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UNIVERSIDAD DE GUAYAQUIL
FACULTAD DE CIENCIAS NATURALES
ESCUELA DE CIENCIAS GEOLOGICAS Y
AMBIENTALES
Informe de Prácticas Empresariales previo a la obtención del
título:
INGENIERO GEOLOGO
Tema:
Factibilidad de incremento de reservas en la Arenisca Santo
Tomas en el campo petrolero “Ing. Gustavo Galindo
Velasco”.
Por:
RODRIGO RICARDO RODRIGUEZ VERA
Consejero Académico
ING. RAFAEL NUÑEZ
GUAYAQUIL – ECUADOR
Enero 2011
1
Dedicatoria
Este trabajo es dedicado a Dios, a mis padres, Lic. Nelly Vera y
Lic. Ernesto Rodríguez, a mi hija Ashley, a toda mi familia y mis
amigos, quienes han estado conmigo desde los primeros días que
empecé este camino de estudio, hasta lograr este nuevo objetivo,
la obtención de mi título universitario. Todo el tiempo que le he
dedicado a la realización de mis prácticas, ha sido con
satisfacción y orgullo porque ustedes siempre han estado allí,
animándome, dándome tanto apoyo económico, moral y de
comprensión hacia mí. Este logro no es solo mío, sino es de
todos aquellos que siempre han creído en mi.
2
Agradecimientos
A lo largo de mi vida he recibido el apoyo de muchas personas,
debo comenzar agradeciendo a Dios, a mis padres Nelly y
Ernesto, a mis abuelitas Gladys y Clotilde, a mi abuelito Cruz (+),
a mis hermanos Ernesto Antonio (+), Gladys y Romario, a mi
esposa Abigail y mi hermosa hija Ashley y a mis amigo, gracias a
ustedes por darme su comprensión y apoyo para poder
desarrollarme como una persona de bien para la sociedad.
No me debo de olvidar de mis profesores de la universidad que
con sus conocimientos me han preparado para desempeñarme en
mi carrera profesional y también al Ing. Rafael Núñez al ser mi
director académico quien estuvo siempre predispuesto a
ayudarme; a la Ing. Ruth Villamar y a su esposo el Ing. Efrén
Chuya que me brindaron la oportunidad de realizar mis practicas
y fueron guías para poder entrar en el hermoso mundo petrolero;
y a los ingenieros de la empresa de Pacifpetrol los cuales me han
brindado su apoyo día a día. Gracias a todos por su cariño y
buenos deseos hacia mí.
Gracias.
3
INDICE
RESUMEN página
1. INTRODUCCION……………………………………………………………...…………8
1.1 UBICACIÓN………………………………………………………………….……..8-9
1.2 ANTECEDENTES DE LA EXPLORACION DEL CAMPO PETROLERO “ING.
GUSTAVO GALINDO VELASCO”………………………………………........10-11
1.3 OBJETIVOS………………………………………………………………….....…...11
1.4 METODOLOGIA………………………………………………………………..11-13
2. GEOLOGIA REGIONAL…………………………………………………………14
2.1 ESTRATIGRAFIA……………………...……………………………......14-18
2.2 TECTONICA…………………………………………………………………19
3. GEOLOGIA DEL PETROLEO…………………………..………………………20
3.1 ROCA MADRE………………………………………………………………20
3.2 MIGRACION……………………………………….………………………..20
3.3 ENTRAMPAMIENTO Y SELLO…………………………………………..20
3.4 ROCA RESERVORIO………………………………………………………21
4. SEDIMENTOLOGIA……………………………………………………………..23
4.1 LITOLOGIA…………………………………………………………………..23
4.2 CORRELACION DE FACIES……………………………………………….23
4.3 VARIACION DE FACIES……………………………………………………24
4.4 MODELOS DE DEPOSITACION…………………………………………...24
5. DESARROLLO DE LA ARENISCA SANTO TOMAS…………………………25
5.1 ESTADO ACTUAL…………………………………………………..……25-26
5.2 SELECCIÓN DE POZOS PERFORADOS EN EL AREA LA FE Y SAN
JOAQUIN………………………………………………...………………………27-28
6. INTERPRETACION GEOLOGICA………...…………………………….……29
6.1 CORTES ESTRUCTURALES Y ESTRATIGRAFICOS…………………29
6.2 MAPA DE ESPESOR TOTAL DE LA ARENISCA SANTO TOMAS…..29
6.3 MAPA ISOPACO DE ARENA NETA DE LA ARENISCA SANTO…….29
TOMAS
6.3.1 ESPESOR NETO PRODUCTIVO………………………………..……..29
4
6.3.2 VOLUMEN NETO DE ROCA……………………………………………30
6.3.2.1 BLOQUE 1………………………………………………………………31
6.3.2.2 BLOQUE 2………………………………………………………………31
6.3.2.3 BLOQUE 3………………………………………………………………31
6.3.2.4 BLOQUE 4………………………………………………………………31
6.3.2.5 BLOQUE 5………………………………………………………………32
6.3.2.6 BLOQUE 6………………………………………………………………32
7. PARAMETROS PETROFISICOS………………………………………………..33
7.1 POROSIDAD……………………………………………………………………33
7.2 SATURACION DE AGUA……………………………………………………..33
8. PARAMETROS PVT Y FACTOS DE RECOBRO……………………………...33
8.1 FACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLEO (βo)………………………...33
8.2 FACTOR DE RECOBRO (Fr)…………………………………………………33
9. EVALUACION DE RESERVAS………………………………………………….34
9.1 VOLUMEN DE PETROLEO IN SITU………………………………………..34
9.2 CALCULO DE PETROLEO PRODUCIDO (Np)………………………...34-35
10. POTENCIAL DE DESARROLLO………………………………………………36
10.1 REACONDICIONAMIENTOS……………………………………………….36
10.2 RECUPERACION SECUNDARIA………………………………………36-37
10.3 PERFORACION DE POZOS………………………………………………....38
10.3.1 AREA EN DESARROLLO………………………………………………..38
10.3.1.1 POZOS DE DESARROLLO…………………………………………….38
10.3.1.2 POZOS DE AVANZADAS…………………………………………..38-39
11. CONCLUSIONES……………………………………………………………..40-41
12. RECOMENDACIONES………………………………………………………….42
13. BIBLIOGRAFIA………………………………………………………………….43
5
ANEXOS 1
TABLA 1 : POZOS SELECCIONADOS (121) POZOS DE NIVELES DE
ATLANTA Y SANTO TOMAS (páginas 45 y 46)
TABLA 2 : ESPESOR TOTAL Y ARENA NETA DE LA ARENISCA SANTO
TOMAS ( páginas 47 y 48)
TABLA 3 : VOLUMEN DE ROCA POR BLOQUES (página 49)
TABLA 4 : RESERVAS DE LA ARENISCA SANTO TOMAS EN EL AREA LA
FE Y SAN JOAQUIN (página 35)
TABLA 5 : AREA DE DRENAJE DEL BLOQUE 2 (página 39)
TABLA 6 : AREA DE DRENAJE DEL BLOQUE 3 (página 39)
ANEXOS 2
FIGURA 1 : MAPA DE UBICACIÓN DE LAS AREAS LA FE Y SAN JOAQUIN
(página 9)
FIGURA 2: MAPA BASE DE POZOS CON FORMACIONES ABIERTAS DE
ATLANTA Y SANTO TOMAS (página 13)
FIGURA 3 : COLUMNA ESTRATIGRAFICA (página 17)
FIGURA 4 : MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE DE LA ARENISCA SANTO
TOMAS (página 51)
FIGURA 5 : BLOQUE ESTRUCTURAL AL TOPE DE LA ARENISCA SANTO
TOMAS (página 19)
FIGURA 6 : MAPA ISOPACO TOTAL DE LA ARENISCA SANTO TOMAS
(página 52)
FIGURA 7 : MAPA ISOPACO DE ARENA NETA DE LA ARENISCA SANTO
TOMAS (página 53)
FIGURA 8 : REGISTRO ELECTRICO TIPO DE LA ARENISCA SANTO
TOMAS (página 22 )
FIGURA 9 : SECCION ESTRATIGRAFICA N – S. (página 54)
FIGURA 10 : SECCION ESTRATIGRAFICA O – E. (página 55)
FIGURA 11 : MODELO DE DEPOSITACION DE LA ARENISCA SANTO
TOMAS (página 24)
6
FIGURA 12 : MAPA DE UBICACIÓN DE SUBDIVISION PARA PROYECTO
DE INYECCION (página 27 )
FIGURA 13 : MAPA DE BLOQUES PARA EL CALCULO DE RESERVAS
(páginas 30 y 56)
FIGURA 14 : MAPA DE UBICACIÓN DE POSIBLES POZOS DE
DESARROLLO Y POZO DE AVANZADA. (página 57)
7
Resumen
El presente trabajo es un informe de prácticas empresariales, las que fueron
realizadas en la compañía petrolera Pacifpetrol S.A. , que opera en el Campo
Petrolero “Ing. Gustavo Galindo Velasco”, parroquia Ancón, Provincia de Santa
Elena, en el área de Geología en un periodo comprendido entre el 3 de Mayo del
2010 al 3 de Noviembre del 2010.
El objetivo de estas prácticas consistió en la Interpretación Geológica de la
Arenisca Santo Tomas para determinar la Factibilidad de Incremento de Reservas
de Hidrocarburos del Campo Petrolero “Ing. Gustavo Galindo Velasco”.
El desarrollo del presente estudio fue basado en la recopilación de datos,
información y resultados que se han obtenido sobre la Geología de Subsuelo, tanto
regional como local, por parte de las diferentes compañías petroleras que han
operado en la Provincia de Santa Elena.
Se conto con información disponible de perfiles de pozos, ripios de perforación,
pequeña cantidad de testigos coronas (núcleos) y la bioestratigrafía del área de
estudio.
Se realizaron secciones geológicas con todos los pozos del área que tiene abiertas
las Formaciones Atlanta y Santo Tomas; se correlacionó las secuencias
estratigráficas en base a sus características geológicas y petrofísicas. Se elaboraron
los mapas estructurales, isópacos total y de arena neta para la Arenisca Santo
Tomas.
Con los datos recopilados se realizó los Cálculos de Reservas por los métodos
volumétricos. Se dividió en seis (6) bloques a partir del mapa estructural del área de
estudio, tratando de determinar de manera más precisa las reservas.
Con los datos obtenidos anteriormente se procedió a analizar los proyectos que se
pueden realizar en el área de estudio en la Arenisca Santo Tomas con miras a
aumentar la producción y reservas.
8
1. INTRODUCCION
El presente trabajo es el resultado de la evaluación geológica de la Formación Santo
Tomas en las áreas de La Fe y San Joaquín, el mismo que se realizó entre Mayo y
Noviembre del 2010.
Este proyecto se generó como un estudio geológico con miras al desarrollo del área,
con la finalidad de continuar su explotación mediante la ejecución de proyectos de
incremento de producción, ya sean estos de reactivación de pozos,
reacondicionamientos, perforación de pozos o recuperación secundaria mediante la
inyección de agua.
Se consideraron los pozos que tienen abierto las Formaciones Atlanta y Santo
Tomas.
1.1 UBICACIÓN
El área de estudio se encuentra en el área La Fe – San Joaquín (ver Figura 1) que
está ubicada en el Centro-Este del Campo Ancón, en la ciudad de Santa Elena, en la
Provincia de Santa Elena, Ecuador. Comprende un área de 13 km2
y está ubicado
entre las siguientes coordenadas UTM (Zona 17 Sur – Prosad 56):
X Y
1 519900 9743850
2 524500 9743850
3 524500 9741000
4 519900 9741000
9
Fig 1. Mapa de ubicación de las áreas La Fe y San Joaquín.
10
1.2 ANTECEDENTES DE LA EXPLORACION DEL CAMPO PETROLERO
“ING. GUSTAVO GALINDO VELASCO”.
La explotación de los diversos campos situados en la Península de Santa Elena data de
principios de siglo y las distintas concesiones han pasado por varios operadores y/o
propietarios a lo largo del tiempo.
La ocurrencia de petróleo en la Península ha sido conocida desde tiempos
prehispánicos, ya que los indígenas de la zona y posteriormente los conquistadores
utilizaban el petróleo y arenas bituminosas provenientes de los numerosos manaderos de
gas y petróleo que se encuentran en la región (La Libertad, Baños de San Vicente).
Estas manifestaciones superficiales hacia principios de siglo despertaron el interés de
empresas británicas constituidas como Ancón Oil Company. El primer pozo, ANC-1,
se perforó en 1911 en proximidades de la localidad de Anconcito, con una profundidad
final de 2116 pies y obtuvo una magra producción desde niveles de la Formación
Socorro.
Hacia 1917 dos empresas se dividían mayoritariamente las concesiones. En la zona sur
de la península el operador más importante fue Anglo-Ecuadorian Oilfields Ltd. (AEO)
que explotó los campos de Ancón hasta 1964 y controlo el 75% de las pertenencias en
la región.
En la zona norte se encontraba un conjunto de pequeños campos operados por otra
compañía de origen británico, Ecuador Oilfields Ltd, que descubrió en 1934 el campo
Tigre en cercanías de Ancón.
Las propiedades de esta compañía fueron transferidas en 1951 a la Manabí Exploratión
Co. (M.E.C) las que a su vez fueron adquiridas en 1958 por Tennesse de Ecuador
(TenEc.). Todas las áreas de la zona norte en 1963 fueron cedidas a Cautivo Empresa
Petrolera Ecuatoriana (CEPECA)
Otros operadores minoritarios fueron: International Petroleoum Co (I.P.C) (Campos
Carmela-Matilde y Tambo), Carolina Oil Company (Campos de Santa Paula, Carolina y
Petrópolis) y varios concesionarios independientes.
Hacia fines de 1961 los operadores suspendieron las actividades exploratorias
concentrándose solamente en la producción de los campos.
En 1976 se efectuó la reversión del conjunto de campos de la península y la
Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE) comenzó a operar el bloque. En este
período no se perforaron pozos exploratorios y las actividades desarrolladas tendían a
mantener la producción, la cual declinó hasta 700 BOPD al fin de su gestión en 1995.
Solamente se registraron 13 km de una línea sísmica de prueba y algunas líneas de
relevamiento regional a lo largo de los caminos.
En Abril de 1996 la Escuela Superior Politécnica (ESPOL) subscribió con CGC un
contrato de operación por 20 años del bloque de producción y exploración.
La gran cantidad de empresas que participaron en la exploración y desarrollo de la
Península fue la causa que la información geológica y de producción esté fragmentada
e incompleta y que la nomenclatura estratigráfica utilizada en los distintos campos sea
confusa.
11
Dada la explotación que ha soportado el Campo petrolero Ing. “Gustavo Galindo
Velazco” en la provincia de Santa Elena, actualmente este se encuentra en una fase
terminal de recuperación primaria. En tal razón, por lo que se hace necesario buscar
alternativas para recuperar el petróleo que se queda remanente en los reservorios, por tal
motivo se realizo la Interpretación Geológica del Subsuelo de la Arenisca Santo Tomas
que determine la factibilidad de implementar un proyecto de aumentos de reservas.
1.3 OBJETIVOS
Cuantificar las Reservas de Hidrocarburos de las áreas La Fe y San Joaquín.
Incrementar la producción de petróleo y las reservas recuperables del área al
generar propuestas de reactivación y reacondicionamientos de pozos
Determinar la factibilidad de perforar pozos exploratorios.
Determinar la factibilidad de implementar un proyecto de recuperación secundaria
de inyección de agua en la Arenisca Santo Tomas.
1.4 METODOLOGÍA
Para el desarrollo del proyecto en las áreas La Fe y San Joaquín se comenzó realizando
una recopilación de datos, información y resultados de cada pozo que se han obtenidos
de los diferentes estudios realizados sobre la geología del subsuelo por parte de las diferentes compañías petroleras, Anglo Ecuadorian Oilfield Ltd (AEOL); Cautivo
Empresa Petrolera Ecuatoriana C.A (CEPECA); Compañía General de Combustibles
(C.G.C.); Pacifpetrol S.A, las mismas que han operado en la Provincia de Santa Elena.
Al proceder a la revisión de la información se verifico que una gran cantidad de pozos
cuentan con información disponible de perfiles de pozos, ripios de perforación,
pequeña cantidad de testigos coronas y la bioestratigrafía del área de estudio. Además
se reviso información de los topes y bases de los pozos con presencia de la arenisca
Santo Tomas, profundidad de los pozos, sistemas de extracción y cuantos pozos están
productivos.
Para el estudio de la Arenisca Santo Tomas se consideraron solo los pozos del área que
tengan abiertas las Formaciones Atlanta y Santo Tomas (ver Figura 2).
Con los datos anteriormente obtenidos se proceso la información para lo cual la
Empresa cuenta con el programa Geographix el mismo que nos facilito la elaboración e
interpretación de registros y mapas. Se realizaron secciones geológicas con los pozos
del área en diferentes direcciones, Norte-Sur y Este-Oeste; las mismas que nos ayudaron
a correlacionar las secuencias de las Areniscas de Santo Tomas en base a las
características geológicas y petrofísicas.
Una vez realizadas las correlaciones estratigráficas y determinadas las diferentes
parasecuencias existentes en los pozos del área de estudio, se procedió a obtener los
valores de arena total y arena neta a través de topes y bases de las Areniscas Santo
Tomas; posteriormente se elaboro los mapas isópacos de arena Total y de arena Neta.
12
Con los cortes estructurales de los pozos del área de estudio se elaboro el mapa
estructural al tope de la Arenisca Santo Tomas.
Con la información y mapas anteriormente obtenidos en nuestro estudio de la Arenisca
Santo Tomas, se realizo el cálculo de Reservas por los métodos volumétricos. Se
consideraron valores de porosidades, y saturación de agua de estudios anteriores debido
a la falta de información. Para realizar este cálculo se dividió en seis (6) bloques al área
de estudio a partir del mapa estructural, para así obtener y analizar el comportamiento
de cada bloque desde el punto de vista geológico y de producción de hidrocarburo;
tratando de determinar de manera más precisa las reservas de las áreas La Fe y San
Joaquín.
Analizando todos los resultados obtenidos anteriormente; junto con los Ing. Wilman
Núñez, Mayra Salinas y Christian Sánchez, ingenieros de producción y yacimientos de
la Empresa Pacifpetrol S.A, se elaboraron propuestas de los proyectos que se pueden
realizar en los pozos de las áreas La Fe y San Joaquín, todo esto con el objetivo de
aumentar la producción y reservas del Campo petrolero “Ing. Gustavo Galindo
Velasco”.
13
Fig. 2 Mapa base de los pozos con formaciones abiertas de Atlanta y Santo Tomas
14
2. GEOLOGIA REGIONAL
El área de estudio se ubica sobre el levantamiento de Santa Elena, el cual se presentó
como una unidad geológica emergente a partir de la reactivación del sistema de la falla
La Cruz. El levantamiento Santa Elena se encuentra limitado al norte por la cordillera
Chongón- Colonche, al este por la falla La Cruz, al sur por el Graben de Jambelí y al
oeste el límite actual está constituido por el prisma de subducción Neógeno. Ocupa una
posición frontal en el sistema de subducción de la placa Nazca contra la placa
continental Sudamericana.
Las rocas Cretácicas son sedimentos volcanoclásticos depositados en una cuenca
marginal. Al ocurrir la colisión del terreno Cretácico con la placa Sudamericana en el
Paleoceno, se depositaron sedimentos silicoclásticos (Formación Atlanta), turbiditas
ricas en cuarzo, en una cuenca de antearco. Posteriormente se produce el levantamiento
de los terrenos alóctonos caracterizado por un hiato en el registro sedimentario. Siguió
una transgresión regional en el Eoceno Inferior Sup. y Eoceno Medio depositándose las
formaciones Passage Beds, Santo Tomas, CPB, Socorro, Seca y Zapotal (Gr. Ancón) en
cuencas de antearco. (Jaillard et al, 1995).
2.1 ESTRATIGRAFÍA
La secuencia sedimentaria en el área de estudio está conformada por la Formación
Santa Elena (Cretácico) sobre la que yace la Formación Atlanta (Paleoceno- Eoceno
Inferior). A su vez sobre este conglomerado yacen las rocas del Grupo Ancón,
compuestas por las formaciones Passage Beds (P.B), la Arenisca Santo Tomas, Clay
Pebble Beds (C.P.B), Socorro, Seca y Zapotal. Sucesivamente las formaciones más
jóvenes corresponden a Tablazo (Pleistoceno) y a los depósitos aluviales (ver Fig. 3).
Formación Santa Elena (Cretácico Superior).- Esta consiste de areniscas medias a
gruesas y grauvacas, así como capas de arcillas silicificadas, componentes que pueden
alternar en bancos o constituir secuencias. También se observan afloramientos de las
facies de los Cherts de la Formación Guayaquil, deformados en su mayor parte; el color
de estos varía de verde a rojo, gris y negro. Los cherts pueden ser de origen secundario
y tal vez provengan de varios tipos de roca, incluyendo calizas y areniscas, así como
también puede tener un origen orgánico producto de la depositación de radiolarios.
Los estudios micropaleontológicos anteriores dan una edad Cretácico Superior
(Thalmann, 1946; Sigal, 1969).
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Formación Atlanta (Paleoceno-Eoceno Inferior.).- Comprende secuencias de areniscas
y conglomerados que contienen en menor proporción arcilla guijarrosa; el conjunto es
bastante endurecido y deformado estructuralmente por fallas y fracturas. El grupo es
bastante potente y se lo ha dividido en sus dos unidades básicas, la inferior San José,
una arenisca lutítica, y la superior Atlanta, una arenisca conglomerática.
Según Small (1962) estos nombres son equivalentes a las Formaciones Estancia y
Chanduy que fueron definidas por los geólogos de las compañías California, Anglo y
Manabí Exploration en base a los afloramientos en los alrededores del cerro y poblado
de Estancia y Chanduy respectivamente. Las areniscas varían mucho horizontal y
verticalmente en pequeñas distancias. Generalmente cambian de tamaño medio a
grueso y areniscas cuarzosas y conglomerados finos; se encuentran también
conglomerados intraformacionales muy gruesos.
El contacto varía según los lugares, siendo por lo general fallado y pocas veces
concordante con los terrenos del Cretáceo subyacente. El Grupo Azúcar por su edad
está comprendido entre el Daniano y la parte baja del Eoceno Inferior, según los
estudios anteriores de micropaleontología (Thalmann, 1946).
Grupo Ancón (Eoceno Inferior – Eoceno Medio).- El Grupo se divide en las
Formaciones Passage Beds, Santo Tomas, Clay Pebble Beds (C.P.B), Socorro, Seca y
Zapotal.
La Formación Passage Beds está constituida por interestratificaciones de areniscas y
lutitas. El contacto con el Grupo Azúcar subyacente es una discordancia angular
observada en las diferentes perforaciones.
A la Arenisca Santo Tomas se le atribuye una edad del Eoceno Medio, tiene un
espesor máximo para el área de 1400 pies, sus topes están comprendidos en un rango de
profundidad desde los -1100’ hasta los -2900’. Se encuentra sobreyaciendo en gran
parte a la Formación Passage Beds.
La Formación Santo Tomas se presenta como un canal de relleno con su eje central de
mayor desarrollo en el centro del área de estudio con dirección NW-SE compuesta por
secuencias de areniscas, conglomerado y lutitas.
En base a la correlación estratigráfica, a la arenisca Santo Tomas se la ha dividido en 7
secuencias de menor espesor desde la base ST1 al tope ST7.
Las resistividades van desde los 10 a 70 ohm-m, se considera porosidades promedios
de 11% a partir de los datos petrofísicos de los pozos ANC1256 y ANC1229 (Valores
obtenidos por el departamento de Ingeniería de Anglo, 12 de Abril de 1955).
La Formación C.P.B. es un conjunto de bloques de diferentes litologías embebidos en
una matriz arcillosa. Presenta guijarros tobáceos, silíceos y calcáreos, dentro de una
matriz pelítica.
La Formación Socorro está compuesta principalmente de arcillolita con
intercalaciones de areniscas turbidíticas, niveles tobáceos y calcáreos. Las areniscas
son tobáceas, tamaño de grano medio a fino.
16
La Formación Seca está compuesta por arcillas gris verdosas, con vetillas de yeso,
caliza y algunos niveles de limolitas y tobas afaníticas.
La Formación Zapotal tiene una predominancia de areniscas gruesas macizas, con
estratificaciones oblicuas, existiendo bancos de conglomerados y lutitas intercalados
con moluscos y restos de plantas.
De acuerdo a sus estudios anteriores de micropaleontología (Stainforth, 1948), al
Grupo Ancón en la parte baja le dan una edad Eoceno medio y en la parte alta Eoceno
Superior.
Formación Tablazo (Pleistoceno).- Litológicamente la Formación Tablazo está
compuesta de areniscas calcáreas, coquinas y conglomerados finos conteniendo
abundantes megafósiles.
Se encuentra descansando sobre cualquier formación anterior. En los lugares que
aflora la Formación Tablazo existe un ligero buzamiento; de acuerdo a este
buzamiento se trata de un solo nivel de la Formación Tablazo, el cual se encuentra
moldeando las estructuras antiguas a alturas variables, por encontrarse afectado por la
tectónica de fallas cuaternarias.
Depósitos Aluviales.- Los materiales componentes son muy variables de acuerdo a la
zona de aportes de arenas y cantos rodados grandes provenientes del Grupo Azúcar;
arenas sueltas y arcillas removidas ligadas al Grupo Ancón.
17
Fig. 3. Columna Estratigráfica.
Reservorios Fisurados
( Sta Elena, Carolina chert,
wildfysh)
Roca Sello: CPB - P. Beds
Reservorios: CPB-PB - S.
Tomás
Posible roca generadora: PB
Reservorios Clásticos clásicos
(Lower Socorro sst) ?
0-650
Chanduy Fs
Engabao Fs
TE
RC
IAR
IOC
RE
TA
CIC
O
Eoceno
Pale
oceno
Tard
ioT
ard
ioM
edio
Tem
pra
no
Tard
ioT
em
pra
no
PA
LE
OG
EN
O
BLOQUE SANTA ELENA - COLUMNA ESTRATIGRAFICA
Fm. CPB
Fm. SANTA ELENA
Estancia Fs
Gr.
AN
CO
N
Fm. AZUCAR /
Fm. ATLANTA
PUNTA ANCON /
ZAPOTAL FmFm. SECA
Fm. SOCORRO
Fm. PIÑON
Arcillas pelágicas
silisificadas, turbiditas
cherts
intrusivos doleríticos
Basaltos,doleritas
intrusivos ultramaficos
1500
2000
460
500
Areniscas turbidíticas
gruesas
Conglomerados y
lutitas oscuras
Turbiditas finas y
arcillas
Arcillas conglomeraticas
Diamictitas
Lutitas, limolitas y
margas
Areniscas Gruesas
Tobas, lutitas oscuras
turbiditas con aporte
piroclásticos
Fm. Santo Tomas
2000
Roca generadora
Reservorios Fisurados
( Atlanta Sandstone)
Roca Sello
Sistema Petrolífero
Campaniano
Santoniano
Maestrictiano
Daniano
Thanetiano
Ypresiano
Bartoniano
Lutetiano
Priaboniano
Coniaciano
Turoniano
Cenomaniano
Albiano
Aptiano
Tem
pra
no
Fm. CAYO
500
?
150
Fm. PASSAGE BEDS Turbiditas Finas
Cuaternario Pleistoceno
Edad
Fm. TABLAZO 30
Esp. (m)
Areniscas Calcareas
LithologíaUnidadesPeriodo EpocaN
EO
GE
N
O
Oligoceno
Mioceno
Plioceno
+ +
+ +
+ +
+ +
+ +
+ + +
+ +
+ +
SE
NO
NIA
NO
Areniscas turbiditicas
18
2.2 TECTÓNICA
La geología del Ecuador y del nor-occidente de Sudamérica está marcada por la
subducción de la placa Nazca, al oeste; bajo la placa sudamericana, al este, con una
dirección de N80oE. Lonsdale en 1978 en su artículo “Sistema de Subducción
Ecuatoriano” presenta la descripción de los principales elementos morfotectónicos de
la fosa y del margen continental ecuatoriano, siendo la característica más importante la
cordillera submarina de Carnegie que se levanta sobre el piso oceánico de la placa
Nazca y al ser subductada provoca la somerización de la fosa y el levantamiento
general de la región ante-arco.
La presencia de grandes anomalías gravimétricas positivas (Feininger, 1977) indican
que no existe litosfera continental bajo la Costa ecuatoriana sino más bien una litosfera
oceánica que puede estar representada por la Formación Piñón. Este piso oceánico
acrecionado al continente fue transportado horizontalmente a lo largo de la falla
dextral cubierta Guayaquil - Babahoyo - Santo Domingo.
La Costa ecuatoriana está ubicada al Oeste de los Andes y comprende una extensa
llanura interna, subdividida en subcuencas limitada al Oeste por la Cadena Montañosa
Costera entrecortada que corre paralela a la línea de la costa hasta los 2 Latitud Sur
en donde toma una dirección WNW - ESE (Cordillera Chongón Colonche) para
desaparecer en la ciudad de Guayaquil.
La principal característica morfológica de la Costa cercana al área de estudio es la
cordillera Chongón - Colonche en la que afloran rocas del Cretácico Superior al
Eoceno Medio y presenta una estructura homoclinal de rumbo N 110 º y buzamiento
15º S.
El basamento basáltico de la Costa está recubierto por una gran sucesión sedimentaria
del Cretácico Superior y Terciario que fue depositada en varias cuencas: La Cuenca
Progreso que se halla al sur de la Cordillera Chongón - Colonche; la Cuenca alargada
Manabí que se halla en la parte central de la Costa ecuatoriana, se dividió en centros
de depósitos hacia el Norte y hacia el Sur; la Cuenca Borbón en el norte que al igual
que la Cuenca Manabí tiene una potencia de 4 Km. La secuencia Terciaria es más
potente (superior a los 10.000 metros) en la cuenca Jambelí - Túmbez que está “costa
afuera” en el Golfo de Guayaquil.
El levantamiento de Santa Elena, que se presentó como una unidad geológica
emergente a partir del Neógeno cuando se activó el sistema de fallamiento de La Cruz,
ha sido identificado por Lonsdale P. (1978) como la parte emergida del “prisma de
acreción” (o complejo de subducción en la terminología de Dickinson y Seely, 1979) y
a las rocas terciarias como depósitos de cuenca de la pendiente continental de la fosa.
El levantamiento de Santa Elena presenta un sistema de fallas subparalelo a la falla La
Cruz y otro ortogonal, los que han producido microfracturamiento, el cual es el
elemento fundamental en el mecanismo de migración del petróleo.
El estilo estructural del norte del Levantamiento de Santa Elena está caracterizado por
la falla transpresiva La Cruz, la cual ha generado una estructura en flor positiva con
19
las respectivas fallas de cabalgamiento. En el área de estudio el mapa gravimétrico
indica una profundización de la cuenca hacia el oeste.
Se determino que la Formación Santo Tomas se encuentra afectada por fallas inversas
principales que se extienden desde los niveles inferiores correspondientes a la
Formación Atlanta.
La cuenca donde se deposito la Formación Santo Tomas presenta sus partes más
levantadas en el Sur y profundizándose hacia el Norte y el Este del área de estudio.
En el área Tablazo, la Fe y San Joaquín se registran una tectónica dominante de fallas
inversas de rumbo Norte-Noreste (NNE) y Noroeste (NW), con buzamientos Oeste-
Noroeste (WNW) y Suroeste (SW) respectivamente.
Esta estructura esta graficada en la Figura 4 (ver Anexo 2), vista de planta en el mapa
estructural al tope de la Fm. Santo Tomas, y en la Figura 5 en perspectiva.
Fig. 5. Bloque estructural al tope de la Arenisca Santo Tomas
20
3. GEOLOGIA DEL PETROLEO
3.1. ROCA MADRE
La roca madre se la ha ubicado de manera regional en la Formación Cayo de edad
cretácica, la cual presenta las condiciones de soterramiento y contenido de materia
orgánica apropiada para la generación y expulsión de hidrocarburos.
Los biomarcadores de petróleos indican que todos los petróleos de la Península son
co-genéticos y se han generado a partir de una misma roca madre silicoclástica
madura, depositada en un ambiente marino moderadamente anóxico con materia
orgánica de origen algal y algo de aporte terrígeno.
Algunos análisis efectuados en muestras de lutitas bituminosas y pelitas oscuras de
niveles asignables al Cretácico presentan valores de TOC que varían de 0.65 a 0.71 %
del total de la roca, con un contenido de kerógeno I-II de 99 % (pozo América-1
intervalo 3500 – 4100 pies y pozo Albión intervalo 2300 – 4700 pies) (Informe AEO
N° 119, 1961).
3.2 MIGRACION
Dado que las areniscas de la Formación Socorro presentan entrampamientos de
hidrocarburos se deduce que la migración ha ocurrido posterior al Eoceno medio a
superior. En el caso de los depósitos de la Arenisca Santo Tomas, estos presentan una
limitada continuidad estratigráfica debido a su naturaleza de abanico submarino,
ofreciendo una pobre capacidad como estrato vía de migración.
La migración en estos casos viene dada principalmente a través de fallas, siendo la
migración vertical más importante que la migración lateral. Las fallas más importantes
en el área de estudio son los sobrecorrimientos estructurales, y sus respectivas fallas
antitéticas, que se originaron a partir de la falla La Cruz, dentro de un sistema
estructural de flor positiva.
En el tipo de migración vertical, las acumulaciones no suelen ser muy grandes y se
encuentran vinculadas a bloques fallados.
3.3 ENTRAMPAMIENTO Y SELLO
El entrampamiento del petróleo ocurre en los reservorios de las arenas de la Arenisca
Santo Tomas, las cuales presentan las condiciones petrográficas necesarias.
El entrampamiento en el campo Ancón está ligado a fallas de sobrecorrimiento y a las
fallas antitéticas. En los núcleos del Campo Ancón se observan tanto porosidad
primaria como secundaria, siendo el de mayor importancia el grado de fracturamiento
de la roca.
21
El sello de las areniscas reservorios son las arcillolitas con las que se encuentran
intercaladas dentro de la misma Arenisca Santo Tomas. Pero el sello más importante
son las arcillolitas de la Formación C.P.B.
3.4 ROCA RESERVORIO
El reservorio de la Arenisca Santo Tomas se encuentra desarrollado desde la zona de
Tigre, al norte del Campo Ancón, hasta el área de Certeza al sur.
Representan la última depositación de areniscas turbidíticas masivas, culminando un
ciclo que comenzó con los depósitos de la Formación Atlanta. Desde el área de
Certeza hasta el área de Tablazo se presentan las partes interna, media y externa de un
abanico submarino. Son depósitos turbidíticos con dirección de desarrollo preferencial
norte-sur y presentan un espesor medio de 513 pies, dentro de un rango de 0 a 1300’, y
el tope se encuentran en un rango de profundidades de -755 a -2800 pies. En la
Figura 6 (ver Anexo 2) se presenta el mapa Isópaco total de la Arenisca Santo Tomas.
En el área de estudio se presenta un espesor de arena neta de 221’, dentro un rango
entre 0 y 460’ de espesor. Los mayores espesores se los encuentra en la parte Central y
Sur - Este del área de estudio como se muestra en la Figura 7 (ver anexo 2).
En el área de estudio se disponen de un análisis de núcleos y descripción de ripios de
la Arenisca Santo Tomas:
POZO PROFUNDIDAD POROSIDAD (%) SATURACION
OIL Sw
ANC1229 2489’-2501’ 1.8
ANC1256 2498' 15.86 10.54 47.8
ANC1256 2522'-2526' 10.25
55.7
ANC1256 2526'-2536' 16.17
78.3
ANC1256 2562' 15.78 4.4 65.3
ANC1256 2624' 6.62
59.6
En perfiles eléctricos presentan una resistividad de 10 a 70 ohm-m. (Ver Fig. 8,
Registro tipo de la Arenisca Santo Tomas).
22
Fig. 8. Registro eléctrico tipo de la Arenisca Santo Tomas.
23
4. SEDIMENTOLOGIA
4.1 LITOLOGIA
De la información existente de núcleos tomados en la Arenisca Santo Tomas se dispone
de las siguientes descripciones litológicas:
ANC1256 (2490’-2590’): Conglomerado grueso, en lugares brechados, arenisca con
delgadas intercalaciones de conglomerado y CPB.
ANC1215 (2124’-2131’): Recuperado 1’. Conglomerado formado de clastos de 1 cm. o
más pequeños en una matriz arcillosa dura y limolítica. En general bien cementado.
(2565’-2581’): Recuperado 10’. Arenisca de grano fino a medio. Roca compacta dura.
Bien cementado por sílice y material arcilloso. Porosidad y permeabilidad baja; olor
pronunciado, fluorescencia media. El núcleo es muy homogéneo.
ANC1220 (2113’-2118’): Recuperado 1’. Lutita gris oscura suave. Bandas de arenisca
bien cementada, de grano muy fino con granos de pirita. Alto porcentaje de arcilla.
ANC1229 (2489’- 2501’): Recuperado 12’Arenisca Cuarcitica, masivas, gris oscura,
grano fino a medio y fragmentos de cuarzos; cementada con sílices.
De la descripción de ripios de perforación de la Arenisca Santo Tomas se tiene:
ANC1215: (Conglomerado arenoso, ripios de fragmentos rotos de clastos de arcillolita
dura silicificada y clastos de cuarzita y cuarzo).
ANC1220: Arenisca de grano medio a fino 40%, Arcillolita gris oscura suave 60%.
ANC1222: Arenisca de grano grueso a fino y arena (fragmentos de cuarzo) 70%,
arcillolita gris suave 30% (probables derrumbes).
4.2 CORRELACION DE FACIES
La Arenisca Santo Tomas es una secuencia turbidítica que se la ha subdividido en 7
parasecuencias en el área de estudio. Estas secuencias se las ha denominado desde la
base la parasecuencia 1 (ST1), hasta el tope la parasecuencia 7 (ST7).
Las parasecuencias se las ha correlacionado en toda el área de estudio determinándose
que las mismas se han ido depositando en los bajos del paleorelieve existente, de tal
manera que la ST1 presenta una depositación más confinada que las posteriores, siendo
la ST5 la de más amplia distribución areal.
En la Figura 9 se presenta una correlación norte-sur y en la Figura 10 se presenta una
correlación oeste-este (ver Anexo 2).
24
4.3 VARIACION DE FACIES
En las parasecuencias de la Arenisca Santo Tomas se presentan facies conglomeráticas,
de areniscas y de arcillolitas. En general, las parasecuencias presentan variaciones
litológicas desde conglomeráticas en el Centro del área de estudio, hasta arcillosas hacia
la parte Nor-Este. Las resistividades son variadas desde 10-70ohm-m. En el corte
Oeste-Este (Figura 10) se aprecia a las parasecuencias ST4 y ST5 con espesores
considerables de 250’ y 200’ respectivamente. Estas son las únicas parasecuencias que
tienen algo de continuidad entre pozos en toda el área de estudio.
4.4 MODELO DE DEPOSITACION
Se ha elaborado un modelo de depositación basado en las correlaciones electrográficas
y las variaciones litológicas de facies. Las secuencias turbidíticas de menor espesor
presentan una distribución de abanico submarino confinados.
La Arenisca Santo Tomas presenta en su parte proximal de los lóbulos y centro de los
canales sus parasecuencias mas conglomeráticas, las mismas que se encuentran en
mayor espesor total desde los 600’ hasta los 1300’ en la parte central del área de
estudio, mientras hacia el Norte de la Zona en la parte frontal de los lóbulos se vuelve
más arenoso pero con disminución de sus espesores de hasta 200’.
Debido a los bajos y altos estructurales del paleorelieve existentes en las Formaciones
Atlanta y Passage Beds, estos altos presentan ejes de desarrollo Norte Sur, donde el
aporte de sedimentos proviene de la parte Sur del Campo, desde la plataforma
submarina a través de los cañones del talud.
Fig. 11. Modelo de depositación de la Arenisca Santo Tomas
En la Figura 11 se presenta un modelo sedimentario de las parasecuencias de la
Arenisca Santo Tomas. Se indica un flujo de sedimentos desde el sur y se muestra el
confinamiento de las primeras parasecuencias. (Figura tomada del Estudio Geológico de
la Formación Santo Tomas Integración”. Informe No 21, 2006. E. Chuya.)
25
5. DESARROLLO DE LA ARENISCA SANTO TOMAS
5.1 ESTADO ACTUAL
En el área de estudio se han perforado 291 pozos. De acuerdo al objetivo de a
perforación se tiene la siguiente clasificación:
Pozos con objetivo Somero: 170
Pozos con objetivo Profundo: 121
NO
PRODUCTIVOS PRODUCTIVOS TOTAL CLASIFICACIÓN
SO 88 46 134 POZOS
SOMEROS
(170)
SO/CPB 16 18 34
SO/CPB/PB 1 1
CPB/PB 1 1
SO/CPB/ST 4 8 12
POZOS
PROFUNDOS
(121)
SO/CPB/ST/AT 1 2 3
SO/CPB/ST/PB/AT 2 2
SO/CPB/PB/AT 1 1
CPB/PB/AT 2 3 5
CPB/ST 1 3 4
CPB/ST/AT 1 1
CPB/AT 1 1
PB/AT 6 6 12
ST 33 16 49
ST/PB/AT 2 2
ST/AT 5 10 15
AT 5 9 14
TOTAL 164 127 291
De los 121 pozos profundos, 39 pertenecen a la Zona Central y 82 a la Zona Sur; de
acuerdo al siguiente detalle:
26
CENTRAL NO
PRODUCTIVOS PRODUCTIVOS TOTAL
AT 3 3
CPB/PB/AT 2 2 4
CPB/ST 1 1
PB/AT 5 3 8
SO/CPB/ST 1 3 4
SO/CPB/ST/PB/AT 1 1
ST 9 3 12
ST/AT 1 3 4
ST/PB/AT 2 2
TOTAL 18 21 39
SUR NO
PRODUCTIVOS PRODUCTIVOS TOTAL
AT 5 6 11
CPB/AT 1 1
CPB/PB/AT 1 1
CPB/ST 1 2 3
CPB/ST/AT 1 1
PB/AT 1 3 4
SO/CPB/PB/AT 1 1
SO/CPB/ST 3 5 8
SO/CPB/ST/AT 1 2 3
SO/CPB/ST/PB/AT 1 1
ST 24 13 37
ST/AT 4 7 11
TOTAL 41 41 82
5.2 SELECCIÓN DE POZOS PERFORADOS EN EL AREA DE ESTUDIO
Dentro del Área seleccionada para el Proyecto Santo Tomás se estableció el bloque de
estudio con 121 pozos con objetivo de perforación profundo (ver en Anexo 1, Tabla 1),
cuyas producciones iniciales se obtuvieron de las formaciones Atlanta y Santo Tomás;
además se determinó una subdivisión para análisis de un posible proyecto de inyección
de agua con 55 pozos (Figura 12). A continuación se establece un resumen de los 55
pozos seleccionados:
POZOS PRODUCTIVOS 23POZOS PT 32TOTAL 55
PROYECTO SANTO TOMÁS
27
POZOS PRODUCTIVOS (octubre 2010)
SISTEMA # DE POZOS POTENCIAL (BPPD)
BM 4 10.93
SW 12 20.41
HL 7 3.28
TOTAL 23 34.62
Fig. 12. Mapa de ubicación subdivisión de bloque para proyecto de inyección.
Estos 55 pozos tienen en conjunto una producción de petróleo acumulada de
5543831.68 BLS (al 31/07/2010), los cuales provienen de varias formaciones debido a
los trabajos de reacondicionamientos realizados durante la vida productiva de los pozos.
28
A continuación se detallan la cantidad de pozos con sus formaciones abiertas.
POZOS PROYECTO SANTO
TOMÁS
FORMACIÓN
ABIERTA
# DE
POZOS
AT 1
AT/CPB 1
AT/PB/ST/CPB/SO 1
AT/ST 9
AT/ST/CPB/SO 5
ST 29
ST/AT/CPB/SO 1
ST/CPB 2
ST/CPB/SO 5
ST/PB 1
TOTAL 55
29
6. INTERPRETACIÓN GEOLÓGICA
6.1 CORTES ESTRUCTURALES Y ESTRATIGRAFICOS
Se han analizado 25 Cortes Estructurales y Estratigráficos, se realizo el Mapa de
Isópacas de Arena Neta para el cálculo del Volumen de Roca de la Formación Santo
Tomás (ST). Para determinar el área de depositación de la secuencia estratigráfica ST
se ha utilizado como referencia el Mapa Geológico de la Península de Santa Elena y el
Mapa Estructural referido al tope de la Arenisca Santo Tomas (ver Figura 4).
Los Cortes Estratigráficos nos han permitido observar y correlacionar las secuencias de
la Arenisca Santo Tomas, las cuales se las ha denominado tomando en consideración su
orden de depositación, en 7 parasecuencias: ST1, ST2, ST3, ST4, ST5, ST6 y ST7.
En los levantamientos estructurales producidos por el fallamiento inverso, se erosionan
las formaciones, para luego depositarse en los bajos estructurales, observándose grandes
desarrollos de la Arenisca Santo Tomas; adicionalmente, el incremento de espesores de
esta formación se debe al fallamiento inverso.
El análisis de los Cortes Estratigráficos ha servido para la elaboración de los mapas
isópacos de espesores totales y de arena neta.
6.2 MAPA DE ESPESORES TOTAL DE LA ARENISCA SANTO TOMÁS.
El mapa de espesor total de la Arenisca Santo Tomás (ver Figura 6 en Anexo 2)
abarca la zona de los campos en producción del bloque en estudio, el cual se obtuvo
mediante análisis de cortes estratigráficos.
En este mapa de espesor total se puede apreciar que la Arenisca Santo Tomas se ha
depositado en toda el área de estudio de la zona.
Los datos de base, tope, espesor total y arena neta se pueden observar en el Anexo 1,
Tabla 2.
6.3 MAPA ISÓPACO DE ARENA NETA DE LA ARENISCA SANTO
TOMÁS.
6.3.1 ESPESOR NETO PRODUCTIVO
En los pozos que cuentan con registros de Gamma Ray se aplicó.
𝑉𝑠ℎ =𝐺𝑅𝑙𝑜𝑔 − 𝐺𝑅𝑚𝑖𝑛
𝐺𝑅𝑚𝑎𝑥 − 𝐺𝑅𝑚𝑖𝑛
Estableciendo para arena el valor de volumen de arcilla menor de 30%.
30
Con la determinación de este parámetro, se realizó el análisis individual de los pozos
que presentan estos perfiles en Arenisca Santo Tomas y se construyó el mapa isópaco
de arena neta a un intervalo de curva de 50’ (ver Anexo 2, Figura 7).
6.3.2 VOLUMEN NETO DE ROCA
El mapa Isópaco de arena neta que se anexa como Figura 7 muestra curvas de igual
espesor con las cuales se calcula el valor del área de cada curva. Luego aplicando las
fórmulas de los Métodos Piramidal y Trapezoidal se calcula el volumen de roca para la
Arenisca Santo Tomás en el área de estudio.
Utilizamos el Método Trapezoidal cuando las relaciones de áreas son mayores a 0.5
(Ai+1/Ai > 0.5).
𝑉𝑅 = ℎ/2 ∗ (𝐴1 + 𝐴2)
Utilizamos el Método Piramidal cuando las relaciones de áreas es menores a 0.5
(Ai+1/Ai< 0.5).
𝑉𝑅 = ℎ/3 ∗ (𝐴1 + 𝐴2 + √𝐴1𝐴2)
Normalmente en las últimas relaciones de áreas se utiliza el Metodo Piramidal.
h = Intervalo entre líneas de contornos expresada en pies
A1 = Área encerrada por la isópaca inferior (acres).
A2 = Área encerrada por la isópaca superior (acres).
VR = Volumen de roca expresado en acre-pie.
Fig. 13. Mapa de ubicación de bloques para cálculo de reservas
31
Los valores de volumen de roca están expresados en la Tabla 3 en el Anexo 1, para
cada bloque del área de estudio.
Para el análisis más detallado del cálculo de reservas se dividió el área de estudio en 6
bloques, los mismos que fueron determinados por el mapa estructural a partir de las
fallas (ver Figura 13).
6.3.2.1 BLOQUE 1.
Se encuentra en Sur-Suroeste de la zona de estudio. Los topes estructurales en este
bloque para la Formación Santo Tomas se encuentran comprendidos entre los -1700’ y
-2100’. Es donde tiende a acuñarse la Formación Santo Tomas con la Formación
Passage Bed , se aprecia los menores espesores de arena total de 0 a 600’ y arena neta
de hasta 250’. No se puede encontrar en algunos pozos que están en el área de estudio a
las parasecuencias ST4 y ST5.
Hay 3 pozos con la Formación Santo Tomas no abierta (ANC1208, ANC0790 Y
ANC1999).
6.3.2.2 BLOQUE 2.
Se encuentra en el Sur de la zona de estudio. Los topes estructurales van desde los -
2200’ hasta los -2600’. Aquí encontramos mayores espesores de las arenas de Santo
Tomas desde los 750’ hasta los 1000’ y de arena neta de hasta 300’. Se aprecia a las
secuencias ST5 con continuidad entre algunos pozos.
6.3.2.3 BLOQUE 3.
Lo encontramos al Sur-Sureste del área en estudio. Donde los topes estructurales van
desde los -2400’, con espesores de arena total desde los 700’ a 900’ y de arena neta
desde los 30’ hasta los 300’. A partir de los registros se observa que la Formación Santo
Tomas en este bloque, al este del área de estudio se hace de característica más arcillosa.
Hay poca densidad de pozos (4), 3 con bajas producción, y el pozo ANC1296 con
136817 BLS de petróleo de producción acumulada. .
6.3.2.3 BLOQUE 4.
Se halla al Nor-Noreste del área en estudio. Estructuralmente se encuentran los topes
entre los -2400’ y -2800’, con espesores totales de arena que van desde los 500’ a 900’
y arena neta desde los 50’ hasta 200’. A partir de los registros se observa que la
Formación Santo Tomas en este bloque, al este del área de estudio se hace de
característica más arcillosa.
Se aprecia a las secuencias ST5 con continuidad entre unos pozos.
Hay poca densidad de pozos (12), con bajas producciones.
32
6.3.2.5 BLOQUE 5.
El Bloque 5 está localizado al norte del área, al este de este bloque es donde tiende a
acuñarse la Formación Santo Tomas con la Formación Passage Bed, encontrando a la
Formación Santo Tomas desde los -1900’ hasta -2400’, con espesores que van desde los
300’ hasta los 1200’ y es la zona donde encontramos la mayor cantidad de arena neta
desde los 100’ hasta los 400’. Se encuentra en la parte central del lóbulo, encontramos
presencia de conglomerados. En esta área es donde se encuentra desarrolladas las
parasecuencias ST4 Y ST5 con algo de continuidad entre pozos.
6.3.2.6 BLOQUE 6.
Se encuentra al Nor-Noreste del área de estudio, se encuentra a la Formación Santo
Tomas desde los -1500’ a -1750’, con espesores de arena total desde los 500’ a 1300’ y
arena neta desde 200’ a 400’. Se encuentra en la parte central del lóbulo, encontramos
presencia de conglomerados. Se observa continuidad de las arenas de la parasecuencia
ST4 y ST5 entre algunos pozos.
33
7. PARAMETROS PETROFÍSICA
7.1 POROSIDAD
Se tomo como valor de porosidad el 11% para la Arena Santo Tomás, el cual se empleó
en el estudio de cálculo de reservas remanentes al 31 de diciembre de 2009. Las
mencionadas reservas fueron certificadas por DNH.
Este valor coincide con las porosidades promedios de los datos petrofísicos de los pozos
ANC1256 y ANC1229 los cuales fueron obtenidos por el departamento de Ingeniería de
Anglo el 12 de abril de 1955.
7.2 SATURACIÓN DE AGUA
Para el presente cálculo de reservas, se utilizó una saturación de agua del 64%, la cual
fue aplicada en el cálculos de reservas remanentes al 31 de diciembre de 2009.
Este valor es aproximado 61% de Sw que se tiene del estudio petrofísico realizado por
Anglo en el año 1955 al pozo ANC1256.
8. PARAMETROS PVT Y FACTOR DE RECOBRO
8.1 FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO (βo)
Para los cálculos de reserva se emplea el valor de βo de 1.2 BY/BN empleado en el
estudio del 2009 ya antes mencionado.
8.2 FACTOR DE RECOBRO (FR)
Se utiliza como referencia emplea un factor de recobro del 9%, empleado también en
cálculo de reservas del 2009.
34
9. EVALUACIÓN DE RESERVAS
9.1 VOLUMEN DE PETRÓLEO IN SITU.
Para el cálculo del petróleo “in situ” (POES) se aplicó el Método Volumétrico, cuya
fórmula es:
𝑁 = 7758 × [𝑉𝑟 × ∅ × 𝑆𝑜𝑖]/𝛽𝑜
Donde:
N = POES, Bls.
Vr = Volumen de Roca, (acres * pie)
= Porosidad (Fracción).
Soi = Saturación de Petróleo Inicial (Fracción).
Boi = Factor volumétrico del petróleo a la presión inicial (BY/BN).
9.2 CALCULO DE PETRÓLEO PRODUCIDO Np.
Para el cálculo del Petróleo Producido en la zona de estudio, se hizo una discriminación
de producción considerando todos los eventos que afectaron cada uno de los pozos y su
respectiva producción de Santo Tomás.
Los valores del POES, Np y Reservas Remanentes calculados para cada Bloque se
encuentran en la Tabla 4.
35
Tabla 4. Reservas para las areniscas Santo Tomas en el área La Fe y San Joaquín.
RESERVAS SANTO TOMAS 2010 (AREA EN ESTUDIO)
Campo Yacimiento Bloque Porosidad
(Frac.) Sw
(Frac) Bo
(By/Bn) Vol.Roca (Acre/pie)
POES (MMBls)
FR (%)
Reservas Probadas Totales (MMBls)
NP Totales (MMBls)
Reservas Remanentes Totales (MMBls)
ANCON STO TOMAS Bloque 1 0,110 0,64 1,200 34.649 8,87 9% 0,80 0,49 0,31
ANCON STO TOMAS Bloque 2 0,110 0,64 1,200 48.052 12,30 9% 1,11 0,48 0,63
ANCON STO TOMAS Bloque 3 0,110 0,64 1,200 11.429 2,93 9% 0,26 0,14 0,12
ANCON STO TOMAS Bloque 4 0,110 0,64 1,200 41.887 10,72 9% 0,97 0,62 0,35
ANCON STO TOMAS Bloque 5 0,110 0,64 1,200 110.025 28,17 9% 2,54 2,50 0,04
ANCON STO TOMAS Bloque 6 0,110 0,64 1,200 51.620 13,22 9% 1,19 0,98 0,21
TOTAL 76,21 6,87 5,21 1,65
36
10. POTENCIAL DE DESARROLLO
10.1 REACONDICIONAMIENTOS
Una vez realizado el trabajo de revisión de toda la información referente a los pozos del
área en estudio, a continuación se presenta en la siguiente tabla recomendaciones para
realizar trabajos de reacondicionamiento a 4 pozos del bloque. Solo en uno de ellos se
espera abrir Santo Tomás, en los demás se plantea abrir las formaciones superiores SO,
CPB y PB.
REQUERIMIENTO DE WORKOVER - PROYECTO SANTO TOMAS
POZO SISTEMA DE
EXTRACCION
TRABAJO
A
REALIZAR
PRODUCCION
ESPERADA
(BPPD)
OBSERVACIONES
ANC1239 HL PUNZADOS 7 REGISTROS Y SE PUNZARA : PB + CPB + SOCORRO
ANC1208 BM PUNZADOS 7 REGISTROS Y SE PUNZARA : ATLANTA + SANTO TOMAS + CPB +
SOCORRO
ANC1996 SW PUNZADOS 6 REGISTRO Y SE PUNZARA : PB + CPB + SOCORRO
ANC1750 HL PUNZADOS 6 REGISTRO Y SE PUNZARA : PB + CPB + SOCORRO
TOTAL 26
El incremento en el potencial esperado llegaría a 26 BPPD con una inversión
aproximada de $100.000,00
1O.2 RECUPERACIÓN SECUNDARIA
En la parte norte del área de estudio se ha realizado un proyecto de inyección de agua
(Proyecto Santo Tomás) en el cual no se tuvo ningún incremento de producción
habiendo existido además rompimiento del agua en dos pozos considerados
productores.
En las parasecuencias de la Arenisca Santo Tomas se presentan facies conglomeráticas,
de areniscas y de arcillolitas. En general, las parasecuencias presentan variaciones
litológicas desde conglomeráticas en el Centro del área de estudio, hasta arcillosas hacia
la parte Nor-Este. En el corte Oeste-Este (ver Figura 11) se aprecia a las
parasecuencias ST4 y ST5 con espesores considerables de 250’ y 200’ respectivamente.
Estas son las únicas parasecuencias que tienen algo de continuidad entre pozos en toda
el área de estudio, por lo tanto la Arenisca Santo Tomas presenta una limitada
continuidad estratigráfica debido a su naturaleza de abanico submarino, por lo que en
esta zona se descarta la posibilidad de realizar algún tipo de recuperación secundaria por
cuanto no existen las condiciones necesarias como son la continuidad estratigráfica y
estructural.
37
Adicional a lo acotado se deben tener en cuenta los siguientes factores en cuanto al
estado mecánico de los pozos:
Muchos pozos del área de estudio que podrían ser candidatos a inyectores
presentan casing ranurado, lo que imposibilita llevar a cabo una inyección selectiva.
Pozos candidatos a productores presentan obstrucciones a niveles someros ya sea
por casing colapsado, perdida de fondo o pescados en el pozo.
Todo esto generaría trabajos adicionales a realizar en los pozos, lo que haría el proyecto
económicamente inviable, más aún con las políticas económicas actuales en cuanto a los
contratos petroleros.
38
10.3 PERFORACIÓN DE POZOS.
10.3.1 AREA EN DESARROLLO
Referente a los cálculos de reservas obtenidos en los bloques estudiados se
identificaron los Bloques 2 y 3, considerados de acuerdo a su Reserva Remanente y al
espaciamiento entre pozos como posibles bloques de desarrollo en cuanto a perforación
de pozos.
10.3.1.1 POZOS DE DESARROLLOS.
Los pozos de desarrollos Pozo 1 y Pozo 2 se encontrarían ubicados en el bloque 2, ya
que éste cuenta con reservas remanentes y poca densidad de pozos. Se analizó el radio
de drenaje de los pozos ANC1270, ANC1260 y ANC1272, pozos con producciones
aceptables y con el pozo ANC1950 de baja producción. (ver Tabla 5)
POZO 1.- Se encontraría con una arena neta promedio de 290’ y su tope estructural
estaría entre -2200’ y -2300’. No se vería afectada su producción por el radio de drenaje
de los pozos vecinos. Con coordenadas U.T.M:
X Y
522745 9741860
POZO 2.- Se encontraría con una arena neta promedio de 325’ y su tope estructural
estaría entre -2300 y -2400. No se vería afectada su producción por el radio de drenaje
de los pozos vecinos. Con coordenadas U.T.M:
X Y
522868 9741408
10.3.1.2 POZO DE AVANZADA.
El pozo de avanzada Pozo 1A, se lo ubico en el bloque 3, ya que este cuenta con
reservas remanentes y poca densidad de pozos; se analizo el radio de drenaje del pozo
ANC1296 pozo que tiene una producción acumulada de petróleo muy buena
(136,817.32 bls).
Pozo 1A.- Este pozo de avanzada se encontraría con una arena neta de 275’ y
estructuralmente estaría entre -2500’ y -2550’. El radio de drenaje del ANC1296 (ver
Tabla 6) no afectaría a la producción estimada para este pozo. Este pozo serviría para
analizar el desarrollo de la arenisca Santo Tomas en esta área. Con coordenadas U.T.M:
X Y
523644 9741401
39
Tabla 5. Área de drenaje del Bloque 2.
Tabla 6. Área de drenaje del Bloque 3.
Campo Yacimiento Pozo Bloque Np
(MMBls)
Bo
(By/Bn)
h
(pies)
Porosidad
(frac)
Sw
(frac)
FR
(%) Área(acre) Área (m2) Radio(m)
ANCON STO TOMAS ANC1270 Bloque 2 53804 1.2 275 0.11 0.64 9% 8.49132856 34364.40668 104.6
ANCON STO TOMAS ANC1260 Bloque 2 40728 1.2 275 0.11 0.64 9% 6.427678789 26012.81606 91.0
ANCON STO TOMAS ANC1272 Bloque 2 147684 1.2 380 0.11 0.64 9% 16.8672245 68261.65757 147.4
ANCON STO TOMAS ANC1950 Bloque 2 16316 1.2 215 0.11 0.64 9% 3.293586032 13329.14267 65.1
Campo Yacimiento Pozo Bloque Np
(MMBls)
Bo
(By/Bn)
h
(pies)
Porosidad
(frac)
Sw
(frac)
FR
(%) Área(acre) Área (m2) Radio(m)
ANCON STO TOMAS ANC1296 Bloque 3 136817 1.2 305 0.11 0.64 9% 19.4685676 78789.29307 158.4
39
11. CONCLUSIONES
- La Formación Santo Tomas se presenta como un canal de relleno con su eje
central de mayor desarrollo en el centro del área de estudio, con dirección Este-
Oeste compuesta por secuencias de areniscas, conglomerado y lutitas.
- En el área Tablazo, la Fe y San Joaquín se registran una tectónica dominante de
fallas inversas de rumbo Norte-Noreste (NNE) y Noroeste (NW), con
buzamientos Oeste-Noroeste (WNW) y Suroeste (SW) respectivamente.
- En los cortes estratigráficos se aprecia a las parasecuencias ST4 y ST5 con
espesores considerables de 250’ y 200’ respectivamente. Estas son las únicas
parasecuencias que tienen algo de continuidad entre pozos en toda el área de
estudio.
- En el área de estudio se presenta un espesor total de 0 a 1400’, y 221’en
promedio de arena neta dentro de un rango entre 0 y 460’ de espesor. Los
mayores espesores se los encuentra en la parte Central y Sur - Este del área de
estudio.
- Las reservas remanentes estimadas en el área de estudio Santo Tomas ascienden
a 1,65 MMBLS, situadas en mayor porcentaje en el Bloque 2 y 3.
- Del cálculo de reservas se concluye también que el Bloque 5 es un área
depletada, en la cual se realizó trabajo de circulación en el pozo ANC1944 con
un régimen de pérdida de 133 BAPD.
- En el Área de estudio se tienen aún 3 pozos por abrir y evaluar la Arenisca Santo
Tomás, (ANC1208, ANC1223 y ANC0790).
- Del universo de 121 pozos se encontraron además 3 pozos para punzar en los
niveles de PB, CPB y SO, (ANC1750, ANC1239 y ANC1996).
41
- En el bloque dos hay poca densidad de pozos, tiene reservas remanentes de
600.000 barriles de petróleo, arenas con espesores considerables de 290’ de
promedio, donde aun se puede recuperar producción a través de nuevos pozos de
desarrollos.
- En el bloque 3 hay poca densidad de pozos (4), donde 3 pozos son de baja
producción y el ANC1296 tiene una producción acumulada de petróleo de
130.000 barriles aproximadamente.
- La Arenisca Santo Tomas presenta una limitada continuidad estratigráfica
debido a su naturaleza de abanico submarino, ofreciendo una pobre capacidad
como estrato vía de migración, por lo que no es posible desarrollar el proyecto
recuperación secundaria en la Formación estudiada.
42
12. RECOMENDACIONES
- Se recomienda a futuro emplear esta misma metodología de estudio a las demás
secciones del Campo en la Zona Sur, con el propósito de incrementar reservas y
proponer trabajos para mantenimiento e incremento de producción.
- Realizar Sísmica 3D para verificar zonas prospectivas en las que se puedan
desarrollar futuros proyectos, además de confirmar la información y resultados
obtenidos.
- A futuro se propone el Bloque 4 para un proyecto Disposal.
- Se recomienda punzar el pozo ANC1208 en las Formaciones ST, CPB y SO, así
como analizar también esta posibilidad en los pozos ANC1223 y ANC0790.
- Se recomienda también punzar los pozos ANC1750, ANC1239 y ANC1996 en
los niveles PB, CPB y SO.
- Se propone la perforación de 2 pozos de desarrollo en el Bloque 2, con el
objetivo de recuperar reservas de la Arenisca Santo Tomas (ver anexo Figura
14).
- Se propone la perforación de 1 pozo de avanzada en el Bloque 3, cerca del eje de
producción del ANC1296, para probar la Arenisca Santo Tomas en esa área (ver
anexo Figura 14).
- Se recomienda la no realización de un proyecto de recuperación secundaria,
porque la Arenisca Santo Tomas no presenta continuidad estratigráfica y
estructural en sus arenas.
43
13. BIBLIOGRAFIA
Estudio geológico de la Formación Santo Tomas Integración. Informe No 21, 2006, E.
Chuya.
Informe Geologico y de Reservorios del Área de Ancón. Consorcio ESPOL y CGC.
Abril de 1999.
Stratigraphic and Ancon oil field studies, south-west Ecuador. Ph.D. Thesis Univ.
Colorado. Marksteiner, R. y Aleman, A. 1991.
Coastal Ecuador Thecnical Evaluation Agreement. AMOCO Prod. Co y
PETROECUADOR, informe interno, 1oV., 218.
44
ANEXO 1 TABLAS
45
POZO SECCION ZONA TD FORMACIONES
ABIERTAS POTENCIAL CICLO BPPD
SISTEMA DE
EXTRAC.
ESTADO DE POZO
Coordenada X
Coordenada Y
ANC0256 66 CENTRAL 3137 CPB/PB/AT 0 0 0.00 0 PT 519929 9743730
ANC0302 66 CENTRAL 3517 PB/AT 0 0 0.00 0 PT 519985 9742932
ANC0366 67 CENTRAL 1005 CPB/PB/AT 0 0 0.00 0 PT 521182 9743520
ANC0420 66 CENTRAL 3500 PB/AT 2 6 0.33 HL1 PRODUCTIVO 519957 9743336
ANC0424 66 CENTRAL 3765 CPB/PB/AT 2 10 0.20 HL-2 PRODUCTIVO 520284 9743556
ANC0430 66 CENTRAL 4930 PB/AT 0 0 0.00 0 PT 520384 9743184
ANC0433 67 CENTRAL 3755 ST/PB/AT 1 12 0.08 HL1 PRODUCTIVO 520757 9743455
ANC0442 67 CENTRAL 4400 PB/AT 0 0 0.00 0 PT 521543 9743543
ANC0462 67 CENTRAL 4226 PB/AT 0.5 30 0.02 HL-2 PRODUCTIVO 521132 9743719
ANC0465 66 CENTRAL 3507 PB/AT 6 2 3.00 SW PRODUCTIVO 520406 9743157
ANC0585 66 CENTRAL 3570 CPB/PB/AT 6 1 6.00 SW PRODUCTIVO 520314 9743826
ANC1255 67 CENTRAL 3419 CPB/ST 1.5 3 0.50 HL1 PRODUCTIVO 522349 9743160
ANC1256 67 CENTRAL 3678 ST 3 3 1.00 SW PRODUCTIVO 523121 9743217
ANC1259 67 CENTRAL 2976 ST 5 3 1.67 SW PRODUCTIVO 522749 9743387
ANC1262 67 CENTRAL 4990 SO/CPB/ST/PB/AT 3 1 3.00 SW PRODUCTIVO 521943 9743760
ANC1266 67 CENTRAL 4946 ST/PB/AT 3 3 1.00 SW PRODUCTIVO 522705 9743844
ANC1268 67 CENTRAL 4464 AT 8 3 2.67 BM PRODUCTIVO 521576 9743086
ANC1273 67 CENTRAL 4889 ST/AT 4 6 0.67 SW PRODUCTIVO 522307 9743603
ANC1276 67 CENTRAL 3691 ST/AT 3 4 0.75 SW PRODUCTIVO 521178 9743279
ANC1277 67 CENTRAL 4594 AT 3 5 0.60 HL-2 PRODUCTIVO 521934 9743339
ANC1285 67 CENTRAL 4350 PB/AT 0 0 0.00 0 PT 523095 9743702
ANC1681 67 CENTRAL 2602 AT 1.5 5 0.30 HL-2 PRODUCTIVO 521598 9743085
ANC1693 67 CENTRAL 5000 ST/AT 1.25 8 0.16 HL-2 PRODUCTIVO 521438 9743549
ANC1702 67 CENTRAL 1500 ST 0 0 0.00 0 PT 520664 9743616
ANC1711 67 CENTRAL 4120 ST/AT 0 0 0.00 0 PT 520922 9743633
ANC1713 66 CENTRAL 1650 SO/CPB/ST 1 5 0.20 HL-2 PRODUCTIVO 520522 9743482
ANC1915 67 CENTRAL 3178 SO/CPB/ST 8 2 4.00 BM PRODUCTIVO 521686 9743335
ANC1918 67 CENTRAL 2597 ST 1.5 3 0.50 HL-2 PRODUCTIVO 522088 9743541
ANC1919 67 CENTRAL 3125 ST 0 0 0.00 0 PT 522102 9743135
ANC1920 67 CENTRAL 2680 ST 0 0 0.00 0 PT 521745 9743585
ANC1924 67 CENTRAL 2567 PB/AT 0 0 0.00 0 PT 521730 9743801
ANC1928 67 CENTRAL 3000 SO/CPB/ST 0 0 0.00 0 PT 521426 9743310
ANC1929 67 CENTRAL 3305 ST 0 0 0.00 0 PT 521872 9743091
ANC1945 67 CENTRAL 2800 ST 0 0 0.00 0 PT 522160 9743362
ANC1957 67 CENTRAL 2898 ST 0 0 0.00 0 PT 522470 9743380
ANC1959 67 CENTRAL 2295 ST 0 0 0.00 0 PT 522221 9743812
ANC1992 67 CENTRAL 3447 ST 0 0 0.00 0 PT 522620 9743176
ANC2013 67 CENTRAL 3246 ST 0 0 0.00 0 PT 521708 9743179
ANC2015 67 CENTRAL 3066 SO/CPB/ST 3 2 1.50 SW PRODUCTIVO 521334 9743178
ANC0304 72 SUR 3550 PB/AT 0 0 0.00 0 PT 520091 9742479
ANC0422 71 SUR 3627 PB/AT 1.5 15 0.10 HL1 PRODUCTIVO 520429 9742797
ANC0436 71 SUR 5492 AT 3 3 1.00 SW PRODUCTIVO 520816 9743002
ANC0443 71 SUR 3901 PB/AT 5 2 2.50 SW PRODUCTIVO 520822 9742535
ANC0466 72 SUR 3900 SO/CPB/PB/AT 0 0 0.00 0 PT 520132 9741965
ANC0500 71 SUR 3390 PB/AT 0.5 20 0.03 HL-2 PRODUCTIVO 520488 9742255
ANC0501 72 SUR 3461 AT 0 0 0.00 0 PT 520039 9742706
ANC0790 71 SUR 5500 AT 5 2 2.50 SW PRODUCTIVO 521712 9741779
ANC0792 71 SUR 9111 AT 0 0 0.00 0 PT 520480 9742538
ANC1203 71 SUR 5024 SO/CPB/ST/AT 3 1 3.00 BM PRODUCTIVO 521278 9742346
ANC1208 65 SUR 5000 ST/AT 8 5 1.60 BM PRODUCTIVO 522142 9741551
ANC1215 68 SUR 4979 ST/AT 1 10 0.10 HL-2 PRODUCTIVO 522099 9742005
ANC1216 72 SUR 3358 AT 1 4 0.25 HL-2 PRODUCTIVO 520242 9742974
ANC1217 71 SUR 5407 SO/CPB/ST/AT 3 2 1.50 SW PRODUCTIVO 521319 9741914
ANC1220 71 SUR 5000 ST/AT 0.5 30 0.02 HL-2 PRODUCTIVO 520909 9742045
ANC1222 71 SUR 4500 CPB/ST/AT 3 6 0.50 HL-2 PRODUCTIVO 521189 9742789
ANC1223 71 SUR 4990 ST/AT 4 1 4.00 BM PRODUCTIVO 521638 9742665
ANC1224 71 SUR 4514 CPB/PB/AT 3 2 1.50 SW PRODUCTIVO 520550 9741763
ANC1225 71 SUR 3025 CPB/ST 1.25 4 0.31 HL-2 PRODUCTIVO 521129 9742803
ANC1229 71 SUR 4474 ST/AT 0 0 0.00 0 PT 521716 9742112
ANC1239 71 SUR 4983 AT 1 5 0.20 HL-2 PRODUCTIVO 520985 9741646
ANC1245 65 SUR 5017 AT 2 1 2.00 BM PRODUCTIVO 521356 9741480
ANC1247 72 SUR 6154 ST 3 2 1.50 HL-2 PRODUCTIVO 522775 9742975
ANC1252 68 SUR 5252 ST 0 0 0.00 0 PT 522043 9742465
ANC1257 68 SUR 4519 ST 0 0 0.00 0 PT 522411 9742725
ANC1260 68 SUR 4006 ST 3 3 1.00 SW PRODUCTIVO 522521 9741874
ANC1261 71 SUR 3500 ST 3 4 0.75 HL-2 PRODUCTIVO 521984 9742900
ANC1263 68 SUR 3304 ST 3 8 0.38 HL-2 PRODUCTIVO 522404 9742300
ANC1265 68 SUR 3356 ST 2 1 2.00 SW PRODUCTIVO 522815 9742540
ANC1267 68 SUR 3633 ST 0 0 0.00 0 PT 522498 9741405
46
Tabla 1 Pozos seleccionados (121) en niveles de Atlanta y Santo Tomas.
ANC1270 68 SUR 3740 ST 4 4 1.00 SW PRODUCTIVO 522879 9742055
ANC1272 68 SUR 3895 ST 5 2 2.50 SW PRODUCTIVO 522936 9741655
ANC1278 68 SUR 3820 ST 0 0 0.00 0 PT 523186 9742804
ANC1283 68 SUR 3684 CPB/ST 1 30 0.03 HL-2 PRODUCTIVO 523281 9741907
ANC1286 68 SUR 3500 SO/CPB/ST 0 0 0.00 0 PT 523300 9741463
ANC1289 68 SUR 3614 CPB/AT 0 0 0.00 0 PT 523347 9742392
ANC1296 68 SUR 4977 SO/CPB/ST 0 0 0.00 0 PT 523688 9741675
ANC1625 68 SUR 3500 ST 2 4 0.50 SW PRODUCTIVO 523642 9742168
ANC1672 71 SUR 3640 SO/CPB/ST 2.5 8 0.31 SW PRODUCTIVO 521697 9742618
ANC1690 65 SUR 3433 ST 4 4 1.00 SW PRODUCTIVO 522079 9741495
ANC1695 71 SUR 3910 SO/CPB/ST 3 3 1.00 SW PRODUCTIVO 521201 9742084
ANC1724 71 SUR 3977 ST 2 4 0.50 HL-2 PRODUCTIVO 521796 9742408
ANC1749 71 SUR 3445 AT 3 4 0.75 SW PRODUCTIVO 520834 9742300
ANC1750 65 SUR 4976 AT 0 0 0.00 0 PT 521134 9741450
ANC1775 71 SUR 3259 ST/AT 1 1 1.00 HL-2 PRODUCTIVO 521308 9743009
ANC1779 68 SUR 3530 ST 0 0 0.00 0 PT 523592 9742632
ANC1780 71 SUR 3621 ST 3 5 0.60 SW PRODUCTIVO 521609 9741837
ANC1781 71 SUR 3099 ST/AT 2 5 0.40 SW PRODUCTIVO 520793 9743208
ANC1786 68 SUR 4750 ST 0 0 0.00 0 PT 524041 9741978
ANC1789 68 SUR 3966 ST 0 0 0.00 0 PT 522659 9742761
ANC1790 68 SUR 3645 ST 0 0 0.00 0 PT 522560 9742514
ANC1886 68 SUR 3504 ST 0 0 0.00 0 PT 522166 9742280
ANC1941 71 SUR 3254 ST 0 0 0.00 0 PT 521755 9742838
ANC1943 71 SUR 3610 ST 0 0 0.00 0 PT 522234 9742935
ANC1944 68 SUR 3534 ST 0 0 0.00 0 PT 522127 9742667
ANC1948 68 SUR 3500 CPB/ST 0 0 0.00 0 PT 522310 9741772
ANC1950 68 SUR 3647 ST 0 0 0.00 0 PT 523018 9741844
ANC1953 68 SUR 3550 ST 0 0 0.00 0 PT 522300 9742609
ANC1954 71 SUR 3273 SO/CPB/ST 4 2 2.00 SW PRODUCTIVO 521464 9742038
ANC1958 68 SUR 3400 ST 0 0 0.00 0 PT 523055 9742505
ANC1960 71 SUR 3200 ST/AT 4 1 4.00 BM PRODUCTIVO 521505 9742916
ANC1961 68 SUR 3300 ST 0 0 0.00 0 PT 522528 9742974
ANC1969 68 SUR 3500 ST 0 0 0.00 0 PT 522354 9742138
ANC1970 71 SUR 3503 ST 0 0 0.00 0 PT 521398 9742673
ANC1971 71 SUR 4000 AT 0 0 0.00 0 PT 521229 9741709
ANC1973 71 SUR 3300 SO/CPB/ST 0 0 0.00 0 PT 521946 9742678
ANC1984 68 SUR 4975 ST/AT 0 0 0.00 0 PT 524251 9741518
ANC1987 68 SUR 3700 ST 4 1 4.00 SW PRODUCTIVO 522747 9742400
ANC1988 68 SUR 3595 ST 0 0 0.00 0 PT 522896 9742766
ANC1990 68 SUR 3728 ST 0 0 0.00 0 PT 523208 9741602
ANC1998 68 SUR 3312 ST 0 0 0.00 0 PT 523156 9742163
ANC1999 65 SUR 4429 ST/AT 0 0 0.00 0 PT 521552,6 9741478,8
ANC2001 71 SUR 3767 SO/CPB/ST/AT 0 0 0.00 0 PT 521570 9742364
ANC2004 71 SUR 3514 ST/AT 0 0 0.00 0 PT 521037 9743063
ANC2006 71 SUR 3805 AT 0 0 0.00 0 PT 520814 9741816
ANC2007 68 SUR 3506 ST 0 0 0.00 0 PT 521954 9742228
ANC2010 71 SUR 2853 ST 2 1 2.00 HL-2 PRODUCTIVO 521357 9742831
ANC2011 71 SUR 3325 SO/CPB/ST 3 1 3.00 SW PRODUCTIVO 521452 9742481
ANC2012 71 SUR 3500 ST 0 0 0.00 0 PT 522249 9742793
ANC2016 68 SUR 3409 ST 0 0 0.00 0 PT 522238 9742436
ANC2017 71 SUR 3486 SO/CPB/ST 8 6 1.33 BM PRODUCTIVO 521836 9741955
FLO0001 68 SUR 5707 SO/CPB/ST/PB/AT 0.5 30 0.02 HL-2 PRODUCTIVO 524259 9742884
47
POZO TOPE BASE ESPESOR TOTAL A. NETA
ANC1999 2189 2435.38 246.38 21
ANC1956 2207.63 2484.46 276.83 25
ANC1695 1927.58 2056.4 128.82 30
ANC1984 2732.62 3564.58 831.96 30
ANC1217 1958.97 2122.29 164.99 35
FLO0001 2501.06 2840.57 339.51 35
ANC1786 2577.32 3312.64 735.32 50
ANC1285 2122.55 3177.07 1055 55
ANC1958 2795.82 3194.95 399.13 75
ANC1957 2257.42 2669.24 411.82 83.5
ANC1690 2098.87 2400.27 301.4 85
ANC1278 2765.79 3503.86 738.07 110
ANC1256 2489.52 3421.08 931.56 115
ANC1954 2044.07 2481.92 437.85 115
ANC1948 2229.19 2844.77 615.58 120
ANC1247 2536.51 3833.77 1297.26 125
ANC1970 1997.43 2969.79 972.36 150
ANC1258 2310.82 2535.56 224.74 169
ANC1990 2645.56 3413.85 768.29 190
ANC1961 2325.52 3200.93 875.41 200
ANC1950 2414.43 3191.34 776.91 215
ANC1229 2015.52 2733.6 718.08 230
ANC1943 2388.02 3249.38 861.36 230
ANC1260 2418.17 3439.15 1020.98 250
ANC2004 1749.99 2582.42 832.43 250
ANC2010 1871.34 2768.22 896.88 255
ANC2001 2023.79 2866.45 842.66 260
ANC1920 1954.37 2546.72 592.35 266
ANC1225 1723.38 2677.81 954.43 280
ANC1945 2229.1 2680 450.9 283
ANC1296 2592.91 3697.97 1105.06 290
ANC1775 1799.28 2768.35 969.07 293
ANC1283 2473.91 3462.32 986.69 300
ANC1973 2350.27 3248.78 898.51 300
ANC1261 2358.02 3464.66 1106.64 325
ANC1223 2187.01 3263.05 1076.04 330
ANC1272 2369.99 3467.55 1097.56 330
ANC1789 2481.99 3770.49 1288.5 330
ANC1252 2437.09 3474.3 1037.21 340
ANC1257 2393.06 3481.41 1088.35 370
ANC1941 2099.52 3200.48 1100.96 370
ANC1276 1835.18 2825.87 990.69 378
ANC1929 2124.24 3302.02 1177.78 380
ANC2012 2410.13 3374.25 964.12 380
48
ANC1969 2326.35 3363.68 1037.33 390
ANC1928 1731.25 2944.28 1213.03 400
ANC1944 2524.88 3491.19 966.31 410
ANC1266 2063.86 2318.77 254.91 EN LIMITE DE AREA
ANC1288 1822.81 2420 597.19 EN LIMITE DE AREA
ANC1959 2009.8 2195.35 185.55 EN LIMITE DE AREA
ANC1259 2273.85 2857.57 583.72 GR ANTIGUO
ANC1267 2434.53 3036.94 602.41 GR ANTIGUO
ANC1268 1767.38 3157.22 1389.84 GR ANTIGUO
ANC1270 2345.8 3521.87 1176.07 GR ANTIGUO
ANC1277 2105 2800 695 GR ANTIGUO
ANC1780 2003.44 2204.15 200.71 GR ANTIGUO
ANC1915 1967.13 3032.77 1065.64 GR ANTIGUO
ANC1208 2230.06 2488.8 258.74 NO TIENE REGISTRO
ANC1263 2581.96 0 0 SIN BASE
ANC1265 2752.19 0 0 SIN BASE
ANC1286 2776.16 0 0 SIN BASE
ANC1289 2913.59 0 0 SIN BASE
ANC1625 2874.31 0 0 SIN BASE
ANC1779 3013.8 0 0 SIN BASE
ANC1988 2746.71 0 0 SIN BASE
ANC1998 2558.33 0 0 SIN BASE
ANC2016 2464.76 0 0 SIN BASE
ANC0442 1915.17 2457.44 542.27 SIN GR DIGITALIZADO
ANC0462 1933.4 2368.43 435.03 SIN GR DIGITALIZADO
ANC0790 2088.83 2228.23 139.4 SIN GR DIGITALIZADO
ANC1215 2109.31 2946.02 836.71 SIN GR DIGITALIZADO
ANC1222 1782.81 2786.42 1003.61 SIN GR DIGITALIZADO
ANC1249 2222.52 2531 308.48 SIN GR DIGITALIZADO
ANC1273 2140.51 2445 304.49 SIN GR DIGITALIZADO
ANC1672 2239.11 3333.85 1094.74 SIN GR DIGITALIZADO
ANC1693 1833.32 2560.81 727.49 SIN GR DIGITALIZADO
ANC1724 2213.94 3308.21 1094.27 SIN GR DIGITALIZADO
ANC1918 2125.47 2447.13 321.66 SIN GR DIGITALIZADO
ANC1960 1911.37 2872.12 960.75 SIN REGISTRO
ANC1992 2323.07 3298.91 975.84 SIN REGISTRO
Tabla 2. Espesor total y arena neta por pozo
49
Tabla 3. Volúmenes de roca por Bloque en estudio
BLOQUE CurvaArea
(m2)
Area
(acre)
Volumen
(acre-pie)
Volumen
Bloque
(acre-pie)0 1092690 270 0
50 687990 170 11000100 566580 140 7750150 360183 89 5725200 161880 40 7444250 101175 25 1625300 77581 19 1104
0 785118 194 050 785118 194 9700
100 785118 194 9700150 785118 194 9700200 566580 140 8350250 485640 120 6500300 113316 28 3433350 12141 3 669
0 582768 144 050 323760 80 5600
100 178068 44 3100150 76893 19 1532200 39661 10 720250 16997 4 340300 6071 2 137
0 1590471 393 050 1141254 282 16875
100 744648 184 11650150 343995 85 6568200 230679 57 3550250 101175 25 1996300 50871 13 922350 8094 2 326
0 1809009 447 050 1703787 421 21700
100 1404309 347 19200150 1303134 322 16725200 1201959 297 15475250 1092690 270 14175300 817494 202 11800350 412794 102 7459400 169974 42 3491
0 890340 220 050 821541 203 10575
100 740601 183 9650150 687990 170 8825200 566580 140 7750250 465405 115 6375300 283290 70 4625350 161880 40 2750400 29138 7 1070
BLOQUE
441887
110025BLOQUE
5
BLOQUE
651620
BLOQUE
134649
48052
BLOQUE
2
BLOQUE
311429
50
ANEXO 2 FIGURAS
51
Fig. 4 Mapa Estructural al tope de la Arenisca Santo Tomás.
52
Fig. 6. Mapa Isópaco Total de la Arenisca Santo Tomas.
53
Fig. 7. Mapa Isópaco de Arena Neta de la Arenisca Santo Tomás.
54
Fig. 9. Sección Estratigráfica Norte-Sur nivelada al tope de la Arenisca Santo Tomas
55
Fig. 10. Sección Estratigráfica Oeste-Este nivelada al tope de la Arenisca Santo Tomas.
56
Fig. 13. Mapa de ubicación de bloques para cálculo de reservas.
57
Figura 14. Mapa de Ubicación de Posibles Pozos de Desarrollo y Pozo de Avanzada en el área La Fe – San Joaquín.