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UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NÚCLEO BOLÍVAR
ESCUELA DE CIENCIAS DE LA TIERRA
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA GEOLÓGICA
INTERPRETACIÓN DEL MODELO GEOLÓGICO DE LA
ARENA L3,4 PERTENECIENTE A LA FORMACIÓN OFICINA
DEL CAMPO DOBOKUBI DE LA FAJA PETROLÍFERA DEL
ORINOCO, DIVISIÓN AYACUCHO, DISTRITO SAN TOMÉ,
EDO. ANZOÁTEGUI
TRABAJO FINAL DE
GRADO PRESENTADO
POR EL BACHILLER
PEDRO TOVAR PARA
OPTAR AL TÍTULO DE
INGENIERO GEÓLOGO
CIUDAD BOLÍVAR, MARZO DE 2016
ii
UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NÚCLEO DE BOLÍVAR
ESCUELA DE CIENCIAS DE LA TIERRA
ACTA DE APROBACIÓN
Este trabajo de grado, titulado: INTERPRETACIÓN DEL MODELO
GEOLÓGICO DE LA ARENA L3,4 PERTENECIENTE A LA FORMACIÓN
OFICINA DEL CAMPO DOBOKUBI DE LA FAJA PETROLÍFERA DEL
ORINOCO, DIVISIÓN AYACUCHO, DISTRITO SAN TOMÉ, EDO.
ANZOÁTEGUI. Presentado por el bachiller: PEDRO EDUARDO TOVAR
LINDORES titular de la cédula de identidad Nº 18.452.717 ha sido APROBADO
por el jurado integrado por los profesores de acuerdo a los reglamentos de la
Universidad de Oriente.
Nombre y apellido del Prof.: Firma:
Prof. Jorge Abud
(Asesor)
(Jurado)
(Jurado)
Ciudad Bolívar, Marzo de 2016
_______________________________
Prof. Javier Ramos
Jefe del Departamento de Ingeniería
Geológica
________________________________
Prof. Francisco Monteverde
Director de escuela
iii
DEDICATORIA
A Dios, por todas las cosas buenas que me regalado, el privilegio de tener
salud y de estar al lado de mi familia, por haberme permitido llegar a este punto final
de la meta, donde debo reconocer que me costó mucho llegar, por todas las cosas
buenas que me ha permitido vivir, por darme la oportunidad de conocer excelente
personas que me han ayudado y por la gran oportunidad de poder realizar mi tesis.
A mi mama querida Juana Lindores, que ha sido mi principal y fundamental
apoyo en mi vida, la amo con todo mi corazón, le agradeceré cada instante de mi vida
por todos sus sabios consejos e incondicionales, por tantos sacrificios que finalmente
tienen su recompensa, esta meta la más importante de mi vida se la debo a ella, ella
es la luz que me hace luchar y brillar.
A mis hermanas Lisbeth, Migdalis, Marina Salamanca y hermanos Richard,
Christian y Felix Salamanca, que lo quiero mucho con todo el corazón, todos ellos
forman parte de esta meta hermosa, les agradezco por todos los consejos.
A mis amigos, Canelón, Felix, Daniel, Carlos, el Sir, Rodolfo, Diego, Pinto,
Joel y el gocho Aguzzi, así también a mi esposa amada Nieves Karelis Betancourt
que ha sido mi pilar fundamental, mi apoyo en todo momento, mi compañera y el
amor de mi vida y todas aquellas personas que han sido pilar fundamental en el
desarrollo como persona, del valor de la amistad y por todas las cosas buenas que
vivimos juntos, por todo el apoyo y consejos que siempre me brindaron.
Pedro Tovar
iv
AGRADECIMIENTOS
A Dios Todopoderoso. Padre eterno a él debemos la existencia, la luz y el
camino por el que nos guiamos.
A mi mama Juana Lindores por su dedicación y apoyo incondicional en mi
formación. A mis hermanos Lisbeth, Migdalis, Marina, Richard, Christian. Felix
Salamanca, por todo el apoyo y consejos que siempre me han dado.
A la Universidad de Oriente, por su aceptación y formación académica.
A la Empresa PDVSA, por permitirme realizar mi tesis en tan prestigiosa y
multidisciplinaria. A mis Tutores Industriales Ingeniero Geólogo William Bernay,
Geólogo Eudis Alcalá, De la Gerencia de Yacimientos y de la unidad de Yacimientos
Pesado.
A mi Tutor Académico Profesor, Jorge Abud por adiestrarme académicamente
y profesionalmente durante la realización de la carrera, y gran ayuda incondicional en
la elaboración de la tesis.
A mis amigos y compañeros, Canelón, Felix, Carlos Burriango, Rosa, Daniel,
Diego, Pinto, El Sir , Rodolfo, El gocho Aguzzi, gracias a todos por hacer de este
camino difícil mucho más feliz, por todas las aventuras que vivimos juntos. A todos
aquellos profesores de Geólogos e ingenieros Geólogos y profesionales amigos que
de una u otra manera intervinieron en la culminación exitosa de este trabajo.
A Todos Mil Gracias
v
RESUMEN
El siguiente trabajo de investigación tiene como objetivo general interpretar el
modelo Geológico de la Arena L3,4 perteneciente a la Formación Oficina del Campo
Dobokubi de la Faja Petrolífera del Orinoco, División Ayacucho, Distrito San Tomé,
edo. Anzoátegui. Utilizando tipo de investigación descriptiva, correlacional y
explicativa, bajo un diseño de investigación bibliográfico debido a que se utilizan
datos secundarios. Se realizaron secciones estratigráficas donde se logró observar que
el corte A-A‟ presenta una dirección NE-SW, en cambio las secciones estratigráficas
denominadas B-B‟, C-C‟ y D-D‟, presentan dirección W-E, también se realizaron 2
secciones estructurales donde se logró observar la existencia de 6 o más fallas
regionales, todas estas de tipo normales debido a que se encuentran en un régimen
distensivo. Con los datos de profundidades y espesores, se generaron el mapa
estructural e isópaco de arena neta; observándose que la estructura presente es un
homoclinal fallado con buzamiento de 2 a 3° en dirección noreste correspondiéndose
con el marco estructural regional. El ambiente de sedimentación es de tipo fluvial,
caracterizado por la presencia de facies de canales de meandro, barras de meandro y
llanuras de inundación. La evaluación petrofísica se realizó a 10 pozos distribuidos
uniformemente por el área de estudio obteniendo los resultados de los promedios
ponderados de volumen de arcilla de 12%, porosidad de 31%, saturación de
agua de 16% y permeabilidad de 5810 mD, lo que permitió determinar las
propiedades físicas de la roca reservorio para luego generar los mapas de
isopropiedades, que nos permiten delimitar las zonas de mejor calidad para la
ubicación de áreas óptimas para localizaciones. Posteriormente se generó el mapa
isopaco-estructural de arena neta petrolífera. Una vez definido el modelo geológico
de la arena L3,4, se procedió a realizar a través del método volumétrico, la
estimación del petróleo original en sitio (POES) y el gas original en sitio (GOES)
con los datos tomados del Libro Oficial de Reservas San Tomé 2009 y el cálculo de
las propiedades físicas de los fluidos del yacimiento, arrojando los siguientes
resultados: POES=823.58 MMBN, GOES=101778.10 MMMPCN, reservas
recuperables=91.62 MMBN.
vi
CONTENIDO
Página
DEDICATORIA .......................................................................................................... iii
AGRADECIMIENTOS ............................................................................................... iv
RESUMEN .................................................................................................................... v
CONTENIDO .............................................................................................................. vi
LISTAS DE FIGURAS ................................................................................................. x
LISTA DE TABLAS .................................................................................................. xii
LISTA DE APÉNDICES ........................................................................................... xiii
LISTA DE ANEXOS ................................................................................................. xiv
INTRODUCCIÓN ........................................................................................................ 1
CAPÍTULO I SITUACIÓN A INVESTIGAR ............................................................. 3
1.1 Situación u objeto de estudio .............................................................................. 3
1.2 Objetivos de la investigación ............................................................................. 4
1.2.1 Objetivo general.......................................................................................... 4
1.2.2 Objetivos específicos .................................................................................. 4
1.3 Justificación de la investigación ......................................................................... 5
1.4 Alcance de la investigación ................................................................................ 5
1.5 Limitaciones de la investigación ........................................................................ 6
CAPÍTULO II GENERALIDADES ............................................................................. 8
2.1 Ubicación geográfica del Campo Dobokubi ...................................................... 8
2.2 Características físicas y naturales ....................................................................... 9
2.2.1 Geomorfología ............................................................................................ 9
2.2.2 Vegetación .................................................................................................. 9
2.2.3 Drenaje ........................................................................................................ 9
2.2.4 Clima......................................................................................................... 10
2.3 Geología regional y local ................................................................................. 10
2.3.1 Cuenca Oriental de Venezuela.................................................................. 10
2.3.2 Subcuenca de Maturín .............................................................................. 16
2.3.2 Evolución de la cuenca Oriental de Venezuela ........................................ 20
2.3.3 Estratigrafía regional de la Cuenca Oriental de Venezuela ...................... 23
2.3.4 Basamento ígneo-metamórfico ................................................................. 23
2.3.5 Formación Hato viejo (Paleozoico – Devónico) ...................................... 24
2.3.6 Formación Carrizal (Paleozoico – Carbonífero)....................................... 24
2.3.7 Formación Canoa (Mesozoico- Cretácico) ............................................... 25
2.3.8 Formación Tigre (Mesozoico- Cretácico) ................................................ 26
2.3.9 Formación Merecure (Cenozoico-Oligoceno) .......................................... 26
2.3.10 Formación Oficina (Cenozoico- Mioceno) ............................................. 27
vii
2.3.11 Formación Freites (Cenozoico-Mioceno) ............................................... 28
2.3.12 Formación Las Piedras (Cenozoico-Mioceno) ....................................... 29
2.3.13 Formación Mesa (Cuaternario-Pleistoceno) ........................................... 29
2.3.14 Pliegues y fallas principales en la Cuenca Oriental ................................ 30
2.3.15 Faja Petrolífera del Orinoco.................................................................... 32
2.4 Geología local ................................................................................................... 35
2.4.1 Descripción del Campo Dobokubi............................................................ 35
2.4.2 Secuencia sedimentaria del Campo Dobokubi ......................................... 35
2.4.3 Geología estructural del Campo Dobokubi .............................................. 37
2.4.4 Registro tipo del Campo Dobokubi .......................................................... 38
CAPÍTULO III MARCO TEÓRICO .......................................................................... 39
3.1 Antecedentes de la investigación ..................................................................... 39
3.2 Fundamentos teóricos ....................................................................................... 40
3.2.1 Modelo Geológico .................................................................................... 40
3.2.2 Modelo estratigráfico ................................................................................ 40
3.2.3 Modelo estructural .................................................................................... 40
3.2.4 Modelo sedimentológico .......................................................................... 41
3.2.5 Modelo petrofísico .................................................................................... 42
3.2.6 Ambiente sedimentario ............................................................................. 43
3.2.7 Ambiente continental ................................................................................ 44
3.2.8 Ambiente deltaico ..................................................................................... 46
3.2.9 Perfiles de pozos ....................................................................................... 54
3.2.10 Correlación ............................................................................................. 60
3.2.11 Secciones geológicas .............................................................................. 66
3.2.12 Secciones estratigráficas ......................................................................... 67
3.2.13 Secciones estructurales ........................................................................... 67
3.2.14 Mapas geológicos ................................................................................... 68
3.2.15 Mapas de superficies de fallas ................................................................ 69
3.2.16 Mapas estructurales ................................................................................ 69
3.2.17 Mapas de electrofacies ............................................................................ 70
3.2.18 Mapas isópacos ....................................................................................... 71
3.2.19 Mapa isópaco-estructural ........................................................................ 71
3.2.20 Mapas de propiedades físicas de las rocas (isopropiedades) .................. 71
3.2.21 Mapa de iso-porosidad ............................................................................ 72
3.2.22 Mapa de iso-permeabilidad .................................................................... 72
3.2.23 Mapa de iso-arcillosidad ......................................................................... 72
3.2.24 Mapa de iso-saturación ........................................................................... 72
3.2.25 Mapa de arena neta total ......................................................................... 73
3.2.26 Mapa de arena neta petrolífera .............................................................. 73
3.2.27 Análisis petrofísico ................................................................................. 73
3.2.28 Parámetros que intervienen en la evaluación petrofísica ........................ 74
viii
3.2.29 Propiedades físicas de la roca ................................................................. 75
3.2.30 Reservas de hidrocarburos ...................................................................... 76
3.2.31 Clasificación de las reservas de hidrocarburos ....................................... 76
3.2.32 Cálculo de reservas ................................................................................. 80
3.2.33 Software utilizado ................................................................................... 81
3.3 Definición de términos básicos ........................................................................ 82
CAPÍTULO IV METODOLOGÍA ............................................................................. 88
4.1 Tipo de investigación ....................................................................................... 88
4.2 Diseño de la investigación ................................................................................ 88
4.3 Flujograma de actividades ................................................................................ 89
4.4 Recopilación de la Información ....................................................................... 90
4.5 Creación de la Base de Datos ........................................................................... 90
4.6 Registros y carpetas de pozos ........................................................................... 90
4.7 Generación del Modelo Estratigráfico ............................................................. 91
4.8 Análisis litoestratigráfico a partir de la correlación de pozos pertenecientes al
área de estudio ................................................................................................. 91
4.9 Determinar la continuidad lateral de Arena L3,4 a través de la elaboración de
secciones estratigráficas .................................................................................. 92
4.10 Elaboración de secciones estructurales con el fin de la observación de las
estructuras presentes en el área de estudio ...................................................... 92
4.11 Elaboración del mapa de electrofacies para el establecimiento del modelo
sedimentológico .............................................................................................. 93
4.12 Elaboración del mapa isópaco-estructural de la Arena L3,4 permitiendo la
definición de las estructuras presentes, geometría de los cuerpos y los
límites de roca del Campo Dobokubi .............................................................. 94
4.13 Determinación de las propiedades petrofísicas de la Arena L3,4 del Campo
Dobokubi ......................................................................................................... 95
4.13.1 Temperatura de la formación .................................................................. 95
4.13.2 Estimación de los parámetros m, n y a ................................................... 96
4.13.3 Resistividad del agua de formación (Rw) ............................................... 97
4.13.4 Cálculo del volumen de arcillas (Vsh).................................................... 97
4.13.5 Cálculo de la porosidad .......................................................................... 99
4.13.6 Saturación de agua inicial (Swi) e irreductible (Swirr) ........................ 100
4.13.7 Cálculo de permeabilidad (K) ............................................................... 102
4.13.8 Determinación de los parámetros de corte ........................................... 102
4.14 Elaborar los mapas de isopropiedades que representan las propiedades
petrofísicas de la arena en estudio ................................................................. 103
4.15 Estimar el petróleo original “in situ” (POES) y las reservas de la Arena
L3,4 ............................................................................................................... 103
4.15.1 Cálculo de las propiedades PVT ........................................................... 105
ix
4.12 Propuesta de futuras localizaciones que permita implementar un plan de
explotación para la incrementación de la producción de crudo pesado del
Campo Dobokubi .......................................................................................... 110
CAPÍTULO V ANÁLISIS DE RESULTADOS ...................................................... 112
5.1 Análisis litoestratigráfico a partir de la correlación de pozos pertenecientes
al área de estudio ........................................................................................... 112
5.2 Determinacion de la continuidad lateral de Arena L3,4 a través de la
elaboración de secciones estratigráficas ................................................... 113
5.2.1 Sección estratigráfica A-A‟ .................................................................... 114
5.2.2 Sección estratigráfica B-B‟ ..................................................................... 115
5.2.3 Sección estratigráfica C-C‟ ..................................................................... 115
5.2.4 Sección estratigráfica D-D‟ .................................................................... 116
5.3 Estructuras presentes en el área de estudio observadas a partirde las secciones
estructurales de las estructuras ...................................................................... 117
5.3.1 Sección estructural A-A‟ ........................................................................ 120
5.3.2 Sección estructural B-B‟ ......................................................................... 120
5.4 Modelo sedimentológico ............................................................................... 121
5.5 Elaboración del mapa isópaco-estructural de la Arena L3,4 permitiendo la
definición de las estructuras presentes, geometría de los cuerpos y los
límites de roca del Campo Dobokubi. ........................................................... 122
5.6 Determinación de las propiedades petrofísicas de la Arena L3,4 del Campo
Dobokubi ....................................................................................................... 123
5.6.1 Determinación de los parámetros de corte .............................................. 124
5.7 Elaborar los mapas de isopropiedades que representan las propiedades
petrofísicas de la arena en estudio ................................................................. 128
5.6.1 Mapa de isoarcillosidad .......................................................................... 128
5.6.2 Mapa de isoporosidad efectiva ............................................................... 129
5.6.3 Mapa de isopermeabilidad ...................................................................... 130
5.6.4 Mapa de saturación de agua .................................................................... 130
5.8 Estimación del petróleo original “in situ” (POES) y las reservas de Arena
L3,4 ............................................................................................................... 131
5.8 Proposición de futuras localizaciones que permita la implementación de un
plan de explotación para la incrementación de la producción de crudo
pesado en el Campo Dobokubi ...................................................................... 134
CONCLUSIONES O RECOMENDACIONES ........................................................ 136
Conclusiones ........................................................................................................ 136
Recomendaciones ................................................................................................. 138
REFERENCIAS ........................................................................................................ 139
APÉNDICES ............................................................................................................. 142
ANEXOS .................................................................................................................. 161
x
LISTAS DE FIGURAS Página
2.1 Ubicación relativa del área de estudio (Google Earth 2013). ................................. 8 2.2 Mapa de Ubicación de las cuencas sedimentarias. (Ramírez, J., 2011). ............... 12 2.3 Marco geológico regional para la sedimentación en Venezuela. (Cuencas de
Maracaibo, Falcón, Barinas – Apure y Oriental) durante el Mioceno y Plioceno
(PDVSA-Intevep 1997). ...................................................................................... 13 2.4 Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriental de Venezuela. (Código
Estratigráfico de Venezuela CEV, 1997). ............................................................ 15
2.5 Corte geológico conceptual Noreste-Suroeste de la subcuenca de Maturín.
(Useche, D., Villamedina, G., 2005). ................................................................... 16
2.6 Sección estructural del flanco Norte de la subcuenca de Maturín. (Useche, D.,
Villamedina, G., 2005). ........................................................................................ 17
2.7 Ubicación geográfica de la Cuenca Oriental de Venezuela. (Schlumberger,
1997). ................................................................................................................... 20 2.8 Rasgos de la Cuenca Oriental de Venezuela. (Schlumberger, 1997). ................... 31
2.9 Ubicación Geográfica de la Faja Petrolífera del Orinoco. (González D, 2005). .. 33 2.10 Características de la Cuenca Oriental de Venezuela, mostrando la ubicación de
la Faja Petrolífera del Orinoco (Schlumberger, 1997). ........................................ 34
2.11 Columna estratigráfica del Campo Dobokubi. (PDVSA-DIGA, 2004). ............. 36 2.12 Mapa estructural del área Hamaca (Corpoven, 1991). ........................................ 37
2.13 Registro tipo. ....................................................................................................... 38 3.1 Criterios para interpretación de Electrofacies (Moreno, J. 2012). ........................ 42
3.2 Ambientes sedimentarios (Schumberger, 1997). .................................................. 44 3.3 Sistema fluvial (Grijalva. F y González, A., 1985). .............................................. 46
3.4 Tipos de Deltas. Fluvial, de Marea y por Oleaje. (Coleman & Prior.1992). ........ 48 3.5 Asociación de facies en un modelo deltaico. (Coleman & Prior, 1992). .............. 50 3.6 Secuencia lotilógica de una secuencia deltaica (Allen, GP et al. 1989). .............. 54
3.7 Diagrama que muestra la terminología general de medidas de registros
(PDVSA-CIED, 1998). ........................................................................................ 62
3.8 Correlación estratigráfica (Tearpock en Rivadulla, 2004). ................................... 66 3.9 Fallas normal (A) e inversa (B). (Gonzalez, L. 2007). ......................................... 84 4.1 Flujograma de la investigación. ............................................................................ 89
5.1 Distribución de las Secciones Estratigráficas ..................................................... 113 5.2 Sección estratigráfica A-A‟, para mayor detalle ver Anexo (1/12). ................... 114 5.3 Sección estratigráfica B-B‟, para mayor detalle ver Anexo (2/12). .................... 115 5.4 Sección estratigráfica C-C‟, para mayor detalle ver Anexo (3/12). .................... 116
5.5 Sección estratigráfica D-D‟, para mayor detalle ver Anexo (4/12). ................... 117 5.6 Mapa estructural .................................................................................................. 118 5.7 Secciones estructurales........................................................................................ 119 5.8 Sección estructural A.-A‟, para mayor detalle ver Anexo (5/12). ...................... 120 5.9 Sección estructural B-B‟ para mayor detalle ver Anexo (6/12). ......................... 121
xi
5.10 Mapa de ambiente, para mayor detalle ver Anexo (7/12). ................................ 122
5.11 Mapa isópaco-estructural de arena neta petrolífera, para mayor detalle ver
Anexo (8/12). ..................................................................................................... 123 5.12 Gráfico crossplot de resistividad (Rt) Vs saturación de agua (Sw) del
yacimiento, para mayor detalle ver Apéndice (C.1) .......................................... 126 5.13 Gráfico crossplot de arcillosidad (Vsh) Vs saturación de agua (Sw) del
yacimiento, para mayor detalle ver Apéndice (C.2) .......................................... 127
5.14 Gráfico crossplot de porosidad (Phie) Vs arcillosidad (Vsh) del yacimiento,
para mayor detalle ver Apéndice (C.3) .............................................................. 127 5.15 Gráfico crossplot de permeabilidad (K) Vs porosidad (Phie) del yacimiento,
para mayor detalle ver Apéndice (C.4) .............................................................. 128 5.16 Mapa de isoarcillosidad de la arena L3,4 del campo Dobokubi, para mayor
detalle ver Anexo (9/12). ................................................................................... 129 5.17 Mapa de isoporosidad de la arena L3,4 del campo Dobokubi, para mayor
detalle ver Anexo (10/12). ................................................................................. 129 5.18 Mapa de isopermeabilidad de la arena L3,4 del campo Dobokubi, para mayor
detalle ver Anexo (11/12). ................................................................................. 130
5.19 Mapa de saturación de agua de la arena L3,4 del campo Dobokubi, para mayor
detalle ver Anexo (12/12). ................................................................................. 131
5.20 Plano del campo Dobokubi con las localizaciones propuestas N°1. ................. 135 5.21 Plano del campo Dobokubi con las localizaciones propuestas N°2. ................. 135
xii
LISTA DE TABLAS
Página
3.1 Clasificación general de los ambientes sedimentarios. (Schlumberger, 1997). .... 44 3.2 Clasificación de las reservas de hidrocarburos (PDVSA-CIED. 1998). ............... 76
3.3 Clasificación de la permeabilidad según su magnitud (Tiab, D., 2004). .............. 85 5.1 Pozos implicados en las secciones estratigráficas realizadas. ............................. 114 5.2 pozos implicados en la secciones estructurales ................................................... 119 5.3 Hoja simplificada de los parámetros petrofísicos. .............................................. 124
5.4. Resultados del POES mediante el método volumétrico para la arena L3,4 ....... 132 5.5 Resultados de las reservas recuperables de la Arena L3,4 .................................. 132
5.6 Resultados del GOES, Factor de recobro del petróleo y el Factor de recobro
del gas. ............................................................................................................... 133
5.7 Resultados del PVT sintético de la Arena L3,4 .................................................. 133 5.8 Resultados de las localizaciones propuestas, precisadas y ubicadas en las
mejores zonas según el modelo petrofísico. ...................................................... 134
xiii
LISTA DE APÉNDICES
Página
A Base de Datos de Corelacion de pozos del Campo Dobokubi .............................. 143 Tabla A.1 Base de Datos de la Arena L3,4 del Campo Dobokubi. ................. 144 Tabla A.2 Bases y Topes de la Arena L3,4 del Campo Dobokubi. ............... 151
B Parámetros Petrofísicos ......................................................................................... 152
Tabla B.1 Indice de Arcillosidad y Volumen de Arcilla de la Arena L3,4 del
Campo Dobokubi. ........................................................................... 153
Tabla B.2 Porosidad efectiva de la Arena L3,4 por el metodo de Densidad-
Neutron del Campo Dobokubi ....................................................... 154 Tabla B.3 Resistividad del Agua por el Metodo de Archie para la Arena
L3,4 del Campo Dobokubi .............................................................. 155
Tabla B.4 Saturacion del agua por el metodo de Simandoux modificado
para la Arena L3,4 adapatado para el campo Dobokubi. .............. 156 Tabla B.5 Permebalidad por el metodo Timur de la Arena L3,4 adaptado
para el Campo Dobokubi .............................................................. 157 C Gráficos ................................................................................................................. 158
C.1 Grafico de Sw vs Rt. ................................................................................. 159 C.2 Grafico de Sw vs Vsh............................................................................... 159 C.3 Grafico de Vsh vs ϕe. ................................................................................ 160
C.4 Grafico de ϕe vs K ................................................................................... 160
xiv
LISTA DE ANEXOS
1. SECCIÓN ESTRUCTURAL A-A’ DE LA ARENA L3,4
2. SECCIÓN ESTRUCTURAL B-B’ DE LA ARENA L3,4
3. SECCIÓN ESTRUCTURAL C-C’ DE LA ARENA L3,4
4. SECCIÓN ESTRUCTURAL D-D’ DE LA ARENA L3,4
5. MAPA ISOPACO-ESTRUCTURAL DE ARENA NETA PETROLÍFERA
DE LA ARENA L3,4.
6. SECCIÓN ESTRATIGRÁFICA A-A’ DE LA ARENA L3,4.
7. SECCIÓN ESTRATIGRÁFICA B-B’ DE LA ARENA L3,4 .
8. SECCIÓN ESTRATIGRÁFICA C-C’ DE LA ARENA L3,4 .
9. SECCIÓN ESTRATIGRÁFICA D-D’ DE LA ARENA L3,4.
10. MAPA DE AMBIENTE DE LA ARENA L3,4 .
11. MAPA DE ARCILLOSIDAD DE LA ARENA L3,4 .
12. MAPA DE SATURACIÓN DE AGUA DE LA ARENA L3,4.
13. MAPA DE POROSIDAD DE LA ARENA L3,4.
14. MAPA DE PERMEABILIDAD DE LA ARENA L3,4.
1
INTRODUCCIÓN
En la actualidad los crudos pesados y extrapesados están siendo tomados en
cuenta más que nunca, debido a la escasez de nuevos descubrimientos de yacimientos
de fluidos de mayor gravedad API (más livianos). La Cuenca Oriental de Venezuela y
La Faja Petrolífera del Orinoco compone uno de los depósitos con mayor cantidad de
hidrocarburos pesados en Venezuela y el mundo, lo cual acompañado de las altas
reservas ya mencionadas ha llevado a la industria a hacer estudios para romper
las barreras que hay sobre la explotación de este tipo de crudos y hacerla más
factible desde el punto de vista técnico-económico.
El Campo Dobokubi se encuentra ubicado dentro de la Faja Petrolífera del
Orinoco en el bloque Ayacucho, cuenta principalmente con las arenas prospectivas:
U2I,3 U1S Y S5T. Actualmente se ha mostrado interés en las arenas basales ya que
han mostrado presencia de hidrocarburo en perforaciones recientes. Es por ello que
Surgió la necesidad de explorar las zonas vírgenes para así generar áreas prospectivas
y proyectos que impliquen una producción efectiva de los hidrocarburos.
El objetivo en este trabajo de grado es realizar el modelo geológico de la arena
L3,4, de manera qu se pueda drenar de una forma más eficiente y con menor
incertidumbre este nivel estratigráfico.
El estudio presentado a continuación está estructurado en capítulos para obtener
una integración óptima de la información. El capítulo I nos plantea la situación sujeta
a estudio y los objetivos que se plantean desarrollar. El capítulo II desglosa de manera
general los rasgos característicos de la zona sujeta a estudio, tales como la geología
regional, geomorfología, condiciones climáticas, entre otros. El capítulo III versa de
manera resumida las bases teóricas que están directamente relacionadas con el tema
2
En el capítulo IV se describe la metodología del trabajo desarrollada a lo largo
del estudio. El capítulo V es la presentación y análisis de los resultados obtenidos, es
decir, la interpretación de los modelos estructural, estratigráfico y
sedimentológico, así como la evaluación petrofísica. Para concluir en el capítulo
VI se esbozan conclusiones alcanzadas luego de haber cumplido los objetivos
planteados al inicio de la investigación, de igual manera se exponen una serie de
recomendaciones para futuros trabajos a realizar.
3
CAPÍTULO I
SITUACIÓN A INVESTIGAR
1.1 Situación u objeto de estudio
La industria petrolera tiene como meta principal optimizar los planes de
explotación de crudo para maximizar la producción nacional, es por ello que PDVSA
ha venido llevando a cabo campañas de perforación que sirvan para lograr la meta
estimada para el futuro.
La Faja Petrolífera del Orinoco es una de las reservas de crudo pesado y
extrapesado más grandes del mundo actualmente se están explotando las arenas S5,
U1, U2I específicamente en el Bloque Ayacucho. Para ubicar buenos prospectos de
gran factibilidad económica es necesario realizar estudios en zonas donde el grado de
incertidumbre sea mayor. El modelo estático protagoniza un papel importante para el
funcionamiento eficaz y efectivo al momento de realizar las perforaciones
correspondientes, permitiendo modelar e interpretar características propias, así como
también precisar las ubicaciones, que aumenten la autenticidad concerniente a los
volúmenes de recursos en los yacimientos.
Entonces partiendo de que en la Superintendencia de Yacimiento Pesado de
PDVSA Distrito San Tomé no se tiene ningún estudio del intervalo L3,4 y que
gracias a la perforación de pozos en el área se fue evidenciando un desarrollo notable
de este mismo, por esta razón es necesario la interpretación de un modelo geológico
dirigido a la Arena L3,4 de la Formación Oficina del Campo Dobokubi perteneciente
al bloque Ayacucho de la Faja Petrolífera del Orinoco, que nos permita tener una
visión más amplificada de esta arena, alusivo a sus características geológicas tales
como las sedimentológicas, estratigráficas y petrofísicas, que nos conduzca a definir
un área y un probable volumen en la zona de interés.
4
Es por ello la obligación de la Superintendencia de Yacimientos Pesado de
realizar dicho modelo generando mayor certidumbre en el plan de explotación para
posibles prospectos, logrando de esta manera incrementar los niveles de producción
del Campo Dobokubi.
1.2 Objetivos de la investigación
1.2.1 Objetivo general
Interpretar el modelo geológico de la Arena L3,4 perteneciente a la Formación
Oficina del Campo Dobokubi, Faja Petrolífera del Orinoco, Distrito San Tomé, Edo
Anzoátegui.
1.2.2 Objetivos específicos
1. Analizar litoestratigráficamente la Arena L3,4 a partir de correlaciones de los
pozos pertenecientes al área de estudio.
2. Determinar la continuidad lateral de la Arena L3, 4 a través de la
elaboración de secciones estratigráficas.
3. Determinar las estructuras de la Arena L3,4 en el Campo Dobokubi,
elaborando secciones estructurales.
4.Establecer el modelo sedimentológico de la Arena L3,4 elaborando el mapa
de electrofacies.
5. Determinar los límites de los yacimientos del campo Dobokubi a partir del
mapa isópaco-estructural de la Arena L3.
5
6. Determinar las propiedades petrofísicas de la Arena L3,4 del Campo
Dobokubi.
7.Representar las propiedades petrofísicas de la Arena en L3,4 a partir de la
elaboración de los mapas de Isopropiedades.
8. Estimar el petróleo original “in situ” (POES) y las reservas de la arena L3, 4.
9. Proponer futuras localizaciones que permita implementar un plan de
explotación para la incrementación de la producción de crudo pesado del Campo
Dobokubi.
1.3 Justificación de la investigación
La interpretación de dicho modelo permitirá extender el desarrollo del campo
ya que no solo las arenas basales que actualmente llevan el frente en dicho campo,
serán las protagonistas en el desarrollo; sino que explotando la arena L3,4 de la
Formación Oficina, la cual gracias a la información dotada por los pozos perforados
en el área, muestra características que son muy buenas, pudiendo aumentar el grado
de certidumbre para garantizar la factibilidad económica en proyectos de inversión en
el área, garantizando así, el cumplimiento del objetivo principal de la Industria
Petrolera Venezolana.
1.4 Alcance de la investigación
El alcance de este proyecto consiste en la elaboración de un modelo geológico
actualizado de la arena L3,4 de la Formación Oficina del Campo Dobokubi, la cual se
encuentra en el área de Ayacucho perteneciente a la Faja Petrolífera del Orinoco,
6
mediante la Correlación digital y en físico de registros eléctricos
litoestratigráficamente y por asociación de facies sedimentarias de los pozos
existentes en el campo, la obtención de los espesores de la arena, creación de mapa
isópaco, de paleoambiente, secciones estructurales, estratigráficas, evaluación
petrofísica, modelo geológico, cálculo de reservas (POES), la creación localizaciones
de las mejores zonas donde este aglomerado las mayores reservas de crudo para dicho
nivel, con el fin de optimizar la producción de crudo en el Campo Dobokubi.
1.5 Limitaciones de la investigación
A lo largo de la investigación se evidenció la existencia de muchas limitantes
a la hora de realizar nuestro trabajo debido a que no existe ninguna información de
donde se pueda hacer ningún tipo de referencia, es por ello que se requiere un estudio
nuevo, por lo tanto la carencia de información es notablemente importante, la
presencia de un solo núcleo como es el caso del MFD 23 para un campo como el de
las dimensiones de Dobokubi hace mucho más difícil aun la recolección de datos,
también se pudo apreciar que al momento de hacer los modelos petrofísicos y
sedimentológicos aun así el estratigráfico dependen netamente de los registros
eléctricos y si no están completos obstaculizan mucho el análisis de los mismo.
Alguna de las limitaciones son las siguientes:
1. Ausencia de carpetas de historia de algunos pozos.
2. Los registros de los pozos verticales que tienen densidad-neutron no están
cargados en digital en su totalidad y en algunos casos no se encuentran en el archivo.
3. No existe información con referencia a la L3, 4 ni Arenas cercanas a ella.
7
4. La equidistancia de los pozos verticales hacen difícil la interpretación de los
pozos cercanos a la hora de hacer los mapas de isopropiedades.
8
CAPÍTULO II
GENERALIDADES
2.1 Ubicación geográfica del Campo Dobokubi
El Campo Dobokubi se encuentra ubicado en el sector Nororiental del área
Hamaca, a unos 50 Km al Sureste de la Ciudad de El Tigre, Estado Anzoátegui,
dentro de la Faja Petrolífera del Orinoco, cubre aproximadamente 660 Km2. Abarca
parte de los municipios Miranda y Simón Rodríguez del Estado Anzoátegui. Limita al
Noroeste con los campos Melones, Miga, Cariña, Bare y Lejos, al Sur con el campo
Japreria, y al Este con el cuadrángulo Farante. (Figura 2.1).
Figura 2.1 Ubicación relativa del área de estudio (Google Earth 2013).
9
2.2 Características físicas y naturales
2.2.1 Geomorfología
La zona de estudio ocupa una pequeña porción de la extensa planicie
suavemente ondulada de los Llanos Orientales de Venezuela, designada
fisiográficamente con el nombre de Mesa de Guanipa. La constitución de estas mesas
es generalmente arenosa, con granos de tipo variable, los cuales van frecuentemente
de más gruesos hacia el borde Norte y Oeste, siendo más finos hacia el Este y Sur
(PDVSA-DIGA, 2004).
2.2.2 Vegetación
La vegetación es típica de sabana tropical, dominada por el clima y el tipo de
suelo imperante en la región. Se limita a varias especies de gramíneas, hiervas,
pastos, chaparros y especies arbóreas aisladas y de poca altura (PDVSA-DIGA,
2004).
La vegetación herbácea es relativamente abundante. También es común en el
área la presencia de morichales en los márgenes de los ríos permanentes, lo que
constituye una vegetación más diferenciada del resto existente en la zona (PDVSA-
DIGA, 2004).
2.2.3 Drenaje
El drenaje superficial es escaso y está pobremente desarrollado. Estudios
anteriores realizados en la región han comprobado que los ríos del área tienen su
origen en los manantiales formados en los escarpes de las mesas (PDVSA-DIGA,
2004).
10
A estas corrientes se les considera en realidad como el sistema de drenaje de los
acuíferos de la zona a la cual pertenecen, lo que nos lleva a clasificar el patrón de
drenaje como dendrítico y caracterizado por presentar un área de captación radial
(PDVSA-DIGA, 2004).
2.2.4 Clima
El clima de la región es el típico tropical húmedo, con temperatura media anual
que varía entre 26 y 28 °C, aproximadamente. La humedad relativa anual es de 3 %.
En la región se han definido claramente dos períodos estacionales: (PDVSA-DIGA,
2004).
1. Una estación lluviosa que se extiende desde Mayo hasta Noviembre, con una
precipitación media anual de 1200 mm.
2. Una estación de sequía o verano que abarca desde Diciembre hasta Abril.
2.3 Geología regional y local
2.3.1 Cuenca Oriental de Venezuela
La Cuenca Oriental de Venezuela es una depresión topográfica y estructural
ubicada en la región Centro- Este del país, con una longitud de 800 Km. de extensión
aproximadamente en dirección Oeste – Este y 200 Km. de ancho de Norte a Sur, a
través de los estados Guárico, Anzoátegui, Monagas y Delta Amacuro, llegando a
extenderse hasta la plataforma deltaza y Sur de Trinidad. Esta limitada al Norte por el
Cinturón Móvil de la Serranía del Interior Central y Oriental; al Sur por el río
Orinoco, desde la desembocadura del Río Arauca hacia el Este hasta Boca Grande,
siguiendo de modo aproximado el borde septentrional del Cratón de Guayana; al Este
11
de la cuenca continúa por debajo del Golfo de Paria, incluyendo la parte situada al
Sur de la cordillera Septentrional de la Isla de Trinidad y se hunde en el Atlántico al
Este de la Costa del Delta del Orinoco, y al Oeste, limita con el levantamiento de El
Baúl y su conexión con el Cratón de Guayana, que sigue aproximadamente el curso
de los ríos Portuguesa y Pao (González de Juana, Iturralde, C; Picard, X. 1980).
La Cuenca Oriental de Venezuela es el producto de la concurrencia y
transcurrencia de los bloques de la corteza (oceánica y continental) que muestran
diferencias en cuanto a la naturaleza del basamento, facies de los sedimentos
preservados y estilo tectónico; siendo la segunda cuenca petrolífera más importante
de Venezuela, sólo superada por la Cuenca del Lago de Maracaibo; pero si se añaden
a estos recursos las reservas estimadas de la Faja Petrolífera del Orinoco, entonces
pasaría a ser la cuenca de mayores recursos petrolíferos de América del Sur
(González de Juana, Iturralde, C; Picard, X. 1980).
Se encuentra limitada al Norte por la línea que demarca el Piedemonte de la
Serranía de Interior Central y Oriental (cinturón móvil, plegado y fallado), el cinturón
ígneo metamórfico de la Cordillera de la Costa/Villa de Cura y de Araya/Paria y la
falla de El Pilar que la separa del Caribe, al Sur por el Río Orinoco desde la
desembocadura del río Arauca hacia el Este de Boca Grande en el Delta del Orinoco
(González de Juana, Iturralde, C; Picard, X. 1980).
Al Este de la cuenca continúa debajo del Golfo de Paria, incluyendo la parte
situada al Sur de la Cordillera Septentrional de la Isla de Trinidad y se hunde en el
Atlántico al Este de las costas por el Delta del Orinoco y al Oeste por el lineamiento
del Baúl siguiendo aproximadamente el lineamiento de los ríos Portuguesa y el Pao
(Figura 2.2) (González de Juana, Iturralde, C; Picard, X. 1980).
12
Figura 2.2 Mapa de Ubicación de las cuencas sedimentarias. (Ramírez, J.,
2011).
Las principales formaciones productoras presentes en la Cuenca Oriental son
Oficina y Merecure, que fueron sedimentadas en ambientes transgresivos sobre el
flanco sur de la cuenca, y presentan muy bajo relieve en ambientes de llanuras
deltaicas con extensas áreas pantanosas, con abundante vegetación, intercalaciones de
aguas salobres y sistemas de caños de dirección generalizada al Norte y ocasionales
incursiones de aguas marinas (Figura.2.3). Además, presentan un engrosamiento de
las formaciones de sur a norte y desaparición de las arenas hacia el noreste (González
de Juana, Iturralde, C; Picard, X. 1980).
13
Figura 2.3 Marco geológico regional para la sedimentación en Venezuela.
(Cuencas de Maracaibo, Falcón, Barinas – Apure y Oriental)
durante el Mioceno y Plioceno (PDVSA-Intevep 1997).
La Formación Merecure se depositó sobre la superficie cretácica peniplanada.
Suprayacente a dicha unidad se encuentra la Formación de Oficina donde en el Área
Mayor de Oficina no presentan grandes cambios de los ambientes someros. Luego
por el proceso de retrogradación hacia el Sur con muchas o pocas oscilaciones Norte-
Sur hasta la trasgresión que generó la Formación Freites. La Cuenca Oriental de
Venezuela es la segunda cuenca en magnitud de América del Sur, sólo sobrepasada
por la Cuenca del Lago de Maracaibo (González de Juana, Iturralde, C; Picard, X.,
1980).
En general, si se añaden las reservas estimadas de la faja del Orinoco, la Cuenca
Oriental de Venezuela pasaría a ser la de mayores recursos petrolíferos en América
del Sur y una de las más importantes del mundo (PDVSA-INTEVEP, 1997).
14
El estado de madurez de las rocas madres ha permitido dividir la cuenca en tres
franjas, septentrional, intermedia y meridional. En la franja septentrional prevalece
petróleo liviano y gas originado por rocas madres maduras Cretáceas y Terciarias
(PDVSA-INTEVEP, 1997).
En la franja intermedia con una historia tectónica menos intensa prevalece
petróleo liviano producto de rocas madres Terciarias, las rocas Cretácicas han
cambiado hacia facies de carácter más continental En la franja inmadura al Sur se
encuentra petróleo cada vez más pesado a medida que aumenta la distancia desde la
zona generadora al Norte, por lo que esta zona presenta ausencia de rocas madres
efectivas (PDVSA-INTEVEP, 1997).
En Venezuela alcanza unos 165.000 Km2 de superficie, con una longitud de
800 Km. en sentido Este-Oeste y un ancho promedio de 250 Km. en dirección Norte-
Sur aproximadamente, abarcando a los estados Guárico, Anzoátegui, Monagas, Delta
Amacuro y una pequeña parte del estado Sucre (González de Juana, Iturralde, C;
Picard, X., 1980).
La mayoría de los crudos acumulados en esta cuenca fueron acumulados por
rocas madres marinas del Cretácico Superior, Formaciones Querecual y San Antonio,
las cuales fueron depositadas en condiciones anóxicas o casi anóxicas sobre la
plataforma externa del margen pasivo del continente Suramericano durante el ascenso
global del nivel del mar (González de Juana, Iturralde, C; Picard, X., 1980).
La generación de crudos marinos tuvo lugar principalmente durante el
subsecuente desarrollo de la cuenca en tiempos del Mioceno al Reciente, durante el
desarrollo de la Cuenca tipo antepaís. Los crudos derivados de las rocas madres
terrestres son encontrados en la Subcuenca de Guárico donde las rocas madres
predominantemente del Mioceno Inferior han medio alcanzado la madurez termal
15
necesaria para la generación durante el desarrollo de la cuenca (Figura 2.4) (González
de Juana, Iturralde, C; Picard, X., 1980)
Figura 2.4 Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriental de Venezuela. (Código
Estratigráfico de Venezuela CEV, 1997).
16
La Cuenca Oriental de Venezuela se divide en dos subcuencas: la Subcuenca de
Guarico y la Subcuenca de Maturín, las cuales están separadas por el Arco de Úrica,
asociada al corrimiento de Anaco – San Joaquín – Santa Ana (Useche, D.,
Villamedina, G., 2005).
2.3.2 Subcuenca de Maturín
Constituye la principal unidad petrolífera de la Cuenca Oriental. Podría
afirmarse que la deformación estructural y los acuñamientos de las unidades
estratigráficas hacia el sur definen dos dominios operacionales: uno al norte del
Corrimiento de Pirital y otro al sur. La estratigrafía de la Serranía del Interior Oriental
representa en buena parte la sedimentación del flanco norte de la Subcuenca de
Maturín; una espesa y compleja secuencia sedimentaria que abarca desde el Cretácico
Inferior hasta el Pleistoceno (Useche, D., Villamedina, G., 2005).
Figura 0.12.5 Corte geológico conceptual Noreste-Suroeste de la subcuenca de Maturín.
(Useche, D., Villamedina, G., 2005).
17
El corte geológico Noroeste-Sureste de la subcuenca de Maturín que se muestra
en la figura 2.6 va desde la plataforma Margarita-Los Testigos hasta el Rió Orinoco.
El flanco norte de la subcuenta de Maturín se encuentra asociado a los frentes de
corrimiento de grandes bloques corticales, desplazados hacia el Sur por la colisión
entre las placas Caribe y Suramericana.
Figura 0.22.6 Sección estructural del flanco Norte de la subcuenca de Maturín. (Useche,
D., Villamedina, G., 2005).
La sección estructural del flanco Norte de la Subcuenca de Maturín de la Figura
2.6 muestra las unidades tectono-estratigráficas, en esta figura se ilustran las
complejas relaciones tectónicas y estratigráficas de las unidades sedimentarias que
constituyen los equivalentes verticales y laterales de la Formación Carapita en el
subsuelo; mientras se depositaban sedimentos en ambientes profundos de surco al sur,
18
al norte del Alto de Pirital se desarrolló una cuenca tipo "Piggy-Back" con ambientes
someros y continentales.
El flanco sur, en cambio, presenta una estratigrafía más sencilla, semejante a la
estratigrafía de la subcuenca de Guárico en el subsuelo, con el Grupo Temblador en
su parte inferior, como representante del Cretácico, y un terciario suprayacente de
edad fundamentalmente Oligoceno-Pleistoceno, en el que se alternan ambientes
fluvio-deltaicos marinos someros, hasta su relleno final de ambientes continentales
(Useche D., Villamedina G., 2005).
En la Serranía del Interior la roca madre principal se encuentra representada por
el Grupo Guayuta, particularmente la Formación Querecual, la cual llega a tener más
del doble de espesor que su equivalente (Formación la Luna) en Venezuela
Occidental, con similares características de roca madre. Debido al espesor
considerable de la secuencia Neógena en el flanco norte de la subcuenca, no se puede
establecer con claridad cómo se produce el cambio lateral de las unidades cretácicas
hacia el Grupo Temblador del sur; sin embargo, se estima que para los equivalentes
laterales del Área Mayor de Oficina, el caso pudo haber sido muy semejante, con
generación por una roca madre cretácica cercana (Useche D., Villamedina G., 2005).
Para los campos al Norte de Monagas, la roca madre por excelencia debe haber
sido cretácica (Grupo Guayuta), aunque no se descarta el aporte de secuencias más
jóvenes, con materia orgánica de afinidad continental (la superficie de la Formación
Naricual es muy carbonosa, por ejemplo). Los yacimientos más importantes son de
edad terciaria; en los campos del Norte de Monagas están constituidos por las
Formaciones Carapita, Naricual, Los Jabillos y Caratas (Useche D., Villamedina G.,
2005).
19
También se han encontrado buenos yacimientos en las areniscas de la
Formación San Juan (Cretácico Tardío), y en unidades tan jóvenes como las
Formaciones La Pica (Mioceno) y Las Piedras- Quiriquire (molasa mio-pliocena).
Revisten articular importancia las estructuras de tipo compresivo, como las del
Campo El Furrial, para el entrampamiento de los hidrocarburos. Las unidades sello
regionales, importantes para la secuencia Cretácico-Terciaria en el flanco norte de la
subcuenca, son las Formaciones Vidoño, Areo y Carapita. Estas dos últimas también
pueden ser contenedoras de yacimientos lenticulares. Son de particular importancia
los lóbulos turbidíticos de la Formación Carapita (Miembro Chapapotal) (Useche D.,
Villamedina G., 2005).
Hacia el sur de la Subcuenca de Maturín, en los campos de Oficina en
Anzoátegui y sus equivalentes orientales en Monagas, los yacimientos importantes se
encuentran en las Formaciones Merecure y Oficina, con sellos de lutitas extensas
dentro de estas mismas unidades; la Formación Freites suprayacente también
constituye un sello regional de gran importancia.
Los principales campos petrolíferos, de Oeste a Este y en el Norte de Monagas
son: los del Área Mayor de Oficina, Quiamare, Jusepín, El Furrial, Orocual,
Boquerón, Quiriquire y Pedernales. En su límite sur, la subcuenca también incluye la
Faja del Orinoco, con yacimientos Neógenos y roca madre Cretácica, con migración
distante a lo largo y a través de la discordancia Cretácico-Neógeno y Basamento-
Neógeno. La gravedad de los crudos es bastante diversa: en los campos de El Furrial
son frecuentes los crudos medianos; en Quiamare- La Ceiba se llegó a producir con
promedio de 41°API; en los campos de Oficina se encuentran crudos livianos,
medianos y pesados; en la Faja del Orinoco, los crudos pesados y extrapesados
constituyen la característica esencial. En general, los crudos más pesados se
encuentran hacia los márgenes de la subcuenca y hacia los yacimientos más someros:
la Faja del Orinoco en el flanco sur, y los campos de Quiriquire, Manresa y Guanoco
20
en el flanco norte (estos dos últimos contienen hasta crudos extrapesados) (Useche
D., Villamedina G., 2005). (Figura 2.7).
Figura 0 .32.7 Ubicación geográfica de la Cuenca Oriental de Venezuela.
(Schlumberger, 1997).
2.3.2 Evolución de la cuenca Oriental de Venezuela
La evolución de la Cuenca Oriental de Venezuela es relativamente simple por
haber estado desde el Paleozoico apoyada sobre el borde estable del cratón de
Guayana. Suaves movimientos de levantamiento y hundimiento de este borde
ocasionaron transgresiones y regresiones extensas, que fueron de gran importancia
para el desarrollo final de la cuenca (González de Juana, Iturralde, C; Picard, X.
1980).
21
2.3.2.1 Pre-Cretácico
Devónico – Carbonífero (350 – 250 Ma): sedimentación en una depresión
pericratónica, situada en el borde septentrional del cratón de Guayana. Posible
sedimentación en planicies costeras y deltas conexos. No hubo sedimentación en la
parte Sur de la cuenca (González de Juana, Iturralde, C; Picard, X, 1980).
Pérmico – Triásico (250- 200 Ma/Orogénesis Herciniana): levantamiento
vertical del borde cratónico y retirada general de los mares hacia el Norte. Se da
inicio a un prolongado período de erosión (González de Juana, Iturralde, C; Picard, X,
1980).
Triásico – Jurásico (220 – 160 Ma): actividad volcánica en el límite
occidental de la cuenca y período de erosión (González de Juana, Iturralde, C; Picard,
X, 1980).
La historia geológica de la cuenca se describe a partir de la gran transgresión
ocurrida en el Cretácico:
Cretácico (120 – 65 Ma): transgresión en sentido Norte-Sur a lo largo de la
penillanura pre-cretácica, que alcanza su máxima extensión durante el Turonense, en
las cercanías de lo que es el curso actual del río Orinoco, estableciéndose ambientes
con tendencias marinas hacia el Norte y más continentales hacia el Sur. Las facies
predominantes son areniscas, pero también existen desarrollos locales de calizas. Al
final Cretácico comienza la regresión de los mares debido a un levantamiento
generalizado en la zona (González de Juana, Iturralde, C; Picard, X, 1980).
Las unidades litóestratigráficas que conforman el ciclo cretácico son: Grupo
Sucre (Formación Barranquín, Borracha y Chimana) en el flanco Norte de la cuenca y
en la Serranía de Interior de Anzoátegui, Monagas y Sucre se subdivide en dos
22
formaciones: Barranquín y El Cantil. La totalidad de la sedimentación Cretácica en el
subsuelo de Guárico, Anzoátegui, Monagas y Sur del Delta está representada por el
Grupo Temblador (González de Juana, Iturralde, C; Picard, X, 1980).
Paleoceno – Eoceno Medio (65 – 45 Ma): la retirada general de los mares
durante el Maestrichtiense pone al descubierto parte del flanco Norte del cratón de
Guayana, el cual se erosiona produciendo gran cantidad de sedimentos clásticos que
se depositaron dando origen a la Formación San Juan y la Formación Vidoño de
ambiente más profundos. En este período comienzan a desplazarse las masas
levantadas hacia el Sur, empujando la columna Cretácica sedimentada sobre el borde
cratónico (González de Juana, Iturralde, C; Picard, X, 1980).
Eoceno Superior – Oligoceno (45 – 25 Ma): levantamiento en la parte Norte
de la cuenca a finales del Eoceno. El marcador regional del Oligoceno está
representado por las formaciones Roblecito en la Subcuenca de Guárico y Areo en la
Subcuenca de Maturín. Hacia el Sur se extiende al Oeste la Formación arenosa de La
Pascua y al Este la de las formaciones Jabillos, Areo y Naricual, reunidas en la
Formación Merecure, por debajo de la cual desaparece por acuñamiento el lente
lutítico de Roblecito. Hacia el Este se produce la sedimentación profunda, de mar
abierto, de Carapita (González de Juana, Iturralde, C; Picard, X, 1980).
Mioceno – Plioceno (20 – 5 Ma): en el Mioceno Inferior se da el
levantamiento de la zona nororiental, el cual da origen a la cuenca antepaís con
sedimentación de facies marinas profundas al Norte. En el flanco Sur de la cuenca se
desarrolla las facies deltaicas de la Formación Oficina. En el Mioceno Superior –
Plioceno se da inicio al proceso de relleno total de la cuenca evidenciada en una
regresión marina en dirección Noreste, depositándose las formaciones La Pica, Las
Piedras y Quiriquire en el sector nororiental de la Cuenca Oriental y Freites y Las
23
Piedras en el flanco Sur de la Subcuenca de Maturín (González de Juana, Iturralde, C;
Picard, X, 1980).
2.3.3 Estratigrafía regional de la Cuenca Oriental de Venezuela
La columna estratigráfica correspondiente al área, dentro de la Cuenca Oriental
de Venezuela, está constituido por una estratigrafía que enmarca desde el basamento
hasta las formaciones Hato Viejo, Carrizal y Grupo Temblador, el cual se divide en
las Formaciones Canoa y Tigre respectivamente (PDVSA-INTEVEP, 1999).
Posteriormente, encontramos en orden crono-ascendente a las formaciones
Merecure, Oficina, Freites, Las Piedras y finalmente la Formación Mesa, siendo las
Formaciones Oficina y Merecure las principales unidades productoras de
hidrocarburos del área; ambas formaciones son rocas recipientes (PDVSA-INTEVEP,
1999).
2.3.4 Basamento ígneo-metamórfico
El basamento es ígneo metamórfico de edad Proterozoico. Estudios
petrográficos determinan que en este basamento se observan anfibolitas de afinidad
máfica, granitos potásicos intrusivos de afinidad intermedia (metatobas), rocas
graníticas epi-mesozonales, porfídicas y pertíticas, caracterizado por granitos
potásicos, orogénicos, anatecticos y peralumínicos, con presencia de biotita y
desarrollo de muscovita, todos estas rocas pertenecen a la Provincia Pastora
(PDVSA-INTEVEP, 1999).
24
2.3.5 Formación Hato viejo (Paleozoico – Devónico)
Aunque se desconocen las relaciones estratigráficas reales de esta unidad, se
supone concordante subyacente a la Formación Carrizal y en contacto discordante
sobre el basamento. Su ubicación geográfica es en el estado Anzoátegui. (PDVSA-
INTEVEP, 1999).
La unidad es esencialmente una arenisca de grano fino a grueso, colores gris-
rosado, gris y gris oscuro, friable, dura, maciza y áspera, ligeramente calcárea y en
partes muy micácea y pirítica; los granos son redondeados y muy bien cementados.
La arenisca contiene conglomerados y peñas de cuarcita a intervalos irregulares;
localmente, se presentan vetas de calcita a lo largo de fracturas. Ciertas secciones de
la arenisca muestran características cuarcíticas; otras son muy feldespáticas, verdes y
glauconíticas (PDVSA-INTEVEP, 1999).
2.3.6 Formación Carrizal (Paleozoico – Carbonífero)
La Formación Carrizal es fundamentalmente limolítica con algunas arenas
locales, ubicadas en las grandes depresiones paleozoicas, y alcanza hasta más de 6000
pies de espesor, está constituida por una espesa secuencia de arcilitas verdosas a gris
oscuro, duras, masivas y densas, ocasionalmente teñidas de rojo, duras y compactas.
Contiene algunas capas de limonita y areniscas. Generalmente está fuertemente
bioturbada. Es notablemente homogénea, pese a su contenido variable de limo, con
intercalaciones locales de areniscas o conglomerados de guijarros. Intercaladas, y
generalmente hacia la base de la formación, se han observado cuerpos de arena.
Ocasionalmente, se presenta calcita como cemento en las capas de limolita y en
diaclasas verticales. Los únicos fósiles hallados en la Formación Carrizal son
acritarcos, organismos unicelulares de afinidad incierta, los cuales han sido descritos
en estudios publicados por Stover (1967), Di Giacomo (1985) y Sinanoglu (1986). En
25
estos estudios se mencionan los géneros Michrystridium, Dictyotidium, Gorgonios
phaeridium, Gonios phaeridium, Leiosphaeridia, Skigiagia, etc. (PDVSA-INTEVEP,
1997).
2.3.7 Formación Canoa (Mesozoico- Cretácico)
Van Erve (1985) realizó determinaciones de edades de la sección cretácea, en el
subsuelo del área Zuata, del Campo Faja del Orinoco, en base de palinomorfos. Kiser
(1987) y Vega y de Rojas (1987) describen y discuten brevemente la distribución de
esta formación en las áreas de Machete y Zuata, respectivamente, del Campo Faja del
Orinoco (PDVSA-INTEVEP, 1997).
Conglomerados de grano fino y areniscas conglomeráticas, areniscas, limolitas
y arcillitas generalmente moteadas con manchas grises, gris verdoso, amarillo,
marrón, rojo, púrpura (Hedberg, 1950). Se encuentran también algunos intervalos de
grano grueso, areniscas y limolitas blanquecinas, pulverulentas e intercalaciones de
arcilita gris azulada, con restos de plantas. En el subsuelo de Guárico, consta de
lutitas y arcilitas irregularmente estratificadas, típicamente abigarradas, en tonos de
gris, verde, rojo, amarillo y morado, con algunas areniscas moteadas. El conjunto de
minerales pesados característicos de esta unidad, corresponden a una suite verde
(magnetita-ilmenita-zircón-turmalina-epídoto-zoisita); y menores cantidades de
estaurolita y anfíboles sin diferenciar (PDVSA-INTEVEP, 1999).
Hedberg, describió a la Formación Canoa en el área de Machete como
predominantemente arenas fluviales masivas, no consolidadas (PDVSA-INTEVEP,
1999).
El contacto inferior es marcadamente discordante sobre una superficie
aparentemente peniplanada, constituida por rocas ígneas y metamórficas del
26
basamento, o localmente con las Formaciones Hato Viejo y Carrizal. El contacto
superior es transicional y marca un cambio de facies predominantemente continental
(Formación Canoa), a facies dominantemente marinas suprayacentes (Miembro La
Cruz de la Formación Tigre) (PDVSA-INTEVEP, 1999).
2.3.8 Formación Tigre (Mesozoico- Cretácico)
La Formación Tigre suprayacente y transicional a la Formación Canoa se
compone de más interior a superior de los miembros La Cruz, formado por areniscas
lenticulares y lutitas negras carbonaces, infante, con calizas densas fosilíferas y
glauconiticas y guaninita formada por lutitas, areniscas y calizas ftaniticas. Hacia el
Oeste y Suroeste de la Faja Petrolífera del Orinoco en el miembro Infante pasa a
sedimentos clásticos (PDVSA-INTEVEP, 1999).
La Formación es una secuencia variable, irregularmente estratificada, de
areniscas y limolitas de grano fino, glauconíticas, gris a gris verdoso areniscas
gruesas friables y espesas, limolitas gris a gris verdoso y lutitas carbonosas y
fosfáticas (Hedberg et al. 1950). Hay intercaladas en la sección, calizas dolomíticas y
dolomias en capas blanquecinas, delgadas, duras y con frecuencia fosilíferas y
glauconíticas. Se presentan pocos intervalos de arcilitas blancas y moteadas (PDVSA-
INTEVEP, 1999).
2.3.9 Formación Merecure (Cenozoico-Oligoceno)
Esta es reconocida en el subsuelo de la Subcuenca de Maturín, al Sur del frente
de deformación y en los campos de Anaco Marca la transgresión del oligoceno y
relleno de la cuenca durante el Oligoceno Medio y Mioceno Inferior. Este grupo,
depositados en un ambiente marino somero, está constituido principalmente por
arenas y areniscas de carácter masivo típico de ambiente fluvial a continental con
27
intercalaciones de lutita, limolitas y numerosos niveles de lignito (PDVSA-
INTEVEP, 1999).
Su contacto inferior es discordante con el Grupo Temblador o con el grupo
Santa Anita, o directamente con el basamento hacia la parte Sur de la Cuenca Oriental
del Venezuela. El contacto superior es concordante con la Formación Oficina. La
Formación Merecure representa, junto con la Formación Oficina, las principales
unidades productoras de hidrocarburos en la Cuenca Oriental (PDVSA-INTEVEP,
1999).
2.3.10 Formación Oficina (Cenozoico- Mioceno)
Hedberg (1965) describe la Formación Oficina como una alternancia de lutitas
grises, gris oscuro y gris marrón, intercaladas e interestratificadas con areniscas y
limolitas de color claro y grano fino a grueso. Componentes menores, pero
importantes de la unidad, son las capas delgadas de lignitos y lutitas ligníticas,
arcillas verde y gris claro, con esférulas de siderita, areniscas siderítico-glauconíticas
y calizas delgadas. El material carbonoso es común, y en algunos pozos pueden
encontrarse hasta 40 ó 50 capas de lignito, que varían desde pocos centímetros hasta
60 cm. de espesor y que son de considerable valor en las correlaciones. Muchas de las
areniscas pueden ser llamadas asperones, otras son conglomeráticas, con guijarros de
cuarzo y ftanita (PDVSA-INTEVEP, 1999).
En general, las areniscas se hacen más abundantes, de mayor espesor y de grano
más grueso hacia las base de la formación. Un conjunto de minerales pesados
granate-cloritoide, caracteriza la formación en la parte Occidental del Área Mayor de
Oficina; sin embargo, el cloritoide disminuye con la profundidad y hacia el Este, y así
en la parte Oriental del Área Mayor de Oficina, este conjunto granate-cloritoide es
28
reemplazado por el conjunto de granate estaurolita con abundante ilmenita (PDVSA-
INTEVEP, 1999).
La Formación Oficina de la Faja Petrolífera del Orinoco, dividiéndola en tres
unidades: la Unidad I (Miembro Morichal del área de Cerro Negro; Formación
Oficina Inferior en Zuata) caracterizada por areniscas masivas progradantes y la
intercalación de lutitas y areniscas transgresivas; la Unidad II (Miembro Yabo del
área de Cerro Negro; Formación Oficina Media en Zuata) representa una secuencia
lutítica con intercalaciones ocasionales de arenisca y limonitas; la Unidad III
(Miembros Jobo y Pilón del área de Cerro Negro; Formación Oficina Superior de
Zuata) es una secuencia predominantemente arenosa (PDVSA-INTEVEP, 1999).
La Formación Oficina se sedimentó en un inmenso complejo fluvio-deltaico,
donde son comunes las arenas lenticulares y de relleno de canales de ríos. Campos et.
al., (1985) establecen que la Formación Oficina del Norte del corrimiento de Anaco,
se acumuló en condiciones marinas marginales a neríticas, con mayor influencia
marina en la parte media (González de Juana, Iturralde, C; Picard, X, 1980).
La Formación Oficina en casi toda su extensión, se encuentra infrayaciendo de
manera concordante a la Formación Freites, caracterizada principalmente por
arcillitas verdes a verdosas. Hedberg indicó que se puede dividir en tres intervalos
con base a la presencia de areniscas cerca del tope y de la base de la formación en
contraste con la parte, media y mayor de la unidad, especialmente lutítica (PDVSA-
INTEVEP, 1999).
2.3.11 Formación Freites (Cenozoico-Mioceno)
La Formación Freites se extiende, en el subsuelo, a través de todo el flanco Sur
de la Subcuenca de Maturín casi hasta el río Orinoco. Descansa concordante sobre la
29
Formación Oficina, solo presenta una relación discordante en la región de Anaco. Se
encuentra en los estados Anzoátegui y Monagas, Flanco Sur de la cuenca.
Litológicamente, se caracteriza principalmente, por espesos intervalos lutíticos
fosilíferos interrumpidos por delgadas y escasas capas de areniscas, generalmente de
espesor menor a 10 pies, siendo muy frecuentes de 3 a 5 pies. El ambiente de
sedimentación es marino (PDVSA-INTEVEP, 1999).
2.3.12 Formación Las Piedras (Cenozoico-Mioceno)
Las Formación aflora en la porción septentrional de los estados Anzoátegui y
Monagas. En el subsuelo se extiende al Este hasta Pedernales, Territorios Delta
Amacuro y Golfo de Paria. Hacia el Sur, llega a las cercanías del Río Orinoco en la
Faja Petrolífera. En su parte, la Formación Las Piedras, se depositó en agua dulce a
salobre, y consiste en arenas ligníticas y conglomératicas. En la parte Central y
Surcentral de la cuenca se halla en contacto estratigráfico concordante con la
Formación Freites infrayacente; mientras que en la región de Anaco se encuentra
discordante sobre Freites y Oficina. Consiste principalmente en sedimentos finos mal
consolidado, que incluyen areniscas y limolitas más o menos carbonosas, lutitas
arcillosas y lignitos. Hacia el Norte, incluye una zona basal conglomerática (PDVSA-
INTEVEP, 1999).
2.3.13 Formación Mesa (Cuaternario-Pleistoceno)
La Formación Mesa consiste de arenas de grano grueso y gravas, con cemento
ferruginoso cementado y muy duro; conglomerado rojo a casi negro, arenas blanco-
amarillentas, rojo y púrpura, con estratificación cruzada; además contiene lentes
discontinuos de arcilla fina arenosa y lentes de limolita. En la Mesa de Tonoro se
observan capas lenticulares de conglomerado, arenas, y algunas arcillas. Al Noroeste
de Santa Rosa existe una capa lenticular de conglomerado, de más de 25 m de
30
espesor, con delgadas intercalaciones de arenas (González de Juana, Iturralde, C;
Picard, X, 1980).
La Formación Mesa es producto de una sedimentación fluvio-deltaica y
paludal, resultado de un extenso delta que avanzaba hacia el Este en la misma forma
que avanza hoy el delta del Río Orinoco. El mayor relieve de las cordilleras
septentrionales desarrolló abanicos aluviales que aportaban a la sedimentación
clásticos de grano más grueso, mientras que desde el Sur el aporte principal era de
arenas. En la zona central, postuló la existencia de ciénagas. Los sedimentos de la
formación representan depósitos torrenciales y aluviales, contemporáneos con un
levantamiento de la Serranía del Interior (González de Juana, Iturralde, C; Picard, X,
1980).
El espesor de la Formación Mesa es muy variable, pero en términos generales
disminuye de Norte a Sur, como consecuencia del cambio en la sedimentación fluvio-
deltaica y aumenta de Oeste a Este, por el avance de los sedimentos deltaicos. En la
Mesa de Maturín, la Formación Mesa tiene un espesor máximo de 275 m, mientras
que en el Estado Bolívar rara vez llega a los 20 m (González de Juana, Iturralde, C;
Picard, X, 1980).
2.3.14 Pliegues y fallas principales en la Cuenca Oriental
La característica más sobresaliente en el fallamiento de la Cuenca Oriental son
dos líneas de corrimiento subparalelas de las cuales, la situada al Noreste, constituye
el corrimiento frontal de Guárico y la situada al Este de la depresión de Barcelona, el
sistema de corrimiento frontal de Anzoátegui y Monagas. Entre ambos sistemas
existe una diferencia en cuanto a su significación como elementos de una cuenca
petrolífera. La línea de corrimiento de Guárico constituye el límite septentrional del
sector Noreste de la Cuenca, al Norte del cual no existen campos petroleros. Por el
31
contrario, el sistema de Anzoátegui y Monagas se extiende hacia el Sur de la Serranía
del Interior Oriental, por debajo de planicies con anchuras variables entre 15 y 40
km., en las cuales se han desarrollado campos petrolíferos importantes, como
Quiamare al Oeste y Quiamare al Este, que forman parte de la Cuenca Oriental
(Schlumberger, 1997).
Una tercera línea de corrimiento, de gran importancia en la producción de
petróleo, atraviesa la parte central de la Cuenca. En conexión con el corrimiento se
conoce en su flanco Norte numerosas estructuras dómicas cuya producción de
petróleo se agrupa en cinco campos principales. En el área de Guárico se presenta un
corrimiento frontal, este corrimiento se encuentra en el Piedemonte de Cojedes,
Guárico y la parte Noroccidental de Anzoátegui con una longitud aproximada 400 km
entre el meridiano de San Carlos al Oeste hasta la Costa de Píritu al Este, formado, en
sentido petrolífero, el límite Norte de la parte Occidental de la Cuenca. La línea de
corrimiento está segmentada por fallas oblicuas de dirección Noreste-Sureste, con
movimiento transcurrente dextral (Figura 2.8) (Schlumberger, 1997).
Figura 0.42.8 Rasgos de la Cuenca Oriental de Venezuela. (Schlumberger, 1997).
32
2.3.15 Faja Petrolífera del Orinoco
La Faja Petrolífera del Orinoco representa el borde meridional extremo de la
Cuenca Oriental de Venezuela. Las zonas de reconocido potencial petrolífero
pertenecen al Cretáceo y al Terciario Superior, y los sedimentos perforados indican
ambientes de muy poca profundidad, desarrollados sobre penillanuras erosiónales
ocasionadas durante dos períodos de hiatos, en la región situada cerca del borde
septentrional del Cratón Guayanés. En esta zona las columnas sedimentarias poseen
profundidades de soterramiento que fueron insuficientes desde el momento mismo de
su sedimentación (González de Juana, Iturralde, C; Picard, X, 1980).
La columna sedimentaria que se perfora en la Faja Petrolífera del Orinoco
comprende tres ciclos distintos. Un primer ciclo de edad Paleozoico Superior se
encuentra en contacto discordante sobre el complejo Ígneo-Metamórfico del Cratón
de Guayana y comprende las Formaciones Hato Viejo y Carrizal. La primera de ellas
muestra areniscas arcósicas de grano grueso y posiblemente para por transición a la
sección limolítica de Carrizal (González de Juana, Iturralde, C; Picard, X, 1980).
Los gigantescos volúmenes de petróleo pesado y extrapesado de la Faja
Petrolífera del Orinoco, no satisface el balance de materiales para una fuente solo del
Cretácico y por ello se piensa en la posibilidad de fuentes adicionales de
hidrocarburos de edad Paleozoico. También se ha especulado en la superposición de
“foredeeps” o antefosas o surcos o “trenches” que bordeaban un arco de islas o
cinturón orogénico en general (Audemard y Serrano, 2001), cretácico sobre
paleozoico para explicar los grandes volúmenes requeridos de petróleo para acumular
tan gigantescos volúmenes en la Faja del Orinoco (Figura 2.9) (González de Juana,
Iturralde, C; Picard, X, 1980).
33
Figura 2.9 Ubicación Geográfica de la Faja Petrolífera del Orinoco. (González D,
2005).
2.3.15.1 Estratigrafía de la Faja Petrolífera del Orinoco
Las rocas del sub suelo de la Faja abarcan edades desde el Precámbrico hasta el
Reciente, afectadas por varios períodos tectónicos con eventos regionales que
favorecieron la culminación de grandes cantidades de petróleo. Los intervalos de
mayor interés pertenecen al Terciario, y localmente al Cretáceo. Las capas
sedimentarias se depositaron sobre un basamento Ígneo-Metamórfico, esencialmente
granítico, perteneciente al Escudo de Guayana. Representan un conjunto deltaico con
su origen en los sistemas fluviales del macizo (Ramírez, J., 2011).
2.3.15.2 Estructura de la Faja Petrolífera del Orinoco
Se caracteriza estructuralmente como una tectónica de bloques con fallas
normales tensiónales, sin evidencia de plegamientos mayores (Ramírez, J., 2011).
34
El salto vertical de las fallas regularmente no excede los 200 pies. Los rasgos
regionales predominantes permiten identificar dos provincias tectónicas, separadas
por el sistema de fallas de Hato Viejo (Ramírez, J., 2011).
La estructura al Sur de Monagas y de la Faja Petrolífera del Orinoco se describe
como un homoclinal de suave buzamiento hacia el Norte (3° a 4°) cortado por fallas
normales de rumbo predominante noreste y un sistema más joven de direcciones
Noroeste (Figura 2.10) (Ramírez, J., 2011).
Figura 0 .52.10 Características de la Cuenca Oriental de Venezuela, mostrando la
ubicación de la Faja Petrolífera del Orinoco (Schlumberger, 1997).
35
2.4 Geología local
2.4.1 Descripción del Campo Dobokubi
El Campo Dobokubi fue descubierto en 1936 por el pozo CAN-2 perforado por
la empresa Menegrande. Abarca una extensión de 660 Km² y cuenta en la actualidad
con un POES de 5671 MMBN y un GOES de 345 MMMPCN. La gravedad API del
crudo varía entre 9 y 11.8 grados, las porosidades promedios de 22,5 y 37,5 %, y
permeabilidades que van desde 400 hasta 5113 mD. Los prospectos más importantes
se encuentran hacia la base de la formación Oficina en los niveles estratigráficos S5 y
U1U y en el tope de la Formación Merecure U2U, U2L y U3U. También observamos
prospectos hacia la base de la formación Freites como Mu, Lamda U y Lamda L, sin
embrago pensando en la producción de petróleo en estos últimos niveles se deben
crear mecanismos de control de agua por cuanto los volúmenes de hidrocarburos se
encuentran en contacto con el agua de formación (PDVSA-DIGA, 2004).
2.4.2 Secuencia sedimentaria del Campo Dobokubi
La secuencia sedimentaria presente en el área del campo Dobokubi, comienza
con las arenas de la Formación Merecure de edad Oligoceno, depositadas
discordantemente sobre el basamento ígneo-metamórfico del Escudo de Guayana de
edad Precámbrica o remanente del Cretáceo. Representa una serie de canales apilados
depositados sobre una planicie deltaica. Suprayacente a las mismas sigue una
secuencia alternante de areniscas no consolidadas, lutitas, limonitas y lignitos
pertenecientes a la Formación Oficina de edad Miocena que fueron depositadas en
ambiente fluvial (Figura 2.11) (PDVSA-DIGA, 2004).
36
Figura 2.11 Columna estratigráfica del Campo Dobokubi. (PDVSA-DIGA,
2004).
Sobre la Formación Oficina se depositaron las lutitas y limolitas transgresivas
de la Formación Freites, de edad Mioceno medio y de ambiente marino poco
profundo. La parte superior de las secuencias la constituyen las arenas y arcillas de
las formaciones Las Piedras de edad Pliocena y de ambiente continental – fluvial, y la
Formación Mesa de edad Pleistoceno y de ambiente fluvial (PDVSA-DIGA, 2004).
37
2.4.3 Geología estructural del Campo Dobokubi
Localmente la estructura está representada por un homoclinal fallado dentro de
un régimen extensivo que buza al Norte con una inclinación de 2 grados promedio,
también se identifica en el campo Dobokubi pequeños altos estructurales (Figura
2.12).
Figura 2.12 Mapa estructural del área Hamaca (Corpoven, 1991).
Estos altos relativos en la estructura son importantes en la formación de
significativas acumulaciones de hidrocarburos. El patrón principal de fallamiento está
definido por fallas normales de dirección Suroeste–Noreste y buzamiento Noroeste,
las cuales son interceptadas por fallas secundarias de dirección Sureste–Noroeste y
que conforman el final de la actividad tectónica del área. El entrampamiento en el
cuadrángulo Dobokubi es de tipo combinado, con fallas y controles litológicos
laterales (PDVSA-DIGA, 2004).
38
2.4.4 Registro tipo del Campo Dobokubi
El registro del pozo MFD 23-2 se consideró como el registro tipo, en el cual se
observa el desarrollo de las arenas, y las respuestas características de las curvas de
potencial espontáneo, resistividad, conductividad, densidad – neutrón y caliper
(Figura 2.13).
Figura 2.13 Registro tipo.
39
CAPÍTULO III
MARCO TEÓRICO
3.1 Antecedentes de la investigación
El Campo Dobokubi es un Campo en desarrollo, en el cual se han realizado
trabajos de investigación bajo la observación de la Superintendencia de Yacimientos
Pesado, a continuación se nombran algunos de estas investigaciones que han servido
de guía para el desarrollo de los objetivos planteados:
Cesar A. Saavedra H. (2010). “REINTERPRETACIÓN DEL MODELO
GEOLÓGICO DE LA ARENA U1S DE LOS YACIMIENTOS MS-423, LG-452,
LM-458, LM 455, LM-470, LG-490 PERTENECIENTE AL CAMPO DOBOKUBI
DE LA FORMACIÓN OFICINA, DISTRITO SAN TOMÉ, ESTADO
ANZOÁTEGUI”. El objetivo principal de este estudio fue realizar la actualización
del modelo geológico de la arena U1S con la finalidad de sincerar las reservas
asociadas a la arena. Esta investigación es de interés para el trabajo de grado debido a
que se enfocaba en la reinterpetacion de una arena productora en el mismo campo en
estudio pudiendo brindar guía a los análisis multidisciplinarios que se llevaron a
cabo.
De igual manera Jean C. Flores R. (2009), llevo a cabo una investigación
denominada “INTERPRETACIÓN DEL MODELO GEOLÓGICO DE ARENAS S5
Y T PERTENECIENTES A LA FORMACIÓN OFICINA DEL CAMPO
DOBOKUBI, PARA EL DESARROLLO DE LAS RESERVAS NO PROBADAS,
DISTRITO SAN TOMÉ, ESTADO ANZOÁTEGUI”. El objetivo fundamental de
este estudio fue realizar la interpretación del modelo geológico de las arenas S5 y T,
con la finalidad de desarrollar las reservas de hidrocarburos no probadas dentro de
estos niveles.
40
3.2 Fundamentos teóricos
3.2.1 Modelo Geológico
El modelo geológico en general, consta de modelos más detallados de acuerdo
con las diversas disciplinas de la geología, es decir un modelo geológico consta de un
modelo estructural, un modelo sedimentario-estratigráfico y un modelo litológico.
Uno de los objetivos del modelo geológico es determinar la heterogeneidad del
yacimiento e identificar su influencia en las propiedades petrofísicas de las rocas y en
las características que tendrá el flujo de fluidos al momento de la producción de
hidrocarburos (PDVSA, 2009).
3.2.2 Modelo estratigráfico
El objetivo básico del modelo estratigráfico es demostrar la arquitectura de las
unidades de flujo presentes en el área determinada y su incidencia en la generación
del modelo sedimentológico (PDVSA-CIED, 1997).
El primer paso para la construcción de éste consiste en realizar una correlación
regional con perfiles o registro eléctricos de pozos y a la vez una correlación
detallada del horizonte estratigráfico prospectivo basándose en marcadores litológicos
confiables en el área, tales como lutitas marinas y lignitos, que muestran buena
continuidad lateral en la secuencia sedimentaria y se aprecian en los registros
(PDVSA-CIED, 1997).
3.2.3 Modelo estructural
El objetivo de este proceso es definir la orientación y geometría de los
elementos estructurales del área de estudio que pudieran intervenir en el
41
entrampamiento de los hidrocarburos y permiten determinar la posición exacta del
yacimiento en el subsuelo (Holmes, A., 1962).
La estructura a diferencia de la sedimentación, es un aspecto geológico de gran
consistencia a lo largo de la secuencia estratigráfica, y de importancia al momento de
definir eventos tectónicos (Holmes, A. 1962).
La construcción del modelo estructural se basa en la sísmica y registros de
pozos con el objeto de demostrar la profundidad de las estructuras a través de mapas
estructurales de topes marcadores y planos de fallas (PDVSA-CIED, 1997).
El Datum en las secciones estructurales es un valor numérico de profundidad
desde el cual se cuelgan los perfiles de los pozos que se estudien. La dirección o
rumbo de este tipo de secciones depende del objetivo para la cual se realiza; si el
objetivo es mostrar las mayores prominencias estructurales, las secciones se realizan
en dos direcciones, paralela al eje de la estructura y perpendiculares a la misma, en
esta última se muestra el buzamiento real de la estructura como falla existente
(Holmes, A. 1962).
3.2.4 Modelo sedimentológico
La caracterización sedimentológica de un yacimiento comprende una serie de
procesos cuya finalidad es establecer la geometría, orientación, distribución y calidad
física de los depósitos. Esta información es posteriormente integrada con la
proveniente de otras disciplinas permitiendo establecer la arquitectura de unidades de
flujos y los yacimientos presentes en el área (Figura 3.1) (Holmes, A.1962).
42
Figura 3.1 Criterios para interpretación de Electrofacies (Moreno, J. 2012).
3.2.5 Modelo petrofísico
Con el análisis petrofísico se pueden relacionar las propiedades (físicas y
texturales) y características fundamentales de la roca, básica para la evaluación de
una arena de interés; muchas de estas propiedades se pueden medir directamente en el
laboratorio mediante el análisis de núcleos, muestras de pared, entre otras; también
los perfiles de pozos permiten realizar medidas de una manera práctica y con buena
efectividad (CORPOVEN, 1991).
Se conoce que mediante estudios petrofísicos se pueden obtener informaciones
básicas, tales como porosidad, saturación de fluidos, mineralogía de la formación,
movilidad del petróleo, distinguir entre gas y petróleo, permeabilidad y distribución
del tamaño de los granos y su densidad (CORPOVEN, 1991).
43
Estas informaciones, dependiendo de las necesidades, se pueden obtener a partir
de los registros, tanto para una sola zona de todos los pozos del campo (uno o más
yacimientos), como para todas las zonas de todos los pozos (CORPOVEN, 1991).
Es de recordar que en un campo, visto integralmente como una unidad, los
pozos constituyen puntos de él, por lo tanto estas informaciones petrofísicas son de
cada uno de estos puntos. Como se sabe, las características petrofísicas varían
horizontalmente dentro del campo. Para tener un buen control de esta variación, es
necesario tener suficiente número de pozos bien distribuidos y que ellos tengan
además los registros necesarios para efectuar la evaluación petrofísica requerida. Para
tener una visión integral de la distribución de las características petrofísicas de un
campo (CORPOVEN, 1991).
3.2.6 Ambiente sedimentario
Un ambiente sedimentario es una parte de la superficie terrestre caracterizada
por un conjunto de condiciones físicas y biológicas bajo las cuales se acumulan los
sedimentos. Los ambientes sedimentarios ejercen un gran control sobre las
configuraciones geométricas, características petrofísicas y litológicas de los
sedimentos depositados en ellos. Todos los diversos ambientes deposicionales son
consecuencia de los procesos de erosión, transporte y deposición de sedimentos.
Estos ambientes pueden volverse muy complejos a medida que el sedimento es
trabajado, erosionado y transportado a otro lugar. El viento, la lluvia, las corrientes,
las olas y mareas, etc., todos estos factores desempeñan un papel importante en el
ciclo de sedimentación. Según el modelo, la sedimentación fluvio – deltaica tiene
lugar en tres ambientes distintos de fuerte interrelación: fluvial, deltaico y prodeltaico
(Figura 3.2 y Tabla 3.1). (Schlumberger, 1997).
44
Figura 0.13.2 Ambientes sedimentarios (Schumberger, 1997).
Tabla 3.1 Clasificación general de los ambientes sedimentarios. (Schlumberger,
1997).
SITIO PRIMARIO DE
SEDIMENTACIÓN
SISTEMAS PRINCIPALES
CONTINENTAL
Fluvial, Desértico, Lacustre,
Glacial, Volcaniclástico.
TRANSICIONAL-COSTERO
Deltaico, Lagunar, Estuario,
Playa, Barras de arena, Planicie de
mareas.
MARINO
Plataforma carbonatada,
Plataforma siliciclástica, Abanico
submarino, Planicies abisales.
3.2.7 Ambiente continental
En lo que respecta al depósito continental, podemos mencionar que los
sedimentos son acumulados dentro de cinco sistemas bien definidos: fluvial,
desértico, lacustre, glacial y volcánico. Cada uno de ellos presenta ambientes
sedimentarios que lo caracteriza, aunque esto no quiere decir que sean exclusivos de
45
dicho sistema. Por ejemplo, los sedimentos fluviales son depositados principalmente
por ríos generados en regiones húmedas; sin embargo, dentro de los sistemas
desérticos, volcánico y glacial, también se tiene el desarrollo de ríos que depositan el
material, pero con características sedimentológicas diferentes (Allen, G. 1989).
Los depósitos que se generan en los sitios continentales son sedimentos
predominantemente detríticos que se caracterizan por un contenido fosilífero escaso,
llegando a dominar en algunos casos, restos de madera fósil y algunos vertebrados.
Sin embargo, pueden presentarse productos subordinados tales como calizas de agua
dulce que contengan una gran cantidad de invertebrados fósiles. Inclusive, en
aquellos sedimentos finos de planicies de inundación fluvial o lacustre, podemos
encontrar una diversidad de polen y esporas (Allen, G. 1989).
Sistema fluvial: los depósitos fluviales están constituidos por sedimentos que se
acumulan a partir de la actividad de los ríos y los procesos de deslizamiento por
gravedad asociados. Aunque estos depósitos se están generando actualmente bajo una
diversidad de condiciones climáticas, desde desérticas hasta glaciales, se reconocen
cuatro sistemas fluviales bien definidos: a) sistema de abanicos aluviales, b) sistema
de ríos trenzados, c) sistema de ríos meándricos, y d) sistema de ríos anastomosados.
Además de su papel como receptores de información geológica valiosa, los depósitos
fluviales también son importantes en el aspecto económico, ya que son, desde
proveedores de material para la construcción, hasta contenedores de yacimientos
minerales y de agua subterránea (Figura 3.3) (Allen, G., 1989).
46
Figura 3.3 Sistema fluvial (Grijalva. F y González, A., 1985).
Métodos recientes que intentan clasificar, describir e interpretar los sedimentos
fluviales de una manera estandarizada están basados en parámetros como: la jerarquía
de los estratos y las superficies limítrofes; las litofacies; la asociación de litofacies o
elementos arquitecturales; y la geometría de los cuerpos sedimentarios (Allen, G.
1989).
3.2.8 Ambiente deltaico
Un delta se forma cuando un río cargado de sedimentos entra a un cuerpo de
agua, perdiendo de esta manera su capacidad de carga o transporte de sedimento. En
general la forma del depósito deltaico depende de: La relación de densidades entre el
agua proveniente del río y la del cuerpo de agua en la cual el río desemboca. La
47
capacidad de los procesos marinos, olas y mareas para retrabajar la carga
Sedimentaria aportada por el río (Galloway & Hobday., 1996).
Existen además de los factores ya mencionados, otros que pueden influir en la
morfología de los depósitos deltaico y en la dinámica de construcción/destrucción del
sistema tales como la naturaleza y geometría de la cuenca receptora, naturaleza de la
cuenca hidrográfica drenada, el marco tectónico, el gradiente de la plataforma y el
clima, además de los cambios relativos del nivel del mar (Galloway & Hobday,
1996).
Un delta se produce por la competencia entre la depositación debido a procesos
constructivos del sistema fluvial y el retrabajo y la redistribución de los sedimentos
debido a los procesos destructivos (Galloway & Hobday, 1996).
Dentro de los procesos constructivos están el relleno y la migración de canales,
avulsión de canales y formación de lóbulos, abanicos de rotura y agradación de la
planicie deltaica. Como procesos destructivos se pueden mencionar la redistribución
de los sedimentos causada por el oleaje, corrientes, mareas, la compactación y los
transportes gravitacionales de masa (Galloway & Hobday, 1996).
Clasificación de los deltas: la morfología y los patrones de distribución de los
sedimentos en deltas modernos muestran que existen tres procesos básicos que
determinan la geometría y la distribución de las facies arenosas en un delta los cuales
son: a) aporte de sedimento, b) flujo de energía de las olas, c) flujo de energía de las
mareas (Galloway & Hobday., 1996).
Basándose en estos procesos Galloway y Hobday, (1996) han podido
establecer una clasificación de los deltas, en la cual aparecen deltas dominados
fluvialmente, deltas dominados por olas y deltas dominados por mareas. Sin embargo,
48
muy pocos deltas se encuentran dominados por uno solo de estos procesos, sino que
son el reflejo de la combinación del impacto entre el proceso constructivo fluvial y
los procesos destructivos del oleaje y de la marea (Figura 3.3).
3.2.8.1 Deltas dominados por ambiente fluvial
En un sistema deltaico dominado fluvialmente, la tasa y el volumen de aporte
de sedimento, excede la capacidad flujo marino. Dependiendo del dominio relativo
que tengan los procesos constructivos fluviales sobre los destructivos, la geometría de
los lóbulos del delta serán altamente elongados y digitados a redondeados o lobulares
(Galloway & Hobday, 1996).
Figura 3.4 Tipos de Deltas. Fluvial, de Marea y por Oleaje. (Coleman & Prior.1992).
49
3.2.8.2 Deltas dominados por oleaje
En un sistema deltaico dominado por oleaje, los sedimentos que inicialmente se
han depositado en la boca de los canales distributarios es retrabajado por el oleaje y
redistribuido a lo largo del frente deltaico por las corrientes costeras. Barras de
desembocaduras de forma arqueadas, consistiendo de crestas de playa coalescentes
(Figura 3.3) (Galloway & Hobday, 1996).
3.2.8.3 Deltas dominados por mareas
A medida que el rango de las mareas se incrementa, lo mismo sucede con las
corrientes de mareas, las cuales modifican la geometría de la desembocadura de los
canales distributarios y redistribuyen los sedimentos que han sido depositados en la
boca de los mismos. En este caso, al contrario de los deltas dominados por oleaje, la
dirección de transporte del sedimento es principalmente perpendicular a la costa,
hacia dentro y hacia fuera del canal, sobre un extenso prodelta de aguas poco
profundas construido por la mezcla y decantación rápida de los sedimentos en
suspensión. Las barras de desembocadura son retrabajadas como una serie de barras
elongadas que se extienden tanto dentro de la boca de los canales distributarios como
en la plataforma del delta subacuática (Figura 3.3) (Galloway & Hobday, 1996).
Facies y ambientes depositacionales de un ambiente deltaico: según Coleman y
Prior (1992), una llanura deltaica generalmente puede ser subdividida en dos marcos
fisiográficos, una donde los componentes son subaéreos y otros donde son
subacuáticos. Los componentes subaéreos se dividen frecuentemente en llanura
deltaica alta y baja (Figura 3.4).
50
Figura 3.5 Asociación de facies en un modelo deltaico. (Coleman & Prior, 1992).
3.2.8.4 Llanura deltaica alta
Según Coleman y Prior, (1992) los ambientes depositacionales más importantes
que se desarrollan en la llanura deltaica alta son: canales entrelazados y canales
meandriformes, relleno lacustrino de delta, ciénagas y llanuras de inundación
(pantanos, ciénagas y lagos de agua dulce). (Figura 3.5).
Depósitos de canales meandriformes y distributarios: los ríos meandriformes
tienden a estar confinados a un solo canal principal, caracterizado por bancos
cohesivos que difícilmente se erosionan (Coleman y Prior, 1992).
Estos presentan una gran sinuosidad, se desarrollan en lugares con una baja
pendiente y una carga sedimentaria principalmente de tamaño fino. Esta abundancia
de sedimentos finos permite la construcción de extensas llanuras fluviales arcillosas
que estabilizan las márgenes de los canales, frenando la migración lateral de los
mismos (Coleman y Prior, 1992).
51
Llanuras de inundación: las llanuras de inundación se forma por la acreción
vertical en la cual se acumulan sedimentos de grano fino que han sido transportados
en suspensión cuando en periodos de inundación el río se desborda. Estos depósitos
están constituidos por limos, limos arcillosos y arcillas, masivos, ricos en materia
orgánica y en depósitos de carbón (Coleman y Prior, 1992).
Depósitos de canal: se encuentran constituidos principalmente por depósitos
de fondo de canal y están compuestos por material grueso que el río solo puede
mover durante periodos de inundación, donde la velocidad de la corriente es máxima.
Estos depósitos son por lo general discontinuos, delgados y presentan forma
lenticular. La estratificación no se observa en estos materiales gruesos, pero la
imbricación de guijarros es común. El material que los constituye es grueso, tales
como grava, bloques parcialmente consolidados de arcillas que han sido localmente
erosionadas de las paredes del canal, pudiendo también encontrarse fragmentos de
madera, etc. Están recubiertos por sedimentos de grano más fino, que corresponden a
las barras de canal (Coleman y Prior, 1992).
Depósitos de diques: durante las crecidas el nivel del agua aumenta y el río
desborda el canal. Esto provoca la sedimentación de materiales en suspensión en el
margen del canal, formando los diques fluviales a uno y otro lado del canal. Estos
diques pueden alcanzar alturas de varios metros por una anchura de unos centenares
de metros (Coleman y Prior, 1992).
Depósitos de abanicos de rotura: en épocas de inundación pueden producirse
fisuras en los diques, a través de los cuales el agua circulara hacia la llanura de
inundación. En estas zonas se produce, entonces, un depósito de sedimentos cuyas
partículas pueden ser incluso superiores al del material de los diques; suelen ser
arenas de grano medio a fino que alternan con limos arenosos y arcillosos (Coleman y
Prior, 1992).
52
Canales abandonados: los meandros pueden ser abandonados gradualmente
o violentamente Cuando son abandonados gradualmente, el río progresivamente
invade la llanura de inundación, y simultáneamente el flujo disminuye gradualmente
en el canal principal. La disminución paulatina en el flujo del canal provoca el
abandono gradual del meandro, lo cual se refleja en los sedimentos por el desarrollo
de espesas secuencias con estructuras sedimentarias de bajo flujo (esencialmente
laminación cruzada de rizaduras) (Coleman y Prior, 1992).
Después de que el canal es completamente abandonado, se forma un lago con
forma de herradura, donde la sedimentación está restringida a finos (arcillas y limos)
que se depositan durante los periodos de inundación de la corriente principal
(Coleman y Prior, 1992).
Llanura deltaica baja: se desarrolla donde ocurre la interacción fluvial-
marina y se extiende desde él límite de la marea baja hasta él límite de la marea alta,
por lo que su extensión se encuentra controlada por el rango de las mareas y por la
pendiente de la topografía (Coleman y Prior, 1992).
Los principales ambientes depositacionales de la llanura deltaica baja son:
depósitos de relleno de bahía (bahías interdistributarias, abanicos de rotura, diques
naturales) y relleno de canales distributarios abandonados (Figura 3.4) (Coleman y
Prior, 1992).
Depósitos de relleno de bahía: Los depósitos de relleno de bahía representan
arealmente la mayor parte de la llanura deltaica baja. Las bahías interdistributarias
son normalmente cuerpos de agua por lo general, completamente rodeados por
canales distributarios. Frecuentemente, sin embargo, las bahías interdistributarias se
encuentran parcialmente abiertas hacia el mar o conectadas a este por un pequeño
canal de marea (Coleman y Prior, 1992).
53
Canales distributarios: los canales distributarios presentan muchas de las
características de los canales fluviales. El flujo unidireccional es predominante, con
estados de fluctuaciones periódicas. Los sistemas de canales pueden tener o no una
alta sinuosidad dependiendo de la pendiente y del tamaño de grano del sedimento.
Los depósitos resultantes son por lo general granodecrecientes, aunque pueden ser
agradantes, y se inician con una base erosiva y con sedimentos gruesos que pasan a
arenas con estratificación cruzada que pueden alternarse con limos y arcillas
(Coleman y Prior, 1992).
Barras de desembocadura: las barras de desembocadura presentan
características mixtas entre canales fluviales distributarios y barra - cordón de playa.
El flujo unidireccional es predominante, con estados de fluctuaciones periódicas. Los
sistemas de boca de desembocadura no tienen una alta sinuosidad y son generalmente
muy sensibles a los fenómenos de marea. Los depósitos resultantes son por lo general
granocrecientes. Se inician con una base agradante con sedimentos finos y limosos
que pasan a arenas con estratificación tabular que pueden alternarse con limos y
arcillas (Coleman y Prior, 1992).
Playas y frente deltaico: las playas llegan a constituir la facies más
abundante en algunos deltas dominados por olas y oleaje, como es el caso de la
formación Oficina como paleo-delta del río Orinoco. Los depósitos característicos
presentan estratificación laminar de bajo ángulo y son granocrecientes como
consecuencia de la progradación de la anteplaya (Galloway & Hobway, 1996).
54
Figura 3.6 Secuencia lotilógica de una secuencia deltaica (Allen, GP et al. 1989).
3.2.9 Perfiles de pozos
Los registros o perfiles de pozos son una herramienta muy poderosa en el área
de las ciencias de la tierra, pues proporciona información “in situ” del subsuelo, que
difícilmente pueden ser obtenidas por otros métodos menos costosos (Schlumberger,
1983).
Pueden definirse como mediciones de diversos parámetros y propiedades físicas
de un pozo, tomadas a lo largo del mismo y bajo ciertos intervalos. De forma general
pueden agruparse en:
55
3.2.9.1 Perfiles resistivos
Entre los perfiles resistivos se pueden mencionar el Eléctrico Convencional
(EL), Lateral (LAT), Normal Corta (NC), Normal Larga (NL), Potencial Espontáneo
(SP), Laterolog (LL), Dual Laterolog (DLL), Inducción (IL) Doble Inducción (DIL),
Esférico (SFL) (PDVSA CIED, 1997).
3.2.9.2 Perfiles acústicos
Sónico Compensado (BHC). Sónico de Espaciamiento Largo, Sónico Digital
(PDVSA CIED, 1997).
3.2.9.3 Perfiles radioactivos
Densidad (FDC), Litodensidad (LDL), Neutrones (CNL) (SNP), Neutrón de
Doble Porosidad, Rayos Gamma (GR), Rayos Gamma Espectral (PDVSA CIED,
1997).
3.2.9.4 Perfil de potencial espontáneo (SP)
Esta curva es un registro producto de la diferencia de potencial eléctrico
existente entre un electrodo móvil y el potencial eléctrico de un electrodo fijo en
superficie. Por lo general, frente a las lutitas, la curva de potencial espontáneo SP,
define una línea más o menos recta en el registro, que se denomina “línea base de las
lutitas”. Mientras que, frente a las formaciones permeables, la curva muestra
desviaciones de espesor y tienden a alcanzar una deflexión esencialmente constante
que se ha de llamar una “línea base de arenas” (Schlumberger, 1983).
56
La deflexión puede ser a la izquierda (negativa) o a la derecha (positiva),
fenómeno que depende fundamentalmente de la diferencia de salinidad entre el agua
de formación y el filtrado. Si la salinidad del agua de formación es mayor, la
deflexión será hacia la izquierda, si es lo opuesto, la deflexión será hacia la derecha
(Schlumberger, 1983).
El potencial espontáneo se utiliza para:
1. Detectar capas permeables.
2. Realizar correlaciones litológicas.
3. Determinar valores de resistividad del agua de formación.
4. Dar valores cualitativos del contenido de arcillosidad.
3.2.9.5 Perfil de Inducción
El objetivo primordial de las medidas de resistividad, es medir en la zona no
invadida para obtener la resistividad verdadera (Rt) de la formación y con ella estimar
la saturación de agua y petróleo presente en la misma. El Registro de Inducción es
esencialmente el registro de las resistividades de las formaciones del subsuelo y de
los potenciales espontáneos generados en las perforaciones (PDVSA-CIED, 1997).
Este perfil se basa en campos electromagnéticos y en corrientes inducidas,
utiliza bobinas en vez de electrodos. El registro de inducción puede ser corrido con
lodos no conductivos donde resulta imposible para los demás dispositivos de
resistividad (PDVSA-CIED, 1997).
Existen dos versiones de este dispositivo, el Tradicional Inducción Sencillo
(EIL) y el Doble Inducción (DIL) (PDVSA-CIED, 1997).
57
Las sondas de inducción consisten de un sistema de varias bobinas transmisoras
y receptoras. A la bobina transmisora se envía una corriente alterna de intensidad
constante y de alta frecuencia. El campo magnético alterno de la bobina induce
corrientes secundarias en la formación, el cual a su vez transmite una corriente a la
bobina receptora. Esta corriente inducida en la bobina receptora es proporcional a la
conductividad y/o resistividad de la formación (PDVSA-CIED, 1997)
3.2.9.6 Registro de rayos Gamma
El perfil de Rayos Gamma o GR es la medida de la radioactividad natural de la
formación. Cuando las condiciones en el pozo son tales que no se puede obtener una
curva SP, ya que ofrece resultados alterados, se recomienda correr un registro de
“gamma ray”. Generalmente el registro de rayos gamma refleja el contenido de arcilla
de las rocas sedimentarias. Los elementos altamente radioactivos tienden a
concentrarse en las arcillas, por consiguiente las arcillas y arenas arcillosas muestran
una radioactividad alta, en tanto que las arenas limpias y carbonatos generalmente
exhiben niveles bajos de radioactividad. Las arenas presentan radioactividad mayor
de cero cuando presentan: feldespatos, cenizas volcánicas, fragmentos de rocas (como
Granitos, entre otras), aguas meteóricas enriquecidas con sales radioactivas y arcillas
laminadas dispersas (Schlumberger, 1983).
El registro de rayos Gamma permite:
1. Estimar el índice de arcillosidad.
2. Correlacionar las diferentes capas e intervalos.
3. Determinar las zonas aparentemente permeables e impermeables.
58
3.2.9.7 Perfiles de densidad
El registro de densidad de la formación se utiliza principalmente como perfil de
porosidad. Mediante la emisión de Rayos Gamma, esta herramienta mide la
interacción de estos rayos con los electrones de los núcleos atómicos en la formación
(Schlumberger, 1983).
La medición de la densidad de la formación tiene también aplicación en la
identificación de minerales en depósitos evaporíticos, descubrimientos de gas,
determinación de densidad de hidrocarburo, evaluación de arenas arcillosas y
litologías complejas entre otras. Su fundamento consiste en una fuente radioactiva
colocada en una almohadilla (Patín) blindada, aplicada contra la pared del pozo,
emitiendo rayos gamma de mediana energía (Schlumberger, 1983).
Cuando la formación tiene gas el efecto sobre la densidad es muy claro, la
densidad total baja dificultando la estimación de la porosidad pero indicando
claramente el fluido presente. Mientras que, en una arena limpia con agua o petróleo,
el valor de densidad permitirá calcular con mucha precisión la porosidad total de la
roca (Schlumberger, 1983).
3.2.9.8 Perfil de Neutrón
El registro de neutrón responde básicamente al contenido de hidrógeno de la
formación. Muestra una medición de la radiación inducida en la formación con
neutrones que se mueven a gran velocidad. Este perfil puede correrse tanto en pozo
desnudo como entubado y con cualquier fluido dentro del pozo (Schlumberger,
1983).
59
Los neutrones son partículas eléctricamente neutras cuya masa se aproxima a la
del núcleo de hidrógeno. Cuando los neutrones son enviados por una fuente emisora
hacia la formación, chocan con otros núcleos atómicos. Cada colisión produce una
pérdida de energía o una disminución de la velocidad hasta llegar a la velocidad
normal termal, donde son absorbidos por núcleos de átomos como cloro, sílice,
hidrógeno, etc. Esta absorción da origen a la emisión de un rayo gamma de alta
energía, el cual se llama rayo gamma de captura (Schlumberger, 1983).
Si el núcleo es de masa similar al de hidrógeno, el neutrón pierde mayor
cantidad de energía alcanzando rápidamente el nivel termal y son capturados poco
después. Si por el contrario el núcleo es pesado, éste no provoca mucha pérdida de
velocidad. Por lo tanto, la distancia recorrida por los neutrones antes de su
terminación es mayor que en el caso anterior y la emisión de rayos gamma de captura
tiene lugar a mayor distancia de la fuente (Schlumberger, 1983).
El sistema de registro neutrónico comprende una fuente de neutrones rápidos y
dos detectores. Los detectores están ubicados a una distancia de la fuente que permite
que el número de neutrones lentos contados sea inversamente proporcional a la
concentración de hidrógenos. Puesto que la presencia de hidrógenos se debe casi
enteramente a los fluidos de la formación y el volumen de los fluidos es el volumen
poroso de la formación, entonces contando el número de neutrones lentos que llegan
a los detectores, se puede obtener la porosidad de la formación (Schlumberger, 1983).
En formaciones limpias (no arcillosas) con petróleo o agua, el neutrón refleja la
cantidad de porosidad llena de fluido. Por otro lado, si la formación posee gas, el
reemplazo del líquido por gas en el espacio poroso de una roca disminuye la
concentración de hidrógeno del fluido en los poros. Como resultado de esto, la curva
del perfil de neutrón, calibrada en función de la porosidad saturada de líquido, dará
una porosidad anormalmente baja. De la misma manera, donde composicionalmente
60
hay alto contenido de hidrógenos, la porosidad del neutrón será anómalamente alta
(Schlumberger, 1983).
3.2.10 Correlación
La correlación puede ser definida como la determinación de unidades
estratigráficas o estructurales equivalentes en tiempo, edad, o posición estratigráfica.
Con el propósito de preparar secciones y mapas del subsuelo, las dos fuentes
principales de data de correlación son las secciones sísmicas y los perfiles eléctricos
de pozos (Ramírez, J., 2011).
Fundamentalmente, las curvas de registros de pozos eléctricos son usadas para
delinear los límites de las unidades del subsuelo en la preparación de mapas del
subsuelo y secciones. Estos mapas y secciones son usados para desarrollar una
interpretación del subsuelo con el propósito de explorar y explotar reservas de
hidrocarburos (Tearpock en Rivadulla, 2004).
Una correlación precisa es sumamente necesaria para una interpretación
geológica confiable. La data presentada por un registro de pozo es representativa de
las formaciones del subsuelo encontradas en una perforación. Un registro
correlacionado proporciona información del subsuelo, como los topes y bases de las
formaciones, profundidad y tamaño de fallas, la litología, profundidad y espesor de
las zonas productivas de hidrocarburos, porosidad y permeabilidad de zonas
productivas y profundidad a las disconformidades. La información obtenida de los
registros correlacionados es la materia prima usada para la preparación de mapas del
subsuelo. Estos incluyen fallas, estructuras, saltos, discordancias y una variedad de
mapas Isópaco o de espesor. En general, la correlación consiste en comparar la
información existente entre diferentes pozos, para establecer un corte geológico de un
área, lo cual requiere conocer los siguientes datos básicos de un pozo: La profundidad
61
del horizonte seleccionado (Tope y Base), La altura de la mesa rotaria con referencia
al nivel del mar (E.M.R), Profundidad vertical verdadera (Tearpock en Rivadulla,
2004).
Es importante tomar en cuenta que los pozos no son exactamente verticales y
que en formaciones con buzamientos menores de 45°, la broca tiende a perforarlas
perpendicularmente al buzamiento, mientras que en formaciones con buzamientos
mayores a 45°, la broca tiende a perforarlas paralelamente al buzamiento. De tal
manera que la desviación de un pozo se puede representar horizontalmente sobre un
mapa, donde se coloca la profundidad final (Mierú, R. 1994).
La mayoría de los pozos a medida que se perforan tienden a desviarse de la
vertical, mientras que otros son intencionalmente desviados con el fin de buscar
ciertos objetivos. (Mierú, R. 1994).
El conocimiento de varias medidas de profundidad en los registros es
importante para convertir las profundidades de los registros a profundidades usadas
para el mapeo. La siguiente es una lista de medida, sus abreviaciones y definiciones
de términos en profundidad (Figura 3.6) (Tearpock en Rivadulla, 2004).
62
Figura 3.7 Diagrama que muestra la terminología general de medidas de registros
(PDVSA-CIED, 1998).
KB= Distancia desde la mesa rotaria al nivel del mar.
MD= Profundidad medida = Distancia medida a lo largo de la senda de un pozo
taladrado desde el KB al TD (profundidad total del pozo) o cualquier punto de
correlación entre ellos.
TVD= Profundidad vertical verdadera = Distancia vertical desde el KB a
cualquier punto del subsuelo.
SSTVD = Profundidad vertical verdadera del nivel del mar = Distancia vertical
desde el nivel del mar a cualquier punto del subsuelo.
Yacimiento
n.m.ms
KB
E. KB
T.V.DT.V.D.S M.D
Yacimiento
n.m.ms
KB
E. KB
T.V.DT.V.D.S M.D
Yacimiento
n.m.ms
KB
E. KB
T.V.DT.V.D.S M.DT.V.D.S.S
Yacimiento
n.m.ms
KB
E. KB
T.V.DT.V.D.S M.D
Yacimiento
n.m.ms
KB
E. KB
T.V.DT.V.D.S M.D
Yacimiento
n.m.ms
KB
E. KB
T.V.DT.V.D.S M.DT.V.D.S.S
63
La medida SSTVD es la única medida de profundidad desde un datum común
de referencia, el nivel del mar. Por lo tanto, SSTVD es la profundidad más
frecuentemente usada para el mapeo. El registro de las medidas de profundidad de un
pozo vertical o direccional para el mapeo son usualmente corregidas para SSTVD.
Para pozos verticales el SSTVD = KB – TVD (Rivadulla, 2004).
Cuando los geólogos correlacionan un registro con otro, intentan comparar el
patrón de las curvas de un registro con el patrón de las curvas encontradas en el
segundo registro. Una variedad de curvas puede representarse en un registro. Para el
trabajo de correlación, es mejor correlacionar registros de pozos que tienen el mismo
tipo de curvas; sin embargo, esto no siempre es posible (Rivadulla, 2004).
Un geólogo puede ser requerido para correlacionar registros que tienen curvas
diferentes. Y a veces, aun cuando los registros tengan las mismas curvas, el carácter o
magnitud de las fluctuaciones de las curvas pueden ser diferentes de un registro al
próximo. Por consiguiente, el trabajo de la correlación debe ser independiente de la
magnitud de las fluctuaciones y la variedad de curvas en los registros de pozos
individuales (Rivadulla, 2004).
3.2.10.1 Pasos para correlacionar los registros
Como punto de partida en cualquier proceso de correlación, es necesaria alinear
la escala de profundidad de los registros. Sí ninguna correlación es evidente, se
desliza uno de los registros hasta encontrar un punto de buena correlación y se
continua el mismo procedimiento sobre la longitud entera de cada registro, hasta que
hayan sido identificadas todas las correlaciones. Este proceso puede complicarse por
factores tales como el adelgazamiento estratigráfico, buzamiento de capas,
fallamiento, discordancias, cambio lateral de facies, mala calidad del registro, y la
perforación de pozos direccionales (Ramírez, J., 2011).
64
A continuación se enumeran algunas guías básicas, universalmente validas; las
cuales son usadas en el proceso de correlación de perfiles:
1. Para la realización o “chequeo” inicial de la correlación, detecte las arenas de
mayor espesor usando la curva de potencial espontáneo (SP) o curva de rayos gamma
(GR).
2. Para trabajar la correlación en detalle, correlacione primero la sección
lutítica.
3. Inicialmente, use la curva de potencial espontáneo SP o la gamma ray (GR),
las cuales usualmente proveen la más confiable correlación en lutitas ya que son
curvas que definen básicamente litología.
4. Use lápices de colores para identificar puntos específicos de correlación.
5. Siempre comience a correlacionar por el tope de registro, no en medio.
6. No forcé la correlación.
7. En áreas de gran fallamiento, primero correlacione la parte de abajo del
registro y luego la de arriba (Ramírez, J., 2011).
3.2.10.2 Registro tipo de correlación
Un registro tipo de correlación, se define como un registro en el cual se exhibe
una sección estratigráfica completa de un campo o área regional de estudio. El
registro tipo debe mostrar la reflectancia con detalle y espesor de la sección
estratigráfica más profunda penetrada. A causa de las fallas, disconformidades y
65
variaciones en la estratigrafía que afecta la sección sedimentaria, un registro tipo de
correlación, está a menudo compuesto de secciones de varios registros individuales y
es llamado registro tipo compuesto (Rivadulla, 2004).
El sistema de correlación se basa en algunos principios generales: a)
identificación de horizontes o estratos (marcadores), preferiblemente lutitas de
carácter regional, que sirven de guía para la correlación; b) definición de la dirección
conveniente de la correlación, a través de una red envolvente de pozos; c) se conectan
por medio de líneas las arenas que muestren electrofacies similares y aspectos
característicos de los perfiles (Rivadulla, 2004; Op cit).
La correlación se realiza con los registros eléctricos de cada uno de los pozos
del yacimiento en estudio y debe definir los límites verticales y laterales del nivel
estratigráfico de interés, así como determinar continuidad, por lo cual es necesario un
buen registro tipo que permita partir de una correlación precisa (Rivadulla, 2004; Op
cit).
3.2.10.3 Tipos de correlaciones
Territorialmente se dividen en: locales, cuando se correlacionan pozos entre
límites de un campo; zonales, cuando se correlacionan pozos en los límites de un área
petrolera; (varios campos); Estratigráficamente se dividen en generalizadas, cuando
se correlacionan las unidades estratigráficas más grandes o solo los horizontes típicos;
detalladas, cuando se diferencian cada uno de los niveles que conforman una unidad
estratigráfica. También se pueden diferenciar de acuerdo a la información que se use
en Litoestratigráfica, Cronoestratigráfica, Bioestratigrafía (Figura 3.7) (Mierú, R.
1994).
66
Figura 3.8 Correlación estratigráfica (Tearpock en Rivadulla, 2004).
3.2.11 Secciones geológicas
Las secciones geológicas constituyen una herramienta muy importante en la
exploración geológica, son útiles en todas las fases de geología del subsuelo, ya que
son una representación gráfica del subsuelo, por lo cual, son una forma de presentar
información geológica útil, de carácter estratigráfico o estructural, de acuerdo al tipo
de información que se requiera. Las secciones son usadas para resolver problemas
estructurales y estratigráficos, debido a que permiten determinar las relaciones
laterales y verticales entre las unidades geológicas atravesadas por diferentes pozos.
Al ser usada en asociación con mapas, ellas proveen una visualización que sirve de
ayuda en la descripción geológica en tres dimensiones (Tearpock en Rivadulla, 2004).
67
Al realizar una sección, principalmente se debe determinar el objetivo
específico para el cual se requiere la preparación de la misma; si es para ayudar en la
interpretación estructural, resolviendo problemas relacionados con fallas, profundidad
de las formaciones o correlación, entonces la sección requerida o solicitada es una
sección estructural. Si la intención de la sección es la de resolver problemas
relacionados con la correlación individual de arenas, barreras de permeabilidad,
discordancias, entonces es necesario una sección estratigráfica (Rivadulla, 2004).
3.2.12 Secciones estratigráficas
Muestran en el plano vertical las características litológicas de facies y espesores
de la arena. El objetivo principal de las secciones estratigráficas es reconstruir la
geometría de las arenas en el tiempo de la depositación o en un tiempo corto posterior
a ella, pudiéndose así obtener información acerca de las discordancias, barreras de
permeabilidad, cambios de espesores estratigráficos, límites estratigráficos y
variaciones de facies. Se construyen en forma manual orientadas en dirección de la
sedimentación, para visualizar la continuidad lateral de la arena dentro del yacimiento
(PDVSA-CIED, 1997).
3.2.13 Secciones estructurales
Las secciones estructurales ilustran características estructurales tales como
profundidad, fallas y pliegues. Usualmente son preparadas para estudiar problemas
estructurales relacionados con las formaciones del subsuelo, geometría de fallas,
correlaciones generales (Tearpock en Rivadulla, 2004).
Las respuestas a tales problemas están acompañadas por la incapacidad que se
tiene de visualizar las estructuras del subsuelo en un plano vertical. Los registros
68
eléctricos de pozos pueden ser usados en la construcción de secciones estructurales
(Tearpock en Rivadulla, 2004).
Para la construcción de secciones estructurales: a) se escoge el nivel del mar
por lo general como plano de referencia estructural; b) se elige cada punto de control
a lo largo de la línea de corte perpendicular al rumbo general del estrato, c) se colocan
los perfiles de los pozos a su distancia correspondiente en la línea de corte, a escala
horizontal, alineando el nivel del mar sobre una línea horizontal; d) la litología de los
estratos solos se representa cuando se desea destacarla; e) se trazan líneas de
correlación uniendo capas guías o marcadores, que delinean la configuración de las
capas con relación al nivel del mar, si este es el datum (Mierú, R. 1994).
3.2.14 Mapas geológicos
Los mapas son un instrumento que presenta la información de manera precisa y
confiable ya que son los productos finales de la interpretación geológica. El objetivo
de la elaboración de mapas del subsuelo en la geología del petróleo es el hallazgo de
trampas que contengan yacimientos comerciales de hidrocarburos, los mapas deben
ser continuamente modificados y actualizados (Mierú, R. 1994).
Un mapa es una proyección de líneas y superficies sobre un plano horizontal; la
representación de las diferentes características geológicas se hace mediante los
denominados mapas geológicos, los cuales se definen de una manera muy general
como aquellos que muestran la distribución de las rocas y la forma o distribución de
las estructuras geológicas, bien sean de la superficie o del subsuelo (Rivadulla, 2004).
Los mapas más utilizados en geología de yacimientos petrolíferos es el mapa
estructural, el mapa isópaco, mapa de facies, el mapa de superficie de fallas, los
mapas de isopropiedades, los mapas de geoquímica y geofísicos entre otros que
69
contemplan con su información el modelo geológico establecido (Tearpock en
Rivadulla, 2004).
3.2.15 Mapas de superficies de fallas
La preparación de mapas de superficies de fallas exactas requiere de una visión
tridimensional y de una compresión buena del estilo estructural del área que está
siendo cartografiada. La cartografía de las superficies de todas las fallas importantes
es una parte integral de cualquier interpretación del subsuelo, particularmente en
áreas que involucran fallas múltiples que pueden producir relaciones estructurales
sumamente complicadas. Este mapa es la base fundamental para el trazado de las
fallas en cualquier nivel o unidad estratigráfica. Es conocido como plano de fallas
porque en él están trazadas o dibujadas todas las fallas identificadas en el área. Estas
líneas paralelas indican implícitamente el buzamiento y rumbo de cada falla
(Rivadulla, 2004).
También en el plano de fallas, debajo de la profundidad a que se encuentra en
cada pozo, se coloca su desplazamiento o salto aproximado determinado
generalmente por correlación. Las trazas de una falla en un plano horizontal resultan
de la intersección del plano de la fractura o deslizamiento y el plano horizontal
(Rivadulla, 2004).
3.2.16 Mapas estructurales
Los mapas Estructurales del Subsuelo por lo general son construidos para
horizontes estratigráficos específicos, con el fin de mostrar en una forma plana las
formas geométricas tridimensionales de estos horizontes. Dichos mapas son
elaborados a partir de la correlación de datos obtenidos de registros de pozos e
interpretaciones de secciones sísmicas. Por lo tanto, uno de los parámetros primarios
70
a considerar en el desarrollo de una interpretación estructural razonable es la correcta
elaboración de las correlaciones (Rivadulla, 2004).
Para su construcción se requiere de: a) construir mapas de planos de fallas para
todas las fallas importantes en el entrampamiento de hidrocarburos en el área; b)
integrar la información dada en esos mapas de plano de fallas, con los mapas
elaborados para los horizontes o estratos de interés (Rivadulla, 2004).
Los contornos estructurales, son líneas o curvas imaginarias, referidas al nivel
del mar, que conectan puntos de igual posición estructural en el subsuelo, por lo cual
muestra la configuración de un horizonte o estrato en particular, su trazado e
interpretación permite deducir la orientación geográfica del estrato (rumbo), la
inclinación o magnitud (buzamiento) medido en un plano vertical, normal al rumbo,
la morfología de las estructuras (pliegues, anticlinales, homoclinales entre otros) y el
desplazamiento de las fallas (Mierú, R: 1994).
3.2.17 Mapas de electrofacies
El aspecto estratigráfico puede ser expresado en términos de litología
(litofacies); los mapas de electrofacies son un ejemplo de ellos. Son mapas que
representan las condiciones paleográficas reinantes durante el tiempo de depositación
de las arenas, haciendo uso de las electrofacies (Rivadulla, 2004).
El mapa de electrofacies tiene como finalidad mostrar la naturaleza y la
dirección de las gradaciones que puede sufrir un horizonte en particular, podemos
visualizar la distribución de las distintas facies identificadas en cada pozo, lo que
permite compararlas con otros atributos de las arenas, para así complementar la
evaluación de las condiciones de estas con respecto a la posición estructural,
geometría, extensión y características de producción (Rivadulla, 2004).
71
Las electrofacies son las respuestas del perfil de pozo ante una determinada
litología saturada de fluidos, que permite establecer una columna litológica vertical,
para identificar secuencias sedimentarias y correlacionar secciones de un pozo a otro.
Los perfiles más utilizados con esta finalidad son potencial espontáneo y rayos
gamma (Rivadulla, 2004).
3.2.18 Mapas isópacos
Los mapas isópaco representan, por medio de contornos, los espesores de una
determinada unidad estratigráfica. Para ello requiere de dos horizontes claves, uno es
la parte superior (tope) y otro en la parte inferior (base) de la unidad a representar
(PDVSA-CIED, 1997).
3.2.19 Mapa isópaco-estructural
Este mapa es la combinación del mapa isópaco y del mapa estructural. En él se
muestra tanto la variación de espesores, relación espacial del nivel estratigráfico
mapeado, así como la distribución de los fluidos dentro del yacimiento (CIED
PDVSA, 1997).
3.2.20 Mapas de propiedades físicas de las rocas (isopropiedades)
Estos mapas permiten tener una mejor visualización de la distribución de las
características de la roca y del almacenamiento de los fluidos en todo el yacimiento.
A continuación se presentan los tipos de mapas de iso-propiedad (Rivadulla, 2004).
72
3.2.21 Mapa de iso-porosidad
La importancia de porosidad radica en que esta propiedad puede indicar el
espacio disponible de la roca para almacenar fluidos. Esta propiedad dependerá de las
condiciones de depositación de la roca y por lo tanto del medio estratigráfico
establecido. Estos se realizan utilizando isolíneas que unen puntos de igual valor de
porosidad en porcentaje o fracción (Rivadulla, 2004).
3.2.22 Mapa de iso-permeabilidad
La permeabilidad es importante porque es la propiedad que tiene las rocas de
permitir el paso del fluido a través de los poros interconectados, pues una arena sólo
es permeable cuando sus poros están conectados entre sí, pero si esta conexión no
existe, la arena puede ser porosa pero no permeable. Se construyen con isolíneas de
permeabilidad, en milidarcy (Rivadulla, 2004).
3.2.23 Mapa de iso-arcillosidad
Este mapa presenta una tendencia similar a las anteriores, observándose en este
caso menores volúmenes de arcillas hacia el eje del canal, zona en la cual se
acumulan los sedimentos de mayor granulometría y una disminución gradual hacia
los bordes donde existe mayor presencia de finos. Se elabora con isolíneas que unen
puntos de igual volumen de arcilla en porcentaje o fracción (Rivadulla, 2004).
3.2.24 Mapa de iso-saturación
Este mapa nos indica la distribución del agua en el yacimiento y los valores de
esta propiedad se obtiene de la evaluación petrofísica (Rivadulla, 2004).
73
3.2.25 Mapa de arena neta total
Corresponde al espesor de arena en la formación a evaluar. Para obtener este
valor se debe establecer un corte de arcillosidad y uno de porosidad para discriminar
arenas de arcillas. Una vez establecido este valor de corte (cutoff) se toma como
arena neta todo estrato que posea un Vsh menor al establecido y una porosidad
mínima (Rivadulla, 2004).
3.2.26 Mapa de arena neta petrolífera
La arena neta petrolífera es el número de pies de la columna de arena del pozo
que puede ser considerada como productora de hidrocarburo. El contaje de arena neta
petrolífera es determinante en la caracterización de los yacimientos en estudio.
Generalmente este contaje se realiza estableciendo las características mínimas
necesarias que debe poseer una arena para ser considerada como productora de crudo.
Los parámetros que se establecen son: Vsh máximo, porosidad mínima, saturación de
agua máxima en el intervalo (Rivadulla, 2004).
3.2.27 Análisis petrofísico
El análisis petrofísico permite relacionar las propiedades (físicas y texturales) y
características fundamentales de la roca, básicas para la evaluación de una arena de
interés; muchas de éstas propiedades se pueden medir directamente en el laboratorio
mediante el análisis de núcleos, muestras de pared, etc., y/o también, los perfiles de
pozos permiten efectuar medidas de una manera práctica y con buena efectividad
(PDVSA-CIED, 1998).
La realización de un estudio de éste tipo reviste gran importancia para el
análisis de un pozo, yacimiento o campo; a través de estudios se podrán definir las
74
propiedades de la roca del área en consideración, lo cual permitirá calcular con mejor
precisión las reservas de petróleo. Mediante estudios petrofísicos se pueden obtener
informaciones básicas de: porosidad, saturación de fluidos, mineralogía de la
formación, movilidad del petróleo, diferenciar entre el gas y el petróleo,
permeabilidad, distribución del tamaño de los granos y su densidad. Esta
información, dependiendo de las necesidades, se puede obtener a partir de perfiles,
tanto para una sola zona de todos los pozos del campo, (uno o más yacimientos)
como para todas las zonas de todos los pozos (PDVSA-CIED, 1998).
3.2.28 Parámetros que intervienen en la evaluación petrofísica
Al realizar un análisis petrofísico se debe considerar una serie de parámetros,
los cuales de acuerdo al uso para realizar los cálculos se pueden clasificar de la
siguiente manera (PDVSA.-CIED, 1998).
3.2.28.1 Parámetros fijos
Son aquellos parámetros invariables del cálculo petrofísico, referente a la arena
de agua (arena que se observa con poco o nada de arcillosidad y baja resistividad) y
capa de lutitas adyacente al intervalo de arena a evaluar:
Estos parámetros permanecen constantes y se emplean para corregir los valores
petrofísicos de la arena de estudio. Estos parámetros son:
1.De la arena limpia de agua: se determina la porosidad y resistividad de la
arena de agua.
2. De la capa de lutita adyacente a los intervalos de las arenas a estudiar se
determina la porosidad y resistividad de la lutita (Rsh).
75
3.2.28.2 Parámetros variables
Son aquellos parámetros que determinan las variaciones en las características de
las propiedades petrofísicas de las arenas de estudio. Estos parámetros son
fundamentales en el análisis petrofísico y se determinan en la arena de interés, estos
parámetros son:
1. Porosidad ( ) de las arenas de estudio.
2. Volumen de arcillas (Vsh).
3. Resistividad verdadera (Rt).
3.2.29 Propiedades físicas de la roca
El conocimiento de las propiedades físicas de las rocas es de fundamental
importancia en la evaluación de formaciones, entre las más importantes para los
cálculos petrofísicos tenemos las siguientes: (PDVSA-CIED. 1998).
1. Resistividad de la formación.
2. Resistividad del agua de formación.
3. Temperatura de la formación.
4. Porosidad.
5. Factor de resistividad de la formación.
6. Factor de cementación.
7. Exponente de saturación.
8. Saturación de agua e hidrocarburos.
9. Permeabilidad.
76
3.2.30 Reservas de hidrocarburos
Las reservas de hidrocarburos son volúmenes de petróleo crudo, condensado,
gas natural y líquidos del gas natural que se puede recuperar comercialmente de
acumulaciones conocidas, desde una fecha determinada en adelante (PDVSA-CIED.
1998).
3.2.31 Clasificación de las reservas de hidrocarburos
Según la certidumbre de ocurrencia, las facilidades de producción o el método
de recuperación (Tabla 3.2).
Tabla 3.2 Clasificación de las reservas de hidrocarburos (PDVSA-CIED. 1998).
CRITERIO
CLASIFICACION DE LAS RESERVAS
Certidumbre de Ocurrencia
Probadas
Probables
Posibles
Facilidades de Producción Probadas desarrolladas
Probadas no desarrolladas
Método de Recuperación Primarias
Suplementarias
Reservas de acuerdo a la certidumbre de ocurrencia: Según la certidumbre de
ocurrencia, las reservas se clasifican en: probadas, probables y posibles (PDVSA-
CIED. 1998).
77
3.2.31.1 Reservas probadas
Reservas probadas son los volúmenes estimados de hidrocarburos recuperables
con razonable certeza de yacimientos conocidos, desde una fecha determinada en
adelante, de acuerdo con la información geológica y de ingeniería disponible, y bajo
condiciones operacionales, económicas y regulaciones gubernamentales
prevalecientes. Las reservas probadas pueden ser subdivididas en desarrolladas y No
Desarrolladas, que corresponden a los conceptos de “sometidas y no sometidas a
explotación”. Cuando se utiliza el método determinísticos el término “razonable
certeza” indica un alto grado de confianza de que las cantidades estimadas serán
recuperadas. Al usar métodos probabilísticas el término “razonable certeza” se
traduce en una probabilidad de éxito en la recuperación igual o mayor al 90%
(Ramírez, J., 2011).
Reservas probadas desarrolladas: las reservas probadas desarrolladas están
representadas por el volumen de hidrocarburos comercialmente recuperable del
yacimiento por los pozos e instalaciones existentes. Dentro de esta definición se
incluyen las reservas detrás de la tubería revestidora que requieren un costo menor y
generalmente no requieren uso de taladro para incorporarlas a producción. También
se incluyen las que se esperan obtener por la aplicación de métodos comprobados de
recuperación suplementaria cuando los equipos necesarios hayan sido instalados
(Ramírez, J., 2011).
Reservas probadas no desarrolladas: reservas probadas no desarrolladas son los
volúmenes de reservas probadas de hidrocarburos que no pueden ser recuperadas
comercialmente a través de los pozos e instalaciones existentes. Incluye las reservas
detrás de la tubería que requieren un costo mayor para incorporarlas a producción y
las que necesitan de nuevos pozos e instalaciones, o profundización de pozos
existentes (Ramírez, J., 2011).
78
3.2.31.2 Reservas probables
Reservas probables son los volúmenes estimados de hidrocarburos asociados a
acumulaciones conocidas, los cuales la información geológica, de ingeniería,
contractual y económica, bajo las condiciones operacionales prevalecientes, indican,
con un grado menor de certeza que para las reservas probadas, que se podrán
recuperar (Ramírez, J., 2011).
Estas reservas pueden ser estimadas suponiendo condiciones económicas
futuras diferentes a las utilizadas para las reservas probadas. Cuando se utilizan
métodos probabilísticas para su estimación, las reservas probables deben tener por lo
menos un 50% de probabilidad de que la cantidad recuperada será igual o mayor que
la sumatoria de las reservas probadas más las probables estimadas (Ramírez, J.,
2011).
3.2.31.3 Reservas posibles
Reservas posibles son los volúmenes de hidrocarburos, asociados a
acumulaciones conocidas, en los cuales la información geológica y de ingeniería
indica, con un grado menor de certeza al de las reservas probables, que podrían ser
recuperados bajo condiciones operacionales, contractuales y/u operacionales
prevalecientes. Estas reservas podrían ser estimadas suponiendo condiciones
económicas futuras diferentes a las utilizadas para las reservas probadas. Cuando se
utilizan métodos probabilísticos para su estimación, estas cantidades deben tener por
lo menos un 10% de probabilidad de que la cantidad recuperada será igual o mayor
que la sumatoria de las reservas probadas, probables y posibles (Ramírez, J., 2011).
79
3.2.31.4 Reservas de acuerdo a las facilidades de producción
Reservas Probadas Desarrolladas: Las reservas Probadas Desarrolladas están
representadas por el volumen de hidrocarburos comercialmente recuperable del
yacimiento por los pozos e instalaciones de producción disponibles. Dentro de esta
definición se incluyen las reservas detrás de la tubería de revestimiento que requieren
un costo menor y generalmente no requieren uso de taladro para incorporarlas a
producción. También se incluyen las que se esperan obtener por la aplicación de
métodos comprobados de recuperación suplementaria cuando los equipos necesarios
hayan sido instalados (PDVSA-CIED. 1998)
Reservas Probadas no Desarrolladas: las Reservas Probadas No Desarrolladas
son los volúmenes de reservas probadas dé hidrocarburos que no pueden ser
recuperadas comercialmente a través de los pozos e instalaciones de producción
disponibles. Incluye las reservas detrás de la tubería de revestimiento que requieren
un costo mayor para incorporarlas a producción (RA/RC) y las que necesitan de
nuevos pozos e instalaciones o profundización de pozos que no hayan penetrado el
yacimiento. Las empresas deben mantener actualizada la información sobre la
proporción entre las Reservas Probadas No Desarrolladas y Las Reservas Probadas
Desarrolladas y además deben realizar un esfuerzo significativo en desarrollar estas
últimas (PDVSA-CIED. 1998).
3.2.31.5 Reservas de acuerdo al método de recuperación
Reservas primarias: son las cantidades de Hidrocarburos que se pueden
recuperar, con la energía propia o natural del yacimiento (PDVSA-CIED. 1998).
Reservas suplementarias: son las cantidades adicionales de Hidrocarburos
que se pudieran recuperar, como resultado de la incorporación de una energía
80
suplementaria al yacimiento a través de métodos de recuperación suplementaria, tales
como: inyección de agua, gas, fluidos miscibles o cualquier otro fluido o energía que
ayude a restituir la presión del yacimiento y/o a desplazar los Hidrocarburos para
aumentar la extracción del petróleo (PDVSA-CIED. 1998).
3.2.32 Cálculo de reservas
El método varía de acuerdo a la información disponible y al estado de
desarrollo del campo. Para el cálculo de reservas existen los siguientes métodos: a)
Método volumétrico; b) Método de curvas de comportamiento y declinación (los
datos se obtienen de la historia de producción de del pozo); c) Método de balance de
materiales (requiere de historias de presiones, historia de producción, análisis de
pruebas PVT); d) Método de Simulación Numérica (utiliza modelos de simulación,
dividiendo el yacimiento en numerosos bloques, requiere de un modelo geológico,
definir la extensión del yacimiento, conocer la estructura y estudio de propiedades
petrofísicas); y el e) Método de Montecarlo que es un método probabilístico útil para
calcular reservas posibles acumuladas. (Mierú, R.; 1994).
Método volumétrico: es el más comúnmente utilizado y oficialmente adoptado
por PDVSA, para estimar el volumen de hidrocarburos en los yacimientos. Este
método es el aplicado por el geólogo de producción y es el único que puede ser
utilizado antes de explotarse el yacimiento; se estima él petróleo original en sitio
(P.O.E.S) a partir de la determinación del volumen de petróleo que contiene la roca
que conforma el yacimiento (PDVSA-CIED. 1998).
Cálculo del POES (Petróleo Original en Sitio): se refiere al volumen de
petróleo, que está en el subsuelo en los espacios porosos de la roca que lo contiene,
calculado en referencia al volumen que ocuparía en los tanques en la superficie. Del
POES total, solo una fracción puede ser recuperada y estas porciones son las reservas
81
recuperables. Para su estimación se debe definir ciertos parámetros como. Volumen =
área x espesor, Propiedades físicas de los fluidos, área de drenaje (Guzmán, R.1994).
POES (N) = 7758 x Vx x So 1/Boi (3.1)
Donde;
V= volumen en acre/pie
= porosidad en %
So = saturación de petróleo (1 – Saturación de agua) en %
Boi = factor volumétrico inicial del yacimiento. Dado en Barriles de yacimiento
/ barriles normales 1/Boi = Factor de merma, en %
3.2.33 Software utilizado
3.2.33.1 Petrel
Es un software basado en Windows para visualización, mapeo, modelaje y
simulación de reservorios en 3D. La interface de usuario está basada en los estándares
de Microsoft Windows en botones, ventanas de diálogos y sistemas de ayuda.
(Schlumberger, 2007).
3.2.33.2 Sigemap
Es un software muy interactivo netamente de geología que se utiliza para la
interpretación de mapas geológicos, estos mapas pueden mapas estructurales, de
fallas, isópacos, isopropiedades entre otros. Todo con el fin de hacer un modelo
estático representativo, con esta herramienta es posible (PDVSA, 2009).
82
3.2.33.3 Ofm (Oil Field Manager)
Es un programa o Software de la empresa Schulumberger definido como un
simulador de propiedades físicas y mecánicas de los fluidos en este caso
hidrocarburos, es utilizado para hacer histogramas, mapas de isopropiedades etc
(PDVSA, 2009).
3.3 Definición de términos básicos
Área: División geográfica de mayor escala, donde se realizan operaciones de
exploración y producción (PDVSA, 2009).
Buzamiento: Es el ángulo de inclinación que presentan las capas geológicas con
respecto a un plano horizontal, y debe ir acompañado por el sentido hacia donde baja
el plano. Representa el sentido u orientación de la inclinación de los estratos en un
relieve de plegamiento formado en rocas sedimentarias, que son las que se disponen
en forma de capas o estratos (PDVSA, 2009).
Campo de hidrocarburos: Es un área (proyectada en la superficie), que contiene
un yacimiento o varios yacimientos agrupados o relacionados entre sí, con la misma
estructura geológica o condición estratigráfica. Puede haber dos o más yacimientos en
un campo que estén separados verticalmente, mediante una roca impermeable, o
lateralmente por barreras geológicas locales, o ambos. Generalmente, los campos son
definidos o delimitados por las autoridades oficiales. La definición de campo se
utiliza para agrupar los pozos y yacimientos para fines operacionales y de
organización, y facilitan la elaboración de informes o reportes para el control y
análisis de los datos oficiales de producción y de reservas de hidrocarburos de los
yacimientos (PDVSA, 2009).
83
Coordenada UTM: El sistema de coordenadas utilizado en la proyección UTM,
recibe el nombre de coordenadas UTM, y siempre vienen expresadas en metros. La
proyección UTM consta de un conjunto de coordenadas planas, que cubren la
superficie de la tierra comprendida entre los 80º de latitud sur y los 84º de latitud
norte. Esta superficie se divide en 60 porciones denominadas husos, van numerados
del 1 al 60. Se expresa en coordenadas Norte y Este (PDVSA, 2009).
Electroformas: Es el conjunto de las respuestas de los perfiles que caracteriza a
un estrato y permite distinguirlo de otro (Serra, 1970). Todas las respuestas de los
perfiles (eléctricos, nucleares, acústicos, de buzamiento, etc.) que indican los aspectos
cuantitativos (valores de perfil) y los cualitativos (características de las curvas)
representan, por lo tanto, las componentes de las electroformas (Serra, 1970).
Facies Sedimentarias: Es un conjunto de rocas sedimentarias que se
caracterizan por su textura, litología (como la forma, el tamaño, la disposición de sus
granos y su composición de minerales), estructuras sedimentarias y fósiles. La
definición de facies se emplea tanto en sentido descriptivo, relacionado con las
características físicas, químicas y biológicas, así como interpretativo, asociado a la
descripción propia de los ambientes deposicionales (PDVSA, 2009).
Falla: Superficie o zona de roca a lo largo de la cual un cuerpo rocoso ha
sufrido un desplazamiento, con respecto a otro (PDVSA, 2009).
Falla normal o directa: Generalmente la superficie de falla se encuentra
inclinada con respecto a la superficie (bufante). La falla es directa cuando el bloque
superior se mueve hacia abajo (generalmente asociadas a extensión) (Gonzalez, L.
2007) (Figura 3.8).
84
Fallas inversas: Son fallas bufantes donde el bloque superior se mueve hacia
arriba (Gonzalez, L. 2007) (Figura 3.7).
Figura 3.9 Fallas normal (A) e inversa (B). (Gonzalez, L. 2007).
Fluido: Es una sustancia o medio continuo que debido a su poca cohesión
intermolecular carece de forma propia y adopta la forma del recipiente que lo
contiene. Los fluidos presentes en los yacimientos están generalmente constituidos
por agua, petróleo y Gas (PDVSA, 2009).
Formación geológica: Unidad formal fundamental de la clasificación
litoestratigráfica; es un conjunto de estratos de rango intermedio en la jerarquía de las
unidades litoestratigráficas (PDVSA, 2009).
Gravedad API: Unidad de medida de la calidad y tipo de crudo creada por la
American Petroleum Institute (API), que denota la gravedad específica del crudo con
respecto a la del agua. Un crudo de 10° API tiene la misma densidad y peso
específico que la del agua (Gravedad API= 141,5/Gravedad específica del petróleo=
131,1) (PDVSA, 2009).
85
Matriz: La roca o el material agregado de partículas que la conforman (PDVSA,
2009).
Núcleo: Es una muestra de roca del subsuelo, de proporciones considerables,
obtenida a profundidades predeterminadas durante la perforación de los pozos,
mediante métodos especiales, preservando la integridad de la estructura geológica y
sus características fisicoquímicas. Los análisis que se realizan a este tipo de muestras
permiten obtener datos importantes para el desarrollo de programas de exploración,
explotación, completación y operaciones de formaciones geológicas productoras de
hidrocarburos (PDVSA, 2009).
Petróleo: Mezcla de hidrocarburos de distinta naturaleza (PDVSA, 2009).
Permeabilidad: Es la capacidad de un material para que un fluido lo atraviese
sin alterar su estructura interna. Se afirma que un material es permeable si deja pasar
a través de él una cantidad apreciable de fluido en un tiempo dado, e impermeable si
la cantidad de fluido es despreciable (PDVSA, 2009).
Permeabilidad absoluta: Se define como permeabilidad absoluta de un medio
poroso a la facilidad para permitir el influjo de fluidos a través del sistema poroso
interconectado y/o de fracturas, si el medio esta 100% saturado con el fluido que
fluye. La tabla 3.3 muestra la clasificación de la permeabilidad según su magnitud.
Tabla 13.3 Clasificación de la permeabilidad según su magnitud (Tiab, D., 2004).
CLASIFICACIÓN RANGO DE
PERMEABILIDAD (MD)
Pobre <1
Mala 1-10
Moderada 10-50
Buena 50-250
Muy buena 250-1000
Excelente >1000
86
Porosidad: Es una propiedad de la roca y es definida como el porcentaje del
volumen poroso de la roca referente al volumen total de la misma. Esta es expresada
en porcentaje y de acuerdo a que tanto por ciento tengamos de porosidad podremos
saber que tanto fluido puede almacenar dicha roca (PDVSA, 2009).
Pozo direccional: Para este tipo de pozos las coordenadas del objetivo en el
subsuelo son diferentes a las del pozo en superficie (PDVSA, 2009).
Pozo horizontal: Este tipo de pozos se perfora con una dirección paralela a la
arena productora y puede llegar a la horizontalidad (PDVSA, 2009).
Pozo multilateral: Este tipo de pozos cuenta con varios brazos u hoyos
ramificados a partir del hoyo principal u original que producen del mismo o de
diferentes yacimientos (PDVSA, 2009).
Pozo vertical: Para este tipo de pozos las coordenadas del objetivo en el
subsuelo son iguales a las del pozo en superficie (PDVSA, 2009).
Trampa geológica: Es una estructura geológica en el subsuelo que permite la
acumulación de Hidrocarburos en un medio poroso y permeable (almacén), confinado
por barreras de permeabilidad al flujo de fluidos (sello) y se clasifican en Trampas
Estructurales, Estratigráficas y Mixtas o Combinadas (PDVSA ,2009).
Viscosidad: Propiedad de un fluido, la cual representa o mide su resistencia al
flujo. Es la medida de la resistencia que ofrece un fluido a moverse. La medida
común métrica de la viscosidad absoluta es el Poise, que es definido como la fuerza
necesaria para mover un centímetro cuadrado de área sobre una superficie paralela a
la velocidad de 1 cm. por segundo, con las superficies separadas por una película
lubricante de 1 cm de espesor (PDVSA ,2009).
87
Yacimiento: Es una formación rocosa en el subsuelo, porosa y permeable, que
contiene una acumulación natural de hidrocarburos movibles, en estado líquido o
gaseoso, o ambos, de volumen limitado, confinado por una roca impermeable, y se
caracteriza por presentar un único sistema de presiones (PDVSA ,2009).
88
CAPÍTULO IV
METODOLOGÍA
4.1 Tipo de investigación
Los tipos de investigación empleados en este trabajo son de tipo Descriptiva,
Correlacional y Explicativa. Descriptiva ya que al observar toda la información
(registros, carpetas de pozo) con la que se cuenta se describen las cualidades de la
arena estudiada, correlacional ya que realizamos comparaciones y relaciones entre los
registros de pozos, y explicativa porque al desarrollar este trabajo se explicarán las
características de la arena tales como ambiente, características estructurales y de
yacimientos, entre otras.
4.2 Diseño de la investigación
Tamayo, M (1999) define que el diseño bibliográfico es cuando se utilizan
datos secundarios, es decir, aquellos que han sido obtenidos por otros y nos llegan
elaborados y procesados de acuerdo con los fines de quienes inicialmente los
elaboran y manejan.
De acuerdo a la manera de recopilación de datos e información el diseño de la
investigación es de tipo bibliográfico basándose en el caso de que esta investigación
se sustenta de información proveniente de una documentación y análisis de datos
encontrados en materiales impresos, tales como; reportes de perforación, informes
técnicos, perfiles de pozos.
89
4.3 Flujograma de actividades
La metodología empleada en esta investigación se muestra en el siguiente
flujograma (Figura 4.1).
Figura 4.1 Flujograma de la investigación.
90
4.4 Recopilación de la Información
En esta fase se estableció la recolección y revisión de la información
relacionada directa o indirectamente con el tema a desarrollar; libros, tesis anteriores,
trabajos técnicos, manuales o estudios previos que pudieron servir como apoyo
durante la realización de este trabajo.
Esta fase se permitió revisar todo la información de trabajos anteriores
relacionados al Campo Dobokubi del Área de Explotación de Yacimientos Pesado.
4.5 Creación de la Base de Datos
Se elaboró una base de datos con todo lo relacionado al pozo, (número de pozo,
tipo de pozo, coordenadas de superficie y de fondo, tope y base de la arena en
estudio, elevación de la mesa rotaria, arena neta, arena petrolífera) de todo el Campo
Dobokubi tomando como tope y base del estratigráfico L3,4, así como también las
carpetas con el historial de cada pozo estudiado en el área.
4.6 Registros y carpetas de pozos
La información utilizada con relación a este trabajo fue:
1. Mapa a escala 1:20000.
2. Registros eléctricos de pozos: Registros de SP a escala 1:500, registros de
Induction a escala 1:500 (GR, RD, CILD), registros de Densidad (RHOP, DENP) y
Neutrón (NPHI, NPHP) a escala 1:500, bien sean en físico como también en digital.
91
3. Carpetas de pozos: Estas carpetas contienen información relacionada a la
elevación de la mesa rotaria, elevación del terreno, intervalos perforados,
coordenadas planas y de UTM.
4.7 Generación del Modelo Estratigráfico
El objetivo del modelo estratigráfico es principalmente demostrar la
arquitectura de las unidades de flujo presentes en el área determinada y su incidencia
en relación al modelo sedimentológico.
4.8 Análisis litoestratigráfico a partir de la correlación de pozos pertenecientes al
área de estudio
La correlación Litoestratigráfica se elaboró usando registros eléctricos de
Inducción a escala de 1:500, con la curvas de GR a escala de 1:150 API, la curva de
RD a escala de 0.2:2000 ohm.m, la curva de CILD a escala de 0:1000 ohm/m. Donde
se identificaron los topes y base del nivel estratigráfico L3,4, tomando como registro
tipo el MFD 85 debido a que cumple con las características específicas (es el primer
pozo que vio el desarrollo de la Arena L3,4, no está fallado, llega hasta basamento, y
es un pozo vertical) para ubicar los marcadores lutíticos de mayor extensión en el
área. Obteniendo variaciones laterales y verticales que permitieron apreciar y
delimitar mediante líneas de tiempo conectando aspectos similares y característicos
de los perfiles, en dirección a la correlación. Esta correlación litoestratigráfica se hizo
parte en físico como en digital utilizando la herramienta PETREL 2009 mediante el
método del mallado por triangulación.
92
4.9 Determinar la continuidad lateral de Arena L3,4 a través de la elaboración
de secciones estratigráficas
Estas secciones estratigráficas se realizaron con el objetivo de determinar las
relaciones laterales y verticales entre las unidades geológicas atravesadas por
diferentes pozos, así como también la reconstrucción de la geometría de las arenas en
el tiempo de deposición con respecto a ella, permitiendo obtener información de los
límites estratigráficos y de las facies presentes.
Para la elaboración de las secciones estratigráficas se estableció una dirección
de corte transversal y sus pozos que la integran, después se procedió a escoger un
marcador litoestratigráfico que en la FPO por excelencia son las lutítas debido a su
gran extensión regional, el cual construirá el datum, para este caso se utilizó como
marcador lutítico tope de K-LO (-3369‟), a partir de estos fueron colgados cada uno
de los registros de pozos en la misma secuencia de su ubicación en el mapa,
permitiendo de esta manera horizontalidad entre los estratos para posteriormente
identificar el horizonte geológico de interés, apreciando la geometría de los estratos
que constituye la arena L3,4.
4.10 Elaboración de secciones estructurales con el fin de la observación de las
estructuras presentes en el área de estudio
En primer lugar se realiza el mapa estructural en el cual se muestra la geometría
y la posición de los horizontes estratigráficos. Se elaboró utilizando las profundidades
de Sub Sea (SS) de la arena en interés una vez realizada la correlación
litoestratigráfica.
Para la construcción del mapa estructural se utilizó un mapa base
correspondiente al campo en estudio, con las profundidades establecidas en la
correlación a TVDSS restándole la elevación de la mesa rotaria al TVD (True
93
Vertical Depth), a partir de allí mediante la herramienta SIGEMAP se ubican las
coordenadas de la arena en estudio con su debido tope estructural de cada uno de los
pozos, luego en forma manual se trazaron los contornos estructurales cada 25 pies
respetando las características de la estructura, contornos lo más horizontal posible con
buzamiento de 2° a 3° para establecer la inclinación y magnitud del estrato con
relación al plano horizontal (buzamiento), el desplazamiento y traza de las fallas,
finalmente fue digitalizado mediante la herramienta SIGEMAP “Digitalizar,
Contornos estructurales”.
En el sitio en estudio se realizaron 2 secciones estructurales perpendiculares al
sistema de fallas, para describir los saltos, buzamiento estructural y desplazamiento
de los fluidos.
Luego se estableció Datums entre los (-3000 y -3200 pies) empezando por el
pozo que está más profundo con respecto al nivel del mar TVDSS, restándole la
elevación de la mesa rotaria a el TVD de los pozos para la elaboración de las
secciones estructurales, colgándolas a esa profundidad para saber la variación de
profundidad de los horizontes geológicos con respecto el plano horizontal, se
colocaron los perfiles de los pozos con sus respectivas distancias respetando el
espaciamiento que se muestra en el mapa base, para después trazar líneas uniendo la
arena en estudio. Estas secciones fueron realizadas mediante la herramienta PETREL
2009 Software oficial de la empresa Schulumberger.
4.11 Elaboración del mapa de electrofacies para el establecimiento del modelo
sedimentológico
El mapa de electrofacies se realizó sobre un mapa base, se representaron las
electroformas (GR-SP) de cada uno de los pozos de la arena en estudio descargadas
de la herramienta PETREL 2009 en forma de imagen colocadas sobre el mapa base,
94
luego se comparó con las electroformas de Moreno, J. 2012 conectando
características y aspectos similares así como también patrones de curvas existentes y
los tipos de facies presentes para poder predecir el ambiente de dicha unidad para este
caso en particular la Arena L3,4.
Para la elaboración del mapa de paleoambiente una vez que se establecieron los
patrones y la dirección de sedimentación se coloreó sobre el mapa de electrofacies
los canales y llanuras que corresponden a los colores amarillos y verdes
correspondiente a sus debidas electroformas, esto con la finalidad de poder predecir
con facilidad el ambiente de sedimentación, finalmente se utilizó la herramienta
SIGEMAP “Dialog Toolbox Main” para su digitalización.
El modelo sedimentológico se obtiene mediante la identificación y codificación
de las unidades sedimentarias mediante el mapa de electrofacies la elaboración de la
interpretación del mapa de paleoambiente permitiendo describir el ambiente de
sedimentación, ya que no se cuenta para esta unidad en estudio con información de
pozo núcleo MDF23.
4.12 Elaboración del mapa isópaco-estructural de la Arena L3,4 permitiendo la
definición de las estructuras presentes, geometría de los cuerpos y los
límites de roca del Campo Dobokubi
La arena neta petrolífera es el número de pies de la columna de arena del pozo
que puede ser considerada productora en hidrocarburos, los espesores de arena neta
petrolífera serán un determinante para la caracterización del yacimiento.
Este mapa se elabora manualmente, inicialmente se dibujan contornos
estructurales cada 25 pies respetando la geología del campo haciendo las curvas lo
más horizontal posible debido a la presencia de un homoclinal de 2 a 3° de
buzamiento, a partir de allí se elabora el mapa de arena neta petrolífera trazando
95
curvas isópacos cada 10 pies, así como también estableciendo el límite de roca,
finalmente se digitaliza el mapa mediante la herramienta SIGEMAP V3, reflejando la
simbología actualizada de los pozos a través de los contornos isópacos-estructurales.
4.13 Determinación de las propiedades petrofísicas de la Arena L3,4 del Campo
Dobokubi
La evaluación petrofísica de la arena L3,4 se realizó íntegramente a partir de los
análisis de registros el estudio evaluando lente por lente y al final se calculó un
promedio ponderado por espesor de cada uno de los parámetros (volumen de arcilla,
saturación de agua, porosidad y permeabilidad). Se llevó a cabo la selección de un
total de 14 pozos (verticales), todos pertenecientes al Campo Dobokubi. Luego se
procedió a revisar toda la información disponible: registros (SP, GR, densidad-
neutrón, resistividad, etc.).
4.13.1 Temperatura de la formación
Para establecer la temperatura de la formación se tomaron los datos del cabezal
por cada pozo (temperatura máxima y profundidad máxima). La temperatura de
superficie también fue extraída del cabezal de los registros y se aplicó la ecuación de
gradiente geotérmico lineal (Ecuación 4.1) para calcular la temperatura y la
profundidad de la formación por las Ecuaciones 4.2 y 4.3.
(4.1)
Donde:
= Gradiente Geotérmico.
= Temperatura máxima (°F).
Pm
TsTmGG
100
GG
Tm
96
= Temperatura de superficie (°F).
= Profundidad de la formación de interés (pies).
(4.2)
Donde:
= Profundidad de la formación de interés (pies).
Profundidad a la cual se encuentra el tope de la arena (pies).
Profundidad a la cual se encuentra la base de la arena (pies).
(4.3)
Donde:
= Temperatura de superficie (°F).
= Profundidad de la formación de interés (pies).
= Temperatura de la formación (°F).
= Profundidad máxima (pies).
= Temperatura máxima (°F).
4.13.2 Estimación de los parámetros m, n y a
Para la evaluación petrofísica de la arena de interés es necesario contar con los
parámetros básicos, tales como: el exponente de cementación (m) que presenta un
valor promedio de m = 2 en areniscas y en carbonatos m = 2.15 – 2.25. El exponente
de saturación de agua (n) que depende de la humectabilidad de la roca, con un valor
Ts
Pf
2
BaseTopePf
Pf
Tope
Base
Pm
TsTmPfTsTf
Ts
Pf
Tf
Pm
Tm
97
de n = 2 brinda resultados satisfactorios. El factor de tortuosidad (a) se considera
constante para una litología dada y su valor es 1 para arenas consolidadas y 0.81 no
consolidadas. Estos parámetros corresponden a valores promedios establecidos para
la Cuenca Oriental de Venezuela. Los valores utilizados de a; m; n, en el estudio
fueron: 1, 1.79 y 1.79, respectivamente.
4.13.3 Resistividad del agua de formación (Rw)
La resistividad del agua de formación es uno de los parámetros básicos de
mayor importancia en la definición del modelo petrofísico, ésta se puede obtener de
varias formas (Schlumberger, 1983).
Existen varias metodologías en la determinación del Rw para el caso en estudio
se utilizó el método de Archie por la ecuación 4.4.
(4.4)
Donde:
Rw = Resistividad del agua.
e = Porosidad efectiva.
Rt = Resistividad de la arena.
a = Factor de tortuosidad.
4.13.4 Cálculo del volumen de arcillas (Vsh)
Debido a la naturaleza del ambiente de sedimentación propio del área de
estudio, es característica la presencia de material arcilloso en estos depósitos. Uno de
a
RteRw
m
98
los efectos de la arcilla es disminuir la resistividad, es una variable que afecta
significativamente el cálculo de las saturaciones de los fluidos, si se asumiera la
presencia únicamente de arenas limpias en la formación, ésta disminución de
resistividad se asociaría a una alta saturación de agua lo cual obviamente, seria
errado. El parámetro de corte de arcillosidad se utiliza para medir cuando un intervalo
puede entrar en la denominación arena y ser evaluado.
El índice de arcillosidad se determinó por el método lineal ecuación 4.5,
empleando registros rayos gamma, luego los valores obtenidos se corrigieron por la
ecuación de Larinov par rocas Terciarias ecuación 4.6.
(4.5)
Dónde:
= Índice de arcillosidad por Gamma Ray.
= Gamma Ray leído en la zona a evaluar.
= Gamma Ray en la arena más limpia del intervalo geológico.
= Gamma Ray en la arcilla del intervalo geológico.
(4.6)
Donde
= Volumen de arcilla.
arenaarcilla
arenaleido
GRGR
GRGRIvsh
Ivsh
leidoGR
arenaGR
arcillasGR
12083.0 7.3 IvshVsh
Vsh
99
4.13.5 Cálculo de la porosidad
Para calcular la porosidad total de la roca, se emplearon los registros densidad
y densidad-neutrón, cabe mencionar que cuando se encontraban a escalas diferentes
la porosidad se leía directamente en la curva neutrón en porcentaje, pero para la curva
densidad se obtiene mediante la siguiente relación 4.7:
(4.7)
Dónde:
= Porosidad efectiva.
= Porosidad densidad.
= Densidad de la matriz.
= Densidad en la arena de interés.
= Densidad del fluido de perforación.
= Densidad de la lutita vecina.
Los valores utilizados para la densidad de la matriz y la densidad del fluido son
2.65 y 1gr/cc. Tomando en cuenta que la desventaja en el cálculo de la porosidad por
la ecuaciones anteriores, es decir, el aumento de dicho valor por la presencia de
laminaciones de arcilla en los cuerpos de arena que no son tomados en cuenta, esto se
debe a que las arcillas tienden a disminuir la densidad total de la formación (medida
del registro de densidad) y aumento en la concentración de hidrógeno (medido en el
registro de neutrón). Por lo tanto fue necesaria la corrección de las ecuaciones
anteriores por la presencia de arcilla mediante las siguientes ecuaciones 4.8 y 4.9 y
finalmente se estimó la porosidad efectiva mediante la Ecuación 4.10.
DfDmat
DleidaDmateD
e
D
Dmat
Dleida
Df
Dsh
100
(4.8)
Donde:
= Porosidad Densidad corregida por arcillosidad.
= Porosidad densidad.
= Volumen de arcilla.
(4.9)
Donde:
= Porosidad Neutrón corregida por arcillosidad.
(4.10)
Dónde:
= Porosidad efectiva.
= Porosidad Neutrón corregida por arcillosidad.
= Porosidad Densidad corregida por arcillosidad.
4.13.6 Saturación de agua inicial (Swi) e irreductible (Swirr)
La fracción de espacio poroso ocupado por el agua se denomina “saturación de
agua” ó Sw, la fracción restante, contentiva de petróleo o gas, se denomina
“saturación de hidrocarburo” o Sh, como uno es el complemento del otro, entonces
Sh = (1-Sw).
DshVshDDc
Dc
D
Vsh
NshVshNNc
Nc
2
NcDce
e
Nc
Dc
101
El supuesto general es, que el yacimiento estuvo inicialmente repleto de agua y
que a lo largo del tiempo geológico, el petróleo o el gas formados en otro lugar,
migraron hacia la formación porosa, desplazando el agua de los espacios porosos de
mayor tamaño. Sin embargo, los hidrocarburos que migran nunca desplazan toda el
agua intersticial. En efecto, hay una saturación de agua irreductible o Swirr,
representada por el agua retenida por la tensión superficial sobre la superficie de los
granos, en el contacto entre los granos y los intersticios más pequeños. Para
determinar la Sw se utilizó una hoja de cálculo en la aplicación Excel, partiendo todos
estos cálculos de la ecuación de Simandoux modificada, Ecuación 4.11.
(4.11)
Dónde:
= Saturación de agua.
= Porosidad efectiva.
= Exponente de saturación.
= Exponente de cementación.
= Factor de tortuosidad.
= Resistividad de formación.
= Resistividad del agua de formación.
= Volumen de arcilla.
= Resistividad de la arcilla adyacente.
Rsh
VshRwa
Rsh
VshRwa
Rt
RwaSw
m
e
n
m
e
m
e 22
12
Sw
e
n
m
a
Rt
Rw
Vsh
Rsh
102
4.13.7 Cálculo de permeabilidad (K)
Para la determinación de la permeabilidad en el campo se empleó la ecuación
de Timur modificada adaptada al Campo Dobokubi, la cual está en función de la
porosidad y saturación de agua irreductible, Ecuación 4.12.
K= 0.136×℮4(4.12)
(Swirr)2
Dónde:
K: Permeabilidad (mD).
e: Porosidad efectiva (fracción).
Swirr: Saturación de agua irreductible (porcentaje)
4.13.8 Determinación de los parámetros de corte
Los parámetros de corte, son aquellos valores que van a determinar, los límites
de calidad de arena y el posible contenido de hidrocarburo, gas, o bien la
combinación de algunos de éstos, más no su porcentaje. Estos parámetros son
establecidos de acuerdo a las características comunes presentes cerca del área de
estudio, que promediadas nos dan a conocer cuando un valor es anormal y cuando no.
Se efectuaron cuatro gráficas de acuerdo a las características presentes en
el área de estudio, los cuales fueron: Sw vs Rt; Sw vs Vsh; Vsh vs e; e vs K.
De la gráfica de Sw vs Rt se obtiene: a) la saturación de agua irreductible
(Swirr), que es la máxima saturación de agua a partir de la cual en el yacimiento
comienza a ser móvil, es decir, donde es capaz de comenzar a producir agua
conjuntamente con petróleo, se determinó ubicando en la gráfica los valores mínimos
103
de Sw y trazando una vertical por donde la curva se hace asintótica e intercepta al eje
de las abscisas; b) la resistividad de corte (Rtc) que corresponde al valor de
resistividad mínimo con el cual produce un pozo en el yacimiento, se obtiene donde
la curva se hace asintótica y se proyecta una horizontal cortando al eje de las
ordenadas; c) la saturación de agua de corte (Swc), que es el valor de saturación con
el cual un pozo puede considerarse como potencial productor de agua, se determina
entrando con el valor de Rtc y trazando una recta horizontal que corte con la curva
que mejor se adapte al comportamiento de los puntos.
4.14 Elaborar los mapas de isopropiedades que representan las propiedades
petrofísicas de la arena en estudio
A partir de los resultados obtenidos a través de la evaluación petrofísica y la
caracterización geológica del campo desde el punto de vista estructural así como de
ambiente, se construyeron los mapas de isopropiedades de: saturación de agua (Swi),
volumen de arcilla (Vsh), porosidad efectiva (ϕe) y permeabilidad (k).
Estos mapas permiten apreciar el comportamiento y distribución dentro del
Campo Dobokubi, para cada una las propiedades petrofísicas con respecto a la arena
en estudio valiéndose de estos parámetros para ubicar las mejores zonas, así como
también determinar donde se encuentran las mejores propiedades de roca.
Estos mapas fueron elaborados mediante la herramienta OFM 2009, utilizando
los datos básicos del mapa isópaco-estructural conjuntamente con los valores
petrofísicos a partir de esta información generando los mapas de isopropiedades.
4.15 Estimar el petróleo original “in situ” (POES) y las reservas de la Arena
L3,4
104
Para estimar el volumen de petróleo presentes en los prospectos del Campo
Dobokubi se utilizó el Método Volumétrico, debido a su sencillez y alto grado de
certeza, ya que requiere de la parte sólida del propescto y el conocimiento de las
propiedades físicas de los fluidos, ya que era carente de información necesaria para
dar con el cálculo del POES, fue indispensable hacer un análisis PVT sintético por
medio de las correlaciones de Laineth López adaptadas perfectamente a los campos
de crudo pesado y extrapesado de la FPO, para el cual se emplearon las siguientes
fórmulas, Ecuación 4.13.
POES (N) = 7758 x Vx x So 1/Boi (4.13)
Dónde:
V= volumen en acre/pie.
= porosidad en %.
So = saturación de petróleo (1 – Saturación de agua) en %.
Boi = factor volumétrico inicial del yacimiento. Dado en Barriles de
yacimiento/ barriles normales 1/Boi = Factor de merma, en %.
El cálculo del área y espesor promedio de roca que contiene petróleo se realizó
sobre el mapa del yacimiento, con la aplicación de una metodología que consiste en
calcular el área y volumen del yacimiento determinado con la aplicación SIGEMAP.
Los factores de recuperación de petróleo para el yacimiento fueron tomados del
libro de reserva oficial 2007. La ecuación utilizada para la estimación de las
reservas fue la siguiente: Ecuación 4.14.
R rec. = N x Fr (4.14)
105
Dónde:
N = Petróleo Original “in situ” (POES).
Fr = factor de recobro.
4.15.1 Cálculo de las propiedades PVT
Debido a que los prospectos seleccionados para el estudio no cuentan con
información de análisis PVT realizados, fue necesario generarlos a través de
correlaciones determinadas por Laineth López, donde se emplearon modelos
estadísticos de regresión que involucraron parámetros de fácil medición, tales como:
presión y temperatura del yacimiento, gravedad API del crudo y densidad relativa del
gas. Las ecuaciones son las siguientes:
4.13.1.1 Relación Gas-Petróleo en Solución o Solubilidad del Gas Inicial
(Rsi)
Para obtener dicho parámetro fue utilizada la siguiente ecuación:
Rsi = −35,6135 + 0,0830159 * T + 51,479 * γg + 1,98597*º API (4.15)
Dónde:
Rsi: Solubilidad del gas inicial (PCN/BN).
P: Presión del yacimiento, donde P≤Pb (Lpc).
T: Temperatura del yacimiento (ºF).
γg: Densidad relativa del gas (adimensional).
ºAPI: Gravedad API del crudo (ºAPI).
106
4.13.1.2 Presión de Burbujeo (Pb)
Se estimó mediante la siguiente ecuación:
Pb = 92,8034 + 6,77638 * Rsi
+ 0,688117 * T − 24,0569*º API (4.16) γg
Dónde:
Pb: Presión de burbujeo (Lpc).
Rsi: Solubilidad del gas inicial (PCN/BN). γg: Densidad relativa del gas
(adimensional). T: Temperatura del yacimiento (ºF).
ºAPI: Gravedad API del crudo (ºAPI)
4.13.1.3 Densidad del Petróleo (ρo)
Para obtener este parámetro se empleó la siguiente ecuación:
ρo = 1,09698 − 0,000661759 * Rs − 0,000383885 * T + 0,0000402069 * P − 0,0165302 * γg − 0,006956*º API (4.17)
Donde:
ρo: Densidad del petróleo (g/mL).
Rsi: Solubilidad del gas inicial (PCN/BN).
T: Temperatura del yacimiento (ºF).
P: Presión del yacimiento, donde P≤Pb (Lpc).
γg: Densidad relativa del gas (adimensional).
ºAPI: Gravedad API del crudo (ºAPI).
107
4.13.1.4 Factor Volumétrico del Petróleo (βo)
Se estimó mediante la siguiente ecuación:
β o = 0 ,93176+ 0 , 000422061* T + 0 , 000372363* Rs + 0 , 0545485* γg + 0 , 00159098*º API (4.18)
Dónde:
βo: Factor volumétrico del petróleo (BY/BN).
Rsi: Solubilidad del gas inicial, donde P≤Pb (PCN/BN).
T: Temperatura del yacimiento (ºF).
γg: Densidad relativa del gas (adimensional).
ºAPI: Gravedad API del crudo (ºAPI).
4.13.1.5 Viscosidad del Petróleo (µo)
La viscosidad del petróleo se calculó por medio de la siguiente ecuación:
µo = e (15 , 2127 − 0 , 0339308*T − 0 , 000113009* P − 0 , 00194864* Rs − 0 ,374708 *º API ) (4.19)
Dónde:
µo: Viscosidad del petróleo (cps).
T: Temperatura del yacimiento (ºF). P: Presión del yacimiento (Lpc).
Rsi: Solubilidad del gas inicial, donde P≤Pb (PCN/BN).
ºAPI: Gravedad API del crudo (ºAPI).
108
Los PVT sintéticos fueron estimados en una hoja de cálculo en Excel, para ello
fue necesario obtener los siguientes parámetros:
4.13.1.6 Presión inicial
Los yacimientos estudiados no cuentan con pruebas de presión realizadas a lo
largo de toda su vida productiva. Por lo tanto, se obtuvo este parámetro usando la
siguiente correlación ajustada al área en estudio, la cual está en función del Datum del
yacimiento, Ecuación 4.20.
Pi = 0.43 * Datum + 45 (4.20)
Dónde:
Pi: Presión inicial (Lpca).
Datum: Profundidad de referencia (pie).
El Datum del yacimiento o plano de referencia constituye la profundidad bajo el
nivel del mar que coincide con el centro de masa del yacimiento, donde generalmente
se encuentra la mayor acumulación de hidrocarburos. Para calcular el Datum se ubicó
la zona del yacimiento donde existe mayor densidad de pozos completados y se
estimó un valor promedio de la profundidad en la que donde se encuentran los pozos
con mayor y menor buzamiento, es decir, el pozo más profundo y el pozo más
somero.
En el caso de los yacimientos que sólo presentan un pozo completado o
interpretado, la profundidad subsea del pozo viene a ser el Datum del yacimiento.
Otra manera de estimar este nivel de referencia es mediante la siguiente,
Ecuación 4.21.
109
( (
)
(4.21)
Dónde:
Datum: Nivel de referencia (pie).
Tope: Tope de la arena de interés (pie). h: Espesor de la arena (pie).
Los resultados fueron comparados con el Datum asentado en el libro oficial de
reservas 2007. Con ello se logró validar esta información.
4.13.1.7 Gravedad API del Crudo (ºAPI)
El valor de la gravedad API del crudo de cada yacimiento inactivo estudiado,
se obtuvo de la prueba oficial de completación de los pozos presentes en los mismos.
En el caso de aquellos yacimientos que presentaron varios pozos completados, se
estimó un valor promedio. En aquellos donde no hay pozos completados, se tomó el
valor oficial del libro de reservas 2007.
4.13.1.8 Densidad Relativa del Gas (γg)
Este parámetro se calculó mediante la siguiente correlación, en función de la
gravedad API: Ecuación 4.22.
γg = 0,0143*º API +0,4657 (4.22)
Dónde:
γg: Densidad relativa del gas (adimensional).
ºAPI: Gravedad API del crudo (ºAPI).
110
4.13.1.9 Temperatura del Yacimiento.
En vista de que no se tienen registros de temperatura, se estimó este valor
mediante la siguiente correlación ajustada al área de estudio, la cual está en función
de la profundidad o nivel de referencia: (Ecuación 4.23).
T = 0,0175 * Datum +85 (4.23)
Dónde:
T: Temperatura del yacimiento (ºF).
Datum: Nivel de referencia (pie).
Finalmente después de hacer el análisis PVT sintético se procedió al cálculo del
POES (petróleo in situ) por medio de la variable factor volumétrico de petróleo inicial
(Boi) con la cual no se contaba información en un principio es por ellos que se
realizaron dichas pruebas.
4.12 Propuesta de futuras localizaciones que permita implementar un plan de
explotación para la incrementación de la producción de crudo pesado del
Campo Dobokubi
Para la resolución de este objetivo se tomó en cuenta la interpretación de los
mapas realizadas a lo largo del desarrollo de los objetivos anteriores, también en base
a los resultados de los análisis efectuados para determinar las propiedades de los
diferentes pozos que hacen vida activa en el campo Dobokubi, se proponen futuras
localizaciones de explotación para incrementar la producción del crudo pesado según
el modelo petrofísico. Mediante la herramienta SIGEMAP se establecieron las
localizaciones, se ubicó y puntualizo un área prospectiva se construyó un perímetro
de 3280ft de diámetro, a partir de allí se elaboró una sección vertical de 1640ft para
después establecer un área drenaje de 656ft para el mayor control de la perforación y
111
finalmente una sección horizontal de 2500ft, también te elaboraron pozos hoyos
pilotos para tener mayor control del área y hoyos horizontales.
112
CAPÍTULO V
ANÁLISIS DE RESULTADOS
5.1 Análisis litoestratigráfico de la Arena L3,4 a partir de la correlación de pozos
pertenecientes al área de estudio
La correlación litoestratigráfica se realizó con los registros de inducción de
copias aportadas por la compañía que corrió los registros, a escala en Gr 1:150, RD
0.2:2000 y CILD 0:1000 de 240 pozos, dentro y fuera del área de estudio. Se aplicó
una red de correlación, en la cual se identificó el horizonte o estrato guía en el
yacimiento en estudio siendo la arena L3,4.
El registro tipo fue el que corresponde al pozo MFD-85, el cual es una unidad
bien definida y no presenta fallas estructurales. Mediante las correlaciones
litoestratigráficas de 39 pozos verticales y 201 pozos direccionales, se establecieron
los topes en TVDSS de la Arena L3,4; donde se evidenció en los pozos de este campo
que la Arena L3,4 tiene continuidad lateral, obteniendo gran desarrollo al NE del
campo, tiene espesores promedios de 40-60 pies y sus topes estructurales están
ubicados a una profundidad entre los -3400‟ y -3600‟ de TVDSS, teniendo su mejor
desarrollo en los pozos MFD85, MFD81, MFD197, MFD207, MFD215, MFD210 y
MFD181.
En el Apéndice A.1 se muestra la base de datos creada con la información
obtenida de la correlación de los pozos del Campo Dobokubi, la cual permitió validar
y actualizar la información oficial disponible en la gerencia de yacimiento. Esta base
de datos contiene las coordenadas (UTM), profundidad final (TD), profundidad en
TVD y en TVDSS de la Arena L3,4, así como su espesor de arena neta (AN) y arena
neta petrolífera (ANP).
113
5.2 Determinación de la continuidad lateral de Arena L3,4 a través de la
elaboración de secciones estratigráficas
Se realizaron 4 secciones estratigráficas en el área de estudio para observar de
esta manera la continuidad lateral de la arena, la distribución de las secciones se
pueden observar en la figura 5.1 y los pozos que componen cada una de ellas en la
(tabla 5.1).
Figura 5.1 Distribución de las Secciones Estratigráficas
114
Tabla 5.1 Pozos implicados en las secciones estratigráficas realizadas.
SECCIONES POZOS RUMBO
A'-A' 85-197HO-197HP-215 NE-SW
B'-B' 114HP-103-197HO-197HP-171 W-E
C'-C' 70HP-149-74HP-154 W-E
D'-D' 72HO-155-141-17 W-E
5.2.1 Sección estratigráfica A-A’
Esta sección estratigráfica presenta los siguientes pozos a través del corte,
MFD-85, MFD-197HP, MFD-197HO y MFD-215, con dirección suroeste-noreste, se
puede observar en los pozos MFD-85, MFD-197 HP Y MFD-197 HO espesores que
varían entre 13 y 46 pies, mientras que en el pozo MFD-215 en el lente L3 hay un
espesor de 0 pies. Las facies observadas fueron de canales distributarios y bahías
interdistributarias. (Figura 5.2).
Figura 5.2 Sección estratigráfica A-A‟, para mayor detalle ver Anexo (1/12).
115
5.2.2 Sección estratigráfica B-B’
Esta sección fue construida por los pozos MFD-114HP, MFD-107, MFD-103,
MFD-197HO, MFD 197HP y MFD-171, con dirección suroeste-noreste; en la cual
se pudo observar espesores de 24 a 39 pies en los pozos MFD-107 Y MFD-197HO,
los cuales están ubicados en el centro del canal de meandro. (Figura 5.3).
Figura 5.3 Sección estratigráfica B-B‟, para mayor detalle ver Anexo (2/12).
5.2.3 Sección estratigráfica C-C’
Esta sección estratigráfica está conformada por los pozos MFD-070HP, MFD-
149, MFD-0074HP y MFD-154, con dirección este y oeste, en cual se observan
espesores de 39 pies en los pozos MFD- 070HP y MFD-154, siendo estos pozos
centro de canal. (Figura5.4).
116
Figura 5.4 Sección estratigráfica C-C‟, para mayor detalle ver Anexo (3/12).
5.2.4 Sección estratigráfica D-D’
Esta sección comprende los pozos MFD-0072HO, MFD-155, MFD-0141 y
MFD-0017 en dirección este-oeste, siendo sus espesores no mayores a 14 pies,
debido a su ubicación hacia el borde del canal. (Figura 5.5).
117
Figura 5.5 Sección estratigráfica D-D‟, para mayor detalle ver Anexo (4/12).
5.3 Estructuras presentes en el área de estudio observadas a partir de las
secciones estructurales.
Para realizar las diferentes secciones estructurales se generó el plano
estructural, realizando esta actividad como primer paso para lograr el desarrollo de
este objetivo, en la figura 5.8 se logra observar el plano estructural, también la
simbología respectiva, el cajetín descriptivo y la escala gráfica que presenta el mapa.
Se contempló la presencia de plegamiento de buzamiento suave de tipo Homoclinal
de 2°,3° NE , cortado por una serie de fallas normales de origen extensional de alto
ángulo de rumbo Noreste-Suroeste y Oeste-Este. (Figura 5.6).
En el mapa estructural se logra observar que la estructura buza al Norte del
campo, de igual manera la existencia de 6 o más fallas regionales, todas estas de tipo
118
normales debido a que se encuentran en un régimen distensivo, vistas anteriormente
por resolución de sísmica 3D, en su mayoría con dirección NE-SW y W-E.
Figura 5.6 Mapa estructural
Luego partiendo de la elaboración del mapa estructural se trazó líneas de
orientación, contornos estructurales cada 25 pies lo más homogéneo posible
respetando la estructura geológica de plegamiento Homoclinal de buzamiento 2° a
NE, estas profundidades son establecidas mediante la correlación litoestratigráfica de
la arena en estudio con respecto al TVDSS profanidades que varían de -2800‟ a -
3900‟ , las cuales definieran los pozos implicados en la sección buscando el
paralelismo entre los planos estratigráficos. En la figura y tabla se ilustra a
continuación las secciones estructurales realizadas y los pozos implicados en su
elaboración. (Figura 5.7 y tabla 5.2).
119
Figura 5.7 Secciones estructurales.
Tabla 5.2 pozos implicados en la secciones estructurales
SECCIONES POZOS RUMBO
A'-A' MFD71HP-MFD24E-MFD105-MFD60-MFD142 -
MFD126HP2 N-S
B'-B' MFD149-MFD49HP-MFD-91-MFD23 N-S
Luego se realizaron dos secciones estructurales perpendiculares a la estructura,
con el fin de observar las fallas estructurales y buzamientos de las mismas, así como
también sistemas de fallas y distribución de los fluidos en el yacimiento.
120
5.3.1 Sección estructural A-A’
Esta sección está comprendida por los pozos MFD-71HP, MFD-0024E, MFD-
105, MFD-60, MFD-142 Y MFD -126HP2, atravesando 5 fallas normales con
dirección SW-NE, los saltos de estas fallas varían entre 27 y 290 pies; con
direcciones de buzamiento en su mayoría hacia el norte. (Figura 5.8).
Figura 5.8 Sección estructural A.-A‟, para mayor detalle ver Anexo (5/12).
5.3.2 Sección estructural B-B’
Comprendida por 3 fallas normales por los pozos MFD-149 Y MFD-049HP ,
MFD-91 Y MFD-0023, en esta sección dichos pozos atraviesan las fallas de tipo
normal con direcciones SW- NE, los saltos de las mismas comprendidas entre 40 y
121
140 pies; con dos fallas de buzamientos preferencial hacia el Norte y otra falla con
buzamiento hacia el Sur. (Figura 5.9).
Figura 5.9 Sección estructural B-B‟ para mayor detalle ver Anexo (6/12).
5.4 Modelo sedimentológico
Por el análisis del mapa de electrofacies e interpretación del mapa de ambiente,
se establece que el ambiente sedimentario de la Arena L3, 4 a una profundidad de
TVSS de -3471‟ corresponde a un ambiente transicional Deltaíco dominado por rio
específicamente la llanura deltaica con presencia de canales distributarios y abanicos
de rotura en las bahías interdistrubutarias.. Esta interpretación para el modelo
sedimentológico para la arena L3,4 se ha hecho con la ayuda de las electrofacies
apreciables con los registros eléctricos (SP) y Gamma Ray. Las corrientes son el
agente dominante de la alteración del paisaje, erosionando más tierra y transportando
122
y depositando más sedimentos que cualquier otro proceso. El tren de deposición de
los sedimentos va desde el suroeste tomando una dirección al noreste (Figura 5.10).
Figura 5.10 Mapa de ambiente, para mayor detalle ver Anexo (7/12).
5.5 Elaboración del mapa isópaco-estructural de la Arena L3,4 permitiendo la
definición de las estructuras presentes, geometría de los cuerpos y los límites
de roca del Campo Dobokubi
En el mapa de la Figura 5.11 se determinó que la estructura de la Arena L3,4 es
un homoclinal con buzamiento de 2° a 3° al Norte y está cortado por fallas regionales
normales de dirección este-Oeste y buzamiento al Norte, asociados a un régimen
distensivo, además se encuentran fallas normales de dirección SW-NE con
buzamiento al NW y otras de dirección N-S que buzan al Oeste. El CAPO se ubicó
@ 3550„ en la zona Este del campo, y se delimitaron 8 prospectos de yacimientos
(MFD4, MFD10, MFD15, MFD20, MFD26, MFD70, MFD85 y MFD171)
123
establecidos por límites estratigráficos y estructurales. En el citado mapa se observan
que los mayores espesores se encuentran hacia el centro de los canales que están entre
40‟ y 70‟, y los menores hacia los límites de roca.
Figura 5.11 Mapa isópaco-estructural de arena neta petrolífera, para mayor detalle ver
Anexo (8/12).
5.6 Determinación de las propiedades petrofísicas de la Arena L3,4 del Campo
Dobokubi
La evaluación petrofísica se desarrolló fundamentalmente para evaluar las
propiedades que posee la de roca de los yacimientos estudiados. Esta evaluación se
realizó solo a los pozos dentro del área de cada yacimiento preferiblemente pozos
verticales que contengan información necesaria para el estudio. El primer dato
obtenido para el desarrollo de esta evaluación fue el volumen de arcilla (Vsh)
calculada por el método de la curva Gamma Ray modelo lineal el cual dio un valor
promedio de 12%, la resistividad del agua de formación (Rw) calculada por el
124
método Archie y SP y la cual arrojó un valor promedio de 0,15 ohm-m, La saturación
de agua (Sw) fue calculada por el método de Simandoux modificado adaptada para el
campo y para un area de gran contenido de arcilla la cual arrojó un valor promedio
de 0.16%, la porosidad por el registro de densidad neutrón la cual arrojó un valor
promedio de 31% y la permeabilidad fue calculada por el método de Timur
modificado adaptada para el Campo Dobokubi, arrojó un valor promedio de 5810
mD, de los datos utilizados para este cálculo pueden observarse en la tabla 5.3, para
mayor detalle ver Apéndices (A.2,B.1,B.2,B.3,B.4 y B.5).
Tabla 5.3 Hoja simplificada de los parámetros petrofísicos.
Pozos Arena
Volumen
de
Arcilla
(Vsh)
Porosidad (Rw) (Sw) Permeabilidad
(K)(mD)
MFD 04 L3,4 10 31 0,12 0,10 5130
MFD 10 L3,4 11 35 0,14 0,11 8877
MFD 15 L3,4 11 26 0,18 0,18 2322
MFD 17 L3,4 17 28 0,26 0,15 3324
MFD 26 E L3,4 7 33 0,15 0,14 6783
MFD 81 L3,9 15 37 0,15 0,09 10442
MFD 85 L3,4 10 38 0,16 0,09 11470
MFD 155 L3,4 9 25 0,11 0,20 1870
MFD 171 L3,4 12 26 0,09 0,22 2326
MFD 181 L3,4 14 31 0,14 0,23 4876
12 31 0,15 0,16 5810
5.6.1 Determinación de los parámetros de corte
Estos son los que van a determinar los límites de calidad de arena y el posible
contenido de hidrocarburos o agua. Estos son conseguidos a través de valores de
saturación de agua, porosidad, permeabilidad y volumen de arcilla.
125
Los parámetros de corte o cutoff son indicativos de valores a partir de los
cuales se muestran propiedades petrofísicas para establecer si la roca es poco
prospectiva o dejan de ser rentables. Estos parámetros se calculan a través de unas
graficas las cuales son: a) resistividad de la formación en función de la saturación del
agua, b) resistividad de la formación en función del volumen de arcilla, d) porosidad
efectiva en función del volumen de arcilla, e) permeabilidad en función de la
porosidad efectiva, arrojando los siguientes resultados:
Saturación de agua > 32%
Volumen de arcilla < 13%
Porosidad > 20%
Permeabilidad > 750mD
Analizando estos valores en la evaluación petrofísica; se establece las siguientes
condiciones:
Si el Sw es mayor de 32% se considera que la arena está saturada de agua.
Si el Vsh es mayor de 13% se considera que la arena es muy arcillosa.
Si la es menor de 23% se considera que la arena tiene baja porosidad.
Si la K es menor de 750 mD se considera que la arena tiene baja permeabilidad.
En el Apéndice C se muestran los diferentes gráficos utilizados para determinar
los parámetros de cortes para la Arena L3,4 del Campo Dobokubi.
Luego de la evaluación petrofísica se puede inferir que los valores promedios
ponderados de la Arena L3.4 son de una saturación de agua de 15.69% (0.16),
volumen de arcilla de 11.91% (0.12), porosidad efectiva de 31.01% (0.31) y
permeabilidad de 5809.86 mD.
126
5.5.1.1 Determinación de saturación de agua de corte (Swc)
A partir de la gráfica de Rt en función de Sw, se obtuvo un valor de corte de
saturación de agua igual a 46% para el yacimiento y el agua irreducible en 10%.
Estos valores se establecieron a partir de una resistividad de 9 Ohm-m (Figura 5.11).
Figura 5.12 Gráfico crossplot de resistividad (Rt) Vs saturación de agua (Sw)
del yacimiento, para mayor detalle ver Apéndice (C.1)
5.4.1.2 Determinación del volumen de arcilla de corte (Vshc)
Estos valores se obtienen mediante la proyección de la saturación de agua de
corte establecido para cada uno de los yacimientos, se corta la curva y resulta el valor
de volumen de arcilla de corte de un 26% para el yacimiento (Figura 5.12).
127
Figura 5.13 Gráfico crossplot de arcillosidad (Vsh) Vs saturación de agua (Sw)
del yacimiento, para mayor detalle ver Apéndice (C.2)
5.4.1.3 Determinación de la porosidad efectiva de corte (Phiec)
La porosidad se determinó a partir de los valores de volumen de arcilla de corte
de cada uno de los yacimientos, de allí se obtiene un valor de 20% para el yacimiento
(Figura 5.14).
Figura 5.14 Gráfico crossplot de porosidad (Phie) Vs arcillosidad (Vsh) del
yacimiento, para mayor detalle ver Apéndice (C.3)
128
5.4.1.4 Determinación de la Permeabilidad de corte (Kc)
Se determinó a partir de la gráfica de porosidad efectiva de corte (Phiec) Vs la
permeabilidad (md). Se aprecia en el yacimiento que utilizando un valor de Phiec de
20% se obtuvo un valor de permeabilidad de corte de 1000 md. (Figura 5.15).
Figura 5.15 Gráfico crossplot de permeabilidad (K) Vs porosidad (Phie) del
yacimiento, para mayor detalle ver Apéndice (C.4)
5.7 Elaborar los mapas de isopropiedades que representan las propiedades
petrofísicas de la arena en estudio
5.6.1 Mapa de isoarcillosidad
El principal objetivo de este mapa es observar la distribución de las arcillas en
los yacimientos, observándose en los yacimientos en estudio un descenso hacia el
centro del canal, y hacia el borde del mismo un aumento mínimo. Obteniendo un
resultado de volumen de arcilla (Vsh) del 14%. (Figura 5.16).
129
Figura 5.16 Mapa de isoarcillosidad de la arena L3,4 del campo Dobokubi, para
mayor detalle ver Anexo (9/12).
5.6.2 Mapa de isoporosidad efectiva
A partir de estos mapas se observó una porosidad del 20% hacia el centro del
canal de los yacimientos en estudio, esto debido a las facies de mayor energía que se
encuentran en esta zona; hacia los márgenes se encuentran una disminución de la
porosidad a causa del alto contenido de arcillas, confirmando de esta manera la
relación inversa con el mapa de isoarcillosidad (Figura 5.17).
Figura 5.17 Mapa de isoporosidad de la arena L3,4 del campo Dobokubi, para mayor
detalle ver Anexo (10/12).
130
5.6.3 Mapa de isopermeabilidad
En este mapa se presenta la relación directa de los factores porosidad y
permeabilidad, en donde hay mayor permeabilidad a mayor porosidad, como se
presenta en los canales de los yacimientos. La permeabilidad calculada fue de 1000
md. (Figura 5.18).
Figura 5.18 Mapa de isopermeabilidad de la arena L3,4 del campo Dobokubi, para
mayor detalle ver Anexo (11/12).
5.6.4 Mapa de saturación de agua
Las mayores saturaciones de agua se localizaron en las zonas marginales de los
yacimientos, mientras que en la zona de los canales se observó un porcentaje del
0.19% de saturación de agua. (Figura 5.19).
131
Figura 5.19 Mapa de saturación de agua de la arena L3,4 del campo Dobokubi, para
mayor detalle ver Anexo (12/12).
5.8 Estimación del petróleo original “in situ” (POES) y las reservas de Arena
L3,4
En primer lugar se procedió a realizar el cálculo del área y volumen con la
herramienta de SIGEMAP, seguidamente los parámetros necesarios para el cálculo de
P.O.E.S de 823,58 MMBN, G.O.E.S de 101778,10 MMPCN; como el factor de
recobro (11%), Rsi 124 CN/BN y el Boi 1.082 BY/BN (tomado de); los valores
promedios de los parámetros petrofísicos fueron obtenidos de la evaluación
petrofísica realizada en este estudio. De esta manera se procede a realizar los cálculos
mediante la hoja datos básicos del programa Excel para cada yacimiento. (Tabla 5.4,
5.5, 5.6 y 5.7).
Para esta estimación se utilizó el método volumétrico que por su sencillez y alto
grado de certeza resulta el más indicado para este trabajo.
132
Tabla 5.4. Resultados del POES mediante el método volumétrico para la arena L3,4
Tabla 5.5 Resultados de las reservas recuperables de la Arena L3,4
PROSPECTOS DEL
CAMPO DOBOKUBI
POES
(MMBN)
Factor de
Recobro (Fr)
RESERVAS
RECUPERABLES
MMBN
MFD-4 161,02 10% 16,10184646
MFD-10 38,70 11% 4,256699596
MFD-15 164,31 11% 18,07382564
MFD-20 99,47 11% 10,94206703
MFD-26 73,84 12% 8,861209435
MFD-70 64,23 11% 7,064758022
MFD-85 160,04 11% 17,60437439
MFD-171 61,98 12% 7,437098825
823,58 11% 91,6233475
Prospectos
del campo
Dobokubi
POES
(petróleo in
situ) MMBN
RSI Boi Volumen P.
(Acres/Pies) Porosidad (1-Sw)
MFD-4 161,02 124 1,082 94853,40 0,30 0,79
MFD-10 38,70 124 1,078 22711,67 0,30 0,79
MFD-15 164,31 123 1,079 96522,55 0,30 0,79
MFD-20 99,47 118 1,082 58598,15 0,30 0,79
MFD-26 73,84 127 1,084 43580,38 0,30 0,79
MFD-70 64,23 132 1,087 38008,80 0,30 0,79
MFD-85 160,04 122 1,081 94189,73 0,30 0,79
MFD-171 61,98 124 1,082 36508,96 0,30 0,79
823,58
133
Tabla 5.6 Resultados del GOES, Factor de recobro del petróleo y el Factor de recobro
del gas.
Tabla 5.7 Resultados del PVT sintético de la Arena L3,4
PR
OS
PE
CT
O
S D
EL
C
AM
PO
DO
BO
KU
BI
RE
LA
CIO
N
GA
S E
N
SO
LO
CIO
N
(RS
I)
PR
ES
ION
DE
BU
RB
UJE
O
(PB
)
DE
NS
IDA
D
DE
L
PE
TT
RO
LE
O
( ρ
o)
VIS
CO
SID
AD
DE
L
PE
TR
OL
EO
(µo)
FA
CT
OR
VO
LU
ME
TR
I
CO
DE
L
PE
TR
OL
EO
(Bo
)
PR
ES
ION
INIC
IAL
(P
i)
GR
AV
ED
AD
AP
I D
EL
C
RU
DO
(°A
PI)
MFD-4 124 1585 1,000 376 1,082 1576 10
MFD-10 124 1585 1,000 376 1,082 1576 10
MFD-15 118 1516 1,000 409 1,079 1506 10
MFD-20 123 1579 1,000 379 1,082 1570 10
MFD-26 127 1633 1,000 355 1,084 1625 10
MFD-70 132 1692 1,000 331 1,087 1684 10
MFD-85 122 1564 1,000 386 1,081 1555 10
MFD-171 124 1585 1,000 376 1,082 1576 10
RANGO (118-132)
RANGO (1516-1692)
RANGO
(331-409) RANGO
(1,079-1,087)
RANGO (1506-1684)
PROSPECTOS DEL
CAMPO
DOBOKUBI
POES
(PETROLEO
IN SITU)
MMBN
GOES
MMPCN
FR_PETROLEO
(%)
FR_GAS
(%)
PROSPECTO MFD-4 161,02 19966,29 10,00% 82,99%
PROSPECTO MFD-10 38,70 4798,46 11,00% 83,12%
PROSPECTO MFD-15 164,31 20209,82 11,00% 82,63%
PROSPECTO MFD-20 99,47 11737,85 11,00% 82,45%
PROSPECTO MFD-26 73,84 9378,11 12,00% 83,08%
PROSPECTO MFD-70 64,23 8477,71 11,00% 83,08%
PROSPECTO MFD-85 160,04 19524,85 11,00% 83,17%
PROSPECTO MFD-171 61,98 7685,00 12,00% 82,72%
823,58 101778,10 11,13% 82,91%
134
5.8 Proposición de futuras localizaciones que permita la implementación de un
plan de explotación para la incrementación de la producción de crudo
pesado en el Campo Dobokubi
Con base en la interpretación de los mapas generados, como el de ambiente,
isopropiedades e isópaco-estructural, se pueden proponer ciertas zonas del yacimiento
que presentan propiedades que la hacen favorables para el drenaje de hidrocarburo.
Cabe destacar que este estudio no cuenta con evaluaciones económicas, rentabilidad
tecnológica, entre otros aspectos que deben ser considerados, lo que implica una
limitante al momento de proponer nuevas localizaciones. (Tabla 5.8) (Figura 5.20 y
5.21).
Tabla 5.8 Resultados de las localizaciones propuestas, precisadas y ubicadas en las
mejores zonas según el modelo petrofísico.
LO
CA
LIZ
A
CIO
NE
S
CO
OR
D.
DE
SU
PE
RF
ICI
E
TO
PE
TV
DS
S
ES
PE
SO
R
PO
RO
SID
A
D
VS
H
K
SW
PETL 01 N: 430278,53 - E: 966499,39 -3440 64' 30-36% 2% 4000-5200 9%
PETL 02 N: 430279,70 - E: 966507,67 -3454 52' 30-34% 2% 4000-5100 9%
PETL 03 N: 431952,96 - E: 966092,40 -3454 51' 30-35% 3% 4000-5000 8%
PETL 04 N: 431953,13 - E: 966080,40 -3325 25' 28-30% 4% 4000-5200 10%
PETL 05 N: 432093,25 - E: 965596,62 -3300 20' 30-31% 4% 4000-5000 11%
PETL 06 N: 434088,43 - E: 963864,56 -3335 22' 25-26% 3% 2000-2300 18%
PETL 07 N: 434076,43 - E: 963458,10 -3325 30' 25-28% 5% 3000-3300 15%
PETL 08 N: 434681,73 - E: 964199,59 -3325 50' 25-28% 4% 3000-3400 14%
PETL 09 N: 434984,79 - E: 963808,89 -3320 50' 25-28% 4% 3000-3200 14%
PETL 10 N: 428566,44 - E: 967505,52 -3500 40' 30-35% 2% 4000-5000 10%
PETL 11 N: 425702,77 - E: 965717,19 -3425 45' 28-31% 4% 5000-5100 18%
PETL 12 N: 425469,39 - E: 966065,46 -3450 60' 28-31% 4% 5000-5200 18%
PETL 13 N:423939,91 - E: 968851,89 -3600 50' 28-32% 3% 3000-3500 14%
PETL 14 N:423939,91 - E: 968851,90 -3650 75' 29-32% 3% 3000-3500 10%
PETL 15 N:422668,51- E: 971855,64 -3700 40' 25-28% 6% 3000-3300 15%
PETL 16 N:420325,80- E: 971499,27 -3720 40' 25-28% 6% 3200-3300 15%
PETL 17 N:421211,63- E: 965262,23 -3425 40' 25-28% 6% 3000-3300 15%
PETL 18 N:421211,63- E: 965262,24 -3450 24' 25-28% 6% 3000-3300 15%
PETL 19 N: 420163,72 - E: 957944,99 -2800 48' 30-32% 3% 4500-5400 11%
135
Figura 5.120 Plano del campo Dobokubi con las localizaciones propuestas N°1.
Figura 5.21 Plano del campo Dobokubi con las localizaciones propuestas N°2.
136
136
CONCLUSIONES O RECOMENDACIONES
Conclusiones
1. La Arena L3,4 en el campo Dobokubi, se presenta de manera local con
variaciones laterales de facies separando a los distintos cuerpos arenosos. Aparece
con gran desarrollo al NE del campo con espesores promedios de 50 pies a una
profundidad -3400‟ y -3600‟ en los pozos MFD85, MFD81, MFD197, MFD207,
MFD215,MFD210 y MFD181.
2. En las secciones estratigráficas se logró observar las variaciones verticales y
cambios laterales de facies de canales distributarios a bahías interdistributariascon
con gran desarrollo de espesores en los centros de canal.
3. A través de las secciones estructurales se logró observar la existencia de 6 o
más fallas regionales, todas estas de tipo normales debido a que se encuentran en un
régimen distensivo. En la sección estructural denominada A-A‟ cortan 5 fallas
normales comprendida entre los pozos MFD-71HP y MFD-0024E con dirección de
buzamiento hacia el Norte y un salto de falla de 290‟, MFD-0024E y MFD-105 con
buzamiento hacia el Norte y un salto de falla de 160‟, MFD-105 y MFD-60 con
buzamiento hacia el Sur y un salto de falla de 30‟ , MFD-60 y MFD-142 con
buzamiento hacia el Sur y un salto de falla de 90‟ y el MFD-142 y MFD-126HP2 con
buzamiento hacia el Norte y un salto de falla de 27‟, y en la sección estructural B-B‟
conformada, los pozos atraviesan 3 fallas normales comprendida por los pozos MFD-
149 y MFD-049HP con buzamiento hacia el Norte y un salto de falla de 140‟, MFD-
49HP y MFD-91 con buzamiento hacia el Norte y un salto de falla de 210‟ y MFD-
91 y MFD-0023 con buzamiento hacia el Sur y un salto de falla de 40‟.
137
4. Por el análisis del mapa de electrofacies e interpretación del mapa de
ambiente, se establece que el ambiente sedimentario de la Arena L3,4 corresponde a
un ambiente transicional deltaico dominado por ríos, específicamente la planicie o
llanura deltaica característico de la formación Oficina
5. En el mapa isópaco-estructural se contempló la presencia de plegamiento de
buzamiento suave de tipo Homoclinal de 2°,3°NE , cortado por fallas normales,
también la variación de espesores de arena neta y arena neta petrolífera, integrando de
manera muy cotejable los modelos sedimentológico y petrofísico dentro del mapa
isópaco.
6. Para el modelo petrofísico se pudo conocer los parámetros en promedio
general de la Arena L3,4; tales como un Vsh=12%, Porosidad=31%, un Rw=0.15,
una Sw=16% y K= 5810md, así como también los parámetros de corte de Swic=46
%, Rtc=9ohm.m, Swirr=10%,Vshc=26%,Porosidad de Corte=20% y una Kc=1000
mD.
7. El POES para los prospectos son; MDF4 161.02 MMBN, MFD10 38.70
MMBN,MFD15: 164.31 MMBN,MFD20 :99.47 MMBN,MFD26: 73.84
MMBN,MFD70: 64.23MMBN,MFD85:160.04MMBN y MFD 171: 61.98 MMBN y
un POES total de 823.58 MM BN; Goes para MFD4:19966 MMPCN, MFD10:4798
MMPCN,MFD 15: 20209 MMPCN,MDF26:11737 MMPCN,MFD70: 9378
MMPCN,MFD70: 8477 MMPCN, MFD70:19524 MMPCN,MFD171: 7685
MMPCN y un GOES total de 101778.10 MMPCN.
8. Se realizaron 19 localizaciones todas estas ubicadas y precisadas en los
mapas (isópaco,Vsh,K,SW, Porosidad) en aéreas muy prospectivas con buenas
propiedades petrofísicas, buscando los mejores espesores, entre 20‟-60‟ ANP, con
Kp=3000-11000mD, con Porosidad promedio= 25-36%, Vshp= 2-6% y Swp=9-18%.
138
Recomendaciones
1. Oficializar ante Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo el
Modelo Geológico de la Arena L3,4 realizado en este trabajo de grado.
2. Tomar núcleos en el Campo Dobokubi para precisar los modelos
Sedimentológico y Petrofísico.
3. Hacer Pruebas PVT en la zona estudiada para conocer las propiedades del
intervalo estudiado que permita calcular de manera más exacta las reservas, el POES,
el GOES, así como también la viscosidad del crudo, y el Factor Volumétrico inicial.
4. Perforar pozos estratigráficos para estudiar las propiedades de la roca y la
continuidad a NE del campo donde existe mayor desarrollo de la arena L3,4.
5. Realizar un mapa de fallas, para validar todas las fallas que correspondan a
este intervalo (L3,4) estudiado.
139
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142
APÉNDICES
143
143
Apendices A
Base de Datos de Correlación de pozos del Campo Dobokubi
144
Tabla A.1 Base de Datos de la Arena L3,4 del Campo Dobokubi.
E429935 429935 - 967350 4071 -3478
N967350 429935 - 967350 4081 -3488
E432241 432241 - 967951 4130 -3539
N967951 432241 - 967951 4152 -3561
E433045 433045 - 969090 4172 -3621
N969090 433045 - 969090 4194 -3643
E435527 435512 - 968768 4078 -3585
N968801 4355112- 968767 4089 -3596
E435690 435690 - 967569 4055 -3426
N967569 435690 - 967569 4072 -3443
E436316 436316 - 963970 3841 -3400
N963970 436316 - 963970 3855 -3414
24'+26' 18'
ANP(ft) Coord. de Tope (UTM) AN(ft)TOPE_TVDSSTOPE_TVD
49' 10'+39'
MFD-174 Vertical
DireccionalMFD-178
MFD-017
593
591
551
E.M.R.(ft)Macolla Pozo Tipo de pozo
DireccionalMFD-085
MFD-171
MFD-161 Vertical
E-1
Vertical
Coord. De
Superficie
Vertical
0'+0' 0'
0'+12' 0'441
629
22'+32' 0'
0'10'+26'493
145
Continuación de la Tabla A.1
E429935 429935 - 967350 4071 4082 -3478
N967350 429935 - 967350 4081 4121 -3488
E428621 4063
N966307 4086
E428074 428074 - 965860 4055 4077 -3469
N965860 428074 - 965860 4068 4117 -3482
E426090 426090 - 965600 4017 4026 -3413
N965600 426090 - 965600 4026 4078 -3424
E425880 425880 - 965190 4001 4009 -3414
N965190 425880 - 965190 4012 4052 -3425
E436316 436316 - 963970 3718 3218 -3277
N963970 436316 - 963970 3731 3258 -3290
N425470 425469.67 - 964578 3734 4027 -3173
E964640 425470 - 964578 3746 4027 -3186
E424187 424187 - 965008 3968 4058 -3362
N965008 424187 - 965008 3982 4095 -3376
E426667 426667 - 963761 3672 4138 -3172
N963761 426667 - 963761 3684 4233 -3184
E422579 422583 - 964981 4013 4073 -3408
N964979 4225831 - 964981 4023 4103 -3419
E422584 422155 - 965052 4010 3971 -3391
N964987 422150 - 965053 4020 3996 -3419
E422584 422538 964501 4027 3928 -3410
N965002 422538 - 964497 4036 3959 -3311
E422584 422375 - 964920 4063 3954 -3459
N964987 422369- 964918 4078 3980 -3337
E422584 422414 - 964935 4058 3954 -3439
N964987 422410 - 964934 4075 3981 -3456
E420928 420928 - 964120 4013 4111 -3483
N964120 420928 - 964120 4030 4148 -3500
E420928 420787 - 964187 4029 4122 -3416
N964199 420784 - 964185 4041 4153 -3428
E421895 421895 - 962239 3655 4097 -3186
N962239 421895 - 962239 3667 4135 -3198
N421933 421617 - 961827 3922 3995 -3429
E962240 421615 - 961825 3935 4036 -3442
N421934 420896- 958520 3849 4076 -3277
E962241 420896 - 958520 3861 4123 -3289
N421935 420896- 958520 3873 4073 -3301
E962242 420896- 958520 3885 4119 -3313
N429915 420896 - 958520 3897 3985 -3325
E961308 420896- 958520 3909 4034 -3337
N421937 420896 - 958520 3921 4064 -3349
E962244 420896 - 958520 3933 4107 -3361
0'+38'0'+38'
0+42'
14'+45' 14'+45'
13'+0' 0'
0´+29' 0'
10'+31' 13'
0'+42'
7'+24' 0'
9'+15' 0'
10'+17' 27'
0'+0' ´0'
12'+71
0'
12'-71'
0'+12'
10'+16' 0'
0'+0' 0'
13'+39' 13'+39'
0' 0'
11'+49' 11+49'
MFD-197 HO Direccional 492.74
W-1
MFD-021_HO Direccional 492.73
MFD-020_HO Direccional 613
MFD-005 Vertical 469
MFD-072_ST1 Direccional 619
MFD-006 Vertical 530
MFD-075_HP Direccional 617
MFD-072_HO Direccional 619
MFD-028_E Direccional 604.52
MFD-072_HP Direccional 619
Macolla Pozo Tipo de pozoCoord. De Superficie
(UTM)
MFD-081 Vertical 605
MFD-155
MFD-085 Direccional 593
590
MFD-158 Vertical 586
MFD-084 Vertical
Vertical 587
ANP(ft)E.M.R.(ft) Coord. de Tope (UTM) TOPE_TVD BASE _TVD TOPE_TVDSS AN(ft)
10'+14' 24'
MFD-091 Vertical 606
MFD-012 Vertical 500
Direccional 560.4
MFD-017 Vertical 441
MFD-023_1E
MFD-215 Direccional 492.77 0'+43' 0'+43'
MFD-197 HP Direccional 492.75 18'+46' 18'+46'
MFD-207 HP Direccional 492.76 0'+ 0'+51'
146
Continuación de la Tabla A.1
E429935 429935 - 967350 4071 -3478
N967350 429935 - 967350 4081 -3488
E429032 429032 - 969090 4189 -3592
N969090 429032 - 969090 4200 -3607
E429031 429160.94 - 968869.79 4174 3567
N969035 429163.16 - 968866.97 4184 -3577
E429031 429160.37 - 968869.65 4173 3566
N969035 429162.67 - 968866.71 4183 -3576
E429032 429255.04 - 968923.39 4190 -3579
N969043 429258.93 - 968921.01 4202 -3591
E429031 429511.91 - 968842.81 4198 -3591
N969035 429521.47 - 968838.84 4209 -3602
E429032 429203.38 - 969048.26 4199 -3588
N969051 429207.88 - 969048.23 4213 -3602
E429032 429212.06 - 969113.77 4204 -3593
N969059 429216.42 - 969119.35 4218 -3607
E429032 429148.17 - 969203.03 4219 -3608
N969067 429151.07 - 969206.49 4231 -3620
E429032 429189.11 - 969326.19 4230 -3619
N969075 429192.13 - 969331.58 4242 -3631
E429032 429189.91 - 969327.62 4233 -3622
N969075 429192.77 - 969332.72 4245 -3634
E427933 427933 - 969880 4295 -3717
N969880 427933 - 969880 4307 -3729
E427962 428561.55 - 969414.62 4196 -3598
N969715 428567.08 - 969411.84 4208 -3610
E427962 428175.91 - 969673.85 4257 -3659
N969715 428180.13 - 969673.27 4269 -3671
E427962 428142.06 - 969850.66 4291 -3695
N969760 428147.10 - 969853.35 4307 -3711
E429234 429234 - 970346 4287 -3703
N970346 429234 - 970346 4298 -3714
E430602 430472.62 - 970505.93 4371 -3799
N970342 430469.35 - 970510.22 4382 -3810
E430602 430423.41 - 970267.28 4278 -3705
N970327 430419.33 - 970265.79 4289 -3716
E430602 430424.19 -970266.29 4277 -3717
N970327 430419.81 - 970264.72 4287 -3714
E430603 430302.28 - 969894.02 4224 -3651
N970328 430299.27 - 969889.55 4234 -3661
E430602 430928.33 - 969995.19 4230 -3658
N970342 430931.97 - 969991.38 4239 -3667
E429346 43044233 4402 -3795
N969010 428854.89 - 970664.16 4414 -3807
E429346 429073.74 - 970755.40 4400 -3793
N970775 429068.88 - 970755.10 4411 -3804
E429330 429090.04 - 970793.01 4388 -3781
N970779 429085.85 - 970793.27 4398 -3792
E429330 429120.12 - 970834.16 4396 -3789
N970794 429116.12 - 970834.86 4408 -3802
E429346 429174 - 970954 4425 -3816
N970820 429171 - 970955 4433 -3829
E429330 429529.52 - 970901.71 4402 -3796
N970809 429533.20 - 970903.50 4412 -3806
E429346 429617.21 - 970794.13 4406 -3800
N970865 429621.37 - 970793.07 4416 -3810
#3
9'
Direccional 15'+30' 17'
Vertical 0'+9'
14'
Direccional 7'+9'
5'+20' 30'
Direccional 10'+19'
12'
0'+11' 11'
6'+23' 0'
Vertical 5'+18' 0'
0'+20' 0'
0'
Direccional 5'+22'
0'
0'+22' 0'
0'+23'
0'
5'+25' 0'
0'
Direccional 10'+20' 0'
11'+18' 0'
Direccional 11'+16'
Direccional 572
573
Direccional
Coord. de Tope (UTM) TOPE_TVD TOPE_TVDSS AN(ft) ANP(ft)Macolla Pozo Tipo de pozoCoord. De Superficie
(UTM)E.M.R.(ft)
#1
8'+23'
15'
0'+30' 24'
MFD-118_HO 611
MFD-109_PILOTO 607
MFD-098 593
MFD-109_ST 607
MFD-109_HO 607Direccional
MFD-123_HO 611
MFD-130
Direccional
25'
0'+17' 17'
0'+18'
MFD-058_HO 598
MFD-057_HO 595.7
MFD-013
MFD-085 6'+25' 25'Vertical 593
6'+26' 38'Direccional
MFD-080_ST
MFD-088_HP
5'+11'
Direccional
Direccional
611
MFD-148 611
Direccional
Direccional
Direccional
Direccional
Direccional
MFD-014 578
MFD-058_HP 598
Vertical
Direccional
MFD-152 611
MFD-152_ST2 611
584
#2
MFD-051_HP 606
MFD-046_HO 605
MFD-108 606.71
MFD-125 606.71
MFD-115 606.71
MFD-041_HP 635
MFD-041_HO 607
MFD-080_HP
MFD-088_HO
#4,5
MFD-080_HO 573
Direccional
Direccional 573
572
17'
9'+14' 0'
10'+38'
0'Direccional 0'+16'
0'
Direccional 6'+19'
0'
Direccional 0'+19'
147
Continuación de la Tabla A.1 E427770 427770 - 971609 4420 -3857
N971609 427770 - 971609 4430 -3867
MFD-113 Direccional E427760 578 427914.28 - 971438.96 4437 -3859
N971606 427917.13 - 971436.09 4447 -3869
MFD-135 Direccional E427761 572.1 427548.66 - 971372.38 4417 -3845
N971655 427546.50 - 971369.01 4425 -3853
MFD-071_HP Direccional E427059 583 427060.27 - 970914.28 4409 -3826
N971691 427060.26 - 970909.45 4418 -3835
MFD-128 Direccional E427760 578 427526.99 - 971421.10 4432 -3854
N971621 427523.44 - 971418.18 4442 -3864
MFD-128_ST1 Direccional E427760 578 427526.04 - 971420.85 4432 -3854
N971621 427522.72 - 971418.11 4441 -3863
MFD-128_ST2 Direccional E427760 578 427526.81 - 971420.95 4432 -3854
N971621 427523.26 - 971418.04 4442 -3864
E427760 578 427526.15 - 971421.45 4433 -3855
N971621 427522.60 - 971418.54 4444 -3866
E429681 429858.42 - 971660.59 4387 -3840
N971716 429861.86 - 971659.66 4397 -3850
MFD-131 Direccional E427761 572.3 427591.75 - 971496.51 4413 -3840
N971640 427588.14 - 971493.41 4423 -3851
MFD-138 Direccional E427761 570.6 427555.11 - 971656.60 4368 -3797
N971670 427551.24 - 971656.34 4376 -3805
MFD-102 Direccional E427060 587 426769.33 - 971406.62 4405 -3818
N971631 426765.80 - 971403.95 4415 -3828
MFD-092 Direccional E427060 583 426863.79 - 971665.73 4450 -3867
N971661 426860.26 - 971665.72 4461 -3878
MFD-074_HP Direccional E427059 582 426381.60 - 971722.33 4466 -3884
N971706 426375.93 - 971722.48 4476 -3894
MFD-096 Direccional E427060 583 426859.78 - 971858.28 4451 -3868
N971646 426856.61 - 971863.16 4463 -3880
MFD-076_HP Direccional E427059 581 427100.87 - 972092.35 4491 -3910
N971721 427101.69 - 972100.03 4502 -3921
MFD-079_ST2 Direccional E427060 583 427226.51 - 971917.90 4472 -3889
N971736 427229.73 - 971921.44 4483 -3900
MFD-074_ST1 Direccional E427059 582 427310.16 - 971732.65 4450 -3868
N971706 427315.73 - 971733.42 4460 -3878
MFD-087 Direccional E427060 584 427259.34 - 971606.08 4428 -3844
N971676 427262.83 - 971605.28 4438 -3854
MFD-071_HO Direccional E427059 583 427317.03 - 971493.40 4452 -3869
N971691 427322.07 - 971489.46 4462 -3879
E427761 427467.75 - 971646.99 4418 -3848
N971670 427463.65 - 971648.18 4429 -3859
E422556 422704.33 - 968795.73 4320 -3682
N968957 422706.89 - 968793.22 4332 -3694
E425739 425661.81 - 968621.94 4249 -3650
N968874 425660.24 - 968616.92 4259 -3660
E425739 425320.71 - 968793.68 4266 -3660
N968874 425315.59 - 968792.72 4276 -3670
E425740 425206.95 - 969131.81 4286 -3686
N968905 425201.86 - 969133.94 4298 -3698
E425900 425900 - 969899 4337 -3732
N969899 425900 - 969899 4345 -3742
E425740 425894.49 - 969091.77 4385 -3785
N968905 425897.27 - 969095.12 4395 -3795
E425741 426343.74 - 969071.73 4300 -3701
N968890 426347.88 - 969072.90 4310 -3711
E422556 422704.33 - 968795.73 4320 -3682
N968957 422706.89 - 968793.22 4332 -3694
E424469 424469 - 968199 4307 -3700
N968199 424469 - 968199 4318 -37110'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
MFD-054 Vertical 607
#10
MFD-083_HP Direccional 599
MFD-157 Direccional 638
MFD-090_HP Direccional 600
MFD-150 Vertical 605
MFD-090_ST Direccional 600
MFD-157 Direccional 638
MFD-077_HO Direccional 599
MFD-077_HP Direccional 606
#7
MFD-121_HO Direccional 547
MFD-128_ST3 Direccional
MFD-138_ST 570.6Direccional
#8,9
MFD-032_E Direccional 563
0'+8' 0'
0' 0'
0' 0'
0' 0'
10'+37' 0'
0' 0'
0' 0'
0' 0'
0' 0'
0' 0'
0' 0'
148
Continuación de la Tabla A.1
E428090 428090-965600 4018 4028 -3413
N965600 428090-965600 4028 4079 -3423
E423735 423738-966233 4124 4133 -3506
N966233 423738-966233 4133 4166 -3515
E423733 423875-966195 4122 4132 -3499
N966254 423877-966194 4132 4169 -3509
E423733 424256-966260 4098 4105 -3475
N966254 4242560-966260 4105 4146 -3482
E423732 423867-966277 4129 4139 -3506
N966239 423869-966278 4139 4187 -3516
E422719 422719-966085 4108 4119 -3493
N966085 422719-966085 4119 4146 -3504
E422719 422884-966085 4127 4138 -3510
N966100 422887-966085 4138 4161 -3521
E422719 422883-966260 4138 4150 -3521
N966115 422886-966263 4150 4171 -3532
E422684 422846-966967 4152 4159 -3533
N967111 422843-966969 4159 4199 -3540
E422684 422849-966965 4154 4163 -3535
N967111 422846-966967 4163 4206 -3544
E422684 422849-966964 4157 4169 -3538
N967111 422846-966967 4169 4209 -3550
E422684 423241-967042 4157 4167 -3538
N967156 423246-967041 4167 4213 -3548
E422684 422899-967170 4168 4176 -3549
N967156 422896-967169 4176 4217 -3557
E422684 422899-967169 4166 4174 -3547
N967156 422896-967169 4174 4221 -3555
E422684.86 422873-967368 4158 4167 -3547
N967201.49 422871-967366 4167 4213 -3555
E422684.86 423403-967496 4173 4183 -3553
N967201.49 423408-967498 4183 4233 -3562
E421669 421798-967337 4191 4200 -3549
N967556 421800-967334 4200 4218 -3558
E421669 421494-967098 4089 4099 -3447
N967556 421492-967093 4099 4135 -3457
E421668.93 421809--967507 4199 4212 -3553
N967602.08 421813-967504 4212 4243 -3565
E421668.93 421792-967517 4141 4150 3495
N967602.08 421795-967516 4150 4191 -3504
E422560 422562-967558 4177 4188 -3560
N967560 422562-967558 4188 4219 -3571
E421669 422211-967829 4218 4230 -3572
N967647.02 422217-967832 4230 4262 -3584
E421669 422830-966981 4207 4216 -3562
N967647 422832-966979 4216 4243 -3571
#3
#4
DireccionalMFD-025_E 0'
0' 0'
0'
MFD-050_ST1 Direccional 646.57 0' 0'
646.57DireccionalMFD-050_HO
MFD-055_HO Direccional 645 0' 0'
MFD-055_HP Direccional 645.9 0'
0'617.1
0' 0'
0'
MFD-114_HP Direccional 642 0' 0'
0'642DireccionalMFD-114_HO
Direccional 620.47 0' 0'
MFD-049_HO Direccional 620.47
MFD-049_HP
0'
MFD-056_ST3 Direccional 619 0' 0'
0'
MFD-053_ST2 Direccional 619 0' 0'
MFD-053_HP Direccional 619 0'
0'MFD-053_ST1 Direccional 619
Direccional 623
0'
0'
MFD-056_ST2 Direccional 619 0' 0'
MFD-056_HO Direccional 619 0' 0'
AN(ft) ANP(ft)
11'+49'
0' 0'
11'+49'
0'
0'
MFD-156_HP Direccional 623 0' 0'
MFD-134 Direccional 617 0' 0'
MFD-089 Vertical 615 0' 0'
MFD-156_HO
Macolla Pozo Tipo de pozoCoord. De Superficie
(UTM)E.M.R.(ft)
MFD-172_PLAN Direccional 623 0'
MFD-030_E Direccional 618.39
MFD-081 Vertical 605
#1,2
MFD-147 Direccional 617.5 0'
Coord. de Tope (UTM) TOPE_TVD BASE _TVD TOPE_TVDSS
.
149
Continuación de la Tabla A.1 E421236 421245-968981 4122 4134 -3495
N968984 421245-968981 4134 4170 -3507
E421235.99 420865-969205 4116 4126 -3481
N969055 420860-969207 4126 4165 -3491
E421216 420298-968964 4121 4132 -3476
N968972 420293-968964 4132 4175 -3487
E421235.99 421508-968437 4107 4118 -3462
N968965 421510-968434 4118 4155 -3474
E421235.99 423124-968497 4124 4135 -3479
N968965 423127-968495 4135 4160 -3490
E421216 421311-968816 4132 4142 -3487
N968972 421313-968813 4142 4179 -3498
E421216 421358-968996 4137 4149 -3492
N969017 421362-968996 4149 4182 -3504
E421236 421360-968981 4131 4142 -3496
N969010 421363-968980 4142 4179 -3507
E421236 421710-969082 4136 4147 -3501
N969010 421716-969083 4147 4187 -3512
E421216 421364-969174 4154 4166 -3509
N969062 421367-969176 4166 4199 -3521
E421235.99 421365-969136 4139 4151 -3504
N969055 421367-969138 4151 4187 -3516
N422571.16 422634-968867 4133 4143 -3508
E968951.13 422635-968865 4143 4181 -3518
E423213 422885-969059 4132 4141 -3503
N968831 422881-969062 4141 4181 -3512
E422556 422636-969000 4121 4131 -3483
N968957 422637-969000 4131 4181 -3493
E422556 422671-968827 4154 4163 -3516
N968957 422673-968825 4163 4197 -3525
N422571.16 422751-968638 4125 4134 -3500
E968951.13 422752-968636 4134 4182 -3509
E422940 423064.-968862 4144 4154 -3520
N968773.99 423066-968863 4154 4198 -3530
E422940 423101-968826 4139 4148 -3515
N968773.99 423104-968827 4148 4195 -3524
E422556 422673-968826 4162 4172 -3524
N968957 422675-968824 4172 4212 -3534
E422939.99 423125-968497 4121 4134 -3497
N968683.99 423128-968494 4134 4167 -3510
E422939.99 423372-968321 4112 4125 -3488
N968683.99 423375-968318 4125 4163 -3501
E422940 423492-968545 4115 4126 -3491
N968728.99 423498-968544 4126 4169 -3502
E422940 423115-968702 4141 4152 -3517
968728.99 423118-968702 4152 4186 -3528
E422940 423066-968863 4152 4160 -3528
N968773.99 423067-968864 4160 4197 -3536
#5
#6
#7
623.92
MFD-036_HO Direccional 623.79 0' 0'
0'
MFD-037_HP Direccional 623.92 0' 0'
MFD-037_HO
MFD-039_HP Direccional 623.92 0' 0'
Direccional 623.92 0'
8' 0'
MFD-157 Direccional 638 0' 0'
MFD-036_HP Direccional 623.79 0' 0'
MFD-039_HO Direccional
MFD-036_HO Direccional 623.79 0' 0'
MFD-022_HP Direccional 624.9 0' 0'
MFD-157 Direccional 638 0' 0'
MFD-151 Direccional 638 0' 0'
MFD-153_PILOTO Direccional 629 0' 0'
0'
MFD-042_HP Direccional 635 0' 0'
MFD-022_HO Direccional 624.9 0' 0'
MFD-045_HO Direccional 635.11 0' 0'
MFD-042_HO Direccional 635
MFD-160
0'
MFD-154 Direccional 644.57 0' 0'
MFD-145_HO Direccional 644.83 0'
Direccional 644.8 0' 0'
0'
MFD-045_HP Direccional 635.11 0' 0'
0'
MFD-038_HO Direccional 644.8 0' 0'
MFD-038_HP Direccional 644.76 0' 0'
Direccional 644.83 0' 0'
MFD-027_E Direccional 626.47
MFD-145_PILOTO
0'
150
Continuación de la Tabla A.1 E421236 421246-968981 4188 4198 -3561
N968984 421246-968981 4198 4332 -3572
E423402 423254-970001 4296 4307 -3660
N970002 423251-970001 4307 4332 -3671
E423402 422809-970487 4321 4332 -3685
N970002 422804-970491 4332 4369 .3696
E423402 423549-969809 4313 4324 -3676
N970047 423552-969804 4324 4349 -3687
E423401 423535-969772 4290 4302 -3654
N969987 423538-969768 4302 4352 -3666
E423402 422851-967348 4321 4331 -3684
N970033 422855-967351 4331 4372 -3694
E424280 424285-970045 4303 4315 -3688
N970045 424285-970045 4315 4362 3700
E423401 423839-970436 4323 4339 -3686
N970078 423843-970441 4339 4414 -3702
E421185 421340-971122 4348 4358 -3717
N971219 421342-971120 4358 4398 -3727
E421837 421837-971181 4325 4337 -3701
N971181 421837-971181 4337 4379 -3713
E421186 421865-971557 4341 4351 -3704
N971264 421868-971558 4351 4409 -3713
E421186 421865-971557 4341 4350 -3704
N971264 421868-971558 4350 4404 -3714
E421185 420553-971142 4325 4337 -3694
N971219 420547-971141 4337 4376 -3706
E422556 422671-968827 4152 4161 -3514
N968957 422673-968826 4161 4201 -3523
E424469 424469-968199 4212 4222 -3605
N968199 424469-968199 4222 4253 -3615
E425739 425680-968680 4198 4209 -3599
N968874 425678-968676 4209 4252 -3610
E425739 425351-968799 4209 4218 -3603
N968874 425346-968798 4218 4260 -3612
E425740 425232-969121 4222 4236 -3622
N968905 425227-969123 4236 4260 -3636
E425900 425900-969899 4285 4294 -3680
N969899 425900-969899 4294 4330 -3689
E425740 425853-969041 4217 4227 -3617
N968905 425856-969044 4227 4259 -3627
E425741 426315-969063 4217 4230 -3618
N968890 426319.-969065 4230 4261 -3631
E425741 425941-968930 4242 4251 -3643
N968890 425944-968931 4251 4287 -3652
0'
0'
0'+31'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
#10 MFD-090_HP Direccional 600
MFD-150 Vertical 605
MFD-090_ST Direccional 600
MFD-157 0'
606
MFD-054 Vertical 607
599
MFD-033_E Direccional 624
#8
#9 MFD-070_HO Direccional 637
MFD-070_HP Direccional 637
MFD-073_HP Direccional 631
MFD-043_HP Direccional 637
MFD-048_HO
MFD-068_HO Direccional 637 0'
MFD-067_HP Direccional 636 0'
0'
MFD-083_HP Direccional 599
MFD-083_HO Direccional 599
0'
MFD-052_HO Direccional 636
0'+31'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
0'
MFD-077_HO Direccional
MFD-077_HP Direccional
Direccional 638
0'
MFD-026_E Direccional 615.44 0' 0'
Direccional 636.69 0' 0'
0'
0'
0'
0'
MFD-073_HO Direccional 631
0' 0'
0'
0'
0'
626.47 0' 0'
MFD-067_HO Direccional 636 0'
MFD-027_E Direccional
0'
151
Tabla A.2 Bases y Topes de la Arena L3,4 del Campo Dobokubi.
N° Pozo Arena Tope (ft) Base (ft) ANP (ft) T. Sup (°F) T. Max (°F) Prof. Max (ft) GG (°F/ft) Prof. Form (ft) Temp. Form (°F) Rmf (ohm)
V MFD-1 L3 3483 3492 0 80 148 4016 1,69 3487,5 139,05 2 @ 80°F
V MFD-1 L4 3492 3514 22 80 148 4016 1,69 3503 139,31 3 @ 80°F
V MFD-10 L3 3410 3419 10 75 148 4122 1,77 3414,5 135,47 3,10 @ 75°F
V MFD-10 L4 3419 3456 37 75 148 4122 1,77 3437,5 135,88 3,10 @ 75°F
V MFD-15 L3 3776 3784 0 84 145 4397 1,39 3780 136,44 4 @ 84 °F
V MFD-15 L4 3783 3808 0 84 145 4397 1,39 3795,5 136,66 4 @ 84 °F
V MFD-17 L3 3775 3784 0 87 100 4312 0,30 3779,5 98,39 2,37 @ 87°F
V MFD-17 L4 3784 3805 0 87 100 4312 0,30 3794,5 98,44 2,37 @ 87°F
V MFD-26 E L3 4336 4347 0 75 145 5312 1,32 4341,5 132,21 1,50 @ 76°F
V MFD-26 E L4 4347 4370 17 75 145 5312 1,32 4358,5 132,44 1,50 @ 76°F
V MFD-60 L3 3923 3930 0 80 132 4600 1,13 3926,5 124,39 1,13 @ 80°F
V MFD-60 L4 3930 3947 11 80 132 4600 1,13 3938,5 124,52 1,13 @ 80°F
V MFD-61 L3 3869 3881 0 75 145 4607 1,52 3875 133,88 1,078 @ 75°F
V MFD-61 L4 3881 4008 0 75 145 4607 1,52 3944,5 134,93 1,078 @ 75°F
V MFD-81 L3 4018 4028 0 80 132 4811 1,08 4023 123,48 1,24 @ 80°F
V MFD-81 L4 4028 4076 48 80 132 4811 1,08 4052 123,80 1,24 @ 80°F
V MFD-85 L3 4072 4081 9 80 129 4932 0,99 4076,5 120,50 1,03 @ 80°F
V MFD-85 L4 4081 4119 38 80 129 4932 0,99 4100 120,73 1,03 @ 80°F
V MFD-155 L3 3998 4011 0 75 145 4941 1,42 4004,5 131,73 5,07 @ 145°F
V MFD-155 L4 4011 4033 10 75 145 4941 1,42 4022 131,98 5,07 @ 145°F
V MFD-161 L3 4216 4226 0 75 145 5075 1,38 4221 133,22 1,34 @ 75°F
V MFD-161 L4 4126 4244 17 75 145 5075 1,38 4185 132,72 1,34 @ 75°F
V MFD-171 L3 4120 4137 0 75 140 4970 1,31 4128,5 128,99 1,03 @ 75°F
V MFD-171 L4 4137 4164 10 75 140 4970 1,31 4104 128,67 1,03 @ 75°F
V MFD-181 L3 4032 4044 0 80 134 4806 1,12 4038 125,37 0,998 @ 80°F
v MFD-181 L4 4044 4064 12 80 134 4806 1,12 4054 125,55 0,998 @ 80°F
Promedio 128,72
Temperatura de Formación
152
Apéndices B
Parámetros Petrofísicos
153
Tabla B.1 Indice de Arcillosidad y Volumen de Arcilla de la Arena L3,4 del Campo
Dobokubi.
Vsh
Tipo Pozo Arena Gr. Leido (API) Gr. Limpio (API) Gr. Sucio (API) Ivsh Ivsh (%) Vsh Vsh (%) MFD 10 32,29166667
V MFD-1 L3 91 13 116 0,757 75,73 0,50 50 MFD 10 11,45833333
V MFD-1 L4 25 13 116 0,117 11,65 0,03 3 MFD 15 10,84337349
V MFD-10 L3 55 24 120 0,323 32,29 0,11 11 MFD 17 17,33333333
V MFD-10 L4 35 24 120 0,115 11,46 0,03 3 MFD 26 E 7,246376812
V MFD-15 L3 78 24 103 0,684 68,35 0,40 40 MFD 81 14,92537313
V MFD-15 L4 29 20 103 0,108 10,84 0,03 3 MFD 85 17,28395062
V MFD-17 L3 68 16 91 0,693 69,33 0,41 41 MFD 85 9,87654321
V MFD-17 L4 29 16 91 0,173 17,33 0,05 5 MFD 155 9,183673469
V MFD-26 E L3 58 11 80 0,681 68,12 0,39 39 MFD 171 12,24489796
V MFD-26 E L4 16 11 80 0,072 7,25 0,02 2 MFD 181 14,11764706
V MFD-60 L3 78 24 97 0,740 73,97 0,47 47 14,25501537
V MFD-60 L4 38 24 97 0,192 19,18 0,05 5
V MFD-61 L3 70 15 85 0,786 78,57 0,54 54
V MFD-61 L4 29 15 85 0,200 20,00 0,06 6
V MFD-81 L3 60 20 87 0,597 59,70 0,30 30
V MFD-81 L4 30 20 87 0,149 14,93 0,04 4
V MFD-85 L3 35 21 102 0,173 17,28 0,05 5
V MFD-85 L4 29 21 102 0,099 9,88 0,02 2
V MFD-155 L3 75 10 108 0,663 66,33 0,37 37
V MFD-155 L4 19 10 108 0,092 9,18 0,02 2
V MFD-161 L3 79 20 109 0,663 66,29 0,37 37
V MFD-161 L4 40 20 109 0,225 22,47 0,06 6
V MFD-171 L3 73 12 110 0,622 62,24 0,33 33
V MFD-171 L4 24 12 110 0,122 12,24 0,03 3
V MFD-181 L3 65 16 101 0,576 57,65 0,28 28
V MFD-181 L4 28 16 101 0,141 14,12 0,04 4
Volumen de Arcillosidad
154
Tabla B.2 Porosidad efectiva de la Arena L3,4 por el metodo de Densidad-Neutron
del Campo Dobokubi
D.Matriz (gr/cm3) D.Fluido (gr/cm3) D.Arena (gr/cm3) D.Lutita (gr/cm3) P.Arena P.Lutita P.Corregida P. Arena % P. Arena P. Lutita % P. Lutita P.Corregida
2,65 1 2,33 2,35 0,194 0,182 0,104 16 0,16 10 0,10 0,110 0,107 10,72
2,65 1 2,18 2,25 0,285 0,242 0,278 32 0,32 -9 -0,09 0,323 0,301 30,11 MFD 10 L3 0,26
2,65 1 2,24 2,3 0,248 0,212 0,226 29 0,29 -6 -0,06 0,296 0,263 26,35 MFD 10 L4 0,35
2,65 1 2,05 2,32 0,290 0,240 0,283 41 0,41 -9 -0,09 0,413 0,354 35,38 MFD 15 L4 0,26
2,65 1 2,35 2,5 0,182 0,091 0,146 12 0,12 3 0,03 0,108 0,128 12,84 MFD 17 L4 0,28
2,65 1 2,28 2,4 0,224 0,152 0,220 30 0,3 15 0,15 0,296 0,261 26,09 MFD 26 E L4 0,33
2,65 1 2,34 2,3 0,188 0,212 0,101 12 0,12 -3 -0,03 0,132 0,101 10,13 MFD 81 L4 0,37
2,65 1 2,19 2 0,290 0,150 0,283 31 0,31 -9 -0,09 0,314 0,283 28,30 MFD 85 L3 0,25
2,65 1 2,30 2,33 0,212 0,194 0,136 11 0,11 -3 -0,03 0,122 0,129 12,90 MFD 85 L4 0,382,65 1 2,14 2,20 0,309 0,273 0,304 36 0,36 6 0,06 0,359 0,333 33,28 MFD 155 L4 0,252,65 1 2,36 2,23 0,176 0,255 0,056 14 0,14 3 0,03 0,126 0,097 9,74 MFD 171 L4 0,26
2,65 1 2,07 2,3 0,352 0,212 0,340 28 0,28 -15 -0,15 0,288 0,315 31,52 MFD 181 L4 0,31
2,65 1 2,33 2,36 0,194 0,176 0,179 10 0,1 -12 -0,12 0,165 0,172 17,20 0,30
2,65 1 2,15 2,25 0,303 0,242 0,290 29 0,29 -15 -0,15 0,298 0,294 29,40
2,65 1 2,34 2,35 0,188 0,182 0,133 10 0,1 -9 -0,09 0,127 0,130 13,02
2,65 1 2,13 2,43 0,315 0,133 0,310 42 0,42 9 0,09 0,417 0,367 36,71
2,65 1 2,32 2,39 0,200 0,158 0,193 30 0,3 9 0,09 0,296 0,250 24,97
2,65 1 2,13 2,4 0,315 0,152 0,312 43 0,43 3 0,03 0,429 0,375 37,51
2,65 1 2,43 2,49 0,133 0,097 0,097 12 0,12 6 0,06 0,098 0,097 9,75
2,65 1 2,40 2,5 0,152 0,091 0,150 32 0,32 10 0,10 0,318 0,248 24,83
2,65 1 2,33 2,48 0,194 0,103 0,156 15 0,15 -3 -0,03 0,161 0,158 15,84
2,65 1 2,40 2,45 0,152 0,121 0,144 25 0,25 -9 -0,09 0,256 0,207 20,75
2,65 1 2,49 2,54 0,097 0,067 0,075 15 0,15 3 0,03 0,140 0,112 11,25
2,65 1 2,34 2,69 0,188 -0,024 0,189 32 0,32 9 0,09 0,317 0,261 26,10
2,65 1 2,35 2,38 0,182 0,164 0,136 14 0,14 6 0,06 0,123 0,130 12,96
2,65 1 2,18 2,4 0,285 0,152 0,279 34 0,34 12 0,12 0,336 0,309 30,88 Prom. L4 Prom. L3
22,25 30,06621137 25,65669245
Porosidad
Efectiva (%)
Porosidad
EfectivaPerfil Densidad Perfil Neutrón
DsheD
Vsh NshN
Vsh
155
Tabla B.3 Resistividad del Agua por el Metodo de Archie para la Arena L3,4 del
Campo Dobokubi
PozoPorosidad
Efectivaa R0 (Ohm.m)
Rw arena de agua
(Ohm.m)Rw (Ohm.m)
MFD-1 0,340 1 2,5 0,289 0,160
MFD-10 0,300 1 2,3 0,207 0,139
MFD-15 0,290 1 3,2 0,269 0,177
MFD-17 0,320 1 2,8 0,287 0,261
MFD-26 E 0,310 1 2,5 0,240 0,151
MFD-60 0,320 1 3 0,307 0,208
MFD-61 0,290 1 2,8 0,235 0,148
MFD-81 0,310 1 2,3 0,221 0,153
MFD-85 0,300 1 2,6 0,234 0,163
MFD-155 0,290 1 2,1 0,177 0,109
MFD-161 0,260 1 2,4 0,162 0,098
MFD-171 0,250 1 2,4 0,150 0,094
MFD-181 0,280 1 2,6 0,204 0,138
0,154
Prom. Rw Arp.
0,153792244
Archie
156
Tabla B.4 Saturacion del agua por el metodo de Simandoux modificado para la
Arena L3,4 adapatado para el campo Dobokubi.
Pozo Arena Rt (ohm.m)Rw
(ohm.m)Vsh (%)
Rsh
(ohm.m)m n a d P. Efectiva Sw Sw (%)
SW 0,33214833,21482045
MFD-1 L3 2 0,15 50 2,5 1,738 2 1 -23,791 0,115 0,995 99 d -2,500000
MFD-1 L4 2 0,15 3 2,5 1,738 2 1 -0,445 0,302 0,758 76 Rt 50,140000 POZOS SW
MFD-10 L3 7 0,15 11 2,1 1,738 2 1 -4,350 0,268 0,402 40 a 1,000000 MFD 10 0,40
MFD-10 L4 68 0,15 2 2,1 1,738 2 1 0,000 0,352 0,111 11 m 1,700000 MFD 10 0,11 0,110943345
MFD-15 L3 2 0,15 40 2,8 1,738 2 1 -18,805 0,144 0,978 98 Rw 0,690000 MFD 15 0,45 0,454794884
MFD-15 L4 7 0,15 3 2,1 1,738 2 1 -0,331 0,261 0,455 45 Vsh 7,000000 MFD 17 0,15 0,15
MFD-17 L3 16 0,15 41 2,9 1,738 2 1 -19,414 0,101 0,305 30 Rsh 2,550000 MFD 26 E 0,14 0,14
MFD-17 L4 46 0,15 5 2 1,738 2 1 -1,323 0,283 0,153 15 Porosidad 0,290000 MFD 81 0,09 0,09
MFD-26 E L3 3 0,15 39 2,6 1,738 2 1 -18,658 0,140 0,773 77 n 2 MFD 85 0,23 0,09
MFD-26 E L4 50 0,15 2 1,9 1,738 2 1 0,152 0,333 0,137 14 0,332148 MFD 85 0,09 0,20
MFD-60 L3 2 0,15 47 1,4 1,738 2 1 -22,500 0,089 0,966 97 MFD 155 0,20 0,22
MFD-60 L4 8 0,15 5 1,7 1,738 2 1 -1,637 0,315 0,347 35 MFD 171 0,22 0,23
MFD-61 L3 2 0,15 54 2,1 1,738 2 1 -25,980 0,172 0,689 69 MFD 181 0,23
MFD-81 L4 88 0,15 4 2 1,738 2 1 -0,935 0,361 0,090 9 0,21
MFD-85 L3 25 0,15 5 2 1,738 2 1 -1,315 0,253 0,232 23
MFD-85 L4 85 0,15 2 2 1,738 2 1 -0,196 0,375 0,093 9
MFD-155 L3 3 0,15 37 2,9 1,738 2 1 -17,591 0,107 0,976 98
MFD-155 L4 38 0,15 2 2,9 1,738 2 1 -0,102 0,248 0,202 20
MFD-161 L3 3 0,15 37 2,5 1,738 2 1 -17,500 0,163 0,710 71
MFD-161 L4 3 0,15 6 2,5 1,738 2 1 -2,000 0,207 0,826 83
MFD-171 L3 4 0,15 33 3 1,738 2 1 -15,330 0,112 0,844 84
MFD-171 L4 29 0,15 3 2,5 1,738 2 1 -0,531 0,261 0,219 22
MFD-181 L3 3 0,15 28 2,5 1,738 2 1 -13,052 0,130 0,928 93
MFD-181 L4 20 0,15 4 2,5 1,738 2 1 -0,811 0,309 0,228 23
1,738 2 1
Saturacion de Agua
157
Tabla B.5 Permebalidad por el metodo Timur de la Arena L3,4 adaptado para el
Campo Dobokubi
Pozo Arena P.efectiva(%) Swirr(%) k(md)
MFD 10 L3 26,35 10 2425,72
MFD 10 L4 35,38 10 8876,93
MFD 15 L4 26,09 10 2321,97
MFD 17 L4 28,30 10 3323,59
MFD 26 E L4 33,28 10 6782,57
MFD 81 L4 36,71 10 10442,04
MFD 85 L3 24,97 10 1913,44
MFD 85 L4 37,51 10 11469,77
MFD 155 L4 24,83 10 1869,65
MFD 171 L4 26,10 10 2326,03
MFD 181 L4 30,88 10 4876,17
Permeabilidad
158
Apendice C
Gráficos
159
C.1 Grafico de Sw vs Rt.
C.2 Grafico de Sw vs Vsh
160
C.3 Grafico de Vsh vs ϕe.
C.4 Grafico de ϕe vs K
161
ANEXOS