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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVARDECANATO DE ESTUDIOS DE POSTGRADO

COORDINACION DE POSTGRADO DE INGENIERÍA GEOFÍSICAMAESTRÍA EN CIENCIAS DE LA TIERRA

ESTUDIO DE LAS HETEROGENEIDADES Y RASGOSESTRUCTURALES DE LAS ZONAS COMPARTIDAS DE LOS

CAMPOS BARE Y ARECUNA

Trabajo de Grado presentado a la Universidad Simón Bolívar porCristina Andreina Vera Matute

Como requisito parcial para optar al grado académico deMagíster en Ciencias de la Tierra

Realizado con la asesoría de

PHD. Milagrosa Aldana y MSC. Pedro Pablo Alfonsi

Noviembre, 2011

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Por: Vera Matute Cristina AndreinaCarnet # 0685501

Este trabajo ha sido aprobado en calidad de sobresaliente en nombre de la Universidad SimónBolívar por el siguiente jurado examinador:

Dr. Andrés Pilloud - USB

Presidente

Dra. Milagrosa Aldana MSc. Miroslava Vielma

Miembro Principal -Tutor Académico Miembro Externo Schlumberger

MSc. Pedro Alfonsí Dra. Francis Cordero

Miembro Principal -Tutor Industrial Miembro Principal

Noviembre, 2011

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DEDICATORIA

A mi mejor amigo y maestro: Dios

A las personas que más respeto y admiro en mi vida: Mi padre Horacio Vera, madre Yolanda

Matute y mi hermano Horacio Vera Junior.

A mi esposo, Osman Bolívar, quien me acompaña y ama todos los días.

A mi tía Gisela, a quien tengo presente siempre.

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AGRADECIMIENTOS

A la profesora Milagrosa Aldana y al Ingeniero Pedro Pablo Alfonce, por compartir sus

conocimientos, apoyarme, ayudarme y brindarme siempre su amistad.

Al equipo de estudios de proyecto de exploración PDVSA, en especial a Migdalys Salazar,

Juan Berry, José Antonio y Anaís Fino, por ayudarme y compartir sus conocimientos

conmigo.

Al Señor José Castillo, por confiar en mí y aprobar mi permiso para realizar esta Maestría.

A mis amigos Jesús Martínez, Marianela Mendes, Norelis Urbano, y Alberto Rodríguez,

quienes me dieron aliento, buenos consejos, ánimo en los momentos más difíciles y me

alegran la vida todos los días en el trabajo.

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Por: Vera Matute Cristina AndreinaCarnet # 0685501Tutor: Milagrosa AldanaFecha: 10 / 11 /2011

RESUMEN

Se generó una caracterización y modelo geoestadístico de la Formación Merecure ubicadaentre los campos Arecuna y Bare, EDO. Anzoátegui. El área estudiada abarca 94 Km2, coninformación sísmica 3D, evaluación petrofísica recopilada para un total de 20 pozos verticalesy muestras de núcleos encontrados en los campos cercanos. La caracterización y el modelogeoestadístico implicó utilizar técnicas de correlación por límites de secuencias, análisis de lacontinuidad lateral de los cuerpos sedimentarios, análisis de atributos sísmicos y técnicasgeoestadísticas para redefinir los modelos de ambientes sedimentarios, respetando laheterogeneidad de sus cuerpos sedimentarios.

En este trabajo la simulación booleana por tipo de cuerpo sedimentario, condicionada con lainformación sísmica, permitió la reproducción geométrica de los cuerpos sedimentarios de unambiente deltaico. Además, evidenció la continuidad lateral del marcador estratigráficopropuesto por Hamilton en 1995, que parte desde el campo Arecuna hasta el campo Bare, ygenerar propuestas de pozos estratigráficos para confirmar el modelo geológico propuesto.

Palabras Claves: Impedancia, neuronal, booleano, geomodelo y secuencias.

vii

INDICE

DEDICATORIA…………………..…………..………………………………...……....……iii

AGRADECIMIENTO..............................................................................................................iv

RESUMEN .................................................................................................................................v

INDICE......................................................................................................................................vi

LISTA DE FIGURA.................................................................................................................xi

CAPITULO I. UBICACIÓN GEOGRÁFICA Y UBICACIÓN REGIONAL...................16

1.1 Ubicación geográfica regional.............................................................................................16

1.2 Ubicación geográfica local ..................................................................................................18

1.3 Sistema petrolero de la F.P.O ..............................................................................................19

1.3.1 Generación..................................................................................................................20

1.3.2 Migración ...................................................................................................................21

1.3.3 Entrampamiento .........................................................................................................21

1.4 Marco geológico de la faja petrolífera del Orinoco (FPO)..................................................22

1.4.1 Estratigrafía y Sedimentología ...................................................................................22

1.4.2 Estructura y Tectónica ................................................................................................25

1.4.3 Distribución de fluidos ...............................................................................................31

1.5 Rasgos geológicos regionales que estan asociados a los campos Arecuna y Bare .......32

CAPITULO II. MARCO TEORICO ....................................................................................35

2.1 Heterogeneidad de los cuerpos sedimentarios.....................................................................35

2.2 Clasificación de la heterogeneidad en los cuerpos sedimentarios y en los yacimientos .....36

2.3 Análisis Estratigráfico a partir de la correlación de pozos. .................................................37

2.4 Modelo sedimentológico. ....................................................................................................40

2.5 Atributos sísmicos ...............................................................................................................44

2.5.1 Frecuencia instantánea................................................................................................46

2.5.2 Coherencia ..................................................................................................................47

2.5.3 “Relative impedance” .................................................................................................47

2.6 Distribución de la física de roca en razón a los cuerpos sedimentarios ..............................47

viii

2.7 Modelo geoestadìstico .........................................................................................................49

2.7.1 Correlación espacial, muestral y ajuste de modelos ...................................................50

2.7.2 Construcción de gráficos estadísticos.........................................................................50

2.7.3 Histogramas................................................................................................................51

2.7.4 Análisis estructural .....................................................................................................52

2.7.5 Semivariograma experimental....................................................................................53

2.7.6 Modelado de semivariogramas...................................................................................54

2.7.6.1 Efecto pepita. ..................................................................................................54

2.7.6.2 Meseta.............................................................................................................54

2.7.6.3 El alcance (Range)..........................................................................................55

2.7.6.4 Modelo lineal..................................................................................................55

2.7.6.5 Modelo no lineal.............................................................................................55

2.7.7 Tipos de variogramas .................................................................................................56

2.7.7.1 Modelo esférico .............................................................................................56

2.7.7.2 Modelo exponencial ......................................................................................57

2.7.7.3 Cálculos estadisticos o estadistica descriptiva ..............................................57

2.7.8 Medidas de posición ..................................................................................................58

2.7.8.1 Percentiles......................................................................................................58

2.7.8.2 Cuartiles.........................................................................................................58

2.7.8.3 Deciles ...........................................................................................................58

2.7.9 Medidas de tendencia central ....................................................................................59

2.7.9.1 Mediana aritmetica ........................................................................................59

2.7.9.3 Mediana ........................................................................................................60

2.7.9.2 Moda..............................................................................................................60

2.7.10 Medidas de dispersión ............................................................................................60

2.7.10.1 Varianza.......................................................................................................60

2.7.10.2 Desviación estandar.....................................................................................61

2.7.10.3 Sesgo.........................................................................................................61

2.7.10.4 Curtosis.....................................................................................................62

2.7.10.5 Coeficiente de asimetría ...........................................................................62

2.7.10.6 Error estandar ...........................................................................................62

ix

2.7.10.7 Coeficiente de variación ...........................................................................63

2.7.10.8 Frecuencia.................................................................................................63

2.7.10.9 Distribución normal..................................................................................64

2.7.10.10 Prueba Chi-Cuadrado .............................................................................64

2.7.10.11 Prueba t-Student .....................................................................................65

2.7.10.12 Geoestadistica en modelos estáticos 3D.................................................66

CAPITULO 3. METODOLOGIA .........................................................................................68

3.1 Modelo estructural...............................................................................................................68

3.1.1 Análisis del área previo a la interpretación sìsmica ...................................................68

3.2 Modelo sedimentologico-estratigrafico...............................................................................80

3.2.1 Construcción del mapa índice de secciones ...............................................................80

3.2.2 Generación de los horizontes sísmico para el análisis sedimentario ..........................83

3.3 Modelo geoestadistico .........................................................................................................86

3.3.1 Carga y validación de los datos ..................................................................................87

3.3.2 Modelo Estructural 3D ...............................................................................................87

3.3.3 Redes Neuronales .......................................................................................................88

3.3.4 Metodología de distribución de propiedades..............................................................91

3.3.4.1 Distribución de facies y tipo de cuerpos sedimentarios .................................91

3.3.4.2 Distribución de propiedades petrofísicos .......................................................91

CAPITULO IV. ANALISIS Y RESULTADOS....................................................................94

4.1 Modelo sedimentologico / estratigráfico .............................................................................94

4.1.1 Estratigrafía ................................................................................................................94

4.1.2 Sismo estratigrafía ....................................................................................................100

4.1.3 Sedimentología ...............................................................................................................107

4.1.3.1 Modelos conceptuales de ambientes sin información sísmica ...........................109

4.1.4 Sismofacies............................................................................................................113

4.1.5 Modelos sedimentológicos ....................................................................................122

4.2 Modelo estructural....................................................................................................127

4.3 Modelo Geoestadístico .............................................................................................130

4.3.1 Homologación de registros electricos y de evaluación .........................................130

4.3.2 Generación de registros discretos / litológicos ......................................................132

x

4.3.3 Análisis de las curvas de proporcion vertical (CVP)............................................134

4.3.4 Análisis geoestadistico de los atributos sísmicos ..................................................138

4.3.5 Establecimiento del método de distribución de facies ..........................................142

4.3.6 Distribución de registros continuos escalados.......................................................148

4.4 Modelo de distribución de fluidos .....................................................................................154

4.5 Unidades hidraulicas Vs. Unidades sedimentarias............................................................157

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES…………………………………………...161

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS……………………..……………………………. 163

xi

LISTADO DE FIGURAS

Figura 1.1. Ubicación geográfica de la Faja Petrolífera del Orinoco ......................................16

Figura 1.2. Ubicación regional ................................................................................................17

Figura 1.3. Ubicación geográfica de la zona de estudio. .........................................................28

Figura 1.4, Distribución actual de hidrocarburos de la Cuenca Oriental de Venezuela..........20

Figura 1.5. Modelo sedimentológico de la formación Merecure.............................................24

Figura 1.6, Sistema tectónico regional. Modificado de ...........................................................26

Figura 1.7, Modelo estructural de la Faja Petrolífera de Venezuela. ......................................27

Figura 1.8. Seccion geologica de la Faja Petrolífera del Orinoco ...........................................30

Figura 1.9. Ubicación de los campos Arecuna y Bare en el bloque de Hamaca .....................33

Figura 1.10, Fallas principales del bloque Ayacucho (Hamaca). ............................................34

Figura 2.1, Tipos de heterogeneidades. Tomado de Consentino, 2001...................................36

Figura 2.2 Respuesta del Gamma Ray con respecto al tamaño del grano ...............................38

Figura 2.3 Comportamiento de los sistemas encadenados de secuencia, ................................39

Figura 2.4. Correlación de pozos, con los principios de estratigrafía por secuencia...............41

Figura 2.5, Ejemplos de Electrofacies .....................................................................................42

Figura 2.6, Ejemplo de Interpretación de un mapa de distribución de facies..........................43

Figura 2.7. Esquema del comportamiento de las amplitudes ..................................................46

Figura 2.8, Valores de porosidades esperadas en los cuerpos sedimentarios ……………….48

Figura 2.9 – Variograma Esférico ..........................................................................................56

Figura 2.10 – Variograma Exponencial...................................................................................57

Figura 2.11- Campana de Gauss..............................................................................................64

Figura 2.12- Distribución de Student ......................................................................................65

Figura 2.13. Metodología de trabajo de la EGP, 2002 ............................................................66

Figura2.14. Principales técnicas de distribución de propiedades…………………………….67

Figura 3.1, Sección sísmica pozo MFA050 ……………………………... …………………69

Figura 3.3 Corte en tiempo a nivel del FS90. ..........................................................................72

xii

Figura 3.4. Sección sísmica con el pozo MFA050,................................................................ 73

Figura 3.5, Secciones sísmicas interpretadas en la zona de estudio........................................ 74

Figura 3.6, Resultado de la interpolación de la interpretación del horizonte Fs90 ................. 75

Figura 3.7, El mapa es revisado con varias secciones sísmicas .............................................. 77

Figura 3.8, Esquema seguido para la conversión de tiempo a profundidad en Zmap............. 78

Figura 3.9, Esquema del “traslado de superficies” en Zmap................................................... 79

Figura 3.10, Mapa índice de secciones estratigráficas ............................................................ 81

Figura 3.11. Ubicación de la sección D – D´ ........................................................................ 82

Figura 3.12. Mapa de Ambiente de la unidad FS100.............................................................. 83

Figura 3.13, Correspondencia Gamma Ray Vs Impedancia relativa ...................................... 85

Figura 3.14, Técnicas de geomodelage ................................................................................... 86

Figura 3.15 Flujo de trabajo (Metodología) ............................................................................ 88

Figura 3.16, Metodología para generar registros discretos de facies. ..................................... 89

Figura 3.17, Metodología utilizada para el análisis de redes neuronales en superficies. ........ 90

Figura 3.18. Metodología propuesta la distribución de facies ................................................ 92

Figura 3.19. Metodología propuesta para el tipo de cuerpos sedimentarios. .......................... 93

Figura 4.1, Sección estratigráfica D D`.................................................................................. 96

Figura 4.2, Columna Estratigráfica Propuesta para el área de estudio. ................................... 98

Figura 4.3, discordancia de la Formación Temblador, pozo MFA235 .................................. 99

Figura 4.4, “A”. Corte en tiempo correspondiente al nivel FS80 ………………………….101

Figura 4.5, “A”. Corte en tiempo correspondiente al nivel FS90 ......................................... 102

Figura 4.6, “A”. Corte en tiempo correspondiente al nivel FS100 ....................................... 103

Figura 4.7, Posible valle inciso, identificado en la parte central del área de estudio. ........... 104

Figura 4.8. Áreas sedimentólogicamente prospectivas. ........................................................ 106

Figura 4.9. Ejemplo de los tipos de cuerpos sedimentarios .................................................. 109

Figura 4.10, Marcador FS80 a lo largo de los campos Arecuna y Bare................................ 108

Figura 4.11, Modelo sedimentológico correspondientes al intervalo FS80 – FS90.............. 109

Figura 4.12, Modelo sedimentológico, intervalo FS90-FS100. ............................................ 110

Figura 4.13, Modelo sedimentológico, interpretado FS100- Grupo Temblador................... 111

Figura 4.14. Mapa de espesor de arena neta con el modelo de ambiente sedimentario........ 112

Figura 4.15, “Relative Acoustic Impedance” por debajo de la superficie FS80 ................... 114

xiii

Figura 4.16, “Relative Acoustic Impedance” por debajo de la superficie FS90 ...................115

Figura 4.17, “Relative Acoustic Impedance” por debajo de la superficie FS100 .................116

Figura 4.18, Gamma Ray Vs Impedancia relativa: FS80 / FS90 ..........................................117

Figura 4.19, Gamma Ray Vs Impedancia relativa: FS90 / FS100 ........................................118

Figura 4.20, Gamma Ray Vs Impedancia relativa: FS100 / Temblador. ..............................119

Figura 4.21 Crossplots: “Relative impedancia” ....................................................................121

Figura 4.22, Ambiente sedimentario: FS 80 / FS90 a partir del atributo de impedancia. .....123

Figura 4.23, Ambiente sedimentario: FS 90 / Fs100 a partir del atributo de impedancia. ....124

Figura 4.24, Ambiente sedimentario: FS 100 / Temblador. .................................................125

Figura 4.25. Representación moderna de diferentes tipos de deltas......................................126

Figura 4.26. Patrones estructurales del área de estudio para la Formación Merecure...........127

Figura 4.27. Modelo estructural regional de Ayacucho (1980).............................................128

Figura 4.28 Compartimientos establecidos en el área de estudio. .........................................129

Figura 4.29 Registro de Gamma Ray y Porosidad del pozo MFB 167. ................................131

Figura 4.30. Registros de pozos utilizados en el proyecto. ...................................................132

Figura 4.31. CVP de las facies entre FS80 y FS90................................................................135

Figura 4.32 CVP de las facies entre FS90 y FS100...............................................................136

Figura 4.33 La unidad sedimentológica FS100 / Temblador. ...............................................137

Figura 4.34, Paleta de colores utilizada al aplicar la red neuronal ........................................138

Figura 4.35, Superficies discretas de sismofacies: FS80 y FS90 ..........................................139

Figura 4.36, Superficies discretas de sismofacies: FS90 y FS100 ........................................140

Figura 4.37, Superficies discretas de sismofacies: FS100 y Temblador ...............................141

Figura 4.38, Distribución SIS: FS 80 – FS90. .......................................................................143

Figura 4.39 Distribución por objeto sin condicionar, capa 8 de la unidad FS 80 – FS90 .....144

Figura 4.40, Distribución “Booleana”: FS 80 – FS90 ...........................................................145

Figura 4.41 Distribución del tipo de facies para cada tipo de cuerpo sedimentario. .............146

Figura 4.42, Registros discretos creados de tipo de facies ....................................................147

Figura 4.43. Cotejo: Porosidad Vs Facies…………………………………………………149

Figura 4.4. Cotejo: Permeabilidad Vs……………………………………………………..150

Figura 4.45 Mapa de porosidad promedio : FS80 y FS90.....................................................151

Figura 4.46 Mapa de porosidad promedio : FS90 y FS100...................................................152

xiv

Figura 4.47 Mapa de porosidad promedio: FS100 y Temblador ......................................... 153

Figura 4.48 Mapa de Sw promedio encontrados entre FS80 y FS90. ................................... 154

Figura 4.49 Mapa de Sw promedio encontrados entre FS90 y Fs100................................... 155

Figura 4.50 Mapa de Sw promedio encontrados entre FS80 y Fs90..................................... 156

Figura 4.51 Mapa Isopaco / Estructural Geoestadístico de la unidad FS80 / FS90 .............. 157

Figura 4.52 Mapa Isópaco / Estructural Geoestadístico de la unidad FS90 / Fs100 ............. 158

Figura 4.53 Mapa Isópaco / Estructural Geoestadístico de la unidad FS100 / Temblador .. 159

7

CAPITULO I

UBICACIÓN GEOGRAFICA Y GEOLOGIA REGIONAL

1.1 UBICACIÓN GEOGRAFICA REGIONAL.

El área de estudio se encuentra en la Cuenca Oriental de Venezuela, segunda provincia

petrolífera del continente Sur Americano. Está ubicada en la zona Centro – Este del país;

comprende los estados Guárico, Anzoátegui y Monagas, así como la extensión meridional del

estado Sucre y el Estado Delta Amacuro, prolongándose mar adentro hacia la plataforma

deltana y el sur de Trinidad (Vera, 2003). Limita al norte con la línea que demarca la serranía

del interior central y oriental, al Sur por el curso del río Orinoco, desde la desembocadura del

río Arauca; al Este hasta Boca Grande en el Delta del Orinoco y al Oeste con el levantamiento

de El Baúl, siguiendo aproximadamente el curso de los ríos Portuguesa y Pao, tal como se

muestra en la figura 1.1.

16

Figura 1.1. Mapa que muestra la ubicación geográfica de la Faja Petrolífera del Orinoco, y las

nomenclaturas asociadas a sus columnas estratigráficas (Informe Interno PDVSA, 1989)

17

Los campos Arecuna y Bare, se encuentran en el Flanco Sur de la Cuenca Oriental de

Venezuela, al sureste de la ciudad de El Tigre, Edo. Anzoátegui. Forman parte de las

concesiones petrolífera del área de Ayacucho, que a su vez se extiende a lo ancho de todo el

extremo sur del Edo. Anzoátegui. Limitan al norte con los cuadrángulos de Yopales, Miga y

Melones, cubriendo un área de 8.510 km2. (Ver figura 1.2)

Figura 1.2. Mapa de Ubicación regional con la distribución geográfica de

Parcelas establecidas en el bloque Hamaca. (Martínez, 1998)

18

1.2 UBICACIÓN GEOGRAFICA LOCAL

El área de estudio, corresponde a la zona lindante de los campos Arecuna y Bare, enmarcada

dentro de las coordenadas Xmin: 359.550; Ymin: 944100; Xmáx: 368500 y Ymáx: 954700

con datum La canoa, Edo. Anzoátegui. Abarcando un total de 94 km2, es atravesado por el

rìo Maquete y asocia los poblados Sabana Los Buches, Paso Bajito y El Coroso, tal como se

muestra en la figura 1.3

Figura 1.3. Mapa de Ubicación geográfica de la zona de estudio. Modificado de la base de

datos de cartografía de PDVSA.

19

1.3 SISTEMA PETROLERO DE LA FAJA PETROLÌFERA DEL ORINOCO (FPO)

La Cuenca Oriental de Venezuela. Hoy día aparece como el resultado de la convergencia y

transcurrencia de bloques de la corteza, que se diferencian en cuanto a la naturaleza del

basamento, edad y facies de los sedimentos. La generación de hidrocarburos se debe

principalmente a la maduración de rocas madres Cretáceas, ubicadas en la parte septentrional

de la cuenca actual. El papel jugado por rocas madres terciarias aparece secundario, por lo que

el grueso de los hidrocarburos generados migró hacia el sur, a partir del final del Mioceno

Inferior, sobre distancias de 50 – 100 Km., para dar lugar a la Faja Petrolífera del Orinoco. En

la figura 1.4, se muestra la distribución actual de los hidrocarburos en la Cuenca Oriental de

Venezuela. (Pelgraim, 1990).

20

Figura 1.4, Distribución actual de hidrocarburos

de la Cuenca Oriental de Venezuela.

Vera, 2003.

1.3.1 Generación.

La roca madre con mejor potencial generador de hidrocarburos de la Cuenca es la Formación

Querecual de edad Cretácica. El tipo de materia orgánica de la roca madre Cretácea es de

21

origen marino, de ambiente auxinico. Influenciado por aportes de sedimentos terrígenos.

(Pelgrain, 1990)

1.3.2 Migración

El proceso de migración comienza desde la roca generadora hasta el sitio de entrampamiento,

el hidrocarburo encontrado en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) proviene de la primera

migración a partir del final del Mioceno Inferior, que geográficamente inicia desde el centro

norte de la cuenca y se desplaza hacia el sur hasta acuñarse con el basamento. Durante este

proceso, entre más distancia recorran los fluidos, más elementos volátiles pierden, pasando de

crudos liviano a mediano, de mediano a pesado y de pesado a extrapesado. (Pelgrain, 1990))

1.3.3 Entrampamiento

La Formación Freites de edad Mioceno Superior es la roca sello del sistema petrolero. Está

formada por un intervalo mayor e intermedio lutítico con areniscas intercaladas en su parte

superior e inferior. Los grandes espesores de Lutitas generan una barrera impermeable a lo

largo de toda su extensión. (Pelgrain, 1990)

El hidrocarburo migra desde el fondo de la cuenca por planos de debilidad ó cuerpos

sedimentarios permeables buscando zonas altas e invadiendo trampas estructurales,

estratigráficas ó mixtas generadas antes de la migración albergando agua de formación.

Durante la trayectoria que recorren los hidrocarburos, invaden y desplazan el agua de

formación, creando los yacimientos a lo largo de toda la trayectoria desde la zona centro norte

hasta la cuña generada por el basamento.

22

1.4 MARCO GEOLOGICO DE LA FAJA PETROLIFERA DEL ORINOCO (FPO),

VENEZUELA

1.4.1 Estratigrafía y Sedimentológica

La FPO es un complejo de depósitos sedimentarios y una serie de estructuras, las cuales han

evolucionado a través de tres ciclos de sedimentación (Audemard et all, 1982): el ciclo

terciario, el cretácico y el paleozoico, cada uno con su correspondiente orogenesis.

El grupo Merecure, el cual está dividido en tres formaciones en la parte norte de la cuenca

Oriental (los Jabillos, Areo y Naricual), consiste en la faja de una sola facies de areniscas de

alta energía con intercalaciones de limolitas y lutitas, nombradas Formación Merecure, arenas

U o arenas basales, las cuales desaparecen progresivamente hacia el sur de la Faja por

acuñamiento contra las rocas infrayacentes. (Audemard et all, 1982)

Durante el oligoceno Medio-Mioceno inferior se depositó la formación Chaguaramas en la

parte occidental de la faja (Áreas de Machete y Zuata) y la formación oficina en la parte

oriental (Áreas de Hamaca y Cerro Negro). Audemar (1985) propone que la formación

Merecure está dividida en dos subunidades: la inferior, progradante de areniscas masivas y la

superior transgresiva, de areniscas y lutitas interlaminadas. Es probable que entre ambas exista

localmente una discordancia, aunque por el momento no exista datos precisos que puedan

probarlo. (Audemard et all, 1982)

Los deltas interpretados son alimentados por ríos desde el sur y gradan hacia el norte a facies

marinas (Audemard et all, 1982). En la figura 1.5 se muestra, hacia el sur, un área sin

sedimentación que fue removida por los ríos que corrían hacia el norte. Posteriormente fue

cubierta por conjuntos transgresivos del tipo playas y barreras. Hacia el norte, y conectadas

con áreas de no depositación, se encuentran áreas extensas donde el lodo forma más del 50 %

de la secuencia, debido a su cercanía hacia el mar, pareciendo ser mayormente depósitos de

plano deltaico. Estas áreas están disectadas por áreas estrechas de tendencia norte que

23

constituyen depósitos arenosos mayores (mas del 50% de la secuencia) cuya distribución

horizontal se amplia hacia el norte donde forman una extensa zona de arenas. En esta última se

localizan los depocentros. Hacia la parte distal. Las estrechas alineaciones de tendencias norte

indican la trayectoria preferente de canales distributarios a través del plano deltaico. El

ensanchamiento de estas áreas y las áreas de depocentros están situados dentro del frente

deltaico, confirmado por la presencia de faunas marinas. Una línea punteada marca

aproximadamente el límite norte de plano deltaico y separa éste del frente deltaico

subacuático. Más hacia el norte. El contenido de lutita en la secuencia comienza a ser

predominante; más de 50% de las areniscas van desapareciendo y pasan a sedimentos neríticos

de costa afuera. En gran parte del norte de Hamaca, estos sedimentos de costa afuera aparecen

directamente en el borde del continente sin un importante sistema deltaico intermedio.

(Audemar, 1982).

Las arenas transgresivas que cubren la parte inferior de la unidad y la distribución de los

depocentros de arenas indican un sistema deltaico con influencia marina (olas y mareas). El

incremento sucesivo de área de lodo en el plano deltaico desde Hamaca a través de Zuata hasta

Machete, junto con el cambio faunal que ocurre en la parte superior transgresiva de la unidad

pasando de foraminíferos planctónicos que se encuentran hacia el este a fauna salobre hacia el

oeste es aquí considerado como resultado de un incremento de la influencia de mareas hacia el

oeste. Esto es debido a la forma que presentaba la cuenca en el Mioceno inferior y medio, de

golfo semicerrado hacia el oeste. (Audemard et all, 1982)

24

Figura 1.5. Modelo sedimentológico de la formación Merecure.

(Modificado de Audemard et all, 1982)

La unidad transgresiva esta bien distribuido en las áreas de Carabobo y Ayacucho. En estas

áreas la subunidad inferior progradante se adelgaza o esta ausente y no enmascara a esta sub

unidad transgresiva. (Audemard et all, 1982)

El sistema sedimentario tiene una dirección este oeste paralela al borde sur de la cuenca,

contrastando con el sistema inferior donde las direcciones son perpendiculares a este borde.

También en las secciones es más fácil correlacionar las arenas de esta sub unidad en sentido

este oeste. Por lo tanto, se interpreta un modelo sedimentológico de un sistema playa isla de

barrera evidenciado por mantos de arena transgresivos con todas sus subfases, tales como

pasajes de mareas “tidal inlets” , arenas de anteplaya y acarreos de tormenta “shoreface” y

“washover sands”. Esto fue corroborado con los núcleos SE12, IZZ42, SDZ21X, CNX_17,

CNX15, MFA14 y MFA4, donde se observaron secuencias cuyos rasgos sedimentológicos y

presencia de foraminíferos evidencian la influencia marina típica de las facies. (Audemard et

all, 1982)

.N

CiudadBolívar

RIO ORINOCO

LEYENDADIRECCION DEL SUMINISTRO DECLASTICO.PREDOMINANCIA DE LUTITASPERTENENCIENTES A LLANURAS DELTAICAS(S.E) (EN GENERAL.)

REGION DE NO DEPOSITACIÓN DE LASUB-UNIDAD DE PROGRADACIÓN.

PREDOMINANCIA DE ARENASPERTENECIENTES A CANALESDISTRIBUTARIOS, BARRAS DEDESEMBOCADURAS, CANALES YBARRAS DE MAREAS.

DEPOCENTROS DE ARENA.

PREDOMINANCIA DE LUTITASMARINAS.

LIMITE SUR APROXIMADO DE LAINFLUENCIA MARINA

..NN

CiudadBolívar

RIO ORINOCO

LEYENDADIRECCION DEL SUMINISTRO DECLASTICO.PREDOMINANCIA DE LUTITASPERTENENCIENTES A LLANURAS DELTAICAS(S.E) (EN GENERAL.)

REGION DE NO DEPOSITACIÓN DE LASUB-UNIDAD DE PROGRADACIÓN.

PREDOMINANCIA DE ARENASPERTENECIENTES A CANALESDISTRIBUTARIOS, BARRAS DEDESEMBOCADURAS, CANALES YBARRAS DE MAREAS.

DEPOCENTROS DE ARENA.

PREDOMINANCIA DE LUTITASMARINAS.

LIMITE SUR APROXIMADO DE LAINFLUENCIA MARINA

25

El marco regional de la FPO corresponde al acuñamiento sur de los sedimentos terciarios de la

Cuenca Oriental Venezolana, por encima del basamento ígneo- metamórfico del cratón

Guayanés localizado al sur del río Orinoco. En la parte mas septentrional de la FPO

particularmente hacia los sectores de Cerro Negro y Hamaca, los sedimentos terciarios se

encuentran suprayaciendo discordantemente a una franja relativamente poco espesa de

sedimentos cretácicos que, a su vez, se adelgazan antes de desaparecer hacia el sur, sitio desde

donde el terciario reposa en discordancia por encima del basamento ígneo metamórfico. La

discordancia de Temblador se encuentra ubicada concordante infrayaciendo la formación

Merecure; la formación Oficina consiste de areniscas y lutitas alternadas con intercalaciones

de limolitas, argilitas y lignitos. Los sedimentos fueron depositados por la acción recíproca de

aguas fluviales, pantanosas, paludades y aguas someras y litorales, la Parte superior en aguas

someras y litorales. En general, las condiciones cambian a más marinas de oeste a este y de sur

a norte. (Audemard et all, 1982)

1.4.2 Estructura y Tectónica.

En la figura 1.6, se muestra las principales fallas de la Cuenca Oriental de Venezuela. La FPO

cuenta con fallas que afectan a los sedimentos paleozoicos sin dislocar aparentemente al

terciario. Se detectan otras fallas, como la de Hato Viejo, que evidencian desplazamientos

durante el paleozoico y además afectan a los sedimentos del terciario, por lo menos en su parte

inferior y media, sin que el tope de la Formación Oficina sea perturbado (parte oriental de

Zuata). También se reconocen otras fallas que dislocan a la base del terciario más al oeste,

como es el caso de la falla Saban (Machete). (Audemard et all, 1982)

26

Figura 1.6, Sistema tectónico regional. Modificado de (Audemard et all, 1982)

Se considera en este estudio que la magnitud relativa del salto vertical de las fallas detectadas

en estas áreas podría ser menor que el de un posible desplazamiento lateral de rumbo.

Los rasgos mayores reconocidos dentro del marco regional de la FPO permiten individualizar

dos provincias estructurales y tectónicas. Se tiene una provincia oriental, al este de la falla

Hato Viejo (área de Ayacucho) y Carabobo, en donde el basamento ígneo metamórfico se

localiza a poca profundidad y refleja una tectónica del zócalo con numerosas fallas que

dislocan a la secuencia suprayacente del terciario. La provincia occidental (Zuata – Machete),

en su mitad norte evidencia la existencia del basamento ígneo metamórfico a profundidades

mayores de los 10000 pies, infrayaciendo sedimentos de edad paleozoica y mesozoica. El

fallamiento a nivel del basamento se amortigua dentro de esas secuencias sedimentarias, de tal

manera que este tectonismo refleja poca o ninguna influencia en los sedimentos terciarios.

27

Pocas fallas permanecieron activas durante la sedimentación del terciario, y en su mayoría

dislocan únicamente a la base de la secuencia. Como es el caso de

Hato Viejo (Zuata – Hamaca) que determina el limite entre las dos provincias tectónicas aquí

definidas, (Audemard et all, 1982). Las provincias están representadas en la figura 1.7

Figura 1.7, Configuración estructural esquemática de la Faja Petrolífera de Venezuela. (sin

escala, tomado de Audemard et all, 1982

Las pocas indicaciones reportadas han sido consideradas en este estudio como un efecto de

desplazamientos laterales. De hecho, se han reconocido fallas denotadas como inversas al

nivel del marcador tope Oficina, las cuales resultan ser normales al nivel del basamento. Esto

ha sido atribuido a movimientos de rumbo post- Oficina, los cuales no poseen componentes

verticales mientras que la misma falla existió previamente como falla normal a nivel del

basamento acústico. (Audemard et all, 1982)

La edad de las fallas se considera un factor determinante para el entendimiento de la evolución

geológica de la región en relación a los procesos sedimentarios ocurridos. Con el fin de

destacar los rasgos más resaltantes se presentan a continuación una serie de observaciones.

28

A menudo, las fallas del zócalo corresponden a desplazamientos verticales pequeños,

reflejándose como accidentes o irregularidades de la topografía, esto es a las formas del

paleorelieve previo a la sedimentación. Para estos casos se establece que las fallas estuvieron

activas en el pre-terciario y posiblemente en el pre-Cretácico. Por consiguiente este fenómeno

afecta directamente al espesor diferencial de los clásticos basales, al ser rellenadas las

depresiones en su mayor parte por areniscas, antes de que las areniscas y lutitas transgresivas

del ciclo II se depositasen. (Audemard et all, 1982)

Por otro lado, se observan fallas o sistemas de fallas del zócalo rígido que conforman

verdaderas flexuras falladas debido a un cambio apreciable en los espesores de las unidades o

intervalos (LINEAS DE BISAGRA) Es muy importante destacar que esas fallas no parecían

estar activas durante la sedimentación. (Aymard, 1980)

En la parte oriental de la FPO, donde la columna sedimentaria del terciario no es muy espesa y

descansa sobre el basamento, se observa un gran número de fallas que dislocan

simultáneamente el basamento y al terciario, reflejando su actividad por lo menos hasta el

nivel del marcador correspondiente al tope de la formación Oficina (Aymard, 1980)

Se ha encontrado evidencias de fallas que dislocan formaciones post Oficina (Formación

Freites) en la región más oriental de la F.PO. Estas fallas pudieron ser reactivadas durante la

sedimentación de la formación Freites o bien después de esta última. (Aymard, 1980)

En la figura 1.8, se muestra la sección geológica que describe el modelo estructural regional

de la Faja Petrolífera del Orinoco. Las estructuras mayores, principalmente fallas y altos del

basamento en la FPO, afectaron tanto a la sedimentación Cretácica como a la Terciaria, donde

ocurren la mayoría de las acumulaciones de hidrocarburos, constituyendo un factor relevante

al momento de definir la estratigrafía y la nomenclatura de arenas que se va a utilizar en un

área determinada. (Aymard, 1980)

29

La Formación Merecure, también afectada por el alto del basamento, se va desarrollando en

dirección Oeste hasta llegar a la zona de fallas de Altamira, En donde por debajo de ella

empiezan a aparecer las formaciones Roblecito y La Pascua, características del área de

Guárico y con gran desarrollo en la parte occidental.

Al cruzar el alto de Altamira, la formación Merecure pasa a formar parte de la Sección arenosa

basal de la formación Chaguaramas de ambiente más continental. La Formación Oficina

aumenta de espesor de Este a Oeste y alcanza su mayor desarrollo en las áreas de Budare-

Anibal. En esta área, al cruzar la zona de fallas de Altamira, cambia a una facies y pasa a

formar parte de la sección media y superior de la Formación Chaguaramas. En el área de

Budare y hacia el oeste está afectada por la erosión.

20

Figura 1.8, Sección geológica que describe el modelo estructural regional de la Faja Petrolífera del Orinoco

3230

20

1.4.3 DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS.

Las trampas estructurales de hidrocarburos no se destacan bajo una forma anticlinal clásica

dentro de la FPO. Por el contrario, el área ha sido controlada por un sistema tensional.

(Audemard et all, 1983) con rasgos estructurales que casi siempre son consecuencia del

fallamiento del basamento. Este sistema perturba las unidades sedimentarias suprayacentes,

particularmente al terciario petrolífero. En consecuencia el tipo más característico de trampa

estructural eventual a destacarse corresponde a bloques formados y limitados por fallas. Las

antiformas reales a encontrarse en la FPO son aquellas generadas por efectos de arqueamiento

(draping) de sedimentos sobrepuestos a grandes bloques fallados levantados (zona alta de

Santa Rita, en Boyaca) (Audemard et all, 1983)

En realidad, el control estructural de la distribución de hidrocarburos en la FPO es solamente

un factor adicional al control estratigráfico predominante de la acumulación, el cual se

presenta como un enorme sello de petróleo pesado, migrado y entrampado en las mejores

areniscas de Merecure del borde sur de la cuenca Oriental

El control estructural se manifiesta a escala regional en algunos altos estructurales (Machete y

Monasterio) y en las zonas de bisagra (Hamaca – Cerro Negro). Sin embargo, el análisis local

o de detalle revela que la distribución del petróleo no esta necesariamente condicionada a la

presencia de fallas, y que este puede localizarse tanto en las zonas deprimidas como

levantadas-(Audemard et all, 1982)

31

21

1.4 1.5 RASGOS GEOLOGICOS REGIONALES QUE ESTAN ASOCIADOS A LOS

CAMPOS ARECUNA Y BARE

En la figura 1.9 se muestra la ubicación de los campos de Arecuna y Bare. Estos están

ubicados en Hamaca Norte, que se caracteriza por contar con tres tipos de fallas; las fallas de

rumbo NE – SO y otro NE – SE son identificadas por Audemar en 1985, como tipo falla A,

que representa la continuación hacia el sur del sistema observado en el área Mayor de Oficina.

Estas fallas son de tipo normal con extensión regional con buzamiento predominante al norte

y desplazamiento hasta 600 pies que cortan desde el basamento hasta el tope de la Formación

Oficina. Las tipo B, son sistema de fallas normales inclinadas tanto al norte como al sur que

desplazan horizontalmente hacia el sureste las fallas del sistema anterior. Y las fallas tipo C ,

son fallas poco comunes que unen generalmente fallas tipo A y B. Sus extensiones son muy

limitadas y sus rumbos y buzamientos son variables, pero diferentes a los demás, tal como se

observa en la figura 1.10.

En la figura 1.10, se evidencia que el área de Ayacucho (Hamaca) puede ser dividida en dos

zonas: Hamaca norte y Hamaca sur, con características geológicas diferentes, separadas entre

sí por la línea de bisagra, la cual representa un cambio de pendiente a nivel de basamento. La

secuencia sedimentaria presenta un acuñamiento progresivo hacia el sur; como consecuencia

de ello, las formaciones Hato Viejo y Carrizal del Paleozoico, Tigre y Canoa del Cretáceo y

Merecure del terciario están presentes solo en Hamaca norte. En Hamaca sur la formación

oficina descansa discordantemente sobre el basamento. El factor de entrampamiento en

hamaca norte es fundamentalmente estructural, mientras que en hamaca sur es

fundamentalmente estratigráfico. Audemar, 1985.

32

22

Figura 1.9. Ubicación de los campos Arecuna y Bare en el bloque de Ayacucho (Hamaca)

Hamaca Norte

Hamaca Sur

Arecuna Bare

Hamaca Norte

Hamaca Sur

Arecuna Bare

33

23

A

B C

Sistema de fallas asociadas a la línea de bisagra De la Faja Petrolífera del Orinoco

Fallas tipo A

Fallas tipo B

Fallas tipo C

BC

A

N

A

B C


Fallas tipo A

Fallas tipo B

Fallas tipo C

BC

A

N

A

B C


Fallas tipo A

Fallas tipo B

Fallas tipo C

BC

A

N

Figura 1.10, Fallas principales del bloque Hamaca. Modificado por Audemard et all, 1985.

34

35

CAPITULO II

MARCO TEÓRICO

2.1 HETEROGENEIDAD DE LOS CUERPOS SEDIMENTARIOS.

Los cuerpos sedimentarios se pueden definir como; volúmenes de sedimentos compactados,

autóctonos del ambiente sedimentario que les dio origen. Las características o propiedades

físicas de las rocas depende de la energía, tipo de sedimento, tipo de flujo que le dio origen y

las dimensiones de espesor y área. También dependen del espacio de acomodación, aporte de

sedimento y de la eustacia (cambios del nivel del mar). Todos los procesos geológicos que

originan estos cuerpos son muy dinámicos e intermitentes en su causa y efecto. Los cuerpos

sedimentarios son heterogéneos, porque para que sean homogéneos, sus volúmenes deben de

presentarse como un cubo, geométricamente uniforme y el arreglo de los granos debe de ser

igual en cualquier zona dentro de este cubo. Todos los yacimientos son heterogéneos, porque

las propiedades que los definen tales como las estructuras geológicas secundarias y primarias,

arreglo de los granos y transmisibilidad, varían en función del espacio, por lo que no se

mantienen constantes en toda la roca almacén de la acumulación. Consentino, 2001.

36

2.2 CLASIFICACIÓN DE LA HETEROGENEIDAD EN LOS CUERPOS

SEDIMENTARIOS Y EN LOS YACIMIENTOS.

La heterogeneidad por sí sola, se puede ser vertical, en la distribución espacial de las

propiedades a evaluar con respecto a la profundidad, así como horizontal o en la distribución

espacial de la propiedad.

Los yacimientos según Consentino. (2001) se clasifican en razón a la escala de estudio, origen

genético y la influencia del flujo de fluido. En la figura 2.1, observamos siete tipos de

heterogeneidades que pueden ser de origen estratigráfico y estructural. Él concluye que el

recobro de las reservas recuperables en un yacimiento depende del tipo de heterogeneidad que

los caracteriza..

Figura 2.1, Tipos de heterogeneidades. Tomado de Consentino, 2001

37

2.3 ANÁLISIS ESTRATIGRÁFICO A PARTIR DE LA CORRELACIÓN DE POZOS

En la caracterización de yacimientos se conocen dos técnicas de correlación, la correlación

litoestratigráfica (Estratigrafía clásica) y la correlación por eventos evolutivos de secuencias

sedimentarias (Estratigrafía por secuencia).

La correlación litoestratigráfica (clásica), fue utilizada en campos tradicionalmente explotados,

porque inicialmente antes de los años 80 no se conocían los conceptos de estratigrafía por

secuencia y se realizaron las primeras caracterizaciones utilizando poca información de pozo,

distribuidos de forma muy espaciada dentro de información adquirida de sísmica 2D, que

abarcaban más de 400 km2. Después de los años 80, los conceptos de estratigrafía por

secuencia son utilizados en todos los estudios exploratorios realizados en Venezuela.

38

En la figura 2.2, se observan los modelos tipo en registros de secuencias encadenadas de

sedimentos, los límites de secuencias son colocados por norma en la base de sistemas de

canales y en el tope de las barras deltaicas.

Figura 2.2 Respuesta del Gamma Ray con respecto al tamaño del grano.

Tomado de Kendall, 2003.

El objeto de la correlación es identificar superficies de inundación regional y superficies de

máxima inundación, que permitan identificar secuencias de tercer o cuarto orden y a su vez

generar secciones estratigráficas que permitan analizar las continuidades laterales y verticales

de los cuerpos sedimentarios. En la figura 2.3 se observa las diferentes secciones

estratigráficas tipo, asociadas a las secuencias de transgresión, regresión y agradación. En la

figura 2.4, se muestra un ejemplo de una sección estratigráfica con datos reales, (tomado

SEPM).

39

Figura 2.3 Comportamiento de los sistemas encadenados de secuencia, en sección

estratigráfica y en registros litológicos de pozos. (Tomado web de SEPM).

40

2.4 MODELO DE SEDIMENTACIÓN

El modelo de sedimentación de las arenas se refiere a la forma y orientación en que estas

fueron depositadas originalmente en su ambiente sedimentario. El registro de Gamma Ray

identifica los elementos radioactivos, por ejemplo; las arcillas presentan alto contenido de

radioactividad y el cuarzo por si solo no presenta radioactividad, así la curva de GR oscila a lo

largo de su escala en la medida que identifica la radioactividad en las paredes del hoyo

perforado. Este comportamiento genera una electroforma que permite identificar la presencia

de arenas / arcillas, y a su vez podemos inferir que tipo de cuerpo sedimentario puede estar

presente. (Serra, 1995).

En la figura 2.5, se muestran algunos ejemplos de electrofacies, estas varían según el tipo de

cuerpo sedimentario y su ubicación dentro del ambiente sedimentario. También es afectado

por la energía del paleorío que desarrollo los depósitos sedimentarios, pero a continuación se

muestran ejemplos de electroformas que comúnmente se encuentra en los ambientes

sedimentarios detríticos:

41

Figura 2.5, Ejemplos de Electrofacies; A- Grano decreciente hacia arriba, tipico de Barras de

Meandros ó Canal de Meandros. B- Electrofacies típico de Barras Deltaica. Mutti et al, 1985

A B

42

En la figura 2.6, observamos una interpretación de un ambiente utilizando las electroformas.

Figura 2.6, Ejemplo de Interpretación de un mapa de distribución de facies, donde se muestra

el canal de la arena J1- Campo Freites. (tomado del CIED – PDVSA, 2000)

43

Una vez identificado el ambiente sedimentario a través de la descripción de núcleos, se ajusta

la interpretación con las tendencias del Mapa de arena neta, información de dirección de

sedimentación a partir de registros de imágenes y cotejo de atributos sísmicos de facies.

2.5 ATRIBUTOS SÍSMICOS

Los atributos basados en amplitudes sísmicas son medidas especificas de características

geométricas, cinemáticas, dinámicas y/o estadísticas derivadas de la data sísmica pre o post-

apilada, antes o después de la migración. Atributos como amplitud vs Offset, impedancia

acústica y atributos elásticos en general son utilizados en la caracterización de yacimientos,

particularmente en la estimación de propiedades y en la discriminación de litologías y

contenidos de fluidos. Una vez extraídos, los atributos pueden ayudar al intérprete a seguir

eventos débiles, delinear fallas y predecir las propiedades del mismo entre pozo y pozo

(Sheriff, et al, 1996). De una manera básica, se pueden clasificar en atributos de tiempo, de

amplitud, de frecuencia y de atenuación.

Generalmente, los atributos sísmicos son representados en tiempo más que en profundidad,

esto es debido a que la precisión en la ubicación de los reflectores es mayor, puesto que no se

emplean conversiones que pudieran arrastrar errores, lo cual implica mayor exactitud en los

resultados provenientes de la interpretación. (Quilen, 2006)

Los atributos más comunes son:

Calculo de RMS: Es una medida de la reflectividad dentro de una ventana

tiempo/profundidad.

44

Viene dada por la expresión:

donde, a: Valor instantáneo de amplitud y N: Numero de muestra

Permite identificar anomalías de amplitud características de las estratigráficas y diferenciar

entre tipos de estratificación. (ver figura 2.7) (Landmark, 2004). Tiende a enfatizar las

anomalías más que ningún otro atributo, ello se debe a que cada valor de amplitud es elevado

al cuadrado antes de realizar el promedio.

45

Figura 2.7. Esquema del comportamiento de las amplitudes como indicador de rasgos

estratigráficos. Land Mark, 2004

.

2.5.1 FRECUENCIA INSTANTÁNEA:

Las amplitudes de frecuencias son promediadas a lo largo de la traza. Consiste en la

superposición de reflexiones individuales permitiendo producir un modelo de frecuencia que

caracteriza a la reflección compuesta, su carácter cambia gradualmente así como la litología o

el espesor de la secuencia de estratos. En pocas palabras, es la derivada con respecto al tiempo

de la fase instantánea. Brinda información acerca de las características de los eventos, efectos

de absorción, fracturamiento y espesores depositacionales. Por ejemplo, los acuñamientos y

los bordes de interfases tienen un cambio de frecuencia instantáneo más rápido. Por su parte

cuando hay gas disminuye la frecuencia (Quilen, 2006)

46

2.5.2 COHERENCIA:

Coherencia, continuidad, semblanza y covarianza son de carácter similar: buscan convertir un

volumen de continuidad como lo son las reflexiones normales en un volumen de

discontinuidad, acentuando fallas y otros límites. Como estos atributos no requieren de la

entrada de horizontes interpretados se encuentran libres de la influencia del intérprete. Estos

atributos operan dentro de una ventana de tiempo y usan una variedad de aproximaciones

matemáticas similares a la correlación.

2.5.3 “RELATIVE IMPEDANCE”:

La impedancia acústica relativa es una suma continua de los valores de amplitud regular de

una muestra. Se calcula mediante la integración de la traza sísmica, pasando el resultado a

través de un filtro de paso alto de Butterworth, con una rígida de corte en (10 * La tasa de

muestreo) Hz. Este atributo muestra el contraste acústico aparente, indica los límites de la

secuencia, las superficies de inconformidad y las discontinuidades. También puede indicar la

porosidad o el contenido líquido en el depósito.

2.6 DISTRIBUCIÓN DE LA FÍSICA DE ROCA EN RAZÓN A LOS CUERPOS

SEDIMENTARIOS.

Los cuerpos sedimentarios presentan una distribución de física de roca que los caracteriza tal

como se muestra en la figura 2.8. Por esta razón las distribuciones de física de roca, tanto en

mapas como en modelos geoleculares 3D, se deben cuidar el cotejo de la petrofísica con la

interpretación sedimentológica.

47

Figura 2.8, Valores de porosidades esperadas en los cuerpos sedimentarios de los diferentes

ambientes. Modificado de la memoria 86 de la AAPG.

Porosidades altas

Porosidades altas

Porosidades Moderadas


Porosidades altas

Porosidades altas



48

2.7 MODELO GEOESTADISTICO

La Geoestadística se define como la aplicación de la Teoría de Funciones Aleatorias al

reconocimiento y estimación de fenómenos naturales (Journel y Huijbregts, 1978), o

simplemente, el estudio de las variables numéricas distribuidas en el espacio (Chauvet, 1994),

siendo una herramienta útil en el estudio de estas variables (Zhang, 1992). Su punto de partida

es asumir una intuición topo-probabilista (Matheron, 1970). En la representación de la

heterogeneidad de un yacimiento, es construido a partir de la interpretación e integración de la

información generada en los modelos sedimentológicos, petrofisicos, estructurales y de

Distribución de Fluidos, permitiendo una mejor estimación de las reservas y análisis de riesgos

en zonas sin información de pozos.

Las técnicas de distribución de Facies e información de física de roca varían según el tipo,

cantidad, calidad y ubicación de los datos a distribuir.

Las distribuciones de Facies y Física de Roca, son las más comunes y fácil de generar, pero no

son los únicos productos que puede generar un geoestadista, ya que es posible analizar y

generar un modelos geoestadistico de cualquier dato que tenga una ubicación en el espacio.

Tal como generar escenarios de distribución de tenor en yacimientos metálicos, distribuciones

más probables de tendencias urbanas o climatologicas, etc.

Cuando el objetivo es hacer predicción, la geoestadística opera básicamente en dos etapas:

La primera es el análisis estructural, en la cual se describe la correlación promedio entre dos

puntos en el espacio.

En la segunda fase, se hace la predicción en puntos de la región no muestreados por medio de

la técnica kriging. Este es un proceso que calcula un promedio ponderado de las observaciones

muestrales. Los pesos asignados a los valores muestrales son apropiadamente determinados

49

por la estructura espacial de correlación establecida en la primera etapa y por la configuración

de muestreo (Petitgas, 1996).

Cuando se miden simultáneamente varias variables en cada sitio de muestreo y se hace

predicción de una de ellas con base en información de las otras, se denota a esta técnica de

predicción COKRIGING.

Como la forma en que se presenta la información es muy diversa (Journel y Huijbregts, 1978),

la geoestadística se construye asumiendo condiciones de estacionaridad. Por lo que es

necesario aceptar el cumplimiento de ciertas hipótesis sobre el carácter de la función aleatoria

o procesos estocásticos estudiados, llamadas Hipótesis de la Geoestadística. Estas son según

Journel y Huijbregts (1978) y David (1977): la Estacionaridad Estricta, La Estacionaridad de

Segundo Orden, La Hipótesis Intrínseca y los Procesos Cuasiestacionarios.

2.7.1- CORRELACIÓN ESPACIAL, MUESTRAL Y AJUSTE DE MODELOS

La primera etapa en el desarrollo de un análisis geoestadístico es la determinación de la

dependencia espacial entre los datos medidos de una variable. Esta fase es también conocida

como análisis estructural. Para llevarla a cabo, con base en la información muestral, se usan

tres funciones: el semivariograma, el covariograma y el correlograma. A continuación se hace

una revisión de los conceptos asociados a cada una de ellas y se describen sus bondades

y limitaciones.

2.7.2 CONSTRUCCIÓN DE GRÁFICOS ESTADÍSTICOS

Estos gráficos permiten ilustrar y entender las distribuciones de los datos, identificar datos

errados, valores extremos, los mismos incluyen:

Mapa base, sección cruzada y vista en perspectiva: Son usados para visualizar la relación

espacial en 2 y 3 dimensiones, permiten encontrar errores en la información.

50

2.7.3 HISTOGRAMAS

Son usados para ver las características descriptivas de la distribución. Es un gráfico de barras

donde en las abscisas aparecen los límites de las clases y en las ordenadas las frecuencias

correspondientes a cada clase.

Frecuencia acumulativa: Usado para identificar el tipo de distribución muestral y ayuda a

determinar si están presentes poblaciones mixtas. Es un gráfico de límite de clase contra

frecuencia acumulada. En el caso de gráficos estadísticos es útil usar los gráficos de frecuencia

absoluta, relativa, acumulativa y el diagrama de dispersión, como se presenta en muchos

sistemas. Todos estos elementos permiten decidir sobre las condiciones de estacionaridad

vistas anteriormente. Muchos autores sólo toman como elementos fundamentales de

estadística básica que: la media y la mediana tome valores próximos; el coeficiente de

variación sea inferior a 1; la distribución de los datos esté próxima a la curva normal y no

existan valores extremos que afecten el desarrollo del análisis estructural.

51

2.7.4 ANÁLISIS ESTRUCTURAL

El análisis estructural o estudio variográfico según (Armstrong y Carignan, 1997) está

compuesto por:

El cálculo del semivariograma experimental, el cálculo del semivariograma experimental es la

herramienta geoestadística más importante en la determinación de las características de

variabilidad y correlación espacial del fenómeno estudiado (Chica, 1987), es decir, tener

conocimiento de cómo la variable cambia de una localización a otra (Lamorey y Jacobsom,

1995; Issaks & Co.,1999), representando el útil más importante de que dispone el

geoestadístico para el análisis del fenómeno mineralizado o de la variable de distribución

espacial en estudio (Sahin et al.,1998; Genton, 1998a). Este análisis tiene como

condicionantes: la distribución estadística, la existencia de valores aberrantes o anómalos, la

presencia de zonas homogéneas o posibles zonaciones en la distribución de las leyes.

Puede ser calculado inicialmente el semivariograma medio, global u “omnidireccional”,

proporcionando una idea inicial de la variabilidad espacial de los datos, siendo el más idóneo

para representar u obtener una estructura clara y definida. Posteriormente deben ser calculados

los semivariogramas en diferentes direcciones, puede ser calculado en 4 direcciones separadas

45º con tolerancia angular de 22.5º, comenzando por 0º (figura 1a) hasta encontrar la dirección

de máxima o mínima variabilidad (figura 1b), pueden ser calculados también, más

específicamente, en 8 direcciones separadas por 22.5º. Una forma rápida y práctica de

visualizar la existencia de anisotropía es mediante el cálculo del “Mapa de Variogramas”

(Frykman y Rogon, 1993; Homand-Etienne et al., 1995; Isaaks & Co., 1999), el cual además

permitirá obtener la dirección inicial aproximada para el cálculo de los semivariogramas

direccionales, permitiendo un análisis adecuado de anisotropía. Posteriormente, dependiendo

de la continuidad espacial, es suficiente sólo calcular dos semivariogramas separados 90º.

Ahora, el semivariograma experimental obtenido no es utilizado en el proceso de estimación,

debe ser ajustado a éste uno a varios modelos teóricos, obteniéndose un modelo o función

52

analítica que caracteriza la continuidad espacial de la variable estudiada. Los modelos de

variograma teórico utilizado en el proceso de estimación o simulación deben satisfacer ciertas

condiciones, es decir tienen que ser “definido positivo” o de “tipo positivo” (Deutsch, 1994;

Myers, 1992; Cressie y Grondona, 1992) de lo contrario puede existir el riesgo de encontrar

varianzas negativas que no tienen sentido (Armstrong y Carignan, 1997).

2.7.5 SEMIVARIOGRAMA EXPERIMENTAL

El variograma se define como la media aritmética de todos los cuadrados de las diferencias

entre pares de valores experimentales separados una distancia h (Journel y Huijbregts, 1978),

o lo que es lo mismo, la varianza de los incrementos de la variable regionalizada en las

localizaciones separadas una distancia h.

Var {Z(x+h)-Z(x)} = 2(h)

La función (h) se denomina semivariograma, la cual puede ser obtenida por la expresión.

)(

1

2)()()(2

1)(

hNp

iii hxZxZ

hNph

Donde: Np(h) es el número de pares a la distancia h.

h es el incremento.

Z(xi) son los valores experimentales.

xi localizaciones donde son medidos los valores z(xi).

53

2.7.6 MODELADO DE SEMIVARIOGRAMAS

El modelado de semivariogramas incluye dos etapas fundamentales (Xie y Myers, 1995a), una

vez construido el semivariograma experimental o empírico es necesario ajustar a este un

modelo teórico, con el objetivo de determinar los parámetros descriptivos del semivariograma

que posteriormente serán usados en la estimación (ASCE Task, 1990; Journel y Huijbregts,

1978; David, 1977; Lamorey y Jacobsom, 1995; Pannatier, 1993; Arik, 1990; Dubrule, 1994).

Parámetros del semivariograma: Los parámetros del semivariograma caracterizan tres

elementos importantes en la variabilidad de un atributo que son: la discontinuidad en el origen

(existencia de efecto de pepita), el valor máximo de variabilidad (meseta), y el área de

influencia de la correlación (alcance).

2.7.6.1 EFECTO PEPITA

Se denota por C0 y representa una discontinuidad puntual del semivariograma en el origen.

Puede ser debido a errores de medición en la variable o a la escala de la misma. En algunas

ocasiones puede ser indicativo de que parte de la estructura espacial se concentra a distancias

inferiores a las observadas.

2.7.6.2 – MESETA

Es la cota superior del semivariograma. También puede definirse como el límite del

semivariograma cuando la distancia h tiende a infinito. La meseta puede ser o no finita. Los

semivariogramas que tienen meseta finita cumplen con la hipótesis de estacionariedad fuerte;

mientras que cuando ocurre lo contrario, el semivariograma define un fenómeno natural que

cumple sólo con la hipótesis intrínseca. La meseta se denota por C1 o por (C0 +C1) cuando la

pepita es diferente de cero.

54

2.7.6.3 EL ALCANCE (RANGE)

La distancia h para la cual las variables Z(x) y Z(x+h) son independientes, se denomina

alcance y se representa por (a), es decir, las distancias para la cual los valores de la variable

dejan de estar correlacionados, o lo que es lo mismo, la distancia para la cual el

semivariograma alcanza su meseta. El alcance siempre tiene valor positivo y puede ser

obtenido a partir de la intersección de las líneas descritas en los puntos anteriores, ese punto

leído en la abscisa es una fracción del propio alcance, fracción que se detallara posteriormente

en la explicación de los modelos teóricos.

2.7.6.4 MODELO LINEAL

Se dice que una variable y es linealmente dependiente (o es una función lineal) de las variables

x1, x2,… si y puede expresarse mediante la fórmula y = b0 + b1x1 + b2x2 +… donde los

términos b son números constantes.

Una función se considera lineal o no según el contexto en el que se aplique.

Ejemplo: Una emisión E se expresa normalmente como el producto de un factor de emisión F

y un nivel de actividad A. En los casos en que F es una constante fija y E varía solamente

cuando varía A, E es linealmente dependiente de A. En cambio, cuando tanto F como A se

consideran variables (como cuando se aplica la ecuación de propagación del error para estimar

la varianza de E como función de las varianzas y covarianza de A y F), E no es una función

lineal de F y A.

2.7.6.5 MODELO NO LINEAL

Un modelo es no lineal cuando la relación entre sus valores iniciales y sus valores finales no

es lineal (véase Modelo lineal).

55

2.7.7 TIPOS DE VARIOGRAMAS

2.7.7.1 MODELO ESFÉRICO

Tiene un crecimiento rápido cerca al origen, pero los incrementos marginales van decreciendo

para distancias grandes, hasta que para distancias superiores al rango los incrementos son

nulos. Tal como se muestra en la figura 2.9.

Fig 2.9 – Variograma Esférico

para valores de h < a

para valores de h >= a

En donde "a" es el alcance, que es la distancia "h" en donde el variograma alcanza la meseta

56

2.7.7.2- MODELO EXPONENCIAL

Este modelo se aplica cuando la dependencia espacial tiene un crecimiento exponencial

respecto a la distancia entre las observaciones. El valor del rango es igual a la distancia para la

cual el semivariograma toma un valor igual al 95% de la meseta. Tal como se muestra en la

figura 2.10.

Fig 2.10 – Variograma Exponencial

En donde "a" es el alcance que equivale en este modelo a un tercio de la distancia que se

alcanza a la meseta.

2.7.7.3 CÁLCULOS ESTADÍSTICOS O ESTADÍSTICA DESCRIPTIVA

Permiten determinar si la distribución de los datos es normal, lognormal, o si no se ajustan a

una distribución estadística, lo cual implica tener conocimiento de:

57

Número de casos: Es el número de valores muestreados del fenómeno en estudio,

representados por n y los datos por xi, i = 1, . . . , n, que llamamos distribución.

Rango de la distribución: Es la diferencia entre el valor máximo y el mínimo.

2.7.8 MEDIDAS DE POSICIÓN

2.7.8.1 PERCENTILES

Son 99 valores que dividen en cien partes iguales el conjunto de datos ordenados.

Ejemplo, el percentil de orden 15 deja por debajo al 15% de las observaciones, y por

encima queda el 85%

2.7.8.2 CUARTILES

Son los tres valores que dividen al conjunto de datos ordenados en cuatro partes

iguales, son un caso particular de los percentiles:

a. El primer cuartil Q 1 es el menor valor que es mayor que una cuarta parte de los datos.

b. El segundo cuartil Q 2 (la mediana), es el menor valor que es mayor que la mitad de

los datos.

c. El tercer cuartil Q 3 es el menor valor que es mayor que tres cuartas partes de los datos.

2.7.8.3 – DECILES

Son los nueve valores que dividen al conjunto de datos ordenados en diez partes

iguales, son también un caso particular de los percentiles.

58

2.7.9- MEDIDAS DE TENDENCIA CENTRAL

2.7.9.1- MEDIA ARITMÉTICA

También llamada promedio o simplemente media de un conjunto finito de números es igual a

la suma de todos sus valores dividida entre el número de sumandos. Cuando el conjunto es una

muestra aleatoria recibe el nombre de media muestral siendo uno de los principales

estadísticos muestrales.

Es la medida de posición central más utilizada, la más conocida y la más sencilla de calcular,

debido principalmente a que sus ecuaciones se prestan para el manejo algebraico, lo cual la

hace de gran utilidad. Su principal desventaja radica en su sensibilidad al cambio de uno de

sus valores o a los valores extremos demasiado grandes o pequeños. La media se define como

la suma de todos los valores observados, dividido por el número total de observaciones.

x = ( x1) / n

donde: x = Media Aritmetica

N = número total de observaciones

2.7.9.2- MEDIANA

Con esta medida podemos identificar el valor que se encuentra en el centro de los datos, es

decir, nos permite conocer el valor que se encuentra exactamente en la mitad del conjunto de

datos después que las observaciones se han ubicado en serie ordenada. Esta medida nos indica

que la mitad de los datos se encuentran por debajo de este valor y la otra mitad por encima del

mismo.

Si ordenamos los datos en orden ascendente podemos calcular la mediana como:

Me= │(n+1) / 2│ (Si n es impar)

Me = (x | n/2| + x | 1 + ( n /2 )| ) dividido 2

59

2.7.9.3 MODA

La medida modal nos indica el valor que más veces se repite dentro de los datos; es decir, si

tenemos la serie ordenada (2, 2, 5 y 7), el valor que más veces se repite es el número 2 quien

sería la moda de los datos. Es posible que en algunas ocasiones se presente dos valores con la

mayor frecuencia, lo cual se denomina Bimodal o en otros casos más de dos valores, lo que se

conoce como multimodal

2.7.10- MEDIDAS DE DISPERSIÓN

2.7.10.1 VARIANZA

Describe la variabilidad de la distribución. Se define como el promedio del cuadrado de las

desviaciones de las observaciones con respecto a su media. Es la medida de la desviación o

dispersión de la distribución y se calcula por:

s2 = Σ (xi – X)2 / (n - 1)

La razón principal por la que se aboga por la división entre n-1 en la estimación de la varianza,

es porque proporciona un mejor estimado; si dividimos por n-1 nos referimos a la varianza

muestral S2 como un estimador insesgado de la varianza poblacional S2. Esto significa que si

un experimento fuera repetido muchas veces se podría esperar que el promedio de los valores

así obtenidos para S2 igualara a S2. Por otra parte si dividimos entre n los valores obtenidos

para S2 serían como promedio demasiado pequeño.

60

2.7.10.2 DESVIACIÓN ESTÁNDAR

Describe la tendencia o dispersión de la distribución. Es la medida de desviación alrededor de

la media. Se calcula por:

s = s2

2.7.10.3- SESGO

El sesgo de un estimador es la diferencia que hay entre su valor esperado (su media) y el valor

del parámetro poblacional. El sesgo puede ser producto del muestreo o de la medición de los

individuos.

Sesgo= m3/ S3

61

2.7.10.4- CURTOSIS

El coeficiente de curtosis mide cuan 'puntiaguda' es una distribución respecto de un estándar.

Este estándar es una forma acampanada denominada 'normal', y corresponde a una curva de

gran importancia en estadística.

La distribución normal tiene curtosis igual a tres, y es llamada mesocúrtica. A las

distribuciones más agudas, con colas relativamente anchas, se les llama leptocúrticas, tienen

valores de curtosis mayores que tres, y las distribuciones más bien achatadas en el centro se

llaman platicúrticas, tienen valores menores que tres, en ocasiones se acostumbra a definir la

curtosis como a 4 - 3.

2.7.10.5- COEFICIENTE DE ASIMETRÍA

Describe la simetría de la distribución relativa a la distribución normal. Se calcula por:

3

1

33

1SXX

n

n

imi

En la distribución normal la asimetría tiene valor cero, un valor negativo indica una cola a la

izquierda y un valor positivo indica una cola a la derecha.

2.7.10.6- ERROR ESTÁNDAR

Describe el grado de conocimiento de los datos y se puede calcular por:

= n/2

62

La distribución normal tiene un valor de error estándar menor que 1.25 y la distribución

lognormal o una distribución con tendencia positiva, tiene valores de error estándar mayores

que 1.25.

2.7.10.7- COEFICIENTE DE VARIACIÓN

Es una medida de la variación relativa de los datos y puede ser calculado por:

y en porcentaje como: 100 CV = 100 (S/Xm) %

Proporciona una comparación entre la variación de grandes valores y la variación de pequeños

valores. Las técnicas de Geoestadística Lineal que predomina en el campo de las geociencias

producen los mejores resultados cuando el coeficiente de variación es menor que uno, CV 1.

Para CV 1 se recomiendan técnicas de Geoestadística no Lineal.

2.7.10.8- FRECUENCIA

Es una medida que se utiliza generalmente para indicar el número de repeticiones de cualquier

fenómeno o suceso periódico en la unidad de tiempo. Para calcular la frecuencia de un evento,

se contabilizan un número de ocurrencias de este teniendo en cuenta un intervalo temporal,

luego estas repeticiones se dividen por el tiempo transcurrido.

63

2.7.10.9- DISTRIBUCIÓN NORMAL

Se llama distribución normal, distribución de Gauss o distribución gaussiana, a una de las

distribuciones de probabilidad de variable continua que con más frecuencia aparece en

fenómenos reales.

En la figura 2.11, se muestra una distribución normal, se utiliza como histograma ideal con el

que comparar los histogramas de nuestros datos.

Fig 2.11- Campana de Gauss

En donde µ= Media

σ = desviación típica

2.7.10.10- PRUEBA CHI-CUADRADO

Permite determinar si la distribución es normal, lognormal o alguna otra distribución

probabilística, es su lugar puede ser usada la prueba "Kolmogorov Smirnov" como se refleja

por muchos autores es más robusta.

64

2.7.10.11- PRUEBA T-STUDENT

Permite determinar si en una distribución bimodal las medias de las poblaciones son

estadísticamente diferentes. En la figura 2.12 se muestra la distribución t – student.

Fig. 2.12- Distribución de Student

65

2.7.11 GEOESTADÍSTICA EN MODELOS ESTÁTICOS 3D

Una metodología universal de elaboración de modelos estáticos en 3D, fue publicada por la

EGP, la cual se muestra en la figura 2.13.

Figura 2.13. Metodología de trabajo de la EGP, 2002

66

En la figura 2.14, se muestra las principales técnicas de modelado de propiedades, la técnica se

define en razón a la cantidad, calidad y distribución de los datos a analizar.

Figura 2.14. Principales técnicas de distribución de propiedades.

FaciesY

DeterministicoDeterministico

EstocasticoEstocasticoBasado en pixelesBasado en pixeles

Basado en ObjetoBasado en Objeto

Interactivo,Interactivo, ExtraccionExtraccion de volumende volumen sismicosismico

Facies difusos oFacies difusos o transiciontransicionde facies SIS, TGSIM,de facies SIS, TGSIM, KrigingKriging, SIS, SIS

Facies con formasFacies con formasdefinidas objeto, fluvialdefinidas objeto, fluvial

Petrofisica

FaciesY







Petrofisica

FaciesY







Petrofisica

CAPITULO III

METODOLOGIA

El objetivo de esta investigación es identificar prospectos en una zona con poca población de

datos. Se dispone de información de un total de 20 pozos, 94 km2 de información sísmica 3D

interpretaciones de muestras de núcleos, y trabajos previos de caracterización de los

yacimientos de los campos Arecuna y Bare, por lo que es valioso determinar si existen o no

nuevos prospectos en las zonas intercampo.

3.1 MODELO ESTRUCTURAL.

3.1.1 ANÁLISIS DEL ÁREA PREVIO A LA INTERPRETACIÓN SÍSMICA.

Antes de iniciar la interpretación sísmica del horizonte, se realizó la correlación de marcadores

regionales y el análisis de tres secciones estratigráficas. Esto permitió identificar las unidades

sedimentarias a cartografiar. Se listaron los pozos verticales que no tenían fallas. y que

atraviesan al menos 50 pies en el basamento meteorizado. Además se seleccionaran aquellos

pozos con registros sónicos, densidad, caliper y Checkshots ó tiros de verificación.

El contraste de valores de amplitudes entre el basamento y las formaciones estratigráficas es

un rasgo sismoestratigráfico importante, porque nos permite identificar la continuidad del

69

Basamento que conforma la cuenca donde descansa las unidades sedimentarias. En este caso

se tiene un reflector continuo de amplitud positiva, tal como se muestra en la figura 3.1

Figura 3.1, Sección sísmica que destaca el reflector que corresponde al Basamento.

Se cargó y analizó la curva correspondiente al tiro de verificación en la estación de trabajo.

Luego se visualizó cuántos reflectores se encontraban en el intervalo de interés, y se generó un

sismograma con la tabla t/z cargada. Este sismograma nos permite realizar la correlación

sísmica – pozo. No necesariamente los reflectores guías coinciden con los marcadores

regionales, porque depende de la calidad, resolución del cubo sísmico y ubicación dentro de

las secuencias encadenadas de sedimentos (Benjamin, 1987). Por ejemplo, para un marcador

BASAMENTOBASAMENTO

DISTORSIONDISTORSIONPOR PRESENCIAPOR PRESENCIADE ROCA SDE ROCA SÓÓLIDALIDA

FOR

MA

CIO

NES

FOR

MAC

ION

ES

BASAMENTOBASAMENTO

DISTORSIONDISTORSIONPOR PRESENCIAPOR PRESENCIADE ROCA SDE ROCA SÓÓLIDALIDA

FOR

MA

CIO

NES

FOR

MAC

ION

ES

70

regional identificado por el registro, perteneciente a una secuencia marina que yace sobre una

formación de areniscas con grandes espesores, es seguro que su correspondiente reflector

puede identificarse claramente a lo largo de todo el área de interés. Sin embargo, en el caso de

una superficie de inundación con espesor promedio entre 4 y 5 pies que se encuentra dentro de

un sistema de cuerpos sedimentarios de alta energía, la presencia de los fluidos o tipo de

cuerpo puede disfrazar la continuidad de ese reflector, y complicar la interpretación

(Benjamin, 1987) . Una vez cargado el registro T/Z, se extrajeron varias secciones sísmicas en

diferentes rumbos para ver la continuidad de los reflectores candidatos a interpretar y se

identifica los reflectores correspondientes a los marcadores estructurales establecidos en la

correlación estratigráfica de pozos. En la figura 3.2, se presenta un ejemplo del primer control

de calidad del T/Z cargado.

En esta figura, en la imagen A, se muestra cargado el CheckShot del pozo MFA050, en el que

se observa una buena correspondencia entre los datos de profundidad vs tiempo. En la imagen

B, tenemos en rojo y azul, un TZ sintético obtenido en los de estudios del campo Bare, (2004

y 2009), lo que indica confiabilidad en el dato; sin embargo, no se utilizaron los T/Z sintéticos

porque es mejor utilizar los datos del tiro de verificación que un T/Z sintético.

71

Figura 3.2. A. Tabla T/Z del pozo MFA050, B. Comparación de las tablas T/Z sintéticas de

estudios previos con la tabla T/Z original.

Se generó un cubo de coherencia, con el objeto de visualizar trazas de fallas, laderas de valles

incisos y canales, Una vez generado, se realizaran cortes para cada tiempo correspondiente a

las superficies de inundación: FS70, FS80, FS90 y Fs100 del estudio, se identificaron las

A

B

A

B

72

fallas principales y algunos rasgos estratigráficos tal como se observa en la figura 3.3. Se

visualiza en estos cortes en tiempo, los pozos que se van a utilizar para calibrar, descartando

los encontrados en los límites de la adquisición sísmica, ya que en la zona lindante a los

bordes de las zonas de adquisición los datos son dispersos y erráticos, En un levantamiento de

sismica 3D, su calidad y resolución depende del arreglo de los geófonos, en el centro las

señales recibidas en los geófonos son abundantes (el “folding” es alto), y por tanto, fáciles de

trabajar, pero las últimas líneas de geófonos ubicadas en los extremos, no están con la misma

cantidad de geofonos, por lo que el “folding” es bajo, lo que hace la señal sensible al ruido.

Figura 3.3 Corte en tiempo a nivel del FS90. Se observan rasgos estratigraficos y estructurales.

Se generó un sismograma sintético y un t/z sintético en los pozos que tienen registros sónicos;

luego se revisa en una sección extraída del cubo sísmico la ubicación de los reflectores guías y

marcadores calibrados, para constatar la calidad de la calibración del pozo, tal como se

Sistemas de posiblescanales

Fallas

Posibles laderas

Posibles laderas

Sistemas de posiblescanales

Fallas

Posibles laderas

Posibles laderas

73

muestra en la figura 3.4. El reflector del basamento nos da certeza de ese buen amarre al

calibrar, para esta etapa se revisa si hay zonas de derrumbes en el pozo a calibrar, utilizando el

registro de caliper y el registro de GR, y empleando la tabla T/Z se genera un sismograma

sintetico que nos permite ubicar los marcadores estratigráficos del pozo en el cubo sísmico.

Figura 3.4. Sección sísmica extraída del cubo de amplitud con el pozo MFA050, se observa

cómo coincide el reflector de basamento con su marcador LATERITAS.

74

El horizonte FS90, se interpretó en secciones sísmicas extraídas de rumbo Norte – Sur, Este –

Oeste y en varias direcciones aleatorias, partiendo del reflector correspondiente al marcador

FS90, ubicado en el pozo MFA050, tal como lo muestra la figura 3.5.

Figura 3.5, Arreglo se secciones sísmicas interpretadas en la zona de estudio. El arreglo de

secciones cubre uniformemente el área y están espaciadas entre 4 a 10 ms.

75

Una vez interpretado, se utiliza la información de las líneas interpretadas para generar el mapa

en tiempo del nivel FS90, tal como se ejemplifica en la figura 3.6

Figura 3.6, Resultado de la interpolación de la interpretación del horizonte Fs90

A través de los crosslines e inlines relacionados inicialmente, se generan varias

interpolaciones y se revisa las zonas con posibles anomalías de colores que puedan sugerir

errores en la interpretación. Las anomalías son aquellas zonas que presentan valores fuera del

rango esperado; cada valor se identifica por un color. En el caso de estudio es de esperar en

76

una estructura homoclinal, una degradación suave de los contornos, es decir a un mismo nivel

estructural no debiera encontrarse tonalidades diferentes. Si esto ocurre es posible que la

interpretación en esa zona abarcó no sólo el FS90, sino que se incluyó parte del FS100 ó FS70,

creando un alto o bajo aparente. Por esta razón las depresiones, altos y cierres estructurales

son confirmados con la visualización de secciones sísmicas en una ventana que contenga el

rasgo estructural, tal como se muestra en la figura 3.7

En la medida en que se interpreta el horizonte, se interpretan también las fallas principales

visualizadas con el cubo de coherencia y las que puedan presentarse durante el barrido del

inline ó crossline. Una vez terminado este proceso, se extraen secciones sísmicas con

diferentes rumbos para tratar de ubicarse perpendicularmente a las fallas ubicadas con rumbos

diferentes a las líneas interpretadas.

Para la generación del modelo de velocidades, se procedió a diferenciar el tipo de datos o

registros con los que se contaba y la ubicación o distancia relativa entre ellos.

Cuando observamos el área de estudio, notamos que es una zona que tiene muy pocos pozos

con registros sónicos. Al descartar los encontrados en zonas erráticas del cubo, los que no

penetran basamento y los ubicados en las trazas de fallas, sólo nos quedan tres pozos:

MFA050, MFA006 y MFB596. Se generó el modelo de velocidades utilizando la información

de topes estructurales de los pozos que tienen GR y el valor en tiempo correspondiente a ese

tope; en las zonas sin datos de pozos, esto nos permite tener más información para aumentar el

ajuste sísmica - pozo. En el esquema de la figua 3.8, se muestra el procedimiento seguido

utilizando la herramienta de ZMAP de OpenWork, para generar el modelo de velocidad y los

mapas estructurales. También se utilizó DEPHTEM de Openwork para comparar resultados.

77

Figura 3.7, El mapa es revisado con varias secciones sísmicas.

a

a`

a` a

Falla

Alto confirmado

a

a`

a` a

Falla

Alto confirmado

a

a`

a` a

Falla

Alto confirmado

78

Figura 3.8, Esquema seguido para la conversión de tiempo a profundidad en Zmap

En el mapa estructural se revisaron tanto los valores del tope estructural con las tendencias,

con los altos y bajos estructurales. Luego este mapa fue suavizado sin deformar u omitir

alguna información. Se decidió generar un traslado de superficie para la construcción de los

demás horizontes, el traslado de horizonte se basa en el principio de superposición de estratos

(Cuba, 2010), debido a que los reflectores están separados entre sí por sólo 5 ms. Comparten

fallas casi verticales y están en un homoclinal de 1 grado y aseguran la continuidad de los

rasgos estructurales a lo largo del intervalo de interés. En el esquema mostrado en la figura

3.9, se presenta la metodología seguida utilizando en ZMAP..

Etapa 1: Trasferencia de los Datos

Etapa 2: Calculo de espesor total

OpenWorkGRD (Mapa en Tiempo)Poitn (Topes estructurales)Poligonos (Fallas)

Mapa en tiempo

Tope del intervalo de interes

Base del intervalo de interesEspesor por pozo (pies)

Etapa 3: Proyección de Datos

Pozos (en Profundidad)

Mapa en tiempo


Valor en tiempoEtapa 4: Conversión

V = d * t

Etapa 5: GeneraciónGRD Velocidad

GRD - Velocidad

Etapa 6: Generaciónde GRD en Profundidad

v / t = d + Tendencia




Mapa en tiempo





Mapa en tiempo



V = d * t


GRD - Velocidad







Mapa en tiempoMapa en tiempo





Mapa en tiempoMapa en tiempo



V = d * t


GRD - Velocidad



79

Figura 3.9, Esquema del “traslado de superficies” en Zmap.

Se realizó un control de calidad de los horizontes y fallas, utilizando Openvision (LandMark),

para visualizar la correspondencia de los topes estructurales con su superficie en tres

dimensiones y PETREL (Slumberger), para construir el modelo estructural en tres

dimensiones, que permite verificar las fallas y compartimientos estructurales.



OpenWorkGRD (Mapa en profundidad)Poitn (Topes estructurales)Poligonos (Fallas)

GRD espesor



Etapa 3: GeneraciónDe la GRD Espesor

Mapa en profundidad

Etapa 4: Transferencia de Estructura

Etapa 5: Control de CalidadEtapa 6: Acabado Final

+

-2500-2500-2500-2500



OpenWorkGRD (Mapa en profundidad)Poitn (Topes estructurales)Poligonos (Fallas)

GRD espesor



Etapa 3: GeneraciónDe la GRD Espesor

Mapa en profundidad

Etapa 4: Transferencia de Estructura

Etapa 5: Control de CalidadEtapa 6: Acabado Final

+

-2500-2500-2500-2500

80

3.2 MODELO SEDIMENTOLÓGICO - ESTRATIGRAFÍA

3.2.1 CONSTRUCCIÓN DEL MAPA ÍNDICE DE SECCIONES

La correlación estratigráfica abarca un área mayor a la de la zona de estudio para contar con

un análisis semiregional de los ambientes sedimentarios característicos de los campos Arecuna

y Bare, partiendo de un inventario de pozos verticales sin fallas con toda la información de

registros litológicos. En la figura 3.10, se muestra el mapa índice de secciones, el cual se

diseñó teniendo cuidado de no generar zigzag en el trazado de las líneas.

Se utilizó el registro gama ray para identificar las formaciones presentes en la columna

estratigráfica, debido a que la línea base de arcilla y arena son diferentes para cada formación.

Así se utilizaron el GR spectral y las curvas de tipo de arcillas con minerales pesados,

encontradas en los modelos petrofísicos de los campos. El registro Gama Ray Espectral

registra la cantidad de los elementos de Torio y Potasio; en el grupo Temblador presenta altos

contenidos de Torio y la Formación Merecure tiene ausencia de Torio, característica que

permiten identificar la discordancia entre el Grupo Temblador y Merecure. Por otro lado, el

incremento de la presencia de minerales pesados sugiere la cercanía del basamento y la

relación de la proporción de la arena con respecto a las arcillas, y ya que en el intervalo de

cada formación es diferente.

81

La sección DD` ver figura 3.11 y 4.1 del capítulo IV, es considerada como la sección tipo por

estar ubicada en la zona central del área de estudio. Se realizó una correlación por secuencias

de tercer y cuarto orden, identificando superficies de inundación tanto locales como

regionales. Una vez establecidas las unidades sedimentarias e interpretado su extensión lateral

con respecto al tipo de cuerpo sedimentario, se establecen los tipos de secuencias presentes, y

se correlacionan las demás secciones EW. Las secciones NS se generaron a partir de los pozos

ya correlacionados.

Figura 3.10, Mapa índice de secciones estratigráficas

82

Figura 3.11. Ubicación de la sección D – D´

y del área de estudio en los campos Arecuna y Bare

La correlación está basada en los principios de estratigrafía por secuencias propuestos e

implementados por la Exxón. (Myers, 2001). La Formación Temblador es discordante con la

formación Oficina: en referencia a cada sección se identifica la discordancia, las FS y los

cambios formacionales.

En la figura 3.12, se muestra un ejemplo de una propuesta de ambiente sedimentario, generado

a partir de electroformas observadas en los registros GR y Rt. La resistividad se toma en

cuenta para poder visualizar algún limite estratigráfico que pueda sugerir una unidad

hidráulica, es decir, si observamos dos pozos con un comportamiento de electroforma similar,

ubicados a un nivel estructural en común pero con respuestas de Rt diferente, entonces existe

un limite estratigráfico o limite estructural que separa los fluidos. (Martinez, 1998).

83

Figura 3.12. Mapa de Ambiente de la unidad FS100

Se generaron mapas de arena neta que se utilizaron para identificar la zona axial de los

paleoríos; estas isolíneas forman parte del modelo conceptual de ambiente, asegurándose una

buena correspondencia entre el mapa de arena neta con el modelo conceptual de ambiente, a la

cual pertenece.

Se generó en la herramienta de Shlumberger PETREL, un cubo de Impedancia Acústica a

partir del cubo de amplitudes y se generan los horizontes a utilizar para el análisis

sedimentario, como se explica a continuación:

3.2.2 GENERACIÓN DE LOS HORIZONTES SÍSMICO PARA EL ANÁLISIS

SEDIMENTARIO:

En la figura 3.13, se muestran la sección de los regitros de GR de todos los pozos con las

superficies de inundación correspondientes al intervalo de interés. Los horizontes estructurales

84

son utilizados como referencia para generar un horizonte que pase entre las FS, cercano al

marcador de la unidad hidráulica; la flecha indica la ubicación aproximada del horizonte

extraído del cubo de impedancia. Cada horizonte es analizado con la técnica de clasifición de

redes neuronales, para identificar las zonas correlacionables con la presencia de arenisca se

realizó el cotejo con la información dada por los pozos. Una vez confirmada la

correspondencia entre las facies y las tendencias, se revisó la correlación existente entre

valores de Impedancia Relativa extraídas a lo largo del pozo MFA050 comparado con las

porosidades y respuesta de GR.

85

Figura 3.13, Correspondencia de los registros de GR con respecto al atributo de impedancia

relativa, superficie extraída entre el nivel Fs80 y Fs90

86

3.3 MODELO GEOESTADISTICO

El modelo geoestadístico se generó usando la herramienta PETREL 2005. Se Ingresó

información de topes estructurales, registros litológicos, registros de evaluación petrofísica,

zonas de coalescencia, contactos agua-petróleo y mapas de arena neta ajustados con el modelo

conceptual de ambiente establecido en la definición del modelo sedimentológico.

Antes de iniciar la construcción de un modelo geocelular, se evalúa qué tipo de información se

tiene al alcance y el objetivo de la malla estratigráfica a construir. El modelo estratigráfico /

sedimentológico, nos indica el tipo de malla a construir. En este caso es de tipo proporcional,

ya que los cuerpos sedimentarios son concordantes entre sí y no existe discordancias ni altos

estructurales que hayan controlado la sedimentación. (Curso Básico de PETREL V. 2005). En

la figura 3.14, se muestra las actividades que debe de realizarse para el análisis de la

distribución de propiedades de un yacimiento.

Figura 3.14, Actividades que sugieren establecer técnicas de geomodelage para garantizar una

reproducción de los eventos geológicos que caracterizan los yacimientos.

ANALISIS DE LOSYACIMIENTOS

A RECREAR

GENERACION DE REGISTROSSINTETICOS

GENERACION DE SUPERFICIES A8 Y A9

VALIDAR ZONA DE COALESCENCIA

ANALISIS DEL CAPO POR UNIDAD

PRESENCIA DE POZOS SIN INFORMACION

87

3.3.1 CARGA Y VALIDACIÓN DE LOS DATOS.

Se ingresó la información de topes, contornos estructurales, trazas de fallas, intervalos de

cañoneo, mapas de arena neta, envolvente de yacimiento, registros convencionales y de

evaluación petrofísica, información de pozos verticales, horizontales y desviados, para los

niveles Fs70, FS80, Fs90 y FS100.

3.3.2 MODELO ESTRUCTURAL 3D

Se generó una malla o “GRID” a partir de los contornos y se procedió a ajustarlos con los

topes; se utilizaron mapas de error, para identificar y evaluar los posibles desajustes entre

topes estructurales y superficies. En la figura 3.15, se muestra la metodología utilizada en este

Estudio.

Las fallas se generaron a partir de polígonos de tipo normal casi vertical, se establecieron tres

zonas: FS80-FS90, FS90-FS100, FS100-TEMBLADOR, Cada zona se dividieron en capas de

un pies de espesor hasta abarcar el espesor total de la unidad sedimentaria, determinándose un

total de 60 capas para FS80-FS90, 50 FS90-FS100 y 30 FS100-TEMBLADOR. Se

estableció un rumbo de 45 grados en azimut y con una dimensión de celdas 50 x 50. El mejor

escalado para la malla estratigráfica fue de 1 pie para cada capa correspondiente a las zonas,

porque se generaron las capas en proporción a al espesor total de las zonas establecidas.

88

Figura 3.15 Flujo de trabajo (Metodología)

3.3.3 REDES NEURONALES

En este estudio se utilizó la técnica de clasificación no supervisado de red neuronal para

generar dos productos:

1. Se generaron registros discretos de facies para poder utilizarlos en la distribución de

propiedades petrofísicas. En la figura 3.16, se muestra un esquema que describe la

metodología utilizada.

89

Figura 3.16, Metodología para generar registros discretos de facies.

Primera etapa: Carga y control de calidad de los registroslitológicos y petrofísicos

Segunda etapa: Revisar los parámetros de cortePetrofísicos para la formación Merecure.

Tercera etapa: Generar un análisis nosupervisado para los Registros con las curvas

GR, Rt, Porosidad y Permeabilidad.

Cuarta etapa: Se revisa en los pozos lacorrespondencia de los valores de porosidad

con el registro GR.

Primera etapa: Carga y control de calidad de los registroslitológicos y petrofísicos

Segunda etapa: Revisar los parámetros de cortePetrofísicos para la formación Merecure.

Tercera etapa: Generar un análisis nosupervisado para los Registros con las curvas

GR, Rt, Porosidad y Permeabilidad.

Cuarta etapa: Se revisa en los pozos lacorrespondencia de los valores de porosidad

con el registro GR.

90

2. Se generaron superficies discretas de facies, que fueron utilizados en el modelo

geoestadistico para la distribución booleana condicionada, la metodología se muestra con el

esquema de la figura 3.17.

Figura 3.17, Metodología utilizada para el análisis de redes neuronales en superficies.

Primera etapa: Se genera una superficie en tiempoencontrado entre el tope y la base de la unidad

sedimentaria que se está analizando.

Segunda etapa: La superficie en tiempo se utiliza paraExtraer los valores correspondiente al cubo sísmico quese desea analizar con la técnica de clasificación nosupervisado

Tercera etapa: Se asocia a la superficie en tiempo, losvalores extraídos y se revisa los histogramas para

eliminar los valores anómalos (de existir)

Cuarta etapa: Se aplica a la superficie con losvalores extraídos, el análisis de clasificación nosupervisado, generando realizaciones entre 3 a8 clases. Se escoge la cantidad de clases que

permita identificar formas geométricas.

Primera etapa: Se genera una superficie en tiempoencontrado entre el tope y la base de la unidad

sedimentaria que se está analizando.

Segunda etapa: La superficie en tiempo se utiliza paraExtraer los valores correspondiente al cubo sísmico quese desea analizar con la técnica de clasificación nosupervisado

Tercera etapa: Se asocia a la superficie en tiempo, losvalores extraídos y se revisa los histogramas para

eliminar los valores anómalos (de existir)

Cuarta etapa: Se aplica a la superficie con losvalores extraídos, el análisis de clasificación nosupervisado, generando realizaciones entre 3 a8 clases. Se escoge la cantidad de clases que

permita identificar formas geométricas.

91

3.3.4 METODOLOGÍA DE DISTRIBUCIÓN DE PROPIEDADES.

3.3.4.1 DISTRIBUCIÓN DE FACIES Y TIPO DE CUERPOS SEDIMENTARIOS.

En la figura 3.18, se muestra la metodología de distribución de facies utilizado en este estudio,

el cual fue utilizado para la distribución de los tipos de cuerpos sedimentarios.

3.3.4.2 DISTRIBUCIÓN DE PROPIEDADES PETROFÍSICAS

Es importante tener presente que las propiedades de las rocas, tales como volumen de arcilla,

Porosidad y Permeabilidad, se distribuyeron con variogramas de sus correspondientes

registros escalados, condicionados a las facies de arena y se generó como dato secundario un

cokriging entre VCL/ Porosidad y Porosidad con Permeabilidad, ya que mantuvieron un

coeficiente de correlación igual o mayor a un 0.7. La Figura 3.19, muestra la metodología

utilizada para la distribución de las propiedades petrofísicas.

92

Figura 3.18. Metodología propuesta y ejecutada en este estudio

para la distribución de facies y tipo de cuerpos sedimentarios.

Primera etapa: Se genera el escalamiento de los registrosdiscretos de facies y tipo de cuerpo sedimentario

Segunda etapa: Se genera un análisis espacial de los datosescalados, estableciendo los variogramas por facies y tipo decuerpo sedimentario.

No existe suficientesdatos que pueda generarel variograma horizontal

Los datos generanvariogramashorizontales

Se genera variogramassintéticos para distribuirpor “SIS”

Tercera etapa: Se generan superficies de curvas isopacas dearena neta, mapas de fracción de arena neta, polígonos,superficies ó cubos de atributos sísmicos, tal como “RelativeImpedance”, que condicione la distribución. Se calcula lasinuosidad de los cuerpos, espesores, longitudes y geometrías.

“SIS” Boolean (por objeto)

Cuarta etapa: Se generan las distribuciones de facies y tipo decuerpos, y se supervisan para garantizar que correspondan a lacurva de proporción vertical y a los modelos sedimentologicospropuestos. Se escoge la distribución que mejor represente elmodelo conceptual de ambiente.

Primera etapa: Se genera el escalamiento de los registrosdiscretos de facies y tipo de cuerpo sedimentario

Segunda etapa: Se genera un análisis espacial de los datosescalados, estableciendo los variogramas por facies y tipo decuerpo sedimentario.




Tercera etapa: Se generan superficies de curvas isopacas dearena neta, mapas de fracción de arena neta, polígonos,superficies ó cubos de atributos sísmicos, tal como “RelativeImpedance”, que condicione la distribución. Se calcula lasinuosidad de los cuerpos, espesores, longitudes y geometrías.

“SIS” Boolean (por objeto)

Cuarta etapa: Se generan las distribuciones de facies y tipo decuerpos, y se supervisan para garantizar que correspondan a lacurva de proporción vertical y a los modelos sedimentologicospropuestos. Se escoge la distribución que mejor represente elmodelo conceptual de ambiente.

93

Figura 3.19. Metodología propuesta y ejecutada en este estudio

Para la distribución de valores petrofísicos dentro de los cuerpos sedimentarios.

Primera etapa: Se genera el escalamiento de los registrospetrofísicos.

Segunda etapa: Se genera un análisis espacial de los datosescalados, estableciendo los variogramas para los registroscontinuos (porosidad, permeabilidad, Sw, Vcl). Para cadaZona




Tercera etapa: Se realiza la distribución de las propiedadespetrofísicas condicionado por las facies. Se escoge el escenario dedistribución que represente mejor las porosidades según el tipode cuerpo sedimentario.

Cuarta etapa: Se generan mapas promedios de porosidad,Permeabilidad y arena neta, extraídos del modelo estocástico

Primera etapa: Se genera el escalamiento de los registrospetrofísicos.

Segunda etapa: Se genera un análisis espacial de los datosescalados, estableciendo los variogramas para los registroscontinuos (porosidad, permeabilidad, Sw, Vcl). Para cadaZona




Tercera etapa: Se realiza la distribución de las propiedadespetrofísicas condicionado por las facies. Se escoge el escenario dedistribución que represente mejor las porosidades según el tipode cuerpo sedimentario.

Cuarta etapa: Se generan mapas promedios de porosidad,Permeabilidad y arena neta, extraídos del modelo estocástico

CAPITULO IV

ANALISIS Y RESULTADOS

4.1 MODELO SEDIMENTOLÓGICO / ESTRATIGRÁFICO

4.1.1 ESTRATIGRAFÍA

Se generaron un total de 29 secciones estratigráficas, nueve (9) en dirección Este – Oeste y

veinte (20) en dirección Norte – Sur, que abarcan los campos Arecuna y Bare. En la

sección DD` (ver figura 3.11. ubicación geográfica), se describe la estratigrafía que

caracteriza los ambientes sedimentarios encontrados en el área de estudio, los cuales

identificados por el comportamiento de registros de Gamma Ray, tal como se muestra en la

figura 4.1, más los datos aportados por estudios sedimentológicos y bioestratigraficos

generados por la Universidad de Texas “Caracterización de las unidades sedimentológicas

de la formación Oficina y Merecure del Campo Arecuna” año 1995 y “El estudio de

Caracterización de yacimientos encontrados en el campo Bare” año 2009, generado por la

empresa Paradigm.

En la sección D D` se ha dividido la columna en secuencias de tercer orden, claramente

identificadas por sus limites de secuencia y las superficies de inundación (FS), ahora bien,

debido al alto contenido de arena con presencia de cuerpos sedimentarios de alta energía

95

algunas superficies de inundación han sido removida por la dinámica del desplazamiento

lateral de los sistemas sedimentarios, que frecuentemente coalescen con unidades

Sedimentológicas diferentes, ocasionando una continuidad lateral y vertical a lo largo de

las acumulaciones de petróleos.

La columna estratigráfica establecida en este trabajo está constituida, de base a tope, por el

Grupo Temblador sin diferenciar, de edad Cretácico, la Formación Merecure, Oligoceno y

la Formación Oficina, del Mioceno. El intervalo estratigráfico analizado en este trabajo

pertenece a la Formación Merecure, la cual yace en contacto discordante sobre el Grupo

Temblador, infrayacente. El contacto de la Formación Merecure con la Formación Oficina,

suprayacente es concordante y transicional. En la figura 4.2 se muestra la columna

estratigráfica del área de estudio.

El intervalo estratigráfico de la Formación Merecure, objeto de este trabajo, ha sido

dividido en dos secuencias de tercer orden, en las cuales se han identificado las superficies

de inundación Fs100, Fs90 y Fs80, más otra en la Formación Oficina, la Fs70. Estas

superficies han sido denominadas de esa manera siguiendo la nomenclatura utilizada en el

trabajo de la Universidad de Texas “Caracterización de las unidades sedimentológicos de

la formación Oficina y Merecure del Campo Arecuna” año 1995.

97

En cuanto a los límites de secuencias, la discordancia de la formación Temblador fue estimada

por:

1. La respuesta electrográfica que se observa en los pozos tipo tal como el MFA235, donde

existe una entrada abrupta en la base de una respuesta tipo cilíndrica. (Ver figura 1.3)

2. Se identifica un cambio de líneas base de arena / arcilla en GR no normalizados. (Ver figura

4.3)

3. La alta presencia de torio en el Grupo Temblador se observa en registros especiales de

minerales y Gamma Ray Espetral. La Formación Merecure, suprayacente, muestra una baja

proporción de torio, en contraste con los valores del grupo Temblador, tal como se muestra en

la figura 4.3.

4. La Interpretación del geólogo de operaciones del tope de Temblador en los registros de GR.

(Tomado de la correlación del pozo en su registro de Campo)

98

Figura 4.2, Columna Estratigráfica Propuesta para el área de estudio.

En la figura 4.3, se tiene un ejemplo de evaluación del tope de Temblador, para el pozo tipo

MFA235.

99

Figura 4.3, Identificación de la discordancia de la Formación Temblador, pozo MFA235

LINEALINEABASEBASE

ARCILLAARCILLA

OFICINAOFICINA

MERECUREMERECURE

TEMBLADORTEMBLADOR PRESENCIAPRESENCIADEL THORIODEL THORIO

AUSENCIAAUSENCIADEL THORIODEL THORIO

LINEALINEABASEBASE

ARCILLAARCILLA

OFICINAOFICINA

MERECUREMERECURE



LINEALINEABASEBASE

ARCILLAARCILLA

OFICINAOFICINA

MERECUREMERECURE



GR0

150

ILD0

50

THORIO%0

100

100

4.1.2 SISMO ESTRATIGRAFÍA.

En este trabajo se analizaron secciones sísmicas desde el punto de vista estratigráfico. Se

visualizaron patrones de apilamiento y la posible presencia de valles incisos, debido a que en

una sección sísmica es posible observar secuencias hasta de un tercer orden, que son

equivalentes a las observadas en los registros litológicos (Peter R. Vail, 1994). En las figuras

4.4, 4.5 y 4.6, se muestran los rasgos sismoestratigráficos y las fallas más importantes de las

unidades FS80, FS90 y FS100 interpretados a partir de un corte en tiempo del cubo de

coherencia, de los cuales son confirmados y mejorados con el atributo de impedancia,

generado en la herramienta de PETREL 2005 para este trabajo. Las líneas rojas, corresponden

a las fallas identificadas con el atributo de coherencia (Rasgo estructural), y las líneas azules,

corresponden a las laderas de cuerpos sedimentarios que por su geometría son

correspondientes a sistemas de canales (Rasgos estratigráficos).

Los rasgos estratigráficos identificados en los tiempos de corte mantienen una buena

correspondencia con el ambiente sedimentario que caracteriza la Formación Merecure. Esto

nos permite establecer las dimensiones reales de los cuerpos sedimentarios a confirmar

posteriormente con el atributo de impedancia. El cubo de coherencia no solo es usado para

identificar las fallas principales de un área, sino que también permite identificar las laderas de

los cuerpos sedimentarios principales.

101

Figura 4.4, “A”. Corte en tiempo correspondiente al nivel FS80 sin interpretación,

“B”. Corte en tiempo con Interpretación

A

B

102

Figura 4.5, “A”. Corte en tiempo correspondiente al nivel FS90 sin interpretación,

“B”. Corte en tiempo con Interpretación.

103

Figura 4.6, “A”. Corte en tiempo correspondiente al nivel FS100 sin información, “B”.

Corte en tiempo con Interpretación

FallaNormal

PROBABLERASGO

ESTRATIGRAFICO

104

En la figura 4.7, se muestra un probable valle inciso identificado por presentar cambios de

amplitudes dentro de su relleno de posibles canales apilados. Esto es evidencia de que la

plataforma estuvo expuesta en esta zona, su ubicación es ideal para una propuesta de pozos

exploratorios porque puede contener areniscas impregnadas de petróleo que confirmen el

modelo sedimentológico propuesto e identificar un yacimiento.

Figura 4.7, Posible valle inciso, identificado en la parte central del área de estudio.

En este trabajo se identificaron zonas con posible presencia de cuerpos sedimentarios que

corresponden a los ambientes sedimentarios propuestos. La zona de estudio no tiene

suficientes datos de pozos como para confirmar la presencia de los rasgos sismo-

estratigráficos identificados en toda el área, por lo que se recomienda perforar pozos

exploratorios, en su efecto estratigráfico para confirmar el modelo. En la figura 4.8., se

A A`

A A`

A A`

Sección sísmica sin interpretar

Sección sísmica interpretada

Ubicación de la sección AA´.Imagen del corte de tiempo

correspondiente al Fs90, en la zonacentral del área de estudio

105

muestran dos zonas con rasgos estratigráficos comunes de un ambiente deltaico, pero con una

continuidad lateral diferente. El área que encierra los recuadros rojos representa una zona con

un posible valle inciso relleno con canales distributarios apilados conectados verticalmente

desde las FS80 hasta la FS100 y un sistema de canales apilados conectados verticalmente entre

si. Las zonas fuera de los recuadros rojos, son zonas con sistemas distributarios con diferente

génesis y dirección de sedimentación. La Figura está compuesta por dos vistas del cubo de

coherencia con diferentes paletas de colores, una en escala de gris y otra con la escala blanco o

negro. Se tiene una sección sísmica que atraviesa el recuadro ubicado en la zona central, que

destaca la interpretación del probable valle inciso, y el recuadro ubicado en la zona norte –

este del área, y muestra una geometría tipica de un sistema de canales con cierto grado de

sinuosidad, lo que sugiere un relleno sedimentario de canales de alta energía que convergen

entre sí.

106

Figura 4.8. Áreas sedimentólogicamente prospectivas.

A A´

A A´

A A´A A´

A A´

107

4.1.3 SEDIMENTOLÓGÍA

En el análisis de la extensión lateral de los cuerpos sedimentarios realizado para todas las

secciones estratigráficas, se identificaron los siguientes cuerpos sedimentarios: Barras

deltaicas de espesores entre 10 y 15 pies, con cambios abruptos a lentes arcillosos, con o sin

conexión lateral con cuerpos sedimentarios de canales distributarios. Canales distributarios,

con base abrupta y evolución cilíndrica o de forma de campana, tal como se mostró en la

sección tipo DD (figura 4.1). Los posibles Valles Incisos se identificaron entre las arenas

basales de la Formación Oficina y la Formación Merecure, en la cual se destaca la

discordancia sugerida SB70, tal como lo muestra la sección BB` en la figura 4.9

Figura 4.9. Ejemplo de los tipos de cuerpos sedimentarios identificados en el análisis de

secciones estratigráficas del área de estudio

El ambiente sedimentario identificado en este trabajo corresponde a la llanura interna de un

sistema deltaico, porque las interpretaciones de las muestras de núcleos, la interpretación de

los mapas de electrofacies, análisis y los tipos de cuerpos sedimentarios identificados en los

registro así lo sugiere. Por otro lado se confirma la excelente extensión lateral de la superficie

POZO: MFA0049POZO: MFA0037 POZO: MFA0068 POZO: MFB304POZO: MFA0049POZO: MFA0037 POZO: MFA0068 POZO: MFB304

CanalesBarras

Canal de rotura

Valle inciso

POZO: MFA0049POZO: MFA0037 POZO: MFA0068 POZO: MFB304POZO: MFA0049POZO: MFA0037 POZO: MFA0068 POZO: MFB304

CanalesBarras

Canal de rotura

Valle inciso

MFA0049 MFA0037 MFA0068 MFB0304

108

de inundación FS80 a lo largo de los campos Arecuna y Bare, ya que se constató que la unidad

U2 limitada en su tope por el FS70A en el campo Bare y FS70 para el campo Arecuna son

sinónimos, es decir el FS80 = FS70A (Bare) = FS70A (Arecuna). Los estudios

sedimentológicos / estratigráficos realizados por la universidad de Texas (1995), identificaron

superficies de inundación que coincidieron con las propuestas en ese trabajo. Las

discrepancias locales que pueden existir entre el campo Arecuna y Bare es el espacio de

acomodación de los sedimentos. En la figura 4.10, se muestra que la superficie de inundación

FS80 es regional y que concuerda con el tope de la formación Merecure, identificado como U2

por los estudios de Hamilton, 1995 y Rivero, 2009.

Figura 4.10, Evidencia de la continuidad lateral del marcador FS80 a lo largo de los

campos Arecuna y Bare.

Campo Arecuna

Campo Bare

MarcadorRegional

FS80

MarcadorRegional

FS80

Correlación Previa

Correlación Previa

Correlación Propuestapor el Estudio


Campo Arecuna

Campo Bare

Campo Arecuna

Campo Bare

MarcadorRegional

FS80

MarcadorRegional

FS80

Correlación Previa

Correlación Previa



109

El ambiente sedimentario identificado en este trabajo corresponde a la planicie interna de un

sistema deltaico, tal como se muestra y describe en los modelos conceptuales de ambientes

sedimentarios a continuación:

4.1.3.1 MODELOS CONCEPTUALES DE AMBIENTES SIN INFORMACIÓN

SÍSMICA

El análisis y generación de los modelos conceptuales de ambientes se inició con la elaboración

de los mapas de arena neta para cada intervalo, luego se incorporan las electrofacies para

interpretar un modelo de ambiente sedimentario conceptual. Estos mapas se muestran en las

figuras desde la 4.11 hasta la 4.13.

Intervalo FS80 – FS90: Las unidades sedimentarias de la zona de estudio, se encuentran

dentro de una llanura deltaica alta de un sistema deltaico, y están compuestas de abanicos de

rotura, zonas marginales y sistemas de canales distributarios de alta y baja energía, tal como se

muestra en la figura 4.11. Se observa una clara continuidad lateral de las zonas axiales

correspondientes a los sistemas encontrados tanto en el campo Arecuna, como en el campo

Bare.

Zonas marginales, llanura de inundación

Sistemas de canales distributarios

Abanicos de rotura

Figura 4.11, Modelo sedimentológico interpretado solo con electrofacies y núcleos,

correspondientes al intervalo FS80 – FS90

N

110

Intervalo FS90 – FS100: Este intervalo también corresponde a una llanura deltaica alta de un

sistema deltaico, y está compuesto de abanicos de rotura, zonas marginales y sistemas de

canales distributarios de alta y baja energía, tal como se muestra en la figura 4.12, En

comparación con el intervalo FS80 – FS90, las unidades sedimentarias cuentan con un espesor

de arena neta mayor y presenta conectividad con las unidades presentes en el área asignada a

la empresa mixta Petropiar, la cual está ubicada al sur del área de estudio.



Abanicos de rotura

Figura 4.12, Modelo sedimentológico interpretado solo con electrofacies y núcleos,

intervalo FS90-FS100.

CAMPO ARECUNA

CAMPO BARE

ZONA DE ESTUDIO

N

111

Intervalo FS100 – Temblador: La llanura deltaica alta está compuesta de abanicos de rotura,

zonas marginales y sistemas de canales de alta energía, tal como se muestra en la figura 4.13.

Muestra un espesor de arena neta mayor que los intervalos anteriores. (Ver la Distribución de

espesores en la figura 4.14)



Abanicos de rotura

Figura 4.13, Modelo sedimentológico interpretado solo con electrofacies y núcleos.

Intervalo FS100- Grupo Temblador.

En la figura 4.14, se muestra la correspondencia del modelo de ambiente con la distribución de

los espesores de arena neta correspondientes a cada intervalo estudiado.

CAMPO ARECUNA

CAMPO BARE

ZONA DE ESTUDIO

N

112



Abanicos de rotura

Curva Isópaca de arena neta

Figura 4.14. Lado derecho, mapa de espesor de arena neta. Lado izquierdo, modelo

conceptual de ambiente para cada nivel. Los ambientes sedimentarios comparten la

misma dirección de sedimentación, presentan canales distributarios con dimensiones

espaciales similares en su distribución de espesor de arena neta y en este estudio se

propone que son evidencia del desplazamiento gradual de una planicie interna de un

delta.

FS 80 - 90

FS 90 - 100

FS 100 - TEMBLADOR

FS 80 - 90

FS 90 - 100

FS 100 - TEMBLADOR

N

113

4.1.4. SISMOFACIES

Se generó el atributo de Impedancia Acústica con la herramienta Petrel 2005, y se generaron

cuatro superficies de referencia extraídas del cubo de impedancia acústica, asociadas a los

intervalos identificados en el GR que componen los modelos de ambientes sedimentarios

conceptuales. Estas superficies corresponden aproximadamente 10 pies por debajo de sus

superficies de inundación FS80, Fs90 y Fs100. A cada superficie de impedancia acústica se le

realiza un análisis de clasificación, por el método de redes neuronales, obteniendo una

superficie con tres tipos de poblaciones de datos en común; la población de color verde,

corresponde a las zonas marginales, los datos de color naranja y amarillo, corresponden a las

areniscas de zonas axiales en su mayoría.

En las figuras 4.15, 4.16 y 4.17 se muestra la correspondencia de las superficies de impedancia

con la superficie generada por la red neuronal.

En las figuras 4.18, 4.19 y 4.20 se observa la correspondencia de las electrofacies con las

tendencias sugeridas por la clasificación de redes neuronales, identificando un contraste claro

entre las zonas marginales y las zonas axiales de los sistemas de canales. Las flechas negras

señalan la electroforma de GR del pozo correspondiente, indicando con una flecha azul la

ubicación en profundidad aproximada de la superficie extraída para el análisis de sismofacies.

114

Figura 4.15, A. Superficie extraída a 10 pies del atributo de “Relative Acoustic

Impedance” por debajo de la superficie FS80, y B. Superficie por la red neuronal. En

esta unidad observamos que la zona de mayor energía con mayor espesor de arena neta

se encuentra en la zona centro y noreste del área de estudio.

“Relative. Acoustic Impedance”

0.5

0.4

0.3

0.2

0.1

0.0

-0.1

Coeficiente: Fracción“Clasificación no supervisada”

Valores discretos

0

1

2 N

115


Impedance” por debajo de la superficie FS90, y B. Superficie por la red neuronal. Esta

unidad tiene menos espesor que la unidad FS80 y se observa una redistribución de sus

zonas de facies de alta energía.


0.5

0.4

0.3

0.2

0.1

0.0

-0.1


Valores discretos

0

1

2

N

116


Impedance” por debajo de la superficie FS100, y B. Superficie por la red neuronal. Esta

unidad presenta sistemas de facies continuas a lo largo del área pero con menor

extensión lateral y tiene mucho mas zonas marginales que las otras unidades.


0.5

0.4

0.3

0.2

0.1

0.0

-0.1


Valores discretos

0

1

2

N

117

Población de datos correspondientes a zonas marginales (valores entre 0.1 y 0.4 )

Poblaciones de datos correspondientes a zonas axiales: Areniscas.

Figura 4.18, Correspondencia de los registros de GR con respecto al atributo de

impedancia, superficie extraída entre el nivel FS80 y FS90

N

118

Población de datos correspondientes a zonas marginales



impedancia, superficie extraída entre el nivel FS90 y FS100

N

119

Población de datos correspondientes a zonas marginales



impedancia, superficie extraída entre el nivel FS100 y la discordancia Temblador.

7

120

El análisis del atributo sísmico permitió identificar en las zonas sin información de pozos los

sistemas de canales ó confirmar las zonas marginales, permitiendo delimitar los cuerpos

sedimentarios, información que será utilizada en la generación del modelo geoestadistico.

Se generó un gráfico cruzado (crossplots) de Impedancia Relativa Vs Porosidad, en el pozo

MFA050, tal como se muestra en la figura 4.21. Se observa que existe un coeficiente de

correlación de 0.6, el cual es aceptable. Además, no todos los pozos cuentan con registros de

densidad o sónico por lo que son los rasgos sismoestratigráficos, la correspondencia de los

registros GR Vs el mapa de “Relative Impedancia”, lo que evidencia los sistemas

sedimentarios presentes en el área de estudio. Por otro lado, se observó que los mapas de AN y

ambiente conceptual sin dato sísmico tienen un ambiente sedimentario que se adapta

fácilmente a la expresión espacial de los sistemas sedimentarios propuestos por los atributos

sísmicos de facies. Sin embargo, se recomienda perforar pozos estratigráficos que confirmen

el modelo, ya que no se cuenta con suficiente información de pozos.

121

Figura 4.21 Crossplots con un coeficiente de correlación de 0.6 entre los valores de

“Relative impedancia” extraídos a lo largo del intervalo de interés del cubo de

impedancia.

GR mayor a 50 ohmFacies de baja energía

GR menor de 50 ohmFacies de alta energía

122

4.1.5. MODELOS SEDIMENTOLÓGICOS

Se integraron las interpretaciones sismoestratigraficas, atributos, mapas de electofacies y arena

neta para definir los modelos sedimentológicos de cada intervalo de interés. Así se pudieron

reconocer las zonas axiales de los sistemas de canales en las superficies de impedancia

acústica, para toda la Formación Merecure, notándose una buena correspondencia con los

modelos conceptuales elaborados sin incorporar los datos sísmicos, tal como se muestra en las

figuras de la 4.11. a la 4.13. Para cada superficie de clasificación se identificaron las zonas

axiales de los sistemas sedimentarios de más alta energía, estableciendo la dirección de

sedimentación y los limites estratigráficos, tal como se muestra en las figuras 4.22, 4.23 y

4.24.

123

Figura 4.22, Análisis de ambiente sedimentario preliminar en el intervalo FS 80 / FS90 a

partir del atributo de impedancia. Se observa las laderas de los sistemas de canales y la

dirección de sedimentación, dentro de las zonas marginales observamos facies aisladas

que corresponden a abanicos de rotura y la ausencia de una sinuosidad en los paleoríos,

revela que las facies son de alta energía.

Dirección de sedimentaciónLimites de los sistemas de canales

Zonas MarginalesZonas AxialesN

124

Figura 4.23, Análisis de ambiente sedimentario preliminar en el intervalo FS 90 / FS100

a partir del atributo de impedancia. La dirección de sedimentación se mantiene con

respecto al FS80 / FS90, pero disminuye el nivel de energía de los paleoríos que lo

generaron, por lo que se observan cambios en la geometrías de los cuerpos

sedimentarios.


Zonas MarginalesZonas Axiales

N

125

Figura 4.24, Análisis de ambiente sedimentario preliminar en el intervalo FS 100 /

Temblador a partir del atributo de impedancia. En esta unidad el patrón de

sedimentación cambia en dos sistemas de sedimentación principales que se dividen y

forman sistemas de sedimentación secundaria.


Zonas MarginalesZonas Axiales

N

126

En este trabajo se confirma que la Formación Merecure en los campos Arecuna y Bare es de

ambiente deltaico, por la presencia de barras deltaicas, interpretaciones de muestras de núcleos

y el análisis de las electrofacies de los pozos encontrados en el área. La zona de estudio está

ubicada en la planicie interna de un delta, en su llanura deltaica alta, tal como lo muestra la

figura 4.25. La presencia de los cuerpos sedimentarios de alta energía tipo cilíndrica, los

cuerpos identificados con grano decreciente hacia su tope, la presencia de cuerpos con grano

creciente al tope estratigráfico (barras) y una cantidad de espesor de arena neta mayor a la de

las contenidas en las arenas basales de la Formación Oficina, son características de la llanura

deltaica alta de un ambiente de delta. Este estudio recomienda analizar los ambientes

sedimentarios de los campos vecinos para concretar si el ambiente deltaico es de influencia

fluvial, marina ó es un estuario.

Figura 4.25. Representación moderna de diferentes tipos de deltas (Modificado de

JANOK P. BHATTACHARYA, 2010). El recuadro rojo indica la ubicación geográfica

de la zona donde se propone ubicar el área de estudio, según el tipo de delta.

127

4.2 Modelo Estructural

En este estudio se identificaron dos patrones principales de fallas tipo rumbo deslizante, tal

como se muestra en la figura 4.26.

Figura 4.26. Patrones estructurales del área de estudio para la Formación Merecure.

Las fallas normales identificadas confirman la presencia de los esfuerzos extensivos que

generaron las principales fallas del cuadrángulo de Ayacucho, porque mantienen los rumbos

Patrón de FallasNormales de Rumbo:

NE - SO

Patrón de Fallas Normalesde Rumbo:NO - SE

128

IInntteerr.. 11998800:: SSííssmmiiccaa22DD

IInntteerr.. 22001111:: SSííssmmiiccaa33DD

AArreeccuunnaa

BBAARREE

AAYYAACCUUCCHHOO((HHAAMMAACCAA))

N

de las fallas regionales establecidas por Aymard en 1980. Tal es la correspondencia que

podemos notar en la figura 4.27. a, donde se compara ambos modelos, en la cual la diferencia

en el patrón estructural es el incremento del número de fallas más no hay cambio de rumbos.

Las fallas sugeridas no contradicen las interpretaciones de los estudios integrados realizados

en años anteriores para los campos Bare (Cuba y Mendes et all, 2009), pero sugieren la

presencia de nuevas fallas, tal como se observa en la figura 4.27 b. Las líneas azules encierran

las fallas que están presentes en todos los estudios y las que no están encerradas, son las que se

proponen en este estudio.

Figura 4.27. Comparación entre el modelo estructural regional de Ayacucho, generado

por Aymar et all, 1980. Y el generado en este estudio.

Fig. 27 a Fig. 27 b

129

El área de estudio presenta compartimientos que están limitados por fallas y están aislados

entre sí, tal como se muestra en la figura 4.28. El patrón de fallas Noroeste-Sureste, forma

parte de un sistema de trampas mixtas que permitieron la acumulación inicial del petróleo,

luego se generó otro sistema de falla de rumbo Suroeste-Noreste, que ocasiona una

reubicación estructural de los cuerpos sedimentarios y las acumulaciones que pudieron

dividirse por la fractura. De acuerdo a la interpretación realizada se propone que los

yacimientos ó nuevos prospectos tienen una distribución de sus fluidos diferentes al de su

génesis.

Figura 4.28 Compartimientos establecidos en el área de estudio.

130

4.3 MODELO GEOESTADÍSTICO

El modelo estructural 2D a reproducir, es un modelo de fallas normales casi verticales

encontrados en un homoclinal regional, según Sclumberger “Evaluación de Formaciones de

Venezuela”, (1980) es de aproximadamente un grado de buzamiento. No se cuenta con pozos

horizontales que atravesan los planos de fallas, por lo que, al no existir información que

indique la bisagra que se forma frente a la falla, se estableció una distancia entre el plano de

falla y los datos de superficie de 50 m para todos los planos de fallas. Los pilares son

verticales y el rumbo de dirección de la grilla es de 22 grados, con celdas 25 x 25, con un total

de 60 capas para la unidad FS80 / FS 90, 50 capas para la unidad FS90 / FS100 y un total de

30 capas para la unidad FS100 / Temblador. El número de capas fue creado proporcional al

espesor total de la unidad, para crear una malla estratigráfica con una resolución vertical de un

pie para cada capa. Se generó una malla de tipo proporcional con un total de 21

compartimientos estructurales, a partir de los datos generados en Openwork, de superficies,

topes y contornos estructurales.

4.3.1 HOMOLOGACIÓN DE REGISTROS ELÉCTRICOS Y DE EVALUACIÓN

Los registros inductivos y de evaluación petrofísica fueron revisados para cada pozo,

observando una buena correspondencia de los valores de GR vs Porosidad, Permeabilidad y

Sw, Tal como se muestra en la figura 4.29, por lo que se procedió a homologar los nombres de

los registros ya que son diferentes por pertenecer a campos petroleros e intérpretes diferentes.

Por ejemplo; en algunos pozos la curva de porosidad se llamaba PHIE_PDVSA y en otros

PHIE_CD, por lo que se reemplazaron estos nombres por PHIE, tal como se muestra en la

figura 4.30.

131

Figura 4.29. Registro de Gamma Ray y Porosidad del pozo MFB 167. La evaluación

petrofísíca coteja los registros litológicos.

OIL

Permeabilidad

Porosidad

Sw

GR

132

Figura 4.29, Evaluación petrofísica del pozo MFB167. Los valores petrofísicos cotejan con la

descripción litológica del registro Gamma Ray

Figura 4.30. Registros de pozos utilizados en el proyecto.

4.3.2 GENERACIÓN DE REGISTROS DISCRETOS / LITOLÓGICOS.

Para cada pozo se generó un registro discreto identificado por códigos el tipo de cuerpos

sedimentarios presente: Código 1 -Canales cilíndricos, código 2 – canales grano decreciente

hacia arriba, código 3 – abanico de rotura, código 4 barras y código 5- arcillas. Estas

poblaciones de datos fueron definido durante la correlación de estratigrafía por secuencia, ya

que son los cuerpos sedimentarios que están presente en un ambiente deltaico.

La heterogeneidad de los yacimientos existe por la relación genética de los diferentes tipos de

cuerpos sedimentarios, los cuales mantienen diferencias en su distribución de grano y

distribución espacial de los valores de las propiedades petrofísicas, tal como la porosidad. La

ubicación espacial de los datos de tipo de roca, porosidad y permeabilidad normalmente tiene

diferentes rangos y mesetas. Los mapas de variogramas para cada tipo de cuerpo sedimentario,

tal como canales, barras o abanicos de rotura nos indican el tipo de anisotrópica presente

(Consentino, 1995). En este trabajo se analizó la presencia de tipos de roca para cada tipo de

133

cuerpo sedimentario, ya que no podemos asegurar que los tipos de roca tal como arena limpia,

sucia y arcilla, estén presentes en unos cuerpos sedimentarios y en otros no, es decir, si están

presentes, lo que puede variar son las proporciones; por ejemplo, los canales cilíndricos tienen

poco porcentaje de arcilla o arena arcillosa, debido a que se observó la presencia de lentes de

arcillas incrustadas en ellos, y los canales tipo campana, mantienen más porcentaje de arena

sucia en su proximidad al marcador estratigráfico encontrado en el tope.

La red neuronal es una técnica de clasificación de poblaciones de datos supervisados o no, que

en este estudio se utilizó para tres actividades distintas. La primera, consistió en tomar la

superficie de impedancia, se le aplica esta técnica para identificar las poblaciones de datos

comunes existentes que puedan distinguirse, para facilitar la configuración de la paleta de

colores que permita resaltar estas zonas que posteriormente se analizó su cotejo con la

información de facies de los pozos, esto fue generado durante el análisis del atributo sísmico

de impedancia. La segunda actividad consistió en la generación de registros discretos de

facies, se tomaron todos los pozos con su curva de GR, Rt y Porosidad, para aplicar el análisis

de clasificación y generar una curva discreta que reconoció tres tipos de facies: la arena

limpia, arena sucia y la arcilla. Esta curva fue utilizada para generar el escalamiento de facies

en la malla estratigráfica durante el modelo geoestadistico. La tercera actividad consistió en

crear volúmenes de sismofacies a partir de las superficies de clasificación realizadas en las

superficies de impedancia, en esta actividad se volvió a analizar red neuronal para cambiar los

códigos, para poder utilizarlos como información adicional para la distribución de facies, en el

modelo geoestadístico.

134

4.3.3 ANÁLISIS DE LAS CURVAS DE PROPORCIÓN VERTICAL (CVP)

Las curvas de proporción vertical (CVP) son una herramienta para visualizar la cantidad de

una facies presente a una profundidad, en un área establecida, tomado del “Curso de modelado

de propiedades V.2005 de Petrel” Sclumberger, (Mayo 2007). A continuación se muestran las

CVP correspondientes por cada unidad sedimentológica desde la figura 4.31 hasta la 4.30,

La unidad sedimentológica FS80 / FS90; presenta una evolución sedimentaria transgresiva que

involucra las capas desde la número 60 hasta la 32, como se observa en la figura 4.31 desde la

capa 32 hasta la capa 1, la cual adopta una evolución sedimentaria regresiva. También se

observa una conexión vertical con ausencia de límites impermeables que puedan separar las

acumulaciones de petróleos en el área.

135

Figura 4.31. CVP de las facies entre FS80 y FS90.

Regresión

Transgresión

136

En la unidad sedimentológica FS90 / FS100 (ver figura 4.32): La cantidad de arenisca revela

tres sistemas: una agradación desde la capa 100 hasta la capa 92, una trasgresión desde la capa

92 hasta la capa 64, y una regresión de poca duración, desde la capa 64 hasta la 65. Por otro

lado, los canales cilíndricos se encuentran en todo el área con la mayor presencia en

comparación a los canales tipo campana, las barras y abanicos de ruptura, esta distribución

confirma que los paleoríos que dieron origen este ambiente sedimentario contaban con un

flujo de alta energía.

Figura 4.32 CVP de las facies entre FS90 y FS100.

Regresión

Transgresión

Agradación

Regresion

137

La unidad sedimentológica FS100 / Temblador (figura 4.33): muestra cuatro sistemas

sedimentarios; una regresión desde la capa 140 hasta la capa 132, una transgresión desde la

capa 132 hasta la capa 118, y una regresión desde la capa 119 hasta la capa 112. En este

sistema se observa que en la sección vertical desde la capa 126 hasta la capa 134, los cuerpos

sedimentarios tipo campana superan a los cuerpos sedimentarios tipo cilíndrico, hecho que nos

permite especular que el flujo de alta energía que caracterizaba a los paleoríos, no se mantuvo

constante a lo largo del tiempo geológico, porque los canales meandriformes se caracteriza

por pertenecer a un río mas viejo y con menos energía que los canales cilíndricos.

Figura 4.33 La unidad sedimentológica FS100 / Temblador.

Transgresión

Regresion

Regresion

138

El análisis geoestadistico de evolución secuencial de sedimentos a partir de la curva de

proporción vertical, puede confirmar el modelo estratigráfico que se estableció en la

correlación, el cual, combinado a los productos del modelo estructural, permite aumentar la

certidumbre del modelo estático.

4.3.4 ANÁLISIS GEOESTADÍSTICO DE LOS ATRIBUTOS SÍSMICOS.

A partir de las superficies extraídas del cubo de impedancia, se realizó un análisis usando una

red neuronal no supervisada, con el objeto de detectar entre dos (2) a ocho (8) clases de

poblaciones. El resultado fue la identificación de tres poblaciones de datos. Estas tres

poblaciones con el aval de la interpretación sedimentológica y la correspondencia con la facies

de los pozos identificados en los registros, se definieron por códigos, tal como se muestra en la

Figura 4.34.

Figura 4.34, Paleta de colores utilizada al aplicar la red neuronal en las superficies y su

correspondencia con las litofacies.

Desde la figura 4.35, hasta la 4.37 se muestran los resultados de la clasificación, es decir, se

generaron superficies discretas extraídas 10 pies por debajo de cada tope estratigráfico de cada

unidad sedimentológica.

Arenisca con poca presenciade arcilla (Zona Axial decanales)

Arenisca con presencia dearcilla (Zona de abanico odistal de sistemas de canales)

Arcillas (Zonas marginales)

139

En la figura 4.35, se muestra la clasificación con su correspondencia sedimentológica para el

nivel FS80 _ FS90. Cada sismofacies asocia una zona que abarca los cuerpos sedimentarios

identificados en el modelo sedimentológico, por lo que vemos una clara correspondencia con

la superficie que se muestra en la figura 4.22, con la particularidad que en la codificación de

sismofacies revela un pequeño aumento de la presencia de cuerpos sedimentarios.

Figura 4.35, Superficies discretas de sismofacies correspondientes al ambiente

encontrado entre FS80 y FS90

(Zonas marginales)

(Zona axial de canales)

(Zona de abanico o distal desistemas de canales)

N

140


nivel FS90 _ FS100. Las sismofacies confirman la extensión de los cuerpos sedimentarios,

debido a que la sísmica no puede distinguir cuerpos sedimentarios de espesores por debajo a la

resolución vertical, es el promedio de toda una secuencia encadenada de sedimento lo que

identifica, también observamos como se ha desplazado los sistemas sedimentarios a lo largo

del tiempo geológico, y una evidencia es la similitud y diferencias que observamos en las

tendencias de sedimentación entre esta superficie, con la FS80 / FS90.

Figura 4.36, Superficies discretas de sismofacies correspondientes al ambiente

encontrado entre FS90 y FS100

(Zonas marginales)

(Zona Axial de canales)

(Zona de abanico o dixtalde sistemas de canales)

N

141


nivel FS100 _ Grupo Temblador. Las sismofacies revelan un cambio considerable en las

tendencias de sismofacies identificadas con las observadas en la unidad FS80/FS90,

permitiendo proponer una disminución de la energía de los paleoríos a lo largo de la columna

estratigráfica del área, es decir la energía del flujo que generó los ambientes sedimentarios, fue

en aumento desde la base de la formación Merecure hasta su tope estratigráfico.

Figura 4.37, Superficies discretas de sismofacies correspondiente al ambiente encontrado

entre FS100 y Temblador

(Zonas marginales)

(Zona axial de canales)

(Zona de abanico o distal desistemas de canales)

N

142

4.3.5 ESTABLECIMIENTO DEL MÉTODO DE DISTRIBUCIÓN DE FACIES.

Se decidió generar dos tipos de distribución, la “Sequential Indicator Simulation” (“SIS”) y la

simulación por objeto (“Booleano”) (ver el capítulo II), para evaluar cuál representa mejor el

modelo sedimentológico. Los productos a utilizar como información secundaria en la

distribución son las superficies discretas producto del análisis neuronal, que fueron utilizadas

para crear tres (3) volúmenes representativos del ambiente conformado por valores discretos

correspondientes a las zonas y la unidad sedimentológica a generar. Se extrajeron las zonas de

conectividad y se prepararon tres moldes con toda la codificación sísmica que separa la arena

de las arcilla; y se calcularon variogramas para cada tipo de cuerpo sedimentario y tipo de

roca. A continuación se presentan los resultados de las simulaciones:

1. En la figura 4.38, se muestra la distribución de facies con el método “SIS” condicionado

con los datos sísmicos. Esta técnica generó una excelente representación del ambiente en su

extensión espacial, y buena distribución vertical, pero no mostraba una geometría clara de los

cuerpos y no respetaba la interpretación sísmica.

2. La simulación por objeto sin condicionar. Generó una distribución de las facies aceptables

en su continuidad lateral, reprodujo la geometría de los cuerpos pero no mantiene las

tendencias identificas en la sísmica, tal como se muestra en la figura 4.39

3. En la figura 4.40, la simulación por objeto condicionado con datos sísmicos, tiene la mejor

representación del ambiente, integra todos los datos de pozos e interpretación sísmica,

permitiendo reproducir la geometría de los cuerpos sedimentarios presentes en el modelo de

ambiente sedimentario propuesto.

En este trabajo se decidió generar todas las distribuciones con la técnica de modelado por

objeto para la distribución de facies; o la distribución de los tipos de roca para cada unidad

sedimentaria. Se condicionó al tipo de cuerpo sedimentario, a través del método SIS

condicionado; esto permitió evaluar la heterogeneidad de los cuerpos sedimentarios con

143

respecto a su contenido de tipo de roca y la probabilidad en su ubicación espacial; es decir, al

tener simulado un sistema de canales, cuando realizamos la distribución de datos continuos y

los de tipo de roca, se distribuyeron las facies y tipo de rocas condicionado con el tipo de

cuerpo sedimentario correspondiente. En este trabajo, se propone que la distribución de facies

y de propiedades petrofísicas varía según el tipo de cuerpo sedimentario.

Figura 4.38, Distribución SIS sin condicionar de los tipos de cuerpos sedimentarios, capa

8 de la unidad FS 80 – FS90.

Abanicos de Rotura

Sistema de Canales

N

144

Figura 4.39 Distribución por objeto sin condicionar, capa 8 de la unidad FS 80 – FS90.

N

145

Figura 4.40, Distribución “Booleana” condicionado por los datos sísmicos. A. capa 8 de

la unidad FS 80 – FS90, vista en planta. B. Vista en Sección de la distribución de los tipos

de cuerpos.

Los cuerpos sedimentarios contienen una distribución de areniscas limpias, sucias y de arcillas

que lo caracteriza, en este estudio se distribuyó los tipos de facies según el tipo de cuerpo

sedimentario, tal como lo podemos observar en la figura 4.41. Por lo que se crearon dos tipos

de registros discretos; los tipos de cuerpos sedimentarios, tal como los canales cilíndricos, los

grano decrecientes hacia su tope y los abanicos de rotura, y también los tipos de areniscas que

contienen cada cuerpo sedimentario, tal como se muestra en la figura 4.42.

Abanicos deRotura

Zonasmarginales

Canalesdistributarios

Canal: tipoCilindrico

Canal: Tipocampana óborde del

canal

A

A`

AA`

N

N

146

Figura 4.41 Distribución del tipo de facies para cada tipo de cuerpo sedimentario.

N

147

Figura 4.42, Se muestra los registros discretos creados de tipo de facies y tipo de cuerpo

sedimentario del pozo MFA 68.

Canal cilindrico

Canal Grano decreciente hacia su tope

Barras

Abanico de Rotura

Arena Limpia

Arena Sucia

Arcillas y limos

Zona marginal

Canal cilindrico


Barras

Abanico de Rotura

Arena Limpia

Arena Sucia

Arcillas y limos

Zona marginal

Canal cilindrico


Barras

Abanico de Rotura

Arena Limpia

Arena Sucia

Arcillas y limos

Zona marginal

148

4.3.6 DISTRIBUCIÓN DE REGISTROS CONTINUOS ESCALADOS.

La heterogeneidad de los cuerpos sedimentarios se presenta también en las propiedades físicas

de las rocas, por lo que se distribuye con la técnica de SIS condicionada a la distribución por

objeto de la facies de arenisca. En la figura 4.43, observamos el comportamiento lateral y

vertical de los cuerpos sedimentarios, los canales se erosionan entre sí, se conectan y

conforman una roca almacén, heterogénea en todas sus dimensiones. Las porosidades varían

según la zona del cuerpo sedimentario que estamos evaluando, en este caso se indica la zona

axial de los canales, en su continuidad lateral y vertical. Posteriormente en la figura 4.44, se

tiene su distribución de permeabilidad. Los valores de porosidad y permeabilidad son

dependientes del tipo de cuerpo sedimentario, por lo que, estamos conformes cuando por

ejemplo en este caso, los centros de los sistemas de canales cuentan con los valores mas altos

de porosidad y permeabilidad.

149

Figura 4.43, Se muestra el cotejo de los valores de porosidad con el modelo

sedimentológico reproducido con la distribución de las facies y tipo de cuerpos.

150

Figura 4.44, Se muestra la distribución de la permeabilidad en los cuerpos sedimentarios

distribuidos en la malla estratigráfica.

151

En las figuras desde la 4.4.45, hasta la 4.47, se muestran los mapas de porosidad promedio por

cada unidad; Estos resultados indican que las porosidades más altas se encuentran en la

unidad FS80 / Fs90.

Figura 4.45 Mapa de porosidad promedio de los valores de porosidad encontrados entre

FS80 y FS90.

152


FS90 y FS100.

153


FS100 y Temblador

154

4.4. MODELO DE DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS

Debido a que no se cuenta con suficiente información de pozos, se generó una distribución por

kriging con el valor escalado de Sw, y luego se generó un mapa promedio de Sw para cada

unidad sedimentaria, visualizando las zonas prospectivas del área de estudio. Desde la figura

4.48, hasta la figura 4.50, se muestran los primeros resultados.

Nivel FS80 / FS90 (figura 4.48): en esta unidad se identificó un compartimiento prospectivo

en la zona Norte – Este del área de estudio.

Figura 4.48 Mapa de Sw promedio encontrados entre FS80 y FS90.

CompartimientoProspectivo

FS 80 / FS90

N

155

Nivel FS 90 / FS100 (Figura 4.49): en esta unidad se identificó un compartimiento prospectivo

en la zona central del área de estudio.

Figura 4.49 Mapa de Sw promedio encontrados entre FS90 y Fs100


FS 90 / FS100

N

156

Nivel FS 100 / Temblador (figura 4.50): en esta unidad se identificó un compartimiento

prospectivo ubicado en la zona Norte del área de estudio.

Figura 4.50 Mapa de Sw promedio encontrados entre FS80 y Fs90.


N

157

4.5 UNIDADES HIDRÁULICAS VS. UNIDADES SEDIMENTOLÓGICA

El análisis lateral de las secciones estratigráficas nos permite definir las unidades hidráulicas.

Dado que los compartimientos son independientes entre sí tenemos la facilidad de poder

mapear las unidades sedimentarias ya establecidas entre las superficies FS80, FS90 y FS100.

En este trabajo se analizaron la prospectividad del área de estudio y la heterogeneidad de los

cuerpos sedimentarios, por lo que sólo se propone la adquisición de pozos estratigráficos ó

delineadores que permitan confirmar el modelo y delinear las acumulaciones probables y las

posibles existentes.

En la figura 4.51, se muestra el mapa isopaco – estructural geoestadìstico para la unidad FS80

/ FS90. Este mapa muestra la variación de espesor de arena neta en el compartimiento

estructural prospectivo, y la ubicación de los pozos exploradores que permitan confirmar el

modelo estático.

Figura 4.51 Mapa Isopaco / Estructural Geoestadístico de la unidad FS80 / FS90.

158

En la figura 4.52, se muestra el mapa isopaco – estructural geoestadìstico para la unidad FS90

/ FS100. Este mapa muestra la variación de espesor de arena neta en el compartimiento

estructural prospectivo, y la ubicación de los pozos exploradores que permitan confirmar el

modelo estático.

Figura 4.52 Mapa Isópaco / Estructural Geoestadístico de la unidad FS90 / Fs100

N

159

En la figura 4.53, se muestra el mapa isopaco – estructural geoestadìstico para la unidad

FS100 / Grupo Temblador. Este mapa muestra la variación de espesor de arena neta en el

compartimiento estructural prospectivo, y la ubicación del pozo explorador propuesto por este

trabajo.

Figura 4.53 Mapa Isópaco / Estructural Geoestadístico de la unidad FS100 / Temblador

N

160

El estudio permite recomendar la perforación de pozos estratigráficos que permitan aumentar

la certidumbre de los límites de las acumulaciones identificadas, debido a la poca información

de pozos encontrado. No se recomienda realizar esquemas de explotación sin el desarrollo de

un plan de adquisición de información que disminuya incertidumbres y permita optimizar la

producción en frío de estos yacimientos.

El análisis del atributo de “Relative Acoustick Impdance”, permitió limitar los sistemas

sedimentarios, porque fue posible correlacionarlos con los registros discretos y de Gamma

Ray, estos resultados soportan la recomendación de realizar estudios de Inversión sísmica ya

que se presume obtener productos con un mayor detalle sismo-sedimentológico.

La técnica de simulación por objeto condicionado con la información obtenida de las

interpretaciones sedimentológica y sísmicas realizadas en este trabajo, recreó la geometría del

ambiente sedimentológico, con sus distribuciones espaciales de porosidad, permeabilidad y

Sw, obteniéndose una malla estratigráfica que permite visualizar la prospectividad del área y

soportar los planes de adquisición de información.

CAPITULO V

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

En el presente trabajo se realizó un estudio de caracterización y modelado geoestadistico de

la formación Merecure, a objeto de determinar la heterogeneidad y rasgos estructurales de

las zonas compartidas entre los campos Bare y Arecuna. Los resultados obtenidos indican

que:

La formación Merecure se depositó en un ambiente deltaico y la presencia de valles

incisos y sistemas de canales apilados, ofrecen una roca almacén con excelentes

propiedades petrofisicas.

El análisis de correlación por secuencias permitió proponer una ubicación para la

discordancia de Temblador, la cual cotejó con las evidencias de los GR espectral y

cambios de la línea base de lutitas.

Las superficies de impedancia generadas permitieron identificar la posibilidad de

áreas prospectivas en zonas sin información de pozos que en estudios previos fueron

condenadas. Por ejemplo, en la zona central del área de estudio, se tiene un

162

compartimiento estructural con un solo pozo vertical, y alta probabilidad de contener

las zonas axiales de un sistema de canales de alta energía.

El estudio comprueba que la heterogeneidad de los cuerpos sedimentarios pueden

explicar la productividad de los yacimientos, la variabilidad de las porosidades y

permeabilidades y, sobre todo, que la distribución geoestadística de los yacimientos

no se limita a facies de arena y arcilla, ni a petrofacies, sino que tienen que involucrar

el Análisis y distribución de los tipos de cuerpos sedimentarios que interactúan en el

ambiente, para dar una representación real de los ambientes sedimentarios.

El modelo geoestadístico generado utilizado en la herramienta Petrel, permitió

generar una distribución por objeto condicionado por la interpretación

sedimentológica sugerida por la información de sísmica 3D y registros litológicos de

los pozos, permitiendo una reproducción controlada del comportamiento natural de la

distribución de facies en un ambiente deltaico.

El estudio no contradice el modelo estructural ni el modelo sedimentológico

propuesto por los trabajos de Hamilton (1995), Rivero et al (2009), se confirmaron las

fallas y se proponen nuevas fallas secundarias. Se recomienda generar un estudio

sedimentológico que abarque todo el área comprendida entre los campos de Arecuna,

Bare, Cariña y Huyapari, para definir el tipo de delta que dio origen a las

acumulaciones de petróleos encontradas en la formación Oficina.

El estudio recomienda no generar un esquema de explotación sin establecer un plan

de adquisición de información en las zonas prospectivas identificadas, porque no

contamos con suficiente pozos delineadores que permita disminuir la incertidumbre

de las acumulaciones de petróleo.

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