Reinterpretacin petrofsica de las arenas basales de la Formacin Pauj y FM. Misoa del Campo Bara, Cuenca del Lago de Maracaibo, Edo. Zulia.Cheng Rivero y Jos Francisco, Universidad Central de Venezuela.Palabras claves: Petrofsica, Petrofacies, Porosidad, Saturacin, Permeabilidad.

Resumen

El campo Bara est ubicado en el rea Sur-Oriental del lago de Maracaibo, al Este del campo Ceuta y al Norte del Campo Costanero Bolvar; presentando yacimientos a nivel de la Formacin Misoa y las Arenas basales de la Formacin Pauj. Para la realizacin de la reinterpretacin petrofsica se utilizo toda la informacin disponible de los anlisis de cuatro ncleos y de los registros de 53 pozos, obteniendo una relacin entre los distintos datos, realizando correcciones, ajustes y normalizaciones de los mismos.Los resultados obtenidos permitieron el ajuste de los parmetros petrofsicos, la correccin Ncleo-Perfil y la determinacin de los modelos de porosidad, arcillosidad y permeabilidad, la cual fueron utilizados para la evaluacin petrofsica de los pozos del modelo de saturacin Indonesia , siendo este mtodo el que mejor se ajusta con la produccin del campo. Posteriormente fueron determinados los valores lmites que sirvieron para generar los mapas de Isopropiedades de porosidad, Saturacin, arena neta, arena neta petrolfera y permeabilidad, para as ubicar donde se encuentran las mejores zonas productoras.Con este estudio se identificaron y caracterizaron cuatro tipos de rocas; megaporosas, macroporosas, mesoporosas y microporosas, siendo el radio de garganta de poro predominante el Winland R35. Estas petrofacies fueron comparadas con las litofacies del mismo Campo, observando que las facies ms productoras son las S3, S y S11, y adems se observo que no existe una buena correlacin entre las petrofacies y litofacies.

Introduccin El campo Bara se encuentra localizado en la Cuenca del Lago de Maracaibo, en la Regin Suroriental del Estado Zulia al Oeste de Venezuela. El Campo Presenta las Formaciones Misoa y Pauj, las cuales se dividen en las Arenas Basales de la Formacin Pauj (A-9 Y A-10) y las Arenas de la Formacin Misoa (B-0, B-1, B-2, B-3, B-4). La explotacin del Campo Bara comenz en 1957, cuando la compaa Shell perforo el pozo MGB-1X, el cual prob con xito las arenas de la Formacin Misoa (Eoceno). El Campo Bara ha sido subdividido a su vez, basado en criterios estructurales, estratigrficos y de produccin en tres reas: Bara Sur, Bara Norte y Bara Central. Basado en la produccin y en la calidad de las arenas (espesor y porosidad), el potencial de hidrocarburos por estratigrafa ha sido separada en cuatro reas las cuales son: muy buena, buena, pobre y muy pobre.

Fig. 1 Subdivisin del Campo Bara. Cortesa archivo Digital U.E. Bara-Motatn.

Los perfiles de pozos obtenidos en el campo han servido para la determinacin de las propiedades petrofsicas de las rocas, capacidad de produccin y parmetros importantes en la localizacin de hidrocarburos, sin embargo, estos parmetros necesitan ser actualizados y validados, cada vez que se adquiere nueva informacin para obtener as datos ms confiables. Una nueva caracterizacin del agua de formacin (salinidad, RW) del Campo Bara, realizada por Montoya y Parra (2002), hace surgir la necesidad de una reinterpretacin petrofsica de los pozos del campo, lo que llevara a una mejor caracterizacin del yacimiento.La reinterpretacin petrofsica es de gran importancia para el anlisis del Campo Bara; y sirve para definir la calidad de roca, de los yacimientos, la evaluacin de las arenas de inters y la conceptualizacin de la estructura del rea en consideracin; permitiendo calcular con mejor precisin las reservas de petrleo y as obtener una prediccin confiable del comportamiento del yacimiento, siendo necesario para evaluar a futuro la factibilidad econmica de cualquier proyecto que se pretenda realizar en el rea de estudio.

El principal objetivo que se propuso cumplir para la realizacin de este trabajo es la interpretacin petrofsica para las Formaciones Misoa y Pauj del Campo Bara. Metodologa AplicadaLa petrofsica es el estudio que consiste en el clculo de las propiedades de los depsitos y se encargan de describir la incidencia y el comportamiento de las rocas, los slidos y los fluidos. La metodologa utilizada se baso principalmente en la evaluacin petrofsica de los pozos a partir de la interpretacin de perfiles convencionales, informacin de ncleos y la informacin disponible de perfiles de imgenes de los pozos como lo describiremos a continuacin:Se realizo una revisin, identificacin y recopilacin de la informacin bibliogrfica existente as como la informacin obtenida de los inventarios de perfiles de pozos con perfiles de Potencial Espontaneo, Gamma Ray, Caliper, Bit Size, Resistividad, Snico, Densidad, Neutrn, Registros de imgenes y otros.

Posteriormente se procedi la validacin de los registros de pozos a travs de perfiles digitalizados con copias en papel, calibracin y edicin de perfiles de pozos, empalme de perfiles con ms de una corrida, verificacin de la existencia de valores anmalos y la profundidad entre las diferentes curvas, en el caso de pozos con una o varias corridas. Para cumplir con la validacin de la informacin se diseo un Template o Plantilla tipo en el programa, basndose en el nmero de track o carriles que contiene el registro, donde generalmente se constituye por cuatro carriles.

Fig. 2 Presentacin estndar del template para la validacin y edicin de los registros digitalizados. Cortesa archivo Digital U.E. Bara-Motatn.Luego se realizaron las evaluaciones petrofsicas en la cual se cargo toda la informacin disponible de los perfiles de pozos, desde la base de datos: el valor de la profundidad total, temperatura de fondo, resistividades del lodo, filtrado del lodo, tamao del hoyo, coordenadas del pozo y elevacin de la mesa rotaria, siendo as actualizados para cada pozo a evaluar. Se seleccionaron los pozos claves en el campo Bara, a partir de la informacin de ncleos disponibles, se generaron correlaciones matemticas y grficos para el rea de estudio, obteniendo as los siguientes parmetros petrofsicos: Exponente de cementacin (m), densidad de la matriz (ma), capacidad de intercambio Cationico (Qv), exponente de saturacin (n) y permeabilidad (k) as como tambin se realizaron las correlaciones de Ncleo/Perfil y estableciendo los modelos de porosidad y permeabilidad. Se establecieron modelos de arcillosidad y modelos de evaluacin petrofsica.

Finalmente se efectuaron anlisis de presiones capilares y se determinaron los contactos originales (CAPO y CGPO) y valores limites de parmetros petrofsicos, de esta manera se procedi a realizar los mapas de Isopropiedades.

Anlisis y resultados

Al editar y validar todas las curvas, se obtuvo un mejor control de la informacin de perfiles utilizados para la evaluacin Petrofsica del Campo Bara, e igualmente se pudo observar y visualizar las incertidumbres presentes en el mismo. En la validacin de las curvas, se logro generar un Template para cada pozo, en donde se colocaron todas las curvas validadas y etiquetadas como lo requiere el proceso homologado de petrofsica. En cuanto a la edicin, sirvi para la realizacin de una base de datos completa con todas las curvas necesarias para la evaluacin, estando las mismas empalmadas y etiquetadas para as facilitar su bsqueda. Al observar los diferentes grupos de curvas por zonas se pudo notar la heterogeneidad que presentan los perfiles de pozo y se logro detallar que la litologa de normalizacin est sujeta a cambios laterales de tipo regional, los cuales afectaron las respuestas de los perfiles. En este tipo de situacin se incluyeron los cambios por compactacin debidos a soterramiento diferencial en las lutitas, lo cual ocasiona perdida de agua en los minerales de arcilla. En las areniscas se observa una prdida de porosidad que es el resultado del rearreglo de los granos.

Fig. 3 Template del pozo MGB-37 que muestra la diferencia de la curva de rayos Gamma Normalizada y de la curva de Rayos Gamma sin normalizar.

Posteriormente se observaron las distribuciones areales obtenidas de la informacin disponible en el estudio para cada rengln, para el caso de los perfiles de pozos se pudo notar que se encontraban muy bien distribuidas, permitiendo calcular las propiedades elctricas de las rocas y propiedades empricas para otros anlisis con mayor precisin y mejor correlacin de los pozos. Los ncleos se encontraban en su mayora en el rea central del campo, lo que podra crear incertidumbre en la parte superior e inferior del rea. Sin embargo, las caractersticas sedimentarias observadas en ncleos pueden ser extrapoladas hacia las otras reas, con respecto a las producciones y presiones presentes en los pozos el mapa nos permiti observar que la mayora de los pozos tienen sus histricos de produccin desde el momento de su completacin oficial hasta su cierre por cualquier problema, el cual nos permiti un buen ajuste con el modelo petrofsico a la hora de extrapolar la informacin. A partir de los resultados sedimento lgicos obtenidos se genero alta certidumbre en relacin a este parmetro, ya que se dispone de mapas al nivel de cada yacimiento, as como descripciones muy bien detalladas de los ncleos, secciones finas, mapas de ambientes sedimentarios, hojas petrogrficas de los ncleos y otros.

Finalmente los resultados con respecto a los valores de los parmetros petrofsicos son los siguientes:Los valores arrojados de la resistividad de agua de formacin (Rw) establecieron una relacin lineal entre la concentracin de slidos totales disueltos (ppm) y la resistividad del agua correspondiente, en relacin con el exponente de saturacin (n) los valores obtenidos para cada formacin fueron iguales, se tomo un valor nico de este parmetro en el Campo Bara, tomando en cuenta que el valor seleccionado depende de la humectabilidad de la roca, siendo caracterstico de rocas preferencialmente mojadas por agua.

Conclusiones

Segn las interpretaciones petrofsicas del Campo Bara, se reportaron cuatro petrofacies, de las cuales las que presentaron mejor potencialidad prospectiva son las Megaporosas y las Macroporosas. En los resultados obtenidos el modelo de porosidad logrado a travs de los registros, se ajusta a los valores de porosidad calculados a travs de los ncleos. Los valores de Rw utilizados en la interpretacin petrofsica permitieron un mejor ajuste en la saturacin de fluidos calculada y el comportamiento de produccin de las diferentes unidades de flujo. As como el modelo de saturacin de agua que mejor se ajusta para los yacimientos del Campo Bara es el de Indonesia. Estos resultados fueron de gran importancia debido a que sumados a los mapas de Isopropiedades realizados nos permitieron determinar que las reas de mejores propiedades petrofsicas se localizan hacia el Sur del Campo. Los resultados obtenidos a partir del Rw calculados en el trabajo de la caracterizacin de las aguas de Formacin en el Campo Bara son de gran importancia ya que se pueden utilizar para la evaluacin de los pozos futuros.

Referencias Bibliogrficas1.Cied, (1998). Interpretacin de Perfiles de Pozos (Avanzado). Manual 76p.

2.Flores, Decio M. y Dellan, Jos E. (1996), Taller de petrofsica, gerencia general de geologa- Departamento de Subsuelo y reservas Seccin de Petrofsica, Corpoven, S.A., Puerto la cruz, Venezuela, 234 p.

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4.Montes, Enrique (1998) Revisin petrofsica del Campo Motatn, reas Mot-18 y Mot 35. Trabajo especial de grado, Universidad del Zulia 48 p.

5. Van Raadsshooben (1951). En Gonzlez de Juana, C., Iturralde de Arozena, J. M., Picard C., X (1980). Geologa de Venezuela y de sus cuencas petrolferas. Tomos I y II. Caracas. Foninves. 1031 p.