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i
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS
Y AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA
Análisis de las calizas A, B y M2 como reservorios hidrocarburíferos en el campo
Parahuacu
Trabajo de titulación, modalidad Proyecto de investigación previo a la obtención del
Título de Ingeniera en Geología
AUTORA: Vargas Vivas Cristina Alejandra
TUTOR: Ing. Jairo Geovanny Bustos Cedeño Ms.C.
Quito 2021
ii
©DERECHOS DE AUTOR
Yo, Cristina Alejandra Vargas Vivas en calidad de autor y titular de los derechos morales y
patrimoniales del trabajo de titulación “ANÁLISIS DE LAS CALIZAS A, B Y M2 COMO
RESERVORIOS HIDROCARBURÍFEROS EN EL CAMPO PARAHUACU”, modalidad
Proyecto de investigación, 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.
________________________
Cristina Alejandra Vargas Vivas
C.C.:1725413635
e-mail: [email protected]
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APROBACIÓN DEL TUTOR
Yo, Jairo Geovanny Bustos Cedeño, en calidad de tutor del trabajo de titulación, modalidad
proyecto de investigación: “ANÁLISIS DE LAS CALIZAS A, B Y M2 COMO
RESERVORIOS HIDROCARBURÍFEROS EN EL CAMPO PARAHUACU”, elaborado
por la estudiante CRISTINA ALEJANDRA VARGAS VIVAS 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 en el campo epistemológico, para ser sometido a la
evaluación por parte del jurado examinador que se designe, por lo que APRUEBO, a fin de
que el trabajo sea habilitado para continuar con el proceso de titulación determinado por la
Universidad Central del Ecuador.
En la ciudad de Quito, a los 25 días del mes de septiembre del 2020.
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Ing. Jairo Geovanny Bustos Cedeño Ms.C.
DOCENTE - TUTOR
C.C.: 0922962923
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APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL
TRIBUNAL
Los miembros del proyecto integrador denominado: “ANÁLISIS DE LAS CALIZAS A,
B Y M2 COMO RESERVORIOS HIDROCARBURÍFEROS EN EL CAMPO
PARAHUACU”, preparado por la señorita CRISTINA ALEJANDRA VARGAS VIVAS,
egresada de la Carrera de Ingeniería en Geología, declaran que el presente proyecto ha sido
revisado, verificado y evaluado detenida y legalmente, por lo que lo califican como original
y auténtico de la autora.
En la ciudad de Quito, a los 28 días del mes de enero de 2021.
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Ing. Galo Albán Ing. Liliana Troncoso
MIEMBRO MIEMBRO
v
v
DEDICATORIA
A Christian y Yady, por ser mi apoyo
constante e incondicional,
a Niko, por ser mi compañero,
a Emi para que no se rinda jamás
y a Romy, por y para ella siempre.
vi
vi
AGRADECIMIENTOS
A Dios, a mis padres, a Niko por enseñarme a ser más fuerte,
a Jairo, Wilson y Pao por su apoyo, amistad y guía.
Al Activo Lago Agrio – Libertador y al
área de Contratos Especiales (PETROAMAZONAS EP).
A Ernesto, Jorge, Janny, Freddy,
Pedrito, Fabián, Santy, Chupín,
Sara, Jhon, Juan, Pablito, Tomate y
Morocho por ser mi gran familia y
apoyo durante este arduo camino.
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vii
ÍNDICE DE CONTENIDOS
DERECHOS DE AUTOR ................................................................................................................ ii
APROBACIÓN DEL TUTOR ........................................................................................................ iii
APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TRIBUNAL ............... iv
DEDICATORIA .............................................................................................................................. v
AGRADECIMIENTOS .................................................................................................................. vi
ÍNDICE DE CONTENIDOS.......................................................................................................... vii
LISTA DE TABLAS ....................................................................................................................... ix
LISTA DE FIGURAS ...................................................................................................................... x
LISTA DE ANEXOS .................................................................................................................... xiii
RESUMEN ..................................................................................................................................... xv
ABSTRACT .................................................................................................................................. xvi
1 INTRODUCCIÓN ................................................................................................................... 1
Antecedentes .................................................................................................................... 1
1.2 Justificación ............................................................................................................................ 2
1.3 Objetivos .......................................................................................................................... 2
1.3.1. Objetivo General ...................................................................................................... 2
1.3.2. Objetivos Específicos ............................................................................................... 2
1.4 Alcance ............................................................................................................................. 3
1.5 Metodología ..................................................................................................................... 4
2. MARCO TEÓRICO ................................................................................................................. 6
Contexto Geodinámico ..................................................................................................... 6
2.2. Geología Regional ............................................................................................................ 7
2.2.1 Ciclos Sedimentarios de los Corredores Estructurales Central y Oriental ...................... 8
2.3 Geología Estructural ............................................................................................................... 9
2.4 Geología Local ..................................................................................................................... 11
2.4.1 Caliza B ......................................................................................................................... 11
2.4.2 Caliza A ......................................................................................................................... 12
2.4.3 Caliza M2 ...................................................................................................................... 12
2.5 Facies Sedimentarias ............................................................................................................ 12
2.6 Fluorescencia en Ripios de Perforación ............................................................................... 14
2.7 Análisis Cromatográfico ...................................................................................................... 15
viii
viii
2.7.1 Método Gas Ratio .......................................................................................................... 15
2.7.2 Método Indicador de Petróleo e Inverso de Petróleo .................................................... 17
2.7.3 Método Pixler ................................................................................................................ 17
3. METODOLOGÍA .................................................................................................................. 19
3.1 Tipo de estudio ..................................................................................................................... 19
3.1.1 Descriptivo .................................................................................................................... 19
3.1.2 Predictivo ...................................................................................................................... 19
3.2. Universo y muestra......................................................................................................... 19
3.3. Métodos y técnicas de recolección de datos ................................................................... 20
3.4. Procesamiento y análisis de la información ................................................................... 20
3.4.1 Definición de Topes Secuenciales ................................................................................. 20
3.4.2 Análisis de Facies .......................................................................................................... 23
3.4.3 Evaluación de Pruebas de Fluorescencia ....................................................................... 26
3.4.4 Estudio Cromatográfico ................................................................................................ 28
4. RESULTADOS ...................................................................................................................... 32
4.1 Topes Secuenciales del Campo Parahuacu .......................................................................... 32
4.2. Facies de las Rocas Calcáreas ............................................................................................. 34
4.2.1 Caliza B / Pozo CHARAPA-04 .................................................................................... 35
4.2.2 Caliza A / Pozo CHARAPA-04 .................................................................................... 37
4.2.3 Caliza A / Pozo VHR-11 ............................................................................................... 39
4.2.4 Caliza M2 / Pozo VHR-13 ............................................................................................ 41
4.3 Pruebas de Fluorescencia ..................................................................................................... 45
4.4 Interpretaciones de la Cromatografía de Gases .................................................................... 48
4.5 Correlación Regional............................................................................................................ 53
5. DISCUSIÓN .......................................................................................................................... 58
6. CONCLUSIONES ................................................................................................................. 63
7. REFERENCIAS ..................................................................................................................... 65
8. ANEXOS ................................................................................................................................ 67
ix
ix
LISTA DE TABLAS
Tabla 1. Interpretación de resultados del cálculo de Character Ratio. Fonseca C., (2012)
........................................................................................................................................... 16
Tabla 2. Interpretación de las relaciones de equilibrio para el cálculo del Character Ratio.
Fonseca C.,(2012) .............................................................................................................. 16
Tabla 3. Interpretación de indicador e indicador inverso de petróleo. Fonseca C., (2012)
........................................................................................................................................... 17
Tabla 4. Topes y bases (en pies) de las calizas objetivo en cada uno de los pozos del
campo Parahuacu. .............................................................................................................. 26
Tabla 5. Características fluoroscópicas correspondientes a las calizas M2, A y B de los
ripios de perforación de los pozos PRNA-001 y PRH-040. .............................................. 27
Tabla 6. Cálculos realizados para el análisis del Gas Ratio, obtención del Wh, Bh y Ch
de la caliza M2 del pozo PRH-006. ................................................................................... 28
Tabla 7. Cálculos para la obtención del Indicador de petróleo......................................... 29
Tabla 8. Cálculos necesarios para el método Pixler de la zona caliza M2 del pozo PRH-
006. .................................................................................................................................... 30
Tabla 9. Pozos del campo Parahuacu en los que se aplicó fluorescencia. ........................ 45
Tabla 10. Resumen de los resultados obtenidos en las pruebas de fluorescencia en el
pozo PRH-021. .................................................................................................................. 45
Tabla 11. Resumen de los resultados obtenidos en las pruebas de fluorescencia en el
pozo PRH-015. .................................................................................................................. 46
Tabla 12. Resumen de los resultados obtenidos en las pruebas de fluorescencia en el
pozo PRH-022. .................................................................................................................. 46
Tabla 13. Resumen de resultados de análisis de cromatografía de gases ......................... 48
Tabla 14. Resumen de resultados de análisis de cromatografía ....................................... 49
Tabla 15. Resumen de resultados obtenidos en los métodos Indicador e Inverso de
Petróleo y Character Ratio. ................................................................................................ 62
Tabla 16. Topes secuenciales de los pozos del campo Parahuacu. Desde PRH-001 hasta
PRH-011. ........................................................................................................................... 63
Tabla 17. Topes secuenciales de los pozos del campo Parahuacu. Desde PRH-012 hasta
PRHC-022. ........................................................................................................................ 63
x
x
LISTA DE FIGURAS
Figura 1. Flujograma de la metodología aplicada. ............................................................. 5
Figura 2. Mapa estructural de la Cuenca Oriente con sus tres plays estructurales
petrolíferos y la ubicación del campo de estudio. Modificado de Baby et al. 2004. ........... 6
Figura 3. Ciclos depositacionales con sus litologías correspondientes, entre ellas las
calizas objetivo. Modificado de Baby et al., 2004............................................................... 7
Figura 4. Secuencia depositacional sintetizada con las litologías y system tracks
correspondientes. Tomado de Baby et al., 2004. ................................................................ 8
Figura 5. Sección sísmica de la Formación Napo en el play central de la cuenca Oriente.
Tomado de Barragán et al., 2005 ......................................................................................... 9
Figura 6. Mapa estructural del campo Parahuacu. Tomado de Baby et al., 2004. ........... 10
Figura 7. Mapa de ubicación del campo Parahuacu. ........................................................ 11
Figura 8. Distribución de facies en plataformas carbonatadas. Tomado de Arredondo V.
........................................................................................................................................... 13
Figura 9. Progresión de facies de una plataforma carbonatada en un perfil de rampa.
Tomado de Jerry Lucìa F., 2007. ....................................................................................... 14
Figura 10. Interpretación del Método de Pixler. Tomado de Presentación Zona de calizas
Arazá y Tapi. ..................................................................................................................... 18
Figura 11. Imagen de parámetros a considerar para ubicar topes litológicos en registros
eléctricos. ........................................................................................................................... 21
Figura 12. Imagen de la herramienta Tool Palette. .......................................................... 21
Figura 13. Imagen de la herramienta Tool Palette. .......................................................... 22
Figura 14. Imagen de las litologías contenidas en el Ciclo Sedimentario III. .................. 22
Figura 15. Imagen de las litologías contenidas en el Ciclo Sedimentario II. ................... 22
Figura 16. Imagen del núcleo correspondiente al pozo VHR-13. .................................... 23
Figura 17. Núcleo del pozo VHR-13, a los 7816 ft. de profundidad. .............................. 24
Figura 18. A) Núcleo del pozo VHR-13 a los 7814ft. de profundidad. B) Acercamiento
de la mineralización de glauconita al microscopio. ........................................................... 24
Figura 19. Columna estratigráfica de la caliza M2 del pozo VHR-13. ............................ 25
xi
xi
Figura 20. Ripio de perforación a 9525ft del pozo PRNA-001 correspondiente a la caliza
M2 al microscopio. ............................................................................................................ 26
Figura 21. Ripios de perforación de las 3 calizas objetivo de los pozos PRNA-001 y
PRH-040. ........................................................................................................................... 27
Figura 22. Pendientes formadas con los valores de las relaciones de los gases. .............. 31
Figura 23. Topes secuenciales de los Ciclos Sedimentarios II y III. ................................ 32
Figura 24. Topes secuenciales del ciclo IV. ..................................................................... 33
Figura 25. Mapa de ubicación de los campos vecinos. .................................................... 34
Figura 26. Núcleo del pozo CHAPARA-04 A) Textura tipo mudstone B) Zonas de
fósiles C) Hidrocarburo residual D) Oolitos y laminaciones de carbón E) Hidrocarburo al
microscopio. ...................................................................................................................... 35
Figura 27. Columna estratigráfica de la caliza B del pozo Charapa-04. .......................... 36
Figura 28. Núcleo del pozo CHARAPA-04 A) Bioturbación. B) Laminaciones de carbón
plegadas. C) Hidrocarburo residual al microscopio. D) Concreciones de siderita............ 37
Figura 29. Columna estratigráfica de la caliza A del pozo CHARAPA-04. .................... 38
Figura 30. Núcleo del pozo VHR-11, A) Caliza de tipo wackstone a packstone.
B) Estilolitas. C) Manchas de hidrocarburo. D) Oolitos. E) Caliza craquelada. ............... 39
Figura 31. Columna estratigráfica correspondiente a la caliza A del pozo VHR-11. ...... 40
Figura 32. Núcleo al pozo VHR-13 A) Textura tipo wackstone a packstone B) Lentes de
arcilla y oolitos C) Siderita D) Bivalvos E) Glauconita al microscopio. .......................... 41
Figura 33. Columna estratigráfica correspondiente a la caliza M2 del pozo VHR-13..... 42
Figura 34. Placa con ripios de perforación correspondientes a las calizas M2, A y B de
los pozos PRH.013 y PRH-021 bajo luz UV. .................................................................... 45
Figura 35. Placa con ripios de perforación correspondientes a las calizas M2, A y B de
los pozos PRH.010 y PRH-015 bajo luz UV. .................................................................... 46
Figura 36. Placa con ripios de perforación correspondientes a las calizas M2, A y B de
los pozos PRH-022D y PRH-018D bajo luz UV. .............................................................. 46
Figura 37. Mapa al tope de la caliza A del campo Parahuacu con los resultados positivos
de fluorescencia. ................................................................................................................ 47
Figura 38. Pendientes obtenidas para las calizas M2 de los pozos: PRH-006, PRH-014,50
Figura 39. Pendientes obtenidas para las calizas A de los pozos: PRH-006, PRH-014, .. 51
Figura 40. Pendientes obtenidas para las calizas A de los pozos: PRH-006, PRH-014, .. 52
xii
xii
Figura 41. Correlación regional de pozos de los campos Parahuacu, Charapa y Drago. . 53
Figura 42. Correlación regional de pozos de los campos Parahuacu y VHR. .................. 54
Figura 43. Mapa isópaco regional de la caliza B.............................................................. 55
Figura 44. Mapa isópaco regional de la caliza A ............................................................. 56
Figura 45. Mapa isópaco regional de la caliza M2. .......................................................... 57
Figura 46. Mapa resumen de la caliza B en el campo Charapa. ....................................... 58
Figura 47. Mapa resumen de la caliza A para los campos Charapa y VHR..................... 59
Figura 48. Mapa resumen de la caliza M2 para el campo VHR....................................... 60
Figura 49. Mapa de resultados positivos de fluorescencia para la caliza A en el campo
Parahuacu........................................................................................................................... 61
Figura 50. Gráfica resultante del método Pixler para la caliza B. .................................... 62
xiii
xiii
LISTA DE ANEXOS
Anexo A. Topes Secuenciales del ciclo II y III. ................................................................ 67
Anexo B. Topes Secuenciales del ciclo IV. ...................................................................... 70
xiv
xiv
GLOSARIO O ABREVIATURAS
Bh: Balance Ratio
BPPD: Barriles de petróleo por día
Ch: Character Ratio
C1: metano
C2: etano
C3: propano
C4: butano
C5: pentano
Fm.: Formación
ft: Pies
HST: Highstand System Track
I: Inverso de Petróleo
km: Kilómetros
LST: Lowstand System Track
mD: milidarcys
MFS: Maximum Flood Surface
N: Norte
NNE: Nor-noreste
O: Indicador de Petróleo
POES: Petróleo original en sitio
PRH: Parahuacu
S: Sur
SSW: Sur-suroeste
TST: Transgresive System Track
VHR: Víctor Hugo Ruales
Wh: Wetness Ratio
WNW-ESE: Oeste noroeste – este sur este
xv
TÍTULO: Análisis de las calizas A, B y M2 como reservorios hidrocarburíferos en el
campo Parahuacu.
Autora: Cristina Alejandra Vargas Vivas
Tutor: Ing. Jairo Bustos Briceño MSc
RESUMEN
Se analizaron 36 registros eléctricos del campo Parahuacu y los núcleos de 3 pozos
análogos (CHARAPA-04, VHR-11 y VHR-13) para determinar la continuidad lateral y
similitud de características texturales y depositacionales de las calizas B, A y M2 en la zona
norte de la cuenca Oriente.
Posterior se establecieron las facies correspondientes a cada una de las calizas en cada
pozo, se realizaron pruebas de fluorescencia a los ripios de perforación de 12 pozos del
campo Parahuacu; sin embargo, se obtuvieron resultados positivos en solo 3 muestras.
Para correlacionar los resultados se examinaron los valores de cromatografía de gases por
3 métodos (Character Ratio, Indicador e Inverso de Petróleo y Pixler) y arrojaron resultados
concluyentes de bajo potencial de producción de petróleo y en caso de existir, éste sería
residual.
PALABRAS CLAVE: CAMPO PARAHUACU / NÚCLEOS / CALIZA B / CALIZA A
/ CALIZA M2 / FLUORESCENCIA.
xvi
TITLE: Analysis of limestones A, B and M2 as hydrocarbon reservoirs in the Parahuacu
field.
Author: Cristina Alejandra Vargas Vivas
Tutor: Ing. Jairo Bustos Cedeño MSc
ABSTRACT
The 36 electric logs of the Parahuacu field and the cores of 3 similar wells
(CHARAPA-04, VHR-11 and VHR-13) were analyzed to determine the lateral continuity
and similarity of textural and depositional characteristics of limestones B, A and M2 in the
North zone of the East basin.
After establishing the facies to each of the limestones in each well correspond,
fluorescence tests were carried out on 12 drill cuttings of the Parahuacu field; however,
positive results were obtained in only 3 samples.
To correlate the results, the gas chromatography values were examined by 3
methods (Character Ratio, Indicator and Inverse of Petroleum and Pixler) and bring
conclusive results of low oil production potential and if it exists, this would be residual.
KEY WORDS: PARAHUACU FIELD / CORES / B LIMESTONE / A LIMESTONE /
M2 LIMESTONE / FLUORESCENCE.
1
1 INTRODUCCIÓN
Antecedentes
Según Baby et al., (2004) “el campo Parahuacu fue descubierto por el Consorcio
Texaco – Gulf con la perforación del pozo Parahuacu I, alcanzando una profundidad de
10173 ft. dio una producción de 448 BPPD del reservorio T. Parahuacu
estructuralmente corresponde a un anticlinal de 13km de largo y 2km de ancho, de
orientación N-S” (2004), “limitado por una falla inversa de alto ángulo de orientación
NNE-SSW al este del campo” citan (Petroamazonas 2018 y Baby 2004) .
La cuenca Oriente abarca una columna estratigráfica bastante extensa, dentro de la
cual se encuentra la formación Napo de edad cretácica. Esta formación comprende una
secuencia de lutitas, areniscas y calizas interestratificadas que funcionan en ciertos
casos como rocas almacén de hidrocarburo. “Los principales reservorios son: areniscas
U y T inferiores, mientras que los reservorios secundarios son las areniscas basal Tena
y T superior” (Petroamazonas, Justificativo de Reservas del Activo Lago Agrio,
Diciembre 2018, pág. 66).
De forma regional en la cuenca Oriente las calizas son consideradas marcadores
sísmicos para la interpretación geofísica y en algunos casos también son reservorios
hidrocarburíferos de producción actual, por lo que descartarlos en la exploración sin
estudios minuciosos es un gran error.
Considerando la regionalidad de las calizas, las características de estas litologías para
definirlas como reservorio en todos los campos de la cuenca Oriente deberían ser iguales
o muy similares.
2
1.2 Justificación
El petróleo representa uno de los mayores ingresos no renovables del país, por lo que
se debe incrementar su producción o la vida de los campos, que se logra al encontrar
nuevos reservorios.
El campo VHR (Victor Hugo Ruales) ubicado en el corredor Capirón – Tiputini
presentó como valor de reservas oficiales 8 305 millones de barriles correspondientes
al POES (petróleo original en sitio) de la caliza M2 calculado al 31 de diciembre del
2012. Además, los reservorios calcáreos del campo Drago presentan porosidad de 10%
y al perforarse la caliza M2 se obtuvo una producción de 50 barriles; el campo Charapa
presenta como su reservorio principal a la caliza B con porosidades entre 13–18Md
(milidarcys) y 200 BPPD, estos dos campos se ubican en el corredor Sacha –
Shushufindi al igual que Parahuacu, lo que incrementa la posibilidad de encontrar crudo
en las formaciones calcáreas del campo objetivo.
1.3 Objetivos
1.3.1. Objetivo General
Determinar el posible potencial hidrocarburífero de las calizas A, B y M2 en
el campo Parahuacu.
1.3.2. Objetivos Específicos
a. Definir los topes secuenciales del campo Parahuacu para comprobar la
regionalidad de las calizas objetivo de estudio.
3
b. Analizar las rocas carbonatadas por facies según criterios petrológicos y
sedimentológicos en núcleos de pozos vecinos para estimar posibles
características similares en las calizas del campo Parahuacu.
c. Evaluar los shows en ripios de perforación de pozos del campo Parahuacu
para obtener pruebas fehacientes de la existencia o ausencia de petróleo.
d. Analizar la cromatografía de gases mediante 3 métodos: gas ratio, indicador
de petróleo e inverso de petróleo y Pixler para sugerir la posible existencia
de petróleo.
1.4 Alcance
El trabajo de investigación propuso analizar las calizas A, B y M2 del campo
Parahuacu correspondiente al Activo Lago Agrio – Libertador (División interna de
Petroamazonas que engloba varios campos y cuyo objetivo es el de explorar y producir
petróleo), mediante correlación regional con pozos de campos cercanos productores de
hidrocarburo de dichas rocas calcáreas (calizas A, B y M2).
Se estudiaron:
a) Treinta y seis registros eléctricos, ripios de perforación de 12 pozos y registros
de gases de 4 pozos del campo Parahuacu y,
b) Tres núcleos de calizas VHR-13, VHR-11 y CHARAPA-04
para determinar el desarrollo de las secuencias depositacionales y establecer el potencial
hidrocarburífero de estas litologías en el campo Parahuacu.
4
1.5 Metodología
La investigación (fig. 1) se basó en:
a) Análisis bibliográfico: aplicado en la interpretación de registros eléctricos
de los pozos del campo Parahuacu mediante el software Petrel
(Petroamazonas, Reporte Final de Geología Pozo Parahuacu 23, 2019)versión
2015, y análisis de cromatografía de gases en los pozos nuevos del campo.
b) Análisis de laboratorio: se analizaron los núcleos de campos análogos
(campos ubicados en los alrededores del objeto de estudio) productores de
petróleo y pruebas de fluorescencia aplicadas a ripios de perforación de las
rocas calcáreas del campo Parahuacu.
5
Figura 1. Flujograma de la metodología aplicada.
6
2. MARCO TEÓRICO
Contexto Geodinámico
“La cuenca Oriente es una de las cuencas subandinas de antepaís desarrolladas entre el
cratón Guyano – Brasileño y el arco magmático andino de este a oeste respectivamente”,
como menciona (Baby et al., 2004, pág. 14).
“La cuenca Oriente se divide estructuralmente en 3 plays (extensión media de terreno
con características muy bien definidas): Subandino, Sacha – Shushufindi y Capirón
Tiputini de oeste a este” como se muestra en la figura 2, (Baby et al., 2004, pág. 14), en
el play central se ubica el campo Parahuacu.
Figura 2. Mapa estructural de la Cuenca Oriente con sus tres plays estructurales petrolíferos y la
ubicación del campo de estudio. Modificado de Baby et al. 2004.
7
2.2. Geología Regional
La formación Napo según Tschopp (1953) y Petroamazonas (2018) “descansa sobre la
formación Hollín, es de ambiente netamente marino y comprende una secuencia de lutitas,
calizas y areniscas que va desde los 240 hasta los 400m de potencia”.
La sección sedimentaria Hollín – Napo – Basal Tena exhibe características bien definidas
dentro de un modelo de estratigrafía secuencial. Dichas formaciones testifican variaciones
bruscas de la línea de costa en la plataforma marina – somera de la Cuenca Oriente en el
Cretácico, y muestran cambios verticales y laterales de facies a lo largo de la cuenca que
interrumpen la imperante sedimentación marina de baja energía. (Baby et al., 2004, pág.
48)
Se interpreta como una secuencia depositacional al conjunto de litologías depositadas
durante un ciclo completo de cambio del nivel del mar. Un ciclo completo (figura 3) de
cambio del nivel del mar incluye dos caídas relativas del nivel del mar y se extiende desde
el punto de inflexión de la tasa máxima de caída del nivel del mar hasta el aumento de la
secuencia, seguido de la próxima caída. (Haq U.H., 1988, pág. 83).
Figura 3. Ciclos depositacionales con sus litologías correspondientes, entre ellas las calizas objetivo.
Modificado de Baby et al., 2004.
8
Según Baby et al., (2004) la depositación desde Hollín hasta la base de Tena muestra
características bien definidas e identificables dentro del concepto de estratigrafía
secuencial, es así que una secuencia inicia a la base con sedimentos fluviales erosivos
depositados dentro de valles incisos que se transforman en ambientes estuarinos por acción
del inicio de la subida del nivel del mar (LST) (figura 4). Posteriormente sobre los valles
incisos se depositan sedimentos marino someros reflejando el sistema transgresivo (TST),
que son cubiertos después con areniscas intercaladas con lutitas y calizas finas señalando
el máximo de inundación (MFS) para luego finalizar con calizas gruesas correspondientes
a depósitos de plataforma del prisma de alto nivel (HST). (pag. 49)
Figura 4. Secuencia depositacional sintetizada con las litologías y system tracks correspondientes. Tomado
de Baby et al., 2004.
2.2.1 Ciclos Sedimentarios de los Corredores Estructurales Central y Oriental
Tomando en cuenta estas consideraciones, las calizas A, B y M2 objeto de estudio se
encuentran en los ciclos II, III y IV como se muestra en la figura 4, así:
9
a. Ciclo Sedimentario II (Albiano Superior – Cenomaniano Medio).- Está
compuesta por: la arenisca T, caliza B, lutitas Napo medio y caliza U (Baby
et al., 2004, pág. 53)
b. Ciclo Sedimentario III (Cenomaniano Inferior a Medio – Turoniano
Inferior).- Conformada por la caliza U, arenisca U y caliza A (Baby et al.,
2004, pág. 55)
c. Ciclo Sedimentario IV (Turoniano – Campaniano Inferior).- Compuesta
por: la arenisca M2, caliza M2, caliza M1 y lutitas M1 (Baby et al., 2004,
pág. 55)
2.3 Geología Estructural
El campo Parahuacu se ubica en el corredor estructural central: Sacha – Shushufindi,
mismo que tiene mega fallas transpresivas (fig. 5) que a profundidad se verticalizan y
pueden presentarse somerizadas como estructura de tipo flor positiva, como plantea (Baby
et al., 2004).
Figura 5. Sección sísmica de la Formación Napo en el play central de la cuenca Oriente. Tomado de
Barragán et al., 2005
10
Parahuacu estructuralmente corresponde a un anticlinal (fig. 6) de 13km de largo y 2km
de ancho, de orientación N-S (Baby et al., 2004), limitado por una falla inversa de alto
ángulo de orientación NNE-SSW al este del campo Petroamazonas (2018).
Figura 6. Mapa estructural del campo Parahuacu. Tomado de Baby et al., 2004.
11
2.4 Geología Local
El campo Parahuacu se ubica al norte del play central (figura 2), en la provincia de
Sucumbíos, en el bloque 57 correspondiente al Activo Lago Agrio – Libertador (figura 7).
Figura 7. Mapa de ubicación del campo Parahuacu.
La formación Napo en su miembro medio consta de 2 secuencias transgresivas y
progradación de plataforma carbonatada: las calizas A y M2 respectivamente Jaillard et al.,
(1997).
2.4.1 Caliza B
Según Jaillard et al., (1997) “esta caliza es de edad Albiano superior, conocidas en el
NW de la cuenca, con facies laminada y anóxica; hacia el E se confunde con el tope
de las areniscas T” (pág. 77).
La caliza es un miembro intercalado con lutitas, donde la caliza es de color negra
hasta gris clara, de suave a moderadamente firme, sub bloque, porosidad no visible, de
textura mudstone (menos del 10% de granos) sin presencia de hidrocarburo y, la lutita
12
es de color negra, moderadamente firme, de subfísil a físil, quebradiza, textura terrosa,
no calcárea Petroamazonas, 2019.
2.4.2 Caliza A
Esta litología es de edad Turoniano inferior tardío y Turoniano medio, separada de
las areniscas U por un hiato (Jaillard et al., 1997, pág. 77). Es de color gris oscura a
menos crema, de suave a moderadamente firme, de sub bloque a bloque, con porosidad
no visible, de textura wackstone (caliza de armazón micrítico, con más del 10% de
granos) sin presencia de hidrocarburo Petroamazonas, 2019.
2.4.3 Caliza M2
“Esta unidad es también una secuencia estratocreciente de margas y calizas Jaillard et
al., (1997). La base está definida por el primer intervalo margoso, a veces arenoso
(arenisca M2) que sobreyace a la caliza masiva A, y su tope está definido por el último
banco de caliza masiva (Caliza M2)” (Jaillard et al., 1997, pág. 52).
La caliza M2 es de color gris clara, de suave a moderadamente firme, de sub bloque
a bloque, porosidad no visible, textura packstone (granos del tamaño de arenas en
contacto, formando una estructura de granos con una matriz de más del 50% de lodo),
sin presencia de hidrocarburo Petroamazonas, 2019.
2.5 Facies Sedimentarias
Según Barba J. (1999) argumenta que la facie en rocas sedimentarias engloba una
descripción de aspectos concretos de la roca tales como: composición, estructuras internas,
13
granulometría, contenido fosilífero, etc.; sin embargo, no es requisito que incluyan todos
los parámetros para ser considerada facie.
De cualquier manera, la asociación por facies tiene por objeto aportar una interpretación
ambiental y su definición de la roca en base a parámetros reconocibles según manifiesta el
autor.
Schlumberger, (2008) señala que los carbonatos son rocas sedimentarias depositadas en
ambientes marinos de aguas claras, someras y cálidas y en su mayoría poseen origen
biológico, además están formadas por fragmentos de organismos marinos, esqueletos,
corales, algas y precipitados.
En base a las texturas de las calizas, Arredondo V. plantea que la distribución
generalizada de facies en plataformas carbonatadas es rampa interna, media y externa de
la siguiente manera:
Figura 8. Distribución de facies en plataformas carbonatadas. Tomado de Arredondo V.
Según Jerry Lucìa F., (2007) las plataformas tienen una inclinación de 0-2° y se dividen:
1) Zona peritidal, dominada por texturas mudstone y facies evaporíticas, 2) Plataforma
14
media: formada por lodo y en ocasiones facies tipo packstone, 3) Cresta de plataforma
configurada por facies grainstone y arrecifes, 4) Plataforma externa conformada por facies
de mudstone a grainstone y 5) Basal dominada por facies mudstone y flujo de detritos.
Figura 9. Progresión de facies de una plataforma carbonatada en un perfil de rampa.
Tomado de Jerry Lucìa F., 2007.
2.6 Fluorescencia en Ripios de Perforación
La aplicación de este método es de gran importancia ya que representa la primera
oportunidad de evaluar la presencia física de hidrocarburos en un pozo, como propone
Abril M. (2014). Las pruebas de fluorescencia consisten en someter los ripios de
perforación junto con acetona a la luz ultravioleta para ver si generan reacción o no; a
esta reacción se conoce como show.
El show es evaluado por:
Intensidad: Se observa al colocar el solvente en la muestra lavada y puede ser
ninguna, leve, regular y buena.
Calidad de coloración: Esta puede ser opaca, pálida o brillante.
Fluorescencia: Al colocar el disolvente a la muestra y someterla al estímulo
luminoso puede observarse la fluorescencia resultante como: trazas, pobre,
regular, buena o ninguna.
15
Color del anillo residual: Luego de someter la muestra al estímulo luminoso se
genera un anillo residual en el porta-muestras, mismo que puede manifestarse de
colores como: café, naranja, amarillo / crema, blanco o azul/blanco.
Forma del corte: Al colocar el disolvente a la muestra, se lo hace en el
fluoroscopio bajo la luz ultravioleta y se observa su comportamiento que puede
ser: correntoso, estrellado, sangrante, residual o en forma de hongo.
2.7 Análisis Cromatográfico
Este estudio según Fonseca C., (2012) tiene fines interpretativos de hidrocarburos de
forma cuantitativa mediante el uso de datos de registros de gases en estos 3 métodos:
2.7.1 Método Gas Ratio
Este método utiliza 3 parámetros a calcular como cita Fonseca C., (2012):
Wetness Ratio (Wh): Hace relación a la densidad del fluído existente en el
yacimiento o reservorio:
𝑊ℎ = (𝐶2 + 𝐶3 + 𝐶4 + 𝐶5
𝐶1 + 𝐶2 + 𝐶3 + 𝐶4 + 𝐶5) × 100
Donde:
C1: metano
C2: etano
C3: propano
C4: butano
C5: pentano
Balance Ratio (Bh): Este parámetro compara hidrocarburos livianos con
pesados.
16
𝐵ℎ =𝐶1 + 𝐶2
𝐶3 + 𝐶4 + 𝐶5
Character Ratio (Ch): Relaciona hidrocarburos pesados, lo que permite
confirmar su existencia en el yacimiento.
𝐶ℎ = 𝐶4 + 𝐶5
𝐶3
Al calcular estos 3 parámetros la interpretación del Character Ratio es la siguiente:
Tabla 1. Interpretación de resultados del cálculo de Character Ratio. Fonseca C., (2012)
Ch Ratio Fluído del Yacimiento
<0.5 Se confirma la presencia de una fase de gas productivo, siendo gas
húmedo o gas condensado.
>0.5 Se confirma la presencia de una fase líquida productiva, de manera que
el gas indicado por la relación de humedad está asociado al petróleo
liviano.
Tabla 2. Interpretación de las relaciones de equilibrio para el cálculo del Character Ratio. Fonseca
C.,(2012)
Relación de
Equilibrio
Fluído del Yacimiento
Bh>100 Gas seco, muy liviano, comúnmente no asociado y no productivo
como el caso de metano geopresurizado.
Bh<100 Posible producción de gas liviano, gas seco.
Wh<Bh<100 Producción de gas, incrementando la calidad a medida que las
curvas convergen.
Bh>>Wh Gas seco (carbón)
Bh>Wh Producción de gas húmedo, gas condensado o petróleo de alta
gravedad, con alta GOR.
Wh>Bh Producción de petróleo, decreciendo su gravedad API a medida
que las curvas divergen.
Wh>>Bh Bajo potencial de producción de petróleo de baja gravedad y con
baja saturación de gas.
Wh>>>Bh Petróleo residual, muy baja gravedad, no productivo, usualmente
con agua.
17
2.7.2 Método Indicador de Petróleo e Inverso de Petróleo
Este método utiliza relaciones entre el metano y otros componentes pesados,
omitiendo el etano (C2), según propone Fonseca C., (2012) y se calculan 2 parámetros
para su posterior interpretación:
Indicador de Petróleo (O):
𝑂 =𝐶3 + 𝐶4 + 𝐶5
𝐶1
Inverso de Petróleo (I):
𝐼 =𝐶1
𝐶3 + 𝐶4 + 𝐶5
La interpretación para estos cálculos es la siguiente:
Tabla 3. Interpretación de indicador e indicador inverso de petróleo. Fonseca C., (2012)
Indicador de
Petróleo
Tipo de Fluído Indicador Inverso
de Petróleo
0.01 – 0.07 Gas seco, agua cargada con gas 100 – 14.3
0.07 – 0.10 Gas condensado, crudo liviano con alta
GOR
14.3 – 10
0.10 – 0.40 Crudo sub-saturado 10 – 2.5
0.40 – 1.0 Petróleo residual 2.5 - 1
2.7.3 Método Pixler
Fonseca C., (2012) propone que este método relaciona el metano (C1) con cada uno
de los otros componentes y fue desarrollado en 1969; se debe calcular las relaciones:
C1/C2, C1/C3, C1/C4 y C1/C5 donde:
La relación C1/C2 determina la existencia de gas, agua o petróleo en el
reservorio.
La pendiente de la recta C1/C2, C1/C3, C1/C4 y C1/C5 indica la producción
de hidrocarburos o de hidrocarburo y agua del reservorio.
18
Las pendientes positivas indican producción de hidrocarburos.
Las pendientes negativas indican presencia de agua.
Si C1/C2 tiene valores entre 2 y 15 se interpreta como zona de petróleo.
Si C1/C2 tiene valores entre 15 y 65 se interpreta como zona de gas.
Si C1/C2 es menor a 2 y mayor a 65 se interpreta como zona no productiva.
Figura 10. Interpretación del Método de Pixler. Tomado de Presentación Zona de
calizas Arazá y Tapi.
19
3. METODOLOGÍA
3.1 Tipo de estudio
3.1.1 Descriptivo
Se define las características geológicas de las calizas del campo Parahuacu
mediante el análisis de registros eléctricos, se compara las características
macroscópicas de los núcleos de pozos análogos y se analizan las características de
los ripios de perforación disponibles de los pozos del campo Parahuacu.
3.1.2 Predictivo
Se estima en base a interpretación de registros eléctricos los topes y bases
secuenciales en todos los pozos del campo Parahuacu y posterior a la comparación
entre campos análogos se elabora una correlación regional para las calizas A, B y
M2.
3.2. Universo y muestra
El campo Parahuacu perteneciente al Bloque 57, consta de 20 pozos cuyos registros
eléctricos serán analizados para la revisión de topes y bases secuenciales y características
geológicas, además se estudiarán 3 núcleos de pozos de campos cercanos (CHARAPA y
VHR) y ripios de perforación del campo Parahuacu mediante pruebas de fluorescencia.
20
3.3. Métodos y técnicas de recolección de datos
Consiste en recopilar y organizar toda la información disponible que son:
Información de pozos.
Registros eléctricos.
Informes geológicos.
Master logs.
Datos de producción.
Núcleos de pozos análogos.
Ripios de perforación del campo Parahuacu.
3.4. Procesamiento y análisis de la información
3.4.1 Definición de Topes Secuenciales
Este proceso inició con la identificación de topes litológicos en los registros eléctricos
de los pozos del campo Parahuacu (fig. 11) para identificar las litologías completas que
comprenden cada ciclo sedimentario. Los topes se identifican con la ayuda de las curvas
de Gamma Ray, resistividad, porosidad y el cruce de las curvas de densidad total y
neutrón que marcan zonas porosas.
21
Figura 11. Imagen de parámetros a considerar para ubicar topes litológicos en registros
eléctricos.
Posterior se agrupan las litologías englobadas en cada ciclo sedimentario
correspondiente al Corredor Sacha – Shushufindi, para esto se utiliza la
herramienta Tool Palette (fig. 12) que permite crear y editar topes.
Figura 12. Imagen de la herramienta Tool Palette.
Luego se repite el proceso para cada uno de los topes de cada ciclo (fig. 13, 14
y 15), obteniendo lo siguiente:
22
Figura 13. Imagen de la herramienta Tool Palette.
Figura 14. Imagen de las litologías contenidas en el Ciclo Sedimentario III.
Figura 15. Imagen de las litologías contenidas en el Ciclo Sedimentario II.
23
3.4.2 Análisis de Facies
Para iniciar el estudio se empieza por limpiar los núcleos correspondientes a las
profundidades de las calizas de interés para posteriormente fotografiarlos con una
escala adecuada (figura 16).
Figura 16. Imagen del núcleo correspondiente al pozo VHR-13.
Luego se procede a observar los núcleos desde la base hasta el tope identificando
características macroscópicas como: color, textura, laminaciones, oolitos,
intercalaciones, minerales, fracturas y fósiles de la siguiente manera:
En la figura 17 se observan un fragmento de core (núcleo) color gris que se oscurece
a profundidad, textura de mudstone a wackstone. En la parte inferior de este se
evidencia gran cantidad de laminaciones onduladas milimétricas de carbón, con la
presencia de ciertos bivalvos esporádicos; sin embargo, en la parte superior éstos se
aprecian en gran cantidad y las laminaciones casi desaparecen.
2 1 3
24
Figura 17. Núcleo del pozo VHR-13, a los 7816 ft. de profundidad.
En la figura 18 se observa un fragmento donde es visible la mineralización de
siderita, característica por sus tintes naranjas y glauconita (filosilicato en forma de
pellets de color verde oliva).
Figura 18. A) Núcleo del pozo VHR-13 a los 7814ft. de profundidad. B) Acercamiento de la
mineralización de glauconita al microscopio.
Finalmente, con la descripción pie a pie de la zona de interés del núcleo se creó una
columna estratigráfica que permita identificar las principales características.
Bivalvos
Laminaciones
de carbón
Siderit
Glauconit
A
B
25
Figura 19. Columna estratigráfica de la caliza M2 del pozo VHR-13.
Esta columna (fig. 19) muestra las características de la caliza M2 del campo VHR
(Víctor Hugo Ruales) ubicado en el corredor Capirón Tiputini, misma que consiste en
una intercalación de caliza, arenisca y lutita, tanto limpias como oolíticas con presencia
de laminaciones onduladas principalmente en las areniscas y lentes de arcilla presentes
únicamente en las calizas. Los bivalvos son visibles sólo en calizas y en la mayor parte
de las areniscas. Por último, se identificaron glauconita y siderita exclusivamente en
la sección de arenisca ubicada en la parte superior del núcleo.
26
3.4.3 Evaluación de Pruebas de Fluorescencia
Este estudio inició con la ubicación de los topes y bases (litológicos) de las zonas de
interés (calizas: A, B y M2), para obtener la muestra exacta (tabla 4).
Tabla 4. Topes y bases (en pies) de las calizas objetivo en cada uno de los pozos del campo
Parahuacu.
POZO CALIZA M2 CALIZA A CALIZA B
TOPE BASE TOPE BASE TOPE BASE
PRNA-001 9513 9538 9538 9632 9805 9825
PRHA-040 9606 9652 9656 9698 9860 9904
PRH-16D 9710 9726 9732 9780 9940 10000
PRH-17D 9708 9739 9750 9793 9966 10014
PRH-013 9331 9347 9360 9422 9595 9631
PRH-21D 9557 9580 9589 9645 9807 9855
PRH-012 9344 9391 9391 9423 9590 9632
PRH-011 9334 9386 9386 9415 9581 9618
PRH-010 9340 9383 9383 9418 9545 9589
PRH-009 9370 9389 9389 9457 9627 9667
PRH-15D 9720 9748 9748 9808 9976 10057
PRH-22D 10161 10186 10186 10251 10402 10454
PRH-18D 9547 9569 9569 9620 9780 9820
Luego se procedió a colocar la muestra correspondiente al intervalo de interés en el
portaobjetos cerámico (fig. 20), donde se añadió ácido para comprobar la zona de
caliza y evitar cuerpos arenosos, además se tomó la fotografía para evidencias
posteriores.
Figura 20. Ripio de perforación a 9525ft del pozo PRNA-001 correspondiente a la caliza M2 al
microscopio.
27
Finalmente se adicionó solvente para someterlo a la luz ultravioleta en el
fluoroscopio donde se tomó la fotografía (figura 21) y nota de las características de la
fluorescencia emitida (tabla 5).
Figura 21. Ripios de perforación de las 3 calizas objetivo de los pozos PRNA-001 y PRH-040.
Tabla 5. Características fluoroscópicas correspondientes a las calizas M2, A y B de los ripios de
perforación de los pozos PRNA-001 y PRH-040.
POZO CALIZA CON UV SIN UV
INTENSIDAD FLUORESCENCIA COLOR CORTE COLOR
PRNA-
001
M2 Leve --- Azul Residual Opaco
A Leve --- B/azul Estrellado Opaco
B --- --- Crema --- ---
PRH-
040
M2 Leve --- Amarillo Sangrante Pálido
A Leve --- B/azul Sangrante Pálido
B Leve --- B/azul Sangrante Opaco
PRNA-001 PRH-040
9525 ft.
9580 ft.
9810 ft.
9630 ft.
9670 ft.
9890 ft.
28
3.4.4 Estudio Cromatográfico
Durante la perforación del pozo se toman datos de los gases contenidos en las rocas
del subsuelo, de donde se obtienen datos en archivo .las, mismo que debe ser
convertido para procesarlo en una hoja de cálculo, donde se realizan varias operaciones
matemáticas, básicamente relaciones para obtener los datos básicos para aplicar los 3
métodos que a continuación se detallan:
Método Gas Ratio
Tabla 6. Cálculos realizados para el análisis del Gas Ratio, obtención del Wh, Bh y Ch de la
caliza M2 del pozo PRH-006.
C2+C3+
C4+C5
C1+C2+C3
+C4+C5 WH C1+C2
C3+C4
+C5 BH C4+C5 Ch
6221 16267 38.2431 12739 3528 3.6108 941 0.3637
6237 16334 38.1842 12808 3526 3.6324 923 0.3546
6452 16860 38.2681 13205 3655 3.6129 950 0.3512
6757 17565 38.4685 13727 3838 3.5766 998 0.3514
7377 19089 38.6453 14886 4203 3.5418 1124 0.3651
7527 19462 38.6754 15181 4281 3.5461 1130 0.3586
7525 19559 38.4733 15301 4258 3.5935 1095 0.3462
7575 19677 38.4967 15389 4288 3.5889 1102 0.3459
7637 19825 38.5221 15498 4327 3.5817 1106 0.3434
7757 20053 38.6825 15635 4418 3.5389 1172 0.3611
7764 20060 38.7039 15642 4418 3.5405 1172 0.3611
7667 19841 38.6422 15520 4321 3.5918 1113 0.3469
7583 19460 38.9671 15159 4301 3.5245 1145 0.3628
7380 19316 38.2067 15142 4174 3.6277 1088 0.3526
7445 19712 37.7689 15509 4203 3.6900 1069 0.3411
7475 20115 37.1613 15931 4184 3.8076 1017 0.3211
7473 20228 36.9438 16062 4166 3.8555 981 0.3080
7458 20213 36.8970 16062 4151 3.8694 966 0.3033
7345 19882 36.9430 15802 4080 3.8730 937 0.2981
7130 19195 37.1451 15241 3954 3.8546 926 0.3058
6963 18531 37.5749 14652 3879 3.7773 928 0.3145
6688 17548 38.1126 13799 3749 3.6807 925 0.3275
6539 17205 38.0064 13563 3642 3.7241 888 0.3224
6539 17205 38.0064 13563 3642 3.7241 888 0.3224
5130 11970 42.8571 8603 3367 2.5551 1693 1.0114
5130 11970 42.8571 8603 3367 2.5551 1693 1.0114
∑= 999.4527 ∑= 93.0745 ∑= 10.1515
Prom.= 38.4405 Prom.= 3.5798 Prom.= 0.3904
29
El resultado promedio del Wetness con respecto al Balance es mayor, por lo cual la
caliza M2 según la tabla 2 posiblemente produzca petróleo, sin embargo, decrecerá su
gravedad API. Además, el Character Ratio es menor a 0,5 por lo que se confirma la
presencia de una fase de gas productivo, siendo gas húmedo o gas condensado.
Método Indicador de Petróleo e Inverso de Petróleo
Tabla 7. Cálculos para la obtención del Indicador de petróleo
y el inverso de petróleo de la caliza M2 del pozo PRH-006.
GC1 C4+C5
INDICADOR
DE
PETRÓLEO
INVERSO
DE
PETRÓLEO ppm
10046 941 0.35118455 2.84750567
10097 923 0.34921264 2.8635848
10408 950 0.35117218 2.84760602
10808 998 0.35510733 2.81605003
11712 1124 0.3588627 2.78658101
11935 1130 0.35869292 2.78790002
12034 1095 0.35383081 2.82620949
12102 1102 0.3543216 2.82229478
12188 1106 0.35502133 2.81673215
12296 1172 0.35930384 2.7831598
12296 1172 0.35930384 2.7831598
12174 1113 0.35493675 2.81740338
11877 1145 0.36212848 2.76145083
11936 1088 0.34969839 2.85960709
12267 1069 0.34262656 2.91862955
12640 1017 0.33101266 3.0210325
12755 981 0.32661701 3.06168987
12755 966 0.325441 3.07275355
12537 937 0.32543671 3.07279412
12065 926 0.32772482 3.05134041
11568 928 0.33532158 2.98221191
10860 925 0.34521179 2.89677247
10666 888 0.34145884 2.92861065
10666 888 0.34145884 2.92861065
6840 1693 0.49225146 2.03148203
6840 1693 0.49225146 2.03148203
∑= 9.2995901 73.4166546
Promedio 0.35767654 2.82371749
30
Los valores del indicador de petróleo corresponden al intervalo de 0.10 a
0.40, es decir de crudo sub-saturado, pero el valor del inverso de petróleo
no coincide en ese rango, sino de 0.40 a 1.0, equivalente a crudo residual.
Método Pixler
Tabla 8. Cálculos necesarios para el método Pixler de la zona caliza M2 del pozo PRH-006.
DPTS GC1 GC2 GC3 GIC4 GIC5 C1/C2 C1/C3 C1/C4 C1/C5
ft ppm ppm ppm ppm ppm
9625 10046 2693 2587 507 434 3.7304 3.8833 19.8146 23.1475
9626 10097 2711 2603 511 412 3.7245 3.8790 19.7593 24.5073
9627 10408 2797 2705 527 423 3.7211 3.8477 19.7495 24.6052
9628 10808 2919 2840 551 447 3.7026 3.8056 19.6152 24.1790
9629 11712 3174 3079 593 531 3.6900 3.8038 19.7504 22.0565
9630 11935 3246 3151 599 531 3.6768 3.7877 19.9249 22.4765
9631 12034 3267 3163 608 487 3.6835 3.8046 19.7928 24.7105
9632 12102 3287 3186 615 487 3.6818 3.7985 19.6780 24.8501
9633 12188 3310 3221 615 491 3.6822 3.7839 19.8179 24.8228
9634 12296 3339 3246 615 557 3.6825 3.7880 19.9935 22.0754
9635 12296 3346 3246 615 557 3.6748 3.7880 19.9935 22.0754
9636 12174 3346 3208 615 498 3.6384 3.7949 19.7951 24.4458
9637 11877 3282 3156 599 546 3.6188 3.7633 19.8280 21.7527
9638 11936 3206 3086 568 520 3.7230 3.8678 21.0141 22.9538
9639 12267 3242 3134 549 520 3.7838 3.9142 22.3443 23.5904
9640 12640 3291 3167 524 493 3.8408 3.9912 24.1221 25.6389
9641 12755 3307 3185 509 472 3.8570 4.0047 25.0589 27.0233
9642 12755 3307 3185 494 472 3.8570 4.0047 25.8198 27.0233
9643 12537 3265 3143 483 454 3.8398 3.9889 25.9565 27.6145
9644 12065 3176 3028 472 454 3.7988 3.9845 25.5614 26.5749
9645 11568 3084 2951 463 465 3.7510 3.9200 24.9849 24.8774
9646 10860 2939 2824 460 465 3.6951 3.8456 23.6087 23.3548
9647 10666 2897 2754 476 412 3.6817 3.8729 22.4076 25.8883
9648 10666 2897 2754 476 412 3.6817 3.8729 22.4076 25.8883
9649 6840 1763 1674 671 1022 3.8798 4.0860 10.1937 6.6928
9650 6840 1763 1674 671 1022 3.8798 4.0860 10.1937 6.6928
Luego de obtener estos resultados se procede a graficar las rectas que se
forman con los valores de las relaciones de los gases para cada valor de
profundidad (fig. 22), obteniendo la siguiente figura:
31
Figura 22. Pendientes formadas con los valores de las relaciones de los gases.
En la figura 22 se muestran las curvas de relaciones de gases ubicadas en
la zona productora de petróleo, sin embargo, tienden a ascender y ser
próximas también a la zona superior (productora de gas), lo que sugiere que esta
caliza produce 2 fases: tanto líquida como gaseosa. La pendiente positiva entre
las relaciones C1/C3 y C1/C4 es muy marcada, lo que sugiere que el tiempo de
producción fue muy rápido, impidiendo que la roca pueda generar todo el
petróleo.
32
4. RESULTADOS
4.1 Topes Secuenciales del Campo Parahuacu
CICLO II.- “En este ciclo se observa
a la arenisca T principal como la fase
de LST, posteriormente la arenisca T
superior representa una transgresión
(TST), luego se ubican: la CALIZA B y
las lutitas Napo medio, juntas forman
una MFS que desarrolla un prisma de
alto nivel” (Baby et al., 2004, pág. 50).
CICLO III.- En esta secuencia se
engloban las areniscas U, siendo su
miembro inferior el relleno de valles
incisos durante un LST, donde los
valles fluviales se transforman en
medios estuarinos; luego el miembro
superior representa el TST y por último
la CALIZA A representa el cambio a
HST, donde su parte media es
considerada como la superficie de máxima inundación.
Figura 23. Topes secuenciales de los Ciclos
Sedimentarios II y III.
33
CICLO IV.- La arenisca M2 está depositada durante una caída del nivel del mar,
lo que representa el LST, posteriormente la CALIZA M2 señala un incremento en
el nivel del mar, es decir, un TST. Luego decrece el nivel del mar haciendo que se
depositen intercalaciones de lutitas y areniscas finas, que dan paso a la
depositación de la caliza M1 y finalmente a las lutitas Napo superior, mostrando
la MFS que sugiere el HST (fig. 24).
Figura 24. Topes secuenciales del ciclo IV.
34
4.2. Facies de las Rocas Calcáreas
Las calizas B, A y M2 fueron estudiadas en campos vecinos (ver figura 25) para
comprobar la similitud de sus características y determinar el posible potencial como
reservorios en el campo Parahuacu.
Figura 25. Mapa de ubicación de los campos vecinos.
35
De acuerdo a las observaciones realizadas en el laboratorio se definieron las facies para
cada uno de los pozos analizados, de la siguiente manera:
4.2.1 Caliza B / Pozo CHARAPA-04
Esta litología presenta 8 facies: 1) AB (arenisca con bivalvos), 2) CB (caliza con
bivalvos), 3) CFV (caliza con fracturas verticales), 4) CHR (caliza con hidrocarburo
residual) (fig. 26 C), 5) CIA (caliza con intercalaciones de arenisca), 6) CIABHR
(caliza con intercalaciones de arenisca, bivalvos e hidrocarburo residual), 7) CLC
(caliza con laminaciones de carbón) y 8) LB (Lutita con bivalvos).
Figura 26. Núcleo del pozo CHAPARA-04 A) Textura tipo mudstone B) Zonas de fósiles C)
Hidrocarburo residual D) Oolitos y laminaciones de carbón E) Hidrocarburo al microscopio.
Las laminaciones de carbón (fig. 26 D), se hallan hacia el tope de esta
formación, los bivalvos (fig. 26 B), son visibles en las 3 litologías: arenisca, caliza
36
y lutita; sin embargo, son predominantes en esta última. Las fracturas verticales
son notorias sólo en el cuerpo central de caliza del núcleo y el hidrocarburo
residual es evidente sólo en la caliza cercana al extremo superior.
Figura 27. Columna estratigráfica de la caliza B del pozo Charapa-04.
37
4.2.2 Caliza A / Pozo CHARAPA-04
Contenidas en esta formación se pudieron identificar 6 facies: 1) CIA (caliza con
intercalaciones de arenisca), 2) CLC (caliza con laminaciones de carbón) (fig. 28, B),
3) CHR (caliza con hidrocarburo residual), 4) CS (caliza con siderita moteada) (fig.
28, D), 5) CE (caliza con estilolitas) y 6) LC (lutita calcárea).
Figura 28. Núcleo del pozo CHARAPA-04 A) Bioturbación. B) Laminaciones de carbón plegadas. C)
Hidrocarburo residual al microscopio. D) Concreciones de siderita.
38
En el pozo CHARAPA-04 se observa una caliza tipo mudstone a wackstone con
bioturbación (fig. 28 A), laminaciones de carbón (fig. 28 B), presencia de siderita
moteada e hidrocarburo residual acumulado en las calizas en los poros formados
posiblemente por disolución (fig. 28 C).
En este pozo son evidentes esfuerzos compresivos como se muestra en la figura 28
B al observar plegamiento de las laminaciones de carbón.
Figura 29. Columna estratigráfica de la caliza A del pozo CHARAPA-04.
39
4.2.3 Caliza A / Pozo VHR-11
En esta formación fue posible identificar 10 facies: 1) CB (caliza con bivalvos), 2)
CE (caliza con estilolitas) (figura 30 B), 3) CCL (caliza con clastos lutíticos), 4)
CMH (caliza con manchas de hidrocarburo), 5) CEMH (caliza con estilolitas y
manchas de hidrocarburo), 6) CO (caliza con oolitos), 7) CCMH (caliza craquelada
con manchas de hidrocarburo), 8) CBMH (caliza con bivalvos y manchas de
hidrocarburo), 9) COBMH (caliza con oolitos, bivalvos y manchas de hidrocarburo)
y 10) L (lutita).
Figura 30. Núcleo del pozo VHR-11, A) Caliza de tipo wackstone a packstone.
B) Estilolitas. C) Manchas de hidrocarburo. D) Oolitos. E) Caliza craquelada.
40
El pozo VHR-11 muestra una caliza tipo wackstone a packstone con
intercalaciones de lutita con cemento calcáreo, además se observan laminaciones
onduladas de carbón, estilolitas (fig. 30 B), oolitos (fig. 30 D), y bivalvos. Además,
son visibles manchas de hidrocarburo en el núcleo, en fracturas y en espacios
formados por disolución. Por último, se evidencia que la caliza en este pozo se torna
craquelada (fig. 30 E), en la parte central del cuerpo de caliza.
Figura 31. Columna estratigráfica correspondiente a la caliza A del pozo VHR-11.
41
4.2.4 Caliza M2 / Pozo VHR-13
En esta caliza se reconocieron 8 facies: 1) ALL (arenisca con laminaciones de
lutita), 2) ALC (arenisca con laminaciones de carbón), 3) ALCB (arenisca con
laminaciones de carbón y bivalvos), 4) AB (arenisca con bivalvos), 5) AG (arenisca
glauconítica, 6) ASLC (arenisca con siderita y laminaciones de carbón), 7) CLA
(caliza con lentes de arcilla) y 8) LLC (lutita con laminaciones de carbón).
Figura 32. Núcleo al pozo VHR-13 A) Textura tipo wackstone a packstone B) Lentes de arcilla y oolitos
C) Siderita D) Bivalvos E) Glauconita al microscopio.
42
Caliza de tipo wackstone a packstone con intercalaciones de mayor potencia de
arenisca y lutita, además se observan oolitos, fósiles y bioturbación. En este pozo se
evidencia siderita (fig. 32 C), y glauconita (fig. 32 E), hacia el tope de la formación.
Figura 33. Columna estratigráfica correspondiente a la caliza M2 del pozo VHR-13.
43
En base a todas las observaciones realizadas se precisa que las 3 calizas analizadas
corresponden a diferentes zonas del ambiente plataforma carbonatada, mismo que según
(Jerry Lucía F., 2007) comprende pendientes de 0-2°.
Las rocas calcáreas se ubican de la siguiente manera:
Caliza B / Pozo CHARAPA-04.- Corresponde a la zona plataforma
externa por su ubicación con respecto al continente, además por su
textura tipo mudstone denota depositación en ambiente tranquilo, alejado
de corrientes como menciona (Harms et al., 1982). Adicionalmente
presenta hidrocarburo residual ubicado en porosidad por disolución tipo
vuggy.
Caliza A / Pozo CHARAPA-04.- Pertenece a la plataforma media -
externa, debido a su espesor promedio de 75m. de los 95m. totales que
alcanza esta caliza en la región. Asimismo, considerando su posición con
respecto al continente y su textura de mudstone a wackstone corrobora
la facie asignada, que además presenta hidrocarburo residual en poros
formados por disolución. Por otro lado, se observaron esfuerzos
compresivos y concreciones de siderita que, señalan un ambiente más
superficial.
Caliza A / Pozo VHR-11.- Esta litología en este pozo, se encuentra
mucho más cercana al continente, además se observa que el espesor
decrece notablemente llegando a 54m., esto sumado a la textura de
44
wackstone a packstone que indica mayor cantidad de fósiles, dan como
resultado una facie de plataforma media que muestra hidrocarburo
residual tanto en fracturas como en poros diagenéticos formados por
disolución. De forma adicional este núcleo expone estilolitas, estructuras
singulares de disolución formadas por compactación.
Caliza M2 / Pozo VHR-13.- Consiste en una intercalación de areniscas,
lutitas y calizas, de textura wackstone a packstone, lo que sugiere un
mayor contenido fósil, dable únicamente en las cercanías al continente
donde las corrientes marinas generan mayor cantidad de oxígeno y con
ello mayor cantidad de fauna, por lo que la facie concerniente debe ser
plataforma interna; no obstante, no se observa hidrocarburo y hacia el
tope de la caliza se halló siderita y glauconita: el primer mineral
corresponde a la oxidación de calcita en ambiente superficial, mientras
que el segundo es un silicato exclusivo de ambiente marino que
corresponde a la alteración diagenética de la biotita en ambiente marino
somero como menciona (Sedimentología, 2015, pág. 54), lo que hace
suponer que la facie adecuada para la caliza M2 en este pozo es barra
arenosa, corroborada también con la intercalación en gran parte de
areniscas.
45
4.3 Pruebas de Fluorescencia
Las pruebas de fluorescencia fueron realizadas a los ripios de perforación de los
siguientes pozos:
Tabla 9. Pozos del campo Parahuacu en los que se aplicó fluorescencia.
Pozo
Caliz
a
PRH
-001
PRH
-010
PRH
-011
PRH
-012
PRH
-013
PRH
-015
PRH
-016
PRH
-017
PRH
-
018D
PRH
-021
PRH
-
022D
PRH
-040
M2 x x x x x x x x x x x x
A x x x x x x x x x x x x
B x x x x x x x x x x x
El procedimiento aplicado arrojó resultados positivos en 3 pozos que se resumen a
continuación:
Tabla 10. Resumen de los resultados obtenidos en las pruebas de fluorescencia en el pozo PRH-
021.
Pozo Formación Sección Shows
PRH-021
Napo Caliza M2
Fluorescencia nula, corte residual de
color blanco. Bajo luz natural el anillo
residual es opaco.
Napo Caliza A
Fluorescencia pobre de intensidad
leve, corte residual de color crema.
Bajo luz natural el anillo residual es
opaco.
Napo Caliza B
Fluorescencia nula, corte residual de
color blanco. Bajo luz natural el anillo
residual es opaco.
Figura 34. Placa con ripios de perforación correspondientes a las calizas M2, A y B de los
pozos PRH.013 y PRH-021 bajo luz UV.
46
Tabla 11. Resumen de los resultados obtenidos en las pruebas de fluorescencia en el pozo PRH-
015.
Pozo Formación Sección Shows
PRH-015
Napo Caliza M2
Fluorescencia nula, corte residual de
color blanco. Bajo luz natural el anillo
residual es pálido.
Napo Caliza A
Fluorescencia en forma de trazas, de
intensidad regular, corte residual de
color crema. Bajo luz natural el anillo
residual es brillante.
Napo Caliza B
Fluorescencia nula, corte correntoso de
color blanco. Bajo luz natural el anillo
residual es opaco.
Figura 35. Placa con ripios de perforación correspondientes a las calizas M2, A y B de los pozos PRH.010 y PRH-015
bajo luz UV.
Tabla 12. Resumen de los resultados obtenidos en las pruebas de fluorescencia en el pozo PRH-
022.
Pozo Formación Sección Shows
PRH-022
Napo Caliza M2
Fluorescencia en forma de trazas con
intensidad leve, corte residual de
color blanco. Bajo luz natural el
anillo residual es opaco.
Napo Caliza A
Fluorescencia en forma de trazas con
intensidad leve, corte nuboso de color
blanco. Bajo luz natural el anillo
residual es brillante.
Napo Caliza B
Fluorescencia nula, corte sangrante de
color amarillo. Bajo luz natural el anillo
residual es opaco.
Figura 36. Placa con ripios de perforación correspondientes a las calizas M2, A y B de los
pozos PRH-022D y PRH-018D bajo luz UV.
47
Los resultados positivos fueron obtenidos únicamente en 3 pozos: PRH-015,
PRH-022 y PRH-021, y sólo para la caliza A, por lo que los mismos se ubicaron en el
mapa al tope de dicha caliza.
Figura 37. Mapa al tope de la caliza A del campo Parahuacu con los resultados positivos de
fluorescencia.
48
4.4 Interpretaciones de la Cromatografía de Gases
La cromatografía de gases se pudo realizar en tan sólo 4 pozos del campo Parahuacu:
PRH-006, PRH-014, PRH-023 y PRH-026, con los que se analizaron 3 métodos:
Método Gas Ratio
Tabla 13. Resumen de resultados de análisis de cromatografía de gases
con el método Gas Ratio.
Pozo Caliza Wh Bh Ch
PRH-006
M2 38.4405 3.5798 0.3904
A 40.4047 3.2660 0.4265
B 33.8637 4.2825 0.3409
PRH- 014
M2 0.4162 2.9057 0.6332
A 0.3982 3.3016 0.4921
B 0.3943 3.0627 0.3828
PRH-023
M2 41.6213 2.9057 0.6332
A 39.8400 3.2947 0.4931
B 39.4311 3.0627 0.3828
PRH-026
M2 30.6552 6.0558 0.2650
A 32.5008 5.9888 0.2441
B 35.6840 4.9798 0.3222
Según los datos obtenidos, en los pozos PRH-006, PRH-023 y PRH-026 se sugiere
que las 3 calizas poseen bajo potencial de producción de petróleo de baja gravedad
y baja saturación de gas; no obstante, en el pozo PRH-014, Bh>Wh en las 3
formaciones de estudio, señalando la existencia de gas liviano o condensado.
Adicionalmente los valores de Character Ratio son menores a 0.5 lo que confirma
la presencia de una fase de gas productivo que puede ser húmedo o condensado; sin
embargo, el resultado para los pozos PRH-014 y PRH-023 es 0.6332, coincidente
en ambos casos para la caliza M2, valor que corrobora la presencia de una fase
líquida productiva, de manera que el gas está asociado al petróleo liviano.
49
Método Indicador de Petróleo e Inverso de Petróleo
Tabla 14. Resumen de resultados de análisis de cromatografía
de gases con el método de indicador e inverso de petróleo.
Pozo Caliza Indicador de
Petróleo
Inverso de
Petróleo
PRH-006
M2 0.35767654 2.82371749
A 0.39699649 2.54577786
B 0.28745914 3.49712041
PRH- 014
M2 0.43905071 2.28067239
A 0.39323762 2.60026019
B 0.40777116 2.46319287
PRH-023
M2 0.43905071 2.28067239
A 0.39383166 2.59500119
B 0.40777116 2.46319287
PRH-026
M2 0.20581925 4.89972145
A 0.21356386 4.72516272
B 0.26397912 3.85992156
El indicador de petróleo en la mayoría de casos se encuentra entre 0.10 y 0.40,
sugiriendo presencia de crudo sub-saturado, no obstante los valores en las calizas
M2 y B de los pozos PRH-014 y PRH-023 indican la existencia de petróleo residual.
Por otro lado, los valores que arrojó el inverso de petróleo son en su mayoría
mayores a 2.5, señalando depósito de crudo sub-saturado; pese a ello, los valores
anomálicos del indicador de petróleo son coherentes con los del inverso de petróleo,
ratificando la existencia de petróleo residual en las calizas M2 y B de los pozos
PRH-014 y PRH-023.
50
Método Pixler
a) Caliza M2
Figura 38. Pendientes obtenidas para las calizas M2 de los pozos: PRH-006, PRH-014,
PRH-023 y PRH-026.
La caliza M2 se muestra, en los 4 pozos, ubicada en la zona productora de
petróleo; sin embargo, el primer tramo de las pendientes en su mayoría es
constante lo que sugiere presencia de una fase líquida, pudiendo ser esta
hidrocarburo más agua, lo que se ratifica en el tercer intervalo de las pendientes,
que son negativas y señalan la producción de agua.
51
b) Caliza A
Figura 39. Pendientes obtenidas para las calizas A de los pozos: PRH-006, PRH-014,
PRH-023 y PRH-026.
Las pendientes para esta caliza son constantes o negativas, sugiriendo
producción de petróleo y agua. En el pozo PRH-026 la caliza A aparece más
prospectiva ya que la pendiente positiva señala producción de petróleo y al
ubicarse también en la zona productiva de gas, se interpreta como productiva de
hidrocarburos en fase tanto líquida como gaseosa. Nótese que el segundo
intervalo de la pendiente es muy marcado, sugiriendo poco tiempo de
maduración de la roca.
52
c) Caliza B
Figura 40. Pendientes obtenidas para las calizas A de los pozos: PRH-006, PRH-014,
PRH-023 y PRH-026.
Al igual que el caso anterior las 3 primeras gráficas indican producción de agua
a pesar de que se ubican en la zona productora de petróleo; sin embargo, en el
pozo PRH-026 la gráfica se muestra prospectiva debido a que la pendiente es
positiva señalando producción de petróleo, además parece presentar buena
porosidad debido a que sigue la tendencia de la línea de la zona.
53
4.5 Correlación Regional
Los campos vecinos dan una muestra de cómo se encuentran las calizas a nivel regional, su posible depositación y espesor, así:
Figura 41. Correlación regional de pozos de los campos Parahuacu, Charapa y Drago.
54
Figura 42. Correlación regional de pozos de los campos Parahuacu y VHR.
Sin embargo, los mapas isópacos muestran de mejor manera el desarrollo de las calizas, de la siguiente manera:
55
La CALIZA B muestra un desarrollo muy similar, tanto en los campos Charapa y Drago donde el espesor oscila entre los 50 y 60m.; sin
embargo, hacia el este en VHR la caliza pierde potencia y al sureste adelgaza hasta los 5m. Parahuacu presenta zonas de mayor desarrollo de
esta caliza en el sector sur del campo donde alcanza 60m. de espesor; no obstante, es muy local, por lo que no se muestra prospectiva.
Figura 43. Mapa isópaco regional de la caliza B.
56
La CALIZA A señala un desarrollo muy marcado hacia el NW, por lo que justifica su explotación en el campo Charapa, donde alcanza
espesores de 75m., además el incremento de espesor se nota en los alrededores de Parahuacu, lo que puede sugerir la presencia de un anticlinal
con eje de dirección WNW-ESE en cuyo flanco noroccidental se ubica el campo objetivo, por lo que el desarrollo de la caliza A es menor.
La potencia reducida en Parahuacu puede indicar también un mejor desarrollo de las areniscas infrayacentes: U superior y U principal.
Figura 44. Mapa isópaco regional de la caliza A
57
La CALIZA M2 indica una tendencia creciente hacia el NE de la región (fig.45), en Drago los espesores alcanzan los 14 y 15m., en Parahuacu
y Charapa oscilan entre 17 y 20m., pero en VHR llegan a 24m. lo que justifica la explotación de la caliza M2 en este último campo.
Figura 45. Mapa isópaco regional de la caliza M2.
58
5. DISCUSIÓN
La investigación inicia con uno de los principios básicos de la Geología y es analizar el
caso desde una macro-perspectiva hasta llegar al estudio a escala micro, dicho esto, se
empieza con el análisis de las calizas B, A y M2 en núcleos de campos vecinos,
productores de petróleo proveniente de rocas calcáreas, para determinar características de
depositación similares o iguales en todos los campos considerando que este proceso fue
regional.
Figura 46. Mapa resumen de la caliza B en el campo Charapa.
La caliza B en el pozo CHARAPA-04 corresponde a la facie plataforma externa y
muestra hidrocarburo residual en poros formados por disolución tipo vuggy (ver figura
45). Por otro lado, la caliza A se muestra masiva y con potencias de hasta 95m. al NW de
la región, esta pertenece a la facie plataforma media, además las estilolitas observadas en
59
el pozo VHR-11 tendrían relación con los esfuerzos compresivos observados en el
análogo CHARAPA-04 (figura 46), sobre todo al recordar que esta caliza es un cuerpo
masivo potente y regional. Finalmente, la caliza M2 en el pozo VHR-13 (figura 32) fue
determinada como de facie barrera arenosa debido a la litología en su mayor parte
arenisca y por la presencia de minerales como glauconita y siderita al tope de la formación
señalando un proceso de somerización.
Figura 47. Mapa resumen de la caliza A para los campos Charapa y VHR.
De acuerdo a las facies determinadas para cada una de las calizas en los pozos análogos,
se puede inferir que para el campo Parahuacu la caliza B podría ubicarse en la plataforma
carbonatada media con potencias entre 50 y 60m., asimismo la caliza A corresponde a la
facie plataforma media – interna con espesores de entre 33 y 57m. y por último a la caliza
M2 se le atribuye la facie plataforma interna de potencia no mayor a los 20m.
60
Figura 48. Mapa resumen de la caliza M2 para el campo VHR.
Secuencialmente el campo Parahuacu cumple con las condiciones de regionalidad de
las calizas al mostrar su continuidad lateral; no obstante, cada caliza corresponde a un
ciclo sedimentario diferente, siendo así que las calizas B y A forman una superficie de
máxima inundación que desarrolla un prisma de alto nivel en los ciclos II y III
respectivamente como plantea (Baby et al., 2004). La caliza M2 por su parte corresponde
a un incremento parcial en el nivel del mar, es decir un TST; en el ciclo sedimentario IV
la MFS la componen las lutitas Napo superior y la caliza M1 según (Baby et al., 2004).
Para el estudio local de las calizas se aplicó fluorescencia a ripios de perforación de 12
pozos del campo Parahuacu; sin embargo, únicamente 3 muestras reaccionaron siendo
así que la caliza A es la más prospectiva al obtener reacción positiva en los pozos PRH-
015, PRH-021 y PRH-022 donde se obtuvo fluorescencia de intensidad regular, baja y
leve respectivamente y anillos residuales brillantes. Nótese que la fluorescencia obtenida
corresponde a trazas, factor que debe ser tomado en cuenta en las consideraciones finales.
61
Figura 49. Mapa de resultados positivos de fluorescencia para la caliza A en el campo Parahuacu.
El análisis de cromatografía de gases fue concluyente al definir que los pozos PRH-014
y PRH-023 poseen una fase líquida húmeda residual para la caliza M2 (ver tabla 15)
obtenida en los 3 métodos realizados. Para el pozo PRH-026 los métodos Pixler e inverso
al petróleo arrojaron resultados de presencia de petróleo y gas para las 3 calizas; sin
embargo, considerando las observaciones realizadas en los núcleos vecinos, podría
aplicarse con mayor seguridad para la caliza A. Por otro lado, la caliza B de acuerdo al
método Gas Ratio sugiere bajo potencial de producción de petróleo, ratificado por el
método Pixler (figura 50) que indica producción de agua en 3 pozos.
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Tabla 15. Resumen de resultados obtenidos en los métodos Indicador e Inverso de Petróleo y Character
Ratio.
Pozo Caliza Indicador de
Petróleo
Inverso de
Petróleo
Wh Bh Ch
PRH-006
M2 0.35767654 2.82371749 38.4405 3.5798 0.3904
A 0.39699649 2.54577786 40.4047 3.2660 0.4265
B 0.28745914 3.49712041 33.8637 4.2825 0.3409
PRH- 014
M2 0.43905071 2.28067239 0.4162 2.9057 0.6332
A 0.39323762 2.60026019 0.3982 3.3016 0.4921
B 0.40777116 2.46319287 0.3943 3.0627 0.3828
PRH-023
M2 0.43905071 2.28067239 41.6213 2.9057 0.6332
A 0.39383166 2.59500119 39.8400 3.2947 0.4931
B 0.40777116 2.46319287 39.4311 3.0627 0.3828
PRH-026
M2 0.20581925 4.89972145 30.6552 6.0558 0.2650
A 0.21356386 4.72516272 32.5008 5.9888 0.2441
B 0.26397912 3.85992156 35.6840 4.9798 0.3222
Figura 50. Gráfica resultante del método Pixler para la caliza B.
63
6. CONCLUSIONES
El campo Parahuacu presenta en sus pozos los siguientes topes secuenciales:
Tabla 16. Topes secuenciales de los pozos del campo Parahuacu. Desde PRH-001 hasta PRH-011.
PRH-001 PRH-002 PRH-003 PRH-004 PRHB-
007
PRHC-
008 PRH-009 PRH-010 PRH-011
Tope
Ciclo IV 7840 7830 7812,5 7852,5 7815 7825 7847,5 7732,5 7787,5
Tope
Ciclo III 8415 8420 8320 8435 8405 8405 8435 8350 8367,5
Tope
Ciclo II 8580 8575 8567,5 8592.5 8525 8555 8582,5 8500 8505
Base
Ciclo II 8817,5 8802,5 8785 8805 8780 8802,5 8815 8732,5 8760
Tabla 17. Topes secuenciales de los pozos del campo Parahuacu. Desde PRH-012 hasta PRHC-022.
PRH-012 PRH-013 PRH-015 PRHC-
0016
PRHB-
017
PRHB-
018
PRHA-
020
PRHA-
021
PRHC-
022
Tope
Ciclo IV 7810 7830 7840 7840 7810 7785 7870 7812,5 7862,5
Tope
Ciclo III 8380 8385 8405 8425 8390 8340 8395 8407,5 8450
Tope
Ciclo II 8530 8545 8560 8565 8552,5 8470 8565 8560 8590
Base
Ciclo II 8765 8780 8805 8805 8787,5 8720 8762,5 8780 8840
Regionalmente las calizas B y A en los pozos análogos CHARAPA-04 y VHR-11
corresponden a la plataforma carbonatada externa y media respectivamente, cada una con
porosidad característica siendo así que: 1) La caliza B presenta porosidad tipo vuggy por
disolución, mostrando posible exposición de la roca y 2) La caliza A indica porosidad
formada por compactación (estilolitas) y fracturamiento.
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La caliza B muestra 8 facies, la caliza A tiene 6 y 10 facies en los campos CHARAPA
y VHR respectivamente, mientras que la caliza M2 8 facies identificables.
La caliza A exhibe evidencias de haber estado sometida a esfuerzos compresivos
regionales manifestados en la deformación de las laminaciones de carbón de Charapa, en
la porosidad por compactación y en la singular depositación en la zona del campo
Parahuacu.
La caliza M2 de acuerdo a sus características en el pozo VHR-13 pertenece a una barra
arenosa con gran contenido de siderita y glauconita hacia el tope de la formación.
El análisis de fluorescencia aplicado a los pozos del campo Parahuacu arrojó resultados
positivos en los pozos PRH-015, PRH-021 y PRH-022 para la caliza A, pero en forma de
trazas.
La cromatografía de gases señala que en el campo Parahuacu las 3 calizas tienen bajo
potencial de producción de petróleo y si tuvo desarrollo, este crudo sería residual.
El pozo PRH-026 indica prospectivas a las calizas A y B, la primera productora de
hidrocarburos de fases líquida y gaseosa, y la segunda presenta buena porosidad y se
muestra productora de petróleo.
Por todo lo anterior expuesto se concluye que a pesar de que las calizas sean de
depositación regional, no tienen las mismas características texturales y estructurales en
todos los campos, convirtiéndolas en reservorios no prospectivos para el campo
Parahuacu.
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7. REFERENCIAS
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8. ANEXOS
Anexo A. Topes Secuenciales del ciclo II y III.
Pozos PRH-001 al PRH-008.
68
Pozos PRH-009 al PRH-015.
69
Pozos PRH-016 al PRH-022.
70
Anexo B. Topes Secuenciales del ciclo IV.
Pozos PRH-001 al PRH-008.
71
Pozos PRH-009 al PRH-015.
72
Pozos PRH-016 al PRH-022.