipo de estructura es producida en ambientes donde

la deposición y la preservación de las arenas son favorables, además la granulometría varía entre

medio a muy fino (Romero, 2018; Figura 8. D).

13

Estratificación Ondulada, son las estructuras más comunes presentes en la naturaleza, por lo

tanto, son visualizadas en llanuras de inundación, dunas, abanicos, depósitos shoreface y offshore,

estuarios y canales (Ponce et al., 2018). Se encuentran compuestas por intercalaciones de arena y

lodo, en donde, las capas de arena están aisladas (Reineck & Singh, 1986).

Estratificación Lenticular, se define como ondas aisladas de arena completamente rodeada de

barro compuestas con proporciones aproximadamente iguales (Reineck & Singh 1986; Figura 8.

D).

Figura 8. A. Ripples. Fuente. Pemberton et al, 2015.; B. y C. Estratificación Cruzada Paralela y Transversal; D.

Estratificación Flaser, Wavy y Lenticular. Fuente. Nichols, 2009.

2.5.2. Facies

Gressly (1838), Reading (1986), Tucker & Wrigh (1990) y Levell & Reading (1996), se refieren

al término “facie” como un cuerpo de roca definido por la agrupación de características litológicas,

14

composicionales, de textura, estructuras sedimentarias, contenido fósil y color que permiten la

identificación de un ambiente sedimentario en específico.

2.5.2.1. Litofacies

Las litofacies son subdivisiones de una unidad estratigráfica, las cuales pueden ser descritas en

base a su litología, textura, mineralogía, granulometría y ambiente de formación. (Schlumberger,

2019).

2.5.2.2. Electrofacies

Serra & Abbot (1980) define a las electrofacies como combinaciones únicas de respuestas de

registros de pozos y propiedades petrofísicas que reflejan características físicas de la roca que se

encuentra en el subsuelo (Figura 9).

Figura 9. Diagrama mostrando un rango generalizado de las respuestas de las formas de las curvas de los registros GR o SP,

representando una clasificación de electrofacies. Fuente. Baker Hughes Ing., 2013.

2.6. Propiedades petrofísicas

2.6.1. Volumen de Arcilla

El volumen de arcilla representa el porcentaje de minerales arcillosos presentes en la roca, por

lo que su presencia en el reservorio de hidrocarburos tiene un gran impacto debido a que disminuye

15

la porosidad y controla la permeabilidad en la formación. Puede ser determinado mediante la

siguiente ecuación en función del Gamma Ray:

𝑉𝑠ℎ =𝐺𝑅 − 𝐺𝑅𝑐𝑙𝑒𝑎𝑛

𝐺𝑅𝑠ℎ − 𝐺𝑅𝑐𝑙𝑒𝑎𝑛

Donde:

GR: Gamma Ray medido en la zona a evaluar

GRclean: Gamma Ray en una zona limpia correspondiente a areniscas

GRsh: Gamma Ray en una zona arcillosa

Otra forma de calcular el volumen de arcilla es en base a las curvas de densidad y neutrón que

también se ven afectados por la porosidad, densidad de hidrocarburos y presencia de arcilla (Ellis,

2007).

2.6.2. Porosidad

Ramesh (2016) define a la porosidad como la capacidad de las rocas para almacenar fluidos en

los espacios de poro ya sea gas, petróleo o agua, los factores que afectan a la porosidad son el

tamaño, forma y distribución del grano. Los valores de alta porosidad indican altas capacidades de

las rocas de almacenar fluidos, mientras que los bajos valores indican lo contrario. Por otro lado,

Archie (1942) describe a la porosidad como el volumen de los poros por cada unidad volumétrica

de formación; es la fracción del volumen total de una muestra que es ocupada por poros.

Existen dos tipos de porosidad que se pueden presentar en una roca:

a) Porosidad primaria, que se describe como la porosidad de la roca que se formó durante la

deposición de la misma.

b) Porosidad secundaria, que se desarrolla después de la deposición, esta incluye espacios

formados por fracturas o procesos químicos.

Además, la porosidad se clasifica en:

16

a) Porosidad Total, se define como la relación del espacio de poro completo en una roca a su

volumen total.

b) Porosidad Efectiva, es la relación entre el espacio de poro interconectado y el volumen de

la roca.

Figura 10. Tipos de porosidad en una roca sedimentaria. Fuente. Ramesh, 2016.

Los datos de la porosidad se pueden obtener mediante mediciones directas e indirectas, ya sea

por métodos de laboratorio o por análisis de registros eléctricos principalmente de la densidad.

En base a la densidad se tiene la siguiente ecuación:

∅𝑅𝐻𝑂𝐵 =𝑅𝐻𝑂𝐵𝑚𝑎𝑡𝑟𝑖𝑧 − 𝑅𝐻𝑂𝐵𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜

𝑅𝐻𝑂𝐵𝑚𝑎𝑡𝑟𝑖𝑧 − 𝑅𝐻𝑂𝐵𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜

Donde:

𝑅𝐻𝑂𝐵𝑚𝑎𝑡𝑟𝑖𝑧: Densidad de la matriz

𝑅𝐻𝑂𝐵𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜: Densidad del fluido

𝑅𝐻𝑂𝐵𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜: Densidad medida de la zona evaluada

2.6.3. Saturación de Agua

Es la fracción del volumen de poro ocupado por el agua en una formación de un yacimiento

petrolero, mientras que la saturación de hidrocarburo es la fracción del volumen poroso que

17

contiene hidrocarburo. La suma de las saturaciones de agua e hidrocarburo en la roca en un

yacimiento es igual a uno, teniendo la siguiente ecuación:

𝑆𝑊 + 𝑆𝑔 + 𝑆𝑜 = 1

Donde:

𝑆𝑊: Saturación de agua

𝑆𝑔: Saturación de gas

𝑆𝑜: Saturación de petróleo

La importancia de la determinación de la saturación de agua es debido a que indican

indirectamente el porcentaje de saturación de hidrocarburo, es decir, si la saturación de agua es

baja consecuentemente la saturación de hidrocarburo será alta y lo contrario.

Para la determinación de la saturación de agua se utilizará la siguiente ecuación:

1

√𝑅𝑡= (

𝑉𝑠ℎ(1−𝑉𝑠ℎ2

)

√𝑅𝑠ℎ+

∅𝑚2

√𝑎 ∗ 𝑅𝑤) ∗ 𝑆𝑤

𝑛2

Donde:

𝑛: Exponente de saturación (n=2)

𝑚: Exponente de cementación (m=2)

𝑎: Tortuosidad (a=0.81)

∅: Porosidad

𝑅𝑤: Resistividad de agua de formación

𝑅𝑡: Resistividad en la zona virgen

18

2.6.4. Permeabilidad

Ramesh (2016) define a la permeabilidad como una medida de la capacidad de un medio poroso

para transmitir fluidos a través de un sistema de espacios de poros interconectados. Si el medio es

poroso es permeable. Existen varios tipos de permeabilidad las cuales serán descritas a

continuación:

a) Permeabilidad absoluta, cuando es independiente al tipo de fluido que ocupan los espacios

porosos y depende directamente de la forma y tamaño de la garganta de poro.

b) Permeabilidad efectiva, cuando los espacios porosos están siendo ocupados por más de un

fluido.

c) Permeabilidad relativa, se define como la relación entre la permeabilidad efectiva y la

permeabilidad absoluta en un medio poroso.

Las dos medidas de registro principales que se pueden utilizar para la estimación de la

permeabilidad son la resistividad y la porosidad. El método se basa en la zona de transición

entre el agua y el hidrocarburo, en donde se muestra que cuanto más larga es la zona mayor son

las fuerzas capilares y cuanto menor sea la permeabilidad. Por otro lado, la porosidad se usa

más frecuentemente que la resistividad debido a que estos pueden correlacionarse con los datos

obtenidos en laboratorios para posteriormente realizar la estimación en base a registros (Ellis,

2007).

2.6.5. Zonas de pago

Para la determinación de las zonas de pago o las que serán posteriormente las zonas de

producción se debe conocer varios conceptos descritos a continuación (Figura 11):

a) Cut Offs, son valores de parámetros de formación que se utilizan para eliminar secciones

de un volumen de roca completo que no contribuye a la evaluación final del yacimiento,

19

para esto se utilizarán tres parámetros principales: Volumen de arcilla, porosidad efectiva y

saturación de agua (Interactive Petrophysics Help, 2013).

b) Gross Rock, es el volumen de arena bruto presente dentro del intervalo de evaluación.

c) Arena Neta, se identifica dentro del intervalo de roca zonas en donde existan arenas limpias,

las cuales puedan ser reservorios potenciales.

d) Reservorio neto, se utiliza para identificar cualquier litología dentro de la arena que tenga

características de permeabilidad o porosidad diferentes.

e) Net Pay (Zonas de pago), son zonas donde existe hidrocarburos y su explotación es factible

económicamente.

Figura 11. Gross Rock, Net Sand, Net Reservoir, Net pay. Fuente. Interactive Petrophysics Help, 2013.

2.6.6. Petróleo Original en Sitio

El petróleo original en sitio (POES) es el volumen inicial u original de petróleo existente en las

acumulaciones naturales antes de su extracción (Lee, 1982). Los métodos utilizados para su

estimación son:

20

2.6.6.1. Método Volumétrico

Puede ser estimado mediante la siguiente ecuación:

𝑁 = 7758 ∗𝐴ℎ∅𝑆𝑜𝑖𝐵𝑜𝑖

Donde:

𝑁: Petróleo Original en Sitio

𝐴: Área en acres

ℎ: Espesor promedio, en pies

∅: Porosidad

𝑆𝑜𝑖: Saturación inicial de petróleo

𝐵𝑜𝑖: Factor volumétrico de formación de petróleo inicial

2.7. Calidad de Reservorio

“La evaluación de la calidad del reservorio es importante en el proceso de caracterización de

un yacimiento petrolero, este se define principalmente por su capacidad de almacenamiento y

capacidad de flujo de hidrocarburos, ambos determinados por la porosidad y permeabilidad” (El

Sharawy y Nabawy, 2018, pp 1).

Además, estos parámetros primarios tales como la porosidad y la permeabilidad se encuentran a

su vez directamente ligados a los ambientes de formación, procesos diagenéticos, composición

mineral, madurez termal, entre otros (Gutiérrez, 2014).

2.7.1. Unidades de flujo

Contreras (2005), define a las unidades de flujo o hidráulicas como elementos representativos

del volumen total del yacimiento, en donde existe una correlación entre sus propiedades geológicas

y petrofísicas que afectan a los fluidos que contienen.

21

Mientras que Gunter (1997), Mahjour & Al-Askari (2014), se refieren a las unidades de flujo

como intervalos estratigráficos continuos con características y procesos de formación similares, en

donde se las agrupa dependiendo su porosidad y permeabilidad.

2.7.2. Plot de Winland (R35)

Winland (1952) determinó que el radio de las gargantas de poros puede ser estimados a partir

de la porosidad y permeabilidad con información convencional obtenida de los núcleos de

perforación (Figura 12).

Katz (1986) y Pittman (1992) se refieren al R35 como el tamaño del radio de la garganta de

poro calculado en base a la curva de presión capilar donde la saturación de mercurio se encuentra

al 35% de la porosidad.

Figura 12. Presencia de mercurio en un medio poroso y permeable. Modificado de Winland,1952.

La ecuación propuesta por Winland se expresa de la siguiente manera:

𝐿𝑜𝑔(𝑅35) = 0.732 + 0.588 ∗ 𝐿𝑜𝑔(𝐾𝑎𝑖𝑟) − 0.864 ∗ 𝐿𝑜𝑔(∅)

Donde:

𝑅35: Corresponde al radio de la garganta de poro correspondiente a un 35% de espacio ocupado

por el mercurio en micras.

22

𝐾𝑎𝑖𝑟: Permeabilidad Absoluta del aire sin corregir en MiliDarcys.

∅: Porosidad expresada en porcentajes.

2.7.3. Plot Estratigráfico Modificado de Lorenz (SMLP) y Perfil de Flujo Estratigráfico

(SFP)

El SMLP es una gráfica que muestra la relación entre la capacidad de flujo versus la capacidad

de almacenamiento ordenados en secuencias estratigráficas o en unidades de flujo (Gunter, 1997).

Ebanks (1992), manifiesta que el Plot Estratigráfico Modificado de Lorenz es una metodología

que divide al yacimiento en unidades de flujo para integrar datos geológicos, petrofísicos y de

producción para describir zonas en formaciones en específico.

Las unidades se interpretan a partir de los segmentos de líneas que definen los puntos de

inflexión (Gutiérrez, 2014; Gunter, 1997), los cuales son comparados con:

a) Deflectores: son las unidades que formen ángulos inferiores a 45°, estas representan zonas

con una mayor capacidad de almacenamiento.

b) Zonas de velocidad: son todas aquellas que forman ángulos superiores a 45° y se definen

como zonas de alto potencial de flujo con relación a la capacidad de almacenamiento; estas

son consideradas como candidatos a métodos de inyección.

c) Sellos: son aquellos cuya capacidad de almacenamiento y de flujo son bajos y representan

una pendiente plana, son considerados sellos siempre y cuando presenten extensión lateral.

Por otro lado, Gunter & Miller (1997) se refiere al Perfil de Flujo Estratigráfico (SFP) como un

diagrama utilizado para mostrar interpretaciones de unidades de flujo en correlación con curvas de

registros eléctricos, incluyendo una descripción generalizada de los resultados de la porosidad,

permeabilidad, R35, relación K/PHI (Permeabilidad versus Porosidad), porcentaje de capacidad

de almacenamiento y capacidad de flujo de la formación.

23

CAPÍTULO III

MARCO METODOLÓGICO

3.1. Tipo de Investigación

El presente estudio es de tipo descriptivo debido a que se busca determinar las características y

propiedades principales de la roca como: porosidad, permeabilidad, saturación de agua, volumen

de arcilla y litofacies y electrofacies, a partir de núcleos de perforación, registros de pozos, mapas

de profundidad e informes de laboratorio.

Y es de tipo interpretativo ya que se correlacionará los datos obtenidos en base a las

características de la roca para la obtención de unidades de flujo con el objetivo de determinar la

calidad del reservorio de la formación Hollín superior.

3.2. Universo y Muestra

El campo Drago cuenta con 56 pozos, cada uno con registros eléctricos incluyendo curvas de

resistividad de tipo Dual Laterolog (DLL), los cuales son necesarios para la interpretación de la

formación Hollín, además de información litológica detallada y mapas de profundidad de la zona.

3.3. Evaluación Petrofísica

Para la evaluación petrofísica se realizó previamente una base de datos en el software

Interactive Petrophysics 4.3. con toda la información en formato LAS que corresponda a la

formación Hollín superior, de cada uno de los pozos que conforman el campo Drago.

En esta revisión de información se enfatizó en los registros que conforman el “triple combo”,

tales como: CAL, SP, GR, RT, RXO, RHOB, NPHI, PEF y DT, además del respectivo control de

calidad y normalización de estos.

24

3.3.1. Volumen de Arcilla

La evaluación del volumen de arcilla fue realizada mediante dos métodos, el primero, en base

a un indicador simple, en donde se utilizó la curva del Gamma Ray y el segundo, que se refiere a

un doble indicador utilizando las curvas de Densidad y de Neutrón (Figura 13). En ambos casos

se determina de forma manual e interactiva el valor correspondiente a una zona de areniscas y a

una zona de lutitas. Las curvas resultantes son calculadas automáticamente por el programa

teniendo una curva correspondiente a cada uno de los casos y un promedio entre ambos.

Figura 13. Determinación del Volumen de Arcilla del pozo Drago Norte - 011 mediante el indicador simple y doble.

3.3.2. Saturación y Porosidad

El cálculo de saturación y de porosidad se calcula utilizando curvas de RHOB, NPHI, RT, RXO,

VCL y Temperatura. Además, de valores de resistividad de agua (Rw), factor de formación (m) e

índice de resistividad (n), los cuales se obtuvieron a través de estudios de núcleos de la arenisca

Hollín superior del pozo Drago-001 realizado por el Centro de Investigaciones Geológicas de

Quito, mientras que datos de resistividad del lodo de formación que se obtuvo de cada uno de los

registros de los pozos pertenecientes al campo de estudio (Figura 14).

25

Figura 14. Parámetros para el cálculo de la saturación de agua del pozo Drago Norte-011.

Para realizar la respectiva interpretación se tomó en cuenta los pozos que habían presentado

producción que corresponden al DRTA-001, DRRA-001, DRRA-003 y DRRA-011, así como

aquellos pozos con la curva DLL.

Debido a que el pozo DRRA-001 no presenta curva de Densidad para realizar la determinación

de saturación y porosidad y al ser uno de los pozos productores, se procedió a calcular esta curva

mediante un promedio de registros de pozos que conforman el PAD DRAGO ESTE y el PAD

DRAGO NORTE A, B y C.

3.3.3. Cut Off y Zonas de Pago

Los parámetros tomados para la determinación de las zonas de pago son: saturación de agua

(Sw<0.59), porosidad (PHI>0.08), volumen de arcillas (Vcl<0.50) y 2 ft como espesor mínimo

(Figura 15); estos valores fueron determinados en base al análisis realizado en pozos de

producción, además de que fueron establecidos tomando en cuenta los problemas de producción

por baja presión.

26

Figura 15. Plot resultante del cálculo de Cut Off del pozo Drago Norte - 011

3.3.4. Permeabilidad

La permeabilidad fue calculada en base a la ecuación de “Timur”, la cual incluye parámetros

como la porosidad y la saturación de agua irreductible (Swi) (Figura 16), que fueron determinados

mediante ensayos en muestras de núcleos de la formación Hollín superior del pozo Drago-001 por

el Centro de Investigaciones Quito.

𝐾 = 𝑎 ∗𝑃ℎ𝑖𝑏

𝑆𝑤𝑖𝑐

Donde los valores para Timur son:

𝑎 = 8581

𝑏 = 4.4

𝑐 = 2

Figura 16. Cálculo de la permeabilidad para el pozo Drago Norte - 011.

27

3.4. Petróleo Original en Sitio

A través del software Petrel se procedió al cálculo de POES, utilizando la herramienta “based

volumen calculation”, en donde se utilizaron los datos resultantes de la petrofísica: porosidad, net

to gross y factor volumétrico, mientras que los valores de Boi fueron tomados de los informes

realizados por Petroamazonas EP (Figura 17).

3.5. Determinación de Facies

3.5.1. Litofacies

La determinación de las litofacies se basó en la descripción de 96 ft de núcleos de la formación

Hollín de pozos cercanos al campo Drago, estos son: Drago-001 (DRGA-001), Drago Norte-001

(DRRA-001), Condorazo-001 (CNZ-001) y Aguarico Oeste-001 (AGO-001) (Figura 18).

Figura 17. Cálculo de POES de la formación Hollín superior en el campo Drago

28

Figura 18. Ubicación de pozos del campo Drago

Se llevó a cabo observaciones directas sobre los cuatro núcleos mencionados, reconociendo

características generales como litología, tamaño de grano, estructuras sedimentarias, presencia de

hidrocarburo o de fósiles.

Por otro lado, para la determinación de los litotipos se procedió a utilizar la relación entre

porosidad y permeabilidad basados en los resultados petrofísicos obtenidos para cada una de las

litofacies determinadas, teniendo así los tres litotipos principales correlacionados con los tipos de

roca: 1. Buena, 2. Regular y 3. Mala (Figura 19).

29

Figura 19. Determinación de litotipos a partir de la relación porosidad versus permeabilidad.

3.5.2. Electrofacies

Para la determinación de electrofacies se utilizaron los pozos con mejores características

petrofísicas y con zonas de pago potenciales para una posterior producción, estos son: DRTA-001,

DRRA-001, DRRA-006, DRRA-011 y DRRB-037 (Figura 20).

Se utilizó la herramienta “Cluster Analysis for Rock Typing” que se encuentra en el programa

Interactive Petrophysics; para el modelamiento se usaron los tres litotipos definidos en la

descripción de los núcleos Aguarico Oeste - 001, Condorazo – 001, Drago Norte – 001 y Drago –

001.

Figura 20. Proceso de Cluster Analysis para la determinación de electrofacies

30

El programa realiza métodos estadísticos de cada una de las curvas escogidas para el

modelamiento y las divide en tres tipos dependiendo sus características. En este caso se optó por

el método “Minimize the within-cluster sum of squares distance” (Figura 21).

Figura 21. Proceso estadístico y selección del método para el cálculo de tipos de roca.

3.6. Determinación de Unidades de Flujo

Para la determinación de las unidades de flujo se aplicarán metodologías gráficas que

correlacionan información litológica y petrofísica que conforman la formación Hollín superior.

3.6.1. Winland (R35)

La relación propuesta por Winland entre la porosidad versus la permeabilidad, se realiza

con el objetivo de determinar los tipos de rocas desarrolladas en la zona de estudio, permitiendo

agrupar las muestras similares. Se procedió a agrupar dependiendo los resultados de las curvas

calculadas a través del análisis petrofísico (Figura 22).

31

Figura 22. Plot de Winland y determinación de los tipos de roca del pozo Drago Norte - 001

En donde, se determinó tres tipos principales: Buena, Regular y Mala (Tabla 2), las dos primeras

corresponden a rocas con porosidad y permeabilidad aptas para el almacenamiento de hidrocarburo

y la tercera para rocas sellos o rocas con poca probabilidad de ser reservorio.

Tabla 2.

Determinación de tipos de roca en base a la porosidad y permeabilidad

PHIE (%) K (mD)

Buena >13 >50

Regular 8-13 10-50

Mala <8 <10

Elaborado por el autor

3.6.2. Plot Estratigráfico Modificado de Lorenz

Para la elaboración del SMLP se grafica el porcentaje de la capacidad de flujo acumulado (K*h)

versus el porcentaje de capacidad de almacenamiento acumulado (PHI*h) ordenados en secuencias

estratigráficas (Contreras, 2005; Figura 23).

Gunter et al. (1997), determina tres pasos críticos para la determinación de unidades y que

respetan el marco geológico en cada pie:

Mala

Regular

Buena

32

1) Identificar los tipos de roca y representarlos en la gráfica de Winland (R35) basada en los

datos de la porosidad y permeabilidad.

2) Construir el SMLP calculando la capacidad de flujo y porosidad expresados en porcentaje

cada pie del reservorio.

3) Seleccionar intervalos de unidad de flujo basados en los puntos de inflexión en la gráfica y

analizarlos en el perfil de flujo estratigráfico que representa una compilación de datos de

registros de pozo, Winland R35 y relación permeabilidad y porosidad (K y Phi).

Figura 23. Plot Estratigráfico de Lorenz del pozo Drago Norte - 001.

3.6.3. Perfil de Flujo Estratigráfico (SFP)

El SFP se construye para la verificación e interpretación de unidades de flujo identificadas del

SMLP en el reservorio y determinar el mínimo número de unidades de flujo a implementar en el

modelo. Para su elaboración es necesario determinar las facies y parámetros primarios de los pozos

claves que representen al reservorio a estudiar y estos deben contener la mayor y más confiable

información (Rodríguez, 2012; Figura 24).

33

Figura 24. Perfil de Flujo Estratigráfico del pozo Drago Norte-001.

34

CAPÍTULO IV

PRESENTACIÓN DE DATOS Y RESULTADOS

4.1. Caracterización Petrofísica

En base a la petrofísica realizada en la formación Hollín superior del campo Drago, muestra un

promedio de Volumen de Arcilla de 18.32%, Saturación de Agua de 35.26% y 13.26%

correspondiente a la Porosidad, siendo los pozos con mayor potencial el DRTA-001, DRRA-001,

DRRA-006, DRRA-011, DRRA-14S1 y DRRB-037 (Figura 25).

Figura 25. Resultados de la petrofísica del pozo Drago Norte - 011

Los pozos que muestran zonas de pago se encuentran sobre la cota de -9851ft (TVSS) siendo

en su mayor parte de Drago Norte PAD A y algunos del PAD B y Drago Este como se puede

observar en el Anexo 1.

35

4.2. Cálculo de POES

En base a los resultados petrofísicos se procedió a realizar el cálculo de POES para la formación

Hollín superior en el campo Drago, el cual dio como resultado un total de 10’206.385 de BPP,

tomando en cuenta que para esta formación existe un aproximado de 300.000 BPP en su

producción histórica, se obtiene un remanente de OIIP 9’906,385 BPP (Figura 26).

Figura 26. Resultados del cálculo de POES para la formación Hollín superior del campo Drago.

Figura 27. Mapa de espesor neto de la formación Hollín superior y pozos con potencial

hidrocarburífero

36

4.3. Definición de Facies

Se identificaron 11 litofacies dependiendo la litología, textura, estructuras sedimentológicas y

contenido mineralógico, pertenecientes a dos ambientes de depósito:

Litofacies dominadas por mareas, comprende areniscas cuarzosas de grano fino a medio con

estratificación cruzada, laminación ondulada continua y discontinua, flaser, crinkled, con lutitas

negras con laminación lenticular (Figura 28).

Figura 28. A. Arenisca fina con laminación crinkled; B. Lutita con laminación lenticular; C. Arenisca de grano

medio con microfracturas y estratificación cruzada; D, Arenisca de grano fino cementada; E. Areniscas intercaladas

con lutitas negras.

Litofacies Marino somero, consiste en areniscas de grano fino a medio con glauconita que varía

de forma vertical, en ocasiones se puede presentar con estratificación cruzada o en forma masiva,

con bioturbación, cemento calcáreo y clastos sideríticos (Figura 29).

Figura 29. A. Arenisca de grano medio con estratificación cruzada y glauconita; B. Arenisca de grano fino con

laminación horizontal; C. Arenisca de grano medio masiva.

37

A continuación, se describe un resumen de las litofacies definidas en los pozos de estudio

Tabla 3

Descripción de las litofacies de la formación Hollín superior

Litofacies Litotipo Descripción

AFX

1

Arenisca cuarzosa con microfracturas, de grano fino a medio de color

café claro, presenta estratificación cruzada paralela con trazas de pirita y

carbonatos, con bajo a nulo porcentaje de glauconita y bioturbación. Se

observa que el hidrocarburo se encuentra de forma parcial o total.

AFO Arenisca de grano fino a medio de color blanco, con laminación

ondulada continua y discontinua y flaser.

AGX

Arenisca de grano medio de color café claro con tonos verdosos, con

porcentaje moderado a bajo de glauconita con estratificación cruzada y

ripples. Presenta moderada bioturbación e hidrocarburo residual.

AFC

2

Arenisca cuarzosa de color blanco con tonalidades grises, de grano

fino a medio, subangulares a subredondeadas, con moderado sorteo,

presenta laminación crinkled, ondulada discontinua y flaser. Se observa

hidrocarburo residual.

AGM

Arenisca de color gris verdoso, de grano medio, subangular a

subredondeado, con sorteo moderado, con porcentaje moderado a bajo de

glauconita y de bioturbación. En ocasiones se observa laminación

ondulada discontinua y flaser.

AFCC

3

Arenisca de grano fino rica en glauconita, cementada con carbonatos

y estratificación cruzada.

AGH

Arenisca glauconítica de color verde con tonos grises, de grano fino,

subangular a subredondeado, con laminaciones horizontales y flaser. No

presenta hidrocarburo.

Hetc

Areniscas de color blanco con tonalidades crema, de grano fino a

medio, subangular a subredondeado, con moderado sorteo intercalado

con mud drapes y lutitas negras con laminación lenticular. Se observa

moderado porcentaje de bioturbación.

STF

Arenisca rica en glauconita de grano fino a medio masiva, de color

gris con tonalidades marrones, rica en glauconita con laminación

ondulada discontinua y flaser, con alta a moderada bioturbación,

fragmentos calcáreos y clastos de lodo.

LALL

Lutitas negras con laminaciones horizontales con intercalaciones

finas de areniscas de grano muy fino, en ocasiones presenta laminación

flaser u ondulaciones discontinuas.

WMS Wackestone de color gris, presenta restos de bivalvos y moderado

porcentaje de glauconita.

Nota: Basada en el estudio realizado por Leal et al, 2015.


Por otro lado, la determinación de las electrofacies se realizó en base a las curvas de los pozos

anteriormente mencionados, dividiendo a la formación Hollín superior en tres tipos de rocas

dependiendo sus caracteristicas petrofísicas (Figura 30).

38

Figura 30. Electrofacies del pozo Drago Norte – 037

4.4. Calidad de Reservorio

Se analizaron los pozos DRTA-001, DRRA-001, DRRA-006, DRRA-011 y DRRB-037 (Figura

31), los cuales fueron los que mostraron mejores características petrofísicas para la determinación

de los tipos de rocas dependiendo la correlación porosidad y permeabilidad tanto en el plot como

en la curva resultante propuesta por Winland.

Figura 31. Ubicación de los pozos de estudio para la determinación de la calidad del reservorio.

39

4.4.1. Drago Norte - 001

Figura 32. Curva R35 para el pozo Drago Norte - 001

Los tipos de roca se definieron dependiendo sus características de porosidad y permeabilidad,

además de tomar en cuenta los resultados petrofísicos en donde se definió las zonas de pago, como

se resume en la siguiente tabla.

Tabla 4.

Resumen de los resultados de porosidad, permeabilidad y tipo de roca para el pozo DRRA - 001.

FU PHIE (dec) K (mD) Clasificación

1 0.0742 9.86 Mala

2 0.1589 181.24 Buena

3 0.0733 12.76 Mala

4 0.1572 168.01 Buena

5 0.0201 0.1 Mala


La unidad “dos” muestra datos similares a la unidad “cuatro”, pero esta última es descartada

como reservorio debido a que muestra valores altos en el porcentaje de saturación de agua y por

lo tanto no presenta una zona de pago (Figura 32).

En el SMLP, se identificaron cinco unidades de flujo, en donde las unidades “uno, tres y cinco”

son consideradas rocas sello debido a que muestran una pendiente sub-horizontal a horizontal,

40

mientras que las unidades “dos y cuatro” indican una pendiente cercana a 45° siendo consideradas

una zona de reservorio de buena calidad (Figura 33).

Figura 33. Izq. Plot Estratigráfico de Lorenz; Der. Plot Estratigráfico de Lorenz Modificado para el pozo DRRA - 001

Tabla 5.

Resumen de parámetros para la elaboración del SMLP del pozo DRRA - 001

FU Espesor

(H)

PHIE

(dec)

K

(mD) %PHI*H %K*H

1 4 0.074 9.86 4.051 0.593

2 17 0.158 181.24 36.875 46.352

3 13 0.073 12.76 14.782 2.495

4 20 0.157 168.01 42.918 50.551

5 5 0.020 0.1 1.371 0.007


En el caso del pozo DRRA-001 se analizará a detalle la unidad “dos” debido a que los resultados

de petrofísica muestran una zona de pago. Se procedió a dividir la zona dependiendo las litotipos

identificadas en los núcleos correlacionándolas con los resultados del Plot Estratigráfico de Lorenz

(Figura 34). La zona representa nueve subunidades de flujo en donde la unidad “seis” presenta los

mejores resultados de porosidad y permeabilidad mostrando una pendiente cercana a 45° (Figura

35), mientras que en zonas como “tres, cinco y siete” muestran pendientes menores lo que indica

que son rocas sellos o deflectores.

41

Esto es comprobado con las descripciones de núcleo que se tiene en la zona, la unidad “cinco y

siete” muestran una litofacie LALL correspondiente a lutitas negras con laminación lenticular con

capas milimétricas de arenisca muy fina.

Figura 35. Curva resultante del R35 del pozo DRRA – 001

Figura 34. Centro Plot Estratigráfico de Lorenz de la Unidad de Flujo "2"; Izq y Der. Litofacies AGM, LALL y AFX.

42

Tabla 6.

Resumen de parámetros para la elaboración del SMLP para unidad de flujo “dos”.

FU Espesor

(H)

PHIE

(dec) K (mD) %PHI*H %K*H

1 1.25 0.134 82.136 6.328 5.634

2 3.25 0.167 207.982 20.508 17.781

3 2.25 0.144 107.323 12.248 7.915

4 2.5 0.162 182.497 15.320 15.151

5 1 0.143 104.793 5.414 7.687

6 3.25 0.179 290.757 21.928 26.579

7 1 0.130 69.487 4.926 4.637

8 1.5 0.153 142.718 8.693 11.207

9 1 0.123 54.285 4.634 3.408


4.4.2. Drago Norte – 006

Figura 36. Winland R35, pozo DRRA - 006

43

Figura 37. Curva resultante R35 para el pozo DRRA - 006

El pozo DRRA-006 consta de cinco unidades, en donde, la unidad “cinco” muestra mejores

características de porosidad y permeabilidad correspondiendo a un tipo de roca buena con una

considerable zona de pago (Figura 36). Además, se observa que la unidad “tres” indica un aumento

en sus características petrofísicas a diferencia de la unidad “dos y cuatro” las cuales representan

rocas de mala calidad consideradas sellos (Figura 37).

Figura 38. Izq. Plot Estratigráfico de Lorenz; Der. Plot Estratigráfico de Modificado de Lorenz para el pozo DRRA - 006

44

Tabla 7.

Resumen de parámetros para la elaboración del SMLP del pozo DRRA – 006.

FU Espesor

(H)

PHIE

(%) K (mD) %PHI*H %K*H Clasificación

1 1.75 11.78 47.34 7.26 5.39 Regular

2 10.75 4.87 3.21 18.45 2.24 Mala

3 2 10.66 30.56 7.50 3.97 Regular

4 2.5 6.80 5.01 5.98 0.81 Mala

5 12 14.39 112.15 60.79 87.57 Buena


La unidad de flujo más importante es la “cinco”, ya que su pendiente es cercana a 45° teniendo

un reservorio de buena calidad, seguida por la unidad “tres”, la cual presenta una pendiente menor

a 45° (Figura 38), con una capacidad de almacenamiento mayor a la capacidad de flujo lo que da

como resultado un reservorio de calidad regular (Figura 39). Se observa pequeños cuerpos de roca

sello entre ambas unidades, además la unidad “dos”, muestra un tipo de roca malo, posiblemente

sello.

Figura 39. Perfil Estratigráfico de Flujo pozo DRRA – 006

45


Figura 40. Winland R35, pozo DRRA – 011.

Figura 41. Curva resultante R35 para el pozo DRRA – 011.

46

Consta de tres unidades que corresponden a areniscas con buenas características de porosidad

y permeabilidad (Figura 40), y una unidad correspondiente a roca sello al final de la secuencia de

aproximadamente 10ft (Figura 41).

Tabla 8.

Resumen de parámetros para la elaboración del SMLP del pozo DRRA – 011.

FU Espesor

(H)

PHIE


1 4.25 9.00 19.25 6.46 1.56 Regular

2 16 12.56 78.22 33.98 24.00 Buena

3 19 16.05 199.61 51.57 72.73 Buena

4 10.75 4.38 8.19 7.974 1.68 Mala


El plot muestra que la unidad de flujo “dos y tres” muestras las mejores características de

porosidad y permeabilidad, la primera indica una capacidad de almacenamiento mayor que la

capacidad de flujo, pero su pendiente se acerca a 45° por lo que es considerada un reservorio de

buena calidad (Figura 42), mientras que la segunda muestra una capacidad de almacenamiento

menor que la capacidad de flujo y de igual forma un reservorio de calidad buena (Figura 43).

Por otro lado, la unidad “uno” muestra características aceptables para ser considerada un

reservorio, pero el gráfico de SMLP muestra una pendiente baja, por lo que se considera como un

Figura 42. Izq. Plot Estratigráfico de Lorenz; Der. Plot Estratigráfico Modificado de Lorenz para el pozo DRRA - 011

47

deflector, además de que esta zona no muestra zona de pago a diferencia de las unidades “dos y

tres”.

Figura 43. Perfil Estratigráfico de Flujo pozo DRRA – 011


Figura 44. Winland R35, pozo DRRB – 037

48

Figura 45. Curva resultante R35 para el pozo DRRB – 037.

Presenta cuatro unidades, en donde la unidad “dos y cuatro” corresponden a rocas con

características propicias para el almacenamiento y flujo de hidrocarburo, mientras que la unidad

“uno y tres” corresponden a “sellos” de espesor menor a 4ft (Figura 45).

Figura 46. Izq. Plot Estratigráfico de Lorenz; Der. Plot Estratigráfico Modificado de Lorenz para el pozo DRRB - 037

49

Tabla 9.

Resumen de parámetros para la elaboración del SMLP del pozo DRRB – 037.

FU Espesor

(H)

PHIE

(%)

K

(mD) %PHI*H %K*H Clasificación

1 2.25 5.18 3.52 2.26 0.38 Mala

2 7.25 13.24 77.49 18.65 27.06 Buena

3 3.75 6.90 6.45 5.03 1.16 Mala

4 32.75 11.63 45.25 74.04 71.38 Regular


La unidad “dos” corresponde a una zona de capacidad de flujo mayor que la capacidad de

almacenamiento, con una pendiente cercana a los 45° (Figura 46), por otro lado, la unidad “cuatro”

muestra una capacidad de flujo y de almacenamiento similar, estas zonas muestran zona de pago

y reservorio de calidad regular a buena (Figura 47).

Figura 47. Perfil Estratigráfico de Flujo pozo DRRB – 037

50

4.4.5. Drago Este -001

Figura 48. Winland R35, pozo DRTA – 001

Figura 49. Curva resultante R35 para el pozo DRTA – 001.

51

Se identificaron tres unidades de flujo, dos de estas corresponden a un tipo de roca con buenas

características petrofísicas (Figura 48). La unidad de flujo “tres” no es tomada en cuenta debido a

que según los análisis petrofísicos se muestra que esta zona se encuentra inundada. Mientras que

la unidad “uno” indica una zona de pago potencial reservorio de buena calidad (Figura 49).

Tabla 10.

Resumen de parámetros para la elaboración del SMLP del pozo DRTA - 001


El SMLP muestra las tres unidades de flujo anteriormente mencionadas, en donde, se puede

observar que la unidad “tres” indica una pendiente cercana a 45° por lo que es considerada una

roca de buena calidad (Figura 50), la unidad “uno” indica una zona con alta capacidad de

almacenamiento, pero una menor capacidad de flujo (Figura 51). Finalmente, la zona “dos”

corresponde a una roca sello debido a que su pendiente se acerca a la horizontal.

FU. Espesor

(H)

PHIE

(%)

K

(mD) %PHI*H %K*H Clasificación

1 16 12.56 61.58 30.92 16.40 Buena

2 8.25 7.11 18.53 11.56 2.54 Mala

3 22.25 16.80 218.71 57.51 81.04 Buena

Figura 50. Izq. Plot Estratigráfico de Lorenz; Der. Plot Estratigráfico Modificado de Lorenz para el pozo DRTA - 001

52

Figura 51. Perfil Estratigráfico de Flujo DRTA – 001

4.4.6. Drago – 001

Figura 52. Winland R35, pozo Drago - 001

53

Figura 53. Curva resultante R35 para el pozo Drago - 001

En su mayor parte este pozo se encuentra inundado, se diferenciaron tres unidades, en donde

hacia la base de la formación se observa que la porosidad y la permeabilidad aumentan (Figura

52), pero la zona no es considerada un reservorio debido a que no cumplen con los parámetros

establecidos por los Cut Offs. Hacia la parte superior la porosidad y la permeabilidad son bajas y

muestran tipos de roca “Regular y Mala” con pequeños cuerpos de roca tipo “Bueno” (Figura 53).

Figura 54. Plot Estratigráfico de Lorenz del pozo Drago - 001

54

La unidad “uno” muestra una pendiente sub-horizontal, lo que demuestra que es una zona con

baja capacidad de flujo, la zona “dos” presenta una pendiente menor a 45°, por lo que se la define

como deflector, en esta zona muestra una unidad con moderada capacidad de flujo y

almacenamiento, según los resultados petrofísicos se indica que esta zona es considerada un

reservorio pero que no presenta zona de pago. Finalmente, la zona “tres” indica pendientes

heterogéneas, las cuales representan pendientes mayores a los 45° con altas capacidades de flujo,

son conocidas como zonas de alta velocidad, por lo que no es considerada un buen reservorio

(Figura 54 y 55).

Figura 55. Perfil Estratigráfico de Flujo del pozo Drago – 001

Tabla 11.

Resumen de parámetros para la elaboración del SMLP del pozo Drago - 001

FU Espesor

(H)

PHIE


1 26.75 5.645 3.252 25.173 1.554 Mala

2 16 11.592 66.746 30.918 19.085 Regular

3 16.5 15.964 269.120 43.908 79.359 Buena


55

CAPÍTULO V

DISCUSIÓN

En la cuenca Oriente, la formación Hollín ha sido uno de los reservorios más llamativos para la

producción de hidrocarburos, en el caso del campo Drago esta formación es considerada como

reservorio secundario, el cual en base a los análisis petrofísicos realizados en este estudio muestra

buenas características de porosidad, volumen de arcilla, saturación de agua y permeabilidad

(Figura 56). Además, de determinar que esta formación cuenta con valor del POES de 10'206.385

de BPP, lo que resulta atractivo para la producción.

Figura 56. Modelo de porosidad y volumen de arcilla de la formación Hollín superior en el campo Drago

56

Las unidades de flujo que son parte de esta formación van entre tres a cinco tipos, conformados

por areniscas de buena a regular calidad y sellos de espesores menores a 10 ft. En donde,

generalmente las zonas de pago se encuentran relacionadas con rocas de tipo "Buena", las cuales

se muestran en el perfil estratigráfico de flujo con buena capacidad de almacenamiento y de flujo

correspondiendo a altas porosidades y permeabilidades. Las rocas de tipo "Regular", son

ocasionalmente zonas de pago y de calidad de reservorio regular, estas indican mayores

capacidades de almacenamiento que de flujo, mientras que las rocas tipo sello (Malo) se

representan con pendientes sub - horizontales a horizontales en el Plot Estratigráfico de Lorenz lo

que indica valores bajos de porosidad y de permeabilidad y, por lo tanto, son interpretadas como

reservorios de mala calidad.

Además, se debe tomar en cuenta la presencia de pequeños cuerpos posiblemente discontinuos

de lutitas, que disminuyen la calidad de los reservorios, esto es evidenciado en el análisis detallado

en el pozo Drago Norte - 001, en donde se basó en la descripción de núcleos para dividir la zona

de pago que mostraba tres cuerpos de lutitas de bajo espesor que no eran captados por los registros

eléctricos convencionales y podrían encontrarse en otros pozos (Figura 57).

57

Un contraste notorio a los resultados de los pozos con zonas de pago fue analizado en el pozo

Drago - 001, el cual se encontraba inundado; conformado por areniscas glauconíticas intercaladas

con capas de lodo, los cuales se muestran en el Plot Estratigráfico Modificado de Lorenz como

zonas de alta velocidad y sellos correlacionados con rocas de tipo "Regular o Malo" en su mayoría,

con pequeñas zonas de roca tipo "Bueno" que son muy poco desarrolladas.

Por otro lado, la mineralogía de la formación cumple un papel importante al momento de la

determinación de la calidad de un yacimiento petrolero; según los análisis realizados por el Centro

de Investigaciones Quito (CIQ), la formación Hollín superior está compuesta por areniscas ricas

en cuarzo, con un porcentaje de glauconita que va de 2 - 15% desarrollados de base a tope, matriz

poco arcillosa y cemento silíceo – calcáreo – glauconítico, el cual puede afectar directamente la

calidad del reservorio, debido a que disminuye la porosidad de la roca y por ende su capacidad de

almacenamiento y flujo.

Figura 57. Presencia de cuerpos de lutitas en los pozos Drago Norte - 001 y Drago Norte - 011 en el

campo Drago

58

CAPÍTULO VI

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1. Conclusiones

La calidad del reservorio Hollín superior va de buena a regular, debido a la presencia de cuerpos

de lutita discontinuos que se encuentra afectando a ciertas unidades de flujo.

Los resultados petrofísicos muestran un promedio de Volumen de arcilla de 18.32%, Saturación

de Agua de 35.26% y 13.26% de Porosidad, lo que se considera buenos para el desarrollo de la

formación Hollín superior. Además de presentar un valor de POES de 10’206.385 de BPP.

Se determinaron tres tipos de roca en base a la relación entre la porosidad versus la

permeabilidad en la formación Hollín superior: Buena (PHIE>13%; K>50mD), Regular (PHIE: 8-

13%; K: 10-50 mD) y Mala (PHIE<8%; K<10 mD).

En general se identificaron y caracterizaron entre tres a cinco unidades de flujo en base a sus

características de capacidad de flujo y almacenamiento, la variación entre el número de unidades

se da debido a la heterogeneidad de la zona de estudio provocando el desarrollo de cuerpos finos

y discontinuos de lutita visibles en ciertos pozos.

Las unidades de buena calidad se correlacionan con rocas de tipo “Bueno” las cuales presentan

las mejores características de porosidad y permeabilidad y consecuentemente representan zonas

de pago atractivas para la producción de hidrocarburo; por otro lado, el tipo de roca “Regular”

ocasionalmente muestra zona de pago y su calidad baja a regular.

Existe una buena correlación entre los dos métodos de evaluación utilizados en este estudio, en

donde el Plot Estratigráfico Modificado de Lorenz es puntual para determinar los mejores

intervalos de reservorio de calidad alta, esto correlacionado con la relación porosidad versus

permeabilidad propuestas en el diagrama de Winland R35.

59

El método de Winland R35 se vio influenciado por la calidad de los datos, por lo que se debe

tomar en cuenta que, al no tener datos de núcleos analizados en laboratorio, los datos con los que

trabajo en este estudio son teóricos y por la tanto la curva de permeabilidad posiblemente presente

errores.

Los pozos DRRA-001, DRRA-006, DRRA-011, DRRB-037 y DRTA-001, se consideran los

pozos con mayor potencial de la zona para la realización de pruebas de producción de la formación

Hollín superior debido a que estos presentan una zona de pago altamente atractiva.

En el análisis de núcleos se identificaron 11 litofacies desarrolladas en dos tipos de ambientes:

Estuario dominado por mareas y Marino somero. Dichas litofacies fueron clasificadas

dependiendo sus características de porosidad y permeabilidad en los tres litotipos propuestos.

Los controles mineralógicos son importantes al momento de determinar la calidad de un

reservorio; en el caso de la zona de estudio se evidenció la presencia de un cemento silíceo-

calcáreo-glauconítico, el cual disminuye la porosidad del reservorio afectando a procesos de

extracción del hidrocarburo.

6.2. Recomendaciones

Realizar análisis de laboratorio de porosidad efectiva y permeabilidad absoluta que permitan la

obtención de datos reales para la elaboración de modelos (Winland R35 y Modelo estratigráfico

de Lorenz) de mayor confiabilidad.

Integrar la caracterización petrofísica realizada en el estudio con los resultados de las litofacies

para la creación del modelo sedimentológico de la zona y posteriormente su respectivo modelo

estático.

60

Este tipo de estudios son realizados en todo tipo de yacimientos petroleros, debido a que

permiten conocer la configuración sedimentológica y petrofísica de la zona, calidad del reservorio

y consecuentemente su potencial, por lo que se recomienda realizarlo en campos adjuntos.

Los resultados de las unidades de flujo pueden ser simplificados y extrapoladas para los pozos

del yacimiento que no hay sido analizados en el presente estudio y realizar pruebas de producción

de los reservorios que mostraron mejor calidad.

Realizar un análisis a detalle de los registros de Gamma Ray Espectrales para realizar la

caracterización de las arcillas que se encuentran en esta formación y su afectación en los registros

eléctricos.

61

CAPÍTULO VII

BIBLIOGRAFÍA

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Memoir 62, pp. 573–596.

66

CAPÍTULO VIII

ANEXOS

Pozo Gross

(ft)

Reservorio

Neto (ft)

Pago Neto

(ft)

Av

Porosidad

(dec)

Av

Saturación

de Agua

(dec)

Av

Volumen

de Arcilla

(dec)

DR

AG

O

DRGA-001 63 29.75 0 0.143 0.858 0.204

DRG-002 50 14.75 0 0.154 0.718 0.1

DRGA-010 59 12 0 0.146 0.811 0.123

DR

AG

O E

ST

E

*DRTA-001 51 43.75 12 0.125 0.465 0.202

DRTA-005 39 13.63 0 0.118 0.746 0.182

DRTA-008 39 11.5 0 0.161 0.948 0.146

*DRTA-009 66 57.5 1.5 0.142 0.562 0.152

*DRTA-010 59 43.5 1.75 0.142 0.468 0.076

*DRTA-012 49 40.13 1.25 0.109 0.451 0.252

DRTA-013 50 21.25 0 0.137 0.879 0.175

*DRTA-014 42 36.63 1.5 0.083 0.11 0.366

DR

AG

O N

OR

TE

PA

D A

*DRRA-001 64 41.25 14.25 0.147 0.487 0.211

*DRRA-003 43 22.25 2 0.128 0.112 0.449

*DRRA-006 34 20.63 11.25 0.131 0.384 0.116

*DRRA-011 50 34.5 30 0.142 0.162 0.099

*DRRA-014 47 15.75 5.5 0.135 0.364 0.085

*DRRA-014S1 45 33 10.5 0.142 0.436 0.158

*DRRA-015 41 36.13 5.25 0.108 0.421 0.223

DRRA-020 42 40.88 0 0.167 0.98 0.081

*DRRA-034 37 19.5 1 0.152 0.552 0.209

DRRA-035 47 6 0 0.114 0.951 0.134

*DRRA-035S1 70 59 5.5 0.106 0.363 0.211

DRRA-042 56 21.63 0 0.136 0.964 0.119

*DRRA-043 42 31.63 2 0.079 0.36 0.272

*DRRA-048 35 4.5 3.25 0.121 0.292 0.293

PA

D B

DRRB-002

DRRB-002I 47 16 0 0.14 0.98 0.235

DRRB-016 46 19.5 0 0.125 0.98 0.182

DRRB-017 44 14.25 0 0.148 0.947 0.175

DRRB-031 46 17.75 0 0.158 0.954 0.062

*DRRB-032 47 11.5 5.5 0.157 0.483 0.033

*DRRB-037 50 41.75 13.75 0.122 0.329 0.141

PA

D C

DRRC-013 45 13.25 0 0.122 0.971 0.13

DRRC-021 40 6 0 0.104 0.98 0.028

*DRRC-023 49 36.5 1.5 0.085 0.546 0.258

DRRC-025 37 6 0 0.128 0.982 0.136

Anexo A. Sumario de resultados para la formación Hollín superior

67

Nota: Los pozos con (*) corresponde a las características de las zonas de pago. Los pozos que no han presentado

zona de pago presentan los valores generales que caracterizan al reservorio neto.


Anexo B. Masterlog del pozo DRTA – 001

*DRRC-027 33 27.5 1 0.099 0.411 0.295

*DRRC-029 43 34.5 6 0.16 0.306 0.16

DRRC-036 48 8.25 0 0.12 0.983 0.207

DRRC-049 0.108 P

AD

D

DRRD-022 28 8.88 0 0.124 0.98 0.195

DRRD-024 51 9.75 0 0.134 0.98 0.205

DRRD-028 51 7.63 0 0.136 0.98 0.129

DRRD-030 27 5.25 0 0.115 0.917 0.226

DRRD-030S1

DRRD-051 28 14.88 0 0.121 0.955 0.176

DRRD-053 33 14 0 0.118 0.991 0.205

DRRD-055S1 40 13.25 0 0.119 0.953 0.102

DRRD-056 41 10 0 0.126 0.909 0.231

DRRD-059 42 3.88 0 0.099 0.972 0.286

PA

D E

DRRE-004 31 11.45 0 0.134 0.99 0.169

DRRE-007 44 15.5 0 0.115 0.99 0.18

DRRE-019 36 10.5 0 0.134 0.986 0.219

DRRE-038 54 10.25 0 0.114 0.992 0.16

DRRE-039 44 12.75 0 0.133 0.944 0.174

DRRE-062 34 8.13 0 0.114 0.995 0.18

68

Anexo C. Perfiles Geológicos; Perfil A – A’

A

A’

69

Perfil B – B’

B

B’

70

Perfil C – C’

C

C’

71

Anexo D. Columnas Estratigráficas.

Columna A: Drago Norte – 001

72

Columna B: Drago - 001

73

Columna C: Aguarico – 001

74

Columna D: Condorazo – 001

75

Pozo: Drago Norte - 001 Profundidad: 9.947 ft

DESCRIPCIÓN GENERAL

Tamaño de

Grano Arenisca de grano medio

Sorteo Moderado

Redondez Subangular a subredondeado

Composición

Mineralógica

Cuarzo, glauconita, arcillas,

clastos de lodo siderítico, trazas

de carbonatos

Estructuras Capas dobles de lodo

Masiva

Color Gris con tonalidades marrones

Observaciones Se observa clastos de lodo

sideríticos

Litofacie Arenisca glauconítica

con clastos de lodo STF

Pozo: Drago Norte - 001 Profundidad: 9.960,5 ft


Tamaño de


Sorteo Moderado


Composición

Mineralógica

Cuarzo, glauconita en bajo a

moderado porcentaje, trazas de

arcillas

Estructuras Masivo

Color Gris verdoso con tonalidades

marrones

Observaciones Hidrocarburo residual, bajo

porcentaje de bioturbación

Litofacie Arenisca masiva con

glauconita AGM

Anexo E. Descripciones de núcleos

76



Tamaño de


Sorteo Moderado


Composición

Mineralógica Cuarzo, trazas de carbonatos

Estructuras Estratificación Cruzada

Fracturas

Color Café oscuro con tonalidades

grises

Observaciones Se observa hidrocarburo en toda

la muestra

Litofacie

Arenisca de grano medio

con estratificación

cruzada

AFX



Tamaño de

Grano

Intercalaciones de lutitas y

areniscas muy finas

Sorteo Alto

Redondez Subredondeado a redondeado

Composición

Mineralógica Cuarzo y minerales opacos

Estructuras Laminación lenticular

Color Gris oscuro

Observaciones Se observa pirita.

Litofacie

Lutitas negras con

intercalaciones finas de

arenisca

LALL

77

Pozo: Condorazo-001 Profundidad: 10.039,5 ft


Tamaño de

Grano

Arenisca de grano medio a

grueso

Sorteo Moderado


Composición

Mineralógica Cuarzo

Estructuras

Estratificación cruzada

Gradación normal

Superficies de erosión

Color Blanca con tonos café oscuro

Observaciones Presenta hidrocarburo residual

Litofacie

Arenisca de grano

medio con

estratificación cruzada

AFX

Pozo: Condorazo-001 Profundidad: 10.041,5 ft


Tamaño de

Grano

Intercalaciones de lutitas y

areniscas muy finas

Sorteo Alto

Redondez Subredondeado a redondeado

Composición

Mineralógica Cuarzo y minerales opacos

Estructuras Laminación lenticular

Color Gris oscuro

Observaciones Se observa pirita.

Litofacie

Lutitas negras con

intercalaciones finas de

arenisca

LALL

78

Pozo: Aguarico Oeste-001 Profundidad: 9.843 ft


Tamaño de

Grano Arenisca de grano fino a medio

Sorteo Subangular a subredondeado

Redondez Moderado

Composición

Mineralógica Cuarzo, glauconita, carbonatos

Estructuras Estratificación cruzada

Color Blanca con tonalidades grises

Observaciones Se observa hidrocarburo residual.

Cementación calcárea.

Litofacie

Arenisca de grano fino

con cementación

calcárea

AFCC



Tamaño de


Sorteo Subangular a subredondeado

Redondez Moderado

Composición

Mineralógica

Cuarzo, glauconita,

carbonatos

Estructuras Ondulaciones discontinuas

Color Gris verdoso

Observaciones Presencia de bivalvos

Litofacie

Cuarzo arenita

glauconítica

calcárea /

Wackstone in

muddy shelf

WMS

79



Tamaño de


Sorteo Moderado


Composición

Mineralógica

Cuarzo, glauconita en bajo a

moderado porcentaje, trazas de

arcillas

Estructuras Masivo

Color Gris verdoso con tonalidades

marrones

Observaciones Hidrocarburo residual, bajo

porcentaje de bioturbación

Litofacie Arenisca masiva con

glauconita AGM



Tamaño de

Grano Arenisca de grano fino

Sorteo Moderado

Redondez Subangular a Subredondeado

Composición

Mineralógica

Cuarzo, glauconita, trazas de

arcillas y carbonatos

Estructuras Ondulada discontinua

Estratificación subhorizontal

Color Gris verdoso

Observaciones No presenta hidrocarburo

Litofacie Arenisca glauconítica

de grano fino AGH

80



Tamaño de Grano Areniscas de grano fino y arcilla

Sorteo Moderado

Redondez Subangular - subredondeado

Composición Mineralógica Cuarzo, pirita, micas, trazas de carbón (bitumen)

Estructuras

Laminación ondulada continua y discontinua

Laminación lenticular

Laminación flaser

Color Blanca con tonalidades grises oscuro

Observaciones Se observa ámbar en las capas de lutita y pirita

Litofacie Heterolíticas de areniscas de grano fino con lutitas negras

laminadas Hetc

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