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UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NCLEO DE MONAGAS
ESCUELA DE INGENIERA DE PETRLEO
MATURN/ MONAGAS/VENEZUELA
VALIDACIN DEL MODELO ESTTICO DE LA ARENA S4,5I BLOQUE G
PERTENECIENTE A LA FORMACIN OFICINA DEL CAMPO ONADO,
MUNICIPIO AGUASAY, MONAGAS
REALIZADO POR:
JOHANA COROMOTO URBANEJA GMEZ
Trabajo Especial de Grado Presentado como Requisito Parcial para Optar alTtulo de:
INGENIERO DE PETRLEO
MATURN, JUNIO DEL 2012
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RESOLUCIN
De acuerdo al Artculo 41 del Reglamento de Trabajo de Grado:
Los Trabajos de Grado son de exclusiva propiedad de la Universidad de
Oriente y solo podrn ser utilizados a otros fines, con el consentimiento del
Consejo de Ncleo respectivo, quien deber participarlo previamente al consejo
universitario, para su autorizacin.
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DEDICATORIA
Tener talento es un don y una pasin, un deseo de triunfar tan ardiente que no
hay poder en la tierra capaz de sofocarlo, a dems de esto, enorgullece a nuestros
seres queridos que se esfuerzan y dedican su vida para ver lograr nuestras metas. A
todas esas personas que hicieron posible la realizacin de esta meta en particular va
dirigida esta dedicatoria:
A Mi Madre y a Mi Padre, seres excepcionales que con su amor, compresin,
dedicacin, confianza y sacrificio han podido hacer de mi una persona de bien con
ansias de superacin. A ustedes con orgullo les dedico este mi primer triunfo.
A mi hija Victoria y mi esposo Francisco, por ser la fuente principal de
inspiracin y motivacin, adems de brindarme su apoyo y comprensin en los
momentos ms difciles de mi vida, gracias por estar a mi lado.
A mi familia y en especial a mis hermanos Dioccelys, Jonniber y Jhon quienesme han dado buenos consejos en los momentos en que ms los he necesitado, espero
tenerlos a mi lado para compartir juntos las metas logradas.
A mi hermana Maryoris Urbaneja, quien es mi ngel y desde el cielo ilumina
mi camino para lograr cada meta trazadaTe Quiero Mucho.
A todas las personas que han confiado en m y han ayudado a ser la persona que
soy hoy.
Johana Urbaneja G
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AGRADECIMIENTO
A mi Dios Todopoderoso por hacer realidad todos mis sueos!!!
A mis asesores Ing. Rafael Guzmn y al Ing. Nehil Duque que gracias a sus
conocimientos y consejos se logr la culminacin de mi trabajo de grado.
A la Universidad de Oriente, por permitirme desarrollar habilidades durante mi
estada en la casa ms alta, gracias por darme las herramientas necesarias paraenfrentar los nuevos retos en mi carrera profesional.
A todas las personas que integran PDVSA PETRONADO, en especial a los que
laboran en el rea tcnica: Mara Belisario, Laura Hernndez, Maribe Primera por
darme la oportunidad de compartir sus espacios y apoyarme en la realizacin de este
trabajo de grado que marca en mi en inicio de mi vida profesional.
Al Ing. Gelogo Lucas Guaregua, al Ing. Milton Mndez y al Ing. Rafael Rivas
pues debido a su colaboracin pude concretar algunos temas relacionados con el
objetivo de investigacin.
A todos mis compaeros de estudio y amigos que de una u otra manera me
apoyaron en la realizacin de este trabajo y durante mi carrera universitaria.
A todos ustedes y a todas las personas que creyeron en mi, mil gracias.
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NDICE GENERAL
RESOLUCIN ........................................................................................................... ivDEDICATORIA .......................................................................................................... v
AGRADECIMIENTO ............................................................................................... viNDICE DE FIGURAS ............................................................................................... xNDICE DE TABLAS ................................................................................................ xiRESUMEN ................................................................................................................. xiiINTRODUCCIN ...................................................................................................... 1
CAPTULO I ............................................................................................................... 2EL PROBLEMA ......................................................................................................... 2
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ........................................................... 21.2 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIN ........................................................... 3
1.2.1 Objetivo General .......................................................................................... 31.2.2 Objetivos Especficos ................................................................................... 3
1.3 JUSTIFICACIN DE LA INVESTIGACIN ................................................... 3
CAPTULO II ............................................................................................................. 5MARCO TERICO ................................................................................................... 5
2.1 ANTECEDENTES .............................................................................................. 5
2.2 DESCRIPCIN DEL REA DE ESTUDIO ..................................................... 62.2.1 Cuenca Oriental de Venezuela ..................................................................... 62.2.2 Ubicacin del rea de estudio ..................................................................... 72.2.3 Proceso Evolutivo Sedimentario .................................................................. 8
2.2.4 Estructura ..................................................................................................... 8
2.2.4.1 Bloque G .......................................................................................... 10
2.2.4.2 Bloque M ......................................................................................... 10
2.2.4.3 Bloque P .......................................................................................... 102.2.5 Estratigrafa ................................................................................................ 112.2.6 Caracterstica de la arena S4,5I bloque G del campo Onado ..................... 13
2.3 BASES TERICAS .......................................................................................... 14
2.3.1 Caracterizacin de los Yacimientos ........................................................... 142.3.1.1 Modelo Esttico .................................................................................. 15
2.3.1.1.1 Modelo Estructural ....................................................................... 152.3.1.1.2 Modelo Estratigrfico................................................................... 162.3.1.1.3 Modelo Sedimentolgico ............................................................. 162.3.1.1.4 Modelo petrofsico ....................................................................... 20
2.3.1.2 Modelo Dinmico................................................................................ 222.3.2 Reservas de Hidrocarburos ........................................................................ 23
2.3.3 Clasificacin de las Reservas ..................................................................... 232.3.3.1 De acuerdo a la certidumbre de ocurrencia ......................................... 232.3.3.2 De acuerdo a las facilidades de produccin ........................................ 24
2.3.3.3 De acuerdo al mtodo de recuperacin ............................................... 252.3.4 Mtodos para calcular reservas .................................................................. 25
2.3.4.1 Mtodos Determinsticos .................................................................... 25
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2.4 CONCEPTOS O TRMINOS BSICOS ........................................................ 26CAPTULO III .......................................................................................................... 29
MARCO METODOLGICO ................................................................................. 29
3.1 TIPO DE LA INVESTIGACIN ..................................................................... 293.2 DISEO DE LA INVESTIGACIN ............................................................... 293.3 POBLACIN Y MUESTRA ............................................................................ 293.4 PROCEDIMIENTO METODOLGICO ......................................................... 30
3.4.1 Interpretacin del modelo geolgico del rea objeto de estudio ................ 303.4.1.1 Recopilacin de datos generales del yacimiento. ................................ 303.4.1.2 Revisin del modelo estructural y estratigrfico ................................. 30
3.4.1.3 Elaboracin del mapa de electrofacies ................................................ 323.4.1.4 Definir los lmites que conforman cada uno de los yacimientos ........ 32
3.4.2 Determinacin de los valores petrofsicos y de fluidos adaptado a la nuevacorrelacin estructural del campo ............................................................ 33
3.4.2.1 Revisin de la informacin necesaria para la definicin del modelo.. 333.4.2.2 Parmetros Bsicos ............................................................................. 33
3.4.2.3 Determinacin de los parmetros petrofsicos .................................... 343.4.2.4 Clculo de las propiedades petrofsicas promedio .............................. 37
3.4.2.5 Determinacin de los parmetros de fluido ........................................ 383.4.3 Propuesta del nuevo modelo esttico representativo de los yacimientos
estudiados. ................................................................................................ 413.4.4 Clculo de las reservas con el nuevo modelo esttico a travs del mtodo
volumtrico............................................................................................... 413.4.1 Reservas de Petrleo y gas en solucin ..................................................... 413.4.2 Reservas de gas condensado ...................................................................... 42
3.5 TCNICAS E INSTRUMENTOS DE RECOLECCIN DE DATOS ............ 443.5.1 Tcnicas de Recoleccin de Datos ............................................................. 44
3.5.2 Descripcin de las herramientas a utilizar ................................................. 443.6 RECURSOS ...................................................................................................... 46
3.6.1 Recursos Humanos ..................................................................................... 463.6.2 Recursos Tecnolgicos y Materiales .......................................................... 463.6.3 Recursos Financieros ................................................................................. 47
CAPITULO IV .......................................................................................................... 48ANLISIS DE RESULTADOS ............................................................................... 48
4.1 Interpretacin del modelo geolgico del rea objeto de estudio. ...................... 48
4.1.1. Revisin del modelo estructural y estratigrfico ....................................... 484.1.1.1 Interpretacin de la ssmica ................................................................. 50
4.1.1.2 Interpretacin de las secciones estructurales....................................... 514.1.1.3 Interpretacin de las secciones estratigrficas .................................... 52
4.1.2 Elaboracin del mapa de electrofacies ....................................................... 544.1.3 Delimitacin de los yacimientos ................................................................ 56
4.1.3.1 Validacin del Contacto Gas-Petrleo ................................................ 564.1.3.2 Integracin Yacimiento ONV-74 ........................................................ 57
4.2 Determinacin de los parmetros petrofsicos y de fluidos .......................... 58
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4.2.1 Clculo de las propiedades petrofsica ....................................................... 584.2.2 Propiedades promedio ponderadas por arena neta petrolfera ................... 59
4.2.3 Determinacin de los Parmetros de Fluido .............................................. 60
4.2.3.1 Representatividad ................................................................................ 60
4.2.3.2 Consistencia ........................................................................................ 614.3 Propuesta del nuevo modelo esttico representativo de los yacimientos
estudiados. ....................................................................................................... 644.4 Clculo de las reservas con el nuevo modelo esttico a travs del mtodo
volumtrico. .................................................................................................... 65CONCLUSIONES ..................................................................................................... 67RECOMENDACIONES ........................................................................................... 68
REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS .................................................................... 69APNDICES .............................................................................................................. 71HOJA DE METADATOS ........................................................................................ 96
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NDICE DE FIGURAS
Figura 2.1 Ubicacin de la Cuenta Oriental de Venezuela ...................................... 6
Figura 2.2 Ubicacin Geogrfica del Campo Onado ............................................... 7
Figura 2.3 Seccin ssmica 2D-3D del Campo Onado ............................................. 9Figura 2.4 Formaciones productoras del Campo Onado ........................................ 13Figura 2.5 Principales componentes morfolgicos y sedimentarios comunes a
todos los deltas .................................................................................... 17Figura 2.6 Vista Comparativa de los diferentes tipos de delta ............................... 18Figura 2.7 Delta con dominio Fluvial .................................................................... 19
Figura 2.8 Delta con dominio del Oleaje ............................................................... 19Figura 2.9 Delta dominado por la Marea ............................................................... 20Figura 3.1 Pantalla Software OFM ......................................................................... 45Figura 3.2 Pantalla Software PETREL ................................................................... 45
Figura 3.3 Pantalla Principal de Autocad ............................................................... 46Figura 4.1 Lnea 1167 Falla Principal de Onado .................................................... 50Figura 4.2 Seccin Estructural B-B1 ...................................................................... 51
Figura 4.3 Seccin Estratigrfica A-A1 ................................................................. 53Figura 4.4 Seccin Estratigrfica A-A2.................................................................. 54Figura 4.5 Registros densidad-neutrn del pozo ONV-54AD2 ............................. 57
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NDICE DE TABLAS
Tabla 2.1 Columna Estratigrfica del Campo Onado ............................................. 11Tabla 2.2 Datos oficiales de las reservas probadas arena S45I Bloque G.............. 14Tabla 3.1 Parmetros Bsicos de campo ................................................................ 34
Tabla 4.1 Tope de los pozos referidos bajo el nivel del mar .................................. 49Tabla 4.2 resultados prueba de produccin pozo ONV-74Re ................................ 57Tabla 4.3 Parmetros petrofsicos obtenidos de los perfiles de pozos ................... 59
Tabla 4.4 Parmetros petrofsicos ponderados por arena neta petrolfera ............. 60Tabla 4.5 Condiciones al momento de muestreo (Gas y Lquido) ......................... 60Tabla 4.6 Porcentaje de diferencia de la RGP ........................................................ 61
Tabla 4.7 Resultados de la prueba de densidad ...................................................... 62
Tabla 4.8 Resultados de la condicin de la prueba de desigualdad ....................... 62Tabla 4.9 Resultados de la prueba de balance de materiales .................................. 63
Tabla 4.10 Resultados generados del PVT sinttico .............................................. 64Tabla 4.11 Reservas por Yacimiento ..................................................................... 65
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UNIVERSIDAD DE ORIENTENCLEO MONAGAS
ESCUELA DE INGENIERA DE PETRLEOMATURN / MONAGAS / VENEZUELA
VALIDACIN DEL MODELO ESTATICO DE LA ARENA S4,5I DEL
BLOQUE G PERTENECIENTE A LA FORMACIN OFICINA DEL CAMPO
ONADO MUNICIPIO AGUASAY, MONAGAY
RESUMEN
AUTOR: ASESORES:
Urbaneja G. Johana C Industrial: Ing. Rafael GuzmnC.I.18.825.485 Acadmico: Ing. Nehil DuqueJunio, 2012
La Formacin Merecure de edad Oligoceno fue durante mucho tiempo el intervaloestratigrfico de mayor produccin en el l campo Onado, actualmente la mayor parte de susreservas han sido drenadas, esto ha provocado que las ltimas perforaciones tengan comoobjetivo principal los yacimientos de la Formacin Oficina considerados hasta el momentomenos prospectivos de acuerdo con los espesores y volmenes de hidrocarburos en ellacontenidos. Es as como surge la necesidad de actualizar el modelo esttico de las arenas conmayores volmenes de reservas de la Formacin Oficina, entre las cuales una de las msprospectivas es la arena S4,5I. Para lograr este objetivo, se procedi a desarrollar un proyectode actualizacin del Modelo Esttico de la arena S4,5I que contemplar diferentes estudioscomo son: Estructural con la ssmica 3D, Estratigrfico, Sedimentolgico, Petrofsico y defluido. De la integracin de los resultados obtenidos con estos estudios se determin que laacumulacin de hidrocarburos del campo en todos los niveles est controlada por una fallanormal de rumbo aproximadamente este-oeste y buzamiento hacia el sur, la cual corta a unhomoclinal de rumbo casi esteoeste con un buzamiento suave hacia el norte que oscila entre3 y 5. Los anlisis estratigrficos y Sedimentolgico determinaron un ambiente desedimentacin deltaico prximo costero, donde los sedimentos han sido transportados desde
el sur hacia el norte. Tambin se determinaron parmetros petrofsicos con los cuales segeneraron mapas de isopropiedades. Como ltimo paso se construy el mapa ispaco-estructural para determinar el rea petrolfera del yacimiento, y obtener as, el volumen dePetrleo Original en Sitio logrndose un incremento del POES a 24.734MBN lo querepresenta un 3,24% y una disminucin del GOES a 16.223MMPC lo que representa un53,45%.
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INTRODUCCIN
La industria petrolera representa la principal fuente de economa para el pas, es
por esto que todos los procesos ligados a esta deben ser estudiados con cautela
(exploracin, perforacin, produccin, refinacin, entre otros), ya que mediante estos es
posible establecer el mejor plan de explotacin de los campos petrolferos.
El campo Onado forma parte de la extensin territorial de la Cuenca Oriental de
Venezuela, Subcuenca de Maturn, en la regin oeste del Estado Monagas; localizado
a 110 km
2
al este de Anaco, est constituido por tres bloques principales Onado G,Onado M y Onado P, en el cual sus principales prospecto lo constituyen las arenas de
la formaciones Merecure y Oficina, siendo esta ltima en la actualidad la ms
relevantes en cuanto a explotacin y produccin se refiere, en vista de que la
Formacin Merecure se encuentra en avanzado estado de explotacin, lo que a su vez
trae consigo mayores retos para drenar las reservas remanentes.
Partiendo de la importancia que representa la Formacin Oficina para la
produccin y explotacin de hidrocarburos en dicho campo, surgi la necesidad deactualizar el modelo esttico de la arena S4,5I conformada por los yacimientos ONV-
60 y ONV-54. Este estudio se logr, partiendo de la revisin del modelo geolgico,
mediante interpretacin de la ssmica del campo, mapa de electrofacies; se generaron
secciones estratigrficas y estructurales que permitieron identificar continuidad de los
estratos. Posteriormente se determinaron los parmetros petrofsicos de la roca y de los
fluidos basados en la nueva interpretacin estratigrfica efectuada para todo el Campo
Onado en el cual se muestran los topes y bases actuales de cada uno de los pozos.
Con la actualizacin de la informacin geolgica, petrofsica y parmetros de
fluidos de la arena en estudio, se propuso un nuevo modelo esttico, por lo cual se
recalcul y sincer las reservas de esta arena, lo cual a su vez permitir establecer un
mejor esquema de explotacin en estos yacimientos.
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2
CAPTULO I
EL PROBLEMA1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
El petrleo constituye en Venezuela la principal fuente de ingresos, hasta el punto
que no se establecen otras fuentes de riqueza, por lo que se puede decir que la economa
y el presupuesto nacional estn sujetos en cada ejercicio fiscal a las fluctuaciones de los
precios internacionales del petrleo. Aqu juega un papel muy importante la Cuenca
Oriental de Venezuela, siendo una cuenca petrolfera de gran inters por ser la segunda
cuenca productora despus de la del Zulia, adems tiene una caracterstica muy
sobresaliente de que en ella se localiza la llamada Faja Petrolfera del Orinoco, de
inmenso potencial de hidrocarburos y de una gran significacin para el desarrollo futuro
de la industria petrolera nacional y para la economa del pas en conjunto.
La Formacin Merecure result ser por mucho tiempo el objetivo primario de
explotacin de hidrocarburos en el Campo Onado, pues en ella se encontraban los
yacimientos con mayor volumen de reservas recuperables, sin embargo en la actualidadestos presentan un avanzado estado de agotamiento; a esto se debe la importancia de
caracterizar la arena S4,5I del bloque G constituida por los yacimientos ONV-60 y ONV-
54, a partir de informacin ms actualizada, proveniente de estudios de ncleos, anlisis
PVT, correlaciones estratigrficas del campo, entre otros.
La perforacin de los pozos ONV-79 y ONV-54AD2 imparten la necesidad
de tal investigacin debido a que estos pozos se perforaron con la finalidad de
obtener produccin de los yacimientos pertenecientes a la Formacin Merecure,sin embargo resultaron ser prospectivos en niveles superiores como es el caso de
la arena S4,5I de tal forma que se sometieron a trabajos de reacondicionamiento,
cuyos trabajos resultaron positivos pues se obtuvo produccin de esta arena, cabe
resaltar que las coordenadas de fondo para ambos pozos segn los datos oficiales
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caen fuera de los limites de yacimiento. Con la actualizacin de la informacin
geolgica y de yacimiento se tendr un modelo esttico mucho ms cercano a la
realidad, en el que se incorporaren estos pozos en yacimientos existentes o en
nuevos descubiertos, as de esta forma establecer mejores planes de explotacin.
1.2 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIN
1.2.1 Objetivo General
Validar el modelo esttico de la arena S4,5I perteneciente a la Formacin
Oficina del Campo Onado Municipio Aguasay, Monagas.
1.2.2 Objetivos Especficos
Interpretar el modelo geolgico del rea objeto de estudio.
Determinar los valores petrofsicos y de fluido, adaptados a la nueva
correlacin estructural del campo.
Proponer el nuevo modelo esttico representativo de los yacimientos
estudiados.
Calcular las reservas con los nuevos parmetros geolgicos y petrofsicos a
travs del mtodo volumtrico.
1.3 JUSTIFICACIN DE LA INVESTIGACIN
Los programas y metodologas utilizados para llevar a cabo el desarrollo
de un campo petrolfero, implican tener una clara identificacin del mismo en
cuanto a caractersticas, propiedades, ubicacin de sus estratos entre otros
parmetros; debido a que todas las actividades involucradas requieren de una
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gran inversin de capital. Razn que motiva a la empresa a efectuar estudios que
generen un esquema cada vez ms exacto de los yacimientos que conforman el
mencionado campo, lo cual facilita la toma de decisiones a la hora de implantar
algn programa de explotacin. La integracin de diferentes estudios geolgicos
y de yacimientos que se realizarn en la arena S4,5I especficamente en el
bloque G, permitirn caracterizar los principales rasgos estructurales,
petrofsicos; adems de integrar la informacin de produccin aportada por los
pozos ONV-79 y ONV-54AD2, buscando estimar de manera confiables las
reservas de hidrocarburos a partir de los datos aportados por los pozos e
informacin obtenida en este estudio.
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CAPTULO II
MARCO TERICO
2.1 ANTECEDENTES
BRITO, N y ROJAS, E (2006) realizaron un trabajo de grado titulado.
DDeetteerrmmiinnaacciinnddeellmmooddeellooeessttttiiccooddeellaassaarreennaasscc,,dd,,eeyyffddeellyyaacciimmiieennttoojjoobboo--
0011,,uubbiiccaaddooeenneellrreeaajjoobboo--0022,,ppeerrtteenneecciieenntteeaaPPeettrroouuddoo,,SS..AA....EEnnccuuyyoottrraabbaajjoo
ssee eeffeeccttuuaarroonn llooss ssiigguuiieenntteess mmooddeellooss:: sseeddiimmeennttoollggiiccoo,, ppeettrrooffssiiccoo,, eessttrruuccttuurraalleessttrraattiiggrrffiiccoo yy llaa aapplliiccaacciinn ddee ttccnniiccaass ggeeooeessttaaddssttiiccaass.. De estos estudios se
determin que las arenas tienen un buzamiento suave de 3 a 5 en direccin noreste
presentando irregularidades en la estructura hacia el noroeste del rea con espesores
que oscilan entre 10 y 30 pies estos ltimos representa las zonas ms prospectivas.
Todas las arenas pertenecen a un ambiente deltico con un sub-ambiente de llanura
deltica. Tambin se obtuvieron parmetros de corte y los resultados del clculo del
POES obtenido para las arenas C, D, E y F es de 74 MMBN, 21 MMBN, 17 MMBN
y 25 MMBN.
CAA, J (2010), efectu un trabajo de grado titulado.Validacin de los
modelos estticos y dinmicos con reservas subestimadas, pertenecientes a los
campos Guara Y Levas. Distrito San Tom. El estudio estuvo basado en la
interpretacin de los parmetros geolgicos y petrofsicos a fin de verificar los lmites
de los yacimientos, as como tambin se analiz la historia de produccin para el rea
en estudio, con lo cual se pudo establecer los parmetros que incidan en la
subestimacin de las reservas, posteriormente se propusieron los nuevos modelos
representativos de los yacimientos estudiados. No obstante Se incrementaron las
reservas remanentes de petrleo y gas a 2,563 MMBN y 7,491 MMMPCN de 9 de los
17 yacimientos en estudio.
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2.2DESCRIPCIN DEL REA DE ESTUDIO
2.2.1 Cuenca Oriental de Venezuela
Es la segunda cuenca petrolfera en importancia de la Repblica Bolivariana de
Venezuela y est ubicada en el centro este del pas (ver figura 2.1). Abarca los
Estados Gurico, Anzotegui, Monagas y Delta Amacuro, y se extiende hacia la
Plataforma Deltana y sur de Trinidad Tobago. sta se caracteriza topogrficamente
por extensas llanuras y una zona de mesas en Anzotegui y Monagas, que abarca
unos 16000 km de superficie.
En la Cuenca Oriental de Venezuela se distinguen ocho reas principales
productoras de petrleo: rea de Gurico, rea Mayor de Anaco, rea Mayor de
Oficina, rea Mayor de Temblador, Faja del Orinoco, rea Mayor de Jusepn, rea
de Quiriquire y rea de Pedernales.
Figura 2.1 Ubicacin de la Cuenta Oriental de VenezuelaFuente: Nabor, F. (2010)
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2.2.2 Ubicacin del rea de estudio
El campo Onado forma parte de la extensin territorial de la Cuenca Oriental de
Venezuela, Subcuenca de Maturn, en la regin oeste del Estado Monagas; localizado
a 110 km al este de Anaco, situado en el municipio Aguasay. Limita al norte con el
Municipio Santa Brbara, al sur con los Campos Casma Anaco y Acema, al este con
el Municipio Aguasay y al oeste con la poblacin de Arib. (PDVSA Petronado)
El Campo Onado posee una extensin de 158,98 km2, de los cuales106 km2
corresponden a zona exploratoria. Est comprendido por tres sub-reas basadas en la
presencia de tres estructuras geolgicas no comunicadas entre si conocidas como
Onado G, Onado M y Onado P, de los cuales cada rea contiene extensin territorial.
La Formacin Oficina ha sido reconocida en el subsuelo de los estados Anzotegui y
Monagas, formando parte de las unidades de la Cuenca Oriental. Aflora en la
superficie de los domos de Santa Ana y San Joaqun y en las cercanas del campo
Cerro Pelado.
Figura 2.2 Ubicacin Geogrfica del Campo OnadoFuente: PDVSA PETRONADO, 2011.
N: 1.033.585E: 442.338
N: 1.033.585E: 448.000
E: 448.000N: 1.034.585
E: 442.338N: 1.026.236N: 1.026.236
E: 436.857
E: 436.857N: 1.029.923N: 1.029.923
E: 432.732
E: 428.625N: 1.028.960
E: 432.732N: 1.028.960
E: 442.338N: 1.031.741N: 1.031.741
E: 434.109
E: 434.112N: 1.033.584
N: 1.030.707E: 432.732
N: 1.030.707E: 428.625
E: 453.338N: 1.039.138
N: 1.036.251E: 445.097
N: 1.036.251E: 453.338
N: 1.037.252E: 450.591
N: 1.039.138E: 435.631
E: 451.338N: 1.036.251
E: 439.612N: 1.039.118
E: 435.631N: 1.034.458N: 1.034.458
E: 431.625
E: 431.625N: 1.030.707
N: 1.039.118E: 450.591
E: 436.892N: 1.036.251
E: 445.099N: 1.037.252
N: 1.037.971E: 436.892
N: 1.037.967E: 439.610
AREA: 30,65 Km2
AREA: 15,16 Km2
AREA: 7,17 Km2
N: 1.034.585E: 451.338
ZONA DE
Explo-3X
ZONA DE REINTERPRETACIN SSMICA.
ADQUISICIN S SMICA
ADQUISICIN S SMICAZONA DE
ADQUISICIN S SMICAZONA DE
Explo-2X
Explo-4X
Explo-1X
BLOQUE G
BLOQUE M
BLOQUE P
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2.2.3 Proceso Evolutivo Sedimentario
El proceso evolutivo sedimentario de la Cuenca Oriental de Venezuela se
sita desde el Devono- Carbonfero (Gonzlez de Juana, 1980), hace unos 350
millones de aos. Durante este perodo se reconocen tres perodos sedimentarios
separados: el primero corresponde al Paleozoico medio- tardo y tardo, el
segundo comienza en el Cretcico medio y se hace regresivo durante el Terciario
temprano, y el tercero, se desarroll durante el Terciario tardo y fue definitivo
para la configuracin de la cuenca petrolfera en su estado actual. Ellos tienen
lugar entre perodos principales de orognesis y despus de largos de erosin,cuando las aguas transgredieron sobre tierras previamente pleniplanadas.
En la actualidad el modelo tectnico de la cuenca evidencia una complejidad
tectnica, encontrndose fallamientos como el de rica y Anaco, la Falla Furrial-
Carito, el Domo de Tonoro y el Corrimiento de Pirital (Bloque Alctono) que se
caracteriza por su gran desplazamiento y extensin.
2.2.4 Estructura
Del anlisis detallado del reproceso de la ssmica 3D del rea, ms la
integracin con lneas 2D regionales efectuado por Vctor Ploszkiewicz (VP
Consulting), concluy que en el bloque Onado interactan dos estructuras
claramente diferenciables.
El principal y responsable de la trampa de Onado, es consecuencia de
movimientos deslizantes oblicuos en la zona de sutura entre la placa
Sudamericana y la del Caribe. Estos afectaron el basamento continental con
desplazamientos transtensivos dextrales que generaron fallas normales con cierres
en cuatro direcciones. Este sistema de fallas transtensivas de diseo curvilneo, cuyos
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planos inclinan al sur, ha conformado los lmites mayores de cada uno de los campos
iniciales (G, M y P), generando estructuras homoclinales que buzan al norte. En la
figura 2.3 se muestra una seccin ssmica compuesta (2D-3D) donde se representa los
bloques G, M y P que conforman la estructura geolgica del Campo Onado.
En rasgos generales, el Campo Onado, es una secuencia de estratigrafa
homoclinal atravesada por un juego principal de fallas trascurrentes dextrales de
alto ngulo y rumbo este-oeste cuyo plano de fallas subvertical, inclina hacia el
sur; esta secuencia homoclinal buza entre 3 y 5 hacia el norte.
La supresin de espesores estratigrficos en la columna de algunos pozos,
definida claramente en las correlaciones, evidencia el carcter normal de la mayora
de las fallas del yacimiento. El modelo de entrampamiento general del bloque Onado,
est constituido por una secuencia homoclinal buzante al norte con cierre contra falla.
La migracin de hidrocarburos proviene del norte, desde el eje de la cuenca. Las
fallas son contra pendiente de la cuenca y aparentemente sellantes.
Figura 2.3 Seccin ssmica 2D-3D del Campo OnadoFuente:PDVSA PETRONADO, 2011
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A continuacin se muestran los principales bloques que conforman el campo Onado:
2.2.4.1 Bloque G
Este bloque presenta una gran falla principal que atraviesa la regin en sentido
prcticamente este-oeste. En la parte occidental del yacimiento la falla se comporta
como una falla normal con el bloque deprimido hacia el sur y el plano de falla
buzando ms de 50 en la misma direccin. En algunos pozos que atraviesan esta
falla se han medido rachazos verticales de ms de 500 pies. En el sector oriental, la
falla principal adquiere un carcter subvertical y presenta rasgos transgresivos que
generan en el bloque alto o levantado (al norte) un cierre anticlinal definido por
ssmicas cuyo eje se ubica paralelo a la falla cerca del pozo abandonado ONV-69.
2.2.4.2 Bloque M
La menor densidad de datos existente en esta rea da como resultados que la
estructura definida no tenga un soporte consistente por pozo y se tenga menores
detalles que la Onado G. En general se trata de una estructura homoclinal deaproximadamente 4 de inclinacin hacia el norte cortada por una o dos fallas contra
pendiente con ngulo mayor de 50. El mejoramiento de la interpretacin estructural de
este sector est supeditado al reproceso de la ssmica 3D, a la reinterpretacin de la
informacin existente y a la aportada por la perforacin de nuevos pozos.
2.2.4.3 Bloque P
Este campo tiene la menor informacin disponible del rea. A la hora deconfeccionar el modelo estructural se cont nicamente con un pozo perforado y
dos lneas ssmicas 2D. Por ste motivo la estructura se resuelve pobremente,
considerndola dentro de un esquema anlogo al del rea Onado M. La
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adquisicin de 3D en este campo inicial es de fundamental importancia a la hora
de intentar el eficiente desarrollo del mismo.
2.2.5 Estratigrafa
Onado es uno de los campos de la Cuenca Oriental cuyo principal objetivo de
produccin son las arenas masivas de la Formacin Merecure (U2, U3 y U4). En la
mayora de los campos pertenecientes a esta cuenca, los yacimientos principales
pertenecen al intervalo litoestratigrfico de la Formacin Oficina, no obstante las arenas
de la parte inferior de la formacin mencionada presentan muy buenos ejemplos de
acumulaciones rentables de hidrocarburos.
Tabla 2.1 Columna Estratigrfica del Campo Onado
Gr Res Pies
S erie F ormacin Descripcin
Litolgica R egistros (E sp eso r)
Era(Eratema) Sistema
Pleistoceno MesaAreniscas gruesas con
estratificacin entrecruzadas,
conglomerados y gravas
Las PiedrasAreniscas carbonosa s, lutitas,
arcillas, lignitos en forma de
bloques y restos fsiles
La Pica Lutitas micceas y areniscasintercaladas con presencia de lignitos
Plioceno
Mioceno
Superior
Medio
Inferior
Oligoceno
CENOZICA
Terciario
Cu
aternario
Merecure Areniscasmasivas o poco estratificadas ydelgadas c apas de lutitas carbonosas
OficinaLutitas parlicas areniscas y
Lignitos intercalado s con
Arenas de poco espesor
Freites Lutitas grises a blanquecinas, arcillascalcreas ferruginosas y areniscas
850
1250
5300
4800
2700
2100
Fuente: PDVSA PETRONADO, 2011
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El campo Onado presenta una secuencia estratigrfica caracterstica de los
campos de Oficina que incluyen pocas tales como el Plioceno, (Superior, Medio eInferior) y Oligoceno, todas del periodo Terciario. A continuacin sern tratadas ms a
detalle cada una de las formaciones que conforman la columna estratigrfica del campo
Onado, representada desde la ms reciente hasta la ms antigua.
Formacin Mesa: Constituida por niveles masivos de arenas con
intercalaciones de limonitas y lutitas, levemente consolidadas, presenta acuferos
lateralmente extensos.
Formacin Las Piedras:consiste en areniscas micceas, friables, de grano fino
y colores gris claro a gris verdoso, interlaminada con lutitas gris a verdoso, arcilitas
siderticas, grises, lutitas lignticas y lignitos.
Formacin La Pica: Consiste en espesores lutticos grises y limolitas con
desarrollos de areniscas de grano fino, disminuyendo hacia la zona basal. El espesor de la
formacin es variable, alcanzando en algunos casos hasta 5000pies.
Formacin Freites: Describe una columna de lutitas verdes a gris verdosas
con muy delgados niveles de limolitas. Presenta un espesor de 2500pies
aproximadamente; se encuentra sub-represurizada y constituye el sello regional
del complejo superior de la Formacin Oficina.
Formacin Oficina Caracterizada por la alternancia de lutitas grises, gris
oscuro y gris marrn, intercaladas e interestratificadas con areniscas y limolitas de
color claro y grano fino a grueso, presenta capas delgadas de lignitos y lutitas
lignticas, el material carbonoso es comn.. En general las areniscas se hacen ms
abundantes, de mayor espesor y de grano ms grueso hacia la base. El espesor de la
formacin vara entre 2500 y 3000pies.
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Formacin Merecure: Caracterizada por cuerpos masivos de areniscas de
color gris claro a oscuro, de grano fino a grueso, con muy delgados niveles lutticos;
permitiendo la coalescencia o amalgamiento de los cuerpos de arenas, lo que facilita
la comunicacin vertical de los fluidos. En el Campo Onado esta unidad se encuentra
naturalmente fracturada.
Las formaciones que han presentado produccin de hidrocarburo en el Campo
Onado han sido las formaciones Oficina y Merecure; en donde la Formacin Oficina
se subdivide operacionalmente en: Oficina Superior, Oficina Medio y Oficina
Inferior. En la figura 2.4 se muestran las arenas que conforman cada una de lasunidades productoras del Campo Onado.
Intervalos Operacionales
Formacin
Figura 2.4 Formaciones productoras del Campo OnadoFuente:PDVSA PETRONADO, 2011
2.2.6 Caracterstica de la arena S4,5I bloque G del campo Onado
Observando la figura 3.2 se puede ver que la arena S4.5I se ubica en el complejo
inferior de la Formacin Oficina. De acuerdo a los mapas oficiales se encuentra
constituida por los yacimientos ONV-60 y ONV-54 Con un rea de 37.785 acres con
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un volumen de 54531 acres-pies, los espesores son muy variados los mismos oscilan
entre 3' y 50', el lmite principal hacia el sur lo constituye la falla principal de Onado
G en direccin prcticamente oeste-este, hacia el norte por lmites arbitrarios. El
mapa oficial se muestra en el Apndice A donde se puede visualizar las
caractersticas antes mencionadas, este fue realizado en el ao 1987, fecha para la
cual no se tenan pozo completados en esta arena. Los parmetros de campo que se
manejan a este nivel de la formacin Oficina son los siguientes: Presiones y
temperatura de yacimiento; 6600psia y 300 F respectivamente, las gravedad de los
crudos entre 21-24 API.
Tabla 2.2 Datos oficiales de las reservas probadas arena S45I Bloque G
Yacimientorea Volumen POES Reservas GOES Reservas
(Acres) (Acres-pies) (MBN)Petrleo(MBN) (MMPCN)
Gas(MMPCN)
ONV-60 2.338 45.061 19.392 4.072 29.831 20.882
ONV-54 614 9.470 4.565 1.004 5.022 3.515ReservasTotales 5.076 24.397
2.3 BASES TERICAS
2.3.1 Caracterizacin de los Yacimientos
La gerencia Tcnica de PDVSA (Petrleos de Venezuela), define el Estudio
Integrado de Yacimientos como un Anlisis interpretativo y multidisciplinario de
un yacimiento, como una unidad geolgica e hidrulica integral, a fin de describir
su naturaleza y geometra; calificar y cuantificar propiedades de roca y fluidos, y
establecer distribucin y volmenes recuperables de hidrocarburos, integrando
aspectos estructurales, estratigrficos, sedimentolgicos, petrofsicos y de fluidos,
en un modelo nico, que permita establecer un plan de explotacin que garantice
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la mxima recuperacin econmica de sus reservas. En un estudio de esta
naturaleza, tal integracin implica el aporte de conocimientos previos yhabilidades profesionales de diferentes disciplinas, asociadas a la explotacin de
hidrocarburos. La caracterizacin del yacimiento es ms precisa si se cuenta con
un modelo esttico y un modelo dinmico, los mismos se explican a continuacin.
2.3.1.1 Modelo Esttico
Es una representacin grfica de los parmetros de ubicacin, distribucin, forma
y variaciones internas de los elementos litolgicos y fluidos en condiciones originales
que conforman el rea de estudio, como es el caso de la permeabilidad, porosidad,
espesor, topes, limites, fallas, ambiente de sedimentacin, continuidad vertical y lateral
de las arenas, petrofsicas de los lentes, litologa y lmites de la roca, que unidos a
pruebas de yacimientos (datos de presin, produccin, pruebas de presin), permiten
definir con mayor claridad el yacimiento. La caracterizacin de yacimientos
(descripcin de las propiedades del sistema, roca-fluido) es una tarea compleja, en las
que intervienen diversas disciplinas tales como: petrofsica, geologa, geofsica,
geoqumica, produccin, entre otros. Este modelo se lleva a cabo por medio de otros
sub-modelos:
2.3.1.1.1 Modelo Estructural
Permite delimitar el rea de la acumulacin de hidrocarburo mediante la
interpretacin y estudio de la tectnica de la regin, identificando las principales
deformaciones generadas que impiden la migracin de los fluidos.
Adicionalmente, define la orientacin y geometra de los elementos estructurales
(fallas, pliegues, altos y bajos estructurales) del rea de estudio.
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2.3.1.1.2 Modelo Estratigrfico
Permite definir la arquitectura interna del yacimiento, mediante la
interpretacin de marcadores de inters o unidades cronoestratigrficas: lmites de
secuencias, superficie de mxima inundacin, entre otros.
2.3.1.1.3 Modelo Sedimentolgico
Permite definir el ambiente, geometra, orientacin, distribucin areal y
calidad de los depsitos sedimentarios que constituyen el yacimiento mediante el
anlisis y estudio de sus sedimentos desde el punto de vista fsico, qumico y
mineralgico.
Ambiente Deltico
Se origina por la divagacin del ro en la planicie o llanura y el efecto de la
sedimentacin de los granos de arenas y partculas ms finas de limo y arcilla, enlas reas donde disminuye la velocidad de la corriente por pendientes bajas y la
accin de contencin de las aguas marinas. Un delta se forma donde un ro trae al
mar ms sedimentos de los que las olas y las corrientes litorales pueden distribuir
hacia otras reas. El tipo de delta resultante depender de la magnitud del aporte de
sedimento a la costa y su redistribucin por las olas, mareas y corrientes litorales.
La llanura deltica
Es una llanura aluvial baja, que constituye el tope emergido del edificio
deltico (Figura 2.5). La llanura deltica est cortada por una red de brazos
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fluviales ms o menos bifurcados, llamados canales distributarios, que irradian
desde el ro principal. Transportan el agua y los sedimentos fluviales hacia las
desembocaduras del delta, y estn caracterizados por depsitos arenosos cuyo
espesor alcanza la profundidad del canal. Dichos canales erosionan ms o menos
profundamente los depsitos fluviales subyacentes y se sobreponen a los sedimentos ms
antiguos y marinos del frente deltico.
Figura 2.5 Principales componentes morfolgicos y sedimentarios comunes a
todos los deltasFuente: BRITO N y ROJAS E, 2006
El frente deltico
rea subacutica cercana y adyacente a los brazos del delta, en donde la carga
basal de arena del cauce se acumula en primer lugar. En las zonas de desembocadura,
los sedimentos son generalmente arenosos y forman barras de desembocadura que
progradan sobre las arcillas ms externas del prodelta. Las facies y la geometra de
dichas barras varan con el tipo y la intensidad de los procesos sedimentolgicos
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costeros dominantes. Hacia el mar y entre las desembocaduras, los sedimentos se
vuelven ms finos y arcillosos.
El Prodelta
Constituye la parte ms externa y profunda del delta. La sedimentacin est
caracterizada por depsitos finos (lmolitas y arcillas) con carcter marino. El
prodelta forma la base del edificio deltico y descansa sobre la plataforma
continental.
Figura 2.6 Vista Comparativa de los diferentes tipos de deltaFuente: BRITO N y ROJAS E, 2006
a)Delta con dominio fluvial:
Este delta se caracteriza por un ro principal que se divide en numerosos canales
distributarios, los cuales transportan agua y sedimentos hasta el mar. Figura (2.7)
Delta dominado por el ro Pie de Pjaro Delta lobulado clsico
Delta cuspidal dominado por las olas Delta dominado por las
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Figura 2.7 Delta con dominio FluvialFuente: BRITO N y ROJAS E, 2006
b)Delta con dominio de oleaje:
En este caso el material sedimentario aportado al mar por los canales
distributarios, es decir, distribuido lateralmente por las corrientes litorales formndose
un frente deltico constituido por lomas de playa, las cuales a medida que el delta
avanza hacia el mar son cortadas por los distributarios (Figura 2.8).
Figura 2.8 Delta con dominio del OleajeFuente: BRITO N y ROJAS E, 2006
c)Delta con dominio de marea:
En este ambiente el material aportado al mar por los distributarios es
retrabajado por las corrientes de marea, que es la energa dominante en la lnea de
costa. (Figura 2.9).
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Figura 2.9 Delta dominado por la Marea
Fuente: BRITO N y ROJAS E, 2006
2.3.1.1.4 Modelo petrofsico
Define parmetros bsicos de la Roca-Yacimiento: F, a, m, n, Rw, GRcl, GRsh
y genera valores de: Vsh, , K, Sw, So, Sg a partir de los datos de ncleo, registros y
datos de produccin, que permitirn caracterizar al yacimiento en funcin de sus
propiedades fsicas y texturales. Adicionalmente, se determinan los parmetros de
corte necesarios para el clculo volumtrico.
Interpretacin de Perfiles de Pozos.
En la perforacin de un pozo se obtienen sistemticamente muestras de roca
que son de gran importancia en la determinacin geolgica-paleontolgica de la
seccin que se atraviesa. Posteriormente se lleva a cabo la corrida de los registros que
miden diferentes caractersticas fsicas de las rocas atravesadas, as como de los
fluidos que ellas contienen (resistividad elctrica, potencial espontneo, velocidad del
sonido (t) en las rocas, radiactividad natural, registros densidad-neutrn, entre
otros). Con estos datos es posible obtener un conocimiento muy detallado de la
seccin estratigrfica atravesada por los pozos o sondeos estratigrficos (profundidad,
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buzamiento, litologa, seccin omitida o repetida (fallas), caractersticas petrofsicas y
contenidos de fluidos) con bastante precisin. Entre los perfiles elctricos se tienen el
perfil resistivo (convencional, de induccin y lateroperfil, radioactivos), perfil de
rayos gamma, perfil de densidad.
Resistividad de la Formacin (Rt)
Constituye una propiedad muy importante para indicar litologa y contenido de
fluido. La mayora de los minerales constituyentes de las rocas al igual que los
hidrocarburos, no son conductores de la resistividad es decir que son resistivos. En
las rocas sedimentarias la parte slida est formada por minerales no conductores de
la electricidad tales como: cuarzo, silicatos, carbonatos, etc. Estas rocas conducen la
electricidad solamente debido a la presencia de fluidos conductivos dentro de los
espacios porosos interconectados, como es el agua de formacin.
Resistividad del Agua de Formacin (Rw)
El agua de formacin, a veces llamada agua innata o agua intersticial, es el agua
no contaminada por el lodo de perforacin que satura la porosidad de la formacin.
La resistividad de sta agua, es un parmetro importante para la interpretacin de
perfiles elctricos en pozos abiertos (no entubados); en especial para el clculo de las
saturaciones de fluidos (de agua y/o de hidrocarburos) a partir de los registros bsicos
de resistividad. La resistividad de las aguas superficiales pueden exceder los 20 a 50Ohm-m a la temperatura ambiente, mientras que las aguas muy salinas de las
perforaciones profundas pueden tener resistividades tan baja como 0.04 Ohm-m @ 75
F, lo cual corresponde a una solucin de saturacin completa.
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Porosidad ().
Se define como la fraccin del volumen total de la roca no ocupada por el
esqueleto mineral de la misma. La porosidad tiene dos clasificaciones; una por su
origen, que la subdivide en primaria y secundaria; y otra por su grado de
interconexin entre los poros de la roca, la cual la clasifica en absoluta, efectiva y no
efectiva.
Permeabilidad
Es la propiedad de la roca que mide la facilidad con la que se mueven los
fluidos a travs de una formacin. Una roca puede tener altas porosidades y buenas
saturaciones de hidrocarburos, pero si los poros no se encuentran conectados entre s,
el crudo no puede fluir y por lo tanto no se puede producir. De acuerdo a las fases
almacenadas en el medio poroso, la permeabilidad se puede clasificar en:
permeabilidad efectiva, permeabilidad absoluta y permeabilidad relativa.
Saturacin
Se entiende por saturacin de una formacin a la fraccin del volumen poroso
ocupada por un fluido. En un yacimiento se pueden encontrar simultneamente agua,
petrleo y gas. Una parte de los fluidos no puede ser extrada, a dicha fraccin de
fluidos se le conoce como saturacin residual.
2.3.1.2 Modelo Dinmico
En esta fase del estudio integrado de yacimientos se definen las propiedades de
los fluidos y su distribucin inicial en el yacimiento. Cuantifica volmenes de
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hidrocarburos en sitio. Especficamente este modelo encierra el anlisis de
propiedades fsico-qumicas de los fluidos, la determinacin de las propiedades
P.V.T, el anlisis de las permeabilidades relativas, de las presiones capilares, la
determinacin de CAP, CGP y clculo de reservas.
2.3.2 Reservas de Hidrocarburos
Las Reservas de Hidrocarburos son los volmenes de petrleo crudo,
condensado, gas natural y lquidos del gas natural que se pueden recuperar
comercialmente de acumulaciones conocidas, desde una fecha determinada en adelante.
2.3.3 Clasificacin de las Reservas
2.3.3.1 De acuerdo a la certidumbre de ocurrencia
Reservas Probadas:
Son los volmenes de hidrocarburos estimados con razonable certeza yrecuperables de yacimientos conocidos, de acuerdo con la informacin geolgica y
de ingeniera disponible y bajo condiciones operacionales, econmicas y
regulaciones gubernamentales prevalecientes.
Reservas Probables:
Son volmenes estimados de hidrocarburos asociados a acumulaciones
conocidas, en los cuales la informacin geolgica, de ingeniera, contractual y
econmica, bajo condiciones operacionales prevalecientes, que indican (con un
grado menor de certeza al de las reservas probadas) que se podrn recuperar.
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Reservas Posibles
Son volmenes estimados de hidrocarburos asociados a acumulaciones
conocidas, en los cuales la informacin geolgica y de ingeniera, indica (con un
grado menor de certeza al de las reservas probables) que podrn ser recuperadas
bajo condiciones operacionales y contractuales prevalecientes. Estas reservas
podran ser estimadas suponiendo condiciones econmicas futuras diferentes a las
utilizadas para las reservas probadas.
2.3.3.2 De acuerdo a las facilidades de produccin
Probadas Desarrolladas
Son los volmenes de hidrocarburos comercialmente recuperables de
yacimientos por los pozos e instalaciones de produccin disponibles. Se incluyenlas reservas detrs de la tubera de revestimiento que requieren un costo menor y
generalmente no requieren uso de taladro para incorporarlas a la produccin.
Tambin se incluyen aquellas que se esperan obtener por la aplicacin de mtodos
de recuperacin suplementaria.
Probadas no desarrolladas
Son los volmenes de reservas probadas que no pueden ser comercialmente
recuperables a travs de los pozos e instalaciones de produccin disponibles.
Incluye las reservas detrs de la tubera de revestimiento que requieren un costo
mayor para incorporarlas a la produccin (RA/RC) y las que necesitan de nuevos
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pozos e instalaciones o la profundizacin de pozos que no hayan penetrado el
yacimiento.
2.3.3.3 De acuerdo al mtodo de recuperacin
Primarias
Son las cantidades de hidrocarburos que se pueden recuperar con la energa
propia o natural del yacimiento.
Suplementarias
Son las cantidades adicionales de hidrocarburos que se pudieran recuperar,
como resultado de la incorporacin de una energa suplementaria al yacimiento a
travs de mtodos de recuperacin suplementaria, tales como inyeccin de agua, gas,
fluidos miscibles o cualquier otro fluido o energa que ayude a restituir la presin del
yacimiento y/o a desplazar los hidrocarburos para aumentar la extraccin del
petrleo.
2.3.4 Mtodos para calcular reservas
2.3.4.1 Mtodos Determinsticos
Mtodo volumtrico
Se utiliza para calcular el hidrocarburo original en sitio (POES; GOES; y COES)
con base en el modelo geolgico que geomtricamente describe el yacimiento y a las
propiedades de la roca y de los fluidos.
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Balance de Materiales
Se utiliza para calcular el Petrleo Original En Sitio y cotejar con el resultado
obtenido por el mtodo volumtrico. El xito de la aplicacin de este mtodo requiere
de la historia de presiones, datos de produccin y anlisis PVT de los fluidos del
yacimiento, que permiten as mismo predecir el petrleo recuperable.
Simulacin de Yacimiento
Consiste en la utilizacin de los modelos matemticos que simulan los
procesos que tienen lugar en el medio poroso durante la produccin del yacimiento.
Se basa en la disgregacin del yacimiento en un nmero de bloques, lo cual permite
considerar sus heterogeneidades y predecir su comportamiento. La validez de este
mtodo requiere de una buena definicin geolgica del yacimiento y de las
caractersticas de sus fluidos.
Curvas de Declinacin de Produccin
Se utilizan con frecuencia para estimar reservas remanentes mediante la
extrapolacin del comportamiento de produccin y ayudan en el diagnostico del
mecanismo de empuje en los yacimientos cuando se dispone de suficiente historia
de produccin-presin.
2.4 CONCEPTOS O TRMINOS BSICOS
Datum o Dato de Referencia: Es la profundidad bajo el nivel del mar a la cual se
refiere la presin de un yacimiento. Generalmente, el plano de referencia usado es aquel
plano horizontal que contiene el centro geomtrico o centro de gravedad del yacimiento.
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Formacin: Es un grupo de rocas de caractersticas litolgicas, regionalmente
homogneas, dentro de una seccin estratigrfica. Es la unidad fundamental en laclasificacin de las rocas.
Plan de Explotacin: Participacin de capital, tecnologas y gerencia privada, tanto
nacional como internacional en las principales actividades del negocio petrolero
como son: Exploracin, Produccin, Refinacin, Mercadeo nacional e internacional
del petrleo y sus derivados.
Pozo de Reentrada: Son pozos perforados desde pozos ya existentes, pudindose
reperforar un nuevo hoyo utilizando parte de un pozo existente perforado
previamente.
Porcentaje de Arcilla: Termino empleado para indicar la cantidad de arcilla en una
arena, considerando las rocas arcillosas como aquellas que reaccionan en medio acuosos.
Reservas Remanentes:Volmenes de reservas que an no han sido extradas del
yacimiento; en relacin a las reservas recuperables.
Seccin Estratigrfica: Muestra en el plano horizontal las caractersticas litolgicas
y de facies de la roca, el cual se elabora a partir de registros de pozos teniendo en
cuenta la correlacin, ubicacin de marcadores estratigrficos, identificacin de
trampas estratigrficas, entre otros.
Seccin Estructural: Es una clasificacin de las secciones geolgicas donde se
muestran la profundidad y deformaciones sufridas por las rocas, posteriores a su
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depositacin, donde se puede observar la extensin vertical de las arenas, cambios de
espesor, trampas estructurales, cambios bruscos de buzamiento, entre otros.
Yacimiento o Reservorio:Unidad geolgica hidrulica formada por rocas porosas y
permeables que contiene hidrocarburo y que produce o ha producido volmenes
comerciales de petrleo crudo, bitumen natural, condensado o gas natural.
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CAPTULO III
MARCO METODOLGICO
3.1 TIPO DE LA INVESTIGACIN
El siguiente trabajo busca hacer una revisin en base a informacin ms
reciente del modelo esttico actual y agregar nueva informacin encontrada en caso
de incongruencias con el modelo existente, de tal forma que se logre validar el
mismo, a fin de caracterizar con mayor presin dicho modelo, Por tal motivo la
investigacin es de tipo descriptiva. Segn Arias Fidias (2004, p. 22): Lainvestigacin descriptiva consiste en la caracterizacin de un hecho, fenmeno,
individuo o grupo, con el fin de establecer su estructura o comportamiento.
3.2 DISEO DE LA INVESTIGACIN
El desarrollo del problema se basar en una investigacin documental, ya que
para estudiar los objetivos planteados se tomaran reportes de campo ya realizados,
como: pruebas de presiones, registros, reportes de produccin, anlisis PVT y otros,
los mismos se encuentran archivados en carpetas de pozos, archivos en digitales.
Segn Arias Fidias (2006, p. 31): La investigacin documental es aquella que se
basa en la obtencin y anlisis provenientes de materiales impresos u otros tipos de
documentos.
3.3 POBLACIN Y MUESTRA
Para la realizacin de este trabajo la poblacin estar constituida por un total de
treinta y ocho (38) pozos que conforman a los yacimientos ONV-60 y ONV-54
pertenecientes a la arena objeto de estudio, de manera que se tenga mayor
informacin del rea para establecer de esta forma un modelo esttico adaptado a la
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realidad del campo. Segn Arias Fidias (2006), define la poblacin o en trminos ms
precisos poblacin del objetivo como un conjunto finito de los elementos con caractersticas
comunes para los cuales sern extensivas las conclusiones de la investigacin. Esta queda
delimitada por el problema y por los objetivos en estudio. (p. 81)
En el presente trabajo, la poblacin ser igual a la muestra. Segn Arias Fidias
(2006), la muestra es un subconjunto representativo de un universo o poblacin.
(p. 83).
3.4 PROCEDIMIENTO METODOLGICO
3.4.1 Interpretacin del modelo geolgico del rea objeto de estudio
3.4.1.1 Recopilacin de datos generales del yacimiento.
Previo a la revisin del modelo se recopil informacin de los perfiles de
pozos, los datos obtenidos por los estudios de anlisis convencionales y especiales
de ncleos, mapas base del rea, mapas ispacos-estructurales de la arena,
informacin de pozos, informes tcnicos y los datos de produccin de los pozos
que fueron probados y completados, cuya informacin se obtuvo de las carpetas
de pozos del archivo tcnico de la empresa e informacin en digital.
3.4.1.2 Revisin del modelo estructural y estratigrfico
Este estudio se inici con la revisin de los topes oficiales de la arena encada uno de los pozos, con el propsito de compararlos con los datos actuales que
se generaron a partir de la correlacin estratigrfica efectuada en un estudio
reciente, realizada por el departamento de geologa de la empresa. Posteriormente
se recopil informacin de un modelo estructural de la arena S4,5I obtenida a
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partir de una interpretacin ssmica 3D realizada en el bloque G del campo Onado,
cuyo informe fue suministrado por el departamento de geologa de la EmpresaMixta en el cual se muestran las trazas de las principales fallas que atraviesan la
arena objetivo de este estudio. Para la definicin de las fallas secundarias de poco
desplazamiento, las cuales son de difcil visualizacin en la ssmica, se gener una
serie de secciones estructurales con el objetivo de demostrar su existencia
utilizando la informacin aportada por los pozos.
Elaboracin de secciones estructurales
Una seccin estructural es aquella que se elabora utilizando un grupo de pozos
colgados a una profundidad nica conocida como Datum estructural. Generalmente
se elige una profundidad subsea o bajo el nivel de mar que permita observar todos
los pozos que se quieren mostrar en la seccin. De esta manera se logra visualizar
diferencias en los valores de los topes de la arena que permiten demostrar ausencia de
una parte del registro, lo cual es interpretado como la presencia de una falla normal.
En caso de que exista una mayor seccin (repetida) la falla interpretada deber serinversa. En vista de que los pozos perforados se alinean prcticamente en direccin
oeste-este, el mallado de secciones estructurales se orienta mayormente en esta
direccin. La figura A.2 muestra el mallado de secciones empleados.
Elaboracin de secciones estratigrficas
Una seccin estratigrfica es aquella que se elabora utilizando un marcador
estratigrfico identificado mediante correlacin y en consecuencia cada pozo tendr
un valor de tope diferente para la arena considerada. Su utilidad principal es mostrar
la continuidad vertical y lateral de la arena o capa que est estudiando. En el presente
trabajo se generaron dos (2) secciones colgadas en el tope de la arena. Ver figura A.3.
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3.4.1.3 Elaboracin del mapa de electrofacies
Los mapas de electrofacies son aquellos que se elaboran utilizando las
formas de las curvas de los registros de pozos como medio para identificar los
ambientes sedimentarios del cuerpo arenoso que constituyen el yacimiento. La
base terica para esta identificacin es que cada ambiente presenta una forma en
particular en las curvas de los registros SP y GR que se corren en la mayora de
los pozos del campo. La validez de la interpretacin de facies realizada esta dada
por el conocimiento previo que se tenga del ambiente sedimentario general de la
formacin geolgica y de la cuenca donde ocurre la sedimentacin. El
procedimiento seguido en la preparacin del mapa de electrofacies fue el
siguiente. Se procedi a exportar la informacin de los registros Gamma Ray (GR)
considerando el intervalo de la arena S4,5I, luego se coloc cada electroforma
(respuesta del registro) al lado de la coordenada del pozo en el mapa base,
posteriormente se trazaron los lmites de cada grupo de pozos con forma
semejantes para as delimitar cada uno de los ambientes, conociendo de antemano
por los estudios de ncleo que el ambiente general de sedimentacin de esta partede la Formacin Oficina es deltica prximo costera. Los cuerpos arenosos
caractersticos de este ambiente deltico son: Canal distributario, Barra de
desembocadura y Abanico de rotura.
3.4.1.4 Definir los lmites que conforman cada uno de los yacimientos
Una vez definido el modelo estructural y estratigrfico, el siguiente paso
consisti en confinar los yacimientos, se comenz por validar el contacto gas
petrleo original que se dispone en el mapa ispaco-estructural oficial de esta
arena especficamente en el yacimiento ONV-60 y por ltimo definir la presencia
de contactos agua-petrleo.
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3.4.2 Determinacin de los valores petrofsicos y de fluidos adaptado a lanueva correlacin estructural del campo.
3.4.2.1 Revisin de la informacin necesaria para la definicin del modelo
La calidad de los datos manejados en el estudio es una variante que
depende primeramente de la recopilacin y la creacin de una base completa de
datos siendo as la primera fase de cualquier proyecto. Dicha revisin consisti
en la bsqueda de informacin de los yacimientos ONV-60 y ONV-54 los cuales
conforman la zona de inters para as determinar las principales propiedades dela roca y de los fluidos. En esta fase se recopil informacin de Perfiles de
pozos, anlisis de ncleos, estudios PVT e historia de produccin de los pozos.
Seleccin de pozos a considerar para la evaluacin petrofsica
Se realizo un inventario para todos los pozos del bloque G del campo
Onado, donde se caracteriz la informacin de registros bsicos para definir los
tipos de curvas disponibles (Potencial espontneo, Gamma Ray, Induccin,
Densidad, Neutrn).
Anlisis de Ncleos
El siguiente paso consisti en la bsqueda y adquisicin de estudios dencleos realizados a nivel de la arena de inters, con el propsito fundamental de
obtener las correlaciones necesarias para efectuar la calibracin ncleo-perfil.
3.4.2.2 Parmetros Bsicos
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En el clculo de los parmetros petrofsicos tienen incidencia los
denominados parmetros bsicos los cuales son:
Factor de Cementacin (m), Exponente de Saturacin (n) y Factor de
Tortuosidad(a).
Estos valores fueron tomados del Plan de Desarrollo (resumen ejecutivo y texto)
del Campo Onado efectuado en el ao 2002 bajo los estudios de ncleos de los pozos
ONV-55, ONV-78, ONV-1 Y ONV-102, los mismos se muestran en la tabla 3.1.
ArenaFactor de
cementacin (m)Coeficiente detortuosidad (a)
Exponente desaturacin
(n)S4,5I 1,78 1,0 1,58
Tabla 3.1 Parmetros Bsicos de campoFuente:PDVSA PETRONADO, 2011
Resistividad del agua de formacin (Rw)
Se tiene como parmetro establecido para la Formacin Oficina una resistividad
de 0.11 ohm-m la cual fue determinada a 290 F, mediante pruebas de laboratorio.
3.4.2.3 Determinacin de los parmetros petrofsicos
Volumen de arcilla (Vsh)
El clculo del volumen de arcilla se efecto haciendo uso del registro Gamma
Ray el cual se fundamenta en la lectura de un (Grmin) determinado en la zona
considerado como limpia, la lectura del (Grmax) determinado en la zona considerada
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como sucia o arcillosa y un valor de GR en todo el intervalo de inters para as
determinar el Vsh por medio de las siguientes ecuaciones:
minmax
min
GrGr
GrGrIGR
= Ec. 3.1
Donde:
=minGr Ledo en una arena limpia, (API)
=Gr Ledo en la arena de inters, (API)
=maxGr Ledo en una lutita representativa, (API); Una vez obtenido el ndice de
gamma ray se determino el respectivo volumen de arcilla, empleando la ecuacin 3.2.
( )12 7,3 = IGRVsh Ec. 3.2
Porosidad ( )
Se determino a partir de la interpretacin de los perfiles de densidad y neutrn, a
fin de obtener la porosidad total de la formacin por medio de un promedio aritmticode estos perfiles considerando las limitaciones que presenta cada una de ellas.
Perfil Neutrn
( )Shnanen
Vsh *= Ec. 3.3
Donde:en : Porosidad efectiva del neutrn [Fraccin]
an : Porosidad aparente leda del registro neutrn [Fraccin]
Vsh: Volumen de arcilla [Fraccin]
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shn : Porosidad de arcilla del neutrn [Fraccin]
Perfil de Densidad
fma
bmaad
= Ec. 3.4
Donde:
ma: Densidad de la matriz [g/cc]
f: Densidad del fluido [g/cc]
b: Densidad aparente de la formacin [g/cc]; luego:
( )ShnVshaded *= Ec. 3.5
Donde:
ed: Porosidadefectivadeldensidad[fraccin]
ad: Porosidad aparente del densidad [fraccin]
shd: Porosidad de la arcilla del registro de densidad [fraccin]
Por la combinacin de los dos perfiles
2
eden
+= Ec. 3.6
Saturacin de agua (Sw)
Previo al clculo de las saturaciones se determin el factor de formacin (F)
mediante la siguiente ecuacin de Archie.
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37
m
aF
= Ec. 3.7
Donde:
F: Factor de formacin [Adimensional
a: Coeficiente de tortuosidad [Adimensional]
m: Factor de cementacin [Adimensional]
: porosidad efectiva [Fraccin]
Se determin la saturacin de agua utilizando la ecuacin de Simandux
Rsh
VshFRw
Rt
FRw
Rsh
VshFRwSw
n
*2
***
*2
**
12
+
= Ec. 3.8
Donde:
Sw: Saturacin de agua [Fraccin]
F. factor de formacin [Adimensional]
Vsh: volumen de arcilla [Fraccin]
Rsh: resistividad de la lutita adyacente [Ohm.m]
RW: resistividad del agua de formacin [Ohm.m]
RT: resistividad verdadera de la formacin [Ohm.m]n: exponente de cementacin [adimensional]
Permeabilidad: Calibracin Ncleo-Perfil
8962.7*3881.0*6565.0exp*0239.0 += pK Ec. 3.9
3.4.2.4 Clculo de las propiedades petrofsicas promedio
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El clculo de las propiedades se efectu ponderando los valores por ANP las
ecuaciones empleadas fueron las siguientes:
Arena Neta Petrolfera promedio
=
=n
i
PROM
N
ANPiANP
1
Ec. 3.10
Porosidad promedio
=
==n
i
n
i
PROM
ANP
ANPii
1
1
*
Ec. 3.11
Saturacin de agua inicial
=
==n
i
n
i
PROM
ANP
ANPiSwi
Sw
1
1
* Ec. 3.12
Permeabilidad absoluta
=
==n
i
n
i
PROM
ANP
ANPiki
K
1
1
* Ec. 3.13
3.4.2.5 Determinacin de los parmetros de fluido
Ya que estos parmetros son fundamental para el clculo de las reservas de
hidrocarburos, en esta etapa se valid el PVT del pozo ONV-79 efectuado al
inicio de la vida productiva del yacimiento, cuya muestra fue tomada a nivel de
superficie (separador de prueba), se procedi a realizar la representatividad y la
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consistencia del tal estudio aplicando las siguiente pruebas: (linealidad de la
funcin Y, balance de materiales, densidad y desigualdad), cuyas ecuaciones son
las siguientes:
Linealidad de la funcin Y
Se graficaron los datos de presin versus la funcin Y para evaluar si la presin
de burbuja se encuentra subestimada o sobreestimada.
Prueba de balance de materiales
Esta prueba permiti determinar la solubilidad del gas a diferentes presiones y
cotejarlas con el Rs obtenido mediante la prueba de liberacin diferencial. Para tal
clculo se tena como base la siguiente informacin: Gravedad Api del crudo residual,
Relacin gas petrleo en solucin y factor volumtrico del petrleo a diferentes
presiones, gravedad especfica del gas en cada etapa de liberacin.
)/(1591 BNPCNVgRsRs ididi += Ec. 3.14
Donde:
Rsdi: Solubilidad del gas a la presin de inters (PCN/BN)
Rsdi-1: Solubilidad del gas determinado a la presin anterior (PCN/BN)
Vgi: Volumen de gas en solucin (PCN)
Prueba de densidad
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Se compararon las densidades del crudo medidas en la prueba de liberacin
diferencial y la prueba de los separadores, haciendo uso de la siguiente expresin
matemtica.
oPbyTmenPetrleUnidadVolu
MasaTanqueMasaGaseoMasaPetrlfb
++=
(
Ec. 3.15
( ) ( )( )
++=
BY
lbRR
BofbB TanSgsepsg
ofb
wo
ofb
0763277,0
Ec. 3.16
Donde:
odb: Densidad del petrleo saturado a la Pb y T de la prueba de liberacin
diferencial (lb/By)
ofb: Densidad recombinada a partir de la prueba de los separadores (Lb/BY)
o: Gravedad especfica del crudo en el tanque
g: Gravedad especfica del gas separado
w: Densidad del agua (Lb/BN)
RG: Relacin gas petrleo en solucin (PCN/BN)
Prueba de desigualdad
Cuyo principio es que se cumpla la siguiente igualdad:
P
RsBg
P
Bo dd