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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA
DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO GEOLOGÍA PETROLERA
CARACTERIZACIÓN GEOLÓGICA DEL YACIMIENTO EOCENO C-INF
VLC 363 BLOQUE III, CUENCA DEL LAGO DE MARACAIBO
Trabajo de Grado presentado ante la
Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Académico de:
MAGISTER SCIENTIARUM EN GEOLOGÍA PETROLERA
Autor: GIAN PIERO CONTI MONTERO
Tutor: Americo Perozo
Maracaibo, junio de 2009
Geological characteristics of ore Eocene c-inf vlc 363 block III basin of the lake of
Maracaibo.(2009) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de
Postgrado. Maracaibo, Venezuela, 187 p. Tutor: Prof. Americo Perozo.
ABSTRACT
The present research shows the results of the construction of a static model of reservoir C-Inf
VLC-363 as a final product of all geosciences disciplines integration through the analysis of the
stratigraphy, seismic, sedimentology, petrophysics data and the application of geostatistic,
emphasizing the following steps: Stratigraphy: it was defined 8 Stratigraphic unities inside the
Eocene C –Inf, with the interpretation of the tops of 120 wells inside the reservoir and
surrounding areas. The Stratigraphy interpretation was done integrating seismic and
sedimentology interpretation. Structural Geology: A structural interpretation was done
considering regional geology framework. Structural maps for each zones was generated between
the Eocene and the top of the Guasare formation. Sedimentology: A sedimentological model was
built based on regional sedimentogic model, interpretating the area as a transgresive system in a
near-cost environment with a strong influence of the tide. It was determined that the general
direction of sediment contribution goes from the southeast to the northeast of the reservoir. It was
built a sedimentology 3D model using geoestatistic techniques. Petrophysics: it was evaluated the
Petrophysics properties of 109 wells in a conventional way (Vsh, PHIE, Sw), and it was defined
and characterized five types of rocks base on from the cores data and the processed curves. Each
type of rock support the geostatistic simulations and the generation of the reservoir model.
Geomodeling 3D: It was build a 3D model as result of the integration of all the disciplines, in the
RML. The model will be use to develop dynamic studies including history matching and Enhance
Oil Recovery prediction. STOIIP (stock tank oil initially in place): the reservoir STOIIP
corresponding with the below unities (C4-55 /C4-60) is 1993 MMBLS, this value match with
values obtained in previous studies , However for the superior unities (C4-40 / C4-53) the
STOIIP is 1238 MMBLS, value higher compared with the value obtained in previous studies.
Palabras Clave: Stratigraphy, Structural Geology, Sedimentology, Petrophysics, Geomodeling.
E-mail: [email protected]
Caracterización geológica del yacimiento Eoceno C-INF VLC 363 bloque III, cuenca del lago de
Maracaibo. (2009) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de
Postgrado. Maracaibo, Venezuela, 187 p. Tutor: Prof. Americo Perozo.
ABSTRACT
La presente investigación muestra los resultados de la construcción de un modelo estático del
yacimiento C-inf VLC-363 como un producto final de toda la integración disciplinas ciencias de
la tierra a través del análisis de la estratigrafía, sísmica, sedimentología, petrofísica de datos y la
aplicación de geoestadística, enfatizando los siguientes pasos: Estratigrafía: se definió 8 unidades
estratigráficas dentro del Eoceno C -Inf, con la interpretación de la parte superior de 120 pozos en
el interior del yacimiento y sus alrededores. La interpretación Estratigrafía se realizó la
integración de interpretación sísmica y sedimentología. Geología estructural: Una interpretación
estructural se realizó teniendo en cuenta el marco geológico regional. Se generaron mapas
estructurales para cada zona entre el Eoceno y la parte superior de la formación Guasare.
Sedimentología: Un modelo sedimentológico se construyó basado en el modelo sedimentológico
regional, interpretando la zona como un sistema transgresivo en un entorno cercano a la costa con
una fuerte influencia de la marea. Se determinó que la dirección general de la contribución de
sedimentos va desde el sureste al noreste del embalse. Se construyó un modelo sedimentología
3D usando técnicas geoestadísticas. Petrofísica: Se evaluaron las propiedades Petrofísicas de 109
pozos de una manera convencional (Vsh, Phie, Sw), se definen y caracterizan cinco tipos de rocas
en la base de los datos de núcleos y las curvas procesadas. Cada tipo de roca apoya las
simulaciones geoestadísticas y la generación del modelo del yacimiento. Geomodeling 3D: Es
para construir un modelo 3D como resultado de la integración de todas las disciplinas, en la
RML. El modelo se utiliza para desarrollar estudios dinámicos, incluyendo la historia a juego y
mejorar las predicciones de recuperación de petróleo. (Petróleo de tanque de almacenamiento
original en sitio) STOIIP: la STOIIP del yacimiento correspondiente con las unidades siguientes
(C4-55 / C4-60) es 1993 MMBls, esta coincidencia de valor con los valores obtenidos en estudios
previos, sin embargo para las unidades superiores (C4-40 / C4-53) la STOIIP es 1238 MMBls,
valor superior en comparación con el valor obtenido en estudios anteriores.
Palabras Clave: Estratigrafía, Geología Estructural, Sedimentología, petrofísica, Geomodeling
E-mail: [email protected]
DEDICATORIA
A DIOS todopoderoso, por darme la vida, por mostrarme el camino a seguir y por enseñarme
cada día cosas maravillosas.
AGRADECIMIENTOS
A la ilustre UNIVERSIDAD DEL ZULIA, por haberme permitirme el acceso a la misma,
abrirme las puertas en el Programa de Geología Petrolera, a sus Profesores por formarme como
profesional y al personal de Administración del Postgrado de Ingeniería por su apoyo
incondicional.
A Petróleos de Venezuela S.A, por darme la oportunidad de utilizar sus activos para desarrollar
este Trabajo de Grado.
Al Profesor. Américo Perozo por su orientación y por ofrecer en cada clase y fuera de ella lo
mejor de sus conocimientos.
A todos aquellos que de una u otra forma me brindaron su apoyo a lo largo de mi maestría de
Geología Petrolera.
A todos MUCHAS GRACIAS
MSc. Gian Piero Conti
TABLA DE CONTENIDO
Página
RESUMEN……...………………………………..…………………………………………..........3
ABSTRACT……………………………...……………..……………………………………..…..4
DEDICATORIAS………….……...……………………….……………………………....……...5
AGRADECIMIENTOS………….……...……………….…………………………………......…6
TABLA DE CONTENIDO…………..…………………..……………………………….…….....7
LISTA DE FIGURAS………….…..…………………..…………………………….…………..11
LISTA DE TABLAS…………...……………………..…............………………………….....…15
INTRODUCCIÓN………………………………….....…………………………...………….....16
CAPITULO II NFORMACIÓN GENERAL..……...…………….………………………….......18
1.1.Generalidades……………………….…………………………..……………………………18
1.2.Objetivo General……………………………….………...…………………….….………….19
1.3.Objetivos Específicos………………………….………………………………..…................20
1.4.Planteamiento del Problema…………………….………………..…......................................21
1.5.Justificación y Delimitación de la Investigación……………………………………….….…21
1.6.Antecedentes de la Investigación……………………………...…………………….......…...21
1.7.Metodología a Utilizar………………………………...………………….………........……..23
CAPITULO II FUNDAMENTOS TEÓRICOS………………….……………..………………..26
2.1. Geología……………………….……………….……………………………...……...……...26
2.1.1. Geología Estructural……………………….………………………………......…………..26
2.1.1.1. Mecanismos de Deformación de las Rocas….…………………………….…………….26
2.1.1.2. Estructuras Geológicas……………….……...….…………………………....……….…27
2.1.1.2.1. Pliegues………………………………………...….….……………….……...…....….27
2.1.1.2.2. Fracturas………...……………..…………….…………………..…………………….28
2.1.1.3. Discordancias Estratigráficas…………………………………....……………...……….29
2.1.2. Ambientes Sedimentarios………………….…………………………………….......…….30
2.1.2.1. Facies Sedimentarias……………………………………………….……………………30
2.1.2.2. Clasificación de los Ambientes Sedimentarios…………………...…..…………………31
2.1.2.3. Descripción de los Ambientes Sedimentarios………………………………….………..32
2.1.2.3.1. Ambientes Continentales………………………………………….………….…...…...32
2.1.2.3.1.1. Subaéreo o Terrestre………………………….……………..………………...……..32
2.1.2.3.1.2. Subacuático……………………………………………………………...……......….32
2.1.2.3.2. Ambientes Transicionales…………….……………………….…………...….….…....32
2.1.2.3.3. Ambientes Marinos………………...………………………….…………….…………33
2.1.2.4. Medio Sedimentario Fluvial……..……………..…………………………..……………33
2.1.2.4.1. Descripción de los Patrones de Flujo del Ambiente Fluvial……….……...…………..34
3.1.2.4.1.1. Canales Rectilíneos (Barras laterales)… ………………………………………...….34
2.1.2.4.1.2. Canales Meandriformes (Barras de Meandro) ……………………………….…..…..35
2.1.2.4.1.3. Canales Entrelazados (Barras de Canal Entrelazado)…………………………..…....35
2.1.2.4.2. Llanura Aluvial………………………………………..………………………...…..…36
2.1.2.5. Medio Sedimentario Deltaico……………..……………………………..…….……..….36
2.1.2.5.1. Zonas de Acumulación Sedimentaria…………………….…..………………………..37
2.1.2.5.1.1. Llanura Deltaica………………………………………………………….…….........37
2.1.2.5.1.2. Frente Deltaico…………....…...………………………………………..……..….…37
2.1.2.5.1.3. Prodelta……..………………………………………………….……...……………..38
2.1.2.5.2. Tipos de Delta………..……………..……………………………………….….……...38
2.1.2.5.2.1. Delta con Dominio Fluvial……………….………..…………………….….……….39
2.1.2.5.2.2. Delta con Dominio de Oleaje…………………….…..…………………..………….39
2.1.2.5.2.3. Delta con Dominio de Marea………..……………..…..…………….….……….…..39
2.2. Petrofísica………………………………………….…………………….………………......40
2.2.1. Aplicaciones de un Estudio Petrofísico…………………………………..……………......40
2.2.2. Evaluación de Formaciones…………….……………………...…………….…………….41
2.2.3. Propiedades Petrofísicas de la Roca………………..…………..……….….……………...41
2.2.3.1. Porosidad…………..…………….……………………………………..…....…………..41
2.2.3.2. Permeabilidad…………………………………………………………………………....42
2.2.3.3. Saturación de Fluidos………………...…………………………………..……………...42
2.2.3.4. Arcillosidad de las Formaciones………………………………………………….……...43
2.2.3.5. Volumen de Arcilla (Vsh)………...………………………………….…….……………44
2.3. Geoestadística………………………………………………………….…………………….44
2.3.1. Conceptos de Estadística Básica………………………………….…………….……...…..45
2.3.1.1. Cálculos Estadísticos o Estadística Descriptiva………...…….……………….…...……45
2.3.1.2. Construcción de Gráficos Estadísticos……………….………………….………...…….47
2.3.2. Variable Aleatoria Regionalizada…………………….………………….…………...……47
2.3.3. Estudio Variográfico………………………………..………………….…..………………48
2.3.3.1. Semivariograma Experimental…………………….………………………..……...……49
2.3.3.2. Parámetros del Semivariograma………………..………….………………..…………...51
2.3.3.3. Modelos Teóricos de Semivariogramas……………………………………….…...……52
2.3.3.3.1. Modelo Efecto Pepita Puro………………..………….……………….…………….…52
2.3.3.3.2. Modelo Esférico…………………………………...…………………………..………52
2.3.3.3.3. Modelo Exponencial…………………………….……………………..……...……….53
2.3.3.3.4. Modelo Gaussiano……………………...……...……………………….……...………53
2.3.3.3.5. Modelo con Función Potencia…………..………………………...…………...………53
2.3.4. Estimación (Método de Kriging)…………………………………….….…………………54
2.3.4.1. Modelos de Kriging……………………………………………….....…….…...………..55
2.3.4.1.1. Kriging Simple (KS)…………………….……………………….………….…………55
2.3.4.1.2. Kriging Ordinario…………………………..…………………...…………..…………55
2.3.4.1.3. Kriging con Deriva Externa………………………….………….……..…....…………56
2.3.5. Geoestadística y Modelaje Estocástico de Yacimientos…….………………...….………..57
2.3.5.1. Técnicas de Modelado……………………….……….………………………….………58
2.3.5.1.1. Modelo por Objetos………………………………....………………….………...……58
2.3.5.1.2. Modelo de Píxeles………………………………………..….................……….…..…59
CAPITULO III MARCO METODOLOGICO…...………………..………...........……….……..60
3.1. Metodología Modelo Estratigráfico………………………..…………….…….…….....……60
3.1.1. Data………………………………………………….…………………......………………60
3.1.1.1. Descripciones de núcleos…………………………..…………………...……………..…60
3.1.2. Base de Datos OpenWorks……………………………..………………...………….…….62
3.1.3. Perfiles de perforación original……………………………..…………......………………64
3.1.4. Definiciones de topes a partir de Núcleos……………………………..…………….…….64
3.1.5. Integración de la zona dentro del marco regional……………..………………..….….…...65
3.1.6. Definición de la columna estratigráfica de referencia………...……….………...….….….67
3.1.7. Generalización de los topes y bases de las unidades a todos los pozos…………...….……68
3.2. Metodología del Modelo Estructural……………………………………................……..….69
3.2.1. Estilo estructural de la región…………………………………………………………..….70
3.2.2. Datos Sísmicos disponibles………………………………………….………....….………70
3.2.2.1 Pozos……………………………………………………………….…………..…………70
3.2.2.2. Cubos sísmicos……………………………………………………...............…………...71
3.2.2.3. Proyectos sísmicos……………………………..………………...................…………....75
3.2.3. Procesamientos Específicos…………………………………………………...……….….76
3.2.3.1. Procesamientos post-apilamientos 3D…..…………………………………...……….…76
3.2.3.2. Cubos de Similitud (ESP)….…………………………………………….……………....77
3.2.3.3. Corrección de “musties” (desplazamiento en tiempo) entre cubos .…………………….78
3.2.3.4. Discusión relativa a la calidad de datos sísmicos del levantamiento blq_3y4……...…...79
3.2.4. Interpretación sísmica…………………………………………………….................…….80
3.2.4.1. Metodología de Interpretación…………………………………………………….….…80
3.2.4.2. Calibraciones sísmica/pozo……………………………………….………………….….82
3.2.4.3. Interpretación de Horizontes………………………………………….…………...….…87
3.2.4.4. Interpretación de fallas……………………………….…………………………..……...90
3.2.4.5. Descripción de las fallas………………………………………………..………………..93
3.3. Metodología del Modelo Sedimentológico……………………………….…………………95
3.3.1. Definición de los ambientes sedimentarios………………………………………………..95
3.3.2. Calibración de las respuestas de los registros……………………………………………101
3.3.3. Análisis 2 D con perfiles………………………………………..………………………..103
3.3.3.1. Análisis genético de los pozos……………………………….…………………..……..103
3.3.3.2. Análisis de mapas de espesor………………………………..……………….….……..104
3.3.3.3. Mapeo de ambientes sedimentarios…………………………..……………...…….…...105
3.3.3.3.1. Unidad C4-40……………………………………………………………….……..…106
3.3.3.3.2. Unidad C4-46…………………………………………………………….……..……107
3.3.3.3.3. Unidad C4-47……………………………………………………….……….…….…108
3.3.3.3.4. Unidad C4-48…………………………………………………….……….……….…109
3.3.3.3.5. Unidad C4-52……………………………………………………….….……….……110
3.3.3.3.6. Unidad C4-53………………………………………………………..………….……111
3.3.3.3.7. Unidad C4-55…………………………………………………….………….….……112
3.3.3.3.8. Unidad C4-60……………………………….……………….………………….……114
CAPITULO IV RESULTADOS Y ANÁLISIS…………………………………….……….…114
4.1. Análisis y Resultados del Modelo Estratigráfico…………………………………..……....114
4.1.1. Descripción de las unidades……………………………………………..….……………116
4.1.1.1. Unidad C4-40………………………………….……………….……….…...............…116
4.1.1.2. Unidad C4-46………………………………….…………….……….………………...117
4.1.1.3. Unidad C4-47……………………………………………..………….……………...…118
4.1.1.4. Unidad C4-48…………………………………………….….……….……………...…119
4.1.1.5. Unidad C4-52………………………………….…….…………….………………...…120
4.1.1.6. Unidad C4-53………………………………….….……………….………………...…121
4.1.1.7. Unidad C4-55…………………………………….………………………………….…122
4.1.1.8. Unidad C4-60……………………………………..…………………….…...............…123
4.2. Análisis y Resultados del Modelo Estructural………………………….……………….….125
4.2.1. Mapas realizados……………………………….….…………………….…………...…..125
4.2.2. Esquema tectónico-sedimentario……………..…………………………………………..125
4.2.3. Inversión Sísmica y Análisis de Atributos…….…………………………………………127
4.3. Análisis y Resultados del Modelo Sedimentológico…………………..……………….…..130
4.3.1. Modelo sedimentario conceptual………………………………………………………....130
4.3.2. Modelos sedimentarios por Unidad………………………………………………………131
4.3.2.1. Unidad C4-40……………………………………………….…….…………………....132
4.3.2.2. Unidad C4-46………………………………………………….…………………….…133
4.3.2.4. Unidad C4-47…………………………………………………….…………………….134
4.3.2.5. Unidad C4-48………………………………………………………….……………….135
4.3.2.6. Unidad C4-52…………………………………………………………………………..136
4.3.2.7. Unidad C4-53………………………………….…..………………….…………..……137
4.3.2.8. Unidad C4-55………………………………….………………………………….……138
4.3.2.9. Unidad C4-60…………………………………….….……………………....................139
CAPITULO V GENERACION DEL MODELO GEOLOGICO 3D………………….….…...141
5.1. Modelo Geológico 3D……………...…………………………………...……………….…141
5.1.1. Data………………………………….…………………..………………………………..141
5.1.1.1. Datos para construir el modelo estructural………………………...……....…..….……141
5.1.1.2. Datos para construir el modelo geoestadístico…………………...…….………..……..141
5.1.2. Construcción del Geomodelo 3D…………………………………………………..…….142
5.1.2.1. Modelo estructural………………………………………………………………..…….142
5.1.2.2. Modelo Geoestadístico…………………………………………………………….…...143
5.1.2.2.1. Datos básicos para la geoestadística………………………….……………………....144
5.1.2.2.2. Metodología aplicada en la geoestadística ……….…………..……………….……...144
5.1.2.2.3. Construcción del mallado geológico…….…………...............……………………....145
5.1.2.2.4. Construcción del “layering”………………………………...……….……….……....145
5.1.2.2.5. Discretización de los pozos…………………………………………….…………….147
5.1.2.2.6. Curvas de Proporción Vertical (VPC)……………………………….……………….147
5.1.2.2.7. Matriz de proporción……..………………………………...………….…….……….149
5.1.2.2.8. Modelo de contactos entre facies…………………………….………….……………150
5.2. Resultados del Modelo Geológico 3D………………………....………………………...…152
5.2.1. Modelo geoestadístico en facies…………………………………………….……………152
5.2.1.1. Arena C4-40………………………………………….…………………....…………...154
5.2.1.2. Arena C4-48……………………………………….……………………....…………...155
5.2.1.2. Arena C4-55…………………………………….………………………....…………...156
5.1.2.4. Arena C4-60…………………………………..…………………………...…...............157
5.2.2. Modelo geoestadístico petrofísico………………………………………………..………158
5.2.3. Mapas de caracterización…………………………………………………………..……..160
CAPITULO VI MAPAS DE YACIMIENTOS Y POES………………..……………………..160
6.1. Mapas de Yacimientos y POES……………………….………..……………………….…163
6.1.1. Distribución de producción del yacimiento C Inferior VLC 363………..………………163
6.1.2. Mapas y POES…………………………………………………...……….........................164
6.1.2.1. Unidad C4-40…………………………………………………………………………..164
6.1.2.2. Unidad C4-46………………………………………………………………………......166
6.1.2.3. Unidad C4-47…………………………………………………………….………….....168
6.1.2.4. Unidad C4-48……………………………………………………………..…………....170
6.1.2.5. Unidad C4-52……………………………………………………………..…………....172
6.1.2.6. Unidad C4-53……………………………………………………….……..…………...174
6.1.2.7. Unidad C4-55…………………………………………………….………………….....176
6.1.2.8. Unidad C4-60………………………………………………….…………………….....178
6.1.3. Tabla resumen de POES…………………………………………...……………………..181
CONCLUSIONES……………………….………….……………………..………..……….….183
RECOMENDACIONES…………………………………….……………………….………....183
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS……………………………………………...……….….186
LISTA DE FIGURAS
Figura Página
1 Ubicación Geográfica del Yacimiento VLC 363…….……..……………...………….....….....19
2 Elementos de un Pliegue……..……..………..…………….……..……..………………..…....27
3 Falla Inversa……..……..……..………..……..…..……..…………..…..………………..…...28
4 Falla Normal……..……..……..………..……..…..……..…………………..………..….…....29
5 Falla de Desgarre……..……..……..……..……..……..……..………...……………..…...…..29
6 Clasificación de los Ambientes Sedimentarios……..……..……..……..……………..……....31
7 Patrones de Flujo: (A) Anastomosado, (B) Meandriforme y (C) Rectilíneo…………....…..…34
8 Canal Rectilíneo……..……..……..……..……..……..………..…………..…………..……...34
9 Barras de Meandro……..……..……..……..……..……….……..……………………….……35
10 Canales Entrelazados o Anastomosados ……..……..……....………………………….....….36
11 Delta del Río Mississippi, EEUU……..……..……..…………………….…………...……...37
12 Principales Componentes Morfológicos y Sedimentarios de un Delta……………...….........38
13 Delta Dominado por un Río……..……..……..………..……..……..……………..…..…….39
14 Delta Dominado por Oleaje……..……..……..……..……..……..……..……………....……39
15 Delta Dominado por Marea……..……..……..……..……..……..………………...….……..40
16 Espacio Definido por la Tolerancia Lineal……..……..……..……………………….....……49
17 Espacio Definido por la Tolerancia Lineal y Angular..……..……..…..…………........……..50
18 Espacio Definido por las Tolerancias y el Ancho de Banda……..………………...…...……50
19 Forma Típica del Semivariograma……..……..……..……..……..…….................……...….50
20 Comportamiento del Variograma en el Origen; a) Parabólico, b) Lineal, c) Efecto Pepita,
d) Discontinuo Puro……….……..……..…..……..……..……..…………...………..………..51
21 Parámetros del Semivariograma ……..……..……..……..……..…….…………..……….....51
22 Representación Gráfica del Modelo Efecto Pepita……..……..…………………...…………52
23 Representación Gráfica del Modelo Esférico……..……..……….…...……………..……….52
24 Representación Gráfica del Modelo Exponencial……..……..…...….……………..………..53
25 Representación Gráfica del Modelo Gaussiano……..……..………....……………...……….53
26 Representación Gráfica del Modelo con Función Potencia…………...…………….....……..54
27 Representación Gráfica del Modelo Lineal……..……..……..………...…………………….55
28 Sistema Kriging Ordinario……..……..……..……..……...……….……………..…...……...55
29 UBICACIÓN Y CORTE DE LOS NÚCLEOS DEL YACIMIENTO VCL 363. …....……..61
30 Definición de Topes a partir de los núcleos; ( C4-40 de VLC1530) .....…………….....……64
31 Columna estratigráfica de referencia……..……..……..………………........................…….65
31 Modelo sedimentario regional del Eoceno según Intevep y Villamil et al…………….…….66
32 Columna estratigráfica de referencia usada en este estudio……..……..……………..…......67
33 Ejemplo de correlación de los Topes y Bases de las arenas……..………….……….…..…..86
34 Cubos 3D disponibles para el yacimiento C-Inf VLC0363……..……...…..………..…..…..72
35 Análisis de frecuencia del cubo “blq_3y4” (versión b3comp) ……..…….…….…..………..73
36 Sección Norte-Sur - Calidad de la información sísmica……..……..……..……….………...74
37 Pozo VLC0982 – Comparación resolución sísmica con estratigrafía….………….……..…..74
38 Áreas de proyectos sísmicos para el área del yacimiento C-Inf VLC0363......................….. 75
39 Comparación entre versiones de blq_3y4: cubo b3comp, y zerophspk……..……..…..….....77
40 Elaboración del Cubo de Similitud – Levantamiento blq_3y4……………....…..…..…....…78
41 Comparación de tres cubos con un “shift” de 32ms de blq_3y4…………….…..……......…78
42 Levantamiento blq_3y4 (b3comp+32) - Traza 3220, con evento sospechoso…….……........80
43 Ubicación de los Checkshots y Sintéticos de Proyecto C-Inf VLC0363…………….....…....82
44 Sismograma Sintético VLC0831, Lagotreco con amarre de Línea 3223…………..…...…....83
45 Lamina de calibración VLC1513……..……..……..……..……..…….…………….....….…84
46 Línea arbitraria con amarre de 6 sintéticos con 5 horizontes rincipales.………………......…86
47 Traza 3220 interpretada con amarre de 3 pozos desplegados…………….……………..........87
48 Mapas estructurales Regionales en profundidad, 1:40000……………………………...........88
49 Sección sísmica Traza 3220, norte-sur, con horizontes interpretados…………...……...........89
50 Horizontalización al nivel del EREO Traza 3220……………………………………......….90
51 Sección sísmica oeste-este (Línea 3180) con horizontes interpretados……….......................91
52 Corte de tiempo 2848 ms en el cubo de similitud, espzps8ms+32……...……...………..…..92
53 Mapas de atributos sísmicos (Formación Guasare)……………………...………...……..…..93
54 Mapa estructural del plano de la falla VLC-0597 con los cortes de pozos......................……94
55 Clasificación de fallas subverticales para el nivel C4_40………………...………….......…..95
56 Facies de canal de marea. Núcleo VLC1530……………………………...……………...…..97
57 Facies de llanura de marea. Núcleo VLC1530…………………………...………….....….…98
58 Facies de canal. Núcleo VLC1123………………………………………...…………....……99
59 Facies de barra. Núcleo VLC1530:…………………………………….………………..….100
60 Facies de levee. Núcleo VLC1530…………………………………………………….……101
61 Calibración de las facies por los registros…………………………………………..…....…102
62 Mapas de control de proporción de canales y barras de la Unidad C4-40………….........…105
63 Mapas de control de proporción de canales y barras de la Unidad C4-46.……………....…106
64 Mapas de control de proporción de canales y barras de la Unidad C4-47…………….....…107
65 Mapas de control de proporción de canales y barras de la Unidad C4-48.…………........…108
66 Mapas de control de proporción de canales y barras de la Unidad C4-52…………......…...109
67 Mapas de control de proporción de canales y barras de la Unidad C4-53………….........…110
68 Mapas de control de proporción de canales y barras de la Unidad C4-55.………...….....…111
69 Mapas de control de proporción de canales y barras de la Unidad C4-60…………...…..…112
70 Sección estratigráfica Sur – Norte…………………………………………………….....….114
71 Sección estratigráfica Este – Oeste. …………………………………………………...…...115
72 Sección estratigráfica Sur – Norte “horizontalizada” sobre el tope C4-40…………...….…116
73 Sección estratigráfica Sur – Norte “horizontalizada” sobre el tope C4-46…………...….…117
74 Sección estratigráfica Sur – Norte “horizontalizada” sobre el tope C4-47 …………...……118
75 Sección estratigráfica Sur – Norte “horizontalizada” sobre el tope C4-48. ..................……119
76 Sección estratigráfica Sur – Norte “horizontalizada” sobre el tope C4-52…………....……120
77 Sección estratigráfica Sur – Norte “horizontalizada” sobre el tope C4-53…………....……121
78 Sección estratigráfica Sur – Norte “horizontalizada” sobre el tope C4-55…………....……123
79 Sección estratigráfica Sur – Norte “horizontalizada” sobre el tope C4-60…………........…124
80 Mapas estructurales finales de Yacimiento, 1:20000. …………………....…………….…..125
81 Ilustración de los resultados de la inversión sísmica…………………..…………….......….129
82 Modelo sedimentario conceptual de la zona de estudio……………………………….……131
83 Modelo sedimentario Unidad C4-40…………………………………….……………...…..132
84 Modelo sedimentario Unidad C4-46. …………………………………….................…...…133
85 Modelo sedimentario Unidad C4-47. ……………………………………………...…...…..134
86 Modelo sedimentario Unidad C4-48………………………………………………...……,,,136
87 Modelo sedimentario Unidad C4-52. ……………………………………,………….....…..137
88 Modelo sedimentario Unidad C4-53. ………………………………..…………….…...…..138
89 Modelo sedimentario Unidad C4-55. …………………………...……………………….....139
90 Modelo sedimentario Unidad C4-60. …………………………...…………...……………..140
91 Mallado estructural del campo C-Inf VLC0363………………………………………..…..145
92 Tipos de “layering” relacionados con la geometría interna de cada unidad………………..146
93 Curvas de proporción vertical de las unidades C-Inferior…………………….………....….148
94 Control de calidad de la discretización de pozo con Curvas de proporción vertical de las
Unidades C-Inferior.…………………………...……………………………….………...…149
95 Definición de la matriz de proporción para la unidad C4-40………………...………….….150
96 Modelo de contactos entre facies utilizado en las simulaciones……………....…………….151
97 Ilustración del resultado de las simulaciones de facies. ……………………....……………152
98 Control de calidad de la proporción de facies………………………………....……………153
99 Parámetros y resultados geoestadísticos de la unidad C4-40. ………………....…...………154
100 Parámetros y resultados geoestadísticos de la unidad C4-48. ………………..….…..……155
101 Parámetros y resultados geoestadísticos de la unidad C4-55. ……………….…...….……156
102 Parámetros y resultados geoestadísticos de la unidad C4-60. ……………….…...….……157
103 Proceso de atribución petrofísica a partir de las facies. …………………….…...…..……159
104 Distribución de la porosidad por tipo de roca. ……………………………….……..……..160
105 Concepto de espesor de petróleo libre. ……………………….…………….…..…..……..161
106 Proceso de generación de mapas de caracterización……………………...….……………162
107 Histórico de producción de C-Inferior por unidad……………………………...…..……..163
108 Mapa de facies de C4-40………………………………………………………...…….…..165
109 Mapa de espesor de petróleo libre de C4-40……………………………………...….……165
110 Mapa de facies de C4-46……………………….…………………………………....…….167
111 Mapa de espesor de petróleo libre de C4-46…….……………………...…………...…….167
112 Mapa de facies de C4-47…………………….………………………….………….….…..169
113 Mapa de espesor de petróleo libre de C4-47…………………………......………………..169
114 Mapa de facies de C4-48……………………………………………...…...………………171
115 Mapa de espesor de petróleo libre de C4-48………………………...……...……..………171
116 Mapa de facies de C4-52……………………………………………...…….……………..173
117 Mapa de espesor de petróleo libre de C4-52…….………………………….….………….173
118 Mapa de facies de C4-53………………………………………………….….……………175
119 Mapa de espesor de petróleo libre de C4-53…………………………...……...…………..175
120 Mapa de facies de C4-55……………………………………………………….…….…....177
121 Mapa de espesor de petróleo libre de C4-55………………………………….….………..177
122 Mapa de facies de C4-60……………………………………………………….…...……..179
123 Mapa de espesor de petróleo libre de C4-60…………………….………………...………180
124 Ilustración del contacto a -13600’ común a todas las unidades…..……………….………182
LISTA DE TABLAS
Tabla Página
1 Definición de las unidades lito-estratigráficas……………………………..…………………146
2 Proceso de atribución petrofísica a partir de las facies……………...……………...……..…158
3 Resultados de POES, Np, Factor de recobro actual, por unidad………………..…...…….…164
4 Resultados cuantitativos volumétricos de C4-40………………………..…….………..….…166
5 Resultados cuantitativos volumétricos de C4-46………………………..……………………168
6 Resultados cuantitativos volumétricos de C4-47………………………...……...……………170
7 Resultados cuantitativos volumétricos de C4-48…………………………………..…………172
8 Resultados cuantitativos volumétricos de C4-52………………………………......…………174
9 Resultados cuantitativos volumétricos de C4-53……………………..……………...……….176
10 Resultados cuantitativos volumétricos de C4-55……………………..…………….……….178
11 Resultados cuantitativos de C4-60 ...……………………....................………...….……….180
12 Resultados de POES, Np, Factor de Recobro actual…………………………...…...………181
13 Comparación con los resultados de POES previos…………………………...……...……...181
INTRODUCCIÓN
A solicitud de la Coordinación de Estudios Integrados de la Unidad de Explotación Lagotreco,
distrito Lagunillas, se ha desarrollado la construcción del Modelo Estático del Yacimiento
Eoceno C-Inf VLC-363 el cual contempla los objetivos principales siguientes:
Realizar un modelo geocelular 3D actualizado que consta de una definición coherente de
los distintos yacimientos.
Cuantificar e identificar la distribución del petróleo en sitio.
Preparar todos los datos de yacimiento necesarios para la simulación dinámica de
yacimiento que permitirá luego implementar un proyecto de recuperación secundaria
adecuado.
Este modelo estático del Yacimiento C-Inf VLC0363 es el resultado de 15 meses de trabajo de un
equipo multidisciplinario de geocientistas de PDVSA llevado a cabo en las oficinas de PDVSA 5
de Julio.
El yacimiento C-Inf VLC0363 se ubica en el bloque III del lago de Maracaibo, UE Lagotreco,
distrito Lagunillas y fue descubierto por el pozo VLC-363 en 1960 por la Shell Oil Co. El
yacimiento tuvo su producción plena entre los años 1970 y 1990, manejado por MARAVEN y
luego por PDVSA con una tasa diaria del orden de 40 MBpd. A mediados del año 2000, la
producción de las arenas principales (C4-55 y C4-60) declinó y luego su explotación fue
suspendida por baja presión y alto corte de agua. Un nuevo plan de desarrollo fue llevado a cabo
para producir las arenas superiores con nuevos pozos perforados. Siendo su producción actual del
orden de los 13 MBpd con 47 pozos activos.
El pozo descubridor del Yacimiento muestra en las primeras pruebas un yacimiento
volumétricamente muy limitado. Presentando una prueba de agua en la arena basal C4-60.
Nuevos pozos exploratorios en el área central, perforados al principios de los años 1970
permitieron realmente caracterizar un yacimiento mucho más grande con un POES que supera los
1000 MMbls. Un problema operacional recurrente de dicho yacimiento origina una declinación
rápida de los pozos debido principalmente a la formación de escamas de calcita que necesitan la
intervención a menudo de químicos y re-cañoneos de alta penetración para recobrar una buena
tasa.
Luego un diagnostico hecho por Beicip-Franlab en Diciembre 2007 en las oficinas de PDVSA a
Maracaibo resalta los puntos siguientes:
Los datos sísmicos son de muy baja resolución
Los modelos sedimentario y petrofísico deben ser revisados
las arenas C4-55 y C4-60 son atractivas para la implantación de un proyecto de
Recuperacion Mejorada con Agua o gas
Se recomienda hacer un modelo de simulación para probar varios escenarios de inyección.
CAPITULO I
INFORMACIÓN GENERAL
1.1. Generalidades
El yacimiento Eoceno C-Inferior VLC-363 es un reservorio de petróleo localizado en el
Bloque III del Lago de Maracaibo, y fue descubierto en el año 1960 con el pozo VLC-363 quien
resultó productor de 6800 bppd a una profundidad de 12400 pies.
Se encuentra ligeramente desplazado al Este del área Centro-Sur del Lago, formando un suave
monoclinal estructural al Oeste de la alineación Pueblo Viejo-Ceuta y al Sur de la Falla Normal
VLC-597/693 de aproximadamente 700 pies de salto de rumbo generalizado hacia el Noroeste
que la separa de los yacimientos vecinos VLC-395/925 y VLC-993.
Los límites de la acumulación principal son al Norte la falla del VLC-597/693, la cual separa
esta área principal (Sur) de las menos desarrolladas que son los Yacimientos VLC-993 y VLC-
395 ubicadas en la parte Norte del yacimiento en estudio. El límite oficial Sur, consiste de un
límite arbitrario sin que se haya comprobado aún la existencia de un límite de roca o un contacto
agua-petróleo nato. Hacia el Oeste existe un deterioro de la calidad de las arenas como
consecuencia de severos procesos diagenéticos y el límite Este lo constituye la falla el alto de
pueblo viejo.
El yacimiento Eoceno C-Inferior del Bloque III, infrayace a las acumulaciones productoras del
Mioceno, Eoceno B y Eoceno C-Superior. La estructura del yacimiento, a nivel del miembro
marcador C4, ha sido interpretado como un monoclinal de suave con buzamiento al Suroeste que
varia entre (4 a 7º), cortado por una serie de fallas normales de alto buzamiento, orientadas en
diversas direcciones y que han permitido caracterizar el yacimiento en cuatro (4) regiones
diferentes. Dicha estructura tiene una extensión aproximada de 20 Km de largo por 7 Km de
ancho para un área total de 140 Km2.
Estratigráficamente el miembro C-Inferior llamado así informalmente se encuentra ubicado
dentro del la Formación Misoa de edad Eoceno, A grandes rasgos, la Formación Misoa está
constituida por areniscas, limolitas y lutitas intercaladas. Las areniscas presentan tamaño de
grano variado, mayormente de grano fino y gradan a limolitas: duras, micáceas y carbonáceas,
representando un ambiente de sedimentación fluvio-deltáico.
Figura 1. Ubicación Geográfica del Yacimiento VLC 363.
1.2. Objetivo General
Caracterización Geológica del Yacimiento Eoceno C – Inferior VLC-363, Bloque III, Cuenca
de Maracaibo.
1.3. Objetivos Específicos
Recopilación y validación de toda la información correspondiente al Yacimiento Eoceno
C – Inferior VLC-363.
Validación de los registros de Pozos.
Definición de los topes a partir de los núcleos.
Integración de la zona dentro del marco regional.
Definición de la columna estratigráfica de referencia.
Generalización de los topes y bases a todos los pozos.
Elaboración de un Modelo Estratigráfico, identificando e interpretando las unidades
estratigráficas de interés.
Identificar Límites de secuencia y Superficies de Máxima Inundación.
Elaboración de un Modelo Estructural donde el yacimiento se defina de acuerdo a su
orientación y estructuras relevantes.
Identificación de los reflectores sísmicos asociados con los marcadores geológicos de
interés.
Interpretación de los Horizontes.
Interpretación de las Fallas.
Realización de Mapas Estructurales.
Llevar los mapas de atributos sísmicos de tiempo a profundidad.
Esquema Tectónico-Sedimentario
Elaboración de un Modelo Sedimentológico definiendo el ambiente de sedimentación,
geometría, orientación, distribución areal y calidad de los depósitos sedimentarios que
constituyen el yacimiento VLC -363.
Análisis de Muestras de Canal pertenecientes al Yacimiento VLC – 363 y de Núcleos.
Mapeo de ambientes Sedimentarios.
Evaluación Petrofísica del Yacimiento VLC – 363
Generación del modelo Geológico 3D.
Modelado Geoestadistico.
Mapas de Caracterización.
Elaboración de mapas de yacimiento y cálculo de poes.
Redacción del Informa final.
1.4. Planteamiento del Problema
El Yacimiento Eoceno C-Inferior VLC-363 es un reservorio de petróleo localizado al sur del
bloque III en los campos Centro y Bachaquero, al sur-este del lago de Maracaibo y fue
descubierto en el año de 1960 con el pozo VLC-363 quien resulto productor de 6800bppd.
Durante el transcurso del tiempo este yacimiento ha sido sometido a diferentes fases de
explotación y técnicas de recuperación, debido a sus bajas en las tasas de producción e
incrementos en los cortes de agua principalmente en sus unidades inferiores lo que origino que el
ministerio de energía y petróleo a partir del año 1999 no permitiera la perforación de esas unidad
hasta aplicar nuevamente una técnica de recuperación mejorada.
De esta manera la caracterización geológica del yacimiento VLC-363 servirá de preámbulo
para el desarrollo del estudio integrado del yacimiento. Lo que conllevara a la aplicación de
nuevas técnicas de recuperación a ser analizadas para luego ser aplicas. Y de esta manera
optimizar su explotación y maximizar el recobro de las reservas remanentes.
Es importante destacar que el yacimiento VLC-363 tiene la particularidad de ser muy
complejo caracterizado por ser un anticlinal fallado y presentar una serie de trampas
estratigráficas y estructurales a lo largo de todo el yacimiento. Que lo convierte en una trampa
combinada de gran complejidad geológica a ser estudiada.
1.5. Justificación y Delimitación de la Investigación
Debido a la complejidad presentada por el área se requiere definir una Caracterización
Geológica Integral, en las arenas correspondiente a la Formación Misoa (Eoceno C – Inferior) del
Yacimiento VLC-363 Bloque III; esto debido a la insuficiente información en cuanto a los límites
del Yacimiento como tal, así como la calidad reservoria de la arena, a fin de incorporar nuevas
reservas y oficializarlas ante el Ministerio, para implementar un nuevo plan de explotación
optimo del mismo.
1.6. Antecedentes de la Investigación
El Yacimiento Eoceno C-Inferior VLC-363 es un reservorio de petróleo localizado en el
Bloque III en los Campos Bachaquero y Centro del Lago de Maracaibo a unos 100 Kilómetros al
Sur-Este de la ciudad de Maracaibo, el cual fue descubierto en el año 1960 por la compañía
SHELL de Venezuela S.A, con el pozo VLC-363 quien resultó productor de 6800 BPPD de
crudo volátil (45° API) a una profundidad de 12400 pies.
Desde su descubrimiento, ha producido básicamente por agotamiento natural, aun bajo la
figura del proyecto de inyección de gas, cuya suspensión por disponibilidad de este fluido, ha
sido consecuencia de numerosos estudios para tratar de contrarrestar la declinación. En Marzo de
1986, se realizó un primer estudio convencional, utilizando técnicas de balance de materiales. Se
estimó un recobro final de hidrocarburos de 23% por agotamiento natural a una presión de
abandono de 1300 Lpc.
En Agosto de 1986 se realizó una simulación bidimensional, para modelar una sección
transversal de 17 capas y evaluar el comportamiento por inyección de agua y gas. De estos
estudios se concluyó que la inyección de gas se presentaba como la opción más atractiva.
En Enero de 1992, se desarrolló para todo el yacimiento un modelo de simulación 3D, el cual
arrojo por resultado que la inyección de 120 MMPCD de gas en condiciones de miscibilidad y
con controles de producción, era la mejor alternativa técnico-económica de explotación para el
yacimiento, generando un recobro adicional sobre el agotamiento natural, de 164 MMBN de
petróleo (10% del POES). El mes posterior de ese mismo año, se entregó al MEM la memoria
descriptiva del proyecto, indicando que la planta de compresión Tresgas I era la indicada para
realizar el proceso de inyección, a una presión de carga de 4000 Lpc.
En Enero de 1993 se inicia la inyección, pero no se logró alcanzar el volumen requerido de
120 MMPCD, básicamente por obligaciones corporativas y el bajo aporte de las áreas gasíferas
consideradas altamente prospectivas. A mediados de año en el mes de Julio en 1993, se somete a
revisión el proyecto para reducir la cantidad de gas a inyectar a 80 MMPCD, lo cual fue aprobado
por el MEM.
A finales del año 1995 se logra inyectar tasas significativas de hasta 50 MMPCD. Para la
fecha, los resultados de un nuevo estudio (Sneider et al, 1995), utilizando tecnologías
emergentes, revelaron que el modelo geológico presentaba una mayor complejidad estratigráfica
y estructural. Tomando como limite las principales fallas interpretadas que se consideran
sellantes o parcialmente sellantes y de acuerdo al comportamiento de presión- producción de los
pozos, el yacimiento fue dividido en cuatro áreas o regiones, (Regiones I, II, III y IV).
Se analiza la inyección alternada de agua y gas (Proyecto AGA) por arreglos, estimándose un
recobro de 36% POES mediante la inyección de 150 MBD de agua y 30 MMPCD de gas en las
arenas inferiores del yacimiento, C4-55 y C4-60.
En Febrero de 1997 se sometió al MEM la memoria descriptiva del proyecto AGA. En el mes
de Mayo del mismo año, según oficio No. 620, se difirió la aprobación del proyecto y se planteo
la factibilidad de evaluar la implantación mediante una prueba piloto.
En mayo de 1998, se presentó al MEM la propuesta para la prueba piloto de AGA, la cual
consistía en inyectar en dos pozos completados en la arena C4-55, un volumen de 15 MMPCD de
gas y 4 MBD de agua en cada uno. No obstante durante las pruebas de campo realizadas se
obtuvo un promedio de inyección de agua por pozo de 1.4 MBD. Por lo que la viabilidad del
proyecto solo se alcanzaría con una cantidad de pozos 10 veces mayor.
En Septiembre de 1999, se presentó al MEM un apéndice a la memoria descriptiva del
proyecto AGA, donde se notifica que no es factible tanto técnica como económicamente la
implantación comercial del mismo. No obstante, se dejaron en vigencia las reservas asociadas al
proyecto. Actualmente se prevé la inyección de nitrógeno para las arenas inferiores y la
perforación de pozos verticales e inclinados durante la etapa de agotamiento primario para el
paquete de arenas superiores. Se expuso que era conveniente resaltar la factibilidad de llevar a
cabo un proyecto de recuperación secundaria con inyección de nitrógeno que se iniciará en el año
2.005, pero no fue aplicado.
Diciembre 2006, se realizó una revisión del yacimiento C-Inferior VLC-363 con un equipo
conformado por personal Beicip Franlab-Intevep-PDVSA, donde se recomendó estudiar la
factibilidad de implementar un proyecto de inyección de agua en las arenas C-455/C-460,
generándose una expectativa de incrementar el factor de recobro en el orden de 10% que
representarían unos 163 MMBLS adicionales.
1.7. Metodología a Utilizar
Para llevar a cabo es estudio se realizarán una serie de pasos y procedimientos con el fin de
alcanzar los objetivos planteados; la secuencia de estos se describe a continuación.
Fase I: Recopilación y validación de la información existente.
Fase II: Elaboración de los modelos Estratigráfico, Estructural, Sedimentológico y la Evaluación
Petrofísica al Yacimiento VLC-363.
Elaboración del Modelo Estratigráfico.
Data.
Descripción de Núcleos
Informes.
Descripción física.
Base de datos de Openworks.
Datos originales.
Datos generados.
Perfiles de perforación original.
Definición de topes a partir de los núcleos.
Integración de la zona dentro del marco regional
Definición de la columna estratigráfica de referencia.
Generalización de los topes y bases a todos los pozos.
Elaboración de un Modelo Estructural.
Estudios estructurales de la región.
Datos disponibles.
Pozos
Cubos Sísmicos
Procesamientos específicos.
Procesamiento post apilamiento
Cubos de similitud
Corrección de musties
Discusión relativa a la calidad de los datos sísmicos del levantamiento.
Interpretación sísmica
Elaboración del Modelo sedimentológico.
Definición de los ambientes sedimentarios.
Calibración de la respuesta de los registros.
Análisis 2d con perfiles.
Análisis genético de los pozos
Análisis de Espesores.
Fase III: Integración de la Información validada anteriormente.
Generación del modelo geoestadistico 3D.
Data
Data para construir el modelo estructural.
Data para construir el modelo geoestadistico
Construcción del modelo geomecánico.
Modelos estructural
Modelo geoestadistico
Datos básicos para la geoestadistica.
Metodología aplicada para la geoestadistica.
Construcción del mallado.
Construcción del layering
Discretizacion de pozos.
Curvas de proporción vertical
Matriz de proporción.
Modelo de contacto entre facies.
Mapas de Yacimiento y Poes.
Distribución de producción.
Mapas y Poes.
Tabla de resumen.
Fase IV: Conclusiones y Redacción del Informe Final.
Fase V: Elaboración tomo de tesis y presentación.
CAPITULO II
FUNDAMENTOS TEÓRICOS
2.1. Geología
2.1.1. Geología Estructural
La geología estructural estudia la corteza terrestre, sus estructuras y la relación de las rocas
que las forman.
En cualquier lugar de la corteza las rocas están sometidas, en mayor o menor grado, a
esfuerzos provocados por la actividad interna del planeta. Todo material sometido a esfuerzos
puede tener, hasta cierto límite, una deformación elástica, pasado este punto sobreviene una
deformación plástica y luego, si el esfuerzo continúa, el material se rompe.
2.1.1.1. Mecanismos de Deformación de las Rocas
Movimientos Intergranulares: Los desplazamientos entre granos minerales son función
del tamaño de los granos, de su forma cristalina, y de su grado de consolidación y
cementación.
Movimientos Intragranulares: Se asocian a la deformación interna de la red cristalina,
con las que se provocan microfracturas a favor de las cuales se produce el desplazamiento
de las caras contiguas de los minerales.
Disolución y Recristalización: Fenómeno debido a la presión y temperatura elevadas a
las cuales se someten los minerales componentes; el mecanismo es equivalente al proceso
de fusión-solidificación del agua en hielo, por variaciones de la temperatura arriba y abajo
del punto de congelación.
Deformación Elástica: Es la que adquiere un cuerpo sólido que al dejar de obrar los
efectos físicos recupera su forma original. Durante todas las deformaciones existe un
límite de elasticidad que si se supera, surge una deformación residual que no desaparece
completa o parcialmente al eliminar las fuerzas que la han causado. Las fuerzas interiores
que surgen en el cuerpo y tienden a equilibrar la acción de las fuerzas exteriores se llaman
fuerzas de elasticidad.
Deformación Residual: Las deformaciones residuales comunes en la corteza terrestre
pueden ser plásticas o frágiles. Será plástica cuando esta deformación se revele sin
interrupción de la continuidad del material y se forme como el resultado de la acción de
fuerzas externas, o será frágil si las deformaciones conducen a la destrucción del cuerpo
sin una deformación plástica notable.
Ruptura: Generación de fallas y diaclasas, cuando los esfuerzos en el material superan el
límite plástico.
2.1.1.2. Estructuras Geológicas
La combinación de los diferentes tipos de pliegues y fallas que afectan la corteza terrestre
produce la variedad de estructuras observables en la Tierra, como las grandes cadenas de
montañas y las cuencas sedimentarias.
2.1.1.2.1. Pliegues
Los pliegues son ondulaciones u olas en las rocas de la tierra y, que si bien son más comunes
en los estratos sedimentarios, aparecen en cualquier tipo de material.
Los pliegues se producen preferentemente en los bordes compresivos de las placas, es decir,
en las zonas de subducción, y en general a importante profundidad. Para un tipo de roca dado el
estudio de la geometría de los pliegues puede informarnos de modo aproximado sobre el
mecanismo de formación y la profundidad a que se ha originado.
Figura 2. Elementos de un Pliegue
(Fuente: Portal Web Naturaleza Educativa)
Se dice que un pliegue está completo cuando tiene al menos un anticlinal y un sinclinal.
(Figura 2). Se denomina anticlinal a la parte elevada o convexa y sinclinal a la parte deprimida o
cóncava. La parte que los une se llama ala o flanco. El plano axial es un plano imaginario que
divide al pliegue en dos partes cuasi simétricas y el eje de un pliegue es la línea virtual que une
los puntos de mayor curvatura. (Figura 2).
Existen tres clases principales de pliegues: los pliegues verdaderos o de flexión, los pliegues
de flujo y los pliegues de cizalladura. Además, las denominaciones de los pliegues pueden
responder a su formas: simétricos, asimétricos, acostado, isoclinales, tumbados y en abanico.
2.1.1.2.2. Fracturas
Pueden ser fallas o diaclasas, ambas suponen un origen común que las explica, es decir,
liberación de energía de presión por encima del límite plástico de las rocas. En las fallas hay
desplazamiento importante de una masa con respecto a la otra, mientras que en las diaclasas no.
Las fallas se clasifican en tres tipos en función de los esfuerzos que las originan y de los
movimientos relativos de los bloques (es.wikipedia.org):
Falla Inversa: Este tipo de fallas se genera por compresión horizontal (Figura 3). El
movimiento es preferentemente horizontal y el plano de falla tiene típicamente un ángulo
de 30º respecto a la horizontal. El bloque de techo se encuentra sobre el bloque de piso.
Figura 3. Falla Inversa
Falla Normal: Este tipo de fallas se generan por tensión horizontal (Figura 4). El
movimiento es predominantemente vertical respecto al plano de falla, el cual típicamente
tiene un ángulo de 60º respecto a la horizontal. El bloque que se desliza hacia abajo se le
denomina bloque de techo, mientras que el que se levanta se llama bloque de piso.
Figura 4. Falla Normal
Falla de Desgarre: Estas fallas son verticales y el movimiento de los bloques es horizontal
(Figura 5). Se distinguen dos tipos de fallas de desgarre: derechas e izquierdas,
dependieron de la dirección de su movimiento relativo. También se les conoce como
fallas transversales.
Figura 5. Falla de Desgarre
Falla Rotacional o de Tijeras: Es la que se origina por un movimiento de basculamiento
de los bloques que giran alrededor de un punto fijo, como las dos partes de una tijera.
Falla Oblicua: Es aquella que presenta movimiento en una componente vertical y una
componente horizontal.
Por su parte, una diaclasa es una fractura en las rocas que no va acompañada de deslizamiento
de los bloques, como ya se mencionó anteriormente, distinguiéndose así de las fallas. Son
estructuras muy abundantes. Las diaclasas no suelen aparecer aisladas, sino asociadas a fallas y a
pliegues. Cuando existen dos o más conjuntos de diaclasas, se habla de un sistema de diaclasas
(en inglés joint system).
2.1.1.3. Discordancias Estratigráficas
Son contactos de dos estratos que no son inmediatamente sucesivos en el tiempo porque falta
uno o más estratos de la serie, lo que se reconoce como una laguna estratigráfica.
Las discordancias se producen generalmente porque una cuenca sedimentaria sufre una
elevación que interrumpe la sedimentación, mecanismo que es seguido por un proceso erosivo
que elimina algunos estratos. Si posteriormente vuelve a transformarse en una cuenca
sedimentaria proseguirá el mecanismo que es seguido de la superposición de estratos.
El intervalo de tiempo en que ocurre una discordancia se denomina Hiato. Estas discordancias
se han clasificado en:
Discordancia Angular: Cuando las formaciones sedimentarias descansan sobre las
formaciones inclinadas o plegadas, o sea, entre las rocas más antiguas y las más recientes.
Discordancia Litológica: Se presentan cuando las formaciones sedimentarias descansan
sobre las rocas ígneas o metamórficas, o sea que las rocas sedimentarias son discordantes
con las rocas no estratificadas.
Discordancia Erosional: Cuando los estratos de dos formaciones son paralelos,
presentando en el plano de separación una superficie irregular, o sea una antigua
erosional.
Discordancia Estratigráfica: Cuando en varias capas o estratos paralelos, las superficies de
contacto son separadas por simples planos de estratificación.
2.1.2. Ambientes Sedimentarios
Un ambiente sedimentario se puede definir, de manera amplia, como un lugar de la superficie
terrestre en que se realizan procesos sedimentarios que pueden individualizarse en zonas
limítrofes por sus características físicas, químicas y biológicas que van también a determinar las
propiedades del sedimento.
Desde el punto de vista estratigráfico, los ambientes sedimentarios adquieren importancia al
ser el lugar y conjunto de condiciones físicas, químicas y biológicas en que se realiza la
acumulación de sedimentos.
2.1.2.1. Facies Sedimentarias
Las masas de sedimentos y rocas sedimentarias acumuladas se pueden subdividir y distinguir
unas de otras por sus características litológicas, geométricas, estructuras sedimentarias, red de
paleocorrientes, fósiles, entre otras, definiéndose como facies sedimentarias y siendo el resultado
de la existencia de un medio sedimentario cuyas características han condicionado las propiedades
de las facies. Una facie es entonces el producto de un ambiente sedimentario, aunque también
influye en ella las fases erosiónales o de no-deposición que previamente haya sufrido el material
sedimentario. Un ambiente sedimentario puede, por tanto, ser deducido por análisis de las facies
que él presente.
2.1.2.2. Clasificación de los Ambientes Sedimentarios
Se podría suponer que existe un sinfín de ambientes sedimentarios, esto considerando todas
las combinaciones posibles de los procesos físicos, químicos y biológicos o todos los elementos y
factores que caracterizan un ambiente; más sin embargo, debido a la fuerte interdependencia de
todos estos procesos y factores, se han reconocido un número determinado de ambientes de
sedimentación.
Así bien, los ambientes sedimentarios pueden clasificarse en continentales, transicionales y
marinos, de acuerdo a su influencia geográfica (Figura 6). Cabe destacar que, aún cuando dos
ambientes o unidades morfológicas no sean totalmente idénticas, el número de ambientes
principales se reducirá si se consideran los factores dominantes.
Figura 6. Clasificación de los Ambientes Sedimentarios (Tomada de Twenhofel, 1950; Modificada por B.
Borregales)
2.1.2.3. Descripción de los Ambientes Sedimentarios
2.1.2.3.1. Ambientes Continentales
2.1.2.3.1.1. Subaéreo o Terrestre
Desértico: Tiene dos variantes, el desierto de arena, y las cuencas internas. La energía es
aportada por el viento, las corrientes fluviales y la temperatura. Los materiales
sedimentarios varían desde grava, arena y depósitos de grano fino.
Glaciarico: Se caracteriza por su baja temperatura. Su energía está representada por el
movimiento de la masa de hielo. Los materiales sedimentarios son todos de origen
clásticos y el tamaño va desde bloques hasta arcilla.
2.1.2.3.1.2. Subacuático
Fluvial: Comprende el cauce o canal del río, la llanura aluvial y los conos de deyección.
La energía del ambiente está representada por el flujo de la corriente y los materiales
sedimentarios pueden variar desde bloques hasta arcillas.
Paludal: Los pantanos son cuerpos de aguas quietas y de poca profundidad. El agua puede
ser dulce, salobre o salada. La energía del ambiente es química o térmica, y los materiales
sedimentarios incluyen limo y lodo.
Lacustrino: Los lagos son cuerpos de agua continentales, o sea, sin conexión con el mar,
pueden variar desde dulce a salada. Las energías térmica y química pueden ser
importantes, y los materiales varían desde grava, arena y arcilla.
Espeleano o Cavernoso: Los depósitos en cavernas pueden ser de origen químico
(estalactitas, estalagmitas), mecánico (sedimentos depositados por corrientes
subterráneas) y orgánico.
2.1.2.3.2. Ambientes Transicionales
Litoral: Se extiende desde la zona de marea alta hasta las de marea baja, e incluye las
playas y las llanuras de marea. La energía es principalmente mecánica (olas, corrientes
litorales), y los materiales pueden variar desde grava hasta arcilla.
Deltaico: Incluye los canales distributarios, llanuras deltaicas, pantanos, playas, laguna,
frente deltaico y prodelta. La energía del ambiente es principalmente mecánica. Los
materiales varían de grueso a finos.
Lagunar: Una laguna es un cuerpo de agua relativamente quieto, separada del mar por una
barra o restinga, recibe agua dulce y sedimentos de los ríos que desembocan en ella, y
agua marina a través de los pasajes de la restinga, por donde fluye la marea.
2.1.2.3.3. Ambientes Marinos
Nerítico: Se extiende desde el límite de la marea baja hasta los 200 m de profundidad. La
energía es principalmente mecánica debido a la acción de olas y corrientes; su intensidad
es mayor en la costa y decrece hacia las zonas más profundas donde predomina la energía
térmica. Los materiales pueden ser esencialmente clásticos, desde grava hasta arcilla.
Batial: Se extiende desde 200 hasta 2000 m de profundidad. La energía mecánica es
despreciable, salvo el caso de la corriente de densidad y de los derrumbes. Los materiales
incluyen clásticos finos originados por sedimentación de las partículas en suspensión, y
detritos gruesos.
Abisal: Comprende las zonas del ambiente marino con profundidades superiores a los
2000 m. La energía mecánica representada por la acción de las corrientes marinas está
reducida a su mínima expresión. Los materiales incluyen sedimentos finos originalmente
en suspensión.
2.1.2.4. Medio Sedimentario Fluvial
Constituye uno de los medios continentales de mayor importancia estratigráfica, puesto que
en ellos se han acumulado gran cantidad de sedimentos, a lo largo de toda la Historia de la Tierra,
habiendo quedado conservados en la columna geológica. Por otra parte, dada la universalidad de
las corrientes fluviales, sus depósitos tienen una amplia distribución geográfica.
2.1.2.4.1. Descripción de los Patrones de Flujo del Ambiente Fluvial
Los cursos de agua pueden dividirse, fundamentalmente, en tres grupos, de acuerdo con las
características de su trazado: (1) rectos; (2) ramificados o anastomosados, y (3) meandriformes,
(Figura 7).
B C A
Figura 7. Patrones de Flujo: (A) Anastomosado, (B) Meandriforme y (C) Rectilíneo
3.1.2.4.1.1. Canales Rectilíneos (Barras laterales)
Los Canales Rectilíneos (Figura.8) son raros y su profundidad puede ser muy variable, por lo
cual la línea de máxima profundidad del canal (Thalweg) se mueve continuamente por todo el
cauce de una a otra orilla, la sinuosidad del cauce es despreciable. En la zona opuesta al punto de
mayor profundidad hay acumulación de material y se forma una barra lateral de canal. Estas
barras alternan de una ribera a la otra como en el caso de las corrientes meándricas. Son los
menos frecuentes y además en ellos sólo se depositan pequeñas cantidades de sedimentos. Los
depósitos de canales rectilíneos generalmente alternan entre grava y arena
Figura 8. Canal Rectilíneo
2.1.2.4.1.2. Canales Meandriformes (Barras de Meandro)
Los Meandros son curvas pronunciadas que pueden ser desarrolladas por un río o corriente de
pendiente baja a lo largo de su curso dibujando curvas zigzagueantes. Los meandros se forman
con mayor facilidad en los ríos de las llanuras aluviales con pendiente muy escasa, dado que los
sedimentos suelen depositarse en la parte convexa del meandro, mientras que en la cóncava,
debido a la fuerza centrífuga, predomina la erosión y el retroceso de la orilla.
Una Barra de meandro (Figura 9) es el depósito característico de un canal meandriforme, la
cual se forma a medida que el río va erosionando la rivera cóncava de su cauce, creando de esta
manera las denominadas superficies de acreción lateral. Los cuerpos arenosos de estos canales
constituyen buenas rocas reservorio con porosidades de hasta 30% y permeabilidades de hasta
varios darcys, pero están restringidos lateralmente. Los estratos o láminas de lutitas pueden crear
barreras de permeabilidad.
Figura 9. Barras de Meandro
2.1.2.4.1.3. Canales Entrelazados (Barras de Canal Entrelazado)
Los canales entrelazados o anastomosados son característicos de las corrientes que tienen
grandes fluctuaciones en el flujo y en la carga de sedimentos. El entrelazamiento se inicia al
formarse barras sumergidas, al bajar el nivel del agua después de una creciente. Tales barras
desvían las aguas a su alrededor y se convierten en zonas estables dentro del canal.
En los ríos intermitentes, estas barras (Figura 10) generalmente cambian de posición durante
las crecientes al ser cortadas por nuevos canales. En los ríos perennes las barras crecen por
agradación y llegan a ser semipermanentes, aunque también pueden cambiar de forma a causa de
una creciente fuerte.
Los sedimentos de corrientes entrelazadas son el resultado de la alternancia de las etapas de
socavación por inundación y posteriormente, del relleno de múltiples canales interconectados
dentro de los limites del valle de un río. Estos sedimentos son de excelente calidad como rocas
almacén; típicamente son muy porosos y permeables, y la existencia de barreras de
permeabilidad, o de restricción al flujo de los fluidos, es mínima.
Figura 10.Canales Entrelazados o Anastomosados
2.1.2.4.2. Llanura Aluvial
Se denomina también planicie aluvial o llanura de inundación y corresponde a la zona plana
ubicada a ambos lados del río; suele estar cubierta por las aguas de inundación durante las
crecidas de los ríos, los cuales llevan los sedimentos hasta esta zona. Este tipo de subambiente es
favorable para la acumulación de hidrocarburos.
Dique Natural: Estos se forman por los depósitos de arena fina y lodo en las márgenes del
río, cuando el agua desborda el canal. Este en un cuerpo sedimentario de poco relieve
topográfico por lo que no es buen prospecto como almacenador de hidrocarburos.
Abanico de Ruptura: Se forman cuando ocurre una ruptura del dique natural. Estos son
cuerpos arenosos que disminuyen gradualmente hasta desaparecer a medida que se alejan
del canal fluvial. Las relaciones de facies de estos los hacen buenos prospectos para las
acumulaciones de hidrocarburos.
2.1.2.5. Medio Sedimentario Deltaico
Un delta está constituido por tres partes que, de la más cercana al río o más proximal, a la más
distal o más cercana al mar se denominan: la llanura deltaica, que es subaérea con un claro
dominio del continente; el frente deltaico donde se desarrollan ya procesos de tipo marino, y el
prodelta, permanentemente sumergido, siendo sus materiales de procedencia fluvial y
enteramente afectados por procesos marinos. Estas diferentes partes del delta fueron definidas en
el Río Mississippi (Figura 11) por Coleman & Cagliano (1965).
Figura 11. Delta del Río Mississippi, EEUU
2.1.2.5.1. Zonas de Acumulación Sedimentaria
En un delta existen tres zonas de acumulación sedimentaria que a su vez constituyen las
partes del mismo, estas son: llanura deltaica, frente deltaico y prodelta.
2.1.2.5.1.1. Llanura Deltaica
Corresponde a la parte emergida del delta. En ella existe un claro predominio de fenómenos
fluviales representados, en un momento determinado, por una serie de canales que delimitan
zonas casi llanas o pequeñas depresiones limitadas por los márgenes de éstos y ocupadas por
pantanos y marismas.
Submedio Fluvial: Forma el relleno de canales, ya sea por la migración de barras de
meandro, o de cauces anastomosados. Estos canales quedan limitados por sus diques
correspondientes y el transporte de sus sedimentos se efectúa por canales activos.
Submedio Palustre: La mayor parte, en extensión, de la llanura deltaica está ocupada por
este submedio, en los que los sedimentos fósiles, vendrán caracterizados por una gran
abundancia de materia orgánica (carbonosa).
2.1.2.5.1.2. Frente Deltaico
El frente deltaico es una plataforma marina somera que bordea la llanura deltaica (Figura 12),
donde se acumula una gran parte de los sedimentos llevados por los ríos distributarios. En las
zonas de desembocadura, los sedimentos son generalmente arenosos y forman barras de
desembocadura que progradan sobre las arcillas más externas del prodelta. Hacia el mar y entre
las desembocaduras, los sedimentos se vuelven más finos y arcillosos.
Figura 12. Principales Componentes Morfológicos y Sedimentarios de un Delta
Canal Distributario: Es un cauce distributario del río en su entrada en el mar. Los
materiales que transporta este cauce los deposita en la parte más proximal del frente
deltaico.
Barra en la Boca de un Distributario: Se origina y se desarrolla por sedimentación en la
boca de los canales dando lugar a un área de aguas muy someras.
Barra Distal: Corresponde a la parte más extensa del frente deltaico y se caracteriza por
formar un suave talud en el frente del mismo. En ella se depositan materiales finos,
generalmente limos y arcillas y, en menor proporción, arenas finas.
2.1.2.5.1.3. Prodelta
Corresponde a la parte más distal de un aparato deltaico, y los materiales que en ella se
depositan son de transición a los materiales típicamente marinos. Estos materiales son los más
finos, sedimentados en un delta, siendo generalmente lutitas y, a lo sumo, limos.
2.1.2.5.2. Tipos de Delta
El tipo de delta dependerá de la magnitud del aporte de sedimentos a la costa y su distribución
por las olas, mareas y corrientes litorales. De esta manera, según el tipo de energía predominante,
se pueden distinguir deltas con: dominio fluvial, dominio de oleaje y con dominio de marea.
2.1.2.5.2.1. Delta con Dominio Fluvial
Este se caracteriza por un río principal que se divide en numerosos canales distributarios los
cuales transportan agua y sedimentos hacia el mar. Este tipo de delta también es denominado
digitiforme (Figura 13)
Figura 13. Delta Dominado por un Río
2.1.2.5.2.2. Delta con Dominio de Oleaje
En este caso el material sedimentario aportado al mar por los canales distributarios es
distribuido lateralmente por las corrientes litorales, formándose un frente deltaico constituido por
lomas de playa las cuales a medida que el delta avanza hacia el mar son cortadas por canales
distributarios (Figura 14).
Figura 14. Delta Dominado por Oleaje
2.1.2.5.2.3. Delta con Dominio de Marea
En este ambiente el material aportado por los canales distributarios es retrabajado por las
corrientes de marea, que es la energía dominante de la costa. En este tipo de deltas la llanura
deltaica esta constituida por dos zonas divididas por la línea de marea alta (Figura 15), por lo que
habrá en la llanura deltaica un sector no afectado por la marea, denominado llanura deltaica con
dominio fluvial y otro sector cubierto periódicamente por la marea el cual se denomina llanura
deltaica con dominio de marea.
Figura 15. Delta Dominado por Marea
2.2. Petrofísica
La petrofísica es una especialidad que conjuga conocimientos de ingeniería del petróleo y
geología, la cual determina cuantitativamente las propiedades de la roca y los fluidos presentes en
la misma. Adicionalmente, la petrofísica determina la relación existente entre los fluidos y su
movimiento a través del medio poroso de la roca de un yacimiento determinado.
El estudio petrofísico, además de relacionarse con disciplinas de ingeniería de petróleo y
geología, cuenta con buen instinto e imaginación, ya que parte de él está basado en relaciones
empíricas entre datos y hechos observados, algunos de los cuales pueden ser probados y otros no.
2.2.1. Aplicaciones de un Estudio Petrofísico
A través de la petrofísica se puede realizar el estudio de una cantidad de datos fundamentales
para verificar las siguientes variables:
Cuantificar el petróleo original en sitio (POES).
Proponer la completación, recompletación y abandono de un pozo, según las condiciones
de arena neta petrolífera, comercialmente explotable.
Permitir establecer la correlación núcleo perfil, para determinar propiedades de la roca.
Completar los modelos geológicos.
Los parámetros obtenidos forman parte fundamental para los modelos de simulación de
yacimientos.
Se pueden determinar valores de porosidad, saturación y permeabilidad de la roca.
Determinar la presencia de los fluidos de las rocas (gas, petróleo y agua).
Correlaciones de pozo local y regional (litología).
2.2.2. Evaluación de Formaciones
La mayoría de los yacimientos de hidrocarburos están asociados a rocas sedimentarias, las
cuales están compuestas de una parte sólida (matriz de roca) y una parte vacía (espacio poroso).
El objetivo de la evaluación a una formación consiste en estudiar y describir dicho sistema roca -
fluido, implicando esto un entendimiento claro de propiedades tales como litología, porosidad,
permeabilidad y saturaciones. Estas propiedades físicas pueden ser medidas en laboratorio a
través de análisis de núcleos, pero también inferidas a partir de las mediciones de registros de
pozo. Antes de iniciar la evaluación de una formación, se hace necesario conocer importantes
características de las rocas.
2.2.3. Propiedades Petrofísicas de la Roca
2.2.3.1. Porosidad
Se define la porosidad como el porcentaje o fracción de los espacios vacíos o poros entre
granos con relación al volumen total de la roca y representa la capacidad que tiene una roca de
almacenar fluidos. Para que un yacimiento sea comercialmente productivo debe tener una
porosidad suficiente para almacenar un volumen apreciable de hidrocarburos. Por tanto, la
porosidad es un parámetro muy importante de las rocas productivas.
En los cálculos la porosidad puede expresarse en fracción decimal o porcentaje, siendo este
último el más usado. Por definición, la porosidad es el volumen vacío de roca (aquel lleno de
fluido) dividido por el volumen total de roca. Desde el punto de vista matemático se expresa
mediante la Ecuación 2.1 (Ver Nomenclatura).
2.1
Donde:
Ø = Porosidad.
Vp = Volumen Poroso.
Vt = Volumen Total.
El volumen poroso se define como la diferencia que existe entre el volumen total y el
volumen de granos o sólidos contenidos en la roca.
2.2.3.2. Permeabilidad
Se define como permeabilidad a la facilidad que tiene una roca de permitir el paso de los
fluidos. Obviamente, el fluido se moverá sólo si los poros están interconectados, es decir depende
de la porosidad efectiva. La unidad de permeabilidad es el darcy, y ella expresa el flujo de un
centímetro cúbico de líquido con viscosidad igual a un centipoise, a través de un centímetro
cúbico de roca, en un segundo y con un diferencial de presión de una atmósfera. La
permeabilidad se denota con la letra “K” (Ver Ecuación 2.2).
2.2
Donde:
q = Tasa de flujo (cm3/seg)
A = Área Transversal (cm2)
dp/d L= Diferencia de Presión por unidad de longitud (Atm/cm).
K = Constante de proporcionalidad dependiente de la característica de la arena.
= Viscosidad del Fluido (cps).
La permeabilidad de los yacimientos varía entre algunos darcies y un milidarcy. Usualmente,
mientras más grande sea el poro mayor será la permeabilidad. En areniscas bien seleccionadas el
tamaño del poro aumenta en función del tamaño del grano, lo que implica aumento de la
permeabilidad. De igual manera, la permeabilidad aumenta mientras mejor es la selección o
escogimiento de las arenas. En los carbonatos, como ya se mencionó, el tamaño del poro y la
permeabilidad pueden ser grandes y baja la porosidad.
2.2.3.3. Saturación de Fluidos
Los sedimentos al depositarse lo hacen conteniendo agua del ambiente sedimentario
correspondiente en el espacio poroso intergranular, es decir, que se depositan conteniendo cien
por ciento de agua connata en el espacio poroso. La saturación de fluidos de una roca es, por lo
tanto, la relación entre el volumen de fluidos contenido en su espacio poroso y su volumen
poroso total.
A medida que la roca es soterrada, cierta fracción de la saturación de agua connata puede ser
reemplazada por hidrocarburos si la roca constituye una trampa estructural o estratigráfica, por lo
que la saturación de agua se torna irreducible si la migración de hidrocarburos se realiza bajo
condiciones de capilaridad apropiadas.
La experiencia del petrofísico en las áreas es necesaria para establecer parámetros de cortes
apropiados. La determinación más exacta posible de la saturación de agua es el objetivo principal
de la evaluación de formaciones. Cuando se evalúa un intervalo potencialmente petrolífero se
asume que la fracción del espacio poroso no ocupada por agua contiene hidrocarburos, lo cual se
expresa mediante la Ecuación 2.3.
2.3
Donde:
So: Saturación de Petroleo
Sw: Saturación de Agua
Es importante resaltar que por su naturaleza las aguas connatas van desde agua fresca en
ambientes sedimentarios continentales hasta salinas en ambientes marinos, pudiendo ser
modificadas por las reacciones químicas que ocurren en el subsuelo durante la compactación y
diagénesis o al mezclarse con aguas meteóricas. Un tercer tipo de agua más raro que puede estar
presente en el subsuelo de provincias ígneo-metamórficas lo constituyen las aguas juveniles de
origen magmático.
2.2.3.4. Arcillosidad de las Formaciones
La presencia de arcillas en las rocas yacimiento ejerce influencias muy importantes en las
lecturas de todos los dispositivos de perfilaje. Estas causan una reducción en la resistividad de las
arenas, porque son buenos conductores eléctricos. Estas influencias traen como consecuencia,
efectos en los cálculos si se utiliza el método convencional de evaluación.
Petrológicamente, como arcillas se definen a los silicatos complejos hidratados de alúmina
que constituyen la caolinita, illita, montmorrillonita, clorita y vermiculita, cuyo tamaño de
partícula es inferior a 1/256 mm. Tanto la composición como el tamaño de partículas son
intrínsecos a la definición, pero también es cierto que otras partículas minerales pueden adquirir
un tamaño inferior a cuatro micras y caer en el rango del tamaño de los minerales de arcilla,
aunque no constituyan minerales de arcillas. La lutita es una roca compuesta de minerales de
arcilla más otra variedad de minerales de granos muy finos, como cuarzo, óxidos de hierro,
micrita y materia orgánica. De hecho los minerales de arcilla muy raramente constituyen capas
puras. Las lutitas pueden tener hasta un 50% de cuarzo y otros minerales en el rango de tamaño
de limo (1/16 a 1/256 mm) o aún menor.
Una gran porción de las arenas arcillosas son rocas diagenéticamente alteradas, en las cuales
la calidad original del yacimiento ha sido degradada por la precipitación de minerales,
especialmente de arcilla, dentro del sistema poroso. Estos minerales se desarrollan como
cobertura de los granos, o también como relleno de poro, y controlan las propiedades físicas y
electroquímicas del sistema por su gran área superficial específica.
2.2.3.5. Volumen de Arcilla (Vsh)
Indica el grado de arcillosidad presente en un volumen de roca. Es importante el
conocimiento de las arenas presentes, puesto que a medida que se hace mayor, disminuye la
calidad de la roca para ser reservorio.
2.3. Geoestadística
La Geoestadística, (Cuador, 2000) estudia las variables distribuidas espacialmente, partiendo
de una muestra representativa del fenómeno en estudio, utilizando como elemento fundamental el
análisis de la distribución espacial de información disponible, proponiendo minimizar la varianza
del error de estimación, obteniéndose el mejor estimador lineal insesgado, El Kriging.
Uno de sus Campos de aplicación es la caracterización de yacimientos, que involucra un
conjunto de métodos determinísticos y/o probabilísticos, cuyo objetivo es definir el modelo más
probable de un reservorio, con sus formas de cuerpos, heterogeneidades petrofísicas, geometría
estructural y caracterización paleoambiental.
2.3.1. Conceptos de Estadística Básica
A continuación se presenta un resumen de los conceptos de estadística básica necesarios para
comprender los fundamentos de la Geoestadística, el significado de la simbología de las
ecuaciones se muestra en la Nomenclatura.
2.3.1.1. Cálculos Estadísticos o Estadística Descriptiva
Los cálculos estadísticos permiten determinar si la distribución de los datos es normal,
lognormal, o si no se ajustan a una distribución estadística, lo cual implica tener conocimiento de:
Numero de Casos: Es el número de valores muestreados del fenómeno en estudio,
representados por n y los datos por xi, i = 1, . . . , n, que llamamos distribución.
Rango de la distribución: Es la diferencia entre el valor máximo y el mínimo.
Media: Es la media aritmética de la distribución, dado por la Ecuación 2.4.
2.4
Donde:
Xm = Media Aritmética
X = Variable en estudio
i = 1, 2, 3 …
n = Número total de valores posibles de la variable X
Moda: Es el valor más frecuente de la distribución.
Mediana: Es el valor para el cual la mitad de los datos son menores y la otra mitad están
por encima de este valor.
Si ordenamos los datos en orden ascendente podemos calcular la mediana mediante la
Ecuación 2.5:
2.5
Donde:
Li = Frontera inferior de la clase de la mediana.
N = Número de datos (frecuencia total).
Σfi = Suma de frecuencia de las clases inferiores a la de la mediana
fmediana = Frecuencia de la clase de la mediana.
c = Anchura del intervalo de la clase de la mediana.
Varianza: Describe la variabilidad de la distribución. Es la medida de la desviación o
dispersión de la distribución y se calcula mediante la ecuación 2.6.
2.6
Donde:
σ2 = Varianza
X = Variable en estudio
i = 1, 2, 3 …
n = Número total de valores posibles de la variable X
Xm = Media aritmetica
Desviación Estándar: La desviación estándar (o desviación típica) es una medida de
dispersión para variables de razón (ratio o cociente) y de intervalo, de gran utilidad en la
estadística descriptiva. Es una medida cuadrática (ver Ecuación 2.7) que informa de la
media de distancias que tienen los datos respecto de su media aritmética, expresada en las
mismas unidades que la variable y representada por la letra S.
2.7
Donde:
√ σ2
= S = Desviación Estándar
σ2 = Varianza
X = Variable en estudio
i = 1, 2, 3 …
n = Número total de valores posibles de la variable X
Xm = Media aritmetica
Error Estándar: Es el grado de dispersión de las estimaciones puntuales obtenidas en
muestras de un tamaño determinado.
Coeficiente de Variación: Es una medida de la variación relativa de los datos y puede ser
calculado a través de la ecuación 2.8.
2.8
Donde:
CV= Coeficiente de Desviación
S = Desviación Estándar
Xm = Media Aritmética.
Proporciona una comparación entre la variación de grandes valores y la variación de
pequeños valores. Las técnicas de Geoestadística Lineal que predomina en el Campo de
las geociencias producen los mejores resultados cuando el coeficiente de variación es
menor que uno, CV 1. Para CV 1 se recomiendan técnicas de Geoestadística No
Lineal.
2.3.1.2. Construcción de Gráficos Estadísticos
Estos gráficos permiten ilustrar y entender las distribuciones de los datos, identificar datos
errados, valores extremos, entre otros, los mismos incluyen:
Mapa Base, Sección Cruzada y Vista en Perspectiva: Son usados para visualizar la
relación espacial en 2 y 3 dimensiones, permiten encontrar errores en la información.
Histogramas: Son usados para ver las características descriptivas de la distribución. Es un
gráfico de barras donde en las abscisas aparecen los límites de las clases y en las
ordenadas las frecuencias correspondientes a cada clase.
Frecuencia Acumulativa: Usado para identificar el tipo de distribución muestral y ayuda a
determinar si están presentes poblaciones mixtas. Es un gráfico de límite de clase contra
frecuencia acumulada.
2.3.2. Variable Aleatoria Regionalizada
Una variable regionalizada es aquella que se encuentra distribuida en el espacio y presenta
una estructura espacial de correlación. Se pueden mencionar como ejemplos de variables
regionalizadas: la porosidad (), la permeabilidad (K), el espesor o arena neta petrolífera (ANP),
el volumen de arcilla (VSH), entre otros.
2.3.3. Estudio Variográfico
El variograma (o semivariograma) es una herramienta que permite analizar el
comportamiento espacial de una variable sobre un área definida. Obteniendo como resultado la
influencia de los datos a diferentes distancias.
El estudio variográfico o análisis estructural incluye:
Eliminación de cualquier comportamiento tendencial.
Selección de la h (lag en inglés) y del ángulo en el caso de que se trabaje con variogramas
direccionales.
Creación del variograma experimental basado en la muestra seleccionada.
Selección de un variograma teórico que se adecue al experimental, pues el variograma
experimental no es una función donde se puedan realizar interpolaciones.
El cálculo del semivariograma experimental es la herramienta geoestadística más importante
en la determinación de las características de variabilidad y correlación espacial del fenómeno
estudiado, es decir, tener conocimiento de como la variable cambia de una localización a otra.
Este análisis tiene como condicionantes: la distribución estadística, la existencia de valores
aberrantes o anómalos y la presencia de zonas homogéneas.
Puede ser calculado inicialmente el semivariograma medio, global u “omnidireccional”, una
idea inicial de la variabilidad espacial de los datos, siendo el más idóneo para representar u
obtener una estructura clara y definida; posteriormente deben ser calculados los semivariogramas
en diferentes direcciones.
Ahora, el semivariograma experimental obtenido no es utilizado en el proceso de estimación,
debe ser ajustado a éste uno a varios modelos teóricos, obteniéndose un modelo o función
analítica que caracteriza la continuidad espacial de la variable estudiada. El modelo de
variograma seleccionado debe representar fielmente los aspectos que se suponen importantes del
variograma experimental, que serán usados posteriormente en el proceso de estimación o
simulación.
2.3.3.1. Semivariograma Experimental
El variograma se define como la media aritmética de todos los cuadrados de las diferencias
entre pares de valores experimentales separados una distancia h, o lo que es lo mismo, la varianza
de los incrementos de la variable regionalizada en las localizaciones separadas una distancia h.
La función (h) se denomina semivariograma, la cual puede ser obtenida por la expresión 2.9.
2.9
Donde: Np(h)es el número de pares a la distancia h.
h es el incremento.
Z(xi)son los valores experimentales.
xilocalizaciones donde son medidos los valores z(xi).
Definido los elementos anteriores, se evalúa la expresión del semivariograma para todos los
pares de localizaciones separadas a la distancia h que cumplan las siguientes condiciones:
1. La distancia entre las localizaciones xi y xi+h sea mayor que h-dh y menor que h+dh, o lo
que es lo mismo, el segundo punto del par esté incluido en el espacio definido por h-dh y
h+dh encontrándose el primer punto del par en el origen o (Figura 16), este origen se
mueve entre las muestras a analizar.
Figura 16. Espacio Definido por la Tolerancia Lineal
)(
1
2)()(
)(2
1)(
hNp
i
ii hxZxZhNp
h
2. El ángulo formado entre la línea que une los dos puntos del par y la dirección 0o debe
estar incluido entre -d y +d (Figura 17).
Figura 17. Espacio Definido por la Tolerancia Lineal y Angular
3. La distancia entre el segundo punto del par y la línea que define la dirección de cálculo
del semivariograma no debe superar el ancho de banda (Figura 18).
Figura 18. Espacio Definido por las Tolerancias y el Ancho de Banda
Finalmente se representan gráficamente los valores de (h) en función de h (Figura 19).
Figura 19. Forma Típica del Semivariograma
En la mayor parte de los casos (h) crece hasta cierto límite llamado meseta, en otros casos
puede crecer indefinidamente. El comportamiento en el origen puede tener diferentes formas
(Figura 20), las cuales son:
Parabólico: Caracteriza a una variable muy regular, siendo continua y diferenciable.
Lineal: Caracteriza a una variable continua, pero no diferenciable, es decir menos regular.
Discontinuidad en el Origen: “Efecto de pepita”, es el caso en que (h) no tiende a cero
cuando h tiene a cero. Representa a una variable muy irregular.
Discontinuo Puro: Llamado también ruido blanco, representa el caso de mayor
discontinuidad, siendo el caso limite de ausencia de estructura, donde los valores de dos
puntos cualesquiera no tienen correlación alguna.
Figura 20. Comportamiento del Variograma en el Origen; a) Parabólico, b) Lineal, c) Efecto Pepita, d) Discontinuo
Puro.
2.3.3.2. Parámetros del Semivariograma
Los parámetros del semivariograma caracterizan tres elementos importantes en la variabilidad
de un atributo, los cuales se describen a continuación (Ver Figura 21).
Figura 21. Parámetros del Semivariograma
El Efecto Pepita (Nugget): El semivariograma por definición es nulo en el origen, pero en
la práctica las funciones obtenidas pueden presentar discontinuidad en el origen, a esta
discontinuidad se le llama Efecto Pepita y se representa como Co (Figura 21).
La Meseta (Sill): Es el valor de (h) para el cual con el aumento de h su valor permanece
constante, se representa como (CT = C + Co) y se denomina meseta..
El Alcance (Range): La distancia h para la cual las variables Z(x) y Z(x+h) son
independientes, se denomina alcance y se representa por (a), es decir, las distancias para
la cual los valores de la variable dejan de estar correlacionados.
2.3.3.3. Modelos Teóricos de Semivariogramas
Atendiendo a las dos características más importantes en el modelado de semivariogramas que
son: (1) Su comportamiento en el origen, el cual puede ser lineal, parabólico y con Efecto de
Pepita y (2) La presencia o ausencia de meseta; estos modelos son:
2.3.3.3.1. Modelo Efecto Pepita Puro
Corresponde a un fenómeno puramente aleatorio (ruido blanco), sin correlación espacial entre
las muestras, cualquiera sea la distancia que las separe, es decir, que las muestras son
espacialmente independientes, donde C representa el valor de la meseta (Figura 22).
Figura 22. Representación Gráfica del Modelo Efecto Pepita
2.3.3.3.2. Modelo Esférico
Este modelo es probablemente el más utilizado, es una expresión polinomial simple, en su
forma representada en la Figura 23, se puede observar un crecimiento casi lineal y después a
cierta distancia finita del origen se alcanza una estabilización, la meseta.
Figura 23. Representación Gráfica del Modelo Esférico
2.3.3.3.3. Modelo Exponencial
Este modelo a diferencia del esférico crece inicialmente más rápido y después se estabiliza de
forma asintótica (Figura 24). Como la meseta no se alcanza a una distancia finita, se usa con fines
prácticos el “alcance efectivo” o “alcance práctico” a´, valor que se obtiene en el punto de abscisa
para el cual el modelo obtiene el 95% de la meseta, con un valor a´=3a, donde a es el parámetro
de escala. La tangente en el origen encuentra a la meseta en el punto a=(1/3)a´.
Figura 24. Representación Gráfica del Modelo Exponencial
2.3.3.3.4. Modelo Gaussiano
Este es un modelo extremadamente continuo (Figura 25), inicialmente presenta un
comportamiento parabólico en el origen, después al igual que en el modelo Exponencial se
alcanza la meseta de forma asintótica. El alcance práctico tiene un valor de a´=1.73a, que es el
valor de la abscisa donde se alcanza el 95% de la meseta.
Figura 25. Representación Gráfica del Modelo Gaussiano.
2.3.3.3.5. Modelo con Función Potencia
Este es un modelo sin meseta, su forma se representa en la Figura 26, para valores de
correspondientes a 0.5, 1.0 y 1.5.
Figura 26. Representación Gráfica del Modelo con Función Potencia
Para el valor de =1 en el modelo anterior se obtiene el Modelo Lineal, al cual no tiene ni
meseta ni alcance. La pendiente del modelo lineal se denota con la relación C/a (Figura 27).
Figura 27. Representación Gráfica del Modelo Lineal
Se han presentado los modelos más usados en la práctica, aunque se debe señalar, existen
otros modelos que son ampliamente descritos por diferentes autores.
Estos modelos pueden ser ajustados individualmente, aunque es posible encontrar en la
práctica aplicaciones donde a los semivariogramas experimentales se les debe ajustar más de un
modelo teórico, es decir, a través de superposición.
2.3.4. Estimación (Método de Kriging)
El Kriging proporciona una error de estimación conocido como varianza de Kriging que
depende del modelo de variograma obtenido y de las localizaciones de los datos originales. Este
término tiene su origen en el apellido de D.G. Krige, reconociendo de así su aporte.
El Kriging consiste en efectuar una ponderación, es decir, atribuir un peso a cada valor
observado, los pesos son calculados de manera que minimice la varianza de estimación
resultante, teniendo en cuenta las características geométricas del problema (Matheron, 1970); así
pues, al minimizar la varianza de estimación se garantiza el uso óptimo de la información
disponible.
2.3.4.1. Modelos de Kriging
La geoestadística exige como primera etapa y fundamental el conocimiento del
comportamiento estructural de la información, es decir, se debe contar además, con el modelo de
semivariograma teórico que refleje fielmente las características de variabilidad y correlación
espacial de la información disponible. Las ecuaciones del Kriging se obtienen entonces de
acuerdo a las hipótesis de la geoestadística que deben ser asumidas y verificadas.
2.3.4.1.1. Kriging Simple (KS)
Es el método más sencillo entre todos los Kriging. En este caso se supone que la función
aleatoria es estacionaria y se conoce su media m(x) la cual es constante. La principal
característica del Kriging Simple es que no se escribe en los términos del variograma ya que se
puede calcular la covarianza sin problemas, de esta manera, el sistema de ecuaciones desarrollado
originalmente se simplifica considerablemente. La propiedad a calcular se define mediante la
expresión 2.10.
2.10
Donde:
Z0, Z1, Z2, Z3, ..., Zn = Datos
Z *0 = Estimación de Z0 por KS.
2.3.4.1.2. Kriging Ordinario
Es un interpolador lineal, exacto y de solución única, donde la variable regionalizada Z(x) no
depende de la tendencia (no existe estudio variográfico detallado que indique tendencias
preferenciales). En este caso la propiedad se determina con la ecuación 3.11, presentada a
continuación:
2.11
Donde:
Z1, Z2, Z3, Z4, ..., Zn = Valores conocidos
1, 2, 3, 4, ...,n = Pesos
n = Número de muestras
Para determinar Z(x) sólo hace falta estimar los pesos. Para ello es necesario contar con la
distancia exacta entre todas las muestras, con esto se calcula la covarianza a través de un
variograma entre dos puntos. Luego se multiplica vectorialmente la matriz (Figura 28) que
contiene datos conocidos por un vector (con los pesos a calcular) y se iguala a otro vector que
contiene los datos petrofísicos de las muestras que rodean a Z(x).
Figura 28. Sistema Kriging Ordinario
2.3.4.1.3. Kriging con Deriva Externa
Este método está comprendido dentro de la Geoestadística Multivariada, es decir, se extiende
a más de una variable. Es el método mayormente utilizado en la Industria Petrolera. Se supone
que la tendencia m(x) es conocida y que no es constante. En este caso se debe disponer de
atributos sísmicos (deriva) y de la función de covarianza o variograma que indica la tendencia
preferencial de variabilidad. La propiedad se determina con la siguiente ecuación:
2.12
Donde a y b son parámetros desconocidos, Y(x) involucra los pesos a en su función de
covarianza y S(x) corresponde al atributo sísmico.
|Aunque el sistema de ecuaciones del Kriging con Deriva Externa no requiere explícitamente el
conocimiento de los parámetros a y b, el cálculo de la función de covarianza (variograma) si los
necesita.
2.3.5. Geoestadística y Modelaje Estocástico de Yacimientos
La distribución espacial de las propiedades hidráulicas y físicas en los diferentes materiales de
la naturaleza es difícil de predecir de manera determinística, para tal fin existen herramientas
como la Geoestadística, que como bien se ha dicho permite interpolar propiedades, considerando
el efecto que produce la variabilidad en las medidas que se han tomado de poblaciones de
estudio.
La estadística utiliza variables estacionarias, cuyo comportamiento cambia espacialmente de
manera continua. Cuando se tiene un grupo de variables correspondiente a puntos cercanos entre
sí, es posible establecer correlaciones para modelar su comportamiento, por lo que se puede decir
que estas describen un fenómeno en función de la distribución geográfica, pero aunque el
fenómeno exhiba una variación espacial, a veces no es posible tener toda la información deseada,
por lo que se deben hacer aproximaciones a partir de las muestras existentes. La distribución,
forma y tamaño de los puntos de muestreo son considerados factores de gran ayuda para
establecer la correlación de la variable desconocida, pero modificar cualquier parámetros puede
originar una correlación diferente; para ello la geoestadistica proporciona el medio de cuantificar
la correlación espacial de las propiedades, además de aprovechar la información referente a la
variabilidad para el empleo de la misma tanto en la interpolación como en técnicas de simulación
estocásticas.
Z (x)= Y(x) + m(x)
m(x) = a S(x) =b
La simulación estocástica es una técnica de simulación, diseñada para reproducir el
histograma de los datos con la mayor aproximación posible, ser consistentes con el modelo
espacial y con datos secundarios, y evaluar la incertidumbre de un modelo de yacimientos.
El modelaje estocástico de las propiedades de yacimiento se realiza en dos etapas: primero se
simula la geometría de las facies y luego se simula la distribución espacial de las variables
petrofísicas (porosidad y permeabilidad) para cada una de las facies. Este procedimiento permite
caracterizar la continuidad y variabilidad espacial de las propiedades de la roca en el yacimiento,
integrar información multidisciplinaria con diferentes resoluciones y cuantificar la incertidumbre
en la descripción de los yacimientos.
Existen cuatro razones principales para utilizar simulación estocástica:
1. Capturar las Heterogeneidades: Un buen modelo de heterogeneidades implica un mejor
entendimiento de la conectividad entre las zonas permeables y las no permeables. Dicho
entendimiento se traduce en un mejor conocimiento de la eficiencia de barrido y la
producción de fluidos. Aunque un modelo de heterogeneidades detallado no es requerido
para efectuar cálculos volumétricos, si tienen gran impacto en las características de flujo
del modelo.
2. Simular las Facies, las Propiedades de las Rocas o Ambos: La arquitectura del yacimiento
consiste en capturar elementos como fallas, tope y base de la estructura; identificar las
unidades geológicas, teniendo como punto de referencia los principios estratigráficos y
definiendo la geometría interna de las capas, modelar espacialmente la distribución de las
facies; y finalmente construir el modelo estático para poblarlo con las litofacies,
propiedades de las rocas y los fluidos.
3. Consistencia con los Datos Secundarios: Utilizar métodos estocásticos permite incorporar
otro tipo de información que los métodos convencionales no pueden manejar.
4. Evaluar la Incertidumbre: El estudio de yacimientos siempre tiene incertidumbre
asociada, el uso de este tipo de metodología permite producir modelos diferentes, pero
que sean consistentes con los datos de entrada.
2.3.5.1. Técnicas de Modelado
Para realizar el modelaje de facies y posterior distribución espacial de las variables
petrofísicas, existen dos tipos principales de técnicas geoestadísticas: el modelo por objetos y el
de píxeles.
2.3.5.1.1. Modelo por Objetos
Este tipo crea modelos de yacimientos basada en objetos, es decir, grupos de cuerpos, que
tienen significado genético, y es muy usada para reproducir heterogeneidades a gran escala en
yacimientos de petróleo, frecuentemente estos cuerpos no están distribuidos de manera uniforme
en el dominio de estudio.
El objetivo de esta técnica es reproducir la geometría de cuerpos de manera que estos
coincidan con las interpretaciones geológicas; cada cuerpo se considera como un objeto con una
geometría dada y la mayoría se disponen en orden aleatorio para llenar las unidades geológicas.
Para su empleo es necesario seleccionar una forma básica para cada facies depositacional que
describa su geometría, especificar las proporciones de las formas en el modelo final y seleccionar
una distribución para los parámetros que describen las formas. Algunos algoritmos tienen reglas
que describen como los geocuerpos están depuestos de manera relativa unos con otros. Se debe
llenar el fondo del modelo con alguna de las litofacies (como la lutita), se selecciona
aleatoriamente un punto de partida en el modelo y una forma de litofacies para luego dibujarla
con un tamaño, anisotropía y orientación adecuada.
La simulación basada en objetos es una técnica de actual interés en la industria petrolera,
debido a que la propuesta para modelar es particularmente satisfactoria para los geólogos,
motivado a que los objetos creados están basados en las estadísticas de las relaciones de formas y
facies que han sido medidas.
2.3.5.1.2. Modelo de Píxeles
El modelo de píxeles es construido fundamentalmente mediante la aplicación de correlación
de estructuras determinadas por modelos de variogramas. Dentro del modelo de píxeles existen
dos divisiones: la Simulación Secuencial de Indicadores (según sus siglas en inglés, SIS) y la
Simulación Secuencial Gaussiana. La simulación secuencial de indicadores es utilizada
únicamente para modelar facies o valores discretos, mientras que la secuencial gaussiana es
aplicada en su mayoría para modelar propiedades petrofísicas (valores continuos). A
continuación se describe en Modelo de Simulación Secuencial Gaussiana por ser el de mayor
importancia para el desarrollo del presente trabajo.
CAPITULO III
MARCO METODOLOGICO
3.1. Metodología Modelo Estratigráfico
3.1.1. Data
El modelo estratigráfico del campo se realizó a partir de la interpretación de la data
específica de pozos y de sísmica con la integración de la información de producción. El objetivo
de dicho modelo es la construcción del cuadro crono-estratigráfico de la formación productora. El
cuadro crono-estratigráfico esta luego detallado en unidades lito-estratigráficas para analizar los
rasgos de continuidad vertical y lateral de las unidades de flujo en las cuales esta almacenado y
transita el petróleo en sitio.
Se utilizó las descripciones de los núcleos, los perfiles de pozos, la data de análisis de núcleos
e informes sintéticos y de análisis.
3.1.1.1. Descripciones de núcleos
Informes
El informe “Eocene “C” Integrated Reservoir Study VLC-363, Block III, Lake Maracaibo,
Venezuela, Sneider & Loren 1996” sirvió de base para la definición de las correlaciones de las
Unidades de la Fm Misoa C Inferior además de servir de base al estudio sedimentario. El informe
se elaboró en su época con el estudio de 64 pozos disponibles.
Se analizó en detalle y se validó el modo de correlacionar descrito en dicho informe. Se trata
de la correlación de eventos crono-estratigráficos representados por eventos de máxima
inundación o “maximim flooding surface”. Estas líneas de tiempo, calibradas con reflectores
sísmicos forman el esqueleto estratigráfico del yacimiento y sirven de amarre a una correlación
de detalle, lito-estratigrafica esta vez, entre dos líneas crono-estratigráficas adyacentes. Se
evidencian 8 ciclos sedimentarios, de cuarto a quinto orden según la terminología de Galloway,
todos presentes en el yacimiento.
El estudio esta basado en el análisis de 133 pozos cargados en la base de datos OpenWorks,
correlacionados e interpretados en litología, porosidad y saturación de agua.
Descripción física
El área del Yacimiento VLC-363 cuenta con 6 Núcleos el VLC-1530, VLC-1123, VLC-
831.A, VLC-831, VLC-812, VLC-387. Bien distribuidos en el área y cada uno de ellos con sus
respectivas cartas sedimentológica. Figura 29.
Figura 29. Ubicación y Corte de los Núcleos del Yacimiento VCL 363.
Durante el mes de Agosto 2007 y el mes de Julio 2008, se describieron en la nucleoteca de La
Concepción, Estado Zulia los núcleos siguientes :
VLC-1530 (intervalo 12940 -12330 pies),
VLC-831 (intervalo 13056-12894 pies)
VLC-1123 (intervalo 13540 -13400 pies)
VLC-812 (intervalo 13450 – 12960 pies)
VLC-387 (intervalo 12830 – 12740 pies)
En resumen de los rasgos principales de estos núcleos en lo que se refiere a los ambientes de
depositación se puede destacar los elementos siguientes.
Los núcleos analizados corresponden a las unidades C4-40, C4-46, C4-48, C4-52 y C4-60 del
Misoa C Inferior y al tope del Paleoceno con la Formación Guasare.
Se trata de alternancias de arena fina y lutita negra. Las areniscas son finas y altamente
heterolíticas y afectadas por procesos de bioturbación.
Las unidades del Misoa C inferior son características de ambientes próximo costeros/deltaícos
con influencia de la marea donde prevalecen las facies de canales y de barras.
Las facies de barras presentan sedimentos de arenas finas y muy finas afectadas por procesos de
bioturbación al tope de la secuencias.
Las facies de canales muestran arenas con granos más gruesos y a su vez se presentan con
mayor saturación de petróleo. Una facies de canal particular que presenta una impregnación
importante en petróleo fue descrito en los núcleos. Dichos canales llevan granos finos a medios y
están afectados por estratificaciones tipo “Herring-bones” que traducen un ambiente de canal de
marea. Otras evidencias del efecto de la marea sobre los sedimentos del Misoa C Inferior del
yacimiento C-Inf VLC-363 fueron encontradas en las alternancias heterolíticas arcilla/arena muy
fina. Estas alternancias están afectadas por “Flaser-bedding” que es una estructura típica de
ambientes bajo la influencia de la marea de flujo y re-flujo.
3.1.2. Base de Datos OpenWorks
La base de datos del proyecto se cargó en la aplicación OpenWorks dentro del proyecto
denominado BLOQUE III VLC_363”. que contiene 153 pozos donde se incluyen todos los pozos
del área de estudio (139 pozo) y unos pozos de amarre de las áreas vecinas adyacentes (14
pozos).
Datos originales
Dentro de la base de datos, existen datos originales de pozos, que fueron revisados y
validados por el personal PDVSA de la U.E Lagotreco tales como:
Datos básicos: coordenadas UTM (datum: La Canoa), registros direccionales,
profundidad máxima (PT), elevación de mesar rotaria (E.M.R.), etc.
Datos de núcleos
Datos de cañoneos.
Datos de PLT
Datos de perfiles originales:
96 pozos tienen curva de densidad RHOB
14 pozos tienen curva de densidad ZDEN
07 pozos tienen curva de densidad DEN
67 pozos tienen curva de porosidad NPHI
32 pozos tienen una curva de Sónico
148 pozos tienen una curva de GR
136 pozos tienen una curva de resistividad profunda
86 pozos con curva de SP
29 pozos con POTA-THOR
62 pozos con curvas RHOB-NPHI
Datos generados
Se generaron dentro del modelo estratigráfico los marcadores correspondientes a
cada una de las distintas unidades del Eoceno “C” Inferior con la siguiente
nomenclatura: C4-40, C4-46, C4-47, C4-48, C4-52, C4-53, C4-55, C4-60 y
Guasare, bajo el intérprete “GPC” (Gian Piero Conti). A su vez, se interpretaron
algunos marcadores suprayacentes a la secuencia del Eoceno “C” (como la
Discordancia del Eoceno) con el propósito de calibrar la interpretación sísmica.
Se definieron en cada pozo los ambientes sedimentarios con la finalidad de
generar un modelo paleoambiental, al cual un modelo petrofísico aportó sus
parámetros de caracterización de propiedades de roca con la evaluación del
contenido de hidrocarburos.
Los perfiles generados constituyen los resultados del estudio petrofísico, (estos
perfiles son las curvas de porosidad, arcillosidad, saturación de agua y
permeabilidad), y del estudio sedimentológico (que definió un perfil de ambiente
para cada pozo) junto con las curvas de tipos de roca.
Se generaron mapas de caracterización; mapas estructurales en profundidad
(ZMAP+), mapas de espesor, mapas de espesor de arena neta, mapas de espesor de
petroleo (H.PHI.So) en ZMAP+ y mapas de facies en MapView.
3.1.3. Perfiles de Perforación Original
Se utilizaron los perfiles originales de perforación (master log) de los 84 pozos que penetraron
el Guasare para comprobar la presencia de calcáreo en la descripción física de los ripios.
Estos perfiles fueron de vital importancia para la determinación del tope Guasare ya que los
pozos cuyos TD penetraron la parte superior de esta formación no muestran un espesor suficiente
de perfiles para acertar este tope, lo que dificulta el diagnóstico geológico.
(Colocar las figuras de la determinación de las muestra de los topes de la nucleoteca)
3.1.4. Definiciones de Topes a Partir de Núcleos
En el área del yacimiento C-Inf VLC-363, existen 6 pozos con núcleos. Sin embargo, para la
definición de los topes de la secuencia estratigráfica se utilizaron principalmente los 3 núcleos de
los pozos siguientes : VLC-1530 (C4-40 a C4-52), VLC-1123 (Guasare a C4-55) y VLC-831
(C4-48 y C4-52). Estos tres núcleos fueron descritos, y los topes oficiales del yacimiento fueron
revisados y ajustados.
La estratigrafía del Misoa C Inferior fue subdividida según las ocho subdivisiones definidas
por Maraven (C4-40, C4-46, C4-47, C4-48, C4-52, C4-53, C4-55, C4-60).
Las correlaciones ajustadas para cada pozo puede a veces variar de los topes originales de
Maraven Figura 30 pero el sistema general de correlación es similar.
Figura 30. Definición de Topes a partir de los núcleos; (C4-40 de VLC-1530)
La figura 30 ilustra un ejemplo de ajuste de tope. Se ha colocado los topes de cada unidad al
máximo de arcillosidad para respetar su valor de marcador crono-estratigráfico de superficie de
máxima inundación. Una vez puestos dichos marcadores crono-estratigráficos, se ha definido
marcadores intra unidad (principalmente tope y base de arena), los cuales tienen un valor lito-
estratigrafico.
La columna estratigráfica de referencia usada en este estudio esta presentada en la figura 31 a
continuación.
Figura 31. Columna estratigráfica de referencia
La terminología de PDVSA fue respetada por todos los pozos.
3.1.5. Integración de la Zona Dentro del Marco Regional
Existen varios modelos sedimentarios para este yacimiento. Se tomó como referencia para
este marco el macromodelo establecido para la Cuenca del Lago de Maracaibo en el informe
“Métodos y Análisis de Cuencas, Análisis Geológico Integrado de las Cuencas de Barinas y
Maracaibo, INT 02893,94, 1994 INTEVEP”, (2).
En este informe se describe que la sedimentación del Eoceno Medio sigue un patrón de
Suroeste a Noreste. Se interpretó que la procedencia de los sedimentos de la Formación Misoa se
ubica al Sur y al Oeste de la zona de estudio posiblemente la Cordillera Central de Colombia y la
Serranía de Perija.
En este modelo la Formación Mirador al Sur y Suroeste representa las facies fluvio
continentales mientras la Formación Misoa representa las facies próximo-costeras y marinas de
plataforma interna mientras la Formación Trujillo representa las facies de plataforma externa y de
talud.
La zona bajo estudio se ubica dentro de la Formación Misoa depositada en ambiente próximo
costero y de plataforma interna caracterizada por canales distributarios, marismas y barras con
influencias de marea.
En cuanto al contexto estructural, la zona de falla de Pueblo Viejo corresponde a una inversión
estructural positiva. La falla de Pueblo Viejo tiene una componente normal al nivel del Cretácico
y Eoceno Inferior, y una componente inversa en la parte superior del Eoceno y Mioceno.
A continuación en la Figura 32 se ubica la zona de estudio dentro el macro modelo
sedimentario del Eoceno Medio de la Cuenca de Maracaibo según los modelos sedimentarios
clásicamente aceptados.
Figura 32. Modelo sedimentario regional del Eoceno según Intevep y Villamil et al.
3.1.6. Definición de la Columna Estratigráfica de Referencia
Se tomo como referencia la columna estratigráfica establecida por Maraven en cual estudio se
identificaron 8 sub-unidades del Misoa C Inferior (figura 33).
Segun Villamil 1999 Zona de estudio
Fm. Mirador
Fm. Misoa
Fm. Trujillo
Segun Intevep 1994
Ambientes de sedimentación al Eoceno Medio
Figura 33. Columna estratigráfica de referencia usada en este estudio
Se correlacionaron también los topes y bases de las arenas de cada unidad para identificar
las posibles comunicaciones verticales que pueden ocurrir entre unidades superpuestas. En efecto
cuando el sello lutítico es muy delgado o inexistente, las arenas de dos unidades superpuestas
pueden coalescer y provocar la comunicación hidrodinámica entre las unidades. Entonces fue
importante correlacionar y mapear dichos sello lutítico para identificar las zonas afectadas.
Figura 34. Ejemplo de correlación de los Topes y Bases de las arenas.
3.1.7. Generalización de los Topes y Bases de las Unidades a Todos los Pozos
La aplicación “Correlation” de StratWorks se utilizó para extrapolar a todos los pozos del
campo las unidades puestas en evidencia en los pozos claves con el uso de plantillas
(“templates”) adecuados. Los topes a través de un mallado de secciones estratigráficas definidos
dentro del área de estudio.
Distribución de topes:
152 pozos que llegaron a C4-40
152 pozos que llegaron a C4-46
153 pozos que llegaron a C4-47
151 pozos que llegaron a C4-48
150 pozos que llegaron a C4-52
145 pozos que llegaron a C4-53
136 pozos que llegaron a C4-55
96 pozos que llegaron a C4-60
84 pozos que llegaron al Guasare.
Nota
Para calibrar la interpretación sísmica fue necesario identificar dentro de los pozos los
horizontes C3, C2, C1 y B-INF del Misoa Superior tanto como la discordancia del Eóceno y los
miembros Santa Barbara y La Rosa.
3.2. Metodologia del Modelo Estructural.
El propósito de esta interpretación sísmica es la definición de un modelo estructural coherente
del yacimiento C-Inf VLC-363 con énfasis en el Misoa “C”, objetivo principal del estudio de
yacimientos. Se trata de proponer todos los elementos estructurales (horizontes, fallas) y atributos
sísmicos necesarios para la construcción del modelo 3D, en particular para montar los rasgos
estructurales del modelo. Para llevar a cabo tal objetivo se interpretaron las fallas y los horizontes
principales característicos de este yacimiento.
Son siete marcadores sísmicos en total que fueron seleccionados para amarrar el modelo
estructural.
Tope Misoa o discordancia Eoceno (marcador EREO),
Misoa C-1 y C-2, dos marcadores en el Misoa “C” Superior
Misoa C4-40 y C4-55, dos marcadores en el Misoa “C” Inferior
Tope Guasare, que corresponde a la base de la Formación Misoa
Tope Socuy, marcador regional de Medio Cretácico
Se interpretaron en detalle dichos 5 marcadores en el área del proyecto Eoceno C-Inf
VLC0363. Se extendió la interpretación hacia el lado Este de la falla de Pueblo Viejo con
objetivo el entendimiento del modelo estructural dentro de un marco regional.
3.2.1. Estilo Estructural de la Región
El yacimiento C-Inf VLC-363 se ubica en la cercanía de la falla de Pueblo Viejo, de su lado
deprimido. La zona de estudio sufrió reactivaciones e inversiones durante la tectónica andina, se
encuentra enmarcada por fallas transcurrentes mayores tales como Valera, Motatán, Pueblo
Viejo.
En el Zulia Oriental, la zona de falla de Pueblo Viejo corresponde a una inversión estructural
positiva. La falla de Pueblo Viejo tiene una componente normal al nivel del Cretácico y Eoceno
Inferior, y una componente inversa en la parte superior del Eoceno y Mioceno. Localmente se
observan pliegues de arrastre a lo largo de la falla, así como pliegues leves con un arreglo en
“echelon” en el bloque Este (levantado) indicando un movimiento transcurrente sinestral. Se nota
un importante cambio de espesor de la formación Misoa de ambos bloques de la falla.
En el bloque oriental de Pueblo Viejo (bloque deprimido), la formación Misoa presenta fallas
normales orientadas Este-Oeste y buzando hacia el Norte y selladas por el depósito sedimentario
Mioceno. La base del Mioceno es una discordancia erosiva, la cual esta suavemente plegada por
levantamiento posteriores de los estructuras previamente formadas. Estas fallas normales se
formaron por flexura del basamento debida a la sobrecarga de la napas de Lara. Localmente esta
deformación esta amplificada por despegues en las lutitas de la formación Colón.
3.2.2. Datos Sísmicos Disponibles
3.2.2.1. Pozos
El área del proyecto Eoceno C-Inf VLC-363, cuenta con 284 pozos cargados en el estudio.
Los pozos correlacionados permiten el amarre con la estratigrafía regional, la calibración de la
sísmica y la conversión tiempo - profundidad. De estos 284 pozo, solamente 11 tienen leyes
tiempo-profundidad (checkshots):
BA-2015 VLC-381 VLC-1021 VLC-993
VLC-070VLC-1120 VLC-750VLC-1513
VLC-1144 VLC-812 VLC-831
3.2.2.2. Cubos Sísmicos
Existen cuatro levantamientos sísmicos 3D procesados entre los años 89 y 98 (migración
post-apilamiento en tiempo) que cubren la zona de estudio (Figura 35). Estos levantamientos,
cada uno adquirido con objetivos diferentes, son:
El levantamiento del area “BIIIS-92C-3D-1”, es el cubo principal por su cubertura,
(proyecto sísmico “blq_3y4” cargado dentro de la plataforma de trabajo Openworks)
con una superficie de 840 km2, de calidad regular a pobre. La frecuencia es muy baja y
son poco reflectores que se tienen interpretado en la Formación Misoa del C-Inf
Inferior (Figura 20).
El levantamiento “blq_iiis”, en el noroeste, (blq_iiis en Openworks), cubre una superficie
de 865 km2, los datos cargados están en 32 bit, de calidad regular a mala.
Hacia el sur, el levantamiento “BLQXI3DE” (vlcblqxi en Openworks), 601 km2 de
superficie, de calidad regular a mala.
Hacia el sureste, un levantamiento sísmico “merge”, llamado “ueceuta” Tomoporo (cubo
“vlcueceu” en Openworks). Tiene una superficie de 1850 km2. Este merge tiene una
calidad regular a buena, pero no cubre la zona de estudio.
El cubo sísmico que fue seleccionado para la interpretación corresponde a un merge de
los levantamientos sísmicos realizados en Bloque III, Bloque IV, Bloque XI y Col 92 de
Bachaquero Lago (proyecto sísmico “blq_3y4” dentro de la plataforma de trabajo
Openworks) .
Figura 35. Cubos 3D disponibles para el yacimiento C-Inf VLC-363
Para construir el modelo estructural y caracterizar el Yacimiento C-Inf VLC-363, solamente
se usaron los levantamientos sísmicos 3D “blq_3y4” y “blq_iis” cuyas características y
resoluciones (vertical y horizontal) son las siguientes dentro del intervalo de interés (incluyendo
la Fm. Misoa hasta el Guasare):
“blq_3y4” (Figura 0)“blq_iiis”
Rango de frecuencias:5.0 – 27.8.5 hz 6.7-49.1 hz
Frecuencia dominante:13.9 hz11.2 hz
Ruido/Señal (Interwell)40 %39 %
Resolución minima (vertical):56-71 m36-46 m
Resolución (horizontal)110 m98 m
Las resoluciones vertical y horizontal se estimaron para los diferentes levantamientos
considerando un rango de velocidades entre 11000 – 14000 pies/seg para el intervalo de interés.
Figura 36. Análisis de frecuencia del cubo “blq_3y4” (versión b3comp)
A partir del análisis cuantitativo de los distintos cubos sísmicos y del control de calidad de los
datos, se interpreto el cubo “blq_3y4” lo cual es el merge de los levantamientos sísmicos
realizados en Bloque III, Bloque IV, Bloque XI y Col 92 de Bachaquero Lago.
Este cubo cubre toda la zona del área de estudio y presenta el mejor compromiso en términos
de calidad y resolución sísmica. La Figura 36 (Traza 3220) muestra el rango de frecuencias de las
cuales domina la frecuencia de 13.9Hz en el versión b3comp.
La Figura 36 muestra una sección sísmica Norte-Sur característica del área de estudio
(extraída del cubo “blq_3y4”). De manera general, se considera que la sísmica tiene una calidad
pobre.
Los principales comentarios son:
Existe un contraste importante entre el intervalo Mioceno (reflexiones de fuerte
amplitud) y el intervalo Eoceno (casi transparente). Sin embargo, la discordancia
angular que existe entre el Eoceno y el Mioceno es difícil apreciar.
El intervalo Eoceno tiene una calidad sísmica muy pobre (en particular por el intervalo C
inferior). Existe poca resolución y los datos parecen muy ruidosos. También, es difícil
identificar los acuñamientos hacia el Sur de las diferentes subunidades Eoceno sobre
la Formación Guasare (Paleoceno).
La Formación Guasare se marca bien en la sísmica (reflexión fuerte de baja frecuencia
aparentemente). Supuestamente corresponde a un nivel de discordancia angular.
Las calizas del intervalo Cretácico son asociadas a un paquete de reflexiones de fuertes
amplitudes. La resolución parece ser mejor que en el Guasare y en particular se puede
interpretar fallas con detalles.
VLC0982
Mioceno
Discordancia
(Mioceno/Eoceno)Eoceno
Fm. Guasare
Cretáceo (Calizas)
SS
Traza 3270
NN
C Inferior
(Intervalo de interés)
Figura 37. Sección Norte-Sur - Calidad de la información sísmica
La Figura 38 muestra una sección sísmica pasando por el pozo tipo VLC-982 donde se puede
estimar la relación entre la estratigrafía estimada al pozo y la resolución vertical de la sísmica.
Figura 38. Pozo VLC-982 – Comparación resolución sísmica con estratigrafía
La figura 38 confirma la dificultad de identificar correctamente las diferentes subunidades
productoras en la sísmica debido a su poca resolución vertical:
Las únicas subunidades que parecen factibles para la interpretación son la C-448 y
la C-455 (la más gruesa).
Es difícil de identificar con detalles el acuñamiento de las arenas sobre la
Formación Guasare (Paleoceno) por problemas de aliasing. En particular, la
subunidad C4-60 es difícilmente identificable por su cercanía con el reflector
asociado a la Fm. Guasare.
3.2.2.3 Proyectos Sísmicos
La interpretación fue realizada a dos escalas, una al nivel regional (cubriendo todo el bloque
“blq_3y4”) y otra enfocada en el yacimiento C-Inf VLC-363.
También se realizaron dos proyectos de inversión sísmica (usando el paquete Interwell del
IFP): un piloto de factibilidad, en un área central de 57 km2, y un proceso final en una superficie
de 251 km2 (Figura 39), de los cuales existen informes separados que se encuentran en anexos.
Figura 39. Áreas de proyectos sísmicos para el área del yacimiento C-Inf VLC-363
Los resultados de este proceso de inversión han sido muy decepcionantes debido a la poca
resolución vertical de la sísmica. La inversión no logró mejorar la calidad de la sísmica. Los
resultados no han permitido ayudar a la caracterización del yacimiento como debe ser. En
particular no se ha podido extraer mapas de impedancia coherente con los modelos de
depositación sedimentaria.
3.2.3. Procesamientos Específicos
Antes de iniciar la fase de interpretación, se trató de mejorar la calidad de la sísmica con
procesamientos post-apilamiento y calculo de cubos de similitud.
3.2.3.1. Procesamientos Post-apilamientos 3D
Se realizó una prueba de procesamiento post-apilamiento 3D con el paquete PostStack ESP™
de Landmark para apoyar a la interpretación de las fallas para los 3 levantamientos 3D siguientes:
“vlcblqxi”, “blq_3y4” y “blq_iiis”
El objetivo de esta prueba de procesamiento es aumentar la relación señal/ruido para mejorar
la interpretación sísmica. La Figura 40 muestra una comparación para el levantamiento
“blq_3y4”, entre los datos originales (b3comp, parte izquierda) y los datos procesados con
PostStack (zerophspk, parte derecha). Las flechas verdes muestran los niveles C-2 y C-4-40 en la
zona de interés.
También,se realizó el análisis de relación señal/ruido en el paquete Easy Trace de Beicip, los
resultados fueron contundentes en cuanto a que en los post procesos esta relación aumentaba,
disminuyendo la calidad de los datos.
Se puede observar que en relación con el cubo original, los datos reprocesados muestran
amplitudes más fuertes en el intervalo Misoa. Sin embargo la señal parece más baja en
frecuencia, es decir con una resolución vertical menor, y más ruidosa.
Figura 40. Comparación entre versiones de blq_3y4: cubo b3comp, y zerophspk.
Se decidió finalmente elegir los datos sísmicos originales (versión b3comp en la parte
izquierda) para llevar a cabo la interpretación sísmica en el cubo principal (“blq_3y4”).
3.2.3.2. Cubos de Similitud (ESP)
Para obtener el cubo de similitud (o coherencia según la denominación de Landmark), se
realizaron diferentes intentos de cálculo probando varias longitudes de ventanas (Window
Length): 24ms, 16ms, 12ms y 8ms. El paquete usado fue PostSatck/ESP de Landmark. Al final,
para cada uno de los cubos, los parámetros óptimos escogidos para el cálculo de la similitud
fueron: 24mseg para el levantamiento “vlcblqxi”, 8mseg para el levantamiento “blq_3y4” (Figura
41) y 16mseg para el levantamiento “blq_iiis”.
En la Figura 41 se puede observar que la similitud estimada con los parámetros óptimos
permite discriminar mejor las fallas en la sísmica a partir de la identificación de alineaciones.
Los diferentes cubos generados fueron guardados en Seiswork con el formato comprimido
“.cmp” de Landmark que permite la extracción directa de los “timeslice” (secciones horizontales
a tiempo constante) de los bloques sísmicos procesados.
Figura 41. Elaboración del Cubo de Similitud – Levantamiento blq_3y4
3.2.3.3. Corrección de “musties” (desplazamiento en tiempo) entre cubos
Los tres levantamientos principales (“blq_iiis”, “vlcblqxi” y “blq_3y4”) fueron comparados
para chequear si existían “musties” o desfase en tiempo entre ellos.
Se aplicó al cubo b3comp.3dv un desplazamiento vertical de +32mseg ya que se observó un
desplazamiento en tiempo con respecto a los levantamientos “vlcblqxi” y “blq_iiis” (Figura 42)
generándose el cubo b3comp+32.cmp.
Figura 42. Comparación de tres cubos con un “shift” de 32ms de blq_3y4
3.2.3.4. Discusión Relativa a la Calidad de Datos Sísmicos del Levantamiento
blq_3y4
La calidad de la sísmica es pobre sobre todo en el intervalo entre C-2 y Guasare, el cual
desafortunadamente es justamente el intervalo productor del yacimiento, o sea el mismo que
interesa este estudio.
Examinando la versión b3comp+32 del cubo “blq_3y4”, la frecuencia promedio es de 13.9
hz, y los reflectores correspondientes de las unidades arenosas son de amplitudes muy débiles.
También se notan eventos con buzamiento un poco más pronunciado de lo que se observa
regionalmente, cortando las reflexiones sísmicas en el intervalo C4_40 y C4_55, (evento rojo
llamado “Evento Sospechoso” en la figura 43).
Este “Evento Sospechoso” tiene un buzamiento de 5 grados, es decir más del doble del
buzamiento regional observado en las arenas de Misoa “C” Inferior, (entre 2y2,5 grados)
calculados entre pozos (por ejemplo entre los pozos VLC-1158 y VLC-1398). También este
evento no es conformable con los reflectores supra y infrayacentes confiables de EREO, C-1, C-
2, y Guasare.
Los espesores de las unidades C4-40 y C4-60 principalmente, muestran un aumento uniforme
hacia el Norte. Este hecho se observa en la sísmica y también en la correlación pozo a pozo. El
modo de correlacionar los pozos (ver la parte estratigrafía), basado en los eventos principales que
son los MFS (“Maximum Flooding Surface”) representados por cuellos lutíticos permite un buen
amarre del cuadro crono-estratigráfico. Con los pozos del área, el modelo crono-estratigráfico
esta bien amarrado sin la ayuda de la sísmica.
La figura 43 muestra claramente que hay un conflicto entre la interpretación de los pozos y
unos reflectores sísmicos del intervalo C4-40 – Guasare. Existe un “evento sísmico sospechoso”
interpretado como una anomalía que no corresponde a un evento geológico controlado por los
numerosos pozos.
Figura 43. Levantamiento blq_3y4 (b3comp+32) - Traza 3220, con evento sospechoso
El “Evento Sospecho” aparece en el Misoa C Inferior como un posible ruido coherente y
distorsiona la información sísmica en algunos sectores del intervalo. Es posible que esta anomalía
sísmica sea un múltiple producto de reflexiones de ondas entre capas (“peg-leg”) generado por el
fuerte contraste que existe entre el Mioceno supra yacente y el Eoceno Superior.
La interpretación sísmica de los horizontes C4-40 y C4-55 se realizó cuidadosamente con
mucho detalle, basándose principalmente en los topes de pozos y conservando los espesores de
intervalos calibrados en los pozos.
3.2.4. Interpretación Sísmica
3.2.4.1. Metodología de Interpretación
A continuación, se describen los pasos principales de la construcción del modelo estructural
del área del yacimiento C-Inf VL-C363.
Procesamiento de Cubos Sísmicos y preparación de la base de datos
Carga de los 4 cubos (incluyendo el “merge”), de los pozos en la base de datos. Revisión de
los estudios previos
Reprocesamiento Post- Apilamiento de los cubos para tratar de mejorar la calidad sísmica.
Creación del Cubo de Similitud en el levantamiento “blq_3y4” para la interpretación de las
fallas.
Aplicación de un “Shift” (desplazamiento) en tiempo al levantamiento “blq_3y4”,
comparando con los cubos “vlcblqxi” y “blq_iiis”.
Amarre con la interpretación previa y correlación con la geología
Creación de 17 Sismogramas Sintéticos con usando los 11 registros Checkshots.
Carga de los horizontes regionales interpretados anteriormente en los levantamientos
“blqxide” y “ueceuta” para continuar la interpretación en el cubo el “blq_3y4”.
Inicio de la interpretación de cinco niveles en el cubo “blq_3y4” (EREO, C-1, C-2,
Guasare, Socuy) con amarre a los sintéticos. Se utilizó un mallado de 20 Líneas X 20
Trazas (el bin es de 30x30m) Luego se interpretaron los eventos segundarios de C-4_40 y
C-4_55.
Interpretación de fallas, horizontes principales y segundarios
Interpretación de los horizontes EREO, C-1, Guasare y Socuy en toda el área del bloque
“blq_3y4”. Interpretación de los horizontes C-2, C4-40, y C4-55 en el área de
Yacimiento.
Interpretación de las fallas mayores para definir el esquema estructural. Correlación
lateral de estas fallas usando el cubo de similitud.
Interpretación de las fallas a partir de los cortes de pozos, usando el cubo de similitud y
los datos de producción. Al final, se interpretaron y correlacionaron 81 fallas (de las
cuales 5 fallas fueron identificadas en los pozos).
Dibujo de los polígonos de fallas para los siete niveles y refinación con los pozos.
Actualización de mapas en tiempo, velocidad y profundidad - horizontes y falla
Creación de mapas en tiempo y profundidad de los 7 horizontes en ZMAP con un mallado
de 200 m.
Creación de mapas en tiempo y profundidad de la Falla VLC-0597 en ZMAP controlados
por 28 topes (cortes) de pozos.
Realización de Inversión Sísmica, modelaje de Atributos Sísmicos
Calculo de dos cubos de Inversión (Piloto y Final) con el paquete Interwell usando el cubo
“blq_iiis” y la interpretación de “blq_3y4”.
Creación de mapas de atributos en Post-Stack PAL para comparar las variaciones laterales
de impedancia acústica en los intervalos en C-1 hasta C4-55 con las informaciones de
pozos.
3.2.4.2. Calibraciones Sísmica/Pozo
Se generaron sismogramas sintéticos para 17 pozos localizados en ambos lados de la falla e
VLC0597 usando los registros sonico (DT) y densidad (RHOB). Once (11) pozos tiene un
registro checkshot (ley tiempo-profundidad) original. En seis (6) pozos adicionales, las leyes
tiempo-profundidad fueron copiadas a partir de un pozo vecino.
Los diecisiete (17) pozos con sintéticos generados en el área del proyecto de VLC-363
Lagotreco son los siguientes (figura 44):
BA-2015, VLC-693, VLC-750, VLC-812, VLC-831, VLC-831A, VLC-858, VLC-953,VLC-993,
VLC-1021, VLC-1090, VLC-1120, VLC-1510, VLC-1513,VLC-1522,VLC-1526, VLC-1530.
Figura 44. Ubicación de los Checkshots y Sintéticos de Proyecto C-Inf VLC-363
La figura 45 muestra un ejemplo de registro sintético calculado en el pozo VLC-831, en el
cual fue amarrada la línea 3223 (b3comp+32). Este pozo tiene registros sónico y densidad.
La ondícula que mejor ajustó el sismograma del pozo VLC-831 fue una ondícula de tipo
Wiener, como se muestra el la figura 29. Existe una buena correlación entre el sismograma
sintético y la sísmica al nivel de los reflectores EREO (rojo), C-1 (rojo), C2 (negro), y Guasare
(negro).
Comparando el sintético con la línea sísmica completa, las amplitudes son muy fuertes en el
intervalo de La Rosa, EREO, C-1, C-2 y Guasare con buen amarre entre sintético y sísmica. Las
amplitudes son muy débiles en el intervalo C-3 hasta C4-60 con baja reflectividad de la sísmica y
mal amarre. También, hay que mencionar que la resolución vertical de la sísmica no permite
discriminar todos los niveles de interés.
Analizando la correlación entre el sintético y la sísmica y la continuidad lateral de los eventos,
los horizontes mas confiables para interpretar serian: EREO, C-1, C-2, y Guasare. Los otros
reflectores (C4-40 C4-55) presentan amplitudes más débiles y poca continuidad lateral. Son más
difíciles de discriminar debido a la resolución de la sísmica.
Figura 45. Sismograma Sintético VLC-831, Lagotreco con amarre de Línea 3223
La figura 45 muestra un ejemplo de lamina de calibración de la sísmica es dado para el pozo
recientemente perforado VLC-1513 en el cual se registró una ley de velocidad (”checkshot”).
La correlación óptima entre el sismograma sintético y las trazas sísmicas vecinas fue obtenida
con una ondicula tipo Ricker de frecuencia central 10Hz y de fase cero.
Se confirma la dificultad para la identificación de las diferentes subunidades debido a la
resolución de la sísmica. Una sola reflexión sísmica puede integrar varias subunidades.
Este pozo no perforó el Paleoceno y no permite tener un buen punto de amarre con el reflector
asociado a la Formación Guasare, lo que dificulta en este caso la calibración con precisión de las
subunidades C4-55 y C4-60.
Figura 46. Lamina de calibración VLC-1513.
Al final, la construcción de 17 sintéticos (figura 46) permitió obtener una buena calibración
de la sísmica a partir de los pozos e iniciar la interpretación estructural de éste estudio integrado.
Evaluando el amarre de la sísmica con los pozos, las amplitudes de los reflectores y la
continuidad lateral de los eventos, se escogieron para la interpretación cinco (5) horizontes
considerados como marcadores sísmicos confiables y representativos de eventos geológicos
característicos de la Cuenca de Maracaibo así como de los yacimientos estudiados.
Los cinco horizontes seleccionados son:
EREO: correspondiente a un valle (reflexión negativa/roja). Representa una superficie de
erosión al tope del Eoceno, caracterizada por amplitudes fuertes, de buena continuidad
lateral. Es un Marcador bien controlado con pozos. En las figuras, el horizonte es de color
rojo.
Misoa C-1: correspondiente a un valle (reflexión negativa/roja). La reflexión muestra una
buena continuidad lateral con amplitud fuerte y esta asociada a un contraste de arena/lutita
bien controlado con pozos. En la sísmica el horizonte es de color verde claro.
Misoa C-2: asociado a un pico (reflexión positiva/negra). El marcador es de poca
continuidad lateral, de amplitud variable y débil, sub-paralelo a C-1. El horizonte esta
bien controlado por pozos. Horizonte interpretado con un color morado.
Guasare: reflexión positiva (pico negro) correspondiente al tope Paleoceno. Superficie
discordante localmente erosionada. Puede presentar una discordancia angular entre la
Formación Misoa y el Paleoceno Esta caracterizado por amplitudes fuertes con muy
buena continuidad lateral. Corresponde a un horizonte de referencia en la interpretación.
Aparece como un horizonte de color verde oscuro en la sísmica.
Socuy (Cretácico Medio): corresponde a un pico (reflexión positiva/negra), de amplitud
fuerte, continuo, confiable (tope de un intervalo de varias reflexiones sísmicas fuertes
paralelas). El horizonte esta asociado a un contraste fuerte entre las calizas inferiores del
Grupo Cogollo y las lutitas superiores (intervalo Colon). En Seiswork, el horizonte fue
definido con un color azul oscuro.
La figura 31 siguiente muestra una línea arbitraria pasando por los pozos con sismogramas
sintéticos VLC-831, VLC-812, VLC-1120, VLC-993, VLC-1021 y BA-2015. Se nota el buen
amarre de la sísmica con los pozos y la identificación de los horizontes interpretados.
Figura 47. Línea arbitraria con amarre de 6 sintéticos con 5 horizontes principales.
En el intervalo entre los horizontes C-2 y Guasare, se realizó la interpretación de dos
horizontes segundarios adicionales, apoyándose sobre todo en los pozos correlacionados (figura
47):
Misoa C-4_40: El horizonte puede ser asociado a un valle (-) o un pico (+) y corresponde
a la arena productora principal. El Horizonte fue definido con un color dorado.
Misoa C-4_55: reflexión normalmente negativa (valle) sub- paralela al Guasare. El
marcador corresponde a la arena productora segundaria. En Seiswork, el horizonte fue
interpretado con un color azul claro.
Figura 48. Traza 3220 interpretada con amarre de 3 pozos desplegados
La sección sísmica representada en la figura 48, pasando por los pozos VLF-3017 al sur y
VLC1379 al norte es clave para la interpretación sísmica en el sentido que refleja la falta de
coherencia entre los eventos sospechosos sísmicos intra C-Inferior y los marcadores de los pozos.
3.2.4.3. Interpretación de Horizontes
Horizontes al nivel regional
La interpretación de los tres horizontes (EREO, Guasare y Socuy) y de las fallas principales
se realizó, con amarre de pozos, en todo el levantamiento “blq_3y4”, para generar un marco
estructural regional. Estos tres horizontes principales tienen una buena continuidad lateral en la
sísmica.
A partir de esta interpretación regional se observa que el campo VLC-363 se caracteriza por
una estructura monoclinal (con capas buzando hacia el SW con un ángulo de 2 a 3°) limitada al
Norte por la falla principal (VLC-597) de orientación NorOeste – SurEste (figura 49).
Figura 49. Mapas estructurales Regionales en profundidad, 1:40000.
Tope Socuy:
El Socuy (Cretácico Medio) es un reflector fuerte debido a un contraste entre las calizas
inferiores del Grupo Cogollo y las lutitas superiores de la Formación Colon. (figura 50).
Solamente dos pozos perforaron el Cretácico en la zona del levantamiento “blq_3y4” (VLC-693
y VLC-750). La Falla VLC-693 tiene un salto de más o menos 100 pies al nivel de Socuy con
una componente inversa (figura 50). En el Yacimiento Eoceno C-Inf VLC-363 los contornos
cierran contra la Falla VLC-597 hacia el norte a una profundidad entre -15000 hasta -15400 pies.
Figura 50. Sección sísmica Traza 3220, norte-sur, con horizontes interpretados
Tope Guasare:
La Discordancia Guasare corresponde al tope del Paleoceno y representa una superficie
erosionada a la base del Eoceno. El Guasare es un marcador regional afectado por muchas fallas.
En el lado oeste de la Falla VLC-693 se nota un bloque levantado o “horst” donde se encuentra el
pozo VLC-195. En el yacimiento C-Inf VLC-363, el Guasare tiene un buzamiento alrededor de 2
grados.
Figura 51. Horizontalización al nivel del EREO Traza 3220
EREO, Discordancia Eoceno
Este horizonte tiene mucho control de pozos. Representa una discordancia angular con
truncaciones y onlaps (figura 51). La falla normal VLC-597 esta casi sellada por este nivel (tiene
aproximadamente 50 pies de salto). La estructura al nivel del EREO es monoclinal en todo el
Yacimiento VLC-363 con ángulo de buzamiento de 3 a 4 grados hacia el Sur entre los pozos
VLC-972 y VLF-3017.
3.2.4.4. Interpretación de fallas
Las fallas fueron interpretadas en la sísmica tomando en cuenta los cortes de fallas
correlacionados en los pozos.
La figura 52 muestra un ejemplo de sección sísmica en la cual se puede observar toda la
sección sedimentaria y las fallas asociadas, desde el Cretácico hasta el Mioceno con buzamiento
hacia el Sur. Se nota que la Formación Misoa aumenta su espesor hacia el Norte, y que el
buzamiento inicial de depositación era hacia el norte. El bloque fue invertido después del
deposito del Eoceno (Misoa).
Las fallas que cortan la sección de la Formación Misoa pueden ser normales, inversas, o
transcurrentes. Muchas de ellas fueron reactivadas con sentido inverso y/o transcurrentes
posteriormente.
Figura 52. Sección sísmica oeste-este (Línea 3180) con horizontes interpretados
Las fallas fueron interpretadas en las secciones sísmicas y se correlacionaron lateralmente con
las secciones a tiempo constante extraídas del cubo de similitud. La figura 53 muestra un ejemplo
de sección a tiempo constante que ha permitido determinar y jerarquizar las fallas del yacimiento.
Figura 53. Corte de tiempo 2848 ms en el cubo de similitud, espzps8ms+32
También para ayudar a la definición de los esquemas de fallas (construcción de los polígonos
de fallas) para los diferentes niveles interpretados, se calcularon los atributos sísmicos
estructurales para varios horizontes interpretados.
La figura 54 muestra los diferentes mapas de atributos sísmicos estructurales para el nivel
correspondiente a la Formación Guasare.
Debido a la poca resolución de los demás horizontes sísmicos interpretados (en particular C4-
40 y C4-55), los resultados del cálculo de los atributos sísmicos estructurales no han podido ser
interpretados de manera satisfactoria en lo que se refiere a su análisis del esquema estructural.
Diferencia
(Dirección E-O)
EDGE
(Detección de borde)
ACIMUT
(cambio buzamiento)
Diferencia
(Dirección N-S)
Tiempo doble
NNNN
Figura 54. Mapas de atributos sísmicos (Formación Guasare)
En los mapas de atributos del Guasare, se confirma la importancia de la falla VLC-597 de
dirección N70ºW como falla mayor limitando el yacimiento hacia el Norte.
En la parte Este del yacimiento, el limite Norte del yacimiento es definido por la falla VLC-
363 (antigua ramificación Sur de la falla VLC-597). Esta falla es ahora interpretada como la
continuación lateral de la falla VLC-597.
Se observa una alineación de dirección N30ºE, confirmando la existencia de la falla VLC0693
cortando el área en dos bloques Este y Oeste. Esta falla de poco salto tiene una componente de
deslizamiento y corresponde a una falla satélite de Pueblo Viejo.
3.2.4.5. Descripción de las Fallas
Son dos fallas principales en el área del campo, anotadas en la figura 55.
Falla VLC0597
La Falla VLC0597 define el límite Norte del campo, es la falla principal. Se trata de una falla
normal con buzamiento hacia el norte. Esta falla principal ha sido objeto de una cartografía
particular en profundidad con fin de usar este plano de falla en el modelaje geocelular 3D. La
figura 55 ilustra el plano de falla asociado definido a partir de los pozos fallados. La falla esta
buzando hacia el noreste, con dirección N60°O.
El buzamiento de la falla es variable, generalmente más vertical en el intervalo Guasare-
Cretácico y más acostado en el Misoa. El buzamiento tiene un ángulo con un rango entre 27 y 40
grados en el Misoa y entre 37 y 39 grados en el intervalo inferior Guasare-Cretácico. Los
polígonos de la falla VLC0597 en los diferentes mapas estructurales reflejan este cambio de
pendiente (zonas anchas debido al bajo ángulo y zonas angostas cuando la falla es más vertical).
Figura 55. Mapa estructural del plano de la falla VLC-597 con los cortes de pozos.
Falla VLC0693
La Falla VLC-693 corresponde a una división areal entre el este y oeste del Yacimiento. Se
puede observar esta falla en las figuras 56 y 57, buzando hacia el este y de rumbo N20E. Por ser
muy vertical, ningún pozo ha cortado esta falla.
Las otras fallas (segundarias) interpretadas pueden ser clasificas en varios grupos como
ilustrado en la figura 56 para el nivel yacimiento C4-40.
Figura 56. Clasificación de fallas subverticales para el nivel C4_40
3.3. Metodología del Modelo Sedimentológico.
Los datos originales utilizados en el estudio sedimentario del yacimiento C-Inf VLC-363 son
los mismos que los descritos en la parte estratigráfica.
La descripción sedimentológica de los núcleos pretende:
1- definir los ambientes de depósito,
2- identificar las secuencias sedimentarias para realizar un modelo sedimentario de la
zona de estudio,
3- calibrar las respuestas de los registros a estos ambientes.
3.3.1. Definición de los Ambientes Sedimentarios
Se describieron en la Nucleoteca de La Concepción los núcleos 1 a 12 del pozo VLC-1530
(intervalo 12940 -12330 pies), los núcleos 10 a 13 del pozo VLC-831 (intervalo 13056-12894
pies), los núcleos 14 a 18 del pozo VLC-1123 (intervalo 13540 -13400 pies), los núcleos del
pozo VLC-812 (intervalo 13450 – 12960 pies) y los núcleos del pozo VLC-387 (intervalo 12830
– 12740 pies).
El objetivo de la descripción de los núcleos:
Observar las facies areniscas reservorio y describirlas desde un punto de visto de la
calidad de roca, petrográfico y petrofísico. Correlacionar dichas observaciones con las
medidas convencionales PHI-K, especiales (SCAL)y analizar los tipos de roca según su
granulometría (parte petrofisica).
Observar la presencia de fracturas naturales. En lo que se refiere a la geomecánica, se ha
dedicado un día a observar los rasgos geomecánicos en los núcleos. No se ha detectado
ningún índices de fracturamiento natural. Tampoco se ha observado arena no consolidada.
Observar e identificar los ambientes de depositación y sus facies asociadas con el objetivo
de tener un modelo conceptual del modo de depositación por nivel para entender el tipo
de heterogeneidad del reservorio.
La identificación de los ambientes de depósito fue realizada sobre la base de un estudio
sedimentario detallado tomando en cuenta los tipos de grano, el tamaño aparente de los granos,
las estructuras sedimentarias y las trazas orgánicas (bioturbación e icnofacies).
Los núcleos estudiados son característicos de ambientes de depósito clásticos próximo-
costeros/deltaícos o estuarios con influencias de marea. Se identificaron 7 tipos principales de
ambientes de depósito:
Se disponía para este trabajo de las hojas sedimentológicas de los pozos con nucleo.
Los ambientes de canales de marea: están constituidos de secuencias de espesores bastante
constantes (10 a 15 pies) de arenas grano medio que presentan un buen escogimiento así que una
alta impregnación. Se nota la presencia rara de clastos de arcilla comprimidos verticalmente
supuestamente debido a la compactación. Las estructuras sedimentarias presentes son
principalmente estratificaciones tipo “Herring-Bones” que traducen un cambio cíclico entre
corrientes de dirección opuesta (Figura 57). Este tipo de estructura es representativo de ambientes
de marea y más precisamente de canales de marea. Al contrario de los canales fluviales, la base
de los canales de marea no son muy erosivas debido al hecho que se desarrollan generalmente
sobre una superficie bastante plana (plataforma protegida, bahía…), entonces pueden migrar
lateralmente.
Figura 57.Facies de canal de marea. Núcleo VLC-1530
VLC-1530: 12395’
2 In.
Facies de Canal de Marea
Estratificación “Herring Bones”: las laminaciones en forma de espinas de peces que traduce un cambio cíclico a 180 grados de la dirección de los corrientes.
Arena grano medio, buen escogimiento, con pocos clastos de arcilla. Presenta una alta impregnación.
2 In.
Los ambientes de llanura de marea están caracterizados por alternancias de arenas muy finas
y arcillas. El contenido en arena puede ser muy variable (de 10 a 90%). Las arenas presentan una
forma de micro-lentes más o menos conectados y están afectadas por rizaduras de corriente
(Figura 58). Este tipo de alternancia lleva el nombre de “Flaser Bedding” cuando la preservación
de arcilla es pobre y de “Ondulous Bedding” cuando el contenido en arcilla es mayor. Tales
estructuras son típicas de un ambiente de llanura de marea.
Se pueden observar en estos ambientes de deposito figuras de escape de agua que afectan la
estructura interna de los sedimentos (Figura 58). Estas figuras son muy comunes dentro de los
ambientes de llanura de marea.
Se observa también a la base de los lentes arenosos bioturbaciones típicas del genero Lockeia
cuales indican un contexto influenciado por marea (Figura 58).
Figura 58. Facies de llanura de marea. Núcleo VLC-1530.
Los ambientes de canales están constituidos de secuencias grano-decrecientes con una base
erosiva, y de espesores variables (de 2 a más de 30 pies). El tamaño aparente de los granos va
desde arena media para los más gruesos, generalmente en base de secuencias, hasta arena limosa
o arcilla al tope de las secuencias (Figura 59). Una bioturbación a veces intensa se desarrolla
generalmente al fin de la secuencia de relleno del canal cuando baja la energía del medio. Estos
sedimentos de canales están afectados por laminación oblicua de alta amplitud cerca de la base y
Facies de Llanura de Marea
Lentes de arena muy fina afectada por rizaduras de corriente con preservación de niveles delgados de arcilla. >> Flaser Bedding característico de un ambiente de
Llanura de Marea. 2 In.
VLC-1530: 12821’
2 In.
2 In.
Figuras de escape de agua que afectaron lentes de flaser bedding. >> Escape de agua característico de un ambiente de
Llanura de Marea.
VLC-1530: 12837.5’
con rizaduras de corriente al tope. Es importante notar que los mayores espesores de secuencias
de canales están caracterizadas por una superposición de varios eventos de canales.
Figura. 59. Facies de canal. Núcleo VLC-1123.
Los ambientes de barras están constituidos de secuencias grano-crecientes, el tope muestra
un contacto abrupto con las arcillas suprayacentes. Los espesores de estas secuencias son
variables (de 2 a 15 pies). El tamaño aparente de los granos va de grano fino al tope y arena
limosa a la base (Figura 60). En el yacimiento C-Inf VLC-363 los topes de las secuencias de
barras presentan clastos centimetricos de arcilla así como niveles de carbón de un espesor hasta
5cm.
El escogimiento de los granos es generalmente bueno en estos ambientes. La bioturbación se
desarrolla en la base de las secuencias, y cerca del tope se pueden observar también mega-
rizaduras.
VLC-1123: 13489’
2 In.
Facies de Canal
Secuencia grano-decreciente con base erosiva. Contiene clastos centimetricos de arcilla por la base. Por consecuencia el escogimiento es malo en la base y se mejora hacia arriba. Las estructuras sedimentarias presentes son principalmente
laminaciones oblicuas.
Base erosiva. Se nota el cambio abrupto del tamaño de los granos.
Las observación sedimentológica 1D de los núcleos no permiten la distinción de los diferentes
tipos de barras (de desembocadura, transversales, de meandros, dístales etc). La discriminación
se hace sobre la base de la distribución geográfica de las secuencias de barras.
Figura 60. Facies de barra. Núcleo VLC-1530:
Los ambientes de levee están caracterizados por niveles altamente bioturbados. Esta
bioturbación es más que todo horizontal pero puede ser vertical a veces o difusa (Figura 61).
Resulta que la organización interna de los sedimentos está parcialmente o totalmente destruidas
por las fases de bioturbación.
Entre otros, los icnogeneros mas representados en los ambientes de levee observados son
Teichichnus, Thallassinoides, Asterosoma, Palaeophycus, Skolithos y Planolites. Pertenecen a las
icnofacies proximo-costeros Skolithos y Cruziana.
VLC-1530: 12828’
2 In.
Facies de Barra
Secuencia grano-creciente con base constituida de arenas muy finas y tope de arenas finas a medias. Se nota que el tope de la secuencia puede presentar niveles de carbón. Las estructuras sedimentarias presentes son micro-rizaduras y laminaciones oblicuas de gran amplitud.
Tope abrupto de la secuencia de barra. Se nota el cambio abrupto del tamaño de los granos.
Figura 61. Facies de levee. Núcleo VLC-1530.
Los ambientes de planicie de inundación se traducen por arcillas afectadas por pocos
intervalos delgados de arena muy fina. Estos intervalos tienen mucha materia orgánica que puede
tomar la forma de niveles de carbón. Se nota la presencia también de clastos o niveles de siderita.
Los ambientes de arcillas dístales están caracterizados por arcillas negras casi puras sin
influencia de marea o de oleaje. No tiene estructuras sedimentarias en particular y no se nota la
presencia de siderita. A veces estos niveles presentan una mala consolidación.
3.3.2 Calibración de las Respuestas de los Registros
Una calibración de las respuestas de los registros se realizó con la ayuda del core-gamma de
los pozos VLC-1530, VLC-1123 y VLC-831. La comparación entre los ambientes de depósito
descritos en los núcleos y las evoluciones verticales del core-gamma permitió definir un patrón
VLC-1530: 12874.5’
2 In.
Facies de Levee
Originalmente este sedimento estaba constituido de alternancias de niveles de arena muy fina y de niveles de arcilla. Varias fases de bioturbación (horizontal, vertical, difusa…) han destruido la estructura interna del sedimento.
Galería vertical
Galería horizontal
de interpretación litológica. En efecto, el grano-decrecimiento de las secuencias de relleno de
canales junto con el aumento vertical de la arcillosidad se traduce en el core-gamma por un
aumento de los valores de radioactividad. Mientras que el grano-crecimiento de las secuencias de
barras se traduce por una disminución progresiva de los valores de radioactividad.
Nota: la respuesta del core-gamma para los canales de marea es muy parecida a la respuesta
de los canales fluviales. La única diferencia se encuentra a la base de las secuencias. Los canales
de marea no son tan erosivos como los canales fluviales entonces deberían presentar un aumento
progresivo del core-gamma correspondiente a la instalación progresiva del canal de marea. Pero
no se logro identificar una respuesta clara para los ambientes de canales de marea así que se
reunieron los dos tipos de canales bajo una sola denominación: “Canal”.
Figura 62. Calibración de las facies por los registros.
Las interpretaciones en facies sedimentarias de cada pozo se realizaron primero en los pozos
que tienen núcleos. Este patrón de interpretación litológica fue extendido a los otros pozos del
yacimiento que no tienen núcleos utilizando las curvas de volumen de arcillosidad (Vshale)
generadas con el módulo Shale Volume de PetroWorks. Estas curvas presentan la ventaja de ser
normalizadas y entonces directamente comparables entre los diferentes pozos.
Vsh R
Instalación progresiva de
BARRAS
Superposición de CANALES
imbricados
Afinamiento de los granos
Grano- y estrato-crecimiento
Arcillas de bahía o planicie de
inundación
+ - + - Núcleo
Posteriormente la información litológica se llevó a todos los pozos del yacimiento, utilizando
el módulo Lithology de StratWorks. Se lograron diferenciar las tres facies sedimentarias:
Arcillas: cuando el Vsh resultó mayor de 35%
Arenas: cuando el Vsh resultó menor de 35%.
Para distinguir las arenas entre Canales y Barras, se utilizaron las asociaciones del Vshale
con la resistividad y, de ser necesario, los perfiles densidad y neutron cuando presente este
ultimo.
Debido a la falta de núcleo en el Misoa C Superior no se pudo alcanzar un nivel de precisión
tal como para el C Inferior. Por consecuencia las litologías se hicieron con cutoff en base a curva
de VShale calculada.
Se decidió utilizar cutoff de 0 a 15% de arcilla para definir las arenas limpias, de 15 a 35%
para las arenas arcillosas y más de 35% para caracterizar las arcillas.
En los mapas a continuación, el diámetro de los círculos es proporcional al espesor de cada
unidad para poder observar los cambios mayores de espesor.
3.3.3. Análisis 2 D con Perfiles
3.3.3.1. Análisis Genético de los Pozos
En base a las calibraciones proporcionadas por los pozos con núcleos se realizó el análisis
genético de cada una de las unidades estratigráficas de los pozos del estudio para que se puedan
definir en cada yacimiento los distintos ambientes sedimentarios.
Con la finalidad de utilizar los mismos parámetros de corte para cada pozo se utilizó en un
primer paso la curva de contenido de arcilla (o Vshale que es obligatoriamente normalizada)
proporcionada por el estudio petrofísico. No se utilizaron los perfiles de rayos gamma (GR) ya
que las repuestas de este perfil están, entre otros, influenciadas por las condicione ambientales del
pozo y el contenido en minerales radio-activos presentes en las arenas (feldespatos, micas etc).
El resultado es una primera separación litológica de la columna sedimentaría de cada pozo
entre arenas y arcillas tomando como umbral de contenido de arcilla el valor de 35%. Las arcillas
representan los sedimentos de bahía, de planicie de inundación, de llanura de marea o de mar
abierto y no presentan ningún carácter yacimiento, sino de sello.
3.3.3.2. Análisis de Mapas de Espesor
En un segundo paso se identificaron dentro de las arenas remanentes (Vshale_EFAI inferior a
35%) con el uso de los perfiles de resistividad y de porosidad (neutron y densidad) los distintos
ambientes de sedimentación evidenciados en los núcleos. Se diferenciaron los ambientes de
canales y de barras.
3.3.3.3. Mapeo de Ambientes Sedimentarios
A partir de la interpretación de facies sedimentológicas de todos los pozos se generaron
mapas de distribución de canales y barras (proporción de ambiente de sedimentación)
directamente a partir de la interpolación de los datos de pozos con la aplicación MapView de
OpenWorks.
Para cada unidad de la Formación Misoa C se calculó una proporción vertical de los tres
ambientes de depósito con los valores de los pozos.
Nota: es necesario precisar que el diámetro de los círculos es proporcional al espesor de la
unidad considerada y el relleno muestra la proporción de cada uno de los ambientes de depósito
en todos los mapas a continuación. Se puede apreciar entonces las variaciones de espesor así
como los cambios laterales de ambiente.
3.3.3.3.1. Unidad C4-40
Figura 63. Mapas de control de proporción de canales y barras de la Unidad C4-40
En la Figura 63 el mapa de abajo se realizó usando la herramienta “Lithology Pie-Posting” de
StratWorks para ilustrar la proporción de las 3 litologías. La CPV indica de manera sintética y
cuantitativa dichas proporciones verticalmente dentro de la unidad.
El contenido promedio en arenas de canales y de barras para la Unidad C4-40 es cerca de
50%.
Tres conclusiones principales pueden ser extraídas de estos mapas.
Primero, como lo muestra el diámetro de los círculos, el espesor de la unidad C4-40 aumenta
progresivamente hacia el Noroeste.
Unidad C4-40 Canales Barras
Barras
Canales
Arcillas
C4-40
Segundo, se puede observar que la proporción de canales es más importante en el sur del
yacimiento. Se puede notar también una tendencia de aporte de sedimentos de canales del
Sur al Norte.
Tercero, la proporción de barras parece más distribuida con una orientación Este/Oeste es
decir perpendicular a la orientación general de los canales.
3.3.3.3.2. Unidad C4-46
Figura 64. Mapas de control de proporción de canales y barras de la Unidad C4-46
En la Figura 64 el mapa de abajo se realizó usando la herramienta “Lithology Pie-Posting” de
StratWorks para ilustrar la proporción de las 3 litologías. La CPV indica de manera sintética y
cuantitativa dichas proporciones verticalmente dentro de la unidad.
Unidad C4-46 Canales Barras
Barras
Canales
Arcillas
C4-46
El contenido promedio en arenas de canales y de barras para la Unidad C4-46 es cerca de
30%.
Como para el caso de la Unidad C4-40, notamos un aumento del espesor de C4-46 hacia el
Noroeste del yacimiento. Además la proporción de canales es todavía más importante el la parte
mediana Sur del yacimiento. La orientación de los cuerpos arenosos de canales indica un aporte
de sedimentos del Sur lo que es conforme con el macro-modelo regional.
La distribución geográfica de los ambientes de barras parece más difusa. Al contrario de los
canales no se nota una conexión lateral de los cuerpos sobre largas distancias.
3.3.3.3.3. Unidad C4-40
Figura 65. Mapas de control de proporción de canales y barras de la Unidad C4-47
Unidad C4-47 Canales Barras
Barras
Canales
Arcillas
C4-47
En la Figura 65 el mapa de abajo se realizó usando la herramienta “Lithology Pie-Posting” de
StratWorks para ilustrar la proporción de las 3 litologías. La CPV indica de manera sintética y
cuantitativa las proporciones de las litologías verticalmente dentro de la unidad. El contenido
promedio en arenas de canales y de barras para la Unidad C4-47 es cerca de 40%.
El aumento de espesor hacia el norte sigue con la Unidad C4-47. Al contrario de las unidades
supra-yacentes no se nota en la Unidad C4-47 una repartición clásica de los canales es decir
mayor contenido en canales en la zona sur del yacimiento. La distribución se presenta más
homogénea en un transecto Sur/Norte. Pero la conexión lateral de los cuerpos arenosos
correspondiente a los ambientes de canal muestra claramente una dirección Sur/Norte.
La distribución lateral de los ambientes de barras muestra un mayor contenido en barras en la
zona central Sur y Sureste del yacimiento.
3.3.3.3.4. Unidad C4-48
Unidad C4-48 Canales Barras
Barras
Canales
Arcillas
C4-48
Figura 66. Mapas de control de proporción de canales y barras de la Unidad C4-48
En la Figura 66 el mapa de bajo se realizó usando la herramienta “Lithology Pie-Posting” de
StratWorks para ilustrar la proporción de las 3 litologías. La CPV indica de manera sintética y
cuantitativa las proporciones de las litologías verticalmente dentro de la unidad. El contenido
promedio en arenas de canales y de barras para la Unidad C4-48 es cerca de 60%.
El aumento de espesor de la Unidad C4-48 es muy progresivo en dirección del Noroeste como
lo muestra el mapa de abajo.
El mapa de proporciones de canales muestra claramente una zona de aporte de sedimentos
que se encuentra en la parte Sur/Suroeste del yacimiento. Se puede observar en los mapas ejes
preferenciales de distribución de sedimentos de canales hacia el Norte y el Este.
Las barras parecen instalarse entre las rutas de canales así tienen una distribución más difusa
en el yacimiento. Se pueden interpretar como barras inter-distributárias o barras de meandro.
3.3.3.3.5.Unidad C4-52
Figura 67. Mapas de control de proporción de canales y barras de la Unidad C4-52
En la Figura 67 el mapa de abajo se realizó usando la herramienta “Lithology Pie-Posting” de
StratWorks para ilustrar la proporción de las 3 litologías. La CPV indica de manera sintética y
cuantitativa las proporciones de las litologías verticalmente dentro de la unidad. El contenido
promedio en arenas de canales y de barras para la Unidad C4-52 es cerca de 30%.
El aumento progresivo del espesor de la unidad hacia el Noroeste se puede observar en el
mapa de abajo.
El mapa de proporción de canales muestra una zona de aporte de sedimentos en la parte
mediana Sur del yacimiento.
La distribución de los ambientes de barras esta muy homogénea y no muestra zonas
preferenciales de acumulación.
Unidad C4-52 Canales Barras
Barras
Canales
Arcillas
C4-52
3.3.3.3.6. Unidad C4-53
Figura 68. Mapas de control de proporción de canales y barras de la Unidad C4-53
En la Figura 68 el mapa de abajo se realizó usando la herramienta “Lithology Pie-Posting” de
StratWorks para ilustrar la proporción de las 3 litologías. La CPV indica de manera sintética y
cuantitativa las proporciones de las litologías verticalmente dentro de la unidad. El contenido
promedio en arenas de canales y de barras para la Unidad C4-53 es cerca de 50%.
Como para las otras unidades del Misoa C Inferior, el C4-53 muestra un aumento progresivo
de su espesor hacia el Noroeste.
Las acumulaciones de canales se encuentran en la parte Sur del yacimiento. Se puede notar
una dirección de aporte de sedimentos de canales del Sur al Norte.
Las proporciones mayores de ambientes de barras se encuentran en la parte Sureste del
yacimiento.
Unidad C4-53 Canales Barras
Barras
Canales
Arcillas
C4-53
3.3.3.3.7. Unidad C4-55
Figura 69. Mapas de control de proporción de canales y barras de la Unidad C4-55
En la Figura 69 el mapa de de abajo se realizó usando la herramienta “Lithology Pie-Posting”
de StratWorks para ilustrar la proporción de las 3 litologías. La CPV indica de manera sintética y
cuantitativa las proporciones de las litologías verticalmente dentro de la unidad. El contenido
promedio en arenas de canales y de barras para la Unidad C4-55 es cerca de 75%.
La distribución de las arenas de canales de la Unidad C4-55 no se presenta canalizada como
para las otras unidades del Misoa C Inferior pero como una capa homogénea de arena. Se puede
interpretar como una imbricación de varias secuencias de canales.
Las acumulaciones de barras están concentradas en la zona mediana Sur del yacimiento.
Unidad C4-55 Canales Barras
Barras
Canales
Arcillas
C4-55
3.3.3.3.8. Unidad C4-60
Figura 70. Mapas de control de proporción de canales y barras de la Unidad C4-60
En la Figura 70 el mapa de de abajo se realizó usando la herramienta “Lithology Pie-Posting”
de StratWorks para ilustrar la proporción de las 3 litologías. La CPV indica de manera sintética y
cuantitativa las proporciones de las litologías verticalmente dentro de la unidad. El contenido
promedio en arenas de canales y de barras para la Unidad C4-60 es cerca de 60%.
El aumento progresivo del espesor de la Unidad C4-60 hacia el Norte se puede observar en el
mapa de abajo.
Al contrario de las otras unidades del Misoa C Inferior, las arenas de canales del C4-60 se
ubican principalmente en la parte central Norte del yacimiento. Se puede notar una tendencia
Sur/Norte del transito de sedimentos de canales.
Los ambientes de barras están concentrados en la zona Sur del yacimiento.
Unidad C4-60 Canales Barras
Barras
Canales
Arcillas
C4-60
Resumen
Los puntos principales que se derivan de la observación de los mapas de distribución de los
ambientes de depósito son los siguientes:
A medida que bajamos en la serie del Misoa C las proporciones de arena de canal y de
barra aumentan. Es decir que las unidades basales del Misoa C Inferior tienen más arena
que las unidades supra-yacentes. Esta observación concuerda con el esquema de onlaps
transgresivos descritos anteriormente.
Todas las unidades del Misoa C (aparte el C4-60) son más arenosas en la parte Sur de la
zona de estudio y más arcillosas en la parte Norte.
Las direcciones de aporte de sedimentos de canales quedan estables durante todo el depósito
del Eoceno Temprano. En efecto estos aportes vienen del Sur-Suroeste (SSO) con una dirección
promedia de N20 con 10 grados de incertidumbre.
CAPITULO IV
RESULTADOS Y ANÁLISIS
4.1. Análisis y Resultados del Modelo Estratigráfico
Se definió el tope Guasare, tanto en pozos al Sur de la falla VLC-597 como en su parte Norte.
Este marcador es de suma importancia para la calibración del modelo estructural a partir de la
data sísmica. Se trata de un fuerte reflector sísmico.
A continuación se van a presentar secciones estratigráficas en posición estructural (figura 71
y figura 72) de orientación Este – Oeste y Norte – Sur. Se puede apreciar la evolución lateral de
los espesores de cada Unidad.
Figura 71. Sección estratigráfica Sur – Norte.
En la sección estratigráfica de la figura 71 que corta el yacimiento en el sentido Sur – Norte
en su parte central se nota un aumento sensible del espesor del Misoa C en el bloque Norte de la
falla VLC-597 indicando una actividad de la falla durante el deposito de los sedimentos eocenos.
Este carácter syn-sedimentario de la falla significa que las acumulaciones de sedimentos de
cualquier nivel son altamente controladas por su salto.
Tomando aparte cada bloque, se puede notar tanto en el bloque Sur como en el bloque Norte
un aumento progresivo del espesor de cada unidad hacia el Norte que no parece ser controlado
por fallas. Este aumento es de origen estrictamente sedimentario.
Figura 72. Sección estratigráfica Este – Oeste.
La sección estratigráfica de la figura 72 corta el yacimiento en el sentido Oeste – Este en su
parte central. Se observa claramente la conservación del espesor del Misoa C Inferior de ambos
lados de la falla VLC-693. Esta conservación de espesor implica que esta falla no tuvo un
carácter syn-sedimentario activo durante la deposición de los sedimentos eocenos. Esto implica
que las acumulaciones sedimentarias, en cualquier nivel cerca de la falla son de origen
estrictamente sedimentario.
4.1.1. Descripción de las Unidades
4.1.1.1. Unidad C4-40
Esta unidad fue alcanzada por 152 pozos y constituye el nivel mas reciente del Misoa C
Inferior.
El espesor de esta unidad muestra un aumento desde 60 pies en la zona Sureste hasta 160 pies
en la zona Noroeste, lo que refleja el carácter syn-sedimentario de la actividad de la falla
principal VLC-597.
Hacia el Norte de la zona la unidad se vuelve mas arcillosa mientras el Sur aumenta el
contenido de niveles arenosos petrolíferos caracterizados por altas resistividades.
La figura 73 ilustra a través de una sección estratigráfica horizontalizada al tope del C4-40 las
características principales de dicha unidad.
La unidad C4-40 esta separado de la unidad infrayacente por un cuello lutítico bastante
identificable y continuo dentro de la zona (figura 7.3).
Figura 73. Sección estratigráfica Sur – Norte “horizontalizada” sobre el tope C4-40.
Se trata de una unidad productora importante (POES= 257 MMBls, Np= 25 MMBls) con alto
potencial en términos de reservas remanentes.
4.1.1.2. Unidad C4-46
Esta unidad fue alcanzada por 152 pozos, se caracteriza un espesor mínimo de 130 pies en la
parte Sur–Sureste del yacimiento y un espesor máximo de 230 pies en la zona Noroeste.
Al igual que la unidad C4-40 se observa un aumento progresivo del espesor de la unidad hacia
el Noroeste, reflejo del control de sedimentación por la falla principal VLC-597 del yacimiento.
La figura 74 ilustra a través de una sección estratigráfica horizontalizada al tope del C4-46 las
características principales de dicha unidad.
Esta unidad tiene un “net to gross” global del orden de 20%
Se podría dividir el C4-46 en 2 sub-unidades distintas ya que se observa un cuello lutítico por
su parte media muy continuo y que se puede correlacionar en toda la zona de estudio. Las
resistividades muestran dos cuerpos arenosos aislados que se desarrollan independientemente en
el yacimiento.
VLC1375 VLC0961 VLC0924 VLC1066 VLC0525 VLC1132
S N
El C4-46 esta aislado de la unidad infrayacente por un cuello lutítico homogéneo sobre toda la
superficie del yacimiento.
Figura 74. Sección estratigráfica Sur – Norte “horizontalizada” sobre el tope C4-46.
Se trata de una unidad productora de relativa importancia (POES= 212 MMBls, Np= 17
MMBls) con alto potencial en términos de reservas remanentes.
4.1.1.3. Unidad C4-47
El espesor del C4-47 es homogéneo en toda la zona de estudio. Su mínimo es de 110 pies en
la parte Sur – Suroeste hasta 180 pies en la parte Norte. Como para las unidades supra-yacentes,
el aumento de espesor es progresivo hacia el Norte.
La figura 75 ilustra a través de una sección estratigráfica horizontalizada al tope del C4-47 las
características principales de dicha unidad.Esta unidad tiene un “net to gross” global, pobre, del
orden de 10% .
Los bajos valores de resistividad indican una arcillosidad bastante alta de la Unidad C4-47.
Sin embargo la base parece ser más arenosa sobre toda la zona de estudio.
VLC1526 VLC0916 VLC1476 VLC0955 VLC1471 VLC0812
S N
Ciertas zonas del yacimiento como la parte central y Este, presentan un sello con la unidad
bajo-yaciente C4-48 muy delgado hasta inexistente.
Figura 75. Sección estratigráfica Sur – Norte “horizontalizada” sobre el tope C4-47
Se trata de una unidad productora de relativa poca importancia (POES= 124 MMBls, Np= 3.8
MMBls) con alto potencial en términos de reservas remanentes, pero bastante heterogénea.
4.1.1.4. Unidad C4-48
La Unidad C4-48 presenta espesores homogéneos sobre todo el yacimiento desde 110 pies en
la zona Sur - Sureste hasta 170 pies en el Norte.
La figura 76 ilustra a través de una sección estratigráfica horizontalizada al tope del C4-48 las
características principales de dicha unidad.
Esta unidad tiene un “net to gross” global del orden de 40%. Se trata a menudo de una arena
masiva y homogénea, de gran interés petrolífero.
Las resistividades altas en el Sur del yacimiento indican un intervalo arenoso en la parte
inferior de la unidad. Este cuerpo arenoso parece ser muy localizado en el espacio pero muy
VLC1450 VLC1440 VLC1272 VLC1082 VLC0974 VLC1132
S N
continuo lateralmente. De la misma manera, se puede notar también la presencia de otro cuerpo
arenoso en la parte superior de la unidad.
El sello basal del C4-48 parece aislar la unidad de los sedimentos infrayacientes de manera
bastante efectiva.
Figura 76. Sección estratigráfica Sur – Norte “horizontalizada” sobre el tope C4-48.
Se trata de una unidad productora de gran importancia (POES= 359 MMBls, Np= 42 MMBls)
con alto potencial en términos de reservas remanentes.
4.1.1.5. Unidad C4-52
La Unidad C4-52 tiene variaciones de espesor importantes desde 85 pies hasta 210 pies. Sin
embargo, el aumento de espesor hacia el Noroeste es muy progresivo.
La figura 77 ilustra a través de una sección estratigráfica horizontalizada al tope del C4-52 las
características principales de dicha unidad.Esta unidad tiene un “net to gross” pobre del orden de
10%.
VLC1476 VLC1471 VLC1464 VLC0972 VLC1073 VLC1115
SE NO
Las resistividades muy bajas indican que el C4-52 no esta caracterizado por la presencia de
cuerpos arenosos muy desarrollados lateralmente. Se trata de una unidad con areniscas
lenticulares, muy heterogénea.
El sello basal del C4-52 parece ser muy continuo en el yacimiento aislando esta unidad del C4-53
infrayaciente.
Figura 77. Sección estratigráfica Sur – Norte “horizontalizada” sobre el tope C4-52
Se trata de una unidad productora de relativa poca importancia (POES= 154 MMBls, Np= 3.7
MMBls) con alto potencial en términos de reservas remanentes, pero bastante heterogénea y
difícil a producir.
4.1.1.6. Unidad C4-53
La Unidad C4-53 como las otras unidades del yacimiento C-Inf VLC0363 presenta un
aumento progresivo de su espesor en dirección del Norte desde 95 pies en el Sur hasta 230 pies
en el Norte. Este aumento es muy progresivo hasta la falla principal VLC00597.
VLC0916 VLC0955 VLC0982 VLC0972 VLC1123 BA2034
S N
Se puede notar claramente que dicha falla tiene una actividad syn-sedimentaria ya que el
espesor del C4-53 es mayor en el bloque Norte.
La figura 78 ilustra a través de una sección estratigráfica horizontalizada al tope del C4-53 las
características principales de dicha unidad.Esta unidad tiene un “net to gross” pobre del orden de
15%.
Las resistividades del C4-53 muestran que la unidad es bastante arcillosa sobre todo en su
parte basal.
El aislamiento vertical del C4-53 por medio de su sello basal parece ser débil ya que para
algunos pozos este sello se traduce por un contacto arena contra arena.
Figura 78. Sección estratigráfica Sur – Norte “horizontalizada” sobre el tope C4-53
Se trata de una unidad productora de relativa poca importancia (POES= 187 MMBls, Np= 17
MMBls) con alto potencial en términos de reservas remanentes, pero bastante heterogénea y
difícil a producir. Sin embargo, debido a su posible coaleciencia con la unidad infrayacente C4-
55, se podría producir en conjunto.
VLC1507 VLC0955 VLC1467 VLC1047 VLC0958 VLC1150
SO NE
4.1.1.7. Unidad C4-55
La Unidad C4-55 es una de las unidades de mayor espesor del Misoa C Inferior. Sus
espesores varían de 200 pies en el Sureste del yacimiento a 300 pies en la zona Noroeste. Este
aumento es relativamente progresivo y no parece ser controlado por la actividad syn-sedimentaria
de la falla VLC-597. Es decir que la depositación de esta unidad ocurrió antes de la actividad de
dicha falla.
El C4-55 esta caracterizado por resistividades muy altas del orden 150 ohms lo que sugiere
que es una unidad muy arenosa.
La figura 79 ilustra a través de una sección estratigráfica horizontalizada al tope del C4-55 las
características principales de dicha unidad.
Esta unidad tiene un “net to gross” que supera el 50%. Se observan numerosos niveles lutítico
poco continuos que podrán formar barreras locales (“baffles”).
El sello basal separando el C4-55 del C4-60 es muy discontinuo y aparecen contactos arena
contra arena en varias partes del yacimiento. Sin embargo, hay que notar que en la zona Sureste,
el C4-55 presenta por su base una secuencia arcillosa bastante desarrollada que permite una
aislamiento con la unidad infrayaciente eficiente.
Figura 79. Sección estratigráfica Sur – Norte “horizontalizada” sobre el tope C4-55
Se trata de una unidad productora de mayor importancia (POES= 813 MMBls, Np= 177
MMBls) con alto potencial en términos de reservas remanentes secundarias, pero bastante difícil
a producir por llegadas de agua y baja presión (proyectos de Recuperación Mejorada en
progreso).
4.1.1.8. Unidad C4-60
La unidad basal del Misoa C Inferior presenta como las otras unidades un aumento progresivo
de su espesor hacia el Norte. El espesor mínimo es de 170 en la zona Sureste y la mayor es de
470 pies en el Noroeste.
La figura 80 ilustra a través de una sección estratigráfica horizontalizada al tope del C4-60 las
características principales de dicha unidad.
Esta unidad tiene un “net to gross” que supera el 50%). Se observan numerosos niveles
lutítico poco continuos que podrán formar barreras locales (“baffles”).
VLC0934 VLC0831 VLC0961 VLC0974 VLC0633 VLC0887
SE NO
Las resistividades muy altas indican que el C4-60 es muy arenoso con petróleo por su tope.
Los valores bajos de resistividad asociados con valores bajas de gamma-ray por la base de la
unidad parecen indicar una presencia de agua.
El contacto con la Formación infrayaciente Guasare es un contacto en discordancia. En
muchas partes del yacimiento observamos la presencia de una capa de arcilla en los primeros
sedimentos del C4-60.
Figura 80. Sección estratigráfica Sur – Norte “horizontalizada” sobre el tope C4-60
Se trata de una unidad productora de mayor importancia (POES= 425 MMBls, Np= 78
MMBls) con alto potencial en términos de reservas remanentes secundarias, pero bastante difícil
a producir por llegadas de agua y baja presión (proyectos de Recuperación Mejorada en
progreso).
VLC0927 VLC0916 VLC0955 VLC0963 VLC0633 VLC0887
SE NO
4.2. Análisis y Resultados del Modelo Estructural.
4.2.1. Mapas realizados
En el área del Yacimiento C-Inf VLC-363 (251 km2), se realizaron seis mapas estructurales
en profundidad detallados del yacimiento con una escala de 1:20000, utilizando el paquete de
Landmark ZMAP Plus. Los mapas realizados son los siguientes: EREO, tope C1, tope C2, arena
C4_40, arena C4_55, y tope Guasare.
Figura 81. Mapas estructurales finales de Yacimiento, 1:20000.
4.2.2. Esquema Tectónico-Sedimentario
La evolución estructural post-triásica ocurrió en un marco intra continental (intraplaca) y
estuvo controlado por reactivaciones de estructuras pre existentes. El área estudiado ha pasado
por diferentes regímenes tectónicos sucesivos lo que explica su complejidad: un régimen
distensivo se desarrolla durante el triásico-Jurásico y luego durante el Eoceno temprano y medio,
un régimen compresional/transpresional se desarrolla durante el Eoceno tardio-Oligoceno y luego
el Mio-Plioceno.
A continuación se presenta la evolución estructural del área del yacimiento C-Inf VLC-363.
Triasico-Jurasico: la ruptura de la Pangea se manifiesta a través de una serie de grabenes
rellenos por sedimentos continentales (Fm. La Quinta). En el área de Bachaquero-Lagunillas, el
evento parece haber generado la falla de Pueblo Viejo, borde occidental de un graben que se
desarrolla principalmente en tierra.
Cretácico-Paleoceno: la deriva entre América del Norte y del Sur se caracteriza por la
ausencia de estructuración importante. Se evidencia un paleo alto, determinado por el bloque
comprendido entre la falla de Icotea y de Pueblo Viejo, con la erosión de los sedimentos de edad
Paleoceno tardío (posible “forebulge” de la orogénesis Pre Andina, la cual genera la Cordillera
Occidental de Colombia). La Formación Guasare se preservó parcialmente por encima de la cual
descansa la Formación Misoa en discordancia.
A partir del Paleoceno tardio-Eoceno temprano, la acreción del terreno Caribe (colisión
oblicua entre el arco de islas caribe y la esquina NO de la placa suraméricana), produce un
régimen tectónico regional compresivo. La deformación asociada corresponde al emplazamiento
de las Napas de Lara y su cuenca flexural asociada. En el ante país (área Bachaquero-
Lagunillas) predomina un régimen distensivo. Las antiguas fallas de rumbo N-S (sistema de
Pueblo Viejo) tienen una fuerte actividad como evidenciado por las grandes variaciones de
espesor en ambos lados de las fallas. En el bloque deprimido este de Pueblo Viejo se produce
una gran subsidencia creando un ambiente de aguas profundas (Formación Trujillo, base de la
Formación Misoa con abanicos). Asociado a esta reactivación del fallamiento N-S, se
desarrollan fallas gravitacionales de rumbo NNO-SSE que afectan el Eoceno, hacia el sector de
Lagunillas (margen del ante país).
En el yacimiento C-Inf VLC-363 se forma a esta época del Eoceno temprano la falla VLC-
597 con buzamiento hacia el Norte como falla normal de rumbo NNO-SSE syn-sedimentaria.
Eoceno medio: la acreción del terreno caribe continua y en la región de los estados Lara,
Falcon y el sector NE de Maracaibo, se emplazan las Napas de Lara. El régimen tectónico
cambia en el ante país. Una deformación compresiva ocurre selectivamente en las fallas de
rumbo N-S. En el sistema de fallas de Icotea se producen movimientos transpresivos, mientras
que en el sistema de Pueblo Viejo no se evidenciaron, durante el estudio, signos importantes de
reactivación. El limite de secuencia SB 44 Ma y la erosión asociada puede resultar de este evento
tectónico.
En el yacimiento C-Inf VLC-363 ocurre a esta época del Eoceno medio dicha fase de eventos
transpresivos que reactivan el sistema de Pueblo Viejo en transgresión y generan fallas satélite de
Pueblo Viejo como típicamente la falla VLC-693.
Eoceno tardío: se produce una segunda fase de deformación compresiva invirtiendo el
movimiento de las fallas normales de rumbo N-S , creando los Anticlinales de Lagunillas y de
Pueblo Viejo. El sistema de fallas de Pueblo Viejo sufre una nueva transpresion y se crean
estructuras secundarias asociadas en echelon. Durante el Eoceno tardío comienza un periodo de
erosión importante en toda la parte oriental del Lago de Maracaibo.
En el yacimiento C-Inf VLC-363 ocurre a esta época del Eoceno tardío una fase de
reactivación de las fallas Norte-Sur (sistema de Pueblo Viejo) y generan procesos de inversión y
estructuras secundarias asociadas en echelon como la parte oriental del yacimiento C-Inf
VLC0363.
Oligoceno: El área de estudio permaneció emergido y continua la etapa de erosión creando
un gran hiatus Eoceno tardio-Oligoceno (39.5 MA-21 Ma). El Oligoceno corresponde a un
periodo de intensa actividad tectónica (orogénesis de la Cordillera Central de Colombia y de la
Sierra de Perija). Simultáneamente, ocurre una redistribución de los depocentros de la cuenca
hacia el SO, debido al basculamiento post-eoceno asociado a la orogenesis andina, tal como
evidenciado por el engrosamiento del Mioceno hacia el SO.
Neogeno: la orogenesis andina resulta de la colisión del arco de Panamá con Suramérica a
partir del Mioceno medio. Esta acreción oblicua inicia la deformación en la Cordillera Oriental de
Colombia, la Sierra de Perijá y los Andes de Mérida. La primera sedimentación en el sector
Bachaquero-Lagunillas corresponde a la Formación La Rosa, sedimentos marinos someros
acumulados en la cuenca flexural andina, a excepción del Anticlinal de Pueblo Viejo que se
mantiene como área positiva.
Sucesivas pulsaciones compresivas reactivan el sistema de fallas de Pueblo Viejo, pues se
evidencian erosiones locales en su bloque levantado este, asociadas a espesores mayores y
abanicos en su bloque oeste deprimido. Dos eventos transpresivos son más importantes, el
primero produce el plegamiento de la discordancia Eoceno-Oligoceno así como de la Formación
La Rosa (Eoceno medio), el segundo se produce en el Plio-Pleistoceno.
4.2.3. Inversión Sísmica y Análisis de Atributos
Se realizó una inversión sísmica acústica con el objetivo de visualizar los cambios litológicos
y/o sedimentológicos en el Misoa “C, para ayudar en la caracterización del Yacimiento VLC-363.
Se corrieron dos proyectos de inversión sísmica, un proyecto piloto y la inversión final sobre todo
el yacimiento C-Inf VLC-363.
Dos cubos de Inversión se crearon usando el paquete Interwell del IFP: el Piloto (azul) en
2007 y el Final (rojo) en 2008 a partir de los datos sísmicos del levantamiento “blq_iiis”
(cargados en 32 bit) y de la interpretación realizada en el levantamiento “blq_3y4”. Fueron
cargados tres de los horizontes interpretados: EREO, C-2, y Guasare para definir la parte
estructural. También fueron utilizados 11 pozos con “checkshots”, sonico (DT) y densidad
(RHOB) para definir el modelo inicial de impedancia. En Anexo 1 se encuentra el informe
completo relativo al proceso de inversión sísmica y al análisis de los resultados. Las principales
conclusiones son las siguientes:
La calidad de la sísmica usada para la inversión sísmica es regular a pobre. Se estimó que
para el intervalo en el Misoa (entre los horizontes EREO y Guasare), el nivel de ruido
(señal aleatoria) es de 39.2%.
La frecuencia sísmica es entre 6.8 Hz y 23.4 Hz para una ventana de tiempo entre 1800 y
varía entre 118 y 150 pies. Para un pico de frecuencia a 15 Hz, la resolución vertical
varía entre 183 y 233 pies.
La fase óptima de la ondícula extraída de la sísmica a partir del proceso de calibración
multi-pozos (usando los 10 pozos del área de estudio) es de 90°. El coeficiente de
normalización que permite controlar la amplitud de la ondícula para todo el cubo fue
estimado a 0.502. Para este cálculo, de los 11 pozos iniciales escogidos, el pozo VLC-750
no fue tomado en cuenta porque su registro de impedancia acústica no es representativo
de la geológica (traduce mas la variación del diámetro del hoyo).
El modelo inicial “a-priori” de impedancia fue calculado por extrapolación lateral de las
curvas de impedancia calculadas en los 10 pozos del estudio. La extrapolación lateral de
los valores de impedancia fue controlada por el modelo estructural definido a partir de los
tres horizontes interpretados en la sísmica: discordancia eoceno EREO, C2 y Guasare. Se
realizó el modelo con los diez (10) pozos BA-2015, BA-2057, BA-2116, VLC-693, VLC-
812, VLC-831, VLC-993, VLC-1021, VLC-1513, VLC-1530.
Los resultados de inversión obtenidos muestran que la inversión mejoró bastante la
calidad del cubo “blq_iiis” y reduce la cantidad de ruido aleatorio contenido en el cubo
sísmico, permitiendo obtener buenos resultados.
Por lo general, la inversión sísmica es generalmente una buena herramienta de predicción de
la litología (para yacimiento de espesor superior o igual a la resolución sísmica). Existe una
buena correlación entre la impedancia resultado del proceso de inversión sísmica y la impedancia
calculada en los pozos.
Sin embargo en este estudio, debido a la muy baja resolución de la sísmica y a la presencia de
reflectores no confiables, no se pudo observar alguna evidencia o ninguna correlación clara. Estos
atributos tienen mucho ruido y son de baja calidad, especialmente en el Misoa “C” Inferior.
En conclusión, en relación con los problemas de resolución vertical y de ruido, los atributos
extraídos a partir de la inversión (cambios laterales de acústica impedancia) no son conclusivos.
La Figura 82 ilustra unos resultados del proceso de inversión. Se puede apreciar que la resolución
sísmica baja (150 – 200’) no permite distinguir las unidades productoras del orden de 100’ de
espesor. Sin embargo, en las secciones de impedancia seria posible distinguir los paquetes
gruesos, en particular se observan tres intervalos individualizados que podrían corresponder a los
intervalos C4-48, C4-55 y C4-60.
Figura 82. Ilustración de los resultados de la inversión sísmica.
4.3. Análisis y Resultados del Modelo Sedimentológico.
4.3.1. Modelo Sedimentario Conceptual
El modelo sedimentario debe mostrar las relaciones geográficas entre los diferentes ambientes
de depósito descritos en los núcleos tomando en cuenta las contribuciones de la estratigrafía y de
la sísmica.
Un nuevo modelo sedimentario fue propuesto para la Formación Misoa del Yacimiento C
Inferior VLC-363. El modelo sedimentario expuesto es representativo de ambientes próximo
costeros con desarrollo de canales, barras, canales de marea, ambientes de bahías y de plataforma
tales como los descritos en los núcleos.
Este modelo es conforme con el macro modelo del Misoa con aportes de sedimentos desde el
Suroeste.
La construcción del modelo sedimentario conceptual honra las siguientes observaciones:
- Más arena en la parte Sur del yacimiento.
- Dirección de aporte de sedimentos de canales desde el Sur-Suroeste.
- Ambientes de depósito descritos en los núcleos: canales, barras, canales de marea,
planicie de inundación, bahía interdistributaria, plata-forma protegida.
A la luz de todas las observaciones y conocimientos de la geología regional, la figura 83
sintetiza en la forma de un diagrama de la paleogeografía sedimentaria el paisaje de depositación
para el Eoceno de las arenas C-Inferior.
Figura 83. Modelo sedimentario conceptual de la zona de estudio.
Se trata de un esquema sintético para todos los niveles de la Fm Misoa del Yacimiento C-
Inferior VLC-363 con el objetivo de cuadrar los tipos de ambientes, para luego afinar los
modelos conceptuales de depositación nivel por nivel. Dichos modelos sedimentarios por unidad
servirán de base para el proceso de simulación geoestadística de las facies.
4.3.2. Modelos Sedimentarios por Unidad
Un modelo sedimentario fue elaborado para cada unidad de La Fm Misoa del Yacimiento C
Inferior VLC-363 tomando en cuenta el volumen de arcilla, las descripciones de núcleo y la
interpretación litológica de cada uno de los pozos del yacimiento.
Barras de desembocadura Llanura de marea
N
Canales de marea
Llanura de inundación
Barras de meandros
Levee
Bahía interdistributaria
Canal principal
Bahía interdistributaria
Barras litorales
Bahía protegida
Es importante precisar que el resultado es una visión promedia de la totalidad de la unidad
considerada y en ninguna forma una fotografía de un momento en particular.
Estos mapas de facies sintéticas se elaboran generalmente con el soporte adicional de los
mapas de impedancia de la unidad en cuestión proveniente de la inversión sísmica.
Desafortunadamente, la pobre calidad y resolución sísmica, sobre todo al nivel de los horizontes
yacimientos, no ha permitido interpretar los resultados de inversión sísmica de manera
satisfactoria.
4.3.2.1. Unidad C4-40
La figura 84 presenta el resultado integrado del análisis sedimentario para la unidad C4-40 en
la forma de un mapa de facies calibrado por los pozos.
Figura 84. Modelo sedimentario Unidad C4-40.
Canales Barras No reservorio (Continental)
No reservorio (Marino)
40 Porcentaje de arcilla
N
1 km
Mar abierto
Canal principal
Canal de marea
Barra litoral
Bahía protegida
?
El modelo sedimentario presentado en la Figura 84 es concordante con los mapas de
proporción de ambientes de deposito y con las descripciones de núcleos.
Fueron colocados los ambientes de canales de marea, de plataforma protegida como descritos
en núcleo. La cinta de barras fue interpretada como barras dístales que aíslan una plataforma
protegida que permite el desarrollo de las facies de “flaser-bedding” sin influencia del oleaje. Al
norte del yacimiento se interpretó un ambiente más distal de mar abierto para respetar el modelo
sedimentario conceptual. La parte Suroeste no fue interpretada por falta de pozos.
4.3.2.2. Unidad C4-46
La figura 85 presenta el resultado integrado del análisis sedimentario para la unidad C4-46 en
la forma de un mapa de facies calibrado por los pozos.
Figura 85. Modelo sedimentario Unidad C4-46.
Canales Barras No reservorio (Continental)
No reservorio (Marino)
40 Porcentaje de arcilla
1 km
?
Zona de aporte principal
Barras de desembocadura
N Mar abierto
Canal de marea
Bahía protegida
El modelo sedimentario de la Unidad C4-46 (figura 85) se parece al modelo de la unidad C4-
40. En efecto, los mismos ambientes de canales de marea y llanura de marea protegida en un
sistema de plata forma por cordones de barras costeras fueron interpretados en las dos unidades.
La zona de aporte principal de sedimentos se encuentra también en la parte central Sur del
yacimiento. Las secuencias de barras que se encuentran al norte de la zona de estudio fueron
interpretadas como barras de desembocadura ya que se ubican a la terminación de ejes de
canales.
Un ambiente de mar abierto fue interpretado en la parte más distal (es decir Norte) de la zona
de estudio. Además, por falta de pozo en la zona oeste del yacimiento no se interpretó esta parte.
4.3.2.4. Unidad C4-47
La figura 86 presenta el resultado integrado del análisis sedimentario para la unidad C4-47en
la forma de un mapa de facies calibrado por los pozos.
El modelo sedimentario de la Unidad C4-47 (figura 86) es bastante diferente de los modelos
de las unidades supra-yacentes. En efecto esta unidad presenta no solamente una fuente de
sedimentos como en C4-40 y C4-46, pero tres.
Los aportes tienen la misma orientación viniendo del Sur. Es altamente factible que los tres
complejos de canales no sean contemporáneos pero que pertenezcan a distintas fases del C4-47.
Figura 86. Modelo sedimentario Unidad C4-47.
Se nota la presencia de barras de desembocadura a la terminación norte de los sistemas de
canales. La parte Noroeste de la zona de estudio está caracterizada por arcillas como lo muestran
los pozos VLC0887, VLC0612, VLC0921 y VLC0513 que tienen un contenido arcilloso de más
de 70% por el C4-47.
El contenido global en arena es mucho menor que para las unidades C4-40, C4-48 y C4-55 y
con mayor heterogeneidad lateral.
4.3.2.5. Unidad C4-48
La figura 87 presenta el resultado integrado del análisis sedimentario para la unidad C4-48 en
la forma de un mapa de facies calibrado por los pozos.
El modelo sedimentario para la Unidad C4-48 (figura 87) presenta un sistema complejo de
delta con el desarrollo de canales, barras y llanura de inundación.
Canales Barras No reservorio (Continental)
No reservorio (Marino)
40 Porcentaje de arcilla
1 km
N Barras de desembocadura
Canal distributario
Llanura de inundación
?
La fuente de sedimentos parece única y se traduce por un canal principal viniendo del
Suroeste. Se desarrollan después un sistema de canales distributarios digitados, típicos de llanura
deltaíca baja.
Las secuencias de barras se ubican entre los ejes principales de transito de sedimentos así
fueron interpretadas como barras interdistributarias. Por falta de pozo en la zona oeste del
yacimiento no se interpretó esta parte.
Figura 87. Modelo sedimentario Unidad C4-48.
Predomina en esta unidad un ambiente de canal distributarios de gran continuidad lateral con
localmente la posibilidad de tener una arena masiva de espesor importante y de excelente calidad
petrofisica.
4.3.2.6. Unidad C4-52
Canales Barras No reservorio (Continental)
No reservorio (Marino)
40 Porcentaje de arcilla
1 km
N
Canal principal Llanura de inundación
Canal distributario
Barras de desembocadura
?
La figura 88 presenta el resultado integrado del análisis sedimentario para la unidad C4-52en
la forma de un mapa de facies calibrado por los pozos.
El modelo sedimentario de la Unidad C4-52 (figura 88) presenta una fuente de sedimentos
principal que se ubica en la zona Sur del yacimiento. Varios canales distributarios salen de esta
zona en dirección del Norte. Estas secuencias de canales tienen poca extensión al Norte.
Los complejos de barras tienen varias direcciones opositas: algunas secuencias están
orientadas con una dirección Este/Oeste y las otras con una dirección Norte/Sur. Se pueden
interpretar entonces respectivamente como barras de desembocaduras y barras longitudinales.
Por falta de pozo en la zona oeste del yacimiento no se interpretó esta parte.
Figura 88. Modelo sedimentario Unidad C4-52.
El contenido global en arena de esta unidad es mucho menor que para las unidades C4-40,
C4-48 y C4-55 , con mayor lenticularidad y heterogeneidad lateral.
?
Barras de desembocadura
Zona de aporte principal
Canal distributario
Canales Barras No reservorio (Continental)
No reservorio (Marino)
40 Porcentaje de arcilla
1 km
N
Barras longitudinales
4.3.2.7. Unidad C4-53
La figura 89 presenta el resultado integrado del análisis sedimentario para la unidad C4-53 en
la forma de un mapa de facies calibrado por los pozos.
Como la mayor parte de las unidades del Misoa C Inferior la zona de aporte de sedimentos
principal para C4-53 se encuentra en la parte mediana Sur del yacimiento. Varios canales
distributarios se encargan de repartir la arena hacia el Norte.
Las secuencias de barras están bastante desarrolladas, una parte se encuentra en posición
proximal y otra parte en posición más distal. Las secuencias situadas al fin de ejes de canales
pueden ser interpretadas como barras de desembocadura.
Por falta de pozo en la zona oeste del yacimiento no se interpretó esta parte.
Figura 89. Modelo sedimentario Unidad C4-53.
?
Canales Barras No reservorio (Continental)
No reservorio (Marino)
40 Porcentaje de arcilla
Barras de desembocadura
Zona de aporte principal
Canal distributario
El contenido global en arena de esta unidad es mucho menor que para las unidades C4-40,
C4-48 y C4-55 y con mayor heterogeneidad lateral. Sin embargo, por tener coalescencia con la
unidad infrayacente C4-55, tiene un interés petrolífero interesante.
4.3.2.8. Unidad C4-55
La figura 90 presenta el resultado integrado del análisis sedimentario para la unidad C4-55 en
la forma de un mapa de facies calibrado por los pozos.
El modelo sedimentario para la Unidad C4-55 (figura 90) cambia comparado con los modelos
de las otras unidades del Misoa C Inferior. En efecto no se nota la presencia de ejes particulares
de canales. La arena de esta unidad se comporta como una capa de arena desarrollada sobre un
gran parte del yacimiento. Por una parte, se puede observar un aumento progresivo del contenido
arenoso de la unidad hacia el Noroeste. Por otra parte la zona Este del yacimiento presenta
características más arcillosas.
Las secuencias de barras están poca desarrolladas y se encuentran principalmente en la zona
central del yacimiento. Se trata sobre todo de canales distributarios imbricados.
Figura 90. Modelo sedimentario Unidad C4-55.
Predomina en esta unidad un ambiente de canal distributarios fluviales de gran continuidad
lateral con localmente la posibilidad de tener una arena masiva, homogénea, de espesor
importante y de excelente calidad petrofisica. Se trata de una arena masiva en la cual se encuentra
lentes de lutitas de poca extensión lateral (“baffles”).
4.3.2.9. Unidad C4-60
La figura 91 presenta el resultado integrado del análisis sedimentario para la unidad C4-60 en
la forma de un mapa de facies calibrado por los pozos.
Canales No reservorio (Continental)
No reservorio (Marino)
40 Porcentaje de arcilla
N
Barras
Llanura de inundación
Aumentación del espesor
de los canales
Barras
Canal principal
1 km
Figura 91. Modelo sedimentario Unidad C4-60.
El modelo sedimentario elaborado por la Unidad C4-60 (figura 91) se parece a lo de la unidad
supra-yacente C4-55. La fuente principal de sedimentos se ubica en la zona Sur del yacimiento.
Las secuencias de barras presentes en la Unidad C4-60 están en posición relativamente proximal
ya que se encuentran bastante cerca de la fuente de sedimentos. La parte Este de la zona de
estudio está caracterizada por ambientes más arcillosos de llanura de inundación. Como el C4-55,
el C4-60 presenta una capa homogénea de arena que se desarrolla sobre 200 pies. Se puede
interpretar el ambiente general del C4-60 como un estuario.
Canales Barras No reservorio (Continental)
No reservorio (Marino)
40 Porcentaje de arcilla
?
Llanura de inundación
Barras
Fuente principal de sedimentos
CAPITULO V
GENERACION DEL MODELO GEOLOGICO 3D
5.1. Modelo Geologico 3D
La construcción de un modelo geológico detallado tiene dos objetivos principales:
Sintetizar y concatenar la información de los modelos geológicos previos
(estructural,estratigráfico,sedimentario y petrofísico) en un solo mallado geológico 3D.
De este modelo 3D se puede producir todo tipo de documentación (mapas de
caracterización, secciones geológicas etc.) y calcular el POES.
Proponer un modelo representativo de la comprensión geológica del yacimiento que sirve
para la generación de un modelo de yacimiento en el cual se añaden los fluidos para
cotejar el histórico de producción, hacer previsiones y probar varios escenarios de
producción.
5.1.1. Data
El modelo geológico tridimensional de yacimiento se construye a partir de los modelos de
yacimiento previamente establecidos, o sea el modelo estructural, el modelo estratigráfico, el
modelo sedimentario, y el modelo petrofísico.
5.1.1.1. Datos para Construir el Modelo Estructural
Horizontes sísmicos en profundidad para Guasare, tope C4-40 y EREO.
Mapas isópacos para cada una de las unidades del Misoa C.
Polígonos de fallas principales.
5.1.1.2. Datos para Construir el Modelo Geoestadístico
El modelado geoestadístico se generó a partir de los modelos geológicos previamente
establecidos.
Estratigráfico para la generación del “layering” utilizando las líneas isotiempo de los
Máximos de inundación en las cuales se identificaron los topes de los conjuntos de arenas
productores.
Sedimentario para la generación de la distribución y la orientación de los distintos cuerpos
sedimentarios que componen cada unidad estratigráfica.
Petrofísico para la distribución de las propiedades yacimiento (tipo de roca) y la
evaluación del POES.
Debido a la poca resolución de la sísmica (250’), no se ha podido utilizar mapas de
atributos sísmicos para condicionar las simulaciones geoestadísticas.
5.1.2. Construcción del Geomodelo 3D
5.1.2.1. Modelo Estructural
El Modelo Estructural del yacimiento consiste en un monoclinal con buzamiento suave lo
cual no excede 3° hacia el Sur, limitado al Norte por la falla principal VLC-597 que recorta toda
la sección del Misoa. Hacia el Este, el yacimiento esta limitado por el sistema de fallas de Pueblo
Viejo y por el Oeste por un cierre estructural y estratigráfico.
Los principales horizontes interpretados son: Discordancia del Eoceno (EREO), C4-40 y
Guasare. De estos horizontes se generaron mapas estructurales en tiempo y profundidad, las
cuales fueron importados en el modelo.
Independientemente se generaron mapas de espesor para cada unidad lito-estratigráfica con el
modulo “MapView” de LandMark. Estos mapas fueron agregados por apilamiento al horizonte
sísmico C4-40 en profundidad para construir el modelo estructural 3D del yacimiento con un
control estricto de los espesores a los pozos.
El mallado de referencia es un “Corner point” de 100mx100m, apoyandose sobre la falla
principal VLC-597, está presentado en la Figura 92 que se muestra a continuación. Las demás
fallas secundarias son de tipo “en escalera” que siguen el mallado respectando el salto.
Figura 92. Mallado estructural del campo C-Inf VLC0363
5.1.2.2. Modelo Geoestadístico
El objetivo de la geoestadística es estimar o simular las propiedades petrofísicas de un
yacimiento en zonas donde no hay datos. La diferencia entre la geoestadística y los otros métodos
de estimación o simulación, es que este método honra los datos de los pozos, reproduce la
variabilidad de los datos (promedio e histograma) así como también la continuidad espacial
(variograma). Por lo tanto, la geoestadística se ha transformado en una herramienta indispensable
para construir modelos estratigráficos 2D y 3D de los yacimientos. Dependiendo de los objetivos
del estudio y de las características de los yacimientos, hay diferentes metodologías
geoestadísticas que pueden ser aplicadas. En el caso concreto del proyecto C-Inf VLC-363, la
metodología fue seleccionada teniendo en cuenta el conocimiento de la geología regional y local,
el alto grado de heterogeneidad en los yacimientos, dando un peso fuerte all modelo geológico
conceptual y la proporción de arena neta.
La aplicación utilizada para construir los modelos de yacimiento de C-Inf VLC-363 fue RML
(Reservoir Modeling Line), patentada por Beicip-Franlab. RML esta compuesto por 4 modulos :
Geosurf : Construcción del modelo estructural (horizontes y fallas)
Geosim : Construcción del mallado geológico (fino) y simulación geoestadística
SimGrid : Construcción del mallado yacimiento
SimUp : Escalamiento del mallado geológico en un mallado de yacimiento
Esta aplicación es una de las más completas en el mercado y está contenida dentro de una
plataforma de modelado de yacimientos llamado OpenFlow integrando modelaje estático y
dinámico.
5.1.2.2.1. Datos Básicos para la Geoestadística
Los datos utilizados para construir los modelos 3D de las 8 unidades del Misoa C-Inf han
sido:
Los 110 pozos dentro del área de estudio, caracterizado cada uno por su interpretación en
tipo de roca petrofísico (5 tipo de roca).
Los modelos sedimentarios conceptuales por unidad lito-estratigráfica.
5.1.2.2.2. Metodología Aplicada en la Geoestadística
Las propiedades petrofísicas de los yacimientos, porosidad, permeabilidad, saturación de
agua, desde el punto de vista estadístico, se pueden considerar como variables continuas, deben
ser correlacionadas y guiadas por los rasgos geológicos (facies) o geológico/dinámicas
(petrofacies) definidas en el modelo geológico conceptual. Por el contrario, las facies o
petrofacies, son variables consideradas no continuas (variables discretas).
Por lo tanto, la construcción de un modelo numérico (geoestadístico) de un yacimiento debe
obedecer a esta regla: primero se construye el modelo de facies y luego el modelo de las
propiedades petrofísicas, el cual, estará condicionado por el modelo de facies.
Los métodos geoestadísticos pueden ser divididos en dos grupos: los modelos boléanos, (o de
objetos), y los modelos de “pixel”.
Los primeros se dicen ser más “naturales” porque lo que se simula son rasgos geológicos
(canales, barras, etc), cuyas longitudes (largo, ancho, sinuosidad, etc) son definidas en función
del ambiente de sedimentación y por supuesto, de modelos análogos. Este método de simulación
no funciona bien cuando hay una gran variabilidad. Además, en los modelos booleanos es más
difícil respetar los datos de los pozos de amarre, aunque los parámetros de control (dimensiones
de los cuerpos geológicos a simular) son más simples. La continuidad espacial es difícil de
controlar.
Los modelos de pixel no reproducen imágenes tan “naturales”. En la construcción de este
modelo se calcula un valor para cada celda del modelo 3D. Estos modelos trabajan muy bien en
“ambientes de datos estacionarios”, pero se puede simular también yacimientos con variación de
facies horizontal con la construcción de una matriz de proporción. Son fácilmente condicionados
a los datos y pueden incorporar información secundaria (co-simulaciones) como por ejemplo,
información de atributos sísmicos. La continuidad espacial de las variables simuladas es
controlada por dicha matriz y el variograma.
En el caso del yacimiento C-Inf VLC-363 se seleccionó el método “pixel”. Se realizó el
modelado geoestadístico de las 8 unidades de interés utilizando técnicas plurigaussianas de
GeoSim para la simulación de las facies sedimentarias y de las petrofacies. Esta técnica fue
seleccionada considerando el modelo geológico conceptual, la no estacionaridad de los datos (alta
heterogeneidad y variación lateral de facies) y al número de pozos utilizados para condicionar la
simulación.
La técnica Plurigaussiano permite según un esquema de control de los contactos entre facies,
simular con una sola corrida las petrofacies respetando el patrón de depositación a través de la
matriz de proporción, reflejo del modelo sedimentario conceptual. El modelo final de yacimiento
es el modelo de petrofacies a las cuales se les atribuyen sus características petrofísicas (PHI, Sw,
K) proveniente del análisis petrofísico.
5.1.2.2.3. Construcción del Mallado Geológico
El mallado estructural fue construido en la RML (GeoSurf y SimGrid). Esta compuesto de las
8 unidades lito-estratigráficas (figura 120).
5.1.2.2.4. Construcción del “Layering”
La construcción del “layering” dentro de cada una de las 8 unidades tiene que reproducir la
geometría interna de las unidades. Las tres posibilidades que ofrece el paquete RML son las
siguientes:
Estratificación paralela al tope que se aplica en caso de geometría en “onlap”
Estratificación paralela a la base que se aplica en caso de geometría en “toplap”
Estratificación proporcional que se aplica en caso de preservación de espesor.
Tanto el estudio estructural como el estudio de sedimentología mostraron un sistema de
“onlaps” para la unidad C4-60 sobre la Formacion Guasare.
El “layering” paralelo al tope fue entonces aplicado por este intervalo, Figura 93.
Con respecto a las unidades sobre-yacentes, observamos sobre los pozos una preservación de
los espesores. Entonces el “layering” proporcional fue aplicado a las unidades C1 a C4-55.
Figura 93. Tipos de “layering” relacionados con la geometría interna de cada unidad.
Un espesor promedio de 1 metro fue asignado para cada capa porque es la mejor opción entre
número de celdas del modelo geológico y la resolución vertical buscada. Así el número de celdas
no es demasiado grande, y se pueden representar los más pequeños niveles representativos de
arenas o de arcilla, (hasta3 pies).
El modelo geológico fino del yacimiento C-Inf VLC0363 cuenta con unas 8.650.000 de
celdas al total (378 x 208 x 110), tomando en cuenta las 8 unidades del Misoa C-Inf. Cada celda
tiene un tamaño promedio de 100x100x1m. La tabla 1 resume las características de cada unidad
lito-estratigráfica. El modelo geológico fino del C-Superior cuenta con unas 10.300.000 de celdas
al total (450 x 208 x 110).
Tabla 1. Definición de las unidades lito-estratigráficas
Espesor Total
Promedio
(pies)
Net to Gross
Promedio
Numero de
celdas
Tipo de layering
C4-40 87 27% 25 proporcional
C4-46 165 14% 50 proporcional
C4-47 133 13% 40 proporcional
C4-48 128 38% 38 proporcional
C4-52 140 13% 40 proporcional
C4-53 124 19% 35 proporcional
C4-55 242 45% 70 proporcional
C4-60 283 47% 80 Paralelo al tope
5.1.2.2.5. Discretización de los Pozos
Los datos de pozo que van a ser simulados son los tipos de roca provenientes del análisis
petrofísico, asociados a las porosidades. Las facies y petrofacies son valores discretas, mientras
las porosidades son continuas.
El objetivo de la discretización es atribuir a cada columna de celda al nivel de los pozos un
solo valor de facies, petrofacies y porosidad.
Para realizar esta discretización de pozo según el mallado vertical de las unidades, se ha
utilizado el método de “la facies la mas representada” para los tipos de roca y el valor promedio
de porosidad.
5.1.2.2.6. Curvas de Proporción Vertical (VPC)
Una curva de proporción vertical (VPV) es un grafico normalizado de las proporciones
cumulativas de cada una de las facies relacionadas con la profundidad luego de la discretización
de los pozos. La VPC representa la secuencia sedimentaria cumulando todos los pozos, permite
observar las evoluciones secuenciales verticales y las relaciones entre las facies.
El otro aporte de este tipo de grafico es permitir un control de calidad sobre las correlaciones
estratigráficas (parte 1). En efecto, los topes que fueron correlacionados corresponden a
superficies de máxima inundación, es decir a niveles sobre todo arcillosos. La Figura 93 ilustra
las VPC de las 8 unidades lito-estratigráficas.
Figura 93. Curvas de proporción vertical de las unidades C-Inferior
Se puede observar claramente las distintas secuencias asociadas a su contenido en tipo de
roca. En particular se aprecia inmediatamente que las unidades principales con alto contenido en
tipo de roca yacimiento (RT1, RT2, RT3) son C4-55, C4-60 y luego C4-40 y C4-48 (figura 93).
Se trata por supuesto de las unidades de mayor POES y producción cumulada.
La figura 94 siguiente ilustra un control de calidad del proceso de discretización vertical de
los pozos para verificar que no se pierde demasiado información cuantitativa entre la data de
pozo (definición vertical de ~1 pie) y el mallado geológico (definición vertical de ~3 pies). La
VPC permite visualizar las proporciones de tipo de roca luego de la discretización y compararlas
a las de los pozos (EasyTrace). Se puede observar que hay una buena preservación de las
proporciones de los tipos de roca en los pozos.
Figura 94. Control de calidad de la discretización de pozo con Curvas de proporción vertical de las unidades C-
Inferior
La VPC es la primera herramienta básica de la geoestadística : representa las proporciones de
las facies, las cuales serán un dato duro y condicionante para la simulación geoestadística.
Las VPC generadas por los datos de pozos representan las variaciones verticales pero no
horizontales. Para representar estas variaciones geográficas es necesario utilizar un modelo
sedimentario de variación lateral de las proporciones de facies construir una matriz de proporción
que reproducirá la no estacionaridad del sistema. Estas matrices de proporción constituirán la
base de las simulaciones de las facies y de las petrofacies.
5.1.2.2.7. Matriz de Proporción
El objetivo de las matrices de proporción es propagar las informaciones de pozos en las zonas
donde no hay dato. La propagación se realiza con una interpolación tipo “krigging”.
Histogramas de frecuencia de los Tipos de
roca en los pozos (Easy Trace) por unidad
C4-40
C4-46
C4-47
C4-48
C4-52
C4-53
C4-55
C4-60
C4-40 C4-46 C4-47
C4-48 C4-52 C4-53
C4-55 C4-60
VPC (calculado en el mallado)
por unidad
Histogramas de frecuencia de los Tipos de
roca en los pozos (Easy Trace) por unidad
C4-40
C4-46
C4-47
C4-48
C4-52
C4-53
C4-55
C4-60
C4-40
C4-46
C4-47
C4-48
C4-52
C4-53
C4-55
C4-60
C4-40 C4-46 C4-47
C4-48 C4-52 C4-53
C4-55 C4-60
C4-40 C4-46 C4-47
C4-48 C4-52 C4-53
C4-55 C4-60
VPC (calculado en el mallado)
por unidad
Se generaron matrices de proporción para cada unidad del Misoa C. Cada matriz fue
construida a partir de curvas de proporción vertical provenientes de los pozos. No se ha podido
usar una información de tipo atributo sísmico debido a la mala resolución vertical de la sísmica
(resolución del orden de 250’, mientras las unidades lito-estratigráficas unitarias tienen un
espesor del orden de 100’.
Por lo tanto, las matrices de proporción fueron construidas a partir de varias curvas de
proporción vertical representativas un ambiente homogéneo de deposito. La selección de estas
áreas se hace en estrecha relación con el modelo sedimentario conceptual previamente elaborado,
con el objetivo de que la matriz de proporción refleje el modelo sedimentario. Cada zona está
definida por un grupo de pozos.
Así las matrices de proporción reproducen sin interferencias las informaciones de pozos y el
modelo conceptual de depositación asociado a sus variaciones laterales de facies.
La figura 95 ilustra este proceso de construcción de la matriz de proporción en estrecha
relación con el modelo sedimentario.
Figura 95. Definición de la matriz de proporción para la unidad C4-40.
Se puede apreciar como la matriz de proporción refleja el modelo sedimentario conceptual y
la evolución areal de las proporciones de los tipos de roca.
Esta matriz de proporción es la secunda herramienta básica de la geoestadística : representa
las variaciones laterales de las proporciones de las facies dictadas por el modelo sedimentario, las
cuales serán un dato duro y condicionante para la simulación geoestadística.
5.1.2.2.8. Modelo de Contactos entre Facies
El modelo de contactos entre facies tiene como función principal el establecimiento del orden
secuencial de depósitos y el establecimiento de reglas de contactos horizontales y verticales entre
las facies o tipos de roca mediante una simulación Plurigaussiana (gaussiana 1 y gaussiana 2).
El modelo de contacto utilizado permite representar los contactos entre las arcillas y las
arenas a través de una simulación gaussiana 1 (G1), figura 96. El modelo sedimentario de la zona
de estudio consta con la instalación de secuencias de canales y de barras sobre un substratum
arcilloso de planicie de inundación. Por lo tanto todos los tipos de arena pueden estar en contacto
con las arcillas. Esta primera gaussiana esta regida por un variograma que maneja correlación
espacial entre el conjunto de arenas y lutita.
La simulación gaussiana 2 (G2), figura 96 regula los contactos entre los distintos tipos de arena.
Según el modelo sedimentario, las secuencias de relleno de canales empiezan por la arena media
(104), seguida por la arena fina (103), la arena muy fina (102) y se termina por la arena limosa
(101). Las secuencias de instalación de barras obedece al mismo esquema pero al inverso. Esta
secunda gaussiana esta regida por un variograma que maneja correlación espacial entre los 4
tipos de arenas.
Para honrar estas secuencias, el modelo de contacto fue construido de manera a colocar
preferentemente la arena media con la arena fina, la arena fina con la arena muy fina y etc…
Figura 96. Modelo de contactos entre facies utilizado en las simulaciones.
El interés del plurigaussiano en conjunto con el uso de la matriz de proporción es un mejor
control geológico de la simulación en relación con el modelo conceptual de referencia en lo que
se refiere a la geometría de los cuerpos arenosos (arena-lutita) y a su contenido petrofísico (tipos
de roca).
5.2. Resultados del Modelo Geológico 3D
5.2.1. Modelo Geoestadístico en Facies
Para cada unidad del Eoceno “C” se realizaron simulaciones geoestadísticas en tipos de roca.
A cada simulación, se le hace un estudio de calidad para al final escoger la simulación la más
representativa del modelo sedimentario conceptual del nivel. Por esto, se utiliza mapas de espesor
o niveles unitarios para apreciar el resultado de la simulación.
La figura 97 siguiente ilustra el resultado de relleno geoestadístico de los 5 tipos de roca del
mallado estructural para el Misoa C-Inferior en la forma de un cubo 3D.
Figura 97. Ilustración del resultado de las simulaciones de facies.
Se puede observar la definición vertical del mallado del orden del metro, en comparación al la
definición sísmica (a la derecha).
Un control de calidad de la simulación en facies consiste en comparar la proporción de facies
entre la data de entrada (pozo de Easy Trace) y la proporción de facies de la malla completa final.
La figura 98 ilustra la proporción de las 3 facies de interés yacimiento (RT1, RT2, RT3)
resultado del análisis petrofísico de los pozos en comparación de la proporción obtenida por
simulación geoestadística de la malla entera. Se puede observar una buena restitución de parte de
la simulación de la proporción de facies de la data cruda de pozos.
Figura 98. Control de calidad de la proporción de facies.
A continuación se detalla los resultados de la simulación retenida para las 4 unidades de
mayor interés petrolífero: C4-40, C4-48, C4-55 y C4-60. Se ilustra el resultado de la simulación a
Proporciones FACIES 1, 2 y 3 en los pozos
(resultado del análisis petrofísico de pozos Easy Trace)
Malla Fina
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
Facies 1 Facies 2 Facies 3
Porc
enta
je %
Malla Fina
Proporciones FACIES 1, 2 y 3 en la Malla Fina
(Resultado de la simulación geoestadística Geosim)
Proporciones FACIES 1, 2 y 3 en los pozos
(resultado del análisis petrofísico de pozos Easy Trace)
Malla Fina
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
Facies 1 Facies 2 Facies 3
Porc
enta
je %
Malla Fina
Proporciones FACIES 1, 2 y 3 en la Malla Fina
(Resultado de la simulación geoestadística Geosim)
través de un mapa de espesor de los 3 tipos de roca arenosos principales (RT1+RT2+RT3). Este
tipo de mapa se puede comparar con el mapa de facies elaborado por el sedimentólogo. Se podrá
observar a través de los resultados expuestos, la voluntad de honrar no solamente los pozos pero
también el modelo conceptual de depositación. El criterio esencial para preferir una simulación
de otra es el grado de restitución de dicho modelo.
5.2.1.1. Arena C4-40
La figura 99 resume los parámetros básicos de la simulación geoestadística, plurigaussiana:
Modelo sedimentario conceptual, VPC, matriz de proporción y parámetros de los variogramas
usados (rangos X y Y, acimut).
Figura 99. Parámetros y resultados geoestadísticos de la unidad C4-40.
Se puede observar la buena restitución del modelo conceptual de canal de marea, además
de honrar los datos de pozos por supuesto.
5.2.1.2. Arena C4-48
La figura 100 resume los parámetros básicos de la simulación geoestadística, plurigaussiana:
Modelo sedimentario conceptual, VPC, matriz de proporción y parámetros de los variogramas
usados (rangos X y Y, acimut).
Figura 100. Parámetros y resultados geoestadísticos de la unidad C4-48.
5.2.1.2. Arena C4-55
La figura 101 resume los parámetros básicos de la simulación geoestadística, plurigaussiana:
Modelo sedimentario conceptual, VPC, matriz de proporción y parámetros de los variogramas
usados (rangos X y Y, acimut).
Figura 101. Parámetros y resultados geoestadísticos de la unidad C4-55.
5.1.2.4. Arena C4-60
La figura 102 resume los parámetros básicos de la simulación geoestadística, plurigaussiana:
Modelo sedimentario conceptual, VPC, matriz de proporción y parámetros de los variogramas
usados (rangos X y Y, acimut).
Figura 102. Parámetros y resultados geoestadísticos de la unidad C4-60.
5.2.2. Modelo Geoestadístico Petrofísico
El paso siguiente luego de las simulaciones de facies y de la selección de la simulación que
mejor ajuste al modelo sedimentario conceptual, es el atribución petrofísico (Phi, K, Sw).
Tabla 2. Proceso de atribución petrofísica a partir de las facies.
Tipo de
Roca
VSH
[%]
SW
[%]
PHIE
[%]
PHIEcore
[%]
K log
[md]
Kcore
[md]
1 - Arena
Media 8 18 14 14 190 219
2 - Arena
Fina 15 32 12 13 25 90
3 - Arena
Muy Fina 19 41 11 13 5 23
4 - Arena
Limolitica 22 79 8 11 0.34 5
Porosidad
A partir de cada una de las simulaciones en tipos de roca se generaron simulaciones en
porosidad por asignación directa de una ley de distribución por tipos de roca. Las leyes de
distribución resultan del análisis petrofísico de los tipos de roca (promedio, mínimo, máximo,
desviación estándar).
Saturación
La saturación de petróleo es asignada al tipo de roca correspondiente en cima del Contacto
agua-petróleo original (CAPO).
Permeabilidad
La permeabilidad es calculada a partir de la porosidad por cada tipo de roca utilizando las
leyes Phi-K por tipo de roca provenientes del análisis petrofísico.
Figura 103. Proceso de atribución petrofísica a partir de las facies.
De esta manera se obtiene el modelo 3D geológico totalmente informado en lo que se refiere a
los tipos de roca, porosidad , saturación y permeabilidad.
Un control de calidad de la simulación en porosidad consiste en comparar la distribución de la
porosidad por facies entre la data de entrada (pozo de Easy Trace) y la proporción de facies de la
malla completa final.
La figura 103 ilustra la distribución de la porosidad de las 3 facies de interés yacimiento
(RT1, RT2, RT3) resultado del análisis petrofísico de los pozos (EasyTrace) en comparación con
la proporción obtenida por simulación geoestadística de la malla entera. Se puede observar una
buena restitución de parte de la simulación de la distribución de la porosidad por facies de la data
cruda de pozos.
Figura 104. Distribución de la porosidad por tipo de roca.
Este modelo esta listo para ser escalado y importado en un simulador dinámico al fin de
realizar el cotejo del histórico de producción y simular escenarios de recuperación mejorada.
5.2.3. Mapas de Caracterización
A partir de cada una de las simulaciones en tipos de roca se generaron mapas de Facies, Arena
Neta y arena neta petrolífera (H.PHI.So) para las unidades C4-40 a C4-60. Estos mapas se
generaron en ZMAP+ a partir de los mallados exportados de RML, los cuales fueron
contorneados para la edición de los mapas.
El mapa de facies corresponde al mallado net to gross proveniente de la simulación
geoestadística, considerando los 3 primeros tipos de roca como valor neto de arena útil
(RT1+RT2+RT3).
El mapa de arena neta corresponde al mallado de espesor de arena neta proveniente de la
simulación geoestadística considerando los 3 primeros tipos de roca como valor neto de
arena util (RT1+RT2+RT3).
El mapa de POES o HPHISo corresponde a la multiplicación de los 3 mallados (espesor
de arena neta)*(porosidad)*(So) proveniente de la simulación geoestadística considerando
los 3 primeros tipos de roca como valor neto de arena útil (RT1+RT2+RT3)
POROSIDAD MALLA FINA (Rock Type 1+2+3) POROSIDAD de los pozos (Rock Type 1+2+3)POROSIDAD MALLA FINA (Rock Type 1+2+3) POROSIDAD de los pozos (Rock Type 1+2+3)
Los mapas de espesor de petróleo libre (HPHISo) y de AN se generaron a partir del espesor
cumulativo de arenas con tipo de roca 1, 2 y 3 ya que la arena limolítica con tipo de roca 4 no
tiene carácter yacimiento sino de sello, (porosidad promedia 6% y SW irreducible 63%).
La figura 105 siguiente ilustra el concepto de espesor de petróleo libre.
Figura 105. Concepto de espesor de petróleo libre.
Cabe destacar que estos mapas de Arena Neta Petrolífera son utilizado para elaborar el
cálculo del POES de una manera rigurosa, el cual no corresponde en ningún momento a
evaluaciones petrofísicas con “valores de corte” de producción.
La figura 106 siguiente ilustra ejemplos de mapas resultados del proceso de simulación
geoestadístico : mapa de facies, mapas de arena neta y mapas de espesor de petróleo libre (mapas
de POES).
Los mallados geoestadísticos de RML fueron llevados a ZMAP+ para ser contorneados y
“humanizados” para producir mapas de trabajo.
Los mapas de caracterización están guardados todos en la plataforma OpenWorks en ZMAP+
para los mapas de espesor o MapView para los mapas de facies.
Figura 106. Proceso de generación de mapas de caracterización
CAPITULO VI
Mapas DE Yacimientos Y POES
6.1. Mapas de Yacimientos Y POES
Del modelo geológico tridimensional de yacimiento, resultado de la integración del modelo
estructural, del modelo estratigráfico, del modelo sedimentario, y del modelo petrofísico, se
extraen y se construyen los mapas de caracterización de yacimiento. Estos mapas son
principalmente mapas de facies, arena neta y de POES (HPHISo). Se encuentran en la base de
datos OpenWorks en ZMAP+ o MapView (mapas de facies).
6.1.1. Distribución de Producción del Yacimiento C Inferior VLC 363
La figura 107 siguiente ilustra el histórico de producción del yacimiento C-Inf VLC-363 por
unidad. En el cuadro del análisis de los datos de producción, se realizó una distribución de la
producción por niveles, debido a numerosos pozos en commingled. La distribución de la
producción de cada pozo se realizó teniendo en cuenta el siguiente orden de prioridad:
1. Producción de un solo horizonte.
2. Distribución por PLT.
3. Distribución por análisis de producción.
4. Distribución por intervalo abierto (H).
Figura 107. Histórico de producción de C-Inferior por unidad.
Se observa que hasta los años 2000 la mayoría de la producción provenía de las unidades C4-
55 y C4-60. En 2000, después de la caída de producción de estas dos unidades, se ha cambiado el
plan de explotación para producir las unidades superiores (C4-40 y C4-48 principalmente).
La producción acumulada total es de 372 MMbls, y la tabla 3 siguiente resume la producción
acumulada por nivel, resultado de un proceso de distribución de la producción para los pozos
commingled. Así, se puede calcular el factor de recobro actual calculado con los nuevos POES de
este estudio a la fecha del 01 De Diciembre de 2008.
Tabla 3. Resultados de POES, Np, Factor de recobro actual, por unidad
6.1.2. Mapas y POES
6.1.2.1. Unidad C4-40
Esta unidad tiene una producción actual de crudo importante (un tercio de la producción total
actual). Su tasa se incrementó en los años 2000. Acumuló 25 MMbls. Está compuesta de un
cuerpo principal de arena de tipo “fining up”, que puede mostrar cambios moderados de la
continuidad lateral y vertical. En la figura 108 acontinuación se puede apreciar este cuerpo a
través de su CPV y de su mapa de facies. Se trata de una arena tipo canal (fining up) bien
marcado.
Figura 108. Mapa de facies de C4-40.
La figura 108 muestra la distribución áreal de facies se nota el buen acuerdo con el modelo
sedimentario regional. Se puede observar una zona central de buen desarrollo de canal con
orientación SSO – NNE.
El mapa de espesor de petróleo libre (HPHISo) a continuación (figura 109) muestra las
mismas tendencias de depositación.
Se ha considerado el ODT estimado a -13000’tvdss como limite inferior, lo que hace que la
zona Sur del yacimiento se presenta como una zona prospectiva poco drenada. Quedan varias
oportunidades asociadas a reservas remanentes importantes.
Figura 109. Mapa de espesor de petróleo libre de C4-40
El POES relativo a esta unidad fue calculado considerando el conjunto de los 3 primeros tipos
de roca (RT1+RT2+RT3) y valores de corte de 10% para la porosidad y 55% para Sw.
Las características petrofísicas de atribución por tipo de roca y los resultados de POES con un
Bo de 1.75, son resumidas en la tabla 4 siguiente :
Tabla 4. Resultados cuantitativos volumétricos de C4-40
C4-40 RT1 RT2 RT3 RT4 RT5
Porosidad
promedia (%) 14.7 12.3 10.7 6.5 0
rango de
porosidad (%) 10.3 - 21.6 3.5 - 20.6 3.1 - 17.2 0 - 17.3 0
Sw 18% 32% 41% 70% 100%
POES (MMBls) 129 90 38 0 0
%POES 50% 35% 15%
POES TOTAL
(MMbls)
Np (MMbls)
Reservas
Remanentes
Estimadas
257
25.45 MMbls (FRact=10%)
23 MMBls (FRest=20%)
EL POES calculado a partir del mapa de HPHISo con un Bo de 1.75 es de 257 MMBBls. Se
observa que los tipos de roca 1 y 2 son los que contribuyen mas en el POES.
El factor de recobro actual es bajo (10%), resultado de la poco explotación de este nivel en el
pasado. Las reservas remanentes asociadas a este nivel son muy importante, del orden de 23
MMbls si se considera un factor de recobro global de 20%.
6.1.2.2. Unidad C4-46
Esta unidad tiene una producción actual de crudo poco importante de 17 MMBls. Está
compuesta de dos cuerpos principales de arena separados por un cuello lutíticos.. En la figura 110
a continuación se puede apreciar este cuerpo arenoso a través de su CPV y de su mapa de facies.
Figura 110. Mapa de facies de C4-46.
La fugura 110 muestra el mapa a escala 1:30000 de la distribución áreal de facies se nota el
buen acuerdo con el modelo sedimentario regional.
El mapa de espesor de petróleo libre (HPHISo) a continuación (figura 111) muestra las
mismas tendencias de depositación.
Figura 111. Mapa de espesor de petróleo libre de C4-46
Se ha considerado el ODT estimado a -13000’tvdss como limite inferior, lo que hace que la
zona central - Sur del yacimiento presenta una zona prospectiva importante.
El POES relativo a esta unidad fue calculado considerando el conjunto de los 3 primeros tipos
de roca (RT1+RT2+RT3) y valores de corte de 10% para la porosidad y 55% para Sw.
Las características petrofísicas de atribución por tipo de roca y los resultados de POES con un
Bo de 1.75, son resumidas en la tabla 5 siguiente:
Tabla 5. Resultados cuantitativos volumétricos de C4-46
C4-46 RT1 RT2 RT3 RT4 RT5
Porosidad
promedia (%) 14.7 12.3 10.7 6.5 0
rango de
porosidad (%) 10.1 - 21.6 3.5 -20.6 3.1 - 17.2 0 - 10.6 0
Sw 18% 32% 41% 70% 100%
POES (MMBls) 60 95 57 0 0
%POES 28% 45% 27%
POES TOTAL
(MMbls)
Np (MMbls)
Reservas
Remanentes
Estimadas
212
17.03 MMbls (FR=8%)
17 MMBls (Frest=15%)
EL POES calculado a partir del mapa de HPHISo con un Bo de 1.75 es de 212 MMBBls. Se
observa que es el tipo de roca 2 que contribuye mas en el POES.
El factor de recobro actual es bajo (8%), resultado de la poco explotación de este nivel en el
pasado. Las reservas remanentes asociadas a este nivel son muy importante, del orden de 17
MMbls si se considera un factor de recobro global de 15%. Sin embargo hay que notar que el tipo
de roca 2 es lo mas representativo, lo que puede influir la productividad de este nivel
6.1.2.3. Unidad C4-47
Esta unidad tiene una producción actual de crudo poca importante (Np=3.85 MMBls). Está
compuesta de un cuerpo principal de arena de tipo “fining up”, pobre en contenido de arena que
puede mostrar cambios fuertes de la continuidad lateral y vertical. En la figura 112 a
continuación se puede apreciar este cuerpo a través de su CPV y de su mapa de facies.
Figura 112. Mapa de facies de C4-47
La figura 112 muestra la distribución áreal de se nota el buen acuerdo con el modelo
sedimentario regional. Se puede observar una zona oriental de buen desarrollo de canal con
orientación SSO – NNE. Sin embargo, se trata de una unidad pobre y de alta heterogeneidad.
El mapa de espesor de petróleo libre (HPHISo) a continuación (figura 113) muestra las
mismas tendencias de depositación. Se puede observar el CAPO a -13600’tvdss en la parte Sur
este del campo.
Figura 113. Mapa de espesor de petróleo libre de C4-47
El POES relativo a esta unidad fue calculado considerando el conjunto de los 3 primeros tipos
de roca (RT1+RT2+RT3) y valores de corte de 10% para la porosidad y 55% para Sw.
Las características petrofísicas de atribución por tipo de roca y los resultados de POES con un
Bo de 1.75, son resumidas en la tabla 6 siguiente:
Tabla 6. Resultados cuantitativos volumétricos de C4-47
C4-47 RT1 RT2 RT3 RT4 RT5
Porosidad
promedia (%) 15.1 12 10 6.5 0
rango de
porosidad (%) 5.0 - 21.2 4.5 - 18 3.5 - 16.2 0 - 17.3 0
Sw 18% 32% 41% 70% 100%
POES (MMBls) 23 57 44 0 0
%POES 18% 46% 36%
POES TOTAL
(MMbls)
Np (MMbls)
Reservas
Remanentes
Estimadas
124
3.85 MMbls (FRact=3.1%)
20 MMBls (FRest=15%)
EL POES calculado a partir del mapa de HPHISo con un Bo de 1.75 es de 124 MMBBls. Se
observa que los tipos de roca 2 y 3 son los que contribuyen mas en el POES, lo que indica una
calidad regular en lo que se refiere al factor de recobro.
El factor de recobro actual es muy bajo (3.1%), resultado de la poco explotación de este nivel
en el pasado y de las pobres características de este nivel. Las reservas remanentes asociadas a este
nivel son importante, del orden de 20 MMbls si se considera un factor de recobro global de 15%.
6.1.2.4. Unidad C4-48
Esta unidad tiene una producción actual de crudo importante (un tercio de la producción total
actual). Su tasa se incrementó en los años 2000 debido a un nuevo plan de explotación. Su
producción acumulada es 42.3 MMbls. Está compuesta de un cuerpo principal de arena de tipo
“fining up” bastante masiva, que puede mostrar cambios moderados de la continuidad lateral y
vertical. En la figura 114 a continuación se puede apreciar este cuerpo a través de su CPV y de su
mapa de facies. Se trata de una arena tipo canal (fining up) bien marcado con una orientación Sur
- Norte.
Figura 114. Mapa de facies de C4-48.
La figura 113 muestra la distribución áreal de facies donde se nota el buen acuerdo con el
modelo sedimentario regional. Se puede observar una zona central de buen desarrollo de canal
con orientación SSO – NNE.
El mapa de espesor de petróleo libre (HPHISo) a continuación (figura 114) muestra las
mismas tendencias de depositación.
Se ha considerado un ODT estimado a -13300’tvdss como limite Sur del yacimiento, lo que
hace que la zona Sur del yacimiento se presenta como una zona prospectiva poco drenada.
Quedan varias oportunidades asociadas a reservas remanentes importantes y atractivas.
Figura 115. Mapa de espesor de petróleo libre de C4-48
El POES relativo a esta unidad fue calculado considerando el conjunto de los 3 primeros tipos
de roca (RT1+RT2+RT3) y valores de corte de 10% para la porosidad y 55% para Sw.
Las características petrofísicas de atribución por tipo de roca y los resultados de POES con un
Bo de 1.75, son resumidas en la tabla 7 siguiente:
Tabla 7. Resultados cuantitativos volumétricos de C4-48
C4-48 RT1 RT2 RT3 RT4 RT5
Porosidad
promedia (%) 14.4 12.3 10.9 8.3 0
rango de
porosidad (%) 7.5 - 20.3 2.1 - 18.6 0 - 17.0 0 - 15.8 0
Sw 18% 32% 41% 70% 100%
POES (MMBls) 141 145 73 0 0
%POES 40% 40% 20%
POES TOTAL
(MMbls)
Np (MMbls)
Reservas
Remanentes
Estimadas
359
42.3 MMbls (FRact=12%)
23 MMBls (FRest=20%)
EL POES calculado a partir del mapa de HPHISo con un Bo de 1.75 es de 359 MMBBls. Se
observa que los tipos de roca 1 y 2 son los que contribuyen mas en el POES, lo que indica un
buen factor de recobro.
El factor de recobro actual es de 12%, resultado de la relativa buen explotación de este nivel
en el pasado. Las reservas remanentes asociadas a este nivel son muy importante, del orden de 28
MMbls si se considera un factor de recobro global de 20%. Estas reservas se ubican en la parte
Sur del yacimiento poco explotada.
6.1.2.5 Unidad C4-52
Esta unidad tiene una producción actual de crudo poca importante (Np=3.73 MMBls al
01/12/2007). Está compuesta de un cuerpo principal de arena de tipo “fining up”, pobre en
contenido de arena que puede mostrar cambios fuertes de la continuidad lateral y vertical. En la
figura 116 a continuación se puede apreciar este cuerpo a través de su CPV y de su mapa de
facies.
Figura 116. Mapa de facies de C4-52.
La figura 116 muestra la distribución áreal de facies se nota el buen acuerdo con el modelo
sedimentario regional. Se puede observar una zona oriental de buen desarrollo de canal con
orientación SSO – NNE. Sin embargo, se trata de una unidad con areniscas lenticulares, pobre en
características y de alta heterogeneidad.
El mapa de espesor de petróleo libre (HPHISo) a continuación (figura 117) muestra las
mismas tendencias de depositación. Se puede observar el CAPO a -13600’tvdss en la parte Sur
este del campo.
Figura 117. Mapa de espesor de petróleo libre de C4-52
El POES relativo a esta unidad fue calculado considerando el conjunto de los 3 primeros tipos
de roca (RT1+RT2+RT3) y valores de corte de 10% para la porosidad y 55% para Sw.
Las características petrofísicas de atribución por tipo de roca y los resultados de POES con un
Bo de 1.75, son las siguientes:
Tabla 8. Resultados cuantitativos volumétricos de C4-52
C4-52 RT1 RT2 RT3 RT4 RT5
Porosidad
promedia (%) 14.2 11.5 10.5 7.7 0
rango de
porosidad (%) 7.6 - 17.7 5.2 - 11.5 0 - 19.6 0 - 16.6 0
Sw 18% 32% 41% 70% 100%
POES (MMBls) 23 71 60 0 0
%POES 15% 46% 39%
POES TOTAL
(MMbls)
Np (MMbls)
Reservas
Remanentes
Estimadas
154
3.7 MMbls (FRact=2.4%)
20 MMBls (FRest=15%)
EL POES calculado a partir del mapa de HPHISo con un Bo de 1.75 es de 154 MMBBls. Se
observa que los tipos de roca 2 y 3 son los que contribuyen mas en el POES, lo que indica una
calidad regular en lo que se refiere al factor de recobro.
El factor de recobro actual es muy bajo (2.4%), resultado de la poca explotación de este nivel
en el pasado, de la alta heterogeneidad y de las pobres características de este nivel. Las reservas
remanentes asociadas a este nivel son importante, del orden de 20 MMbls si se considera un
factor de recobro global de 15%.
6.1.2.6 La Unidad C4-53
Esta unidad tiene una producción actual de crudo relativamente importante (Np=17.7 MMBls
al 01/12/2007). Está compuesta de un cuerpo principal de arena de tipo “fining up”, pobre en
contenido de arena que puede mostrar cambios fuertes de la continuidad lateral y vertical. En la
figura 118 a continuación se puede apreciar este cuerpo a través de su CPV y de su mapa de
facies.
Figura 118. Mapa de facies de C4-53.
La figura 118 muestra la distribución áreal de facies se nota el buen acuerdo con el modelo
sedimentario regional. Se puede observar una zona central de buen desarrollo de canal con
orientación S – N. Sin embargo, se trata de una unidad con areniscas lenticulares, pobre en
características y de alta heterogeneidad.
El mapa de espesor de petróleo libre (HPHISo) (figura 119) a continuación muestra las
mismas tendencias de depositación. Se puede observar el CAPO a -13600’tvdss en la parte Sur
este del campo.
Figura 119. Mapa de espesor de petróleo libre de C4-53
El POES relativo a esta unidad fue calculado considerando el conjunto de los 3 primeros tipos
de roca (RT1+RT2+RT3) y valores de corte de 10% para la porosidad y 55% para Sw.
Las características petrofísicas de atribución por tipo de roca y los resultados de POES con un
Bo de 2.1, son resumidas en la tabla 9 siguiente:
Tabla 9. Resultados cuantitativos volumétricos de C4-53
C4-53 RT1 RT2 RT3 RT4 RT5
Porosidad
promedia (%) 14.1 11 10.2 7 0
rango de
porosidad (%) 7.3 - 19.6 4.3 - 11.0 2.9 - 16 0 - 15.3 0
Sw 18% 32% 41% 70% 100%
POES (MMBls) 75 82 30 0 0
%POES 40% 44% 16%
POES TOTAL
(MMbls)
Np (MMbls)
Reservas
Remanentes
Estimadas
187
17.7 MMbls (FRact=9.4%)
21 MMBls (FRest=20%)
EL POES calculado a partir del mapa de HPHISo con un Bo de 2.28 es de 187 MMBBls. Se
observa que los tipos de roca 1 y 2 son los que contribuyen mas en el POES, lo que indica una
calidad buena en lo que se refiere al factor de recobro.
El factor de recobro actual es bajo (9.4%), resultado de la poca explotación de este nivel en el
pasado, de la alta heterogeneidad. Las reservas remanentes asociadas a este nivel son importante,
del orden de 21 MMbls si se considera un factor de recobro global de 20%.
6.1.2.7 Unidad C4-55
Esta unidad tiene una producción actual de crudo casi nula, pero fue la unidad que ha
producido la mayor cantidad de petróleo en el pasado. Su tasa se redujo drásticamente en los años
2000 debido a un nuevo plan de explotación. Su producción acumulada es 177 MMbls. Está
compuesta de un cuerpo principal de arena de tipo “fining up”bastante masiva, que puede mostrar
cambios moderados de la continuidad lateral y vertical. En la figura 120 a continuación se puede
apreciar este cuerpo a través de su CPV y de su mapa de facies. Se trata de una arena tipo canal
(fining up) bien marcado con una orientación Sur - Norte. Se observan unos lentes de lutitas en
varios pozos, que no tienen una continuidad lateral suficiente para formar barreras de un punto de
vista dinámica. Queda una buena comunicación hidráulica en esta arena.
Figura 120. Mapa de facies de C4-55.
La figura 120 muestra la distribución áreal de facies, se nota el buen acuerdo con el modelo
sedimentario regional. Se puede observar una zona central de buen desarrollo de arena.
El mapa de espesor de petróleo libre (HPHISo) a continuación (figura 121) muestra las
mismas tendencias de depositación.
EL CAPO estimado a -13600’tvdss hace que la zona Sur del yacimiento se presenta como una
acuífera. Los primeros análisis de producción de agua muestran que hubo un avance importante
de un frente de agua en el yacimiento.
Figura 121. Mapa de espesor de petróleo libre de C4-55
El POES relativo a esta unidad fue calculado considerando el conjunto de los 3 primeros tipos
de roca (RT1+RT2+RT3) y valores de corte de 10% para la porosidad y 55% para Sw.
Las características petrofísicas de atribución por tipo de roca y los resultados de POES con un
Bo de 2.28, son resumidas en la tabla 10 siguiente:
Tabla 10. Resultados cuantitativos volumétricos de C4-55
C4-55 RT1 RT2 RT3 RT4 RT5
Porosidad
promedia (%) 14.2 12.6 11.5 8.5 0
rango de
porosidad (%) 10 - 20.7 9.0 - 20.9 8 - 21.5 4 - 16.5 0
Sw 18% 32% 41% 70% 100%
POES (MMBls) 349 289 175 0 0
%POES 43% 36% 21%
POES TOTAL
(MMbls)
Np (MMbls)
Reservas
Remanentes
Estimadas
813
177 MMbls (FRact=21.7%)
0 MMBls (Recuperación mejorada Frest=30%)
EL POES calculado a partir del mapa de HPHISo con un Bo de 2.28 es de 813 MMBBls. Se
observa que los tipos de roca 1 y 2 son los que contribuyen mas en el POES, lo que indica buenas
características y un buen factor de recobro.
El factor de recobro actual es de 21.7%, resultado de la relativa buen explotación de este nivel
en el pasado y probablemente indicador de un empuje eficaz del acuífero. Las reservas
remanentes primarias asociadas a este nivel son casi agotadas, pero se puede apreciar un recobro
adicional con proyecto de recuperación mejorada para llegar a un factor de recobro global de
30%. Este es el propósito del modelaje del yacimiento para probar varios escenarios de
inyección.
6.1.2.8 Unidad C4-60
Esta unidad tiene una producción actual de crudo casi nula, pero fue una unidad que ha
producido una gran cantidad de petróleo en el pasado. Su tasa se redujo drásticamente en los años
2000 debido a un nuevo plan de explotación. Su producción acumulada es 79 MMbls. Está
compuesta de un cuerpo principal de arena de tipo “fining up”bastante masiva, que puede mostrar
cambios moderados de la continuidad lateral y vertical. En la figura 122 a continuación se puede
apreciar este cuerpo a través de su CPV y de su mapa de facies. Se trata de una arena tipo canal
(fining up) bien marcado con una orientación Sur - Norte. Se observan unos lentes de lutitas en
varios pozos, que no tienen una continuidad lateral suficiente para formar barreras de un punto de
vista dinámico.
Figura 122. Mapa de facies de C4-60.
La figura 122 muestra la distribución áreal de facies y de espesor de Arena Neta se nota el
buen acuerdo con el modelo sedimentario regional. Se puede observar una zona central de buen
desarrollo de arena.
El mapa de espesor de petróleo libre (HPHISo) a continuación (figura 123) muestra las
mismas tendencias de depositación.
EL CAPO estimado a -13600’tvdss hace que la zona Sur del yacimiento se presenta como un
acuífero. Los primeros análisis de producción de agua muestra que hubo un avance importante de
un frente de agua en el yacimiento. Se presume que hay comunicación hidráulica entre C4-60 y
C4-55.
Figura 123. Mapa de espesor de petróleo libre de C4-60
El POES relativo a esta unidad fue calculado considerando el conjunto de los 3 primeros tipos
de roca (RT1+RT2+RT3) y valores de corte de 10% para la porosidad y 55% para Sw.
Las características petrofísicas de atribución por tipo de roca y los resultados de POES con un
Bo de 2.28, son resumidas en la tabla 11 siguiente:
Tabla 11. Resultados cuantitativos de C4-60
C4-60 RT1 RT2 RT3 RT4 RT5
Porosidad
promedia (%) 13.8 12.5 11.6 10.1 0
rango de
porosidad (%) 8.1 -21.1 6.0 - 18.3 5.1 - 17.1 4 - 17.2 0
Sw 18% 32% 41% 70% 100%
POES (MMBls) 126 174 125 0 0
%POES 30% 41% 29%
POES TOTAL
(MMbls)
Np (MMbls)
Reservas
Remanentes
Estimadas
425
78.7 MMbls (FRact=18.5%)
0 MMBls (Recuperacion mejorada FRest=25%)
EL POES calculado a partir del mapa de HPHISo con un Bo de 2.28 es de 425 MMBBls. Se
observa que los tipos de roca 1 y 2 son los que contribuyen mas en el POES, lo que indica buenas
características y un buen factor de recobro.
El factor de recobro actual es de 18.5%, resultado de la relativa buen explotación de este nivel
en el pasado y probablemente indicador de un empuje eficaz del acuífero. Las reservas
remanentes primarias asociadas a este nivel son casi agotadas, pero se puede apreciar un recobro
adicional con proyecto de recuperación mejorada para llegar a un factor de recobro global de
25%. Este es el propósito del modelaje del yacimiento para probar varios escenarios de
inyección.
6.3.1. Tabla Resumen de POES
Los resultados volumétricos de este estudio son los siguientes :
Tabla 12. Resultados de POES, Np, Factor de Recobro actual
A continuación (tabla 13) se encuentra la comparación con los resultados de los estudios
previos.
Tabla 13. Comparación con los resultados de POES previos
POES Oficial (1985)
POES Estudio
SNEIDER & LOREN
(1995)
POES Presente
Estudio
Hipotesis Boi=2.34 So=75%
Boi=?
CAPO@-13600' tvds
Boi=1.75 / 2.1
CAPO@-13600' tvdss
C4-40 / C4-53 668 685 1293
C4-55 / C4-60 913 1010 1238
Total 1581 1695 2531
Se observa una gran similitud de resultados volumétricos para las unidades C4-55 y C4-60
(alrededor de 1 MMMBls), pero en este estudio el POES de las unidades superiores (C4-40 / C4-
53) es mucho mayor (el doble).
Este resultado se explica por el hecho de que en los estudios previos, el limite Sur de los
yacimientos superiores (C4-40 / C4-53), fue tomado igual al limite Sur del yacimiento C4-55
dictado por el CAPO a -13600 ‘tvdss, lo que restringe considerablemente el área de los
yacimientos.
La figura 6.18 siguiente ilustra esta consideración que hace que los yacimientos superiores
(C4-40 / C4-53) tienen un área mayor a los yacimientos de C4-55 / C4-60, como se puede
apreciar en los mapas de HPHISo.
Figura 124. Ilustración del contacto a -13600’ común a todas las unidades
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
La Formación Misoa se depositaron durante un sistema transgresivo sobre el basamento
paleoceno de la Formación Guasare, dictado por fallas normales sin-sedimentarias de
orientación NO-SE.
Se evidencian 8 ciclos sedimentarios, de cuarto a quinto orden según la terminología de
Galloway, los cuales todas están presentes en el campo.
Siendo el origen de los sedimentos desde el Sur - Suroeste, los yacimientos muestran mejor
desarrollos de arenas en esta dirección y aumento en arenas finas y capas delgadas hacia el
Norte junto con el espesor global de cada ciclo.
La falla VLC0597 que conforma el límite Norte del campo fue activa durante la depositación
de la Formación Misoa C Inferior en el área como lo demuestran los espesores mayores de las
unidades en el bloque Norte de la falla.
Los límites de la resolución vertical no permiten discriminar en la sísmica unidades de
espesor menor a +/-120 pies. Los marcadores sísmicos confiables son EREO, C-1, C-2, y
Guasare. Los mapas de Yacimiento C-Inf VLC0363 para los niveles C4-40 y C4-55 son
menos confiables de un punto de visto sísmico. Los cubos sísmicos no tienen la resolución
suficiente para bien discriminar el intervalo de interés, Misoa “C” Inferior. En particular no se
ha podido interpretar los atributos estructurales de dichos horizontes.
Sin embargo, el alto numero de pozos de amarre del yacimiento y la poca complejidad
estructural permitieron llevar a cabo un modelo estructural coherente, suficiente para montar
un modelo 3D de yacimiento.
El estudio permitió generar un nuevo modelo estructural actualizado con los nuevos topes de
unidades que serán integrados para construir el mallado estructural del modelo de simulación
del campo. Los cubos de similitud, secciones verticales, y los cortes de pozos permitieron
establecer el esquema de fallas.
La construcción de este modelo permitió desarrollar una nueva visión sobre los límites
oficiales del campo que posiblemente no coinciden con las interpretaciones anteriores.
Los modelos de Inversión Sísmica (Interwell) no pueden ayudar el modelo sedimentológico y
caracterización de yacimiento por límites de calidad de sísmica.
Es posible mejorar el cubo blq_3y4 con un reprocesamiento moderno con motivo de eliminar
el ruido incoherente en Misoa “C” Inferior y acentuar la relación señal/ruido y la resolución.
Sobresalen dos unidades en lo que se refiere al contenido en arena: C4-55 y C4-60 muy rica
en arena masiva con poco heterogeneidad. Las unidades C4-48 y C4-40 siguen con un
importante contenido en arena. Los otras unidades presentan areniscas lenticulares con alto
grado de heterogeneidad lateral.
Las unidades productoras del yacimiento C-Inf VLC0363 han sido caracterizadas a través de
mapas de facies, arena neta y espesor de petróleo libre homogéneos con el modelo 3D de
yacimiento. Estos mapas conjuntamente con los próximos resultados del modelo dinámico,
son la base para la elaboración del mejor plan de desarrollo para el campo y nuevas
localizaciones.
Los resultados de POES confirman el agotamiento de las reservas primarias de las unidades
C4-55 y C4-60 asociadas a un factor de recobro actual de 25%. Las simulaciones dinámicas
podrán llevar a cabo un estudio de recuperación secundaria basada en procesos adecuados de
inyección.
Los resultados de POES muestran el interés petrolífero remanente de las unidades superiores
del C-Inferior (C4-40 / C4-53). De características petrofísicas menores que las unidades C4-
55 y C4-60, dichas unidades a veces muy heterolíticas presentan un POES poco explotado y
muy atractivo. La explotación de dichas arenas podría efectuarse a través de pozo altamente
inclinados o horizontal, en hoyo desnudo, con el objetivo de cortar y producir las facies
heterolíticas poco depletada por ahora.
La presencia de un contenido elevado de cemento de calcita de neoformación dentro del
yacimiento tiene que ser considerada al momento de la producción ya que ésta tiene un
comportamiento muy móvil y que su “transporte” por un flujo demasiado acelerado puede
conducir al taponamiento de los poros por formación de escamas.
En vista a la compleja historia tectónica de la zona asociada a varios pulsos de generación y
migración de hidrocarburos pueden existir mezclas de varios crudos en el campo y no hay que
descartar la posibilidad de conseguir crudos poco móviles.
Se recomienda estudiar la posibilidad de mejorar la calidad sísmica con nuevos tratamientos
específicos. Se recomienda el uso de la inversión sísmica al momento de planificar
localizaciones de pozos de producción ya que esta herramienta permite la optimización de
estas ubicaciones.
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