breve análisis estratigrafico de los pozos perforados en el pad m

i

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA MINAS

PETRÓLEOS Y AMBIENTAL

ESCUELA DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA

“CORRELACIÓN ESTRATIGRÁFICA Y ESTRUCTURAL PARA

DETERMINAR LA CONTINUIDAD DE LAS ARENISCAS “U”, “T” Y

HOLLÍN EN EL PAD M DEL CAMPO AUCA”.

Proyecto de Titulación presentado como requisito parcial para optar el

Título de Ingeniero en Geología

Jorge Santiago Piedra Cevallos

TUTOR

Ing. Jorge Eduardo Bustillos A., MSc.

QUITO, Marzo 2016

iii

AGRADECIMIENTOS

Agradezco de manera principal a Dios por haberme dado la vida, la salud y la

sabiduría para poder realizar este Proyecto de Titulación para poder obtener el tan

anhelado Título de ingeniero en Geología.

A Petrokem Logging Services (PLS) por haberme brindado la oportunidad de

realizar este proyecto, brindándome todas las facilidades para la utilización de los

datos necesarios, en especial al Ing. Ramiro Maruri por su apoyo y ayuda

incondicional en todo momento y de igual manera a la Srta. Vanesa Burbano por

su gran e inmensa comprensión en todo momento.

Al Ing. Victor Collaguazo por brindarme su amistad, tiempo y conocimientos para

de tal manera poder realizar este proyecto con todo el éxito necesario.

Al Ing. Jorge Bustillos por todo su tiempo y disponibilidad para guiarme durante

todo el tiempo que fue necesario para llevar a cabo este Proyecto.

A la Ing. Liliana Troncoso por su ayuda incondicional ayuda tanto moral como

bibliográfica, preocupación y grandes consejos.

Al Ing. Francisco Viteri quién siempre estuvo pendiente de la realización de este

proyecto y siempre tuvo consejos para darme la guía necesaria.

A mi Madre Anita Cevallos y mi Abuelita Teresa Carabalí, quienes han tenido la

paciencia y sacrificio de haber estado conmigo en todo momento apoyándome,

guiándome y brindándome todo su amor así haya tenido miles de fallas durante

todo el tiempo de realizar mi Carrera Universitaria.

A mi Padre Jorge Piedra que supo apoyarme en diferentes pasajes de mi vida y

darme el pequeño empujón que necesitaba para llegar a donde estoy.

A mi querido y estimado hermano Oswaldo Piedra que siempre y en todo

momento de mi vida a estado conmigo y ahora puedo cumplirte lo prometido de

llegar a ser un Ingeniero y no ser el mejor modelo a seguir para ti, pero si ser un

modelo de esfuerzo y sacrificio en la vida.

iv

A mis amigos que nunca me abandonaron y que se pasó momentos increíbles

durante toda nuestra Carrera Universitaria juntos, Marcos Gallardo, Ximena

Robles, Cristian Pumasunta, Andrés Romo, Sebastián Vallecilla, Carlos Villalba,

Oscar Colimba, Lenin Peña y Washington Flores. Amigos que jamás olvidaré a lo

largo de mi vida y que espero que el mundo laboral nos permita vivir muchos

momentos más de dicha y felicidad, gracias por tantos momentos de alegría y

tristeza.


v

DEDICATORIA

Dedicado a mi Familia con todo mi corazón y decirles que gracias a ustedes estoy

donde he llegado ahora y que este será el inicio de muchos éxitos en mi vida junto

a ustedes, gracias por su apoyo incondicional.

A mi madre Anita Cevallos quién ha tenido que sufrir tantos momentos de dolor

durante todo este tiempo y aun así ha estado junto a mí dándome amor, cariño,

consejos y guiándome al igual que mi abuelita Teresa Carabalí.

A mi padre quién supo con consejos y palabras llenas de amor me ha dado su

mano durante cualquier momento.

Nunca me olvidaré que la motivación que siempre estuvo presente no físicamente

pero espiritualmente junto a mí, eres tú mi querido Viejo Arturo Cevallos, siempre

estarás vivo en mi corazón estés donde estés y esto es para ti.

Y dedicado especialmente a mi amado hermano Oswaldo Daniel Piedra Cevallos,

eres y siempre serás el motivo de mi vida que motiva cada día para seguir adelante

y no caer ante nada, te amo mi loco. Y recuerda mi loco que nada es imposible

cuando uno se lo propone.


vi

AUTORIZACIÓN DE LA AUTORÍA INTELECTUAL

ix

Resumen

Las correlaciones estratigráficas y estructurales con dirección N-S y E-O,

generadas mediante el análisis de los registros eléctricos corridos a hueco abierto

dentro de cada pozo perforado en el Campo Auca, permitieron interpretar la

continuidad lateral de las areniscas (“U”, “T” y Hollín) en el PAD M del Campo

Auca. Se identificó los principales horizontes de interés hidrocarburífero en el

Campo Auca Sur, al demostrar la continuidad de las areniscas, los mapas

estructurales e isópacos de las unidades litológicas determinando topes y bases en

el Software PETREL, relacionando con los masterlogs generados de cada pozo

perforado en el SOFTWARE Pen LAB y con las descripción de las muestras con

presencia de hidrocarburo microscópicamente. Por lo tanto se concluye que el

PAD M es un campo de avanzada por lo cual se incrementa el POES al realizar su

perforación.

DESCRIPTORES

CAMPO AUCA

CORRELACIÓN DE POZOS

MAPAS ESTRUCTURALES

MAPAS ISÓPACOS

REGISTROS ELÉCTRICOS

MASTERLOGS

CATEGORÍAS TEMÁTICAS:

<PERFILAJE DE POZOS><ESTRATIGRAFÍA><PETROGRAFÍA

SEDIMENTARIA><MAPAS><MUDLOGGING><INGENIERÍA

GEOLÓGICA><GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO>

x

Abstract

The stratigraphic and structural correlations with direction N-S and E-O,

generated by analizing the well logs to open well within each well drilled in the

Auca Field, allowed to interpretate the lateral continuity of the sandstones (“U”,

“T” y Hollín) in the PAD M on Auca Field. The main horizons of hydrocarbon

interest in the Auca Field were identified, demonstrating the continuity of

sandstones, structural maps and isopach of the lithological units determining caps

and bases in the PETREL Software relating to masterlogs generated from each

well drilled in PenLAB SOFTWARE and the description of the samples with

presence of hydrocarbon microscopically. Therefore, it is concluded that the PAD

M is an advanced field so the POES is increased when performing your drilling.

DESCRIBERS

AUCA FIELD

CORRELATION WELLS

STRUCTURAL MAPS

ISOPACH MAPS

ELECTRIC LOGS

MASTERLOGS

CATEGORÍAS TEMÁTICAS:

<WELL LOGGING><STRATIGRAPHY><SEDIMENTARY

PETROGRAPHY><MAPS><MUDLOGGING><GEOLOGY

NGINEERING><OIL ENGINEEGRING>


“BREVE ANÁLISIS ESTRATIGRAFICO DE LOS POZOS

PERFORADOS EN EL PAD M DENTRO DEL CAMPO PETROLERO

AUCA SUR EN EL ORIENTE ECUATORIANO”.

INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Página 1

INDICE

1. INTRODUCCIÓN ......................................................................................................... 10

1.1. Antecedentes .......................................................................................................... 10

1.2. Justificación ........................................................................................................... 12

1.3. Objetivos ................................................................................................................ 12

1.3.1. Objetivo General ............................................................................................ 12

1.3.2. Objetivos Específicos ..................................................................................... 13

1.4. Alcance .................................................................................................................. 13

1.5. Zona de Estudio ..................................................................................................... 13

2. CONTEXTO GEOLÓGICO ...................................................................................... 15

2.1 Marco Geológico Regional .......................................................................................... 15

........................................................................................................................................... 15

2.1.1 Geología Estructural de la Cuenca Oriente ........................................................... 16

2.1.2 Estratigrafía Secuancial de la Cuenca Oriente ..................................................... 16

2.2 Marco Geológico Local ............................................................................................... 18

2.2.1 Formación Hollín ........................................................................................... 19

2.2.2 Formación Napo ............................................................................................. 19

2.2.3 Formación Tena ............................................................................................. 22

2.2.4 Formación Tiyuyacu ...................................................................................... 23

2.2.5 Formación Orteguaza ..................................................................................... 23

2.2.6 Indiferenciado ................................................................................................ 23

2.3 Análisis de Amenazas ............................................................................................ 24

2.3.1 Arremetida de pozo ........................................................................................ 24

2.3.2 Reventón de pozo ........................................................................................... 24

2.3.3 Derrumbe de pozo .......................................................................................... 25

2.3.4 Atascamiento de tubería ................................................................................. 25

3. MARCO METODOLÓGICO ........................................................................................ 26

4. MARCO TEÓRICO ....................................................................................................... 29

4.1. Cuenca Sedimentaria.............................................................................................. 29

4.2 Estratigrafía. ........................................................................................................... 29

4.3 Trampas Petrolíferas .............................................................................................. 29

4.3.1 Trampas estratigráficas. ................................................................................. 30






4.3.2 Trampas estructurales. ................................................................................... 30

4.3.3 Trampas estructurales. ................................................................................... 30

4.4 Correlaciones Estratigráficas ................................................................................. 31

4.5 Tipos de correlaciones estratigráficas ........................................................................ 33

4.5.1 Correlaciones litoestratigráficas. .................................................................... 33

4.5.2 Autocorrelación .............................................................................................. 33

4.5.3 Correlación por niveles guía .......................................................................... 33

4.5.4 Correlaciones magnetoestratigráficas ............................................................ 34

4.5.5 Correlaciones aloestratigráficas (Estratigrafía secuencial) ............................ 34

4.6 Mapa Estructural ........................................................................................................ 34

4.7 Mapa de isópacos ................................................................................................... 34

4.8 Registros Eléctricos ............................................................................................... 35

4.8.1 Potencial Espontáneo (SP) ............................................................................. 37

4.8.2 Gamma Ray (GR) .......................................................................................... 38

4.8.3 Densidad (Density (RHO)) ............................................................................ 40

4.8.4 Neutrón (NPH) ............................................................................................... 41

4.8.5 Resistividad (SP) ............................................................................................ 41

5. PRESENTACIÓN DE DATOS ..................................................................................... 43

5.1 Registros eléctricos corridos en cada uno de los pozos ......................................... 46

5.2 Mapa de ubicación del PAD M .............................................................................. 46

5.3 Orientación de las correlaciones estratigráficas y estructurales. ............................ 47

5.4 Pozos perforados dentro del PAD M en el Campo Auca ....................................... 49

5.4.1 Pozo ACAM-142 ........................................................................................... 49

5.4.2 Pozo ACAM-143 ........................................................................................... 52

5.4.3 Pozo ACAM-144 ........................................................................................... 55

5.4.4 Pozo ACAM-145 ........................................................................................... 58

6. RESULTADOS .............................................................................................................. 61

6.1 Descripción Registros ............................................................................................. 61

6.1.1 Pozo ACAM-142 ............................................................................................... 61

6.1.2 Pozo ACAM-143 ............................................................................................... 64

6.1.3 Pozo ACAM-144 ............................................................................................... 67

6.1.4 Pozo ACAM-145 ............................................................................................... 70






6.2 Correlaciones ......................................................................................................... 73

6.2.1 Análisis de la línea de correlación N-S. .......................................................... 73

6.2.2 Análisis de la línea de correlación E-O. .......................................................... 75

6.3 Mapas Estructurales e Isópacos ............................................................................. 78

6.3.1 Arenisca “U” .................................................................................................. 78

6.3.2 Arenisca “T” .................................................................................................. 82

6.3.3 Arenisca “Hollín” ........................................................................................... 86

6.4 Descripción de Ripios ............................................................................................. 91

6.4.1 Arenisca “U” ................................................................................................... 91

6.4.2 Arenisca “U” ................................................................................................... 92

6.4.3 Formación Hollín ............................................................................................ 94

6.5 Zonas de interés hidrocarburífero ......................................................................... 96

7. DISCUSIÓN ................................................................................................................ 103

8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................... 104

9. REFERENCIAS ........................................................................................................... 106

10. ANEXOS ................................................................................................................. 109

ÍNDICE DE FIGURAS

CAPITULO II

Figura 2.1: Formaciones, miembros y ciclos sedimentarios del Cretácico de la

Cuenca Oriente, y sus relaciones con la curva eustática. (Modificado de Haq et al.,

1987)………………………………………………...………………………………18

CAPITULO III

Figura 3.1: Sensores que permiten registrar los parámetros de perforación de un

pozo petrolero dentro de una cabina de Mudlogging………………………………..27

CAPITULO IV






Figura 4.1: Clasificación de trampas petrolíferas: (A) trampa estructural, (B) trampa

por fallamiento, (C) trampa por domo salino, (D) trampa estratigráfica (Modificado

de Gillman,

1951)………………………………………………………………………………...30

Figura 4.2: Correlación estratigráfica utilizando paleontología para la determinación

de ambientes de depositación (Modificado de Coe, 2003)………………………….31

Figura 4.3: Correlación estratigráfica realizada en Software Petrel para determinar

topes formacionales (prognosis) de las unidades litológicas del PAD M en el Campo

Auca, tomada de la lista de chequeo para la planificación del pozo ACAM-145

(Modificado de PAM, 2015)………………………………………………………...32

Figura 4.4: Mapa de isópacos en pies de Napo Superior: (a) ciclo sedimentario IV

(Base Caliza M2-tope lutitas Napo Superior); (b) ciclo sedimentario V (areniscas M1

y Basal Tena) (Modificado de Baby et al, 2015)……………………………………35

Figura 4.5: Encabezado de registro eléctrico corrido a hueco abierto en el PAD M

perteneciente al pozo M-142, indicando las curvas de SP, GR, RT, NPH Y RHO…37

Figura 4.6: Ejemplo de un registro de SP en una serie de lutitas y arena (Modificado

de Schlumberger, 2013)…………………………………………………………......38

Figura 4.7: Respuesta común obtenida al correr el Gamma Ray (curva verde) en el

pozo ACAQ-114 dentro del Campo Auca…………………………………………..39

Figura 4.8: Registro del pozo M-146 donde se muestra de color azul en la parte

derecha, la curva de Densidad………………………………………………………40

Figura 4.9: Registro del pozo M-145 donde se muestra de color verde en la parte

derecha, la curva de Neutrón………………………………………………………..41

Figura 4.10: Registro del pozo M-143 donde se muestra en la parte central la

leyenda de resistividad dentro del círculo rojo……………………………………...42

CAPITULO V






Figura 5.1: Registro eléctrico del pozo M-142 corrido a hueco abierto en sección de

8 ½”, analizado en el Software Petrel……………………………………………….50






8 ½”, analizado en el Software Petrel………………………………………………59

CAPITULO VI

Figura 6.1: Registro eléctrico corrido a hueco abierto en el pozo ACAM-142,

específicamente se muestra la arenisca “U” (Modificado de PAM, 2015)………….61

Figura 6.2: Registro del pozo ACAM-142, específicamente se muestra la arenisca

“T” (Modificado de PAM, 2015)……………………………………………………62

Figura 6.3: Registro del en el pozo ACAM-142, específicamente se muestra la

arenisca “Hollín” (Modificado de PAM, 2015)……………………………………..63


“U” (Modificado de PAM, 2015)…………………………………………………...64




“Hollín” (Modificado de PAM, 2015)……………………………………………....66


“U” (Modificado de PAM, 2015)…………………………………………………...67




“Hollín” (Modificado de PAM, 2015)………………………………………………69







específicamente se muestra la arenisca “U” (Modificado de PAM, 2015)………….70




“Hollín” (Modificado de PAM, 2015)………………………………………………72

Figura 6.13: Areniscas pertenecientes al miembro Arenisca “U” superior de la

formación Napo, con presencia de glauconita y trazas de hidrocarburo. Característico

de ambiente marino…………………………………………………………………92

Figura 6.14: Areniscas pertenecientes al miembro Arenisca “U” inferior de la

formación Napo, con presencia de caolín. Característico de ambiente de estuario…92

Figura 6.15: Areniscas pertenecientes al miembro Arenisca “T” superior de la

formación Napo, con presencia de glauconita y trazas de hidrocarburo. Característico

de ambiente marino…………………………………………………………………93

Figura 6.16: Areniscas pertenecientes al miembro Arenisca “T” principal de la

formación Napo, con presencia de caolín. Característico de ambiente de estuario…93

Figura 6.17: Arenisca perteneciente al miembro Hollín Superior depositada en el

Campo Auca con presencia de hidrocarburo y glauconita. Correspondiente a un

ambiente marino……………………………………………………………………..95

Figura 6.18: Arenisca perteneciente al miembro Hollín Principal depositada en el

Campo Auca con presencia de hidrocarburo y caolín. Correspondiente a un ambiente

de estuario…………………………………………………………………………...95

ÍNDICE DE MAPAS

CAPITULO I

Mapa 1.1: Mapa de Ubicación del Campo Auca (Modificado de Petroamazonas,

2015)………………………………………………………………………………...14






CAPITULO II

Mapa 2.1: En el recuadro en rojo se muestra la de ubicación regional de la Cuenca

Oriente (Modificado de Baby et al., 2015)………………………………………….15

Mapa 2.2: Mapa tectónico de la Cuenca Oriente (Modificado de Baby et al., 2015).

Figura 2.1: Formaciones, miembros y ciclos sedimentarios del Cretácico de la

Cuenca Oriente, y sus relaciones con la curva eustática. (Modificado de Haq et al.,

1987)………………………………………………………………………………...16

CAPITULO V

Mapa 5.1: Mapa de bloques petroleros del Ecuador donde se puede ubicar al Campo

Auca dentro del recuadro rojo (Modificado de SNH, 2015)………………………..43

Mapa 5.2: Mapa de ubicación de pozos perforados en el Campo Auca en las

diferentes divisiones del Campo Auca (PETROAMAZONAS EP, 2015)………….45

Mapa 5.3: Línea de Orientación (N-S) en color azul, para las correlaciones

estratigráficas y estructurales, generadas en el Software Petrel…………………….47

Mapa 5.4: Línea de Orientación (E-O) en color azul, para las correlaciones

estratigráficas y estructurales, generadas en el Software Petrel…………………….48

CAPITULO VI

Mapa 6.1: Mapa estructural de la unidad Arenisca “U” superior del Campo Auca,

indicando con línea roja su cierre estructural……………………………………….79

Mapa 6.2: Mapa estructural de la unidad Arenisca “U” inferior del Campo Auca...80

Mapa 6.3: Mapa de isópacos de la unidad Arenisca “U” en el PAD M del Campo

Auca, indicando la ubicación de los pozos perforados en el PAD M……………….81

Mapa 6.4: Mapa estructural de la unidad Arenisca “T” superior del Campo Auca,

indicando con línea roja su cierre estructural……………………………………….83

Mapa 6.5: Mapa estructural de la unidad Arenisca “T” principal del Campo

Auca…………………………………………………………………………………84






Mapa 6.6: Mapa de isópacos de la unidad Arenisca “T” en el PAD M del Campo

Auca, indicando la ubicación de los pozos perforados en el PAD M……………….85

Mapa 6.7: Mapa estructural de la unidad Arenisca Hollín superior del Campo Auca,

indicando con línea naranja su cierre estructural……………………………………87

Mapa 6.8: Mapa estructural de la unidad Arenisca Hollín principal del Campo Auca,

indicando con línea azul el contacto agua-petróleo (CAP)………………………….88

Mapa 6.9: Mapa de isópacos de la unidad Arenisca Hollín superior en el PAD M del

Campo Auca, indicando la ubicación de los pozos perforados en el PAD M………89

Mapa 6.10: Mapa de isópacos de la unidad Arenisca Hollín principal en el PAD M

del Campo Auca, indicando la ubicación de los pozos perforados en el PAD M…..90

INDICE DE TABLAS

CAPITULO V

Tabla 5.1: Datos de ubicación en coordenadas UTM correspondientes a los pozos

utilizados para la correlación estratigráfica y estructural del Campo Auca…………44

Tabla 5.2: Identificación de los diferentes registros eléctricos corridos a hueco

abierto en cada uno de los pozos perforados en el Campo Auca y posteriormente

utilizados en la correlación estratigráfica…………………………………………...46

Tabla 5.3: Datos correspondientes al sumario del pozo M142 (Modificado de PLS,

2015)………………………………………………………………………………...51

.Tabla 5.4: Datos correspondientes al sumario del pozo M143 (Modificado de PLS,

2015)………………………………………………………………………………...54


2015)………………………………………………………………………………...57


2015)………………………………………………………………………………...60






CAPITULO VI

Tabla 6.7: Datos correspondientes a los topes y bases de las unidades litológicas

determinados dentro del Campo Auca, al realizar las correlaciones estratigráficas y

estructurales en sentido N-S y E-W en el Software Petrel…………………………..77

Tabla 6.8: Datos correspondientes a los Shows realizados en pozo M-142, donde se

describe la reacción de las muestras con presencia de hidrocarburo añadidas acetona,

ante luz natural y luz fluorescente (Modificado por PLS, 2015)…………………...98



ante luz natural y luz fluorescente (Modificado por PLS, 2015)…………………99



ante luz natural y luz fluorescente (Modificado por PLS, 2015)…………………100



ante luz natural y luz fluorescente (Modificado por PLS, 2015)………………….101






1. INTRODUCCIÓN

En 1924 se realizó el primer descubrimiento de petróleo en la península de Santa

Elena por la compañía Angla Ecuadorian Oilfields Ltda., efectuándose la primera

producción petrolera en 1925 con 1.226 barriles diarios. Otras exploraciones

hidrocarburíferas se realizaron en la región oriental, esto generó un gran número de

concesiones con empresas extranjeras, hasta que en 1972 se creó la Corporación

Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE). Para este periodo Ecuador producía 42

millones de barriles y los ingresos económicos del país eran altos que iban desde los

190 millones de dólares en los años 70 hasta llegar a los 1300 millones de dólares en

1977. En 1973, Ecuador ingresa a la Organización de Países Exportadores de

Petróleo OPEP, en 1989 CEPE se convierte en EP-PETROECUADOR con varias

empresas filiales. Actualmente la producción petrolera sigue siendo controlada por el

Estado, y aunque con sus altibajos, se mantiene como la mayor fuente de ingresos y

financiamiento del país.

En el año de 1975 el Campo Auca comenzó a producir 6752 bpd (barriles por día),

manteniendo un incremento en su producción, en julio 1994 a 24.367 bpd y llegando

hasta a los primeros meses del año 2003 a producir 16.500 bpd.

El Campo Auca, descrito por Baby et al. (2015) se caracteriza por ser un anticlinal

alargado bastante simétrico con una dirección NNO-S, que aproximadamente tiene

unos 23 kilómetros de longitud, que en dirección Norte se ensancha, esta estructura

se formó durante el Maastrichtiano-Paleoceno (72 – 53 millones de años – Ma.),

mostrando una deformación tectónica de los depósitos de la Formación Tena.

En la actualidad el Campo Auca tiene implementado el proyecto de inyección de

agua, para de esta manera lograr el aumento de presión en diferentes zonas de

interés.

1.1. Antecedentes

El Campo Auca fue descubierto con la perforación del pozo Auca 1, que se inició el

16 de febrero de 1970 y fue completado el 30 de marzo de 1970 (lo cual consiste en

la terminación del conjunto de actividades de perforación, dejando al pozo en






condiciones eficientes para producir los fluidos de perforación, bajando

revestimiento para el intervalo productor y así realizar el cañoneo del revestidor y

finalmente instalando la tubería de producción), alcanzando una profundidad de

10.578 pies (1pie = 0,3048 metros) , con una producción de 3072 bpd (barriles

producidos por día) de 31° API (American Petroleum Institute por sus siglas en

inglés) provenientes de los reservorios de la Formación Hollín y de 27° API

provenientes de la formación Tena del Miembro “T” (Baby et al., 2015).

La sección Cretácica (145,5- 72,1 Ma.) de las formaciones Napo, Hollín y Basal

Tena en la Cuenca Oriente ecuatoriana exhibe características bien definidas dentro de

un modo de estratigrafía secuencial. Sus miembros clásticos documentan las

variaciones eustáticas ocurridas a escala global durante el período comprendido entre

el Aptiano (125 – 112 Ma.) y el Maastrichtiano (71 – 65 Ma.), reflejando drásticos

cambios paleogeográficos, variaciones laterales de facies y fluctuaciones de la línea

de costa de hasta 200 km dentro de la plataforma marina somera oriente (Ribadeneira

et al., 2004).

Jaillard (1997), por su parte considera que las areniscas son de origen deltaico

dominado por mareas, definiendo para “U” ambientes fluviales, de playa y de

plataforma marina somera.

Ribadeneira et al. (2004) realizó el estudio “La Cuenca Oriente: Geología y

Petróleo”, en donde se identifica la estructura, estratigrafía y evolución geodinámica

de la Cuenca Oriente. Además explica la depositación sedimentaria de las

formaciones geológicas presentes en la Cuenca Oriente a partir del Cretácico con el

fenómeno de eustacia (variación en el nivel del mar) y a su vez la geodinámica que

se presentó y afectó a la depositación.

De igual manera se explica en una breve reseña la historia de la explotación y

principales campos petroleros que se encuentran en la cuenca, así se identifica como

se ha ido realizando la explotación de los diferentes campos petroleros determinando

de manera clara las características generales de estos principales campos petroleros

como son Auca Central, Coca, Shushufindi, Payamino, etc., con los diferentes

bloques que se encuentran en estas locaciones.






1.2. Justificación

Actualmente el petróleo se constituye como unos de los recursos naturales no

renovables de mayor importancia en nuestra Nación, demandando así, nuevos

proyectos de investigación Geológico hidrocarburífero, con el fin de incrementar las

reservas de crudo.

Con la información liberada por parte de PETROAMAZONAS EP es totalmente

factible realizar una correlación estratigráfica y estructural para determinar la

continuidad de las areniscas “U”, “T” y Hollín del PAD M en el Campo Auca, para

la posterior obtención del Título en Ingeniería en Geología.

El presente trabajo consistirá en la generación de una correlación estratigráfica y

estructural mediante el uso de los registros eléctricos corridos a hueco abierto de los

pozos perforados en el PAD M (M142, M143, M144 Y M145) y pozos vecinos en el

Campo Auca, determinando así, la continuidad de las areniscas “U”, “T” y Hollín en

el PAD M del Campo Auca. Esta correlación nos permitirá determinar la litología

característica y determinar las principales zonas reservorio dentro del campo.

En dicha correlación estratigráfica se identificará la forma en la que se encuentran las

unidades litológicas en el PAD M del Campo Auca. Con la correlación estructural se

determinará la estructura que caracteriza de manera general al PAD M en el Campo

Auca.

Los resultados permitirán identificar los espesores y la continuidad que presenten las

areniscas “U”, “T” y Hollín en el PAD M del Campo Auca y determinar los datos de

producción de los pozos perforados dentro del PAD M, el cual es conocido como un

PAD de avanzada.

1.3. Objetivos

1.3.1. Objetivo General

Realizar una correlación estratigráfica y estructural para determinar la continuidad de

las areniscas “U”, “T” y Hollín en el PAD M del Campo Auca.






1.3.2. Objetivos Específicos

Definir topes y bases de las unidades litológicas mediante el análisis de los

registros eléctricos corridos a hueco abierto.

Realizar la correlación general de los pozos perforados en el PAD M dentro

del Campo Auca, de acuerdo a las líneas de correlación establecidas.

Elaborar mapas isópacos y estructurales de las areniscas “U”, “T” y Hollín en

el PAD M del Campo Auca.

1.4. Alcance

Se realizará una correlación estratigráfica y estructural para determinar la

continuidad de las areniscas “U”, “T” y Hollín dentro del PAD M en el Campo Auca,

se describirá de manera microscópica los ripios de perforación siendo registrados

posteriormente en sus respectivos masterlogs. La correlación se la realizará en base a

los registros eléctricos de los pozos M142, M143, M144 Y M145 perforados desde el

taladro Rig CNPC (Chauping Drilling Engineering Company) # 66 (Rig CCDC 66)

conjuntamente con pozos aledañas dentro del Campo Auca.

Serán ubicados topes y bases de formaciones mediante el análisis de las curvas

analizadas en los registros eléctricos de cada pozo y su respectivo registro litológico,

se realizará posteriormente las correlaciones estratigráfica/estructural y los mapas

estructurales e isópacos.

Los mapas de isópacas serán realizados para determinar los espesores de las

unidades litológicas identificadas en el PAD M del Campo Auca, donde se

determinará las zonas identificadas como reservorios y se indicará los datos de

producción de estas en dicho campo.

Finalmente, las muestras con presencia de hidrocarburo serán sometidas a una prueba

química conocida como análisis de fluorescencia (Show Análisis), para definir el tipo

de manifestación del hidrocarburo en las muestras analizadas.

1.5. Zona de Estudio

El PAD M dentro del Campo Auca, se encuentra ubicado en la Provincia de

Orellana, Cantón Francisco de Orellana, Parroquia de Dayuma, a 53 km al sur de la

Ciudad del Coca, 260 km al oeste de la Ciudad de Quito (Mapa 1.1).






Geográficamente el lugar donde fue realizada la perforación en el Campo Auca se

encuentra localizado en las siguientes coordenadas en WGS 84:

N: 9’916,308.41 m

E: 290,808.75 m

Mapa 1.1: Mapa de Ubicación del Campo Auca (Modificado de Petroamazonas, 2015).






2. CONTEXTO GEOLÓGICO

2.1 Marco Geológico Regional

Según Baby et al. (2015), la Cuenca Oriente se encuentra en una posición de cuenca

conocida como ante-país de tras-arco de los Andes ecuatorianos.

Toda la Cuenca Oriente se encuentra subyacida por rocas cristalinas arcaicas (4000

Ma.) del Escudo Guayanés, sobre el cual se encuentran los depósitos sedimentarios

del Paleozoico (540 – 250 Ma.).

La Cuenca Oriente es parte de la plataforma Pericratónica o cuenca del Tras-arco

desarrollado entre el Cratón Guayanés y al Oeste por el cinturón móvil Andino y el

Arco Volcánico, presentando un ambiente tectónico-sedimentario extendiéndose

desde Venezuela a Bolivia sobre el Este de los Andes (Mapa 2.1).

Mapa 2.1: En el recuadro en rojo se muestra la de ubicación regional de la Cuenca Oriente

(Modificado de Baby et al., 2015).

La Cuenca Oriente fue producto de esfuerzos transpresivos presentes a partir del

Cretácico Terminal (72Ma.), los cuales generaron la emersión de la Cordillera Real

según Baby et al. (2015). La estructuración de los campos petrolíferos son resultado

de la inversión tectónica de antiguas fallas normales ligadas a un sistema de rift de

edad Triásica (205 Ma.) y/o del Jurásico inferior (135 Ma.).






2.1.1 Geología Estructural de la Cuenca Oriente

Baby et al. (2015), define que la geología estructural de la Cuenca Oriente se ve

dominada por fallas con una dirección preferencial N-S o NNE-SSO, las cuales

limitan con los tres corredores estructurales petrolíferos, los cuales poseen sus

características propias, estos corredores son: Sistema Subandino (Play Occidental), el

Corredor Sacha-Shushufindi (Play Central) y el Sistema Capirón Tiputini (Play

Oriental) (Mapa 2.2).

Con la inversión tectónica comienza su desarrollo la totalidad de estructuras

petrolíferas de la cuenca.

Mapa 2.2: Mapa tectónico de la Cuenca Oriente (Modificado de Baby et al., 2015).

2.1.2 Estratigrafía Secuancial de la Cuenca Oriente

Baby et al. (2015) menciona que la sección sedimentaria Hollín-Napo-Basal Tena

exhibe características bien definidas dentro de un modelo de estratigrafía secuencial.

Dichas formaciones testifican variaciones bruscas de la línea de costa en la

plataforma marina-somera de la Cuenca Oriente en el Cretácico (135 – 65 Ma.) y






muestran cambios verticales y laterales de facies a lo largo de la cuenca que

interrumpen la imperante sedimentación marina de baja energía.

Las variaciones que presentó el mar fueron relativas y lentas, ha controlado el

espacio disponible de acomodación de los sedimentos, por lo que ejercen un control

regional sobre las facies sedimentarias de la cuenca (Zailtin et al., 1994).

Los depósitos con presencia de niveles de caliza o a su vez arcillosos, de gran

extensión en régimen marino que se constituyen como buenos marcadores

estratigráficos.

La progradación de facies sedimentarias clásticas fluviales y de playa sobre facies de

plataforma marina-somera, causada por las caídas del nivel del mar son ejemplos

claros de regresiones forzadas (Posamentier et al., 1992).

Las regresiones forzadas se caracterizan por:

La abrupta ocurrencia de depósitos clásticos de playa o sistemas deltáicos de

tipo estuarinos/fluviales sobre facies marinas más distales.

La erosión profunda asociada a incisión de valles.

La presencia de límites de secuencias erosivos y discordantes en áreas donde

se concentró el “by-pass” sedimentario, y concordantes en las zonas más

distales de plataforma (Dalrymple et al., 1994; Emery & Myers, 1996).

En el periódo que va del Albiano al Maastrichtiano (96 – 65 Ma.), se reconocen

múltiples ciclos eustáticos.

La Figura 2.1, muestra a la derecha de la curva eustática de Haq et al. (1987) los

diferentes miembros de la megasecuencia Hollín-Napo-Basal Tena, enfatizando los

intervalos clásticos correspondientes a las areniscas de Holín Principal, “T”, “U”,

“M2”, “M1” y Basal Tena.

De tal manera que podemos identificar clamaramente que la megasecuencia Hollín-

Napo-Basal Tena, es caracterizada por una serie repetitiva de areniscas, calizas y

lutitas, registra la mencionada ciclicidad asociada posiblemente a las fluctuaciones






del nivel eustático ocurridas durante el Cretácico (While et al., 1995; Barragán,

1999).

Figura 2.1: Formaciones, miembros y ciclos sedimentarios del Cretácico de la Cuenca Oriente, y

sus relaciones con la curva eustática. (Modificado de Haq et al., 1987).

2.2 Marco Geológico Local

La Cuenca Oriente del Ecuador se encuentra caracterizada por una columna

estratigráfica Fanerozoica (540 Ma.). Cada una de las formaciones depositadas en el

Campo Auca pertenecen a varias mega secuencias depositacionales, con diferentes

características que determinan las distintas etapas evolutivas de la Cuenca Oriente

(Baby et al., 2015). La Formación Hollín Principal y Superior respectivamente

correspondientes al Aptiano superior – Albiano medio temprano (114 – 106 millones






de años), tuvo lugar a su depositación después de una periódo de erosión jurásica de

la Cuenca Oriente.

2.2.1 Formación Hollín

Hollín Principal

Presenta una depositación de sistema fluvial, durante la caída de nivel eustático

desde el Aptiano Inferior – Albiano Inferior (112,5 – 108 Ma). Finalmente se

deposita en un ambiente distal de planicie aluvial costera tipo llanura de inundación

influenciadas por mareas, su característica principal de este sistema es la presencia de

caolín en este miembro.

Según Baby et al. (2015) un cambio paulatino del sistema fluvial hacia un sistema

detrítico de baja energía, es la evidencia de efectos de una transgresión marina.

Hollín Superior.

Se presenta como un miembro que tuvo lugar su depositación en un tipo clástico, de

playa-deltáico-estuarino cubierto por facies de plataforma marina somera, es el

ambiente de depositación inicial, correspondiente al Albiano Inferior – Albiano

Medio (108 – 97 Ma).

La característica de la transición a un sistema de prisma de alto nivel, es la presencia

de areniscas glauconíticas y lutitas de ambiente marino (Baby et al., 2015).

2.2.2 Formación Napo

Con las muestras tomadas y los datos bibliográficos de la Cuenca Oriente, se pudo

determinar que la Formación Napo se encuentra constituida por 8 miembros, los

cuales fueron depositados en diferentes ambientes tanto marinos como continentales

que se vieron afectados por los cambios eustáticos (Haq et al., 1987) desde el

Albiano Medio Temprano hasta el Campaniano Inferior Medio (106 – 82 Ma). Esta

Formación es el segundo objetivo con respecto al ser reservorio de crudo en sus

areniscas y en algunas calizas ocasionalmente.






Caliza “C”

Miembro depositado en un ambiente marino según lo indicado por Baby (2015),

donde es característica la depositación de calizas, calco-arenitas, areniscas

glauconíticas y lutitas de ambiente marino.

Arenisca “T”

Este miembro se subdivide en dos, en la Arenisca “T” principal y Arenisca “T”

superior, que según (Haq et al., 1987) define la aparición de otro importante límite

de secuencia erosiva, que expone al prisma de alto nivel durante el Albiano Superior

– Cenomaniano Inferior (96 Ma.), que fue generado por un drenaje erosivo que

pertenece a una red de valles incisos, que sucesivamente fueron rellenados por las

areniscas “T” principal de tipo caolinítico durante el inicio del evento transgresivo,

característicos de sistemas fluviales con influencia estuarina y/o mareal.

Suprayaciendo a estas areniscas caoliníticas se presentan los depósitos transgresivos,

las areniscas glauconíticas características de las areniscas “T” superior, calco-

arenitas y lutitas, que son típicos de ambientes de baja energía de plataforma marina

somera.

Caliza “B”

Según Baby et al., (2015) este gran cuerpo calcáreo depositado en el Albiano

Superior – Albiano Medio (96 Ma.), presenta las mismas características de

depositación de la arenisca “T” superior, donde se puede evidenciar un ambiente de

depositación de plataforma marina somera con una baja energía.

Arenisca “U”

El miembro arenisca “U” se evidenció que se divide en dos miembros: Arenisca “U”

inferior y Arenisca “U” superior, el proceso de depositación de este miembro según

Haq et al. (1987) sucedió durante el Cenomaniano Medio – Turoniano Inferior (96 –

91 Ma.). La arenisca “U” inferior es similar a la arenisca “T” principal que fue citada

anteriormente, su litología característica consiste en areniscas de color gris claras

caoliníticas con poca presencia de caliza, dicha arenisca representa el relleno de

valles incisos sobre el límite de dicha secuencia, esta depositación se debe a la subida






del nivel del mar (transgresión temprana), fenómeno que sucede cuando valles

erosionados se trasforman en estuarios e inician su relleno por sistemas canalizados

fluviales con influencia de marea. Suprayaciendo a la arenisca “U” inferior tenemos

la arenisca “U” superior que representa la sucesión transgresiva marina en dicha

época a lo largo de la Cuenca, con una litología característica que consiste en

areniscas glauconíticas calcáreas y lutitas de ambiente marino somero.

Caliza “A”

Este miembro calcáreo de la Formación Napo, fue depositado durante el Turoniano

Inferior a Medio (91 – 89 Ma.) periodo donde la transgresión marina por lo indicado

por Haq et al. (1987) y el sistema de prisma de alto nivel en donde la plataforma

marina abierta de la Cuenca comienza a tener su fin. Fue depositada como el

resultado de la progradación de la plataforma asociada al inicio de la caída del nivel

del mar.

Caliza “M2”

Es un miembro característico de tipo marino como lo indica Baby (2015), depósito

de plataforma carbonatada en donde no se tiene aporte y/o influencia clástica,

evidenciado claramente por su litología consistente en calizas de color gris oscuro,

negro, este miembro fue depositado durante el Turoniano Superior (92 Ma.).

Volcánico Auca Sur

Este miembro volcánico, se encuentra suprayaciendo a la Caliza “M2”, este miembro

es característico del Campo Auca ya que solamente se lo puede encontrar en el

campo mencionado. Esta actividad volcánica que se presentó en el Campo Auca fue

muy importante por las facies tanto extrusivas como intrusivas que presenta.

La litología característica de este miembro es:

Facies extrusivas: tobas basálticas con vidrio volcánico depositadas en un

ambiente acuoso según (Barragán et al., 2015).

Facies intrusivas: diques de basalto olivínico ubicados en la sección de “T”

principal.






Caliza “M1”

Al igual que la Caliza “M2” este miembro carbonatado, fue depositado en un

ambiente de plataforma carbonatada sin aporte y/o influencia clástica como lo indica

Haq et al. (1987) durante el Santoniano Inferior (87 Ma.), su litología característica

consiste en caliza gris oscura a gris clara y lutitas de ambiente marino, lo que indica

que no es una sedimentación muy profunda.

2.2.3 Formación Tena

Es la tercera formación más importante de la Cuenca Oriente y del Campo Auca

después de Hollín y Napo, debido a que su miembro basal suele ser reservorio de

crudo, por sus areniscas. Esta Formación se divide en dos miembros: Arenisca Basal

Tena y Miembro Tena, según lo indicado por Baby et al. (2015) el ambiente de

depositación de esta Formación es de tipo transicional debido a que tenemos

depósitos marinos (arenisca) como continentales (arcillolita).

Arenisca Basal Tena

Este miembro arenoso se deposita en un ambiente fluvio-marino de canales de marea

según lo indicado por Haq et al. (1987), como facies de playa y de plataforma marina

clástica somera, durante el Maastrichtiano Inferior (72 Ma.). La litología

característica de este miembro es arenisca cuarzosa, con intercalaciones de arcillolita

café rojiza, café amarillenta y limolita gris clara, gris verdosa.

Miembro Tena

Está constituido este miembro por arcillolitas, lutitas, con intercalaciones de limolitas

y areniscas con coloraciones: negra, café rojizo, llegando casi al color de ladrillo

rojizo y púrpura, coloraciones debidas en gran parte a la meteorización, estos

sedimentos fueron depositadas durante el Maastrichtiano Superior al Paleoceno

Inferior (70 – 65 Ma.), sobre la Formación Napo indicando un importante hiato en la

sedimentación durante el Campaniano. Según Baby et al. (2015) esta formación es la

indicadora de un cambio significativo en la sedimentación Cretácica – Terciaria.






2.2.4 Formación Tiyuyacu

Baldock (1982) atribuye que con la Formación Tiyuyacu se da inicio la secuencia

Terciaria de la Cuenca Oriente y del Campo Auca, teniendo su periodo de

depositación continental desde el Eoceno - Oligoceno (53 - 34 Ma.) en un ambiente

de tipo fluvial, suprayaciendo a la Formación Tena. Este miembro es una sucesión de

capas rojas, comprendiendo conglomerados basales gruesos al que sobreyace

areniscas con intercalaciones de lutitas rojas, verdosas y grises.

Miembro Conglomerado Inferior

Se evidenció y caracterizó que este miembro consiste en una depositación fluvial de

agua empozada, rica en sílice lo que caracteriza a este miembro, que tiene como

litología un conglomerado de chert de coloración gris claro a negro.

Miembro Conglomerado Superior

Al igual que el conglomerado inferior este conglomerado es de depositación

continental de tipo aluvial, perteneciente a aguas empozadas, se caracteriza por ser

un conglomerado de tipo cuarzoso con intercalaciones de arenisca y arcillolita.

2.2.5 Formación Orteguaza

Este miembro fue depositado durante el Oligoceno (34 – 23.5 Ma.) en un ambiente

marino somero como lo indica Baldock (1982), donde se puede evidenciar

claramente una pequeña transgresión marina durante el Oligoceno, teniendo así la

depositación de lutitas características de ambiente marino somero, en su parte

inferior este miembro presenta lutita con intercalaciones de limolita y arenisca

cuarzosa.

2.2.6 Indiferenciado

Este miembro consiste en todas las formaciones que han sido depositadas desde el

Oligoceno hasta la actualidad (Holoceno) es decir desde hace 23,5 Ma., teniendo así

característica la depositación de sedimentos continentales de ambiente fluvial como

son las terrazas aluviales y el material aluvial en sí. Las Formaciones Geológicas que

se encuentran dentro de este miembro son: Chalcana, Arajuno, Chambira, donde

tenemos litologías como arcillolitas, limolitas, conglomerados, lutitas, según Baldock

(1982).






2.3 Análisis de Amenazas

2.3.1 Arremetida de pozo

La arremetida de pozo es la situación en que el fluido de perforación ejerce una

presión inferior a la de otros fluidos (agua de formación, niveles de hidrocarburo,

gas, etc.) que se encuentran en los estratos perforados. Estos fluidos pueden ser el

mismo petróleo o gas o lentes de agua que se encuentren en el camino de la broca.

En estos casos una columna de fluido empuja hacia arriba al fluido de perforación

haciéndolo ascender por el espacio anular. Para evitar arremetidas es importante

mantener la columna de presión que el fluido de perforación ejerce sobre el pozo. En

el caso de una caída de presión y/o falla en las bombas del fluido se podría producir

una arremetida. Otro caso en que se produce esta situación es el de falta de presión

de relleno mientras se extrae la tubería de perforación (viaje de tubería). La

arremetida más peligrosa es la de gas debido a su alta velocidad, inflamabilidad y

contenido en sulfuro de hidrógeno; que puede resultar extremadamente corrosivo

para las sartas. El sistema que consiste en un conjunto de sellos, válvulas y tuberías

colocados en la cabeza del pozo, conocido más comúnmente como la BOPs (válvula

grande instalada en el extremo superior de un pozo, que puede cerrarse si la brigada

de perforación pierde el control de los fluidos de formación), es el quien frena las

arremetidas de pozo.

2.3.2 Reventón de pozo

El reventón o descontrol de pozo es la fase siguiente a la arremetida y se produce

cuando ésta queda totalmente fuera de control. Si no es posible restablecer la presión

del fluido de perforación durante una arremetida, el pozo expulsará el crudo, gas o

agua; hasta que el parámetro se restablezca. Cabe destacar que el reventón puede

durar días, incluso meses, con los problemas de seguridad como lesiones en

trabajadores principalmente, los problemas medioambientales como son la

contaminación del terreno, de ríos, esteros, daños en la flora y fauna de la zona y

finalmente los problemas económicos que consiste en la pérdida de millones de

dólares.






2.3.3 Derrumbe de pozo

Debido a los esfuerzos y vibraciones que se transmiten a los estratos geológicos

durante la perforación puede ceder desplazando grandes masas de rocas e

inutilizando el pozo. Con objeto de prevenir el derrumbe del pozo se realizan tareas

de cimentación que, cubriendo el pozo con tubería de revestimiento y cemento, que

lo dotan de rigidez. La sarta de tuberías y el fluido de perforación también

contribuyen, debido a los esfuerzos que soportan, a detener los derrumbes.

2.3.4 Atascamiento de tubería

El atascamiento y el desenrosque de tubería de perforación, son problemas

relacionados con la sarta de perforación. En el caso que una de las sartas u otros

elementos se desenrosquen o queden atascadas, extraerlas se convierte en una

operación compleja comúnmente conocida como “pesca”. La sarta puede incluso

partirse debido a los esfuerzos que debe soportar y, en caso de hacerlo; normalmente,

lo hace por una de sus juntas. Esta situación requiere, si es posible, extraer la

totalidad de la sarta y a través de ganchos, cadenas y cestas extraer el elemento

entorpecedor. Existen situaciones por las que la sarta de tuberías queda atascada

completamente y no se puede extraer lo que conlleva al abandono del pozo. En otros

casos de atascamiento puede optarse por desviar la perforación (Sidetrack).






3. MARCO METODOLÓGICO

El presente proyecto se basa en la correlación estratigráfica y estructural de los

registros eléctricos corridos a hueco abierto en los diferentes pozos perforados en el

PAD M y pozos vecinos a estos en el Campo Auca.

Para la obtención de la información necesaria para la realización del proyecto, se

realizó una carta solicitando a PETROAMAZONAS EP., que la información

correspondiente a registros eléctricos, datos de surveys, topes formacionales y cierres

estructurales del PAD M en el Campo Auca, sean liberados para su posterior

utilización.

El trabajo generado por PETROKEM LOGGING SERVICES consistió en generar

masterlogs de perforación de pozos petroleros con el Mudlogging, servicio que

consiste en el monitoreo permanente de parámetros de perforación a través de los

diferentes sensores: sensor de profundidad, de peso en el gancho, de nivel de lodo,

cuenta strokes, de presión, de flujo y sensor de torque (Figura 3.1a-g), ubicados en

diferentes partes del taladro de perforación de un pozo petrolero.

Después de tener calibrado los sensores y puestos en marcha, para el registro de los

parámetros medidos se utiliza el Software PenLab, para integrar todos estos datos

registrados. Este software PenLab es de origen croata, el cual nos permite integrar

tanto el monitoreo de los diferentes parámetros de perforación así como el control

litológico que se va realizando de manera microscópica.

Este software nos permite el cálculo de tres modelos matemáticos independientes

para el cálculo del lag (retorno) con factores de corrección configurables por el

usuario, como son:

Cálculo del retorno del lodo (Mud Lag)

Cálculo del retorno del gas (Gas Lag)

Cálculo del retorno de la muestra (SampleLag)

Todos estos parámetros registrados (retorno de muestra, profundidad medida,

profundidad vertical, tasa de perforación, peso sobre la broca, rpm, galonaje de lodo,

posición del top drive, cuenta strokes) que son observados en tiempo real por medio

de la transferencia de información en tiempo real usando el Data Link Client, el cual






permite variar la presentación de las unidades y datos de medida de acuerdo al

requerimiento del cliente.

De igual manera se realizará la recolección, lavado y análisis de muestras de canal de

manera macroscópica y microscópica (ripios de perforación), las cuales serán la

evidencia litológica para generar el registro litológico.

Las muestras que indiquen presencia de hidrocarburo serán analizadas con el método

de fluorescencia (Shows) para determinar la movilidad que el hidrocarburo presenta

y conjuntamente con la interpretación de los valores de porosidad y resistividad

obtenidos en los registros eléctricos podemos identificar las zonas de mayor interés

hidrocarburífero para su posterior cañoneo y explotación del hidrocarburo.

Figura 3.1: Sensores que permiten registrar los parámetros de perforación de un pozo petrolero

dentro de una cabina de Mudlogging.

Los registros eléctricos son cargados y normalizados en el software PETREL para la

determinación de los topes y bases de las diferentes unidades litológicas encontradas

durante la perforación de los pozos.






En el trabajo de gabinete se realizarán mapas estructurales e isópacos, asi como las

correlaciones estratigráficas y estructurales con los datos obtenidos de registros

eléctricos corridos a hueco abierto en las areniscas “U”, “T” y Hollín, dentro de la

estructura del Campo Auca.

Para la elaboración de los mapas isópacos y estructurales, fue necesario conocer los

topes y bases de la unidades litológicas definidos en la correlación estratigráfica y los

espesores de estas unidades definidos por medio del análisis de la correlación

estructural.

Finalmente se realizaran los respectivos cortes en sección, con dirección N-S y E-O,

en el Campo Auca.






4. MARCO TEÓRICO

4.1. Cuenca Sedimentaria.

Según Torres (1994) una cuenca sedimentaria es una zona deprimida de la corteza

terrestre de origen tectónico donde se acumulan sedimentos. Para su formación se

requiere un proceso de subsidencia prolongada.1 Los límites geográficos de las

cuencas sedimentarias están definidos por los límites de las zonas subsidentes y las

zonas en proceso de levantamiento o estables que las bordean. Una cuenca

sedimentaria se considera activa mientras duren los procesos tectónicos que la

originaron, tanto de subsidencia de la misma como de elevación de las áreas

circundantes.

4.2 Estratigrafía.

Etimológicamente, Estratigrafía es la descripción de estratos. Esta definición es a la

vez amplia y en la actualidad se puede definir como el estudio e interpretación de los

procesos registrados en las sucesiones sedimentarias, que van a permitir, además de

conocer la naturaleza y disposición de las rocas estratificadas, la correlación, tanto de

los materiales como de los sucesos, y una ordenación temporal correcta de la

secuencia de materiales y sucesos (Corrales et al., 1977).

4.3 Trampas Petrolíferas

Agueda (1977), establece que una trampa petrolífera o trampa de petróleo es una

estructura geológica que hace posible la acumulación y concentración del petróleo,

manteniéndolo atrapado y sin posibilidad de escapar de los poros de una roca

permeable subterránea. El petróleo así acumulado constituye un yacimiento

petrolífero secundario y la roca cuyos poros lo contienen se denomina roca almacén.

https://es.wikipedia.org/wiki/Corteza_terrestre

https://es.wikipedia.org/wiki/Corteza_terrestre

https://es.wikipedia.org/wiki/Tect%C3%B3nica_de_placas

https://es.wikipedia.org/wiki/Subsidencia

https://es.wikipedia.org/wiki/Cuenca_sedimentaria#cite_note-1

https://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo

https://es.wikipedia.org/wiki/Yacimiento_petrol%C3%ADfero

https://es.wikipedia.org/wiki/Yacimiento_petrol%C3%ADfero






Figura 4.1: Clasificación de trampas petrolíferas: (A) trampa estructural, (B) trampa por

fallamiento, (C) trampa por domo salino, (D) trampa estratigráfica (Modificado de Gillman,

1951).

4.3.1 Trampas estratigráficas.

Según Gillman (1951), son aquellas en las que el principal elemento conformador de

la trampa es alguna variación en la estratigrafía, en la litología o en ambas de la roca

reservorio, como son cambios de facies, variaciones locales en la porosidad y en la

permeabilidad o un cierre en la parte alta de la estructura independientemente de

factor estructural (Figura 4.1D).

4.3.2 Trampas estructurales.

Son aquellas en las que el límite superior se ha vuelto cóncavo, visto desde abajo, por

alguna deformación local, como por ejemplo, un plegamiento o fallamiento (Figura

4.1B), o ambos, de la roca reservorio (Gillman, 1951). Estas trampas se presentan

con mayor frecuencia en el campo petrolero (Figura 4.1A).

4.3.3 Trampas estructurales.

Son aquellas trampas que se encuentran formadas por la combinación de las trampas

estructurales y estratigráficas (Agueda, 1977).






4.4 Correlaciones Estratigráficas

La palabra correlación significa la relación recíproca entre dos o más cosas. En

Estratigrafía, el concepto de correlación se utilizó desde un principio en el sentido de

equivalencia de edad entre diferentes materiales (Figura 4.2), puesto que el tiempo

es el parámetro básico para relacionar de forma recíproca todos los procesos que

estudia la estratigrafía.

En realidad, toda correlación estratigráfica, lleva en el fondo un intento de demostrar

la equivalencia temporal, en sí siendo las correlaciones la meta de los trabajos

estratigráficos (Vera et al., 1977).

Figura 4.2: Correlación estratigráfica utilizando paleontología para la determinación de

ambientes de depositación (Modificado de Coe, 2003).






Figura 4.3: Correlación estratigráfica realizada en Software Petrel para determinar topes

formacionales (prognosis) de las unidades litológicas del PAD M en el Campo Auca, tomada de

la lista de chequeo para la planificación del pozo ACAM-145 (Modificado de PAM, 2015)

Nesmeyanov (1989), establece que, los esquemas de correlación son cercanos por su

contenido a los perfiles geológicos, diferenciándolos de ellos en que, los esquemas

de correlación se constituyen por una serie de columnas, sobre las cuales se muestra

la variación de los parámetros seleccionados de las rocas en el tiempo. El espacio

entre columnas no se interpreta, sino que permanece vacío. Las líneas que unen las

diferentes columnas muestran la correlación de estos o aquellos elementos de las

columnas (paquetes litológicos o estratigráficos, capas, reservorios naturales, etc.)

(Figura 4.3).






A principios del siglo XX se pensaba que una roca con el mismo fósil tenía la misma

edad y que los límites litológicos eran también límites isócronos. Si las unidades son

litoestratigráficas entonces la correlación se realiza entre unidades litológicas que

suelen ser diacrónicas. Si las correlaciones son bioestratigráficas, aloestratigráficas o

magnetoestratigráficas se establece una equivalencia temporal (más o menos

aproximada). Si se trata de una autocorrelación o de la correlación de un nivel guía

se sigue una isócrona (Díaz, 1996).

4.5 Tipos de correlaciones estratigráficas

4.5.1 Correlaciones litoestratigráficas.

Díaz (1996) establece que estas correlaciones, son las que usan las características

litológicas de las rocas para proponer o no que pertenezcan al mismo cinturón de

facies o a la misma unidad litológica. Se realizan entre sucesiones de estratos

(representados por columnas) que rellenan una cuenca de sedimentación. La

correlación entre dos o más columnas estratigráficas permite reconstruir la geometría

aproximada de las unidades litoestratigráficas, valorar su posición relativa en el

tiempo, deducir sus cambios laterales de facies y sus acuñamientos, y en ocasiones

reconstruir el relleno de una cuenca sedimentaria. Sin embargo a veces es arriesgado

proponer una equivalencia entre unidades sin más información complementaria que

la mera litología.

4.5.2 Autocorrelación

Consiste en seguir físicamente una o más superficies de estratificación en el terreno,

que pueden considerarse isócronas, o uno o más reflectores en un perfil sísmico. En

algunas situaciones excepcionales la superficies de estratificación pueden seguirse

decenas de kilómetros. También se pueden utilizar paleosuelos (Díaz, 1996).

4.5.3 Correlación por niveles guía

Díaz (1996) define que esta correlación son estratos o grupos de estratos que se

intercalan entre materiales de otra naturaleza y que están asociados a eventos, por

ejemplo depósitos de erupciones volcánicas, de grandes tormentas, o de corrientes de

gravedad inducidas por terremotos.






4.5.4 Correlaciones magnetoestratigráficas

Díaz (1996) establece que la magnetoestratigrafía es la ciencia que estudia las

características magnéticas de las rocas estratificadas de diferentes edades y que

pretende la obtención de la escala cronoestratigráfica aplicable a materiales de

cualquier medio sedimentario. El estudio Paleomagnético de materiales de diferentes

localidades, pero correspondientes a un mismo intervalo de tiempo, pone en

manifiesto la isocronía de las zonas de polaridad magnética que se puedan

diferenciar. Para secciones estratigráficas de materiales posteriores al jurásico medio

se tiene una escala de referencia bastante precisa, elaborada esencialmente a partir de

datos del fondo oceánico.

4.5.5 Correlaciones aloestratigráficas (Estratigrafía secuencial)

Correlacionan unidades del relleno de una cuenca limitadas por discontinuidades.

Estas unidades no son obligatoriamente homogéneas. Están constituidas por

sucesiones de estratos depositados durante un intervalo de tiempo concreto y bajo

una dinámica tectónica. Otras correlaciones aloestratigráficas están basadas en

conceptos de la Estratigrafía Secuencial (Díaz, 1996).

4.6 Mapa Estructural

Es un tipo de mapa del subsuelo cuyas curvas de contorno representan la elevación

de una determinada formación, yacimiento o marcador geológico en el espacio, de

modo que los pliegues, fallas y otras estructuras geológicas es se muestran con

claridad (Mapa 5.2). Su apariencia es similar a la de un mapa topográfico, salvo que

este último muestra las elevaciones de la superficie terrestre en tanto que un mapa

estructural exhibe la elevación de una determinada capa de roca, generalmente por

debajo de la superficie (Schlumberger, 2016).

4.7 Mapa de isópacos

Los mapas de espesores o mapas isópacos, muestran la variación del espesor de un

intervalo estratigráfico dado o de un paquete litológico en el plano (Golev, 1989).

Cada mapa de isópacos muestra la estructura de la superficie inferior del paquete

mapeado, al inicio de la depositación de la siguiente serie de sedimentos. Una serie

de mapas de isópacos, construidos para horizontes estratigráficos sucesivos, que se






alternan unos a otros, reflejará la dinámica del desarrollo de las regiones de

subsidencia y levantamientos en los límites del territorio estudiado (Figura 4.4).

Figura 4.4: Mapa de isópacos en pies de Napo Superior: (a) ciclo sedimentario IV (Base Caliza

M2-tope lutitas Napo Superior); (b) ciclo sedimentario V (areniscas M1 y Basal Tena)

(Modificado de Baby et al, 2015).

4.8 Registros Eléctricos

Para determinar algunas características de las formaciones del subsuelo es necesario

llevar a cabo la toma de registros. Para esto se utiliza una unidad móvil (o

estacionaria en pozos costa afuera) que contiene un sistema computarizado para la

obtención y procesamiento de datos.

También cuenta con él envió de potencia y señales de comando a un equipo que se

baja al fondo del pozo por medio de un cable electromecánico. El registro se obtiene

al hacer pasar sensores de la sonda frente a la formación, moviendo la herramienta

lentamente de abajo hacia arriba (Schettini, 2013).






Los objetivos del registro geofísico podemos mencionar los siguientes:

Determinar las características petrofísicas de la formación, porosidad,

permeabilidad, saturación de agua / hidrocarburos, densidad de la matriz,

resistividad.

Delimitación litológica de las zonas productoras.

Desviación y rumbo del agujero

Medición del diámetro de agujero

Dirección del buzamiento de formación

Evaluación de la cementación primaria.

Los registros eléctricos (Figura 4.5), tales como el SP (Potencial Espontáneo), (RT)

resistividad, gamma ray (GR) y Neutrón o Densidad (NPH o RHO) nos proporcionan

estimaciones indirectas de la calidad de roca, porosidad y saturación de fluidos

(agua, petróleo o gas).

Un registro obtenido utilizando un cable eléctrico. En este sentido, el término se

refiere a cualquier registro adquirido con cable, independientemente de que mida una

magnitud eléctrica o no. El término se remonta a los primeros días de la técnica de

adquisición de registros, en los que los únicos registros eran el registro de potencial

espontáneo y el registro de resistividad, obtenidos con los dispositivos de electrodos

convencionales.






Figura 4.5: Encabezado de registro eléctrico corrido a hueco abierto en el PAD M perteneciente

al pozo M-142, indicando las curvas de SP, GR, RT, NPH Y RHO.

Los tipos de registros básicos son:

Gamma Ray, Spontaneous Potential: Son utilizados para determinar el

espesor del reservorio y a su vez discriminan el reservorio del no reservorio.

Density, Neutron y Sonic: Se utilizan para calcular la porosidad, identificar

litologías y diferenciar oil de gas.

Lateralog, Induction y Microresistivity: Junto con los registros que nos

permiten calcular la porosidad se utilizan para calcular saturaciones de

hidrocarburo.

4.8.1 Potencial Espontáneo (SP)

El SP (Spontaneous o Self Potential) constituye una de las herramientas más antiguas

(Doll, 1929) y consiste en un electrodo de tensión móvil dentro del pozo y otro fijo

en superficie, más el correspondiente milivoltímetro para medir las diferencias de

potencial. Tiene como objetivos detectar estratos permeables (Solo es una indicación






cualitativa), estimar el nivel de lodolitas o arcillas de la roca reservorio y permite

realizar la correlación de capas.

Se presenta por un fenómeno natural que ocurre cuando un nuevo fluido (Lodo de

perforación) rompe el equilibrio de la formación y los potenciales son creados por

corrientes eléctricas inducidas químicamente, solo si la salinidad del fluido de

perforación es diferente a la salinidad del agua de formación. La corriente se genera

en las interfaces: capa permeable/capa impermeable y zona virgen/zona invadida

(Figura 4.6).

En las formaciones permeables la curva del SP muestra deflexiones desde la línea

base de las arcillas (Schlumberger, 2013).

Figura 4.6: Ejemplo de un registro de SP en una serie de lutitas y arena (Modificado de

Schlumberger, 2013).

4.8.2 Gamma Ray (GR)

Son aquellos registros donde las ondas de alta emisión de energía radiactiva

(bombardeo de neutrones) son registrados, a un estado bajo de energía. Los

principales elementos encontrados en este tipo de registro son: torio 32, uranio 238 y

potasio 40, teniendo una intensidad total de la radiación gamma de potasio






predominante sobre la radiación de torio y uranio, el Gamma Ray se registra en

unidades API en escala de 0 -150 (Figura 4.7).

Un registro de la radioactividad natural total, medida en unidades API. La medición

puede obtenerse tanto con agujero descubierto como a través de la tubería de

revestimiento. La profundidad de investigación es de algunas pulgadas, de manera

que el registro normalmente mide la zona lavada. Las lutitas y las arcillas son

responsables de la mayor parte de la radioactividad natural, de manera que el registro

de rayos gamma a menudo es un buen indicador de este tipo de rocas. No obstante,

otras rocas también son radioactivas, especialmente algunos carbonatos y las rocas

ricas en contenido de feldespato. El registro se utiliza además para la correlación

entre pozos, para la correlación en profundidad entre el agujero descubierto y el pozo

entubado, y para la correlación en profundidad entre las carreras de adquisición de

registros. El registro de rayos gamma fue el primer registro nuclear de pozo y se

introdujo a fines de la década de 1930 (Schlumberger, 2016).

Figura 4.7: Respuesta común obtenida al correr el Gamma Ray (curva verde) en el pozo ACAQ-

114 dentro del Campo Auca.






4.8.3 Densidad (Density (RHO))

Los registros de densidad se utilizan primordialmente como registros de porosidad,

sirven para la identificación de minerales en depósitos de evaporitas, además permite

la determinación de la densidad de los hidrocarburos. Se utiliza de igual manera para

la evaluación de arenas con arcillas y de litologías complejas y permite determinar la

producción de lutitas con aceite.

La densidad del volumen de formación es usada como un indicador de porosidad

primaria (Figura 4.8). La densidad es usada con otras mediciones de registros para

determinar litología y tipo de fluido (Halliburton, 2007).

Figura 4.8: Registro del pozo M-146 donde se muestra de color azul en la parte derecha, la

curva de Densidad.






4.8.4 Neutrón (NPH)

El registro de neutrón permite calcular la porosidad en capas de litología conocida y

evaluar litologías de formaciones en combinación el registro de densidad (Figura

4.9). Este registro es una buena herramienta para detectar los reservorios saturados

con gas en formaciones limpias y es una herramienta clave para verificar la

consistencia de las litologías observadas con el mudlog, gamma ray y density

(Halliburton, 2007).

Figura 4.9: Registro del pozo M-145 donde se muestra de color verde en la parte derecha, la

curva de Neutrón.

4.8.5 Resistividad (SP)

Es un registro inducido ya que la resistividad es la capacidad que tienen las rocas de

oponerse al paso de corriente eléctrica inducida y es el inverso de la conductividad,






es decir, la resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos presentes en los

poros de las rocas. Por lo tanto, si los poros de una formación contienen agua salada,

tendrá una alta conductividad y baja resistividad. Si estos poros estuvieren llenos de

hidrocarburos o gas, tendremos una baja conductividad y alta resistividad. La escala

de este registro se lee de izquierda a derecha, en escala logarítmica (Figura 4.10) que

va de 0.2 a 2000 ohm-m (Schlumberger, 2016).

Figura 4.10: Registro del pozo M-143 donde se muestra en la parte central la leyenda de

resistividad dentro del círculo rojo.






5. PRESENTACIÓN DE DATOS

El PAD (sector lugar donde fueron perforados los pozos) M del Campo Auca se

encuentra ubicado dentro del gran Campo Auca (Figura 5.1) e inicia su explotación

el 28 de Abril de 2015.

Mapa 5.1: Mapa de bloques petroleros del Ecuador donde se puede ubicar al Campo Auca

dentro del recuadro rojo (Modificado de SNH, 2015).

Los pozos perforados en el PAD M del Campo Auca son: M142, M143, M144,

M145 y M-146, los cuales son de tipo “J” modificado (Tabla 5.1). Este tipo de pozo

direccional consiste en desviar el hoyo de un pozo a lo largo de un curso planeado, es






decir, el pozo presenta una caída natural del ángulo establecido en su parte final, esta

desviación es provocada por el buzamiento de la formación con una profundidad

teniendo como objetivo principal la arenisca Hollín Principal para la explotación

hidrocarburífera.

Tabla 5.1: Datos de ubicación en coordenadas UTM correspondientes a los pozos

utilizados para la correlación estratigráfica y estructural del Campo Auca.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

290356.51 9913735.84

290358.33 9913748.52

290352.52 9917810.53

290270.29 9917763.44

290362.6 9913775.15

290357.72 9913744.29

9916324.67

290289.69 9917758.52

290275.16 9917762.27

290265.45 9917764.67

AUCA - 64

290804.57 9916305.74

290808.75 9916308.41

290842.62 9916329.94

290838.23 9916327.15

290834.17

ACAQ - 173

ACAQ - 174S1

ACSD - 014

ACSD - 021

ACSD - 022

ACSD - 023

ACAM - 143

ACAM - 144

ACAM - 145

ACAM - 146

ACAQ - 114

ACAQ - 117

COORDENADAS

YX

ACAM - 142

NOMBRE






Mapa 5.2: Mapa de ubicación de pozos perforados en el Campo Auca en las diferentes

divisiones del Campo Auca (PETROAMAZONAS EP, 2015).

AUCA

AUCA SUR

PAD M






5.1 Registros eléctricos corridos en cada uno de los pozos

Se corrieron a hueco abiertos los siguientes registros eléctricos para realizar la

caracterización litológica determinando los topes y bases de las unidades litológicas

identificadas en cada uno de los pozos, de igual manera se identificó las zonas con

mejor porosidad y finalmente fueron utilizados para realizar la correlación

estratigráfica y estructural. Los registros eléctricos corridos conocidos como triple

combo fueron: gamma ray (GR), potencial espontáneo (SP), Resistividad somera

(RS), Resistividad media (RM), Resistividad profunda (RD), Densidad (RHO) y

Neutrón (NPH) (Tabla 5.2).

Tabla 5.2: Identificación de los diferentes registros eléctricos corridos a hueco abierto

en cada uno de los pozos perforados en el Campo Auca y posteriormente utilizados en la

correlación estratigráfica.

5.2 Mapa de ubicación del PAD M

El PAD M se encuentra ubicado entre el Campo Auca y el Auca Sur (Mapa 5.2),

este PAD es un PAD conocido como de avanzada dentro del Campo Auca.

Este PAD se encuentra perforado ya que al ser un PAD de avanzada permitirá

aumentar el POES del Campo Auca.

GR SP RD RM RS NPH RHO

1 X X X X X X X

2 X X X X X X

3 X X X X X X X

4 X X X X X X X

5 X X X X X X X

6 X X X X X X X

7 X X X X X X X

8 X X X X X X X

9 X X X X X X X

10 X X X X X X X

11 X X X X X X

12 X X X X X X X

13 X X X X X X X

14 X X X X X X X

REGISTROS ELÉCTRICOS CORRIDOS

AUCA - 64

ACAQ - 173

ACAQ - 174S1

ACSD - 014

ACSD - 021

ACSD - 022

ACSD - 023

ACAM - 143

ACAM - 144

ACAM - 145

ACAM - 146

ACAQ - 114

ACAQ - 117

ACAM - 142

NOMBRE






5.3 Orientación de las correlaciones estratigráficas y estructurales.

Las líneas de correlaciones estratigráficas del Campo Auca fueron realizadas en

sentido N-S (Mapa 5.3). y en sentido E-O (Mapa 5.4)., con esto se determinó los

topes y bases de las unidades litológicas para posteriormente realizar los mapas

estructurales e isópacos de las Areniscas “U”, “T” y Hollín.

Mapa 5.3: Línea de Orientación (N-S) en color azul, para las correlaciones estratigráficas y

estructurales, generadas en el Software Petrel.

Línea de correlación N-S






Mapa 5.4: Línea de Orientación (E-O) en color azul, para las correlaciones estratigráficas y

estructurales, generadas en el Software Petrel.

Línea de correlación E-O Línea de correlación E-O






5.4 Pozos perforados dentro del PAD M en el Campo Auca

5.4.1 Pozo ACAM-142

El pozo AUCA-M142 de tipo “J” modificado, inició operaciones de perforación el

día 28 de Abril del 2015 a las 03:00 horas, llegando a la profundidad final de 10480

ft MD / 10460 ft TVD el día 11 de Mayo del 2015 a las 13:30 horas. Se emplearon 4

BHA y 4 Brocas, siendo necesarios 14 días de perforación. El pozo fue realizado en

4 secciones 26”, 16”, 12 ¼ “, 8 ½ “.

Sumario de pozo

Presenta cada uno de los datos del pozo como son: nombre del pozo, la compañía

operadora, el campo donde se realiza la perforación, el tipo de pozo que se va a

realizar (vertical o direccional), las coordenadas de ubicación de los pozos en sistema

UTM WGS 84, los objetivos principales y secundarios que se plantea en el campo,

elevación del terreno y mesa rotaria, fecha de inicio y fin de la perforación y el

número de días que se necesitó para realizar la perforación del respectivo pozo

(Tabla 5.3).

Registros Eléctricos

La sección de 8 ½” fue evaluada con los siguientes registros eléctricos (Figura 5.1).

CORRIDA # 1: gamma ray (GR), spontaneus potential (SP), resistividad (Rx),

inducción, densidad, neutrón y caliper (CALI). Estas respuestas son analizadas para

la determinación de la estratigrafía secuencial y litología característica del pozo. Con

estos registros eléctricos se establece de manera más confiable los topes

formacionales para la consecuente correlación estratigráfica de pozos.






Figura 5.1: Registro eléctrico del pozo M-142 corrido a hueco abierto en sección de 8 ½”,

analizado en el Software Petrel.






Tabla 5.3: Datos correspondientes al sumario del pozo M142 (Modificado de PLS, 2015).






5.4.2 Pozo ACAM-143

El pozo AUCA-M143, inició operaciones de perforación el día 27 de Mayo del

2015 a las 16:00 horas, llegando a la profundidad final de 10778 ft MD / 10437 ft

TVD el día 14 de Junio del 2015 a las 22:30 horas. Se emplearon 7 BHA y 5

Brocas, siendo necesarios 19 días de perforación. El pozo fue realizado en 4

secciones 26”, 16”, 12 ¼ “, 8 ½ “.

Sumario de pozo

El pozo M-143 presenta en su sumario como objetivo principal de la perforación a

la Arenisca Hollín superior y como objetivos secundarios a la Arenisca Basal

Tena, Arenisca “U” inferior y la Arenisca “T” principal (Tabla 5.4).

Registros eléctricos

El pozo fue evaluado con los siguientes registros eléctricos: Hueco Abierto

sección 8 ½” (Figura 5.2), CORRIDA # 1: MDL-MAI-MPD-MDN-MML-MCG

y CORRIDA # 2 toma de presiones y muestras de fluido: MCG, MFT.






Tabla 5.4: Datos correspondientes al sumario del pozo M143 (Modificado de PLS, 2015).

AUCA-M143 (ACAM-

143)

PETROAMAZONAS E.P.

AUCA

DIRECCIONAL

TIPO “J” MODIFICADO

PETROAMAZONAS E.P

CCDC 66

UTM Y: 9’916,308.41 m Norte

UTM X: 290,808.75 m Este

UTM Y: 9’915,553.781 m Norte

UTM X: 290,727.442 m Este

PRIMARIOS: Arenisca Hollín Superior

SECUNDARIOS:

Basal Tena, Arenisca “U”

Inferior, Arenisca “T”

Principal

916.01ft

37.2 ft

953.21 ft

Mayo 27, 2015

Junio 14, 2015

Junio 19, 2015

10778 ft MD / 10437 ft

TVD.

19 Días.

24 Días.

TOTAL DÍAS DE PERFORACIÓN

TOTAL DÍAS DE OPERACIONES

ALTURA DE LA MESA ROTARIA

ELEVACIÓN DE LA MESA ROTARIA

FECHA DE INICIO DE LA

PERFORACIÓN

FECHA A LA PROFUNDIDAD FINAL

FECHA DE FINALIZACIÓN DE

OPERACIONES

PROFUNDIDAD FINAL PERFORADA

COMPAÑÍA PERFORADORA

TALADRO

COORDENADAS

DE SUPERFICIE

COORDENADAS

DE FONDO

OBJETIVOS

ELEVACIÓN DEL TERRENO

NOMBRE

COMPAÑÍA OPERADORA

CAMPO

TIPO DE POZO

PERFIL DEL POZO






5.4.3 Pozo ACAM-144

El pozo AUCA-M144, inició operaciones de perforación el día 14 de Julio del

2015 a las 18:00 horas, llegando a la profundidad final de 11585 ft MD / 10484 ft

TVD, el día 05 de Agosto del 2015 a las 02:00 horas. Se emplearon 6 BHA y 6

Brocas, siendo necesarios 22 días de perforación. El pozo fue realizado en 4

secciones 26”, 16”, 12 ¼ “, 8 ½ “.

Sumario de pozo

Se estableció para el desarrollo del pozo M-144 como objetivo principal a la

Arenisca Hollín superior y como objetivos secundarios a la Arenisca “U” inferior

y Arenisca “T” principal. (Tabla 5.5).


El pozo fue evaluado a Hueco Abierto en la sección 8 ½” (Figura 5.3).

CORRIDA # 1: AIT-PEX-JAR. Con estos registros eléctricos se establece de

manera más confiable los topes formacionales analizando las curvas tanto del

potencial espontáneo como lo de resistividad.







2015).

AUCA-M144 (ACAM-

144)

PETROAMAZONAS E.P.

AUCA

DIRECCIONAL


PETROAMAZONAS E.P

CCDC 66

UTM Y: 9’916,329.940 m Norte

UTM X: 290,842.260 m Este

UTM Y: 9,916,319.270 m Norte

UTM X: 290,825.670 m Este

PRIMARIOS: Arenisca Hollín Superior

SECUNDARIOS:Arenisca “U” Inferior,

Arenisca “T” Principal

916.01ft

37.2 ft

953.21 ft

Julio 14, 2015

Agosto 05, 2015

Agosto 07, 2015

11585ft MD / 10484ft

TVD.

22 Días.

24 Días.








PERFORACIÓN



OPERACIONES

PERFIL DEL POZO


TALADRO

COORDENADAS

DE SUPERFICIE

COORDENADAS

DE FONDO

OBJETIVOS

NOMBRE


CAMPO

TIPO DE POZO






5.4.4 Pozo ACAM-145

El pozo AUCA-M145, inició operaciones de perforación el día 17 de Agosto del

2015 a las 22:00 hora, llegando a la profundidad final de 11160 ft MD / 10447 ft

TVD, el día 01 de Septiembre del 2015 a las 10:30 horas. Se emplearon 7 BHA y

4 Brocas, siendo necesarios 16 días de perforación. El pozo fue realizado en 4

secciones 26”, 16”, 12 ¼ “, 8 ½ “.

Sumario de pozo

Se presentan que para este pozo se tiene como objetivo primario a la Arenisca

Hollín Principal y que los objetivos secundarios serían la Arenisca “U” inferior, la

Arenisca “T” principal y la Arenisca Hollín Superior (Tabla 5.6).


El pozo fue evaluado con los siguientes registros eléctricos : Hueco Abierto

sección 8 ½” (Figura 5.4). CORRIDA # 1: SP-CAL-MCG-MDN-MPD-MAI-

MMLPEF. Al analizar las curvas obtenidas como respuesta de las formaciones

ante la corrida de registros eléctricos, se facilita la correlación estratigráfica y la

determinación de los ambientes de depositación de dichas formaciones.


[“BREVE ANÁLISIS ESTRATIGRAFICO DE LOS POZOS


AUCA SUR EN EL ORIENTE ECUATORIANO”.]



2015).

AUCA-M145 (ACAM-

145)

PETROAMAZONAS E.P.

AUCA

DIRECCIONAL/DESAR

ROLLO


PETROAMAZONAS E.P

CCDC 66

UTM Y: 9’916,327.15 m Norte

UTM X: 290,838.23 m Este

UTM Y: 9’915,201.52 m Norte

UTM X: 290,811.97 m Este

PRIMARIOS: Arenisca Hollín Principal

SECUNDARIOS:

Arenisca “U” Inferior,

Arenisca “T” Principal,

Arenisca Hollín Superior.

916.01ft

37.2 ft

953.21 ft

Agosto 16, 2015

Septiembre 01, 2015

Septiembre 03, 2015

11160 ft MD / 10447 ft

TVD.

16 Días.

17 Días.


OPERACIONES




OBJETIVOS





PERFORACIÓN


TIPO DE POZO

PERFIL DEL POZO


TALADRO

COORDENADAS

DE SUPERFICIE

COORDENADAS

DE FONDO

NOMBRE


CAMPO






6. RESULTADOS

6.1 Descripción Registros

Este análisis consiste en la identificación presencia de hidrocarburo mediante la

ayuda de las curvas generadas tanto en el masterlog como en el registro eléctrico y

así determinar de manera más eficaz cuales son las zonas llamadas de interés en

cada uno de los pozos perforados en el PAD M del Campo Auca.

6.1.1 Pozo ACAM-142

Arenisca “U”


específicamente se muestra la arenisca “U” (Modificado de PAM, 2015).

En la arenisca “U” se evidencia la presencia de lutitas con presencia de pequeñas

intercalaciones de arenisca. Las lutitas tienen un valor promedio del GR (gamma

ray) que está entre los 80 a 160 API, valores característicos para definir este tipo

de litología (Figura 6.1). Las intercalaciones dentro de esta unidad litológica se

identifican por los valores bajos de GR 20 a 40 API (intercalaciones de arenisca y

lutitas), los valores altos de Rxoz (resistividad) y el crossover de las curvas de

NPH (neutrón) Y RHO (densidad) junto al GR, nos indican que hay la presencia

Rxoz

NPH

GR

RHO

SP

U superior

U inferior






de hidrocarburo hacia la base de la arenisca U inferior en la profundidad 9840 ft.

En un espesor aproximado de 6 ft.

Arenisca “T”


“T” (Modificado de PAM, 2015).

Los valores identificados en las curvas del registro, tenemos en el GR un alto de

180 API, con valores de 0.20 v/v en NPH y 2,70 g/cm3 en RHO además de

presentar una resistividad muy baja que se encuentra por 5 ohm-m. Esto nos

permite determinar que tenemos un cuerpo lutítico con intercalaciones de arena.

Rxoz

NPH

GR

RHO

SP

T superior

T principal






Las intercalaciones de arena son identificadas por el valor bajo de 50 API en la

curva GR, además de un incremento en la curva de Rxoz y los valores bajos de

NPH y RHO, lo cual genera un crossover junto al GR. La presencia de

hidrocarburo hacia la base de la arenisca T superior en la profundidad 10050 ft.

En un espesor aproximado de 20 ft. (Figura 6.2).

Arenisca Hollín

Figura 6.3: Registro del en el pozo ACAM-142, específicamente se muestra la

arenisca “Hollín” (Modificado de PAM, 2015).

Esta es una zona bastante arenosa, en sí se puede definir como un cuerpo arenoso

con intercalaciones lutíticas. La curva de GR se mantiene en un valor alto de 100

Rxoz

NPH

GR

RHO

SP

Hollín

superior

Hollín

principal






API y en su mayor parte registra un valor bajo de 20 API valor característico para

definir como arena. El crossover generado por las curvas NPH y la RHO junto

con la alta resistividad, permite identificar la zona de presencia de hidrocarburo a

una profundidad de 10306 ft, con un espesor de 40 ft. (Figura 6.3).

6.1.2 Pozo ACAM-143

Arenisca “U”


“U” (Modificado de PAM, 2015).

En el registro del pozo ACAM-143 la Arenisca “T” presenta un curva GR

aserrada, indicando cambios bruscos de energía en la depositación. Los valores de

la curva de GR se mantiene entre los 60 API como mínimo y 160 API como

máximo, generando un promedio de 110 API, por lo que, este cuerpo está

compuesto por una intercalación de lutitas y arenas (Figura 6.4). La resistividad

se mantiene en estable en valores bajos hasta llegar a la base de la arenisca “U”

inferior, donde tenemos una mayor resistividad, un valor de 20 API en el GR y

Rxoz

NPH

GR

RHO

U superior

U inferior






presenta un crossover a una profundidad de 10130 ft, donde se evidencia la

presencia de hidrocarburo. Este espesor aproximado es de 20 ft.

Arenisca “T”



La curva de GR presenta una forma aserrada cilíndrica y a la vez indica que

existieron cambios abruptos durante la depositación de esta alternancia entre

lutitas y arenas. El valor mínimo de GR es de 20 API y el máximo es de 160 API,

teniendo como valor promedio 90 API (Figura 6.5). La curva de Rxoz presenta

una tendencia a estar estable y en las partes de arena esta se eleva. Existen en esta

zona 4 crossover que manifiestan la presencia de hidrocarburo: 1) a 10324 ft con

un espesor de 4 ft, 2) a 10348 ft con un espesor de 4 ft, 3) a 10368 ft con un

espesor de 14 ft y 4) a 10402 ft con un espesor de 18 ft.

Rxoz

NPH

GR

RHO

T superior

T principal






Arenisca Hollín


“Hollín” (Modificado de PAM, 2015).

Hollín es todo su espesor presenta una curva de GR de tipo serrada cilíndrica lo

que nos indica cambios abruptos de energía y presencia de estratificación. Esta

curva presenta un valor mínimo de 20 API y un máximo de 120 API, teniendo

como valor promedio 60 API. Tenemos una curva de Roxz con un valor alto lo

cual es característico de un cuerpo arenoso (Figura 6.6). Debido a estos

parámetros se define que es un cuerpo arenoso con pequeñas intercalaciones

lutíticas.

Rxoz

NPH

GR

RHO

Hollín

superior

Hollín

principal






6.1.3 Pozo ACAM-144

Arenisca “U”


“U” (Modificado de PAM, 2015).

La curva de Rxoz presenta valor muy bajos desde el Tope de “U” superior hasta el

tope de “U” inferior manteniendo una uniformidad, mientras que a partir del tope

de “U” inferior hacia la base de estas indica un aumento brusco en su tendencia.

En la parte de “U” inferior tenemos un cuerpo arenoso esto se debe que la curva

de GR muestra valores bajos de 10 API, esta curva es aserrada y cilíndrica

(Figura 6.7). En la “U” superior se identifica un cuerpo lutítico intercalaciones

de arena. A una profundidad de 10884 ft se evidencia un crossover generado por

el cruce de las curvas NPH y RHO, indicando la presencia de hidrocarburo, con

un espesor aproximado de 36 ft.

Rxoz

NPH

GR

RHO

SP

U superior

U inferior






Arenisca “T”



Esta unidad se encuentra compuesto en su mayoría por lutitas debido a que tenemos

una curva de GR aserrada, típica de la base de lutitas. Los valores de GR oscilan entre

100 y 120 API. En pequeñas intercalaciones se identifica la presencia de arena donde

baja el GR drásticamente a 60 API, la resistividad Roxz se mantiene con una tendencia en

valores bajos, únicamente existe pequeñas alzas de resistividad donde tenemos

presencia de arena (Figura 6.8). Presenta esta unidad litológica dos crossover donde se

evidencia la presencia de hidrocarburo, el primero en la arenisca “T” superior a una

profundidad de 11098 ft con un espesor de 3 ft y el segundo en la base de la arenisca

“T” principal a 11229 ft con un espesor de 2 ft.

Rxoz

NPH

GR

RHO T superior

T principal






Arenisca Hollín



El miembro Hollín superior consiste en una alternancia entre lutitas y arena,

debido a que el GR presenta una variación en su tendencia a estabilizarse, por eso

es una curva aserrada cilíndrica. El valor de GR varía entre los 20 API y 110 API,

valores característicos para definir esta intercalación. La curva de Roxz se

mantiene en una tendencia de valores altos, factor propio de las arenas (Figura

6.9). Se evidencia 3 crossover generados por la curvas de NPH Y RHO,

evidenciándose la presencia de hidrocarburo. Estos se encuentran: 1) a una

profundidad de 11397 ft con un espesor de 2 ft dentro de Hollín superior, 2) a una

profundidad de 11418 ft con un espesor de 4 ft y 3) a 11428 ft de profundidad con

Rxoz

NPH

GR

RHO

Hollín

superior

Hollín

principal






un espesor aproximadamente de 90 ft, estos dos últimos dentro de Hollín

principal.

6.1.4 Pozo ACAM-145

Arenisca “U”


específicamente se muestra la arenisca “U” (Modificado de PAM, 2015).

Este registro ACAM-145, presenta una curva de GR aserrada con la morfología

cilíndrica, los topes y base de esta unidad son propios con cambios bruscos de

energía, el valor mínimo de la curva de GR es 20 API y con un máximo de 140

API, manteniendo un promedio de 80 API. La curva de Roxz se mantiene con una

tendencia baja, presentado algunos picos en las zonas de presencia de arenisca, lo

cual se evidencia con el cruce de las curvas de NPH y RHO (Figura 6.10). De tal

manera a este cuerpo se caracteriza como una intercalación de lutitas con arenisca.

Rxoz

NPH

GR

RHO

U superior

U inferior

GR






Arenisca “T”



El valor de la curva de GR con una forma aserrada, se mantiene estable en 80 API

desde el tope de la arenisca hasta casi el tope de la arenisca “T” principal, donde

se comienza a ver que el valor de la curva de GR baja a 20 API y 40 API donde se

puede definir la presencia de arenas (Figura 6.11). La presencia de las arenas se

verifica con el análisis de las curvas de NPH y RHO, las cuales presenta valores

bajos dentro de su escala y presentan cruces en donde se tiene un valor bajo de

GR. En la unidad “T” superior se identifica un crossover a una profundidad de

10720 ft con un espesor de 8 ft, mientras que, en la unidad “T” principal fueron

identificados dos crossover, el primero a una profundidad de 10740 ft con un

espesor de 3 ft y el segundo a una profundidad de10760 ft con un espesor de 17 ft

aproximadamente.

Rxoz

NPH

GR

RHO

T superior

T principal

SP






Arenisca Hollín



La arenisca Hollín presenta una curva de GR con un valor mínimo de 20 API y un

máximo de 100 API, presentando tendencia con un valor promedio de 60 a 70

API. Esta curva presenta una forma aserrada cilíndrica, la cual indica

estratificación y cambios abruptos de energía en los topes (Figura 6.12). Un valor

alto de resistividad es otro parámetro que indica la presencia de un cuerpo arenoso

con intercalaciones de lutita. La base de Hollín principal no es posible ser

determinado por la falta de información en el registro eléctrico. Esta una unidad

presenta dos crossover que indican la presencia de hidrocarburo, en la arenisca

Hollín superior a 10974 ft de profundidad con un espesor de 24 ft y en la arenisca

Hollín principal a la profundidad de 11009 ft con un espesor de 5 ft.

Rxoz

NPH

GR

RHO

Hollín

superior

Hollín

principal

SP






6.2 Correlaciones

Las correlaciones estratigráficas y estructurales, se elaboraron teniendo en cuenta

los topes de techos y bases de las unidades litológicas (U, T Y HOLLIN) (Tabla

6.7), analizadas y establecidas previamente en los registros eléctricos tomados en

los pozos ACAM-142 / ACAM-143 / ACAM-146 / ACAM-145 / ACAM-144 del

PAD M.

Las correlaciones realizadas dentro del PAD M en el Campo Auca, permitieron

reconstruir la geometría de las unidades litológicas y la continuidad de las mismas

mediante las dos líneas de correlación en sentido N-S y E-O.

6.2.1 Análisis de la línea de correlación N-S.

En la correlación estratigráfica y estructural con sentido N-S (Anexo 5), fueron

utilizados los pozos: los pozos ubicados en la parte norte: ACAQ-114 / AUCA-64

/ ACAQ-117 / ACAQ-173, los pozos ubicados en el PAD M: ACAM-142 /

ACAM-143 / ACAM-146 / ACAM-145 / ACAM-144 y en la parte sur de la

estructura los pozos: ACSD-023 / ACSD-021 / ACSD-022 / ACSD-014,

perforados a lo largo del Campo Auca.

Arenisca “U” superior e inferior.

La unidad arenisca “U” superior que se encuentra suprayaciendo al miembro

arenisca “U” inferior, se extiende lateralmente y relativamente manteniendo su

espesor desde el pozo ACAQ-173 hasta el pozo ACSD-023, evidenciando que

esta estructura se presenta de manera continua a lo largo del PAD M en el Campo

Auca, uniendo la estructura del Campo Auca con el Campo Auca sur.

La unidad arenisca “U” inferior se extiende lateralmente desde el Campo Auca

(Norte) a partir del pozo ACAQ-173, al ingresar al PAD M el espesor de dicha

arenisca va disminuyendo hasta acuñarse específicamente en el pozo ACAM-144.

Esta arenisca reaparece desde el pozo ACSD-023 en el Campo Auca Sur con un

espesor relativamente constante.

Esta arenisca se encuentra suprayaciendo al miembro Caliza “B”.






Arenisca “T” superior y principal.

La unidad arenisca “T” superior presenta una extensión lateral a lo largo del

Campo Auca. A partir del pozo ACAQ-173 al norte se evidencia hasta el PAD M

en el pozo ACAM-144 un espesor regular en su extensión, mientras que a partir

de pozo ACSD-023 hasta el pozo ACSD-014 en el Campo Auca Sur el espesor de

esta arenisca aumenta notablemente, además, se concluye que presenta

continuidad lateral a lo largo del Campo Auca.

La unidad arenisca “T” principal que se encuentra infrayaciendo a la unidad

arenisca “T” superior, presenta la misma tendencia de extensión que la unidad

anterior, se evidencia la continuidad de esta unidad a lo largo del Campo Auca

desde el pozo ACAQ-173 EN EL Campo Auca (Norte) hasta el pozo ACSD-014

en el Campo Auca Sur.

Arenisca Hollín superior y principal

Infrayaciendo a la unidad Caliza “C” de la formación Napo, se encuentra la

unidad Hollín superior, presentando una continuidad en su extensión lateral y un

espesor relativamente similar a lo largo del Campo Auca. Esta continuidad se

evidencia desde el pozo ACAQ-173 hasta el pozo ACSD-014, situados en el norte

y sur respectivamente.

La unidad Hollín principal, es la unidad más antigua de las unidades litológicas,

se extiende dentro del Campo Auca a lo largo de la línea general de correlación N-

S. A esta unidad no se le ha sido delimitada su base puesto que se carece de

información en los registros eléctricos, para identificar una unidad más antigua.

Pero, se identifica al norte donde se localiza el pozo ACAQ-173 que se encuentra

a menor profundidad, en comparación con el pozo ACSD-023 situado en el sur

del campo, esto puede ser inferido debido a actividad tectónica de la Cuenca

Oriente durante el Cretácico.

De esta manera se puede establecer que la extensión lateral de las areniscas “T”,

“U” superior y Hollín es continua y mantiene un espesor regular a lo largo de

toda su extensión en dirección de la línea de correlación. Mientras que la unidad






arenisca “U” en su miembro “U” inferior presenta un acuñamiento dentro del

PAD M, específicamente en el pozo ACAM-144.

6.2.2 Análisis de la línea de correlación E-O.

Para la correlación tanto estructural como estratigráfica en el PAD M con sentido

E-O (Anexo 6), fueron utilizados los pozos: ACAM-146 / ACAM-145 / ACAM-

143 / ACAM-144 respectivamente.

Arenisca U superior e inferior

La unidad arenisca “U” superior que se encuentra, presenta una extensión lateral

uniforme dentro del PAD M, con un espesor uniforme a lo largo de los pozos

ACAM-144 / ACAM-143 Y ACAM 145, mientras que su mayor espesor en la

parte este en el pozo ACAM-146.

La unidad arenisca “U” inferior se extiende lateralmente perdiendo esta extensión

hacia el oeste, presentando un acuñamiento en el pozo ACAM-144, de igual

forma que en la unidad anterior su mayor espesor es hacia el este.

Arenisca T superior e principal.

La unidad arenisca “T” superior se presenta con una extensión lateral continua en

dirección a la línea de correlación, la mayor profundidad a la que se presenta esta

unidad es al este, mientras que su mayor espesor se lo evidencia en el pozo

ACAM-144. En la parte central de esta correlación, se identifica un espesor

uniforme en los pozos ACAM-145 y ACAM-143.

La unidad arenisca “T” principal en el PAD M, mantiene una extensión similar a

la unidad anteriormente mencionada la arenisca “T” superior. Su espesor es

uniforme a lo largo de la línea de correlación presentando su parte más alta en el

pozo ACAM-143.

Arenisca Hollín superior y principal

La unidad Hollín superior, dentro del PAD M presenta una continuidad en su

extensión lateral y una uniformidad en su espesor. Esta continuidad se evidencia

desde el pozo ACAM-144 al oeste hasta el pozo ACAM-146 en el este.






La unidad Hollín principal, se extiende dentro del Campo Auca a lo largo de las

líneas generales de correlación. La parte más alta de unidad se la evidencia en el

pozo ACAM-143 mientras que su parte más baja en el pozo ACAM-146.

De esta manera se puede establecer que, el acuñamiento de la arenisca “U”

inferior se presenta en las dos líneas de correlación en el pozo ACAM-144. La

uniformidad en la extensión de las unidades arenisca “T”, “U” superior y Hollín

dentro del PAD M es lateral como lo es a lo largo de todo el Campo Auca.






Tabla 6.7: Datos correspondientes a los topes y bases de las unidades litológicas determinados dentro del Campo Auca, al realizar las correlaciones

estratigráficas y estructurales en sentido N-S y E-W en el Software Petrel

POZO Unidad Litologica Profundidad (MD) POZO Unidad Litologica Profundidad (MD) POZO Unidad Litologica Profundidad (MD) POZO Unidad Litologica Profundidad (MD) POZO Unidad Litologica Profundidad (MD)

ACAM-142 Basal_Tena 9050.15 ACSD-014 Basal_Tena 9320.00 ACAM-145 Basal_Tena 9675.00 ACSD-023 Basal_Tena 9790.00 ACAQ-117 Basal_Tena 9357.00

ACAM-142 Tope_Napo 9073.90 ACSD-014 Tope_Napo 9330.00 ACAM-145 Tope_Napo 9710.00 ACSD-023 Tope_Napo 9815.00 ACAQ-117 Tope_Napo 9378.00

ACAM-142 Tope_M1L 9183.00 ACSD-014 Tope_M1L 9500.00 ACAM-145 Tope_M1L 9855.00 ACSD-023 Tope_M1L 10015.00 ACAQ-117 Tope_M1L 9510.00

ACAM-142 Tope_AL 9575.50 ACSD-014 Tope_AL 9826.00 ACAM-145 Tope_AL 10240.00 ACSD-023 Tope_AL 10353.00 ACAQ-117 Tope_AL 9854.00

ACAM-142 Tope_UU 9764.60 ACSD-014 Tope_UU 10005.00 ACAM-145 Tope_UU 10440.00 ACSD-023 Tope_UU 10559.00 ACAQ-117 Tope_UU 10037.00

ACAM-142 Tope_LU 9812.35 ACSD-014 Tope_LU 10064.00 ACAM-145 Tope_LU 10492.00 ACSD-023 Tope_LU 10620.00 ACAQ-117 Tope_LU 10109.00

ACAM-142 Base_LU 9845.20 ACSD-014 Base_LU 10110.00 ACAM-145 Base_LU 10515.00 ACSD-023 Base_LU 10650.00 ACAQ-117 Base_LU 10136.00

ACAM-142 Tope_BL 9969.10 ACSD-014 Tope_BL 10230.00 ACAM-145 Tope_BL 10650.00 ACSD-023 Tope_BL 10762.00 ACAQ-117 Tope_BL 10256.50

ACAM-142 Tope_UT 9978.50 ACSD-014 Tope_UT 10254.00 ACAM-145 Tope_UT 10670.00 ACSD-023 Tope_UT 10781.00 ACAQ-117 Tope_UT 10271.00

ACAM-142 Tope_mT 10068.00 ACSD-014 Tope_mT 10338.00 ACAM-145 Tope_mT 10740.00 ACSD-023 Tope_mT 10890.00 ACAQ-117 Tope_mT 10346.00

ACAM-142 Base_mT 10135.00 ACSD-014 Base_mT 10400.00 ACAM-145 Base_mT 10800.00 ACSD-023 Base_mT 10952.00 ACAQ-117 Base_mT 10416.00

ACAM-142 Tope_CL 10234.00 ACSD-014 Tope_CL 10480.00 ACAM-145 Tope_CL 10926.00 ACSD-023 Tope_CL 11043.00 ACAQ-117 Tope_CL 10532.00

ACAM-142 Tope_UH 10263.45 ACSD-014 Tope_UH 10502.00 ACAM-145 Tope_UH 10946.00 ACSD-023 Tope_UH 11065.00 ACAQ-117 Tope_UH 10542.00

ACAM-142 Tope_mH 10302.35 ACSD-014 Tope_mH 10550.00 ACAM-145 Tope_mH 11010.00 ACSD-023 Tope_mH 11110.00 ACAQ-117 Tope_mH 10590.00

ACAM-143 Basal_Tena 9310.95 ACSD-021 Basal_Tena 9312.00 ACAM-146 Basal_Tena 9674.00 AUCA-64 Basal_Tena 8966.00

ACAM-143 Tope_Napo 9336.70 ACSD-021 Tope_Napo 9350.00 ACAM-146 Tope_Napo 9700.00 AUCA-64 Tope_Napo 8988.00

ACAM-143 Tope_M1L 9457.00 ACSD-021 Tope_M1L 9534.00 ACAM-146 Tope_M1L 9845.00 AUCA-64 Tope_M1L 9100.00

ACAM-143 Tope_AL 9875.00 ACSD-021 Tope_AL 9852.00 ACAM-146 Tope_AL 10244.00 AUCA-64 Tope_AL 9462.00

ACAM-143 Tope_UU 10070.00 ACSD-021 Tope_UU 10035.00 ACAM-146 Tope_UU 10450.00 AUCA-64 Tope_UU 9650.00

ACAM-143 Tope_LU 10124.00 ACSD-021 Tope_LU 10093.00 ACAM-146 Tope_LU 10516.50 AUCA-64 Tope_LU 9719.50

ACAM-143 Base_LU 10154.30 ACSD-021 Base_LU 10120.00 ACAM-146 Base_LU 10555.30 AUCA-64 Base_LU 9752.00

ACAM-143 Tope_BL 10275.45 ACSD-021 Tope_BL 10245.00 ACAM-146 Tope_BL 10665.80 AUCA-64 Tope_BL 9870.00

ACAM-143 Tope_UT 10288.75 ACSD-021 Tope_UT 10268.00 ACAM-146 Tope_UT 10683.10 AUCA-64 Tope_UT 9885.00

ACAM-143 Tope_mT 10361.50 ACSD-021 Tope_mT 10361.00 ACAM-146 Tope_mT 10758.00 AUCA-64 Tope_mT 9970.00

ACAM-143 Base_mT 10424.50 ACSD-021 Base_mT 10416.00 ACAM-146 Base_mT 10825.60 AUCA-64 Base_mT 10041.00

ACAM-143 Tope_CL 10543.70 ACSD-021 Tope_CL 10516.00 ACAM-146 Tope_CL 10935.50 AUCA-64 Tope_CL 10155.00

ACAM-143 Tope_UH 10567.10 ACSD-021 Tope_UH 10533.00 ACAM-146 Tope_UH 10957.00 AUCA-64 Tope_UH 10170.00

ACAM-143 Tope_mH 10623.25 ACSD-021 Tope_mH 10580.00 ACAM-146 Tope_mH 11024.00 AUCA-64 Tope_mH 10232.00

ACAM-144 Basal_Tena 10000.00 ACSD-022 Basal_Tena 9310.00 ACAQ-114 Basal_Tena 9276.50 ACAQ-173 Basal_Tena 9610.00

ACAM-144 Tope_Napo 10027.45 ACSD-022 Tope_Napo 9335.00 ACAQ-114 Tope_Napo 9297.00 ACAQ-173 Tope_Napo 9630.00

ACAM-144 Tope_M1L 10183.00 ACSD-022 Tope_M1L 9502.00 ACAQ-114 Tope_M1L 9403.50 ACAQ-173 Tope_M1L 9768.00

ACAM-144 Tope_AL 10618.75 ACSD-022 Tope_AL 9833.00 ACAQ-114 Tope_AL 9771.00 ACAQ-173 Tope_AL 10110.00

ACAM-144 Tope_UU 10820.00 ACSD-022 Tope_UU 10015.00 ACAQ-114 Tope_UU 9948.00 ACAQ-173 Tope_UU 10305.00

ACAM-144 Tope_LU 10874.40 ACSD-022 Tope_LU 10080.00 ACAQ-114 Tope_LU 10015.50 ACAQ-173 Tope_LU 10360.00

ACAM-144 Base_LU 10874.50 ACSD-022 Base_LU 10108.00 ACAQ-114 Base_LU 10058.00 ACAQ-173 Base_LU 10409.00

ACAM-144 Tope_BL 11050.00 ACSD-022 Tope_BL 10231.00 ACAQ-114 Tope_BL 10170.00 ACAQ-173 Tope_BL 10534.50

ACAM-144 Tope_UT 11067.00 ACSD-022 Tope_UT 10255.00 ACAQ-114 Tope_UT 10185.20 ACAQ-173 Tope_UT 10552.00

ACAM-144 Tope_mT 11152.40 ACSD-022 Tope_mT 10365.00 ACAQ-114 Tope_mT 10268.00 ACAQ-173 Tope_mT 10650.00

ACAM-144 Base_mT 11230.00 ACSD-022 Base_mT 10418.00 ACAQ-114 Base_mT 10375.00 ACAQ-173 Base_mT 10709.00

ACAM-144 Tope_CL 11342.10 ACSD-022 Tope_CL 10501.00 ACAQ-114 Tope_CL 10447.00 ACAQ-173 Tope_CL 10816.00

ACAM-144 Tope_UH 11364.10 ACSD-022 Tope_UH 10524.00 ACAQ-114 Tope_UH 10458.00 ACAQ-173 Tope_UH 10842.00

ACAM-144 Tope_mH 11416.60 ACSD-022 Tope_mH 10580.00 ACAQ-114 Tope_mH 10500.00 ACAQ-173 Tope_mH 10883.00






6.3 Mapas Estructurales e Isópacos

6.3.1 Arenisca “U”

Arenisca “U” superior

El mapa estructural de la unidad arenisca “U” superior presenta una estructura

alargada, de forma asimétrica al eje de sus dos altos estructurales. El primer alto

de la estructura se encuentra al norte en el campo Auca a una profundidad de -

8700 ft y el segundo alto de esta unidad litológica se encuentra a una profundidad

de -8780 ft al sur del mapa en el campo Auca Sur. En la estructura que presenta la

unidad, no se evidencia la presencia de fallas y se identifica su cierre estructural a

una profundidad de -8900 ft (Mapa 6.1).

Arenisca “U” inferior

La unidad arenisca “U” inferior de igual manera que la unidad antes mencionada

presenta dos altos estructurales, los cuales se encuentran a una profundidad de -

8760 ft y -8840 ft, al norte y sur del mapa respectivamente. De igual manera esta

estructura es de forma alargada y asimétrica al eje de sus altos (Mapa 6.2).

Mapa de isópacos de la arenisca “U”

La unidad arenisca “U” dentro del PAD M en el Campo Auca, presenta el espesor

máximo de 105,30 ft en el pozo ACAM-146 y un mínimo de 54,50 ft en el pozo

ACAM-144. Se mantiene un espesor promedio de 80 ft. El eje del depocentro de

esta arenisca está en una dirección preferencial SE-NO. (Mapa 6.3).






Mapa 6.1: Mapa estructural de la unidad Arenisca “U” superior del Campo Auca,

indicando con línea roja su cierre estructural.






Mapa 6.2: Mapa estructural de la unidad Arenisca “U” inferior del Campo Auca.






Mapa 6.3: Mapa de isópacos de la unidad Arenisca “U” en el PAD M del Campo

Auca, indicando la ubicación de los pozos perforados en el PAD M.






6.3.2 Arenisca “T”

Arenisca “T” superior

Con los datos obtenidos de la unidad arenisca “T” superior se generó un mapa

estructural donde, se identifica una estructura alargada, con dos altos estructurales

uno al norte y otro al sur. Esta estructura es de forma asimétrica al eje de sus dos

altos estructurales. El primer alto de la estructura se encuentra al norte a una

profundidad de -8940 ft y el segundo alto de esta unidad litológica se encuentra a

una profundidad de -9020 ft al sur del mapa. No se evidencia la presencia de

fallas, el cierre estructural se ubica a una profundidad de -9165 ft (Mapa 6.4).

Arenisca “T” principal

La unidad arenisca “T” principal, se encuentra dominada por dos altos

estructurales de igual manera que en la unidad anterior, los cuales se encuentran a

una profundidad de -9020 ft y -9100 ft, al norte y sur del mapa respectivamente.

Esta estructura presenta una forma asimétrica al eje. (Mapa 6.5).

Mapa de isópacos de la arenisca “T”

La unidad arenisca “T” alcanza su mayor espesor de 163,00 ft en el pozo ACAM-

144 y un espesor mínimo de 130,00 ft en el pozo ACAM-145. Esta unidad

mantiene un promedio de 145,60 ft como espesor a lo largo de su extensión dentro

del PAD M. El depocentro se evidencia en el pozo ACAM-144 presentando una

dirección preferencial NE- SO (Mapa 6.6).






Mapa 6.4: Mapa estructural de la unidad Arenisca “T” superior del Campo Auca, indicando

con línea roja su cierre estructural.






Mapa 6.5: Mapa estructural de la unidad Arenisca “T” principal del Campo Auca.






Mapa 6.6: Mapa de isópacos de la unidad Arenisca “T” en el PAD M del Campo Auca,

indicando la ubicación de los pozos perforados en el PAD M.






6.3.3 Arenisca “Hollín”

Arenisca Hollín superior

La estructura que presenta la unidad arenisca Hollín superior, se identifica una

estructura alargada asimétrica, con dos altos estructurales uno al norte y otro al sur

del mapa a una profundidad de -9220 ft y -9320 ft respectivamente. El cierre

estructural se ubica de manera paralela a la profundidad de -9360 ft, además, no

presenta afectación por fallamientos. (Mapa 6.7).

Arenisca Hollín principal

La unidad Hollín principal en su mapa estructural nos presenta una estructura

alargada de forma asimétrica a su eje de altos. Se evidencia que el contacto agua

petróleo se encuentra a una profundidad de -9339 ft, sus dos altos estructurales se

encuentran a una profundidad de -9280 ft y -9340 ft, al norte y sur del mapa

respectivamente (Mapa 6.8).

Mapa de isópacos de la arenisca Hollín superior y principal

A Hollín principal no es posible determinar su espesor debido a que no se posee

información del posible tope de la unidad litológica que subyace a la formación

Hollín (Mapa 6.9). El espesor que fue determinado es el de la unidad Hollín

superior con su mayor espesor de 67,00 ft en el pozo ACAM-144 y un espesor

mínimo de 38,90 ft en el pozo ACAM-142. Esta unidad mantiene un promedio de

55,70 ft como espesor a lo largo de su extensión dentro del PAD M (Mapa 6.10).

La dirección del eje de los depocentros preferencialmente es NO-SE.






Mapa 6.7: Mapa estructural de la unidad Arenisca Hollín superior del Campo Auca,

indicando con línea naranja su cierre estructural.






Mapa 6.8: Mapa estructural de la unidad Arenisca Hollín principal del Campo Auca,

indicando con línea azul el contacto agua-petróleo (CAP).






Mapa 6.9: Mapa de isópacos de la unidad Arenisca Hollín superior en el PAD M del Campo

Auca, indicando la ubicación de los pozos perforados en el PAD M.






Mapa 6.10: Mapa de isópacos de la unidad Arenisca Hollín principal en el PAD M del

Campo Auca, indicando la ubicación de los pozos perforados en el PAD M.






6.4 Descripción de Ripios Las areniscas “U”, “T” y Hollín identificadas dentro PAD M en el Campo Auca

son descritas de manera general a continuación indicando cada una de las

características que estas presentan.


Arenisca “U” Superior

Este miembro está formado por arenisca, intercaladas con lutita y caliza (Figura

6.13).

Arenisca: Cuarzosa, café clara, gris clara, en parte blanca, grano fino, redondeada

a sub-redondeada, regular sorteo, matriz arcillosa, cemento calcáreo, pobre

porosidad inferida, asociada con glauconita, presenta manifestación de

hidrocarburo en forma de trazas.

Lutita: Gris oscura, negra, consistencia firme a moderadamente firme, laminar,

físil, planar, textura cerosa, no calcárea.

Caliza: Gris oscura, gris clara, consistencia moderadamente firme a firme, textura

empaquetada, porosidad no visible, sin presencia de hidrocarburo.

Arenisca “U” Inferior

Está conformado por niveles principalmente de areniscas, intercalada con niveles

de lutita y un cuerpo de caliza hacia la parte inferior (Figura 6.14).

Arenisca: Cuarzosa, gris clara, grano fino a medio, sub-angular a sub-redondeada,

regular sorteo, matriz caolinítica, cemento no visible, regular porosidad inferida.

Pobre manifestación de hidrocarburo.

Lutita: Negra, gris oscura, consistencia firme a moderadamente firme, laminar,

fisil, planar, textura cerosa, no calcárea mientras que hacia la base se torna

ligeramente calcárea.

Caliza: Gris clara a oscura, consistencia moderadamente firme a firme, textura

empaquetada, porosidad no visible, sin presencia de hidrocarburo.






Figura 6.13: Areniscas pertenecientes al miembro Arenisca “U” superior de la formación

Napo, con presencia de glauconita y trazas de hidrocarburo. Característico de ambiente

marino.

Figura 6.14: Areniscas pertenecientes al miembro Arenisca “U” inferior de la formación

Napo, con presencia de caolín. Característico de ambiente continental.


Arenisca “T” Superior

Este miembro está compuesto principalmente por arenisca con intercalaciones de

lutita y un pequeño lente de caliza en su parte superior (Figura 6.15).

Arenisca: Cuarzosa, gris clara a oscura, ocasional gris verdosa, grano fino,

redondeada, buen sorteo, matriz arcillosa, cemento calcáreo, pobre porosidad

inferida. Con inclusiones de glauconita. Pobre manifestación de hidrocarburo.

Lutita: Gris clara, gris, negra, consistencia moderadamente firme, laminar, fisil,

planar, textura cerosa a terrosa, ligeramente calcárea.

Caliza: Gris oscura, crema, blanca, consistencia: moderadamente firme a firme,

textura empaquetada, porosidad no visible, sin presencia de hidrocarburo.

Caolín

Grano de arena

Presencia de HC

Glauconita

Grano de arena

Presencia de HC






Arenisca “T” Principal

Este miembro está constituido de arenisca con intercalaciones de lutita y lentes de

caliza y caolín en su parte inferior (Figura 6.16).

Arenisca: Cuarzosa, café clara, grano fino a medio, redondeada a sub-redondeada,

regular sorteo, matriz arcillosa, cemento no visible, pobre porosidad inferida.

Asociada con caolín. Pobre a regular manifestación de hidrocarburo.

Lutita: Gris oscura a negra, consistencia moderadamente firme, sub-laminar a

laminar, físil, astillosa, textura cerosa a terrosa, no calcárea.

Caolín: Café claro, consistencia suave a moderadamente firme, no calcáreo.

Figura 6.15: Areniscas pertenecientes al miembro Arenisca “T” superior de la formación

Napo, con presencia de glauconita y trazas de hidrocarburo. Característico de ambiente

marino.

Figura 6.16: Areniscas pertenecientes al miembro Arenisca “T” principal de la formación

Napo, con presencia de caolín. Característico de ambiente continental.

Caolín

Grano de arena

Presencia de HC

Glauconita Grano de arena

Presencia de HC






6.4.3 Formación Hollín

Hollín Superior

Se encuentra compuesto por un cuerpo de areniscas con niveles de lutita y caliza

en parte superior del intervalo (Figura 6.17).

Arenisca: Cuarzosa, café clara, blanca, grano fino a medio, sub-redondeada a

redondeada, regular sorteo, matriz arcillosa, cemento no visible, pobre porosidad

inferida. Asociada con glauconita. Pobre a regular manifestación de hidrocarburo.

Lutita: Negra a gris oscura, consistencia: firme a moderadamente firme, laminar,

físil, planar, astillosa, quebradiza, textura cerosa, no calcárea.

Hollín Principal

Este intervalo está compuesto por areniscas con finas intercalaciones de lutita y

caolín (Figura 6.18).

Arenisca: Cuarzosa, gris clara, blanca, grano medio, sub-redondeada a sub-

angular, regular sorteo, matriz caolinítica, cemento no visible, pobre porosidad

inferida. Asociada con caolín. Presenta trazas de hidrocarburo residual.

Lutita: Negra, gris oscura, consistencia: firme a moderadamente firme, laminar,

físil, planar, astillosa, quebradiza, textura terrosa, no calcárea.

Caolín: Café a café oscuro, crema, consistencia: suave a moderadamente firme, no

calcáreo.

Al llegar al contacto agua petróleo (CAP) vamos a tener una arenisca totalmente

lavada, es decir, sin presencia de hidrocarburo. De igual manera, el principal

parámetro indicador de posible manifestación de hidrocarburo, como es el gas

disminuye totalmente en concentración, de igual manera, al momento de correr

los registros eléctricos se tiene de respuesta la uniformidad tanto del registro de

densidad y neutrón (línea recta).

Arenisca: Cuarzosa, blanca, grano medio a grueso, sub-angular, regular sorteo,

matriz y cemento no visible, porosidad no visible. Sin presencia de hidrocarburo.






Los miembros superiores e inferiores que han sido nombrados en cada una de las

formaciones descritas dentro de la litología en este capítulo, presentan una

característica fundamental para su reconocimiento, esta es, que los miembros

superiores (Hollín superior, Areniscas “T” y “U” superior) se encuentran

asociados a caolín, mineral típico de un ambiente continental y los miembros

inferiores (Hollín, Arenisca “T” principal y Arenisca “U” inferior) se encuentran

asociados a la glauconita, mineral típico de ambiente marino.

Figura 6.17: Arenisca perteneciente al miembro Hollín Superior depositada en el Campo

Auca con presencia de hidrocarburo y glauconita. Correspondiente a un ambiente marino.

Figura 6.18: Arenisca perteneciente al miembro Hollín Principal depositada en el Campo

Auca con presencia de hidrocarburo y caolín. Correspondiente a un ambiente continental.

Caolín

Grano de arena

Presencia de HC

Glauconita

Grano de arena

Presencia de HC






6.5 Zonas de interés hidrocarburífero

Las zonas de interés encontradas en el Campo Auca específicamente en el PAD M

pertenecen a: la Formación Hollín en el miembro Hollín Superior, Formación

Napo en los miembros arenisca “U” y “T” inferior y la Formación Tena en el

miembro Arenisca Basal Tena. En algunos casos se puede tomar en cuenta a las

Calizas “M1” y “M2”.

Los miembros geológicos fueron establecidos en el plan de perforación de cada

pozo a seguir como: objetivos primarios (Hollín Superior) y objetivos secundarios

(Basal Tena, Arenisca “U” inferior y Arenisca “T” inferior) para la búsqueda de

crudo.

Para poder determinar las zonas de interés hidrocarburífero se realiza la prueba de

fluorescencia conocida como “Shows”, donde se tomó la muestra con presencia de

hidrocarburo, a la cual, se le añade acetona y apreciamos la reacción que tiene esta

ante la luz natural y la luz fluorescente.

Para el pozo M-142 se tomaron muestras de: Arenisca “U” inferior, Arenisca “T”

superior, Arenisca “T” inferior, Hollín Superior y Hollín Inferior, donde se

observa que la manifestación de hidrocarburo en estas formaciones es pobre (0 –

20%) (Anexo 7), apenas regular en una potencia de 13 pies (10250 – 1263 pies)

(Tabla 6.8).

En el pozo M-143 se tomaron muestras de: Caliza “M1”, Arenisca “U” superior,

Arenisca “U” inferior, Arenisca “T” superior, Arenisca “T” principal, Hollín

Superior y Hollín Inferior (Anexo 7), donde se define que en la Caliza “M1” y

Arenisca “U” superior, la manifestación de hidrocarburo es pobre (0 – 20%).

Mientras que a partir de la Arenisca “U” inferior comienza a tornarse regular (20

– 40%) la manifestación de hidrocarburo (Tabla 6.9).

Al pozo M-144 se tomaron muestras de: Arenisca “U” inferior, Arenisca “T”

superior, Arenisca “T” principal y Hollín Superior (Anexo 7), donde se define que

las formaciones analizadas presentan una pobre manifestación de hidrocarburo

(Tabla 6.10).






Finalmente para el pozo M-145 se tomaron muestras de: Arenisca “U” superior,

Arenisca “U” inferior, Arenisca “T” superior, Arenisca “T” principal y Hollín

Superior (Anexo 7), donde se define que las formaciones analizadas presentan una

pobre llegando a trazas de manifestación de hidrocarburo (Tabla 6.11).






Tabla 6.8: Datos correspondientes a los Shows realizados en pozo M-142, donde se describe

la reacción de las muestras con presencia de hidrocarburo añadidas acetona, ante luz natural

y luz fluorescente (Modificado por PLS, 2015).






De esta manera podemos definir que en el Campo Auca en el PAD M las muestras

de crudo obtenidas de los pozos perforados, no presentan una alta manifestación

de hidrocarburo (> 50%) en los objetivos determinados, más bien que su

manifestación de hidrocarburo va de regular a pobre (0 – 40%).






7. DISCUSIÓN

El Campo Auca en el PAD M se puede ratificar lo dicho por Haq et al. (1987)

quien define que el dominio de sedimentación en la Cuenca Oriente son los

cambios del nivel del mar (cambios eustáticos), las transgresiones y regresiones a

lo largo del Cretácico (Figura 2.1).

Los principales horizontes de interés hidrocarburífero a lo largo de la Cuenca

Oriente y dentro del Campo Auca, son: la Formación Hollín, la Formación Napo

(Arenisca “T”, Arenisca “U”) y la Formación Tena (Arenisca Basal). En algunos

miembros como la caliza “M1” se puede presentar de manera casual la presencia

de hidrocarburo.

Los miembros superiores e inferiores de las diferentes formaciones, presentan una

característica propia para determinar su ambiente de depositación. Los miembros

superiores presentan un mineral característico de ambiente marino, este mineral es

la glauconita. Los miembros inferiores presentan como característica de

depositación continental, el caolín, coincidiendo con lo indicado por Baby et al.

(2015), acerca de los ambientes de depositación de los miembros superiores e

inferiores dentro de cada formación geológica.

Con la correlación estratigráfica realizada en el Software Petrel by Schlumberger,

se determina la uniformidad de la depositación que presenta la Cuenca Oriente, en

específico dentro del Campo Auca en el PAD M. Esta depositación se encuentra

afectada por la tectónica presente en la zona, debido a la orogenia que inicia en el

Cretácico indicado por Baby et al. (2015).






8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Se puede definir que mediante el análisis de fluorescencia, las zonas productoras

son la Formación Hollín, Napo y Tena en sus miembros ya señalados, teniendo

una manifestación de hidrocarburo de pobre a regular en estos horizontes.

Los miembros superiores en cada una de las formaciones se caracterizan por la

presencia de glauconita mientras que los miembros inferiores tienen como

característica la presencia de caolín, definiendo así las depositaciones marinas y

de estuario respectivamente.

Las correlaciones estratigráficas en el Campo Auca permitieron definir la

extensión de las areniscas “U”, “T” y Hollín se presenta de manera continua y

lateral a lo largo del Campo Auca, presentando un pequeño acuñamiento en el

PAD M, específicamente donde se perfora el pozo ACAM-144. Mientras que las

correlaciones estructurales permitieron determinar la geometría de cada una de las

unidades litológicas identificdas.

Las concentración total de gas (Total Hyd > 10%) en las diferentes formaciones

perforadas, es registrada por un cromatógrafo, el cual nos permite determinar si

tenemos presencia de hidrocarburo en dicha zona.

Mediante el análisis de fluorescencia “Shows” fue el método práctico y efectivo

para llevar a cabo en la cabina de Mudlogging para la determinación de varias

característica del hidrocarburo en las zonas identificadas como reservorio. Este

método permite definir características propias de hidrocarburo, como son el corte,

el color que genera este al entrar en contacto con la acetona y analizados a luz

natural y fluorescente.

Se recomienda trabajar con sistema PASON en vez de PETRON, para llevar de

mejor manera el registro en tiempo real de los parámetros de perforación, debido a

que este sistema es de mayor facilidad en su manejo y mayor exactitud al

momento de registrar datos.

Los registros eléctricos deberían ser corridos desde la superficie hasta el fondo del

hoyo para poder realizar un mejor análisis estratigráfico secuencial.






Deben ser calibrados todos los sensores y cromatógrafo de una manera adecuada

para no tener inconvenientes al momento de registrar datos ya que esto puede

generar una mala respuesta de los parámetros.






9. REFERENCIAS

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10. ANEXOS

ANEXO 1

MASTERLOG CORRESPONDIENTE AL POZO AUCA M-142






ANEXO 2







ANEXO 3







ANEXO 4







ANEXO 5

CORRELACIONES ESTRATIGRÁFICA Y ESTRUCTURAL EN SENTIDO N-S

DE LOS REGISTROS ELÉCTRICOS EN EL CAMPO AUCA.






ANEXO 6

CORRELACIONES ESTRATIGRÁFICA Y ESTRUCTURAL EN SENTIDO E-O

DE LOS REGISTROS ELÉCTRICOS EN EL CAMPO AUCA.






ANEXO 7

ENSAYO DE FLUORESCENCIA “SHOWS” A LAS MUESTRAS CON

PRESENCIA DE HIDROCARBURO






CALIZA “M1”

ARENISCA “U” INFERIOR






ARENISCA “T” SUPERIOR

ARENISCA “T” INFERIOR






ARENISCA HOLLIN SUPERIOR

ARENISCA HOLLIN INFERIOR






ANEXO 8

TERMINOLOGÍA CLÁSICA DE FORMAS BÁSICAS USADAS PARA

DESCRIBIR ARENISCAS EN REGISTROS SPONTANEUS POTENTIAL Y

GAMMA RAY


[“BREVE ANÁLISIS ESTRATIGRAFICO DE LOS POZOS PERFORADOS EN EL PAD M DENTRO DEL CAMPO PETROLERO AUCA SUR EN EL ORIENTE ECUATORIANO”.]


breve análisis estratigrafico de los pozos perforados en el pad m

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