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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERIA DIVISION DE ESTUDIO PARA GRADUADOS
PROGRAMA DE POSTGRADO EN GEOLOGIA PETROLERA
ANÀLISIS DEL PATRÒN DE COMPARTIMENTALIZACIÒN DEL CAMPO TEMBLADOR PARA UNA NUEVA CUANTIFICACIÒN DE PETRÒLEO Y GAS
ASOCIADOS
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia para
optar al Grado Académico de
MAGISTER SCIENTIARUM EN GEOLOGÍA PETROLERA
Autor: Ing. Albi Jesús Cedeño Soler
Tutor: Prof. Américo Perozo
Maracaibo, octubre de 2013
Cedeño Soler, Albi Jesús. ANÀLISIS DEL PATRÒN DE COMPARTIMENTALIZACIÒN DEL CAMPO TEMBLADOR PARA UNA NUEVA CUANTIFICACIÒN DE PETRÒLEO Y GAS ASOCIADOS (2013). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela, Tutor: Prof. Américo Perozo.
Resumen El Campo Temblador, a Diciembre del 2012; presentaba en las cifras de petróleo, un Valor Oficial de POES: 887.523.174 BN, Reservas Recuperables Totales: 296.743.929 BN, Reservas Remanentes: 162.691.788 BN. De igual manera con respecto al gas, un Valor Oficial de GOES: 317.893.522 MPCN, Reservas Recuperables Totales de gas: 200.680.713 MPCN, Reservas Remanentes de gas: 123.212.654 MPCN. Con la nueva compartimentalización del Campo Temblador, se dividió 19 Yacimientos que se encontraban Oficiales en el Libro de Reservas 2012, lo cual generó 47 nuevos Yacimientos, observándose grandes cambios en las divisiones tantohorizontales como verticales, esto luego de realizadas algunas correlaciones estructurales y estratigráficas y unificados los criterios de análisis en el área.Finalmente luego de definir la estructura del Campo se determinó mediante planimetría en la aplicación SIGEMAP V8 el nuevo valor de área y volumen del yacimiento, al igual que la nueva delimitación.Como resultado, se obtuvo un incremento de 280,350 MMB de POES, una reducción de 24.927,679 MMPCN de GOES en Solución y un incremento de 24.329,599 MMPCN GOES Libre. La incorporación de Reservas Recuperables Primarias de 2.571,434 MBN de Petróleo y 24.187,703 MMPCN de Gas.
Palabras Clave: POES, GOES, Reservas Recuperables, Estructura, Estratigrafía, compartimentalización.
E-mail del Autor: [email protected]
CedeñoSoler, Albi Jesus.TEMBLADOR FIELD COMPARTMENTALIZATIONPATTERN ANALYSIS FOR A NEWOIL AND ASSOCIATED GAS QUANTIFICATION (2013). DegreeWork. Universidad del Zulia. División de Postgrado. Facultad de Ingeniería. Maracaibo, Venezuela. Tutor: Prof. Américo Perozo.
Abstract Temblador Field, to December, 2012; presentedin oil figuresa Original Oil in Place (OOIP) OfficialValue of: 887.523.174BN, TotalRecoverable Reserves of: BN296.743.929, Remaining Reserves of: 162.691.788BN. Of equal way regard to the gas, Original Gas in Place (OGIP) OfficialValue of: 317.893.522MPCN, TotalRecoverableGasReserves of: 200.680.713MPCN and Gas Remaining Reserves of: 123.212.654MPCN. With the new Temblador fieldcompartmentalization, 19 official reservoirs in theReserveBook2012 were split, this generated 47 new reservoirs, with large changes in horizontal and verticaldivisions, aftersomestructural and stratigraphiccorrelationsand unifiedanalysis criteriain the area were made.Finallyafter definingthe structure of thefield,was determinedby planimetry using V8SIGEMAP to obtain the new values ofreservoirsarea and volume, as well asthe new delimitation. As a result, there was an increase in the OOIP of280.350MMB, a solution OGIP reduction of 24.927.679 MMPCN, and an Free OGIP increase of 24.329.599 MMPCN. There also was a Oil Primary Recoverable Reserves increase of 2.571.434 MBN and 24.187.703 MMPCN for Gas. Key words: OOIP, OGIP, Recoverable Reserves, Petrophísics Properties, Structure, Stratigraphic, compartmentalization. Author’s e mail: [email protected]
DEDICATORIA
- A Dios Todopoderoso, mi guía espiritual. Gracias por este logro, por permitirme
estar hoy aquí junto a mi familia, porque me has fortalecido en cada dificultad de mi
vida. Gracias por enviarme al lugar indicado y con estas bellas personas que me rodean
y me han mostrado tu infinito amor, gracias porque siempre has estado y estarás a mi
lado.
- A mis padres, Albi Agustín y Hermenlinda, a quienes debo la esencia de lo que
soy.
- A la memoria de mis Abuelos, Jesús y Daría.
- A Mónica Andreina, mi esposa, quien siempre ha sido incondicional conmigo, a
la hora de apoyarme en todas las decisiones que he tomado.
Albi Cedeño.
AGRADECIMIENTO
- A La Universidad del Zulia, por ser mi casa de estudio y brindarme la oportunidad
de formarme profesionalmente.
- A PDVSA Occidente, Gerencia de Reservas CVP, en especial a las personas:
Arlenis Gómez, Danilo Avendaño, Freddy Rojas, Ernesto Lanza, Marisela Nuñez;
quienes siempre estuvieron dispuestos a prestarme su apoyo incondicional para la
ejecución y presentación de este trabajo.
- A mi tutor, Prof. Americo Perozo, por su gran apoyo y dedicación en la asesoría de
este trabajo.
- A la Prof. Thatiana Quintero por su valioso aporte y colaboración durante el
desarrollo de este trabajo.
- A todos mis amigos, hermanos y demás familiares, que de una u otra manera me
han apoyado, y han estado conmigo a lo largo de estos años.
Albi Cedeño.
TABLA DE CONTENIDO Página
RESÚMEN ……………………………………………………………………… 3
ABSTRACT ..……………………………………………………………………. 4
DEDICATORIA ………………....……………………………………………… 5
AGRADECIMIENTO ………………………………..…………………………. 6
TABLA DE CONTENIDO ………………………..…………………………… 7
LISTA DE TABLAS ………………………………………………………….... 9
LISTA DE FIGURAS ………………………………………………………….. 10
INTRODUCCIÓN ……………………………………………………………… 11
CAPITULO
I EL PROBLEMA ……………………………………………… 12
1.1. Planteamiento del Problema ....................................... 12
1.2. Formulación del Problema ………………………..…… 13
1.3. Objetivos de la Investigación …………………………. 13
1.3.1. Objetivo General …………………………………... 13
1.3.2. Objetivos Específicos ……………………………… 13
1.4. Justificación de la Investigación ………………………. 13
1.5. Delimitación de la Investigación ………………………. 14
II MARCO TEÓRICO …………………………………………… 15
2.1. Antecedentes de la Investigación ……………………... 15
2.2. Marco Geológico ………………………………………… 17
2.2.1. Ubicación geográfica del área..…………………….. 17
2.2.2. Reseña Histórica....………………………………….. 18
2.2.3. Estructura........……………………………………….. 20
2.2.4. Estratigrafía............................................................. 22
2.2.5. Revisión Geológica....................………………….… 28
III MARCO METODOLÓGICO …………………………………. 31
3.1. Tipo de Investigación..……………………………………. 31
3.2. Diseño de la Investigación.......................…………….... 32
3.3. Recopilación de la Información...................................... 33
3..4. Revisión Bibliografíca.................................................... 33
3.5. Generación de la Base de Datos................................... 33
3.6. Revisión y Validación de Datos..................................... 34
3.7. Modelo Estratigráfico..................................................... 35
3.8. Modelo Estructural......................................................... 37
3.9. Modelo Petrofísico......................................................... 40
3.10. Modelo Dinámico......................................................... 41
3.11. Calculo de POES, GOES y Reservas......................... 41
IV ANALISIS Y RESULTADOS 44
4.1. Análisis ………………………………………………….... 44
4.1.1. Modelo del Campo Temblador...………………….... 44
4.1.2. Análisis Estratigráfico…….....……………………….. 45
4.1.3. Análisis Estructural........……………………………... 52
4.1.4. Compartimentalización del Campo Temblador........ 62
4.1.4.1. Yacimientos Oficina 34, Oficina 28, Oficina
31...........................................................................................
62
4.1.4.2. Yacimientos Oficina 22, Oficina 19, Oficina 16,
Oficina 13, Oficina 53, Oficina 59...........................................
65
4.1.4.3. Yacimientos Oficina 62, Oficina 65, Oficina 68,
Oficina 71........................................................................................ 72
4.1.4.4. Yacimientos Oficina 74, Oficina 77, Oficina 80,
Oficina 83, Oficina 92 y Oficina 108............................................... 75
4.1.5. Descripción de Nuevos Yacimientos del Campo
Temblador..................................……………………………….
77
4.1.5.1. Unidad Jobo Superior......................................... 77
4.1.5.2. Unidad Jobo Inferior............................................ 80
4.1.5.3. Unidad Morichal Superior.................................... 100
4.1.5.4. Unidad Morichal Inferior...................................... 113
4.1.6. Análisis Petrofísico.................................................... 120
4.1.7. Evaluación Dinámica del Área en Estudio................ 153
4.1.7.1. Análisis Parámetros Físicos............................... 153
4.1.7.2. Propiedades de los Fluidos................................ 155
4.1.7.3. Factores de Recobro de Petróleo y Gas............. 162
4.1.8. Cálculo de Área y Volumen...................................... 162
4.1.9. Cálculos de POES, GOES y Reservas ………….…. 163
4.2. Resultados ………………………………………………… 164
CONCLUSIONES 167
RECOMENDACIONES 169
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS 170
ANEXOS
1. Sección estratigráfica C – C’ (SE – NO)
2. Sección estratigráfica D – D’ Norte – Sur
3. Sección estratigráfica E – E’ de dirección Noroeste – Sureste
4. Sección Estratigráfica F – F’ (NO – SE).
5. Mapa Isópaco Estructural de Jobo Inferior. Temblador Este.
6. Mapa Isópaco Estructural de Jobo Inferior. Arena 2. Temblador Este.
7. Mapa Isópaco Estructural de Jobo Inferior. Arena 3. Temblador Este.
8. Mapa Isópaco Estructural de Morichal Inferior. Temblador Este.
9. Mapa Isópaco Estructural de Morichal Superior. Temblador Este.
10. Mapa Isópaco Estructural de Jobo Inferior. Temblador Oeste.
11. Mapa Isópaco Estructural de Jobo Inferior. Arena 2. Temblador Oeste.
12. Mapa Isópaco Estructural de Jobo Superior. Temblador Oeste.
13. Mapa Isópaco Estructural de Morichal Inferior. Temblador Oeste.
14. Mapa Isópaco Estructural de Morichal Superior. Temblador Oeste.
LISTA DE TABLAS Tabla Página
1 Pozos utilizados para el cálculo de la resistividad del agua de formación
para el Miembro Jobo................................................................................
121
2 Pozos utilizados para el cálculo de la resistividad del agua de formación
para el Miembro Morichal..........................................................................
121
3 Resistividad del Agua de Formación para el Miembro Jobo..................... 124
4 Resistividad del Agua de Formación para el Miembro Morichal................ 125
5 Densidad y Porosidad de las Arcillas del Miembro Jobo........................... 129
6 Densidad y Resistividad de las Arcillas del Miembro Jobo....................... 130
7 Densidad y Porosidad de la Arcilla Húmeda para el Miembro Jobo......... 131
8 Densidad y Porosidad de las Arcillas del Miembro Morichal.................... 132
9 Densidad y Resistividad de las Arcillas del Miembro Morichal................ 133
10 Densidad y Porosidad de la Arcilla Húmeda para el Miembro Jobo........ 134
11 Balance de Reservas Probadas Campo Temblador............................... 165
12 Balance de Reservas Probables Campo Temblador.............................. 165
13 Balance de Reservas Posibles Campo Temblador................................ 165
LISTA DE FIGURAS
Figura Página
1 Ubicación Geográfica de los campos en el Área Mayor de Temblador............ 18
2 Corte Geológico Noreste - Sureste del flanco Norte de la Subcuenca de Maturín (Mendoza
V, 2001)………...............................................................…. 21
3 Correlación regional del campo ...................................................................... 22
4 Columna estratigráfica Campo Temblador Área Oeste .......………………...... 29
5 Registro Tipo Campo Temblador......................................…….……………..... 30
6 Esquema de la distribución vertical de la Formación
Oficina..............................................................................................................
45
7 Mapa con la visualización del Mallado do correlaciones en Campo
Temblador........................................................................................................
46
8 Calibración en tiempo de registros sónicos para verificaciones de Topes
Formacionales..................................................................................................
47
9 Correlación regional con pozos de Campo Temblador y Campo Uracoa, para
validación de Topes Formacionales.................................................................
47
10 Correlación regional con pozos de Campo El Salto, Uracoa y Bombal para
validación de topes formacionales...................................................................
48
11 Atributo de impedancia que muestra el acuñamiento de la unidad de Jobo
Superior contra lafalla principal......................................................................
49
12 Correlación Estratigráfica regional al tope de la Formación Oficinadonde se
observa un acuñamiento de la Unidad Jobo Superior y de la Unidad Jobo
Inferior..............................................................................................................
50
13 Paleoambientes observados para la Unidad Superior e inferior del Miembro
Jobo.................................................................................................................
50
14 Correlación estratigráfica regional al tope del Miembro Yabo donde se
observa la lenticularidad de la Unidad Morichal Superior propia de un
ambiente transicional v hacia la Unidad de Morichal Inferior el amalgamiento
de los cuerpos arenosos, ambiente transicional de tipo costero......................
51
15 Paleoambientes observados para la Unidad Superior e Inferior del Miembro
Morichal............................................................................................................
51
16 Mapa donde se muestra los datos sísmicos 3D disponibles Campo 53
Temblador........................................................................................................
17 Comparación entre los polígonos de falla oficiales y los polígonos de falla
interpretados de los datos sísmicos 3D disponibles en Campo Temblador....
54
18 Corrección de la trayectoria de la Falla principal en la zona oeste................. 55
19 Interpretación de las fallas perpendiculares a la falla principal en un atributo sísmico
geométrico al tope de Jobo Superior................................................. 56
20 Corrección de la trayectoria de la Falla principal en la zona centro............... 57
21 Sección perpendicular al rumbo de las fallas que forman el graben.............. 58
22 Interpretación de las fallas perpendiculares a ala falla principal en un atributo
sísmico geométrico al tope de Jobo Superior................................................
58
23 Corrección de la trayectoria de la Falla principal en la zona centro este....... 59
24 Interpretación de las fallas perpendiculares a la falla principal en un atributo sísmico
geométrico al tope de Jobo Superior................................................ 60
25 Sección de la Zona Centro Este del Campo Temblador................................ 60
26 Corrección de la trayectoria de la Falla principal en la Zona Centro Este..... 61
27 Mapa Oficial de los Yacimientos OFICINA 34, OFICINA 28 y OFICINA 31... 62
28 Nuevo mapa de los Yacimiento Oficina 34; Oficina 28 y Oficina 31 al tope de
la Unidad Jobo Superior, y su comparación con los límites oficiales..............
63
29 Nuevo mapa de los Yacimiento Oficina 34; Oficina 28 y Oficina 31 al tope de
la Unidad Jobo Inferior, y su comparación con los límites oficiales................
64
30 Nuevo mapa de los Yacimiento Oficina 34; Oficina 28 y Oficina 31 al tope de
la Unidad Morichal Superior, y su comparación con los límites oficiales........
64
31 Nuevo mapa de los Yacimiento Oficina 34; Oficina 28 y Oficina 31 al tope de
la Unidad Morichal Inferior, y su comparación con los límites oficiales...........
65
32 Mapa Oficial de los Yacimientos OFICINA 22, OFICINA 19, OFICINA 16 y
OFICINA 13.....................................................................................................
66
33 Mapa estructural en tiempo al tope del Miembro Jobo, donde se observan las
variaciones estructurales en el Centro-Oeste del Campo Temblador.............
67
34 Nuevo mapa ajustado a la nueva interpretación de los Yacimiento Oficina 19,
Oficina22, Oficina 16; Oficina 13 u Oficina 53 al tope de la Unidad Jobo
Superior, y su comparación con los límites oficiales.......................................
67
35 Horizonte visualizado en el modelo en 3D, donde se observa la variación de
la nueva distribución Vs lo Oficial Yacimiento Oficina 19, Oficina22, Oficina
68
16; Oficina 13 u Oficina 53................................................................................
36 Correlación estructural a -3400 pies tvdss donde se observa los cambios
laterales de fluidos en yacimientos vecinos yacimiento Oficina 19, Oficina 22,
y nuevas áreas..................................................................................................
68
37 Sección sísmica, utilizando el atributo de impedancia, donde se observa la
complejidad estructural en esta área, específicamente entre los pozos TT-59
y TT-60. Así como se observa la separación estructural de ambos
yacimientos en todos sus niveles......................................................................
70
38 Sección sísmica, utilizando el atributo de impedancia, donde se observa la
división estructural en esta área, específicamente entre los pozos
pertenecientes al antiguo bloque 19 y bloque 16..............................................
70
39 Horizonte visualizado en el modelo en 3D, donde se observa la variación de
la nueva distribución Vs lo Oficial Oficina 16, Oficina 13; oficina 53 y Oficina
59.......................................................................................................................
71
40 Correlación estructural a -3400 pies tvdss donde se observa los cambios
laterales de fluídos en yacimientos vecinos yacimientos Oficina 16, Oficina
13; oficina 53 y Oficina 59.................................................................................
71
41 Mapa Oficial de los Yacimiento Oficina 62, Oficina 65, Oficina 68 y Oficina
71......................................................................................................................
73
42 Horizonte visualizado en el modelo en 3D, donde se observa la variación de
la Nueva Distribución Vs lo Oficial Yacimiento Oficina 62, Oficina 65, Oficina
68 y Oficina 71...................................................................................................
74
43 Correlación estructural a -3500 pies tvdss donde se observa los cambios
laterales de fluídos en yacimientos vecinos yacimientos Oficina 62, Oficina
65, Oficina 68 y Oficina 71.................................................................................
74
44 Mapa Oficial de los Yacimiento Oficina 74, Oficina 77, Oficina 80 y Oficina
83, Oficina 92 y Oficina 108..............................................................................
75
45 Horizonte visualizado en el modelo en 3D, donde se observa la variación de
la Nueva Distribución Vs lo Oficial, Yacimiento Oficina 74, Oficina 77, Oficina
80 y Oficina 83, Oficina 92 y Oficina 108...........................................................
76
46 Correlación estructural a -3500 pies tvdss donde se observa los cambios
laterales de fluidos en yacimientos vecinos yacimientos Oficina 74, Oficina
76
77, Oficina 80, Oficina 83, Oficina 92 y Oficina 108..........................................
47 Yacimiento OFIJS TT-51.................................................................................. 78
48 Yacimiento OFIJS TY-2.................................................................................... 79
49 Yacimiento OFIJS TY-27.................................................................................. 80
50 Yacimiento OFIJI TT-76................................................................................... 81
51 Yacimiento OFIJI TY-2..................................................................................... 82
52 Yacimiento OFIJI TT-23................................................................................... 83
53 Yacimiento OFIJI TT-73................................................................................... 84
54 Yacimiento OFIJI TT-4..................................................................................... 85
55 Prospecto OFIJI 101........................................................................................ 86
56 Prospecto OFIJI 102........................................................................................ 86
57 Yacimiento OFIJI TY-25................................................................................... 87
58 Yacimiento OFIJI TY-1..................................................................................... 88
59 Yacimiento OFIJI TH-2..................................................................................... 89
60 Yacimiento OFIJI1 TT-7................................................................................... 90
61 Yacimiento OFIJI2 TT-7................................................................................... 91
62 Yacimiento OFIJI TT-1..................................................................................... 92
63 Yacimiento OFIJI1 TH-5.................................................................................. 93
64 Yacimiento OFIJI2 TH-5.................................................................................. 94
65 Yacimiento OFIJI1 TT-30................................................................................ 95
66 Yacimiento OFIJI2 TT-30................................................................................ 96
67 Yacimiento OFIJI3 TT-30................................................................................ 97
68 Yacimiento OFIJI TT-37.................................................................................. 98
69 Yacimiento OFIJI TT-3.................................................................................... 99
70 Yacimiento OFIJI TT-22.................................................................................. 100
71 Yacimiento OFIMS TT-53............................................................................... 101
72 Yacimiento OFIMS TT-47............................................................................... 102
73 Prospecto OFIMS 101.................................................................................... 103
74 Yacimiento OFIMS TT-59.............................................................................. 104
75 Yacimiento OFIMS TY-33............................................................................. 105
76 Yacimiento OFIMS TY-34................................................................................. 105
77 Yacimiento OFIMS TY-1................................................................................... 106
78 Yacimiento OFIMS TT-12................................................................................. 107
79 Yacimiento OFIMS TT-1................................................................................... 107
80 Yacimiento OFIMS TH-3.................................................................................. 108
81 Yacimiento OFIMS TH-16................................................................................ 109
82 Yacimiento OFIMS TH-19................................................................................ 110
83 Prospecto OFIMS 102..................................................................................... 111
84 Yacimiento OFIMS TRN-1............................................................................... 112
85 Prospecto OFIMS 701..................................................................................... 113
86 Yacimiento OFIMI TT-51................................................................................. 114
87 Prospecto OFIMI 101...................................................................................... 115
88 Prospecto OFIMI 102...................................................................................... 116
89 Yacimiento OFIMI TT-22................................................................................. 116
90 Yacimiento OFIMI TH-19................................................................................. 117
91 Yacimiento OFIMI TH-13................................................................................. 118
92 Yacimiento OFIMI TRN-1................................................................................ 119
93 Prospecto OFIMI 701...................................................................................... 120
94 Gráfico de Pickett; Porosidad Efectiva Versus Resistividad Profunda Pozo
TT-61...............................................................................................................
126
95 Gráfico de Pickett; Porosidad Efectiva Versus Resistividad Profunda Pozo
TY-45...............................................................................................................
127
96 Gráfico Cruzado de RHOB vs NPHI para el Miembro Jobo............................ 129
97 Gráfico Cruzado de RHOB vs RD para el Miembro Jobo............................... 130
98 Gráfico Cruzado de RHOB vs NPHI para el Miembro Jobo para determinar la
densidad de arcilla húmeda............................................................................
131
99 Gráfico Cruzado de RHOB vs NPHI para el Miembro Morichal...................... 132
100 Gráfico Cruzado de RHOB vs RD para el Miembro Morichal......................... 133
101 Gráfico Cruzado de RHOB vs NPHI para el Miembro Morichal para
determinar la densidad de arcilla húmeda.......................................................
134
102 Gráfico de Neutrón Vs Arcillosidad para determinar ecuación de Neutrón
Sintética........................................................................................................... 142
103 Gráfico de Densidad Vs Arcillosidad para determinar ecuación de Densidad
Sintética.............................................................................................................
143
104 Comparación de las curvas de Neutrón y Densidad sintéticas con las curvas 145
de Neutrón y de densidad reales para el pozo TT-53......................................
105 Gráfico de Sw vs RD para determinación de Saturación de Agua de Corte en
el Miembro Jobo...............................................................................................
147
106 Gráfico de Sw vs RD para determinación de Saturación de Agua de Corte en
el Miembro Morichal.........................................................................................
148
107 Gráfico de RD vs. PHIE para determinación de Porosidad Efectiva de Corte
en el Miembro Jobo.........................................................................................
149
108 Gráfico de RD vs. PHIE para determinación de Porosidad Efectiva de Corte
en el Miembro Morichal...................................................................................
150
109 Gráfico de RD vs. VCLGR para determinar el volumen de arcilla de corte en
el Miembro Jobo..............................................................................................
151
110 Gráfico de RD vs. VCLGR para determinar el volumen de arcilla de corte en
el Miembro Morichal........................................................................................
152
CAPÍTULO I
EL PROBLEMA 1.1. Planteamiento del problema.
El Campo Temblador se encuentra ubicado en el Área Mayor de
Temblador, zona central del estado Monagas, en la Cuenca Oriental de
Venezuela, al Norte del Bloque Carabobo de la Faja petrolífera del Orinoco,
tiene una extensión de 40 Km E-O y 4,5 Km de Ancho N-S, la formación
productora es Oficina (Oligoceno Tardío a Mioceno Temp.).
Los datos oficiales del campo para el Cierre Oficial de Reservas al
31/12/2012 son los siguientes: La gravedad API en el Campo varía en un
rango entre 10 y 28 °API, POES: 887.523.174 BN, Reservas Recuperables
Totales: 296.743.929 BN, Reservas Remanentes: 162.691.788 BN,
Producción Acumulada de Petróleo: 134.052.141 BN, Producción Diaria de
Petróleo: 9.389 BND, GOES: 317.893.522 MPCN, Reservas Recuperables
Totales de gas: 200.680.713 MPCN, Reservas Remanentes de gas:
123.212.654 MPCN, Producción Acumulada: 77.468.059 MPCN, Producción
Diaria de Gas: 5.907 MPCND.
Por muchos años se ha explotado el campo Temblador de manera
exitosa; sin embargo, no se tenía definido un modelo Geológico confiable,
por lo que se surgió la necesidad de realizar un estudio del área, que
permitiera un mejor entendimiento de la estructura presente y a su vez
sincerizar el Volumen de POES / GOES y reservas de Petróleo y Gas
asociadas. La revisión y validación de la información existente, adicional de
la nueva información disponible, permitirán detallar el desarrollo
estratigráfico y estructural del campo y de las arenas que lo conforman, lo
cual haría necesaria una nueva redefinición y delimitación del área objeto de
estudio.
1.2.Formulación del problema.
Con base en las consideraciones antes planteadas y de acuerdo a la
problemática descrita, se plantea la siguiente interrogante: ¿Es factible
cuantificar las reservas probadas de petróleo y gas existentes en el Campo
Temblador, mediante la actualización de los modelos estratigráficos, y
estructurales del área?
1.3.Objetivos de la investigación:
1.3.1.Objetivo general:
Analizar el patrón de compartimentalización del Campo Temblador,
Cuenca Oriental de Venezuela, para una nueva cuantificación de las
reservas de petróleo y gas asociados.
1.3.2. Objetivos específicos:
- Describir los criterios y métodos utilizados para el reprocesamiento
sísmico realizado en el año 2010 en el Campo Temblador.
- Analizar los resultados del reprocesamiento sísmico para una
caracterización más detallada de las estructuras presentes.
- Identificar las estructuras que conforman los nuevos
compartimientos a través de correlaciones estructurales y
estratigráficas de los pozos presentes.
1.4.Justificación de la investigación.
La importancia de este proyecto radica en la necesidad, de realizar en el
Campo Temblador una revisión de sus parámetros geológicos y de
yacimientos, para obtener una nueva volumetría del referido campo objeto
de estudio y de esta forma poder validar y sustentar el incremento o
disminución de sus reservas ante el Ministerio de Petróleo y Minería.
1.5.Delimitación de la investigación.
- Espacial: El estudio propuesto se realizó en el Campo Temblador,
localizado en el Área Mayor de Temblador, zona central del estado
Monagas y al Norte del Área Carabobo de la Faja petrolífera del
Orinoco.
- Temporal: El tiempo estimado para la ejecución de este proyecto se
estima en un lapso de seis (6) meses comprendidos entre Marzo y
Agosto del 2013.
El estudio se llevó a cabo en la Gerencia de Recursos de
Hidrocarburos – Gerencia Técnica de CVP.
CAPITULO II
MARCO TEÓRICO
2.1. Antecedentes de la investigación Linares M., Luisely P. (2012) “Caracterización mediante atributos sísmicos y registros de pozo de las arenas de los miembros Jobo y Morichal de la zona este del campo Temblador”. Tesis de Grado. Venezuela.El campo Temblador, cubre
aproximadamente 170 km. Fue descubierto por el pozo TT-1, perforado en 1936
(Petrodelta, 2008). La zona Oeste y Central de Temblador ha sido muy explotada,
debido a la gran cantidad de reservas, mejor ubicación de pozos y además de la
disponibilidad de Infraestructura (Beicip, Franlap, 1998). En vías de aumentar la
producción en el lado Este del campo, se propuso realizar una caracterización detallada
de las arenas del Miembro Jobo y Morichal, a través del uso de atributos sísmicos y
registros de pozos, que permita identificar nuevas áreas prospectivas y obtener un
mejor conocimiento de las ya existentes. Con este objetivo se implementó una
metodología que consistió de tres fases. Primero, una interpretación sísmica que
incluyo las fallas y los horizontes de interés en el área. Segundo, la conversión tiempo-
profundidad a través de la generación de una serie de mapas de velocidad. Tercero, el
análisis de las propiedades petrofísicas (volumen de arcilla y porosidad) con los
atributos sísmicos (instantáneos, geométricos y especiales) a través de los métodos de
regresión lineal, cokriging y redes neuronales. Resultando el ultimo método como el
mas robusto para predecir dichas propiedades. Se generaron los mapas de pseudo
propiedades para los miembros de interés, permitiendo identificar las áreas
prospectivas, las cuales se encuentran en su mayoría al Oeste de la zona de estudio y
disminuyen hacia el Este. Conocer estas áreas prospectiva, se traducirá en una
disminución del riesgo asociado a la ubicación de futuras localizaciones en el campo.
Rosillo R., Aleska N. (2010) “Evaluación petrofísica de las arenas pertenecientes al área de los yacimientos Oficina 29, Oficina 31 y Oficina 34 del Campo Temblador, Estado Monagas.”. Tesis de Grado. Venezuela. La caracterización de
los yacimientos es uno de los aspectos más importantes para realizar las actividades de
explotación, perforación y reacondicionamiento de pozos, ya que por medio de ésta se
definen las propiedades de las rocas y de los fluidos como litología, porosidad,
permeabilidad y saturación de fluidos. Dichos parámetros son indispensables para
determinar reservas de hidrocarburo presentes en las formaciones. Este trabajo se
desarrolló con la finalidad de realizar una evaluación petrofísica de las arenas
pertenecientes a los Miembros Jobo y Morichal de la Formación Oficina para
caracterizar las rocas de los yacimientos Oficina 28, Oficina 31 y Oficina 34 del
CampoTemblador ubicado al Sur del Estado Monagas. El estudio se desarrolló mediante la
creación de un modelo petrofísico con 26 pozos, integrando los perfiles y los datos
disponibles por medio del programa Interative Petrophysics. Realizada la evaluación
petrofísica a partir de la determinación de las propiedades del sistema roca-fluido
(porosidad, permeabilidad, saturación de agua y volumen de arcilla), se obtuvo que los
yacimientos pueden ser hidrófilos (n=2) con arenas moderadamente cementadas. El
Miembro Morichal Superior presenta la mayor arcillosidad en la formación (valores entre
10% y 22%). Se identificó que los intervalos más prospectivos para la producción
corresponden a los cuerpos arenosos de Jobo Superior y Jobo Inferior en los
yacimientos del estudio, debido a que presentan los mejores espesores de arena neta
petrolífera, además de buenas características de porosidad y permeabilidad. Como
prospecto secundario se puede explotar el Miembro Morichal Superior. No se
recomienda el cañoneo de Morichal Inferior a pesar que presenta buena calidad de
roca, debido a que posee altas saturaciones de agua. Tuzzo M., Marcelo J. (2002) “Evaluación de alternativas de explotación de las reservas remanentes, Yacimiento OF-16 de la Formación Oficina Campo Temblador”. Tesis de Grado. Venezuela.La optimización en la recuperación de
reservas y el incremento de la producción en yacimientos nuevos y particularmente en
los maduros, es una necesidad creciente que requiere ser resuelta mediante una
descripción y cuantificación más detallada y precisa de los yacimientos. Actualmente,
en la Unidad de Explotación y Producción, altos cortes de agua y/o problemas de
cronificación de gas, lo cual implica que los costos de producción y la reactivación de
los mismos no sean económicamente rentables. Inicialmente para el desarrollo del
estudio se revisó la información proveniente de registros eléctricos, secciones
estratigráficas y estructurales, así como, de la sísmica 3D; con la finalidad de evaluar la
más reciente interpretación geológica (modelo estático no Oficial), donde se plantea la
comunicación lateral y vertical de los cuerpos sedimentarios. La revisión geológica,
efectivamente, permitió diferenciar tres unidades de flujo: la Unidad de Flujo U1
(Miembro Jobo), separada por una lutita de aproximadamente 40 pies de espesor
(Miembro Yabo) de las Unidades de Flujo U2 y U3 (Miembros Morichal Superior e
Inferior respectivamente); también se concluye que el yacimiento OF-16 se comunica
lateralmente hacia el Este con los yacimientos OF-13 y OF-53, constituyendo la Zona 5
del Campo Temblador, razón por la cual se redefinió el área de estudio.
2.2. Marco Geológico 2.2.1. Ubicación geográfica del área.
El Campo Temblador, está ubicado en el Área Mayor de Temblador, Zona central del
Estado Monagas, Municipio Maturín y al norte del Área Carabobo de la Faja Petrolífera
del Orinoco. Pertenece al Área Mayor de Temblador que está situada en el Sector
central del Estado Monagas.
Específicamente en el Flanco Sur de la Cuenca Oriental de Venezuela, a lo largo de
franjas paralelas (fallas normales) de rumbo Noreste. En la Alineación Norte se ubican
los campos El Salto y Jobo-Morichal; en la banda Sur, la línea de acumulaciones de
Temblador, Isleño, Pilón, Uracoa, Bombal y Tucupita. (Código estratigráfico "C:E
PDVSA-INTEVEP-1997).
Dicho campo se define como una acumulación larga y estrecha en la cual la zona
petrolífera se extiende por unos 45 Km en sentido este-oeste y de 1 a1.5 Km
transversalmente, desarrollada en el lado norte de la Falla de Temblador, la cual está
acompañada de al menos 20 fallas oblicuas, que en ocasiones contribuyen a cierre en
las acumulaciones de petróleo.
Figura 1. Ubicación Geográfica de los campos en el Área Mayor de Temblador. Tomado
y modificado de "Rosillo, Aleska 2010"
2.2.2. Reseña histórica.
El Campo Temblador fue descubierto por la "Creole Petroleum Corporation" con la
perforación del pozo TT-1, completado en septiembre de 1936. La prueba oficial de
descubrimiento fue de 1776 BPPD de 23,6 °APl con 222 RGP en una arena de 45 pies
de espesor neto petrolífero.
Perforación exploratoria y de avanzada en los anos siguientes al descubrimiento.
Permitieron definir la geometría del campo. La estructura consiste de una trampa
formada contra el lado levantado de una falla normal que buza hacia el flanco sureste
de la Subcuenca de Maturín. La Falla de Temblador tiene orientación aproximada este-
oeste, con desplazamiento máximo hacia el sur, que alcanza hasta los 350 pies. Otras
fallas menores dividen la trampa en compartimientos. Campo Temblador cuenta
oficialmente con 19 yacimientos.
La Formación Oficina, principal productora del área, está dividida en cuatro Miembros y
ubicándose a una profundidad aproximada de 3550 pie.
EI Miembro Pilón no contiene arenas petrolíferas; El Miembro Jobo, presente en la
mayoría de los pozos haciéndose másarcillosos hacia el noreste hasta llegar a la
SALTOEL
desaparición total de los lentes arenosos cerca del pozo TH-19. Subyacente a Jobo, se
encuentra una lutita de mediano espesor, el Miembro Yabo, considerado el marcador
regional del área. el cual constituye una importante barrera vertical. Por debajo del
Miembro Yabo, se encuentra el Miembro Morichal donde seobserva una transicional al
tope y otra masiva a la base, esta última en su mayoría saturadade agua. La gravedad
API del crudo y la salinidad de agua por debajo y por encima de Yabo son
medianamente diferentes; Jobo y Morichal presentan contactos diferentes dentro
delmismo compartimiento. Con respectos a las propiedades de las arenas, se pude
decir queson de excelente calidad con porosidades que oscilan entre 20% y 35%;
permeabilidadespor el orden de 1 Darcy, con saturación inicial de aproximadamente
20%.
Este campo oficialmente está dividido en 19 Yacimientos en los cuales no hay
separación vertical, siendo la Formación Oficina (Miembro Jobo, Yabo y Morichal) el
yacimiento productor. Dichos Yacimientos son: Oficina 34; Oficina 31, Oficina 28,
Oficina 19, Oficina 22, Oficina 16, Oficina 13, Oficina 53, Oficina 59, Oficina 62, Oficina
65, Oficina 68, Oficina 71, Oficina 74, Oficina 77, Oficina 80, Oficina 83, Oficina 92 y
Oficina 108. Las Reservas oficiales del campo para el Cierre de Reservas al 31/12/2012
son las siguientes: POES: 887.523.174 BN, Reservas Recuperables Totales:
296.743.929 BN, Reservas Remanentes: 162.691.788 BN, Producción Acumulada de
Petróleo: 134.052.141 BN, Producción Diaria de Petróleo: 9.389 BND, GOES:
317.893.522 MPCN, Reservas Recuperables Totales de gas: 200.680.713 MPCN,
Reservas Remanentes de gas: 123.212.654 MPCN, Producción Acumulada:
77.468.059 MPCN, Producción Diaria de Gas: 5.907 MPCND.
2.2.3. Estructura.
El campo Temblador está localizado en el flanco Sur de la Cuenca Sedimentarla de
Oriente. Estructuralmente, este campo está ubicado sobre un homoclinal de buzamiento
Norte, en el cual los estratos de las formaciones petrolíferas buzan con un ángulo de
dos a cuatro grados hacia el Norte, en dirección a la cuenca.
La acumulación de hidrocarburos este localizada a lo largo del bloque norte de la gran
falla de Temblador, de rumbo noreste y buzamiento sur. Además de esa falla y en su
lado norte se encuentran fallas secundarias transversales que forman una serie
alineada de culminaciones que se prolongan en un declive hacia el este.
Las trampas que limitan las acumulaciones son de tipo combinado en la mayoría de los
casos, de acuñamientos laterales de !as cuerpos arenosos con las fallas del Brea.
La falla de Temblador pertenece al sistema de buzamiento y desplazamiento sur, que
alcanza su máximo aproximado de 300 m en la parte central, desde donde decrece
hacia ambos extremos.
En la parte norte de la falla y muy cerca de su plano se encuentran pequeñas
inversiones en el buzamiento de las capas, que forman cierres dómicos por una
longitud aproximada de 10 Km al Este del Punto de cruce de falla con el Río Yabo. Este
fenómeno se prolonga por otros 10 Km con una tendencia de declive hacia el Este. La
Falla de Temblador de buzamiento Sur separa los yacimientos del Campo Temblador y
Campo Pilón. El movimiento estructural se ha ubicado en el Mioceno Tardío y Plioceno
Temprano, puesto que las fallas afectan la Formación Las Piedras y se profundizan
dentro de Basamento.
Los cierres estructurales para los yacimientos en esta Brea son producidos por fallas
menores de ajuste, generalmente oblicuas al rumbo regional, conformando estructuras
favorables para la acumulación de hidrocarburos.
Figura 2. Corte Geológico Noreste - Sureste del flanco Norte de la Subcuenca de
Maturín (Mendoza V., 2001)
2.2.4. Estratigrafía.
La estratigrafía de Campo Temblador, es la característica de lazona Sur de la Cuenca
Oriental de Venezuela y todos los campos vecinos. En el Campo Temblador la columna
estratigráfica está conformada por cuatro grandes unidades sedimentarias, observadas
en las diferentes correlaciones realizadas en dicho campo, que mencionadas de tope a
base son las Formaciones Mesa, Las Piedras, Freites y Oficina, las cuales cubren
discordantemente el Grupo Temblador de edad Cretácico. Toda esta secuencia yace
sobre un Basamento Ígneo – Metamórfico del Pre-Cámbrico que representa el borde
septentrional del Escudo de Guayana.
Figura 3. Correlación regional del campo. Tomado y modificado de "Rosillo, Aleska
2010
- Formación Mesa: (Pleistoceno), cubre discordantemente la mayor parte del área. Está
compuesta por arenas, gravas y conglomerados, alternando con arcillas. En el Campo
Temblador promedia 1700 pies de espesor.
- Formación Las Piedras: (Mioceno Superior- Plioceno), con origen continental de tipo
fluvial, está constituida por capas poco consolidadas de arenisca carbonácea, friable,
de grano fino a grueso, asociada con arcillas y lutitas; presenta abundantes lignitos y
gravas. Esta formación ha sido interpretada en los registros eléctricos como saturada de
agua dulce.
- Formación Freites: (Mioceno medio), concordante con la Formación Oficina, es
considerada de origen marino y litológicamente consiste de lutitas grises medianamente
duras y físiles. También se pueden encontrar algunos lentes de areniscas poco
consolidadas y completamente saturadas de agua salada. En el Campo Temblador
tiene un espesor máximo de 1500' de arenas
intercaladas con lutitas. Pasa transicionalmente a la Formación Las Piedras,
suprayacente.
- Formación Oficina: (Mioceno Temprano a Medio), Descansa discordantemente
sobre Grupo Temblador y arriba pasa de forma concordante a la Formación Freites. Se
distingue litológicamente por una alternancia de areniscas y lutitas. Las areniscas de
esta formación constituyen una de las zonas productoras de crudos pesados más
importante en toda el área, la Formación Oficina alcanza un espesor promedio de 750
pies. Diferentes autores calculan que las areniscas representan el 80% de la formación.
Dos capas lutíticas (marcadores geológicos) definen los Miembros Jobo y Morichal. La
primera de estas lutitas corresponde al Miembro Pilón, ubicado hacia el tope de la
Formación Oficina, y la segunda capa lutítica corresponde al Miembro Yabo, ubicado
entre los Miembros Jobo y Morichal.
Las areniscas de Jobo y Morichal están mejor desarrolladas en la parte central y oeste
del Campo, mientras que areniscas pobremente desarrolladas en ambos Miembros
caracterizan el área este del Campo. La estratigrafía de las subdivisiones internas de
Jobo y Morichal es compleja, ya que los cambios laterales de los espesores de estos
cuerpos de arena pueden ocurrir a poca distancia.
En los Campos El Salto, Jobo-Morichal y Temblador la Formación Oficina fué dividida
en 4 Miembros que de base a tope se denominan: Morichal, Yabo, Jobo y Pilón. La
Formación Oficina, de origen fluvio – deltáico, consiste de una serie de estratos de
arena no consolidadas y lutitas interestratificadas, con un tope promedio de 3.350'. y
donde se observa claramente la variación de ambientes fluvio-deltáico a marino somero
en dos ciclos sedimentarios (Miembro Morichal y Miembro Jobo) separados por un
intervalo marino de lutitas con espesores que varían de 35 a15 pies, disminuyendo en
sentido oeste a este. Esta Formación constituye la zona productora de hidrocarburos de
este Campo.
- Miembro Pilón: Se componen litológicamente de lutitas gris oscura, calcárea, fosilífera
y ligeramente arenosa con intercalaciones delgadas de caliza que separa las arenas
productoras del Miembro Jobo con la Formación Freites.
- Miembro Jobo:Es el segundo en importancia dentro del complejo fluvio – deltáico de la
Formación Oficina. Esta unidad está definida en el tope y en la base por extensas
capas lutíticas, la basal corresponde al Miembro Yabo, y al tope el Miembro Pilón. Es un
miembro que ha sido dividido en 2 unidades debido un cierra estratigráfico visible en la
sísmica 3D cerca del pozo TT-62 en el oeste del Campo.
- Miembro Jobo Superior:Al igual que la Unidad Inferior, las facies de Jobo Superior está
caracterizado por canales distributarios, canales de marea, y complejos de barras
litorales, pero que se desarrollan sólo en la partes Oeste del campo, abarcando sólo 3
Yacimientos, debido a que hacia el área Centro-Este se observa un ambiente marino de
aguas someras, donde la lutita predomina, desapareciendo los intervalos arenosos.
Esta unidad presenta una capa de gas libre hacia el Sur y un acuífero activo hacia el
Norte. Estos paquetes de arenas producen petróleo que oscila entren 16º a 18º API.
- Miembro Jobo Inferior:Las facies de esta unidad se caracterizan por un patrón
agradacional en la parte oeste del campo con formas cilíndricas y de campana en los
registros de SP y GR, representado por canales distributarios, canales de marea, y un
complejo de barras de bajo delta y bajas litorales intercaladas, que muestra capas
delgadas de lignito. Consiste en arenas sueltas de grano fino a medio, las cuales se
encuentran separadas por intercalaciones de lutitas de espesores variables continuas a
través de todo el yacimiento. Hacia el centro - este del Campo se observa un ambiente
marino de aguas someras, visible aumento de los espesores de las lutitas y por ende la
disminución de los espesores de arena hasta desaparecer por completo cerca de los
pozos TY-40 y TH-19, hacia el este del Campo. Los espesores de los lentes de esta
unidad pueden variar de 90 pies en el área Oeste donde se observan los intervalos
arenosos hasta 10 pies en el área Este donde aumentan los intervalos lutiticos. Esta
unidad presenta una capa de gas libre hacia el Sur y un acuífero activo hacia el Norte.
Estos paquetes de arenas producen petróleo que oscila entren 12º y 18º API.
- Miembro Yabo: Está formado por una sección lutítica con pequeños lentes
limoarenosos hacia el tope; esta sección lutita constituye el sello entre El miembro
Morichal y el Miembro Jobo. Alcanza un espesor promedio de aproximadamente unos
45 pies. La importancia de este miembro radica en que es un buen marcador
Estratigráfico y mantiene separación entre los miembros productores: Morichal y Jobo.
Su ambiente indica una transgresión marina de corta duración entre los intervalos
Morichal y Jobo.
- Miembro Morichal:Dividido a su vez en dos unidades claramente identificadas, que de
base a tope se denominaran:
-Miembro Morichal Superior / Sistema Fluvio Deltáico:Esta unidad litoestratigráfica está
definida por un ambiente sedimentario fluvio-deltáico con dominio fluvial hacia el oeste
pero que hacia el este tiene un comportamiento de ambiente transicional de tipo
próximo costero, debido a que se observa el adelgazamiento paulatino de las arenas y
el aumento del grosor de las lutitas. Al igual que en el Miembro Morichal Inferior se
observa una dirección preferencias de sedimentación aproximada suroeste - Noreste. El
ambiente depositacional de este intervalo se definió transicional como un sistema
deltáico con dominio fluvial e influenciado por la marea hacia la zona norte del área de
estudio, dentro de un subambiente de llanura deltáica baja, representado por zonas de
canales distributarios, los espesores de esta unidad puede variar desde unos pocos
pies hasta 60' aproximadamente hacia el centro del campo. El espesor promedio de
esta unidad es de 150 pies y al igual que la unidad inferior, Morichal Superior presenta
un acuífero activo hacia el norte cuya profundidad original varía en los diferentes
yacimientos.
- Miembro Morichal Inferior / Sistema Fluvio Deltáico:Esta unidad litoestratigráfica está
definida en la base por una discordancia regional y al tope por un marcador lutítico gran
extensión areal, el cual define un cambio en el patrón de apilamiento de la capas. El
análisis de facies para esta unidad está basado principalmente en la forma de las
curvas de los registros. La unidad es predominantemente agradacional, mostrando
patrones cilíndricos en los registros SP y GR, atribuidos a cuerpos de areniscas
amalgamados. Estos cuerpos están intercalados con delgadas capas de lutitas
carbonosas y lodolitas. Esos depósitos son representativos de ambientes deltáicos a
costeros. En este Miembro se observa el mayor espesor en toda la Formación Oficina,
suele contener las areniscas basales con grandes espesores que pueden variar entre
80-150 pies cada lente con grano fino a medio, poco consolidados, intercalados con
lutitas carbonosas y limolitas con capas de lignito constituido. El espesor total de esta
unidad varía desde 130 pies (TH-1) hasta 510 pies (TT-2), sólo 11 pozos penetraron
completamente esta unidad. Estas arenas producen petróleo con una gravedad que
oscila entre 8º y 10º API en el oeste y hasta 28º API en el este, con un espesor
promedio de 560 pies. Adicionalmente, este miembro presenta un acuífero activo hacia
el Norte cuya profundidad original varía en los diferentes yacimientos.
- Grupo Temblador - Formación Canóa: Es de origen continental y suprayace
discordantemente al complejo ígneo – metamórfico, se encuentra compuesta de
areniscas feldespáticas de color gris claro, poco consolidadas, de grano medio a fino y
lutitas arenosas moteadas. En registros eléctricos la Formación Canoa aparece como
una serie de areniscas y lutitas intercaladas. Estas areniscas son relativamente
delgadas en contraste con los gruesos paquetes de areniscas de la parte inferior de la
Formación Oficina, tiene un espesor aproximado de 300 pies por encima y en contacto
discordante descansa la Formación Oficina, de edad Mioceno Inferior a Medio.
- Basamento:Formado por el Complejo Ígneo – Metamórfico del Escudo Guayanés: de
edad Precámbrico, con un paleorelieve accidentado y fallado con altos y depresiones
estructurales. Está constituido por rocas predominantemente ácidas entre las que
destacan: gneises, granitos, granodioritas, metasedimentos plegados e inyecciones
ácidas. Estudios le determinan una edad de 2700 a2800 m.a a las rocas equivalentes al
Complejo de Imataca. Este Complejo es fácilmente reconocido durante la perforación
por una drástica disminución de la rata de perforación y en los registros eléctricos por
un incremento abrupto de la resistividad.
2.2.5. Revisión geológica.
Para la revisión geológica del Campo Temblador se realizó la verificación y validación
de los datos disponible de los 192 pozos perforados, tales como: ubicación de los pozos
en superficie (X,Y), desviaciones de los pozos, elevación de mesa rotaria de cada uno
de ellos, coordenadas finales (TD), entre otras; conjuntamente con el control de calidad
de los registros eléctricos existentes para cada pozo. Así mismo, se tomaron algunos
pozos campos vecinos para correlacionar y observar la continuidad lateral.
De estos 192 pozos perforados sólo 12 pozos han perfilado la Formación Oficina
completa (Miembro Jobo, Yabo y Morichal) entre los cuales están: TT-1, TT-2, TT-4, TT-
31, TT-59,TT- 67, TT-68, TT-79, TH-13, TH-20, TY-11, TY-23.
Con la información de los registros se realizaron correlaciones estratigráficas pozo a
pozo, tomando en cuenta los perfiles eléctricos (SP, GR, SN, RD, entre otros) para
identificar la continuidad lateral de los cuerpos, cambios de facies y espesores de las
unidades litoestratigráficas de la Formación Oficina; de esta manera y conjuntamente
con la verificación de la sísmica 3D del área se obtuvieron los topes de los Miembros:
Pilón, Jobo, Yabo (Marcador lutítico regional), y Morichal.
A su vez se realizó una validación de los diferentes contactos de fluídos gas-petróleo y
petróleo-agua observados en los primeros pozos perforados en los diferentes
yacimientos del Campo Temblador, con el fin de observar las variaciones laterales de
fluídos, que evidencia la presencia de diferentes yacimientos, no sólo desde el punto de
vista estructural, sino desde el punto de vista dinámico.
Figura 4: Columna estratigráfica Campo Temblador Área Oeste. Tomado y modificado
de "Rosillo, Aleska 2010
Debido a la variación lateral de los cuerpos sedimentarios en Campo Temblador, se
utilizaron 2 registros para establecer las columnas estratigráficas tipos de este Campo.
Para el área Oeste se utilizó el pozo TT-31, perforado en 1939, el cual muestra un
excelente correlación en el desarrollo de todas sus arenas con los pozos de esa área;
mientras que para el área Este se utilizó el pozo TH-13, perforado en el año 1939, y que
muestra la desaparición de los lentes arenosos en Jobo Superior e Inferior, así como
muestra el aumento de los espesores de las lutitas en el Miembro Morichal Superior,
características propias de los pozos de esta área.
Figura 5: Registro Tipo Campo Temblador. Tomado y modificado de "Rosillo, Aleska
2010
CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO 3.1. Tipo de investigación. Esta investigación, de acuerdo a la manera de recopilación de los datos e
información, puede clasificarse como documental, descriptiva y de campo, ya que está
basada, sustentada y soportada en historias de pozos, informes técnicos, perfiles de
pozos, data sísmica, data geológica, entre otros.
Se ubica asimismo como investigación Analítica, ya que se calculará importantes
parámetros para la evaluación de las reservas del Campo, así como datos que
ayudarán caracterizar estructuralmente la compartimentalización del Campo Temblador.
También puede clasificarse dentro de la investigación aplicada, debido a que
eventualmente se generaron resultados que provienen de la extrapolación de la
información pertenecientes a otros pozos del campo, cumpliéndose así con los
objetivos para los cuales fue realizado.
De acuerdo a las características que presenta esta investigación, la misma puede
clasificarse como: Según Mario Tamayo y Tamayo (2001) es Analítica porque trata de especificar y de
enfatizar las propiedades y características importantes de fenómenos o procesos que
sean sometidos a análisis, para describir sus aplicaciones, En esta investigación el
fenómeno o proceso lo representa el Campo Temblador objeto de la investigación.
Es Aplicada, según Chamorro (2001), ya que contribuirá en la toma de decisiones y
solución de algunos problemas dentro del campo y se aplicará de manera inmediata.
De acuerdo a la procedencia de los datos, la presente investigación es de campo, ya
que la información fue obtenida de la realidad, en su ambiente natural a través de
análisis de núcleos de pozos, tabulación de datos, corridas de registros entre otros.
3.2. Diseño de la investigación.
La investigación corresponde A una investigación del tipo documental, ya que los
objetivos planteados se alcanzarán mediante la consulta y análisis de herramientas de
trabajo como los cubos sísmicos disponibles y los registros eléctricos de los pozos
presentes y material bibliográfico disponible, a partir de los cuales se obtienen y
analizan los datos que permitirán la caracterización geológica del yacimiento.
Figura 6. Cronograma de Trabajo
3.3. Recopilación de la información.
Recopilación de la Información
Fuentes Bibliográficas
Carpetas de Registros
Creación de Base de Datos
Actualización y Validación de Información
Modelo Estratigráfico
Modelo Estructural
Modelo Petrofísico
Modelo Dinámico
Secciones Estructurales
Secciones Estratigráficas
Cálculos de Propiedades Petrofísica
Secciones Estructurales
Mapas Isópacos - Estructurales
Cálculo de Reservas
Análisis de los Resultados
Recopilación de la Información
Fuentes Bibliográficas
Carpetas de Registros
Creación de Base de Datos
Actualización y Validación de Información
Modelo Estratigráfico
Modelo Estructural
Modelo Petrofísico
Modelo Dinámico
Secciones Estructurales
Secciones Estratigráficas
Cálculos de Propiedades Petrofísica
Secciones Estructurales
Mapas Isópacos - Estructurales
Cálculo de Reservas
Análisis de los Resultados
Esta es la etapa principal para la elaboración de cualquier proyecto, siendo el punto
de partida de toda la investigación, la calidad y la confiabilidad de la información
recopilada se reflejan directamente en los resultados generados en el estudio.
Es en ésta etapa que se recopiló, clasificó y validó toda la información sobre el
Campo Temblador, tales como: a) estudios e informes previos del campo; b) registros
eléctricos de pozos (GR, SP, resistividad, conductividad, densidad-neutrón); c) carpetas
de pozos; d) sumarios de producción; e) trabajos de grado previos; f) mapas isópacos-
estructurales oficiales, entre otros.
3.4. Revisión bibliográfica.
Se revisó toda la información disponible de trabajos anteriores realizados en el
campo Temblador; trabajos de grado, informes de avance, bibliografía de geología
general, ambientes sedimentarios, geología estructural y toda la información referente a
los yacimientos estudiados.
3.5. Generación de la base de datos.
A medida que se realizaba la correlación también se tomó simultáneamente la
información correspondiente a la lectura de los registros de SP, GR, resistividad,
conductividad, densidad, neutrón y sónico.|
Recopilada toda esta información de los registros de pozos se organizó en una base
de datos elaborada en Microsoft Excel, con el fin de facilitar el manejo y procedimiento
de los datos.
3.6. Revisión, validación de datos Se revisó y valido la información del Campo, es decir, las coordenadas, las
condiciones actuales de cada pozo (completado, interpretado, abandonado), los
espesores de arena neta y arena neta petrolífera, los límites del yacimiento y las
estructuras presentes.
Para verificar la ubicación geográfica de los pozos se comparan las coordenadas
que aparecen en el cabezal de cada registro con las coordenadas que están
establecidos en la herramienta Sigemap V8, software corporativo propiedad de PDVSA
que permite la digitalización de mapas.
Con la ayuda de esta herramienta se elaboraron y actualizaron los mapas
isópacoestructurales, cambió de simbología de los pozos de los yacimientos, agregar o
modificar los límites de rocas o barreras de permeabilidad, contacto de fluidos así como
todos los esquemas de diseño que sean necesarios.
En esta etapa también se realizó la validación del estado actual de cada uno de los
pozos, completado o interpretado, utilizando el programa Centinela y los Sumarios de
Producción por pozos y yacimientos y OFM.
En el caso de los pozos que pertenecen a la categoría de pozos interpretados se
debe ir a la información de los registros eléctricos de SP, GR, Densidad-Neutrón y
Resistividad, entre otros; para validar si el horizonte es arenoso o arcillosos y que tipos
de fluidos (agua, gas y/ petróleo) están presentes en el modelo.
El primer paso fundamental para la caracterización geológica fue correlacionar los
registros disponibles dentro del Campo Temblador, extrayendo de cada registro
información referida a espesores, profundidades, lecturas de los diferentes registros
como el de potencial espontáneo y gamma ray, y toda la información general que
aparece en el cabezal de registro, principalmente la referida a temperatura,
resistividades del lodo, profundidad máxima, entre otros datos necesarios para la
evaluación petrofísica.
3.7. Modelo estratigráfico
Con este modelo se busca definir la arquitectura interna y cambios de facies del
campo así como los marcadores de interés y por supuesto su continuidad lateral y
vertical.
Correlación Estratigráfica
A partir de la definición de los Topes Formacionales utilizando tanto los perfiles
eléctricos (SP; GR, RD, RS, entre otros) se realizaron correlaciones estratigráficas
paralelas y perpendiculares a la Falla de Temblador, utilizando el Miembro Yabo como
Marcador Estratigráfico Regional, con la finalidad de observar la distribución areal de los
Miembros de la Formación Oficina, y compararlos con la información generada por la
sísmica (Topes Formacionales), así mismo verificar dirección de sedimentación,
continuidad lateral de los cuerpos, cierres estratigráficos existentes, espesores totales
promedio de dichos miembros, así como promedios de los intervalos arenosos, entre
otros características que nos permitieran tener una visión más amplia de todo el campo
sin restricciones estructurales.
Se elaboró un mallado pozo a pozo, y correlaciones estratigráficas en dirección
Suroeste - Noreste, paralelas a la falla de Temblador y en sentido Sureste – Noreste,
perpendicular a dicha falla, donde se incluyen los 192 pozos perforados hasta el
momento.
Se elaboraron secciones estructurales perpendiculares a la falla de Temblador a un
Datum de -3500 tvdss para observar y validar la estructura presente, verificar pozos
fallados, etc; y correlaciones estratigráficas usando como datum el Tope de la
Formación Yabo para observar el comportamiento y continuidad de las arenas de
ambos miembros. Estas correlaciones fueron realizadas con los registros disponibles de
todo el Campo.
Open Works;Es el sistema geológico de integración de datos donde está creada la base
de datos, es una plataforma en ambiente “UNIX”, creada por “LandMark Graphic” que
permite la integración de las diferentes disciplinas de las Geociencias, como la
Petrofísica, Geofísica, Geología, Fluidos y otros; para la caracterización de un
yacimiento, es decir, facilita todo el procesamiento de la información permitiendo
estimar reservas de hidrocarburos. La interpretación geológica (correlaciones,
secciones, litología, entre otros) utiliza la aplicación “StratWorks”, la interpretación
estructural utiliza la aplicación de interpretación sísmica “SeisWorks”. La interpretación
petrofisica se basa en la utilización de “Petroworks”, ya que cada una de estas
aplicaciones está directamente conectada con la base de datos.
Elaboración de secciones estratigráficas
Las secciones estratigráficas son utilizadas para representar un perfil del subsuelo
referenciados en un datum o marcador estratigráfico de gran extensión lateral, dichos
marcadores son por excelencia las lutitas y/o lignitos por representar estos
generalmente eventos regionales. El objetivo principal de las secciones estratigráficas
es reconstruir la geometría de las arenas de interés y verificar la continuidad lateral de
las mismas. Para ello se debe: identificar los estratos, definir los límites verticales y
laterales del nivel o de los niveles estratigráficos, visualizar las variaciones cualitativas
de los espesores, identificar la distribución de las facies, entre otros.
Para este proyecto se elaboraron cuatro (7) secciones estratigráficas ubicadas en
toda la extensión del área de estudio de manera tal que las mismas resultaran
representativas, cubran la mayor parte posible del área de trabajo y representar así los
horizontes geológicos de interés. Las secciones fueron etiquetadas con los nombres: A-
A’, B-B’, C-C’ y D-D’. Estas secciones se elaboraron con los registros digitalizados y
luego cargados como un proyecto en el programa Open Works.
Al tener identificado el marcador estratigráfico regional, se colgaron los registros de
manera equidistante. Y por último se procedió a interpretar las secciones
estratigráficamente mediante representaciones graficas para cada facies: canal, barras
y llanura de inundación.
3.8. Modelo estructural.
Mediante el modelo estructural se definió el marco, orientación y geometría de los
elementos estructurales y delimitación areal mediante la información de pozos, se
procedió a la elaboración de secciones estructurales, revisión del plano de falla del área
en estudio y elaboración de los mapas isópacos-estructurales.
Elaboración de secciones estructurales
Después de analizada la información obtenida de las correlaciones, con la ayuda de
los registros de SP, Resistividad e Inducción, se elaboraron las secciones estructurales
con la ayuda del programa Open works cubriendo la mayor zona posible del campo
para la validación de las fallas principales.
El procedimiento fue similar al de las secciones estratigráficas tomando en cuenta
que las secciones estructurales no van colgadas a un marcador estratigráfico, sino, a un
datum estructural o profundidad con respecto al nivel del mar. Esta profundidad sería la
referencia en subsuelo a la cual se colgaron los registros. Cabe destacar que la
distancia entre pozos en las secciones estructurales es una representación real a
escala entre los mismos y se midió a partir del punto medio de un pozo hasta el otro
punto medio del pozo siguiente, así se obtuvo una representación real de las
estructuras geológicas presentes y del buzamiento de la cuenca.
Reconocimiento de patrones estructurales.
En esta fase se realizó la identificación de los principales elementos estructurales del
área, tales como: fallas, pliegues, superficies de erosión, entre otros. Esto se realizó por
medio de:
-Visualización del cubo sísmico en diferentes direcciones (líneas, trazas y secciones
horizontales o “time slide” y se genera e interpreta el cubo de coherencia o varianza a
fin de identificar los rasgos estructurales principales.
El Cubo de Coherencia se realizó utilizando la aplicación PostStack Family
perteneciente al programa Openwork de Landmark. Los datos para elaborarlo
pertenecen al mismo cubo sísmico utilizado para la interpretación.
Interpretación de Fallas
- Se interpretó en secciones verticales y horizontales, es decir, no sólo en líneas y
trazas; (ii) además esta interpretación debe tener sentido con el rumbo de la falla,
algunas fallas por su rumbo fueron interpretadas en líneas arbitrarias; (iii) el programa
permite interpolar las fallas interpretadas para crear sus planos por lo que una vez bien
definidas las fallas en las líneas arbitrarias, estás podían reinterpretarse en las líneas o
trazas.
La razón por la cual debían reinterpretarse las fallas es que una de las limitaciones
del programa al momento de exportar los planos de fallas a cualquier visualizador 3D, la
exportación de datos se hace siempre y cuando estén interpretadas en líneas o trazas,
más no en líneas arbitrarias.
- Se integró la información del subsuelo (cortes de fallas en los pozos) para elaborar los
mapas de superficie de fallas.
- Se visualizó y corrigió los planos de fallas con ayuda de visualizadores 3D,
OpenVision de Landmark.
- Finalmente se elaboraron los polígonos de fallas. Estos los calcula automáticamente la
aplicación Seiswork, siempre y cuando se hayan dejado en blanco o sin interpretación
los horizontes justo en la zona por donde los atraviesa la falla, y además se hayan
interpretado en las líneas o las trazas. El software no tomó en cuenta las
interpretaciones realizadas en líneas arbitrarias.
Interpretación de los Reflectores Sísmicos
- Los horizontes pudieron interpretarse como un pico o valle (según el contraste de
impedancia acústica y con la litología a la cual esté asociado) o en un “cero crossing”.
Esta última, por lo general, se utiliza para las discordancias. La interpretación inicial se
realiza en secciones verticales.
- Elaboración de los mapas de atributos sísmicos estructurales (buzamiento, rumbo y
borde), secciones sísmicas horizontales y combinación de secciones verticales y
horizontales (silla) para corroborar y/o complementar la interpretación estructural y
obtener así el mapa estructural en tiempo de cada uno de los horizontes. Cuando fue
necesario se aplicó un filtro para suavizar los mapas estructurales en tiempo.
- Se aplicaron rutinas de interpolación (como ZAP) para extender la interpretación a
todo el cubo sísmico.
Definición Del Patrón Estructural.
Para definir el patrón estructural definitivo se visualizaron, analizaron y definieron, en
los mapas estructurales, los rasgos y las direcciones principales de las estructuras:
tipos de estructuras, fallas, rumbo y buzamiento, desplazamiento y/o saltos.
Se definieron las direcciones de las secciones (mallado) que mejor representaban
los rasgos estructurales, considerando direcciones perpendiculares y paralelas a los
ejes estructurales.
Elaboración de los mapas isópacos-estructurales
Los mapas estructurales se elaboraron en tiempo, directamente a partir de la sísmica
y luego convertidos a profundidad, para lo cual fue necesario crear un mallado sobre el
mapa y extraer una data que mostrara valores en tiempo, para ser asociados a
coordenadas de ubicación que posteriormente serían transformadas en valores de
profundidad por medio de la aplicación Seiswork de la plataforma Openworks de la
empresa Lanmark. Los resultados obtenidos en profundidad fueron archivados en
formato ASCII para ser almacenados en el programa Sigemap V8, y de esta forma
generar el mapa estructural en profundidad
Este mapa es una integración de un mapa estructural con un mapa isópaco en
escala 1:20000, los contornos estructurales trazados fueron con un espaciamiento de
50' y contornos isópacos con un espaciamiento de 10'.
A medida que se realizaba la correlación simultáneamente se determinaron los
espesores de arena neta y arena neta petrolífera, a través de la diferencia entre el tope
y la base del intervalo estudiado utilizando para ello las curvas de correlación geológica
como lo son el GR y el SP a escala 1:500.
Teniendo los espesores de arena neta petrolífera se procede a generar el mapa
isópaco, representando en el plano horizontal los espesores leídos. El mismo muestra
la orientación, la distribución areal de la arena de interés y su geometría, lo que facilita
la identificación e interpretación del tipo de depósito y ambiente sedimentario.
3.9.Modelo petrofísico. La evaluación petrofísica de un yacimiento permite obtener la información básica
sobre las propiedades físicas y texturales de la roca, mediante la cual se determina la
capacidad de almacenamiento y la capacidad de transmisibilidad de hidrocarburo
presentes en los yacimientos. Los parámetros petrofísicos se pueden obtener de
manera directa mediante el análisis de núcleos, muestras de pared o ser estimados
indirectamente por la interpretación de los registros de pozos, la cual representa la
forma más económica y rápida de obtener las propiedades físicas de las rocas de una
formación.
La interpretación de los registros de pozos es un proceso mediante el cual los
parámetros mesurables de las rocas pueden reflejarse en parámetros tales como
porosidad, permeabilidad, litología, saturación de fluidos entre otros. La evaluación
petrofísica de la arena en estudio se realizó a partir de la interpretación cuantitativa de
los registros eléctricos de pozo (Inducción, Gamma Ray, Potencial Espontaneo,
Densidad-Neutrón), presentando los resultados por promedios para todo el campo y a
través de las gráficas de Sw vs Rt, Sw vs Vsh, Vsh vs Φe, Φe vs K.
Cálculo de las propiedades petrofísicas
Estos cálculos se realizaron siguiendo paso a paso una serie de ecuaciones ya
establecidas, donde se obtienen una serie de factores que en conjunto van dando forma
a las propiedades físicas de los yacimientos y finalmente a todo el campo Arecuna; todo
èsto se realiza por diversos métodos y modelos con el fin de escoger por comparación
cual es el más acertado y aplicable a nuestra zona en estudio.
3.10.Modelo dinámico.
Luego de la elaboración los mapas en profundidad de las áreas de interés, se
incorporaron los datos de fluidos y presión como insumo de las actividades de análisis
convencionales de yacimiento y elaboración del modelo petrofísico con la finalidad de
definir la compartamentalización de los yacimientos.
El modelo estructural final combina la interpretación de fallas, de horizontes en
profundidad y los datos de pozo, el cual es visualizado en 3D a fin de corregir las
posibles inconsistencias y generar el modelo definitivo.
3.11. Cálculo de poes, goes y reservas.
En primer lugar se procedió a realizar el cálculo del área y volumen con la
herramienta de SIGEMAP V8 tomando en cuenta todas las parcelas y los contornos
estructurales (fallas, limites estratigráficos y arbitrarios), seguidamente se procedió a
calcular el Petróleo Original en Sitio (POES) para así realizar el cálculo de las reservas
del área de interés. Para esta estimación se utilizó el método volumétrico que por su
sencillez y alto grado de certeza resulta el más indicado para este trabajo.
Para el cálculo del POES se utilizó la siguiente fórmula:
POES = 7758 x A x h x Φ x Soi βoi Donde:
7758 = Factor de conversión (BN / Acres-pie)
A = Área del yacimiento (Acres)
h = Espesor promedio del yacimiento (pies)
Φ= Porosidad promedio (fracción)
Soi = Saturación promedio de petróleo inicial (fracción)
βoi = Factor volumétrico inicial de petróleo (BY/BN)
El gas originalmente en sitio (GOES) para el yacimiento se calculó utilizando la
ecuación:
GOES = Rsi x POES
Donde.
Rsi = Relación gas petróleo original del yacimiento (PCN / BN)
POES = Petróleo originalmente en sitio.
Las reservas recuperables de petróleo y gas fueron calculadas con las fórmulas:
Res. R. Petróleo = FRp x POES Res. R. Gas = FRg x GOES
Donde:
FRp = Factor de recobro de petróleo del yacimiento (fracción)
FRp = Factor de recobro de gas del yacimiento (fracción)
POES = Petróleo originalmente en sitio (MBN)
GOES = Gas originalmente en sitio (MMPCN)
CAPITULO IV
ANALISIS Y RESULTADOS
4.1.Análisis
4.1.1. Modelo del campo temblador.
Oficialmente El Campo Temblador estaba compuesto por 19 yacimiento que de
Oeste a Este son: Oficina 34: Oficina 31, Oficina 28, Oficina 19, Oficina 22, Oficina 16.
Oficina 13, Oficina 53, Oficina 59. Oficina 62, Oficina 65, Oficina 68, Oficina 71, Oficina
74, Oficina 77. Oficina 80, Oficina 83, Oficina 92 y Oficina 108. Donde la Formación
Oficina era la sección productora, sin discriminación de sus Miembros, ni la evidente
separación del Miembro Jobo y Morichal por el Miembro Yabo (marcador lutítico
regional), así como un sólo contacto de gas-petróleo y petróleo agua para cada uno de
estos yacimientos.
De manera general se puede decir que estos yacimientos estaban limitados por la
Falla de Temblador al Sur, fallas oblicuas de poco salto al Este y Oeste y generalmente
por limites arbitrarios al Norte (Limites de Roca), en un caso aún más particular estaba
el Yacimiento Oficina 34, el cual estaba limitado al Norte por un limite de parcela (390-
11), por lo que se hizo necesaria la revisión del Campo.
Para el modelo actual de Campo Temblador se realizó la división vertical de la
Formación Oficina: Como podemos ver en la figura 6, donde de los 4 miembros
pertenecientes a dicha formación; Miembro Jobo y Morichal son los miembros arenosos
que se consideraron yacimientos de manera independiente debido al desarrollo del
Miembro Yabo ( Marcador Estratigráfico – regional) a lo largo del campo y que funciona
de barrera permeable vertical.
Figura 6. Esquema de la distribución vertical de la Formación Oficina.
4.1.2Análisis estratigráfico. A partir de la definición de los Topes Formacionales utilizando tanto los perfiles
eléctricos (SP; GR, RD, RS, entre otros) se realizaron correlaciones estratigráficas
paralelas y perpendiculares a la Falla de Temblador, utilizando el Miembro Yabo como
Marcador Estratigráfico Regional, con la finalidad de observar la distribución areal de los
Miembros de la Formación Oficina, y compararlos con la información generada por la
sísmica (Topes Formacionales), así mismo verificar dirección de sedimentación,
continuidad lateral de los cuerpos, cierres estratigráficos existentes, espesores totales
promedio de dichos miembros, así como promedios de los intervalos arenosos, entre
otros características que nos permitieran tener una visión más amplia de todo el campo
sin restricciones estructurales.
Para el Modelo estratigráfico se elaboró un mallado pozo a pozo, 9 correlaciones
estratigráficas en dirección Suroeste - Noreste, paralelas a la falla de Temblador y 14
correlaciones en sentido Sureste – Noreste, perpendicular a dicha falla (Figura 7),
donde se incluyen los 192 pozos perforados hasta el momento.
FORMACIÓN OFICINA
MIEMBRO PILÓN
MIEMBRO JOBO
MIEMBRO YABO
MIEMBRO MORICHAL
Unidad Jobo Superior
Unidad Jobo Inferior
Unidad Morichal Superior
Unidad Morichal Inferior
FORMACIÓN OFICINA
MIEMBRO PILÓN
MIEMBRO JOBO
MIEMBRO YABO
MIEMBRO MORICHAL
Unidad Jobo Superior
Unidad Jobo Inferior
Unidad Morichal Superior
Unidad Morichal Inferior
Se elaboraron secciones estructurales perpendiculares a la falla de Temblador a un
Datum de -3500 tvdss para observar y validar la estructura presente, verificar pozos
fallados, etc; y correlaciones estratigráficas usando como datum el Tope de la
Formación Yabo para observar el comportamiento y continuidad de las arenas de
ambos miembros. Estas correlaciones fueron realizadas con los registros disponibles de
todo el Campo.
Figura 7. Mapa con la visualización del Mallado do correlaciones en Campo Temblador.
A su vez se elaboraron 5 secciones estructurales con pozos claves en la
identificación de los contactos de fluidos originales (gas-petróleo; petróleo-agua) para
observar la variación de dichos contactos en todos los yacimientos.
Figura 8. Calibración en tiempo de registros sónicos para verificaciones de Topes
Formacionales.
Figura 9. Correlación regional con pozos de Campo Temblador y Campo Uracoa, para
validación de Topes Formacionales.
A pesar de la resolución de la sísmica 3D en el Campo Temblador, en General se
tiene una validación Sísmico – Geológico de los topes formacionales, validados
inclusive con campos vecinos (Figura 10).
Figura 10: Correlación regional con pozos de Campo El Salto, Uracoa y Bombal para
validación de topes formacionales.
En Campo Temblador, en el Miembro Jobo ocurren 2 eventos importantes
(acuñamiento de Jobo Superior y Jobo Inferior), debido a que Jobo Superior a pesar de
depositarse a lo largo de todo el campo, sólo en los primeros 3 compartimientos se
depositan arenas productoras, aproximadamente hasta el pozo TT62, y de igual manera
sucede en el Miembro Jobo Inferior, que deposita sus arenas productoras hasta el pozo
TH19, hacia el Este del Campo. Debido a la baja resolución de la sísmica no existe un
reflector regional asociado que permita dividir el Miembro Jobo en 2 unidades, aunque
se observa con claridad el acuñamiento de la Unidad de Jobo superior contra la falla en
el atributo de impedancia (figura 11). Sin embargo los acuñamientos de ambas
unidades se pueden observar en las correlaciones para la Unidad Jobo Superior y en la
correlación Nº 9 para la Unidad Jobo Inferior.
Figura 11. Atributo de impedancia que muestra el acuñamiento de la unidad de Jobo
Superior contra lafalla principal.
Desde el punto de vista sedimentológico se puede observar en las correlaciones
realizadas que el Miembro Jobo presenta una variación de un ambiente fluvio – deltáico
(Área Oeste) a marino somero-profundo (Área Este), manteniendo la dirección de
sedimentación regional en sentido Suroeste-Noreste que domina toda esta área. El
Miembro Jobo fue dividido en 2 unidades debido al evidente cierre estratigráfico
visualizado en la sísmica 3D (Figura 11 y Figura 12) para la Unidad Jobo Superior, y
validado en las diferentes correlaciones realizadas.
En la Unidad de Jobo Inferior se observa de igual manera una variación de ambiente
fluvio-deltáicos (área Oeste) a marino somero (área Este) y aunque no se puede validar
con la sísmica debido a los pocos pies de espesor que tienes dichas arenas hacia el
área Este, se observa la desaparición total de dichos intervalos a partir del pozo TH19,
lo cual fue validado con las correlaciones realizadas en el mallado estratigráfico como
se puede observar en las figura 12 y 13.
Figura 12. Correlación Estratigráfica regional al tope de la Formación Oficinadonde se
observa un acuñamiento de la Unidad Jobo Superior y de la Unidad Jobo Inferior.
Oeste Este
Figura 13. Paleoambientes observados para la Unidad Superior e inferior del Miembro
Jobo.
La unidad de Morichal Superior se caracteriza por un ambiente de sedimentación fluvio-
deltáico con dominio fluvial hacia el Oeste pero que hacia el Este tiene un
comportamiento de ambiente transicional de tipo próximo costero, debido a que se
observa el adelgazamiento paulatino de las arenas y el aumento del grosor de las
lutitas.
Figura 14. Correlación estratigráfica regional al tope del Miembro Yabo donde se observa la lenticularidad de la Unidad Morichal Superior propia de un ambiente transicional v hacia la Unidad de Morichal Inferior el amalgamiento de los cuerpos arenosos, ambiente transicional de tipo costero.
Figura 15: Paleoambientes observados para la Unidad Superior e Inferior del Miembro
Morichal
En el Modelo Geológico Actual, los cambios más significativos se ven reflejados en los
Mapas Isópacos -Estructurales, debido a las evidentes variaciones de las áreas de los
yacimientos (Vertical y Horizontal), por lo cual se hace necesario la explicación de
dichas variaciones.
4.1.3Análisis estructural.
La información sísmica disponible corresponde al volumen sísmico Temblador 98 3D
(Figura 14) al cual se le aplico un algoritmo de migración pre-apilamiento en tiempo;
adquirido entre 1997 y 1998 sobre aproximadamente 170 km2 como se menciono
anteriormente. Este volumen tiene tamaño de celda de 20 m x 20 m, y fueron usados
para interpretación aproximadamente 2 segundos de tiempo de grabación. En términos
generales, el volumen es de buena calidad para identificar marco estructural y tiene un
buen contenido de frecuencias para una interpretación macro de horizontes.
A estos datos se les ha realizado dos procesamientos siendo el ultimo de ellos
realizado Fusion Petroleum Technologies en 2009, con este procesamiento se buscaba
acondicionar los datos sísmicos enfocándose en mejorar la calidad de los "gathers"
para posteriormente mejorar el apilado sísmico y así obtener un volumen óptimo a
utilizar en la generación de atributos. Como resultado se obtuvieron volúmenes con
mejoras en la definición de rasgos estructurales y estratigráficos así como un
incremento en la relación señal ruido.
Otro parámetro que se debe tomar en cuenta es la resolución que la cual viene dada
por la siguiente ecuación:
Resolución = Velocidad de la onda P
4*Frecuencia Promedio
Figura 16: Mapa donde se muestra los datos sísmicos 3D disponibles Campo
Temblador.
La velocidad de la onda P la obtenemos de algún registro sónico disponible de algún
pozo del Campo Temblador en este caso el Pozo TT-64, el cual nos da una velocidad
interválica promedio de 6000 pie/seg y la frecuencia promedio es de 40 Hz lo cual nos
da una resolución aproximada de 38 pies. Para la interpretación estructural y
estratigráfica se contó con varios cubos de atributos sísmicos. Entre ellos destacan los
de Pseudo impedancias acústicas, reflectividad, Amplitud pico en un ancho de banda
de 10 Hz a 70 Hz, calculados a partir de la técnica de descomposición espectral.
De la interpretación estructural de datos sísmicos se encontró que el campo Temblador
está caracterizado por fallas normales en dirección ENE-OS. Estas fallas están
dispuestas en dirección ONO-ESE encontradas principalmente hacia el Oeste del
Campo. Estas fallas oblicuas ocurren en la zona donde la estructura es más alta.
Las fallas interpretadas en los actuales mapas oficiales del Campo Temblador
provienen de la interpretación de líneas sísmicas 2D y pozos todo esto anterior a la
adquisición de los datos sísmicos 3D por lo cual las mayoría de fallas propuestas en
este trabajo provienen de la interpretación de los datos sísmicos 3D. En la figura 15 se
muestra dos mapas con los polígonos de fallas oficiales y los polígonos de fallas
resultantes de la interpretación de los datos sísmicos 3D, y donde se observo mayor
diferencias fueron en tres casos, el primero de ellos en la zona central del Campo
Temblador donde se encontró un graben el cual no se encuentra interpretado en las
fallas oficiales actuales; el segundo caso es la trayectoria de la falla principal del Campo
Temblador la cual se ajusto a partir de la interpretación de los datos sísmicos y el ultimo
caso es el de las fallas que son perpendiculares a la falla principal dichas fallas tienen
saltos que son menores que la resolución de los datos sísmicos ( saltos de fallas menor
a 38 pies) por lo cual no se pueden distinguir claramente en los datos sísmicos y se
tuvo que recurrir al uso de atributos sísmicos geométricos y de coherencia.
Figura 17: Comparación entre los polígonos de falla oficiales y los polígonos de falla
interpretados de los datos sísmicos 3D disponibles en Campo Temblador.
A continuación se procederá a analizar los cambios en los polígonos de fallas oficiales
comparados con los polígonos de fallas en la Zona Oeste, Central, Centro - Este y Este
del campo Temblador.
- ZONA OESTE La Zona Oeste esta comprendida por los yacimientos oficiales OFICINA 34, OFICINA
28 Y OFICINA 31, en esta zona las variaciones que tenemos con respecto a los
polígonos de falla principal es que se corrigió la trayectoria de la falla principal del
Campo Temblador (Figura 18) y las fallas perpendiculares a la falla principal que limitan
los diferentes yacimientos se interpretaron a partir del análisis de atributo sísmicos
geométricos como curvatura (Figura 19), ya que como se menciono anteriormente el
salto de dichas fallas esta por debajo de la resolución de los datos sísmicos.
2. YACIMIENTOS OFICINA 34, OFICINA 28 Y OFICINA 31.
El yacimiento Oficina 34 estaba limitado al Norte por un límite de parcela, al Este no
tenia cierre estructural definido y al Sur por el polígono de falla realizado a la base de
Morichal Inferior; tal como se observa en la figura 16.
Figura 18: Corrección de la trayectoria de la Falla principal en la zona oeste.
Obsérvese la zona resaltada en azul claro como existe diferencia entre el polígono de
falla oficial y el interpretado en los datos sísmicos por lo cual se procedió a corregir
tomándose como valido este ultimo.
En la figura 19 se puede observar la nueva propuesta para la zona oeste del Campo
Temblador tomando en cuenta los ajustes en las trayectorias de las fallas mencionadas
anteriormente.
Figura 19: Interpretación de las fallas perpendiculares a la falla principal en un atributo
sísmico geométrico al tope de Jobo Superior.
Obsérvese en la zona resaltadas en azul claro como se utilizo un atributo de curvatura
para identificar la trayectoria de las fallas.
- ZONA CENTRO La zona Oeste esta comprendida por los Yacimientos Oficiales OFICINA 22, OFICINA
19, OFICINA 16, OFICINA 13, OFICINA 53 y OFICINA 59. En la figura 20 se puede
visualizar un graben interpretado y que no se contemplaba en la interpretación inicial y
oficial del Campo Temblador, así como las diferencias presentes en la trayectoria de la
falla principal. En cuanto al graben consta de dos fallas sub-verticales que pueden
apreciarse en la Figura 21, definiendo entonces los 3 segmentos característicos del
graben: Bloque Superior (1), el Escalón o Bloque Inferior (2) y de nuevo un Alto o
Bloque Superior (3). La falla al Sur del pozo TT-60 corresponde a la falla principal del
campo que tiene un salto aproximado y promedio de 300 pies. El salto de las fallas para
el graben es variado en la medida que el graben va perdiendo desarrollo de Este a
Oeste alcanzando valores de hasta 150 pies en donde pueden apreciarse la mayor
separación entre los reflectores asociados a Jobo y Morichal.
Figura 20: Corrección de la trayectoria de la Falla principal en la zona centro.
Obsérvese la zona resaltada en azul claro como existe diferencia entre el polígono de
falla oficial y el interpretado en los datos sísmicos para la falla principal por lo cual se
procedió a corregir tomándose como valido este ultimo, también se agregó un graben
no observado en la interpretación oficial.
Figura 21: Sección perpendicular al rumbo de las fallas que forman el graben.
En la figura 22 se puede observa un mapa de atributos sísmicos geométricos que se
uso para identificar las fallas que se pudieron identificar con el cubo de amplitudes.
Figura 22: Interpretación de las fallas perpendiculares a ala falla principal en un atributo
sísmico geométrico al tope de Jobo Superior.
- ZONA CENTRO ESTE La zona centro este esta comprendida por los yacimientos oficiales OFICINA 62,
OFICINA 65, OFICINA 68 y OFICINA 71, en esta zona como en otras zonas, las
variaciones que tenemos con respecto a los polígonos de falla principal es que se
corrigió la trayectoria de la falla principal del Campo Temblador (Figura 23) y las fallas
perpendiculares a la falla principal que limitan los diferentes yacimientos se
interpretaron a partir del análisis de atributo sísmicos geométricos como curvatura
(Figura 24), ya que como se menciono anteriormente el salto de dichas fallas esta por
debajo de la resolución de los datos sísmicos.
Figura 23: Corrección de la trayectoria de la Falla principal en la zona centro este.
Figura 24: Interpretación de las fallas perpendiculares a la falla principal en un atributo
sísmico geométrico al tope de Jobo Superior.
Figura 25: Sección de la Zona Centro Este del Campo Temblador.
La figura 25 se muestra una sección donde se observa como el pozo TH-1 se encuentra
fuera de los yacimientos interpretados.
- ZONA ESTE
La zona este esta comprendida por los yacimientos oficiales OFICINA 74, OFICINA 77,
OFICINA 80, OFICINA 83, OFICINA 92 y OFICINA 108. La zona Este del campo
realizaron correcciones a la trayectoria de la falla principal y se realizo la unificación de
OFICINA 80 y OFICINA 83 pero por razones de contactos de fluidos que se explicaran
mas adelante. (Figura 26).
Figura 26: Corrección de la trayectoria de la Falla principal en la Zona Centro Este.
4.1.4.Compartimentalización del campo temblador.
4.1.4.1 Yacimientos oficina 34, oficina 28, oficina 31.
- Yacimiento Oficina 34: Limitado al norte por un límite de parcela, al oeste no tenía
cierre estructural definido y al sur por el polígono de falla realizado a la base de
Morichal inferior; tal como se observa en la figura 27.
- Yacimiento Oficina 31: Al igual que el Yacimiento Oficina 34, está limitado al sur por
el polígono de falla realizado a la base de Morichal Inferior, fallas oblicuas de poco
saltos no observadas debido a la resolución de la sísmica, y al norte por un límite
arbitrario soportado como un límite de roca, tal como se observa en la figura 27.
Figura 27: Mapa Oficial de los Yacimientos OFICINA 34, OFICINA 28 y OFICINA 31.
El yacimiento Oficina 28, al igual que el Yacimiento Oficina 34, está limitado al sur por el
polígono de falla realizado a la base de Morichal Inferior, al norte por un límite arbitrario
soportado como límite de roca, al oeste por una falla oblicua de poco salto, al este por
una falla oblicua que lo separa de un área llamada No yacimiento debido a la
perforación del pozo TT-47, el cual fué declarado pozo seco, tal como se observa en la
figura 25.
Como se puede observar en la Figura 29, 30 y 31 estos 3 yacimientos han variado areal
y volumétricamente debido a la nueva distribución vertical, el límite norte (CAPO) y el
límite sur (polígono Falla de Temblador) debido a que actualmente fué elaborado al
tope de cada unidad considerada Yacimiento. Estos 3 bloques oficiales cambiarían a 8
yacimientos según la nueva interpretación geológica.
Es importante recalcar que a lo largo de todo el campo, debido a los grandes espesores
de arenas de Morichal las fallas de poco salto y limites entre los yacimientos no son
sellantes debido a que existe comunicación lateral, mientras hacia los lentes de poco
espesor del Miembro Jobo, estos saltos de fallas si los afecta, limitando la comunicación
lateral que tuvieron al momento de su sedimentación.
Figura 28: Nuevo mapa de los Yacimiento Oficina 34; Oficina 28 y Oficina 31 al tope de
la Unidad Jobo Superior, y su comparación con los límites oficiales.
Figura 29: Nuevo mapa de los Yacimiento Oficina 34; Oficina 28 y Oficina 31 al tope de
la Unidad Jobo Inferior, y su comparación con los límites oficiales.
Figura 30: Nuevo mapa de los Yacimiento Oficina 34; Oficina 28 y Oficina 31 al tope de
la Unidad Morichal Superior, y su comparación con los límites oficiales.
Figura 31: Nuevo mapa de los Yacimiento Oficina 34; Oficina 28 y Oficina 31 al tope de
la Unidad Morichal Inferior, y su comparación con los límites oficiales.
4.1.4.2Yacimientos oficina 22, oficina 19, oficina 16, oficina 13, oficina 53, oficina 59.
- Yacimiento Oficina 22: dividido según la interpretación oficial en 2 áreas debido a la
perforación del pozo TT-5, interpretado seco y puesto como límite de yacimiento, tal
como se puede apreciar en la figura 30. En dicho mapa no se observa la interpretación
del graben existente en esta área, ni la complejidad estructural observada a través del
estudio de la sísmica 3D, la cual fué validada con las correlaciones estructurales
realizadas en el área.
- Yacimiento oficina 19: Como ocurre en el Yacimiento oficina 22, este yacimiento
varió con respecto a su estructura debido al graben que afecta a todo el área.
- Yacimiento Oficina 16: Es un yacimiento que estaba limitado al oeste por una falla
oblicua que lo separaba del área donde fué perforado el pozo TT-59, la variación de
área es evidente debido al cambio estructural observado en el área donde no ser
observa fallas que afecten la continuidad de dicho yacimiento.
En la distribución Oficial de toda el área centro oeste del Campo Temblador se tenían 6
yacimientos que de Oeste a este son: Oficina 22, Oficina 19, Oficina 16, Oficina 13,
Oficina 53 y oficina 59, de acuerdo con la nueva distribución, toda esta área se dividiría
en : 20 yacimientos, distribuidos de la siguiente manera: Unidad Jobo Superior: No
presenta desarrollo de intervalos arenosos. Unidad Jobo Inferior: 9 Yacimientos que de
Oeste a Este serían: OFIJI TT-73, Prospecto OFIJI 101, Prospecto OFIJI 102, OFIJI TY-
25; OFIJI TY-1, OFIJI TH-2; OFIJI1 TT7, OFIJI2 TT7, OFIJI TT-1. Unidad Morichal
Superior: 8 yacimientos que de Oeste a Este serían: OFIMS TT-47, Prospecto OFIMS
101; OFIMS TT-59, OFIMS TY-33; OFIMS TY-34, OFIMS TY-1, OFIMS TT-12, OFI-MS
TT1. Unidad Morichal Inferior: 2 Prospectos que de Oeste a este serían: Prospecto
OFIMI 101 y Prospecto OFIMI 102.
Figura 32: Mapa Oficial de los Yacimientos OFICINA 22, OFICINA 19, OFICINA 16 y
OFICINA 13.
Figura 33: Mapa estructural en tiempo al tope del Miembro Jobo, donde se observan las
variaciones estructurales en el Centro-Oeste del Campo Temblador.
Figura 34: Nuevo mapa ajustado a la nueva interpretación de los Yacimiento Oficina 19,
Oficina22, Oficina 16; Oficina 13 u Oficina 53 al tope de la Unidad Jobo Superior, y su
comparación con los límites oficiales.
Figura 35: Horizonte visualizado en el modelo en 3D, donde se observa la variación de
la nueva distribución Vs lo Oficial Yacimiento Oficina 19, Oficina22, Oficina 16; Oficina
13 u Oficina 53
Figura 36: Correlación estructural a -3400 pies tvdss donde se observa los cambios
laterales de fluidos en yacimientos vecinos yacimiento Oficina 19, Oficina 22, y nuevas
áreas
La mejor manera de explicar las variaciones verticales y horizontales de los yacimientos
del centro- oeste del campo se observan en la figura 34 dicha correlación evidencia la
desaparición de los intervalos arenosos en la Unidad de Jobo Superior, en la Unidad de
Jobo Inferior presenta amalgamiento de los lentes arenosos, pero aún así la variación
en los contactos de fluídos en yacimientos vecinos es evidente. Se mantiene el
Miembro Yabo como marcador lutítico separando verticalmente el Miembro Jobo del
Miembro Morichal.
En la Unidad de Morichal Superior se observa una variación en las electrofacies de las
arenas (del lenticular a canales amalgamados) y aunque sería lógico inferir la conexión
entre dicha unidad es claramente visible las variaciones de fluídos entre los yacimientos
q pueden llegar a variar hasta 65 pies entre pozos vecinos, tal es el caso del pozo TT-
47 y el pozo TT4. En la Unidad Morichal Inferior, se tienen sólo 3 pozos que perfilan
toda la unidad y aunque en 2 de dichos bloques el registro aparece completamente
saturado de agua, llama la atención el pozo TT4, perforado en 1937 el cual tiene un
contacto agua-petróleo a 4106 pies, claramente identificable en el 6to lente arenoso.
Las bajas resistividades frente a limpias arenas se atribuyen a la calidad del registro
SN, pero q siguen siendo valores atribuidos a presencia de hidrocarburo en dichas
arenas. En las figuras 35 y 36 Se observan secciones sísmicas perpendiculares a las
falla de Tembaldor donde se evidencia la presencia del graben en esta área
estructuralmente compleja, así como muestra la no conexión entre bloques.
Figura 37: Sección sísmica, utilizando el atributo de impedancia, donde se observa la
complejidad estructural en esta área, específicamente entre los pozos TT-59 y TT-60.
Así como se observa la separación estructural de ambos yacimientos en todos sus
niveles.
Figura 38: Sección sísmica, utilizando el atributo de impedancia, donde se observa la
división estructural en esta área, específicamente entre los pozos pertenecientes al
antiguo bloque 19 y bloque 16.
Figura 39: Horizonte visualizado en el modelo en 3D, donde se observa la variación de
la nueva distribución Vs lo Oficial Oficina 16, Oficina 13; oficina 53 y Oficina 59.
Figura 40. Correlación estructural a -3400 pies tvdss donde se observa los cambios
laterales de fluídos en yacimientos vecinos yacimientos Oficina 16, Oficina 13; oficina
53 y Oficina 59
Uno de los cambios más drásticos de esta área fué la unión de lo que antes era
conocido como el Yacimiento Oficina 13 y Oficina 53 en ambas Unidades del Miembro
Jobo, debido a que al realizar las correlaciones estratigráficas se podía observas la
continuidad de las arenas, desde el punto de vista sísmico, no existía rasgos
estructurales que separaran estos yacimientos vecinos y desde el punto de vista de
contactos de fluídos eran iguales, por lo cual no existía motivo alguno para dicha
separación. Sin embargo se observan claramente 2 unidades distintas de flujo debido a
la presencia de un contacto de Agua-Petróleo para cara arena en este miembro (OFIJI
TT-7 Unidad 1 y OFIJI TT-7 Unidad 2).
A nivel de la Unidad Morichal Superior tres yacimientos fueron unidos (Oficina 16;
Oficina 13 y Oficina 53) en esta Unidad se observan grandes paquetes de arenas que
pasan de lenticulares a canales amalgamados, por lo que se hace evidente la presencia
del mismo contacto de fluidos para toda esta Unidad en lo que ahora será un sólo
Yacimiento (OFIMITT-12).
A nivel de la Unidad Morichal inferior, muy pocos pozos perfilaron dicha unidad, sin
embargo se observa el desarrollo de grandes paquetes de arenas con electrofacies
cilíndricas y que muestran un contacto claro Agua-Petróleo y donde no se observa
ninguna separación ni geológica ni sísmica, interpretándose así un sólo yacimiento para
esta Unidad que incluyen a lo que anteriormente era Oficina 16, Oficina 13 y Oficina 53
(Prospecto OFIMI 102).
4.1.4.3Yacimientos oficina 62, oficina 65, oficina 68, oficina 71.
Estos yacimientos mantuvieron cierta similitud con los yacimientos oficiales. Su
separación actual fue basada por la diferencias de fluidos en los diferentes áreas, y las
fallas que los separan son interpretadas debido a que debido a la baja resolución de la
sísmica y el poco espesor de dichas arenas en el Miembro de Jobo Inferior (Unidad
Jobo Superior sin desarrollo de arenas) no se pudieron identificar fallamientos.
Sin embargo, es geológicamente lógico que existan fallas que limiten la comunicación
lateral, tal es el caso del yacimiento Oficina 65 y Oficina 68, donde se tienen pozos
vecinos con el mismo desarrollo de arena (2 lentes de aproximadamente 10 pies de
espesor) y donde uno produce sólo gas y el otro produce solamente petróleo. Según el
estudio de facies del área no hay cambios de facies entre ellos, ni barreras lutíticas que
lo separen. (Figura 43).
Figura 41: Mapa Oficial de los Yacimiento Oficina 62, Oficina 65, Oficina 68 y Oficina
71.
Figura 42: Horizonte visualizado en el modelo en 3D, donde se observa la variación de
la Nueva Distribución Vs lo Oficial Yacimiento Oficina 62, Oficina 65, Oficina 68 y
Oficina 71.
Figura 43. Correlación estructural a -3500 pies tvdss donde se observa los cambios
laterales de fluídos en yacimientos vecinos yacimientos Oficina 62, Oficina 65, Oficina
68 y Oficina 71.
4.1.4.4Yacimientos oficina 74, oficina 77, oficina 80, oficina 83, oficina 92 y oficina 108.
Las variaciones más significativas de área se observan hacia la Falla de Temblador, en
la parte más alta de la estructura, ya que el polígono del falla utilizado fué dibujado en la
base del Miembro Morichal Inferior. Debido a un desarrollo más marino hacia el este del
campo se observan mayores espesores de lutitas y pequeños lentes arenosos que
varían hasta unos 10 a15 pies, por lo cual las fallas que ahora separan esta nueva
interpretación son interpretadas, debido a que la sísmica sólo observa pequeños rasgos
que no pueden definirse como fallas.
Sin embargo estas fallas se ven evidenciadas por el comportamiento de los fluídos
entre dichos yacimientos, debido a que los lentes arenosos tienen muy poco espesor,
por lo cual cualquier falla de poco salto impediría la comunicación lateral de dichos
fluídos.
Figura 44: Mapa Oficial de los Yacimiento Oficina 74, Oficina 77, Oficina 80 y Oficina
83, Oficina 92 y Oficina 108.
Figura 45: Horizonte visualizado en el modelo en 3D, donde se observa la variación de
la Nueva Distribución Vs lo Oficial, Yacimiento Oficina 74, Oficina 77, Oficina 80 y
Oficina 83, Oficina 92 y Oficina 108.
Figura 46: Correlación estructural a -3500 pies tvdss donde se observa los cambios
laterales de fluidos en yacimientos vecinos yacimientos Oficina 74, Oficina 77, Oficina
80, Oficina 83, Oficina 92 y Oficina 108.
4.1.5. Descripción de nuevos yacimientos del campo temblador.
A continuación se presenta la descripción detallada de los límites correspondientes a
cada uno de los yacimientos definidos a partir del nuevo Modelo geológico del Campo
Temblador, asociados a las cuatro (04) unidades de producción de la Formación
Oficina: Jobo Superior, Jobo Inferior, Morichal Superior y Morichal inferior.
4.1.5.1Unidad jobo superior
Esta unidad geológica presenta un total de 3 yacimientoscon reservas probadas que de
Oeste a Este son: OFIJS TT-51, OFIJS TY-2 y OFIJS TY-27.
- Yacimiento OFIJS TT-51: Los Límite del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -3490 pies visto en el pozo TT-56. SUR: Falla Principal del Campo
Temblador de rumbo Suroeste-Noreste y buzamiento hacia el sur con un salto de 160
pies. OESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento hacia el
Suroeste con un salto de falla de 25 pies. ESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es
Noroeste-Sureste y buzamiento hacia el Suroeste con un salto de falla de 11 pies. Este
Yacimiento tiene un Contacto Gas-Petróleo visto por el pozo TT-31 a-3380 pies.
Figura 47: Yacimiento OFIJS TT-51.
- Yacimiento OFIC-JS TY2: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -3505 pies visto en el pozo TY-41. SUR: Falla Principal del Campo
Temblador de rumbo Suroeste-Noreste y buzamiento hacia el sur con un salto de 280
piesOESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento hacia el
Suroeste con un salto de falla de 11 piesESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es
Noroeste-Sureste y buzamiento hacia el Suroeste con un salto de falla de 13 pies. Este
Yacimiento tiene un Contacto Gas-Petróleo visto por el pozo TY-2 a-3450 pies.
Figura 48: Yacimiento OFIJS TY-2
- Yacimiento OFI-JS TY-27: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -3530 pies visto en el pozo TY-28. SUR: Falla Principal del Campo
Temblador de rumbo Suroeste-Noreste y buzamiento hacia el sur con un salto de 300
pies. OESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento hacia el
Suroeste con un salto de falla de 13 pies. ESTE: Límite de roca asociado a la
coalescencia de la unidad Jobo Superior. Contacto Gas-Petróleo visto por el pozo TY-
26 a-3450 pies. De acuerdo al modelo sedimentológico, la coalescencia de la unidad
Jobo Superior ocurre en la parte central del yacimiento OFIJS TY-27, al Este del pozo
TY-35; a partir de esta zona y hacia el Este del campo, la unidad Jobo Superior no
presenta desarrollo de arena caracterizándose por un intervalo arcilloso evidenciado
tanto en los registros de pozos como en algunos atributos sísmicos, tales como el
volumen de Impedancias Relativas obtenido en reprocesamiento del cubo 3D durante el
año 2008.
Figura 49: Yacimiento OFIJS TY-27
4.1.5.2 Unidad jobo inferior
Esta unidad geológica se compartamentalizó en 21 yacimiento distribuidos de la
siguiente manera: 18 yacimientos con reservas probadas de petróleo, y 1 yacimiento
con reservas probadas de gas y 2 Yacimientos con reservas probables de petróleo.
De Oeste a Este los yacimientos asociados a la unidad Jobo Inferior son: OFIJI TT-76,
OFIJI TY-2, OFIJI TT-23, OFIJI TT-73, OFIJI TT-4, Prospecto OFIJI 102, Prospecto
OFIJI 101, OFIJI TY-25, OFIJI TY-1, OFIJI TH-2, OFIJI TT-7, OFIJI2 TT-7, OFIJI TT-1,
OFIJI TH-5, OFIJI2 TH-5, OFIJI TT-30, OFIJI2 TT-30, OFIJI3 TT-30, OFIJI TT-37, OFIJI
TT-3, OFIJI TT-22.
- Yacimiento OFIJI TT- 76: Los Límite del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -3520 pies visto en el pozo TT-56. SUR: Falla Principal del Campo
Temblador de rumbo Suroeste-Noreste y buzamiento hacia el sur con un salto de 160
pies. OESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento hacia el
Suroeste con un salto de falla de 25 pies. ESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es
Noroeste-Sureste y buzamiento hacia el Suroeste con un salto de falla de 11 pies.
Figura 50: Yacimiento OFIJI TT-76
- Yacimiento OFIJI TY-2: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -3530 pies visto en el pozo TY-41. SUR: Falla Principal del Campo
Temblador de rumbo Suroeste-Noreste y buzamiento hacia el sur con un salto de 280
pies. OESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento hacia el
Suroeste con un salto de falla de 11 piesESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es
Noroeste-Sureste y buzamiento hacia el Suroeste con un salto de falla de 13 pies.
Figura 51: Yacimiento OFIJI TY-2
- Yacimiento OFIJI TT-23: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -3550 pies visto en el pozo TY-28. SUR: Falla Principal del Campo
Temblador de rumbo Suroeste-Noreste y buzamiento hacia el sur con un salto de 300
pies. OESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento hacia el
Suroeste con un salto de falla de 13 pies. ESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Norte
-Sur y buzamiento hacia el Oeste con un salto de falla de 50 pies.
Figura 52: Yacimiento OFIJI TT-23
- Yacimiento OFIJI TT-73: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -3510 pies visto en el pozo TT-47. SUR: Falla Principal del Campo
Temblador de rumbo Suroeste-Noreste y buzamiento hacia el sur con un salto de 400
pies. OESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Norte -Sur y buzamiento hacia el Oeste
con un salto de falla de 50 piesESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Noroeste-
Sureste y buzamiento hacia el Suroeste con un salto de falla de 50 pies.
Figura 53: Yacimiento OFIJI TT-73
- Yacimiento OFIJI TT-4: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -3665 pies visto en el pozo TT-5, aunque no se visualiza en el mapa
debido a que el área de yacimiento es muy restringido debido a la complejidad
estructural de esa área. SUR: Falla Principal del Campo Temblador de rumbo Suroeste-
Noreste y buzamiento hacia el sur con un salto de 420 pies. OESTE: Falla secundaria
cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento hacia el Suroeste con un salto de falla
de 50 pies. ESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento
hacia el Suroeste con unsalto de falla de 60 pies.
Figura 54: Yacimiento OFIJI TT-4
- Prospecto OFIJI 101: Los límites del yacimiento son: NORTE: Falla secundaria de
rumbo Noroeste - Sureste de buzamiento Norte con un salto de falla de
aproximadamente 75 pies, así como un Contacto Agua-Petróleo (CAPO) a -3586 pies
visto en el pozo TT-60, aunque no se visualiza en el mapa debido a que el área de
yacimiento es muy restringido debido a la complejidad estructural de esa área. SUR: Falla Principal del Campo Temblador de rumbo Suroeste-Noreste y buzamiento hacia el
sur con un salto de 510 m. OESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y
buzamiento hacia el Suroeste con un salto de falla de 60 pies. ESTE: Falla secundaria
cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento hacia el Suroeste con un salto de falla
de 75 pies. Este Yacimiento tiene un contacto de Gas-Petróleo visto por el Pozo TT-60
a3550 pies.
Figura 55: Prospecto OFIJI 101
- Prospecto OFIJI 102: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a --3610 pies visto en el pozo TT-59 SUR: Falla secundaria normal
asociado al graben de rumbo Oeste-Este con un salto de falla aproximado a 160 pies
buzamiento Sur. OESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y
buzamiento hacia el Suroeste con un salto de falla de 30 pies. ESTE: Falla secundaria
cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento hacia el Oeste con un salto de falla de
15 pies.
Figura 56: Prospecto OFIJI 102
- Yacimiento OFIJI TY-25: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -3695 pies visto en el pozo TY-3 SUR: Falla normal asociado al
graben de rumbo noroeste-sureste con un salto de falla aproximado a 130 pies
buzamiento norte. OESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y
buzamiento hacia el Suroeste con un salto de falla de 60 pies. ESTE: Falla secundaria
cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento hacia el Suroeste con un salto de falla
de 41 pies.
Figura 57: Yacimiento OFIJI TY-25
- Yacimiento OFIJI TY-1: Los límites del yacimiento son: NORTE: Falla normal
asociado al graben de rumbo noroeste-sureste con un salto de falla aproximado a 75
pies buzamiento norte. SUR: Falla Principal del Campo Temblador de rumbo Suroeste-
Noreste y buzamiento hacia el sur con un salto de 250 pies. OESTE: Falla secundaria
cuyo rumbo es Norte-Sur buzamiento hacia el Oeste con un salto de falla de 41 pies.
Este Yacimiento tiene un contacto de Gas-Petróleo visto por el Pozo TY-1 a3550 pies.
Figura 58: Yacimiento OFIJI TY-1
- Yacimiento OFIJI TH-2: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -3660 pies visto en el pozo TH-23. SUR: Falla normal asociado al
graben de rumbo noroeste-sureste con un salto de falla aproximado a 160 pies
buzamiento Sur. OESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y
buzamiento hacia el Suroeste con un salto de falla de 30 pies. ESTE: Falla secundaria
cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento hacia el Suroeste con un salto de falla
de 15 pies. Este Yacimiento tiene un contacto de Gas-Petróleo visto por el Pozo TY-8
a3610 pies.
Figura 59: Yacimiento OFIJI TH-2
- Yacimiento OFIJI1 TT-7: El Yacimiento Jobo Inferior fue dividido en 2 unidades
debido a los Contactos Agua-Petróleo visto en este yacimiento, lo que indica 2 claras
unidades de flujo. Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-Petróleo
(CAPO) a -3670 pies visto en el pozo TT-29. SUR: Falla Principal del Campo Temblador
de rumbo Noreste-Suroeste y buzamiento hacia el sureste con un salto de 410 pies.
OESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Noreste-Suroeste y buzamiento hacia el
Sureste con un salto de falla de 15 pies. ESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es
Noroeste-Sureste y buzamiento hacia el Suroeste con un salto de falla de 15 pies. Este
Yacimiento tiene un contacto de Gas-Petróleo visto por el Pozo TT-28 a3610 pies.
Figura 60: Yacimiento OFIJI1 TT-7
- Yacimiento OFIJI2 TT-7: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -3740 pies visto en el pozo TT-29. SUR: Falla Principal del Campo
Temblador de rumbo Noreste-Suroeste y buzamiento hacia el sureste con un salto de
410 pies. OESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Noreste-Suroeste y buzamiento
hacia el Sureste con un salto de falla de 15 pies. ESTE: Falla secundaria cuyo rumbo
es Noroeste-Sureste y buzamiento hacia el Suroeste con un salto de falla de 15 pies.
Figura 61: Yacimiento OFIJI2 TT-7
- Yacimiento OFIJI TT-1: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -3740 pies visto en el pozo TT-9. SUR: Falla Principal del Campo
Temblador de rumbo Noreste-Suroeste y buzamiento hacia el sureste con un salto de
490 pies. OESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento
hacia el Suoreste con un salto de falla de 15 pies. ESTE: Falla secundaria cuyo rumbo
es Norte-Sur y buzamiento hacia el Oeste con un salto de falla de 18 pies.
Figura 62: Yacimiento OFIJI TT-1
- Yacimiento OFIJI1 TH-5: El Yacimiento Jobo Inferior fue dividido en 2 unidades
debido a los Contactos Agua-Petróleo visto en este yacimiento, lo que indica 2 claras
unidades de flujo. Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-Petróleo
(CAPO) a -3720 pies visto en el pozo TT-21. SUR: Falla Principal del Campo Temblador
de rumbo Noreste-Suroeste y buzamiento hacia el sureste con un salto de 520 pies.
OESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Norte-Sur y buzamiento hacia el Oeste con un
salto de falla de 18 pies. ESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y
buzamiento hacia el Noroeste con un salto de falla de 20 pies. Este Yacimiento tiene un
contacto de Gas-Petróleo visto por el Pozo TH-3 a3655 pies.
Figura 63: Yacimiento OFIJI1 TH-5
- Yacimiento OFIJI2 TH-5: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -3755 pies Estimado. SUR: Falla Principal del Campo Temblador de
rumbo Noreste-Suroeste y buzamiento hacia el sureste con un salto de 520 pies.
OESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Norte-Sur y buzamiento hacia el Oeste con un
salto de falla de 18 pies. ESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y
buzamiento hacia el Noroeste con un salto de falla de 20 pies. Este Yacimiento tiene un
contacto de Gas- Petróleo visto por el Pozo TH-3 a3710 pies.
Figura 64: Yacimiento OFIJI2 TH-5
- Yacimiento OFIJI TT-30: El Yacimiento Jobo Inferior fue dividido en 3 unidades
debido a los Contactos Agua-Petróleo visto en este yacimiento, lo que indica 3 claras
unidades de flujo. Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-Petróleo
(CAPO) a -3700 pies visto en el pozo TH-21. SUR: Falla Principal del Campo
Temblador de rumbo Noreste-Suroeste y buzamiento hacia el sureste con un salto de
510 pies. OESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento
hacia el Noroeste con un salto de falla de 20 pies. ESTE: Falla secundaria cuyo rumbo
es Norte-Sur y buzamiento Oeste con un salto de falla de 10 pies.
Figura 65: Yacimiento OFIJI1 TT-30
- Yacimiento OFIJI2 TT-30: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -3745 pies estimado en el nivel más bajo de petróleo observado en
el pozo más profundo TH-21. SUR: Falla Principal del Campo Temblador de rumbo
Noreste-Suroeste y buzamiento hacia el sureste con un salto de 510 pies. OESTE: Falla
secundaria cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento hacia el Noroeste con un
salto de falla de 20 pies. ESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Norte-Sur y
buzamiento Oeste con un salto de falla de 10 pies.
Figura 66: Yacimiento OFIJI2 TT-30
- Yacimiento OFIJI3 TT-30: El Yacimiento Jobo Inferior fue dividido en 3 unidades
debido a los Contactos Agua-Petróleo visto en este yacimiento, lo que indica 3 claras
unidades de flujo. Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-Petróleo
(CAPO) a -3788 pies estimado en el nivel más bajo de petróleo observado en el pozo
más profundo TH-21. SUR: Falla Principal del Campo Temblador de rumbo Noreste-
Suroeste y buzamiento hacia el sureste con un salto de 510 pies. OESTE: Falla
secundaria cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento hacia el Noroeste con un
salto de falla de 20 pies. ESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Norte-Sur y
buzamiento Oeste con un salto de falla de 10 pies.
Figura 67: Yacimiento OFIJI3 TT-30
- Yacimiento OFIJI TT-37: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -3776 pies visto en el pozo TT-37. SUR: Falla Principal del Campo
Temblador de rumbo Noreste-Suroeste y buzamiento hacia el sureste con un salto de
500 pies. OESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Norte-Sur y buzamiento Oeste con
un salto de falla de 10 pies. ESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Norte-Sur y
buzamiento Oeste con un salto de falla de 25 pies.
Figura 68: Yacimiento OFIJI TT-37
- Yacimiento OFIJI TT-3: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -3876 pies estimado por el nivel más bajo de petróleo observado en
el pozo más profundo de este yacimiento pozo TT-48. SUR: Falla Principal del Campo
Temblador de rumbo Noreste-Suroeste y buzamiento hacia el sureste con un salto de
600 pies. OESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Norte-Sur y buzamiento Oeste con
un salto de falla de 25 pies. ESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y
buzamiento Noroeste con un salto de falla de 12 pies.
Figura 69: Yacimiento OFIJI TT-3
Yacimiento OFIJI TT-22: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Gas-Agua
(CGAO) a -3897' pies estimado por el nivel más bajo de Gas observado en el pozo más
profundo de este yacimiento pozo TH-18. SUR: Falla Principal del Campo Temblador de
rumbo Noreste-Suroeste y buzamiento hacia el sureste con un salto de 630 pies.
OESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento Noroeste con
un salto de falla de 12 pies. ESTE: Límite de roca asociado a la coalescencia de la
unidad Jobo Inferior. De acuerdo al modelo sedimentológico, la coalescencia de la
unidad Jobo Inferior ocurre en la parte final de este yacimiento al Este del pozo TH-18;
a partir de esta zona y hacia el Este del campo, la unidad Jobo Inferior no presenta
desarrollo de arena caracterizándose por un intervalo arcilloso evidenciado tanto en los
registros de pozos como en algunos atributos sísmicos, tales como el volumen de
Impedancias Relativas obtenido en reprocesamiento del cubo 3D durante el año 2008.
Figura 70: Yacimiento OFIJI TT-22
4.1.5.3Unidad morichal superior Esta unidad geológica presenta un total de 12 yacimientos con reservas probadas y 3
prospectos, de los cuales 2 corresponden a reservas probables serie 100 y 1 a reservas
posibles serie 700. De Oeste a Este los yacimientos correspondientes a la unidad
Morichal Superior son: OFIMS TT-53, OFIMS TT-47, Prospecto OFIMS 101, OFIMS TT-
59, OFIMS TY-33, OFIMS TY-34, OFIMS TY-1, OFIMS TT-12, OFIMS TT-1, OFIMS TH-
3, OFIMS TH-16, OFIMS TH-19, Prospecto OFIMS 102 , OFIMS TRN-1 Y Prospecto
OFIMS 701.
- Yacimiento OFIMS TT-53: Los Límite del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -3750 pies visto en el pozo TT-56. SUR: Falla Principal del Campo
Temblador de rumbo Noreste-Suroeste y buzamiento hacia el sureste con un salto de
160 pies. OESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento
hacia el Suroeste con un salto de falla de 25pies. ESTE: Falla secundaria cuyo rumbo
es Norte -Sur y buzamiento hacia el Oeste con un salto de falla de 50 pies.
Figura 71: Yacimiento OFIMS TT-53
- Yacimiento OFIMS TT-47: Los Límite del yacimiento son: NORTE: Falla secundaria
de rumbo Noreste-Suroeste y buzamiento Sureste con un salto de falla de
aproximadamente 20 pies y un Contacto Agua-Petróleo (CAPO) a -3745 pies visto en el
pozo TT-47, pero que por la poca extensión areal de este yacimiento no se puede
visualizar en el mapa. SUR: Falla Principal del Campo Temblador de rumbo Noreste-
Suroeste y buzamiento hacia el sureste con un salto de 160 pies. OESTE: Falla
secundaria cuyo rumbo es Norte -Sur y buzamiento hacia el Oeste con un salto de falla
de 50 pies. ESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento
hacia el Suroeste con un salto de falla de 60 pies.
Figura 72: Yacimiento OFIMS TT-47
- Prospecto OFIMS 101: Los límites del prospecto son: NORTE: Falla secundaria de
rumbo Noreste-Suroeste y buzamiento Sureste con un salto de falla de
aproximadamente 20 pies y un Contacto Agua-Petróleo (CAPO) a -3810 pies visto en el
pozo TT-4, pero que por la poca extensión areal de este yacimiento no se puede
visualizar en el mapa. SUR: Falla Principal del Campo Temblador de rumbo Suroeste-
Noreste y buzamiento hacia el sur con un salto de 420 pies. OESTE: Falla secundaria
cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento hacia el Suroeste con un salto de falla
de 50 pies. ESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento
hacia el Suroeste con un salto de falla de 60 pies.
Figura 73: Prospecto OFIMS 101
- Yacimiento OFIMS TT-59: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -3800 pies visto en el pozo TT-59 SUR: Falla secundaria normal
asociado al graben de rumbo Oeste-Este con un salto de falla aproximado a 160 pies
buzamiento Sur. OESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y
buzamiento hacia el Suroeste con un salto de falla de 30 pies. ESTE: Falla secundaria
cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento hacia el Oeste con un salto de falla de
15 pies.
Figura 74: Yacimiento OFIMS TT-59
- Yacimiento OFIMS TY-33: Los límites del yacimiento son: NORTE: Falla secundaria
de rumbo Noroeste - Sureste de buzamiento Norte con un salto de falla de
aproximadamente 75 pies, así como un Contacto Agua-Petróleo (CAPO) a -3720 pies
visto en el pozo TT-60, aunque no se visualiza en el mapa debido a que el área de
yacimiento es muy restringido debido a la complejidad estructural de esa área. SUR: Falla Principal del Campo Temblador de rumbo Noreste-Suroeste y buzamiento hacia el
sureste con un salto de 510 m. OESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Noroeste-
Sureste y buzamiento hacia el Suroeste con un salto de falla de 60 pies. ESTE: Falla
secundaria cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento hacia el Suroeste con un
salto de falla de 75 pies.
Figura 75: Yacimiento OFIMS TY-33
- Yacimiento OFIMS TY-34: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -3750 pies visto en el pozo TY-43 SUR: Falla normal asociado al
graben de rumbo noroeste-sureste con un salto de falla aproximado a 130 pies
buzamiento norte. OESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y
buzamiento hacia el Suroeste con un salto de falla de 60 pies. ESTE: Falla secundaria
cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento hacia el Suroeste con un salto de falla
de 41 pies.
Figura 76: Yacimiento OFIMS TY-34
- Yacimiento OFIMS TY-1: Los límites del yacimiento son: NORTE: Falla normal
asociado al graben de rumbo Este-Oeste con un salto de falla aproximado a 75 pies
buzamiento Sureste. SUR: Falla Principal del Campo Temblador de rumbo Noreste-
Suroeste y buzamiento hacia el sureste con un salto de 250 pies. OESTE: Falla
secundaria cuyo rumbo es Norte-Sur buzamiento hacia el Oeste con un salto de falla de
41 pies.
Figura 77: Yacimiento OFIMS TY-1
- Yacimiento OFIMS TT-12: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -3770 pies visto en el pozo TH-22. SUR: Limitado por la unión de 2
fallas: la primera, una falla secundaria normal asociada al graben de rumbo noroeste-
sureste con un salto de falla aproximado a 160 pies buzamiento Sur y la segunda la
Falla principal de tembladro con un rumbo Noreste-Suroeste y de buzamiento Sureste.
OESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento hacia el
Suroeste con un salto de falla de 30 pies. ESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es
Noroeste-Sureste y buzamiento hacia el Suroeste con un salto de falla de 15 pies. Este
Yacimiento tiene un contacto de Gas-Petróleo visto por el Pozo TY-30 a3600 pies.
Figura 78: Yacimiento OFIMS TT-12
- Yacimiento OFIMS TT-1: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -3820 pies visto en el pozo TT-1. SUR: Falla Principal del Campo
Temblador de rumbo Noreste-Suroeste y buzamiento hacia el sureste con un salto de
490 pies. OESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento
hacia el Suoreste con un salto de falla de 15 pies. ESTE: Falla secundaria cuyo rumbo
es Norte-Sur y buzamiento hacia el Oeste con un salto de falla de 18 pies.
Figura 79: Yacimiento OFIMS TT-1
- Yacimiento OFIMS TH-3: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -3840 pies visto en el pozo TH-5. SUR: Falla Principal del Campo
Temblador de rumbo Noreste-Suroeste y buzamiento hacia el sureste con un salto de
520 pies. OESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Norte-Sur y buzamiento hacia el
Oeste con un salto de falla de 18 pies. ESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es
Noroeste-Sureste y buzamiento Noroeste con un salto de falla de 12 pies.
Figura 80: Yacimiento OFIMS TH-3
- Yacimiento OFIMS TH-16: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -4055 visto en el pozo TH-18. SUR: Falla Principal del Campo
Temblador de rumbo Noreste-Suroeste y buzamiento hacia el sureste con un salto de
540 pies. OESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento
Noroeste con un salto de falla de 12 pies. ESTE: Falla secundaria de rumbo Noroeste-
Sureste y buzamiento suroeste.
Figura 81: Yacimiento OFIMS TH-16
- Yacimiento OFIMS TH-19: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -3983 visto en el pozo TH-19. SUR: Falla Principal del Campo
Temblador de rumbo Noreste-Suroeste y buzamiento hacia el sureste con un salto de
560 pies. OESTE: Falla a secundaria de rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento
Sureste con un salto de falla de 50 pies. ESTE: Falla secundaria de rumbo Norte-Sur y
buzamiento Oeste con un salto de 60 pies.
Figura 82: Yacimiento OFIMS TH-19
- Prospecto OFIMS 102: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -4040 visto en el pozo TR-6. SUR: Falla Principal del Campo
Temblador de rumbo Noreste-Suroeste y buzamiento hacia el sureste con un salto de
600 pies. OESTE: Falla a secundaria de rumbo es Norte-Sur y buzamiento Oeste con
un salto de falla de 60 piesESTE: Falla secundaria de rumbo Noroeste-Sureste y
buzamiento suroeste con un salto de 60 pies.
Figura 83: Prospecto OFIMS 102
- Yacimiento OFIMS TRN-1: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -4210 visto en el pozo TRN-1. SUR: Falla Principal del Campo
Temblador de rumbo Noreste-Suroeste y buzamiento hacia el sureste con un salto de
610 pies. OESTE: Falla a secundaria de rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento
Sureste con un salto de falla de 60 pies. ESTE: Falla secundaria de rumbo Noroeste-
Sureste y buzamiento Oeste con un salto de falla de aproximadamente 100 pies.
Figura 84: Yacimiento OFIMS TRN-1
- Prospecto OFIMS 701: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -4458 estimado en el nivel más bajo de petróleo observado en el
pozo TH-20 . SUR: Falla Principal del Campo Temblador de rumbo Noreste-Suroeste y
buzamiento hacia el sureste con un salto de 650 pies. OESTE: Falla a secundaria de
rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento Sureste con un salto de falla de 60 pies.
ESTE: Falla secundaria de rumbo Noroeste-Sureste y buzamiento.
Figura 85: Prospecto OFIMS 701
4.1.5.4Unidad morichal inferior
Esta unidad geológica presenta un total de 5 yacimientos con reservas probadas, 2
prospectos con reservas probables serie 100 y 1 prospecto con reservas posibles serie
700.
De Oeste a Este los yacimientos correspondientes a la Unidad Morichal Inferior son:
OFIMI TT-51, OFIMI 101, OFIMI 102, OFIMI TT-22, OFIMI TH-19, OFIMI TH-13, OFIMI
TRN-1, y OFIMI 701.
- Yacimiento OFIMI TT-51: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -3765 visto en el pozo TY-45. SUR: Falla Principal del Campo
Temblador de rumbo Noreste-Suroeste y buzamiento hacia el sureste con un salto de
160 pies. OESTE: Falla a secundaria de rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento
Suroeste con un salto de falla de 25 pies. ESTE: Falla secundaria de rumbo Norte-Sur y
buzamiento Oeste con un salto de falla de aproximadamente 60 pies.
Figura 86: Yacimiento OFIMI TT-51
- Yacimiento OFIMI 101: Los límites del yacimiento son: NORTE: Falla secundaria de
rumbo Noreste-suroeste y el Contacto Agua-Petróleo Original visto en el pozo TT-4 a-
4106 pies aunque no se visualiza en el mapa debido a la poca extensión areal de esta
yacimiento. SUR: Falla Principal del Campo Temblador de rumbo Noreste-Suroeste y
buzamiento hacia el sureste con un salto de 420 pies. OESTE: Falla a secundaria de
rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento Suroeste con un salto de falla de 50 pies.
ESTE: Falla secundaria de rumbo Noroeste-Sureste y buzamiento suroeste con un salto
de falla de aproximadamente 60 pies.
Figura 87: Prospecto OFIMI 101
- Prospecto OFIMI 102: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -3810 visto en el pozo TY-20. SUR: Limitado por la unión de 2 fallas:
la primera, una falla secundaria normal asociada al graben de rumbo noroeste-sureste
con un salto de falla aproximado a 160 pies buzamiento Sur y la segunda la Falla
principal de Temblador con un rumbo Noreste-Suroeste y de buzamiento Sureste.
OESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento hacia el
Suroeste con un salto de falla de 30 pies. ESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es
Noroeste-Sureste y buzamiento hacia el Suroeste con un salto de falla de 15 pies.
Figura 88: Prospecto OFIMI 102
- Yacimiento OFIMI TT-22: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -4135 visto en el pozo TT-46. SUR: Falla Principal del Campo
Temblador de rumbo Noreste-Suroeste y buzamiento hacia el sureste con un salto de
540 pies. OESTE: Falla secundaria cuyo rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento
Noroeste con un salto de falla de 12 pies. ESTE: Falla secundaria de rumbo Noroeste-
Sureste y buzamiento suroeste.
Figura 89: Yacimiento OFIMI TT-22
- Yacimiento OFIMI TH-19: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -4200 visto en el pozo TH-19. SUR: Falla Principal del Campo
Temblador de rumbo Noreste-Suroeste y buzamiento hacia el sureste con un salto de
560 pies. OESTE: Falla a secundaria de rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento
Sureste con un salto de falla de 50 pies. ESTE: Falla secundaria de rumbo Norte-Sur y
buzamiento Oeste con un salto de pies.
Figura 90: Yacimiento OFIMI TH-19
- Yacimiento OFIMI TH-13: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -4215 visto en el pozo TR-6 SUR: Falla Principal del Campo
Temblador de rumbo Noreste-Suroeste y buzamiento hacia el sureste con un salto de
600 pies. OESTE: Falla a secundaria de rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento
Suroeste con un salto de falla de 60 pies. ESTE: Falla secundaria de rumbo Norte-Sur y
buzamiento Oeste con un salto de falla de aproximadamente 60 pies.
Figura 91: Yacimiento OFIMI TH-13
Yacimiento OFIMI TRN-1: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a --4225 visto en el pozo TRN-1 SUR: Falla Principal del Campo
Temblador de rumbo Noreste-Suroeste y buzamiento hacia el sureste con un salto de
610 pies. OESTE: Falla a secundaria de rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento
Sureste con un salto de falla de 60 pies. ESTE: Falla secundaria de rumbo Noroeste-
Sureste y buzamiento Suroeste con un salto de falla de aproximadamente 100 pies.
Figura 92: Yacimiento OFIMI TRN-1
PROSPECTO OFIMI 701: Los límites del yacimiento son: NORTE: Contacto Agua-
Petróleo (CAPO) a -4620 visto en el pozo TH-20. SUR: Falla Principal del Campo
Temblador de rumbo Noreste-Suroeste y buzamiento hacia el sureste con un salto de
650 pies. OESTE: Falla a secundaria de rumbo es Noroeste-Sureste y buzamiento
Sureste con un salto de falla de 60 pies. ESTE: Falla secundaria de rumbo Noroeste-
Sureste y buzamiento Suroeste.
Figura 93: Prospecto OFIMI 701
4.1.6. Análisis petrofísico.
A partir del modelo estratigráfico, se definieron las unidades litoestratigráficas a evaluar
correspondientes a la Formación Oficina, con la reinterpretación se efectuaron ajustes
en cuanto a los topes geológicos, que posteriormente fueron usados en la generación
del Modelo Petrofísico, para ello fue necesario determinar la resistividad el agua de
formación (Rw) y los parámetros eléctricos; coeficiente de tortuosidad (a), Factor de
cementación (m) y exponente de saturación (n). a continuación se detalla el
procedimiento para la obtención de los mismos.
- Resistividad del Agua de Formación (Rw): Este parámetro fue obtenido a través del método del Potencial Espontáneo o SP; para
la aplicación de este método se tomaron los registros que contaban con una
información de cabezal completa, además se omitieron aquellos registros cuyas curvas
tenían apariencia dudosa en su comportamiento.
La aplicación de este método establece la selección de una arena de un espesor
vertical no menor a 25 pies que esté completamente saturada de agua, bajo esta
premisa fueron identificados un total de 5 pozos para el miembro Jobo y 9 pozos para el
Miembro Morichal, en ellos se determinó la lectura del máximo potencial espontáneo
(SSP) en la arena seleccionada, además de extraer información del Cabezal del
registro del pozo necesaria para la aplicación de las ecuaciones implícitas en el método
y mostradas en el anexo 3, A continuación se muestran los valores obtenidos para cada
pozo en las tablas No.1 y No. 2.
Para el Miembro Jobo:
Tabla No. 1. Pozos utilizados para el cálculo de la resistividad del agua de formación
para el Miembro Jobo.
Para el Miembro Morichal:
Tabla No. 2. Pozos utilizados para el cálculo de la resistividad del agua de formación
para el Miembro Morichal.
Posteriormente a través de las ecuaciones mostradas a continuación se obtuvieron los
valores de resistividad del agua de formación por pozo,
Gradiente geotérmico del pozo:
Temperatura de la arena:
Resistividad del filtrado de lodo a la temperatura de la arena:
Donde:
Resistividad del filtrado de lodo equivalente:
Resistividad del agua de formación equivalente:
Donde:
Resistividad del agua de formación a la temperatura de la arena:
Donde:
GG: Gradiente geotérmico (°F/pie).
Tf: Temperatura de fondo (°F).
Ts: Temperatura de Superficie (°F).
Ta: Temperatura de la arena (°F).
Pf: Profundidad de Fondo (pies).
Pa: Profundidad de la arena o intervalo analizado (pies).
RmfTa: Resistividad del filtrado de lodo a la temperatura de la arena (ohm-m).
RmfTs: Resistividad del filtrado de lodo a temperatura de superficie (ohm-m).
X: Variable que depende de RMFTs.
Rweq: Resistividad del agua de formación equivalente (ohm-m).
Rmfeq: Resistividad del filtrado de lodo equivalente (ohm-m).
Kc: Variable que depende de la temperatura de la arena.}
Rw: Resistividad del agua de formación a la temperatura de la arena (ohm-m).
Es importante resaltar que con el valor de gradiente geotérmico promedio determinado
en esta etapa se generó una curva de temperatura para cada pozo, a diferentes
profundidades, promediando los valores obtenidos se determinaron los valores de Rw
para el Miembro Jobo y para el Miembro Morichal.
Para el Miembro Jobo:
Tabla No. 3. Resistividad del Agua de Formación para el Miembro Jobo.
Para el Miembro Morichal:
Tabla No. 4. Resistividad del Agua de Formación para el Miembro Morichal.
La resistividad del Agua de Formación obtenida para el Miembro Jobo fue de 0.19
ohm.m mientras que para el Miembro Morichal de 0.21 ohm.m a una temperatura de
formación de 125 ºF. Lo que indica que es un valor bastante representativo para los
yacimientos en estudio, ya que los yacimientos ubicados al sur del Estado Monagas se
caracterizan por presentar resistividades de aguas formacionales entre 0.1 y 0.3 ohm.m
aproximadamente.
La resistividad del Miembro Morichal es ligeramente mayor que la resistividad del
Miembro Jobo, esto es debido a que Morichal se desarrolló en un ambiente fluvio –
deltaico, mientras que Jobo aunque se desarrolló en un ambiente también fluvio –
deltaico tiene mayor influencia marina.
- Coeficiente de Tortuosidad En esta evaluación se estimó el valor de a de acuerdo al tipo de roca o arenas que
caracterizan a los miembros Jobo y Morichal en la Formación Oficina en el Campo
Temblador las cuales son poco consolidadas, lo que sugiere un coeficiente de
tortuosidad igual a 0,81.
- Factor de Cementación (m) y Exponente de Saturación (n) Ambos parámetros fueron determinados a través la metodología de Pickett a través del
uso de gráficos cruzados de los valores de Porosidad Efectiva y Resistividad Profunda
leídos en una arena limpia saturada 100% de Agua, donde se obtiene una línea recta
cuya pendiente representa el valor del exponente de cementación “m” y la separación
entre las curvas representa el valor de “n”.
Para el miembro Jobo se tomó como referencia el pozo TT-61, tomando el valor de a =
0.81 y el valor de Rw = 0.19 ohm.m calculado en la fase anterior se obtiene que m = 2 y
n = 2 como lo muestra en la Figura 94.
Figura 94: Gráfico de Pickett; Porosidad Efectiva Versus Resistividad Profunda Pozo
TT-61
Para el miembro Morichal se tomó como pozo referencia el Pozo TY-45donde se
observa una arena limpia 100% saturada de agua, tomando el valor de a = 0.81 y el
valor de Rw = 0.21 ohm.m calculado en la fase anterior se obtiene que m = 1.92 y n = 2
como lo muestra la Figura 95.
Figura 95: Gráfico de Pickett; Porosidad Efectiva Versus Resistividad Profunda Pozo
TY-45.
De acuerdo a los resultados obtenidos a partir de estos gráficos se puede notar que las
arenas de los Miembro Jobo y Morichal son moderadamente cementadas, debido a que
sus valores oscilan entre 1,8 – 2, la cementación de las rocas generalmente se ve
afectada por el contenido de arcilla presentes en las mismas, en tal sentido la diferencia
que resulta entre los valores de m entre Jobo y Morichal, m = 2 para Jobo y m = 1,92
para Morichal, se debe a que el Miembro Morichal está compuesto por arenas limpias y
de mayores espesores que las arenas menos profundas de Jobo que se caracterizan
por ser un poco mas arcillosas y de menor espesor al compararlas con las arenas de
Morichal.
El valor del exponente de saturación se encuentra tanto para el Miembro Jobo Inferior
como para Morichal Inferior en el orden de n = 2, por lo tanto se puede decir que están
compuestos por arenas hidrófilas (preferiblemente mojadas por agua).
Para efectos de esta evaluación se utilizó en el Miembro Jobo Superior el valor de m =
2 y n = 2 y para el Miembro Morichal Superior m = 1.92 y n = 2, debido a que en estos
miembros no se encontró una arena saturada 100% de agua.
Propiedades de las Arcillas (Porosidad, Densidad y Resistividad). Para esta fase se generaron gráficos cruzados que hicieron posible relacionar distintos
parámetros de evaluación como Densidad, Neutrón, Resistividad Profunda y Rayos
Gamma en base a la información proveniente de los registros disponibles obteniéndose
valores de porosidades, densidades, y resistividades promedios para las arcillas de los
Miembros Jobo y Morichal.
Para el Miembro Jobo
Para determinar la densidad y la porosidad de las arcillas se hicieron gráficos cruzados,
tomando los valores de RHOB (densidad de la formación) y de NPHI (porosidad
derivada del neutrón) de los pozos con disponibilidad de estos registros en el campo
para el miembro Jobo.
Figura 96: Gráfico Cruzado de RHOB vs NPHI para el Miembro Jobo.
De la figura 96 se obtiene:
Tabla No. 5. Densidad y Porosidad de las Arcillas del Miembro Jobo.
En la tabla No. 5 se pueden observar los valores obtenidos para la densidad y
porosidad de las arcillas del miembro Jobo, resultando una densidad de 2,314 g/cc y
una porosidad de 0,41.
De igual forma para la estimación de la resistividad de las arcillas se hicieron gráficos
cruzados tomando los valores de RHOB (densidad) y de RD (resistividad profunda).
Figura 97: Gráfico Cruzado de RHOB vs RD para el Miembro Jobo.
De la figura 97 se obtiene:
Tabla No. 6.Densidad y Resistividad de las Arcillas del Miembro Jobo.
En la tabla No. 5 se pueden observar los valores obtenidos para la resistividad de las
arcillas del miembro Jobo, resultando una resistividad de 2,43 ohm.m.
Para el cálculo de la densidad y porosidad de la arcilla húmeda se hizo a partir de un
gráfico cruzado de los valores de RHOB vs NPHI.
Figura 98: Gráfico Cruzado de RHOB vs NPHI para el Miembro Jobo para determinar la
densidad de arcilla húmeda.
De la Figura 98 se obtiene:
Tabla No. 7.Densidad y Porosidad de la Arcilla Húmeda para el Miembro Jobo.
Para el Miembro Morichal.
Para determinar la densidad y la porosidad de las arcillas se hicieron gráficos cruzados,
tomando los valores de RHOB (densidad de la formación) y de NPHI (porosidad
derivada del neutrón) de los pozos con disponibilidad de estos registros en el campo
para el miembro Morichal.
Figura 99: Gráfico Cruzado de RHOB vs NPHI para el Miembro Morichal.
De la Figura 99 se obtiene:
Tabla No. 8. Densidad y Porosidad de las Arcillas del Miembro Morichal.
En la tabla No. 8 se pueden observar los valores obtenidos para la densidad y
porosidad de las arcillas del miembro Morichal, resultando una densidad de 2,278 g/cc y
una porosidad de 0,47.
De igual forma para la estimación de la resistividad de las arcillas se hicieron gráficos
cruzados tomando los valores de RHOB (densidad) y de RD (resistividad profunda).
Figura 100: Gráfico Cruzado de RHOB vs RD para el Miembro Morichal.
De la Figura 100 se obtiene:
Tabla No.9.Densidad y Resistividad de las Arcillas del Miembro Morichal.
En la tabla No. 9 se pueden observar los valores obtenidos para la resistividad de las
arcillas del miembro Jobo, resultando una resistividad de 2,256 ohm.m.
Para el cálculo de la densidad y porosidad de la arcilla húmeda se hizo a partir de un
gráfico cruzado de los valores de RHOB vs NPHI.
Figura 101: Gráfico Cruzado de RHOB vs NPHI para el Miembro Morichal para
determinar la densidad de arcilla húmeda.
De la Figura 101 se obtiene:
Tabla No. 10.Densidad y Porosidad de la Arcilla Húmeda para el Miembro Jobo.
Según los resultados obtenidos se observa que las arcillas presentes tanto en el
Miembro Jobo como del Miembro Morichal presentan un valor de porosidad elevado
(mayor que 40%), esto se debe fundamentalmente a que este tipo de rocas (arcillas) se
caracterizan por ser de granos muy finos y con buen arreglo de los mismos. Es de
hacer notar que como se trata de arenas relativamente someras y moderadamente
cementadas, el efecto de la compactación producido por las capas suprayacentes y de
la cementación no se ve reflejado en la porosidad de las arcillas, es decir, en éste caso
no influyen directamente en el valor de ésta propiedad.
Las densidades de las arcillas dependen fundamentalmente del contenido de agua y de
los minerales, presentes en ellas, los resultados reflejan que la densidad de las arcillas
para la formación Oficina se encuentran entre 2,278 – 2,314 g/cc., que es un valor
aceptable ya que en los campos cercanos la densidad de la arcilla varía entre 2,26 –
2,37 g/cc.
Las resistividades de las arcillas para los Miembros Jobo y Morichal de la Formación
Oficina se encuentran entre 2,256 – 2,430 ohm.m, lo que indica que es una resistividad
baja. En este tipo de roca es común tener resistividades bajas debido a su alto
contenido de agua e iones que son altamente conductores.
Las porosidades de la arcilla húmeda para los Miembros Jobo y Morichal se encuentran
entre 0,66 – 0,75, mientras que las densidades se encuentran entre 2,46 – 2,56 g/cc
debido a que en este punto se encuentran saturadas 100% de agua.
- Generación del Modelo Petrofísico. En esta etapa se realizó la evaluación de los pozos estimando arcillosidades,
porosidades, saturaciones de agua y permeabilidades para las arenas pertenecientes a
los yacimientos del Campo Temblador. Además, se crearon curvas sintéticas en
aquellos pozos que no tenían un set de registros completo para poder aplicar el modelo
petrofísico a dichos pozos que atraviesan los yacimientos, lo que permitió realizar una
evaluación completa de los mismos.
- Modelo de Arcillosidad. La mayoría de los pozos pertenecientes a la evaluación tienen registros de SP, por lo
tanto el método usado para determinar la arcillosidad fue SP Lineal. En los casos donde
los pozos tenían registros de Rayos Gamma se estimó la arcillosidad por medio del GR
Lineal.
El cálculo de arcillosidad se pudo llevar a cabo en todos los pozos, ya que todos
poseen los registros de SP o de GR. A continuación las ecuaciones empleadas para el
cálculo del volumen de arcilla:
Donde:
GR: Lectura del perfil rayos gamma en el intervalo seleccionado (API).
GRc: Lectura del perfil rayos gamma en la zona considerada arena limpia (API).
GRsh: Lectura del perfil rayos gamma en la zona considerada lutita (API).
SP: Lectura del perfil SP en el intervalo seleccionado (ohm.m).
SPc: Lectura del perfil SP en la zona considerada arena limpia (ohm.m).
SPsh: Lectura del perfil SP en la zona considerada lutita (ohm.m).
- Modelo de Porosidad El modelo de porosidad fue calculado inicialmente para los pozos utilizando Densidad–
Neutrón corregido por arcillosidad. Después de realizar el cálculo de las curvas
sintéticas se aplicó el modelo a todos los pozos del campo, a continuación las
ecuaciones utilizadas:
Donde:
ØD: Porosidad obtenida a partir del perfil de densidad (fracción), corregida por Vsh.
ρreg: Densidad leída a partir del perfil en el intervalo seleccionado (gr/cc).
ρsh: Densidad de la arcilla (gr/cc).
ρf: Densidad del fluido (gr/cc).
ØN: Porosidad obtenida a partir del perfil de neutrón (fracción).
Øsh: Porosidad de la arcilla (fracción).
ØTotal: Porosidad Total (fracción).
Finalmente, para el cálculo de la porosidad efectiva (øe) existen dos modelos utilizados:
Tomando en cuenta Densidad-Neutrón Corregido por Vsh como se muestra en la
ecuación No. 15.
Donde:
ØD: Porosidad obtenida a partir del perfil de densidad (fracción), corregido por Vsh.
ØN: Porosidad obtenida a partir del perfil de neutrón (fracción), corregido por Vsh.
Øefec: Porosidad efectiva (fracción)
Tomando la porosidad total como una constante regional donde φtotal ��0.30
Donde:
ØTotal = porosidad total calculada por el registro disponible (Densidad, Neutrón).
Øefec: Porosidad efectiva (fracción)
Vsh = Fracción de arcillosidad.
De esta manera se crean dos modelos de porosidad que posteriormente van a ser
comparados.
- Modelo de Saturación de Agua
La saturación de agua se determinó a través del modelo de Simandoux Modificado
(para arenas arcillosas), ya que es el modelo que mejor se adapta con respecto a los
datos de producción del Campo. Por otro lado, éste modelo es el que mejor
comportamiento tiene en los campos vecinos.
Donde:
Sw: Saturación de agua por el modelo de Simandoux Modificado (fracción).
a: Coeficiente de tortuosidad (adimensional).
Rw: Resistividad del agua de formación (ohm-m).
m: Factor de cementación (adimensional).
n: Exponente de saturación (adimensional).
Rt: Resistividad de la formación (ohm-m).
Rsh: Resistividad de la arcilla (ohm-m).
Vsh: Fracción de arcillosidad.
La saturación de agua irreductible (Swi), se determinó a partir de “Cross Plot”
elaborados mediante el programa de computación Interative Petrophysics, graficando
Saturación de Agua vs. Resistividad de la Formación, con la información proveniente de
los pozos control.
- Modelo de Permeabilidad
La permeabilidad fue estimada después de calcular los parámetros de corte para definir
la saturación de agua irreducible, que es uno de los parámetros más importantes para
calcular dicha propiedad. El comportamiento de la permeabilidad queda mejor definido
por la correlación de Timur.
Donde:
K: Permeabilidad de Timur (Darcy).
8581: Constante de Permeabilidad.
Øefec: Porosidad efectiva (fracción).
Swi: Saturación de agua irreductible (fracción).
- Creación de curvas sintéticas y extrapolación Luego de calcular el volumen de arcilla para cada pozo se procedió a realizar la
creación de curvas sintéticas para todos los pozos del campo que no disponían de
registros de Porosidad, Para generar las curvas de densidad y de neutrón sintéticas se
utilizó como base la curva de arcillosidad, ya que en todos los pozos fue posible
calcular este parámetro.
Primeramente se construyó el sistema cartesiano con los pozos control de manera de
generar la ecuación que posteriormente fue extrapolada a los pozos no control.En el
caso de la curva de Neutrón la ecuación que obtuvo el mejor comportamiento y que
mejor se adaptó fue la correspondiente a la ecuación de cuarto grado, ya que presentó
el mejor coeficiente de regresión (R2=0.98).
En la ecuación generada la variable dependiente “y” está representada por los valores
de la curva de neutrón, la cual se puede obtener a partir de la variable independiente “x”
que corresponderían a valores de arcillosidad de cada pozo.
Figura 102: Gráfico de Neutrón Vs Arcillosidad para determinar ecuación de Neutrón
Sintética.
La ecuación de neutrón generada queda definida de la siguiente manera:
R2=0,98
Donde:
CALC:NPHIC = Curva de Neutrón
CALC:VCL = Curva de arcillosidad
En el caso de la curva de Densidad la ecuación que obtuvo el mejor comportamiento y
que mejor se adaptó fue la correspondiente a la ecuación de cuarto grado al igual que
el caso anterior, ya que presentó el mejor coeficiente de regresión (R2=0.98). En la
ecuación generada la variable dependiente “y” está representada por los valores de la
curva de densidad, la cual se puede obtener a partir de la variable independiente “x”
que correspondería a valores de arcillosidad de cada pozo.
Figura 103: Gráfico de Densidad Vs Arcillosidad para determinar ecuación de Densidad
Sintética.
La ecuación de densidad generada queda definida de la siguiente manera:
R2=0.98
Donde:
CALC:NPHIC = Curva de densidad
CALC:VCL = Curva de arcillosidad.
Después de generar las ecuaciones se crearon las curvas sintéticas a todos los pozos
del estudio, que luego fueron usadas para el cálculo de las propiedades petrofísicas. En
la siguiente figura se observa el comportamiento de la curva Sintética con respecto a la
curva real y se puede notar que la curva sintética en líneas generales tiene un
comportamiento similar al de la curva real a excepción de algunas zonas, donde se
omiten algunos picos generados por la lectura real de los registros. Luego de crearse
las curvas sintéticas fue posible aplicar los distintos modelos de propiedades
petrofísicas a todos los pozos pertenecientes al Campo Temblador.
Figura 104: Comparación de las curvas de Neutrón y Densidad sintéticas con las curvas
de Neutrón y de densidad reales para el pozo TT-53. - Determinación de los Parámetros de Corte de las Propiedades Roca - Fluido. Por medio de la información suministrada por los pozos control y mediante la
elaboración de gráficos de Sw vs RD; PHIE vs. RD y Vsh vs. RD se establecieron los
parámetros de corte y de esta manera, se obtuvieron los cortes de saturación de agua,
resistividad profunda, porosidad efectiva y volumen de arcilla para los Miembros Jobo y
Morichal de la Formación Oficina.
- Resistividad de Corte
Se determinó a partir de la mínima resistividad observada en los registros donde se
cañoneó la arena productora. Esta resistividad es de 3,5 ohm.m
- Saturación de Agua de Corte
La Saturación de Agua Irreductible (Swi) representa el agua retenida por tensión
superficial, en la superficie de los granos, en sus contactos y en los intersticios más
finos. La Saturación de Agua Irreducible (Swi) y la saturación de agua de corte fueron
determinada a partir del Cross Plot de Sw vs. RD. En la Figura 105 se puede observar
que la saturación de agua irreducible es 0,12 para el Miembro Jobo de la formación
Oficina.
Figura 105: Gráfico de Sw vs RD para determinación de Saturación de Agua de Corte en el Miembro Jobo. En la Figura 105 se puede notar que la saturación de agua de corte es de 50% para el
Miembro Jobo, lo que indica que un intervalo se puede considerar prospectivo para la
explotación de hidrocarburo siempre y cuando presente una resistividad mayor a 3,5
ohm.m y una saturación de agua menor a 50%.
Para el Miembro Morichal de la Formación Oficina se puede observar en la Figura 106
que la saturación de agua irreducible es 0,10 y la saturación de agua de corte es de
60%, esto se debe a que en esta unidad existe mayor probabilidad de producir agua, ya
que el Miembro Morichal Inferior está compuesto por grandes acuíferos.
Figura 106: Gráfico de Sw vs RD para determinación de Saturación de Agua de Corte
en el Miembro Morichal.
- Porosidad Efectiva de Corte. La porosidad es uno de los parámetros más importantes al momento de caracterizar un
yacimiento. La porosidad efectiva de corte se calculó a partir del gráfico de PHIE vs.
RD, donde se determinó la mínima porosidad efectiva con la que puede producir un
intervalo de interés.
Figura 107: Gráfico de RD vs. PHIE para determinación de Porosidad Efectiva de Corte
en el Miembro Jobo.
En el Miembro Jobo se observa que la porosidad efectiva es 0,20, es decir, que las
arenas que presenten un valor mayor o igual a éste, son consideradas como
potenciales almacenadoras o acumuladoras de hidrocarburos. Los valores que se
encuentran por debajo de 20% de porosidad efectiva indican que la arena se vuelve
más arcillosa como se muestra en la Figura 107.
Figura 108: Gráfico de RD vs. PHIE para determinación de Porosidad Efectiva de Corte
en el Miembro Morichal.
La porosidad efectiva en el Miembro Morichal es 0,20, es decir, que las arenas que
presenten un valor mayor o igual a éste son consideradas como potenciales
acumuladoras de hidrocarburos. Los valores que se encuentran por debajo de 20% de
porosidad efectiva al igual que el Miembro Jobo indican que la arena se vuelve más
arcillosa.
- Volumen de Arcilla de Corte Es un parámetro de gran importancia ya que por medio de él se definen los intervalos
que son considerados como Arena Neta. Este valor se determinó a partir del gráfico de
Vsh vs. RD.
Figura 109: Gráfico de RD vs. VCLGR para determinar el volumen de arcilla de corte en
el Miembro Jobo.
La Figura 109 muestra para el Miembro Jobo un volumen de arcilla de corte de 0,40, es
decir que los valores por debajo de este parámetro son considerados como arenas con
poca arcillosidad.
En el Miembro Morichal el volumen de arcilla de corte es 0,45, lo que indica que se
puede considerar como arenas considerables para la explotación de hidrocarburos a
aquellas que se encuentren con valores menores a 45 % de arcillosidad como lo indica
la Figura 110.
Figura 110: Gráfico de RD vs. VCLGR para determinar el volumen de arcilla de corte en
el Miembro Morichal.
En la Figura 110 se muestra la aplicación de los parámetros de corte al pozo TY-44;
donde se introdujeron los valores calculados anteriormente, de esta manera se
emplearon los parámetros de corte para definir espesores en todos los pozos de la
evaluación.
- Determinación de los Valores Promedios de las propiedades petrofísicas por Pozo. Luego de establecer los parámetros de corte se realizó la evaluación completa a cada
uno de los pozos del campo, definiendo así espesores de Arena Neta, Arena Neta
Petrolífera y propiedades petrofísicas para cada uno de los Miembros pertenecientes a
la Formación Oficina. los resultados obtenidos para cada pozo se muestran en el Anexo
No. 1 Reporte Petrofísico Campo Temblador.
4.1.7. Evaluación dinámica del área en estudio 4.1.7.1Análisis parámetros físicos.
- Estimación de Presión y Temperatura para cada Yacimiento. Para la estimación de los valores de presión para cada yacimiento fue necesario
recopilar toda la data disponible de mediciones de presiones obtenidas durante toma de
registros BHP-BHT, a través de estos datos fueron determinados los gradientes de
presión para todos los yacimientos a través de la ecuación No. 3 mostrada a
continuación:
Donde:
Pm: Presión medida, (lpc)
Ps: Presión de superficie, (lpc)
Prof. Datum: Profundidad del Plano de Referencia de cada Yacimiento (Datum), (Pie)
Una vez definido el gradiente del yacimiento, se procedió a estimar la presión a la
profundidad del Datum, para lo cual se utilizó la siguiente ecuación:
Donde:
P_Datum: Presión al Datum, (lpc)
Gradiente_Presion: Gradiente de Presión, (lpc/Pie)
Prof_Datum: Profundidad del Datum, (Pie)
Para la estimación de los valores de temperatura para cada yacimiento fue necesario la
revisión de la información de registros de temperatura disponibles en el Campo,
obteniéndose posteriormente un gradiente de temperatura a través de la ecuación
mostrada a continuación:
Donde:
Tm: Temperatura medida, (°F)
Ts: Temperatura de superficie, (°F)
Prof_Datum: Profundidad del Datum, (Pie)
Luego de obtenido el gradiente de temperatura se determina la temperatura del
yacimiento a la profundidad del plano de referencia o Datum a través de la ecuación
siguiente:
Donde:
T_Datum: Temperatura al Datum, (°F)
Gradiente_Temp: Gradiente de Temperatura, (°F/pie)
Prof_Datum: Profundidad del Datum, (pie)
4.1.7.2 Propiedades de los fluidos.
Para la determinación de las propiedades físicas de los fluidos fue necesario el uso de
correlaciones empíricas, considerando el rango de de los datos para los cuales la
correlación fue desarrollada, tales como Presión, Temperatura y Gravedad API. En tal
sentido se tiene:
- Gravedad API del Crudo (°API) Para definir la gravedad API del crudo se tomaron en consideración los datos de °API
reportados en las pruebas de completación oficial efectuadas a los pozos durante el
inicio del período de explotación de cada yacimiento. En función de estos datos y a
través de un promedio aritmético se obtuvo la gravedad API representativa del crudo
del Yacimiento.
- Gravedad Específica del Gas (gg)
Para determinar esta propiedad se tomó como base el análisis cromatográfico de una
muestra de Gas del pozo TY-43, arrojando una gravedad específica de 0,641.
- Relación Gas Petróleo en Solución (Rs)
Al igual que con la gravedad API del crudo se tomaron en consideración los datos de
Relación Gas Petróleo de Producción (RGP) reportados en las pruebas de
completación oficial efectuadas a los pozos durante el inicio del período de explotación
de cada yacimiento, considerando que todos los yacimientos en estudio se encuentran
subsaturados o saturados en el Punto de Burbujeo por lo que la RGP de producción es
muy cercana a la Relación Gas Petróleo en solución.
- Presión de Burbujeo (Pb)
En este estudio se evaluaron diferentes correlaciones con sus respectivos rangos de
aplicación para ser usados en yacimientos Sub-saturados. En el caso de los
yacimientos Saturados se tomo como premisa que la presión del Datum sería igual a la
presión de burbujeo, por ello para yacimientos Sub-saturados con crudos de tipo
medianos y pesados se hizo uso de la correlación Intevep, la cual fue la que mejor se
ajustó a las condiciones de los yacimientos del Campo Temblador.
Donde:
Pb: Presión de Burbujeo, (lpca)
Rsb: Relación Gas Petróleo en Solución en el Punto de Burbujeo, (PCN/BN)
�g: Gravedad específica del gas, (adim)
°API: Gravedad API del Crudo, (°API)
T: Temperatura del Yacimiento, (°F)
- Viscosidad del Petróleo (μo)
Para el cálculo de la viscosidad se emplearon las ecuaciones desarrolladas por Beal en
el caso del crudo muerto, Chew, J.N y Connally para el crudo vivo (Crudo con Gas en
solución), y finalmente se utilizó la correlación de Beal para realizar la corrección del
crudo. Estas correlaciones son aplicables para yacimientos de crudos medianos y
pesados, con RGP por encima de 50 PCN/BN y temperaturas mayores a 98 ºF,
obteniéndose a la presión del Datum y una viscosidad corregida de 80,85 cps. Las
ecuaciones se muestran a continuación:
Viscosidad crudo muerto (Ec. Beal C.)
Viscosidad crudo vivo (Ec. Chew, J. N y Connally)
Viscosidad (Ec. Beal C.)
Donde:
��od: viscosidad del crudo Muerto, (cps)
°API: Gravedad del petróleo, (adim)
T: Temperatura del yacimiento, (°F)
��o: viscosidad corregida, (cps)
Rs: Relación gas Petróleo en solución, (PCN/BN).
- Viscosidad del Gas (μg) Este parámetro fue determinado a través de la ecuación de Lee, A.L, Gonzales y Eakin
B.E.
La densidad del gas y las constantes K, X y Y se estimaron con las siguientes
ecuaciones:
Donde:
��g = densidad del gas, (g/cm3).
Mg = masa molar del gas, lbs/lb-mol.
Tr = Temperatura de yacimiento, (°R).
Z= Factor de compresibilidad del gas, calculado por método de Standing y Katz, Adim.
P= Presión del Yacimiento, Lpca.
- Relación Gas Petróleo en Solución a Condiciones de Abandono (Rsb) Para el cálculo de la Rs en las condiciones de abandono, se empleó la ecuación de
Petrosky, G.E,Jr. y Farshad, F.F. Cumpliendo con sus respectivos rangos de aplicación,
se tomó en cuenta la presión de abandono de 400Lpc.
Donde:
Rs: Razón gas disuelto-petróleo a p < Pb, (PCN/BN)
P: Presión al Datum, (lpca)
T: Temperatura del Yacimiento, (ºF)
��g: Gravedad especifica del gas, (aire=1)
ºAPI: Gravedad del Petróleo
- Factor Volumétrico del Petróleo (Bo) El factor volumétrico del Petróleo fue estimado a través de la correlación Total, la cual
fue desarrollada para los crudos del oriente de Venezuela, usando las formas generales
de la correlación de Beggs para Bo, adicional a esto cubren crudos con un amplio rango
de grados API, considerando para su aplicación desde crudos livianos hasta crudos de
tipo extrapesados; permitiendo así su utilización para los diferentes tipos de crudos
observados en el Campo Temblador y ajustándose a las características de los
yacimientos estudiados, a continuación se muestra la ecuación:
Donde:
Rs: Razón gas disuelto-petróleo a p < Pb, (PCN/BN)
T: Temperatura del Yacimiento, (ºF)
��g: Gravedad especifica del gas, (aire=1)
ºAPI: Gravedad del Petróleo
��Factor Volumétrico del Gas (Bg)
El factor volumétrico del Gas fue obtenido a través de la siguiente ecuación:
Donde:
Bg: Factor Volumétrico del Gas, (PCY/PCN)
Z: Factor de Compresibilidad del Gas (adim)
T: Temperatura del Yacimiento (°R)
P: Presión del Yacimiento (lpc)
4.1.7.3. Factores de recobro de petróleo y gas.
Para la estimación de los factores de recobro de petróleo y gas para cada yacimiento
que se muestran en las hojas de datos básicos mostradas en los anexos, fueron
considerados los factores de recobro oficiales reportados en el Libro de Reservas al 31-
12-2012, para los yacimientos en estudio, solo se hicieron cambios en aquellos
yacimientos donde el recobro actual de petróleo y/o gas superaba el recobro estimado,
estos cambios fueron realizados basados en las analogías con el resto de los
yacimientos vecinos con características de roca y fluido similares, de igual forma se
hicieron cambios en aquellos factores de recobro mayores a 50%, estos fueron
ajustados de acuerdo al recobro actual del yacimiento y considerando las
características del mismo, Gravedad API y mecanismo de producción, para aquellos
yacimientos con gravedades API entre 9 y 13 ° API se estimó un factor de recobro entre
8 y 10 % basados en los recobros de campos vecinos con características similares.
Para el caso de los prospectos probables y posibles el factor de recobro de petróleo y/o
gas estimado se hizo en base a los recobros reportados de los yacimientos vecinos con
características similares.
4.1.8. Cálculo de área y volumen.
El Área y el volumen bruto de todos los yacimientos a someter fueron determinados
mediante la herramienta SIGEMAP V.8, este calculo que se realizó tomo en cuenta
todas las parcelas y los contornos estructurales (fallas, límites estratigráficos y
arbitrarios), estos valores de se muestran en loas Hojas de Datos Básicos incluidas en
los anexos.
4.1.9. Cálculo de poes, goes y reservas.
Considerando el área y volumen calculados para cada yacimiento a través de
SIGEMAP V.8, los valores de porosidad y saturación de agua obtenidos en la
Evaluación Petrofísica, así como las propiedades del Fluido como Relación Gas
Petróleo en Solución (Rs), Factores Volumétrico del Petróleo y Gas (Bo y Bg) y los
factores de Recobro estimados se obtienen a través de las ecuaciones No, 40, 41, 42 y
43 el Petróleo Original en Sitio (POES) y el Gas Original en Sitio (GOES) tanto en
solución como el contenido en la Capa de Gas así como las Reservas Recuperables
primarias de Petróleo y Gas.
El petróleo originalmente en sitio (POES) para el yacimiento se calculó utilizando la
ecuación volumétrica:
POES = 7758 x A x h x Φ x Soi (Ec. No. 40) βoi
Donde:
7758 = Factor de conversión (BN / Acres-pie)
A = Área del yacimiento (Acres)
h = Espesor promedio del yacimiento (pies)
Φ= Porosidad promedio (fracción)
Soi = Saturación promedio de petróleo inicial (fracción)
βoi = Factor volumétrico inicial de petróleo (BY/BN)
El gas originalmente en sitio (GOES) para el yacimiento se calculó utilizando la
ecuación:
GOES = Rsi x POES (Ec. No. 41)
Donde.
Rsi = Relación gas petróleo original del yacimiento (PCN / BN)
POES = Petróleo originalmente en sitio.
Las reservas recuperables de petróleo y gas fueron calculadas con las fórmulas:
Res. R. Petróleo = FRp x POES (Ec. No 42) Res. R. Gas = FRg x GOES (Ec. No 43)
Donde:
FRp = Factor de recobro de petróleo del yacimiento (fracción)
FRp = Factor de recobro de gas del yacimiento (fracción)
POES = Petróleo originalmente en sitio (MBN)
GOES = Gas originalmente en sitio (MMPCN)
4.2. Resultados.
Con la nueva compartimentalización del Campo Temblador, se dividió 19
Yacimientos que se encontraban Oficiales en el Libro de Reservas 2012, lo cual generó
47 nuevos Yacimientos, observándose grandes cambios en las divisiones tanto
horizontales como verticales, esto luego de realizadas algunas correlaciones
estructurales y estratigráficas y unificados los criterios de análisis en el área
Para obtener mayor exactitud en los cálculos del área y volumen del campo, se
procedió a realizar el mapa Isópaco-estructural del área. De esta manera se obtuvo
valores mas precisos para el área en general, así como por Yacimiento y por Parcela.
Es importante resaltar que estos cálculos fueron realizados mediante planimetría
utilizando la aplicación Sigemap V8.
Considerando los nuevos valores de los parámetros dinámicos y petrofísicos
obtenidos para cada yacimiento, tales como factor volumétrico del petróleo, relación gas
petróleo en solución, los factores de recobro del gas y petróleo, porosidad, saturación
de agua y espesores de arena neta petrolífera, se efectuó una actualización de las
reservas probadas del Campo, generándose un incremento de estas con respecto a las
oficiales, los valores obtenidos se muestran a continuación:
Tabla No. 11. Balance de Reservas Probadas Campo Temblador.
En función de los resultados obtenidos mostrados en las tablas anteriores se plantea
un incremento total en las reservas probadas de Campo Temblador de 2.571,434 MBN
de Petróleo y 24.187,703 MMPCN de Gas, esto producto principalmente de
incorporaciones de áreas nuevas para algunos yacimientos de acuerdo a la nueva
interpretación geológica obtenida para la zona de estudio.
Tabla No. 12. Balance de Reservas Probables Campo Temblador.
Tabla No. 13. Balance de Reservas Posibles Campo Temblador.
En las tablas No. 12 y 13 se muestra el balance de reservas Probables y Posibles
Totales, de acuerdo al balance se estarían incorporando un total de 31.525,804 MBN de
Reservas Probables y 11.195,281 MBN de Reservas Posibles de Petróleo, y
28.572,276 MMPCN de Reservas Probables y 8.359,144 MMPCN de Reservas
Posibles de Gas.
CONCLUSIONES
− Producto del reprocesamiento y reinterpretación sísmica realizada en el 2010 se
observó claramente un graben de salto significativo que cambia la interpretación
Geológico-estructural original en el Centro-Oeste del Campo.
− El análisis Estratigráfico y Sedimentológico permitió identificar claramente las 4
Unidades de flujo presentes del Campo Temblador (Unidad Superior e Inferior de
Jobo y Unidad Superior e Inferior de Morichal).
− El análisis Sedimentológico y la reinterpretación sísmica permitió validar la
coalescencia del Miembro Jobo Superior en el centro -oeste del Campo y Jobo
Inferior al este del campo, así como validar la presencia del Miembro Yabo
(lutítico) a lo largo de todo el Campo Temblador con espesores que varían entre
13 y 30 pies, y que sirve de barrera estratigráfica entre los Miembros Jobo y
Morichal.
− El análisis Sedimentológico permitió observar que los Miembros arenosos (Jobo
y Morichal) se hacen más arcillosos en dirección Suroeste-Noreste debido a que
varían las facies de Fluvio Deltaico a Marino somero.
− De acuerdo a la nueva interpretación geológica para el campo Temblador se
definen un total de 39 yacimientos, y 8 prospectos (6 Probables y 2 Posibles).
− El POES Total que resulta del nuevo estudio es de 1.077,677 MMBN lo que
implica un incremento de 280,350 MMBN (35 % aproximadamente) de Petróleo
en comparación con el POES reportado de la interpretación anterior reflejada en
el Libro de Reservas Oficial al 31-12-2012.
− El GOES en Solución Total que resulta del nuevo estudio es de 212.426,321
MMPCN lo que implica una reducción de 24.927,679 MMPCN (11 %
aproximadamente) con respecto al GOES en solución reportado de la
interpretación anterior reflejado en el Libro de Reservas Oficiales al 31-12-2012.
− EL GOES Libre Total que resulta de la nueva interpretación para el Campo es de
93.594,599 MMPCN lo que implica un incremento de 24.329,599 MMPCN (35 %
aproximadamente) con respecto al GOES libre reportado de la interpretación
anterior reflejado en el Libro de Reservas Oficial al 31-12-2012.
− En relación a las Reservas Probadas se plantea un incremento total de
2.571,434 MBN de Petróleo y 24.187,703 MMPCN de Gas, esto producto
principalmente de incorporaciones de áreas nuevas para algunos yacimientos de
acuerdo a la nueva interpretación geológica.
− En relación a las reservas probables y posibles se incorporan un total de
31.525,804 MBN de Reservas Probables y 11.195,281 MBN de Reservas
Posibles de Petróleo, y 28.572,276 MMPCN de Reservas Probables y 8.359,144
MMPCN de Reservas Posibles de Gas.
RECOMENDACIONES
− Presentar el Sometimiento por Revisión del Patrón de Compartimentalización del
Campo Temblador ante el Ministerio del Poder Popular para el Petróleo y
Minería, para oficializar una incorporación de Reservas Recuperables Primarias
de 2.571,434 MBN de Petróleo y 24.187,703 MMPCN de Gas.
− Mantener el interés de estudio en el área, en la misma magnitud de su
explotación, para garantizar mediante la actualización del modelo geológico, un
mayor y mejor recobro de las reservas probadas existentes.
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
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− Beicip Franlap (1998).Campo Temblador. Informe Interno de PDVSA Petrodelta.
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− Chelotti, L., Acosta, N. y Foster, M. (2010). Procesos Sísmicos Especiales.
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LISTA DE ANEXOS
1. Sección estratigráfica C – C’ (SE – NO)
2. Sección estratigráfica D – D’ Norte – Sur
3. Sección estratigráfica E – E’ de dirección Noroeste – Sureste
4. Sección Estratigráfica F – F’ (NO – SE).
5. Mapa Isópaco Estructural de Jobo Inferior. Temblador Este.
6. Mapa Isópaco Estructural de Jobo Inferior. Arena 2. Temblador Este.
7. Mapa Isópaco Estructural de Jobo Inferior. Arena 3. Temblador Este.
8. Mapa Isópaco Estructural de Morichal Inferior. Temblador Este.
9. Mapa Isópaco Estructural de Morichal Superior. Temblador Este.
10. Mapa Isópaco Estructural de Jobo Inferior. Temblador Oeste.
11. Mapa Isópaco Estructural de Jobo Inferior. Arena 2. Temblador Oeste.
12. Mapa Isópaco Estructural de Jobo Superior. Temblador Oeste.
13. Mapa Isópaco Estructural de Morichal Inferior. Temblador Oeste.
14. Mapa Isópaco Estructural de Morichal Superior. Temblador Oeste.