Download ACTUALIZACION DEL MODELO GEOLOGICO

UNIVERSIDAD DEL ZULlA
FACULTAD DE INGEN~ER~A
DIVISIÓN DE POSTGRADO
INGEN~ER~A
DE PETRÓLEO
"ACTUALIZACION DEL MODELO
GEOLOGICO/PETROFISICO DEL YACIMIENTO PAUJl
MGB-O4 DEL AREA BARUA"
Trabajo de Grado para optar al Título de
Magister Scientiarum en Ingeniería de Petróleo
Presentado por:
Ing. Patricia Bohórquez F.
Maracaibo, 25 de Noviembre del 2003
UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIER~A
DIVISIÓN DE POSTGRADO
~ N G E N ~ E RDE
~ APETRÓLEO
"ACTUALIZACION DEL MODELO
GEOLOGICO/PETROFISICO DEL YACIMIENTO PAUJl
MGB-04 DEL AREA BARUA"
Trabajo de Grado para optar al Título de
Magister Scientiarurn en Ingeniería de Petróleo
Presentado por:
Ing. Patricia Bohórquez F
Tutor:
Msc. Américo Perozo
Msc. Sara Sanchez
Maracaibo, 25 de Noviembre del 2003
UNIVERSIDAD DEL ZULlA
FACULTAD DE INGENIER~A
DIVISIÓN DE POSTGRADO
INGENIER~ADE PETRÓLEO
""ACTUALIZACION DEL MODELO
GEOLOGICO/PETROFISICO DEL YACIMIENTO PAUJl
MGB-O4 DEL AREA BARUA"
Trabajo de Grado para optar al Título de
Magister Scientiarum en Ingeniería de
Petróleo
Presentado por:
Ing. Patricia Bohórquez
C.I. No 11.391.845
Maracaibo, 25 de Noviembre del 2003
Este jurado aprueba el Trabajo Especial de Grado: "ACTUALIZACION DEL
MODELO GEOLOGlCOlPETROFlSlCO DEL YACIMIENTO PAUJl MGB-04 EL
AREA BARUA", que presenta la ingeniero Patricia Bohórquez F, al Consejo
Académico de la Facultad de Ingeniería. División de Estudios para Graduados de
La Universidad del Zulia, en cumplimientos de los requisitos señalados para optar
al Título de Magister Scientiarum en Ingeniería de Petróleo.
Jurado
(y$:)
Profa. S ra anch,
Prof. Carlos Rincón
Director de la Dirección de Postgrado de
La Universidad del Zulia
DEDICATORIA
A mis padres por brindarme una educación y permitir que se cumpliera uno de mis
sueños.
A Pedro, por su incondicional amor, quien me ha dado el valor para enfrentar los
momentos más difíciles y por ser una persona especial en mi vida.
A mis hermanas Monica, Cristina, Virginia y Paula, por apoyarme en todo
momento.
A mi sobrina Maria Paula quien es una alegria en mi vida.
AGRADECIMIENTO
A Dios, por ser la fuente infinita e inagotable de toda ciencia, conocimiento e
inteligencia.
Al Msc. Americo Perozo,
profesor, consejero y amigo;
por aceptar
incondicionalmente asesorar este Trabajo de Grado.
A la Msc. Sara Sánchez, coordinadora del Postgrado de Ingeniería, de quien he
recibido sugerencias que han sido de gran valor.
A
mis compañeros de trabajo en la Unidad de Explotación Barua-Motatan de
PDVSA Occidente, quienes me brindaron su ayuda para la culminación de este
trabajo.
Aquellas personas que por razones de tiempo y espacio no menciono; pero que
aportaron de sus conocimientos para hacer posible este trabajo.
BOHÓRQUEZ
F,
Patricia
C.
"ACTUALIZACION
DEL
MODELO
GEOLOGlCOlPETROFlSlCO DEL YACIMIENTO PAUJl MGB-04 DEL AREA
BARUA". Maracaibo, Estado Zulia, 2003. Trabajo Especial de Grado para optar
al Titulo de Magister Scientiarum en Ingeniería de Petróleo.
RESUMEN
Este trabajo tiene como objetivo actualizar el modelo geológicolpetrofisico del
yacimiento Pauji MGB-04 del área Barua. con la finalidad de que esta información
en conjunto con otras disciplinas, definen el mejor plan de explotación en el
yacimiento.
El modelo geológico comprende la definición de los límites, estructura y
estratigrafia y en el modelo petrofisico se definen las propiedades de la roca y se
indentifican las zonas prospectivas, basándose en los últimos resultados
cuantitativos de las propiedades de porosidad, permeabilidad y saturación de los
fluidos de los cuales es posible obtener mapas de isopropiedades, cálculo de los
parámetros de corte (cutt-off) los cuales permiten evaluar el espesor de arena
neta, saturación de agua (sw), volumen de arcilla (vsh).
Para la elaboración de este trabajo fue necesario la revisión y validación de la
información geológica y petrofisica del área en estudio, luego obtener resultados
actualizados que serán utilizados para la continuidad de un estudio integrado del
yacimiento.
BOH~RQUEZF, Patricia C. ACTUALIZACI~NOF THE MODEL
GEOLOGIC/PETROPHISIC OF THE LOCATION PAUJl MGB-04 OF THE AREA
BARUA". Maracaibo, Estado Zulia, 2003. This is the work Special of Degree to opt
to Schoolmaster's Scientiarum Title in Engineering of Petroleum.
SUMMARY
This work has as objective to modernize the model geologic/petrophisic of the
location Pauji MGB-04 of the area Barua, with the purpose that this information
together with other disciplines. they define the best plan of exploitation in the
location.
The model geologic understands the definition of the limits, it structures and
stratigraphy and in the model petrophisic they are defined the properties of the rock
and to determine the prospective areas, being based on the last results
quantitative of the porosity properties, permeability and saturation of the fluids of
which is possible to obtain isoproperties maps, calculation of the court parameters
(cutt-off) which allow to evaluate the thickness of net sand, saturation of water
(sw), clay volume (vsh).
For the elaboration of this work it was necessary the revision and validation of the
geologic information and petrophisic of the area in study, then to obtain
modernized results that they will be used for the continuity of an integrated study of
the location.
DEDICATORIA
AGRADECIMIENTO
RESUMEN
INDICE GENERAL
INTRODUCCI~N
CAP~TULOl. MARCO TEORICO
GEOLOGIA REGIONAL.
MARCO ESTRUCTURAL.
MARCO ESTRATIGRAFICO.
EVOLUCION TECTONO-ESTRATIGRAFICA DE
LA CUENCA DEL LAGO DE MARACAIBO.
SISTEMAS PETROLIFEROS.
GENESIS, MlGRAClON Y ALMACENAMIENTO DE
HIDROCARBUROS EN LA CUENCA DEL LAGO DE
MARACAIBO.
GEOLOGIA LOCAL.
GENERALIDADES.
MARCO ESTRUCTURAL.
CARACTERIZACION SEDIMENTOLOGICA.
EVALUACION PETROFISICA.
EVALUACION DE POZOS.
PARAMETROS PETROFISICOS.
PARAMETROS DE CORTE.
RELACION ENTRE LA POROSIDAD Y LA PERMEABILIDAD.
CAP~TULO11.
METODOLOGIA
EVALUACION GEOLOGICA.
EVALUACION PETROFISICA.
CAP~TULO111. ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS
MARCO ESTRATIGRAFICO LOCAL.
AMBIENTE SEDIMENTARIO.
MARCO ESTRUCTURAL LOCAL.
MODELOS PETROFISICOS.
RESULTADOS OBTENIDOS DE LA EVALUACION PETROFISICA.
ELABORACION DE MAPAS DE ISOPROPIEDADES.
CALCULO DEL POES VOLUMETRICO.
CONCLUSIONES.
RECOMENDACIONES.
BIBLIOGRAF~A.
LISTA DE TABLAS
Tabla 1: Información disponible de curvas.
Tabla 2: Pozos seleccionados para el mustreo.
Tabla 3: Clasificación de rocas según el tamaño de garganta de poro.
Tabla 4: Resultados de las propiedades petrofisicas por el método de petrofacies.
Tabla 5: Resultados de la resolución vertical.
Tabla 6: Composición química de la huella patrón de la Formación Paují MGB-04.
Tabla N07: Resultados Parámetros Básicos.
Tabla N08: Resultados de las propiedades petrofisicas en el yacimiento Pauji.
LISTA DE FIGURAS
Figura 1: Mapa de ubicación del sistema regional de fallas en la cuenca del Lago
de Maracaibo, tomada y modificada de Escandón (1998).
Figura 2: Correlación entre unidades y secuencias estratigráficas en la cuenca
del Lago de Maracaibo, tomada por Escandón (1998).
Figura 3: Mapa de ubicación del sistema regional de fracturas.
Figura 4: Sección O-E de la cuenca del Lago de Maracaibo.
Figura 5: Marco Geológico regional para la sedimentación de Venezuela.
Figura 6: Primer sistema petrolífero definido en la cuenca del Lago de Maracaibo.
Figura 7: Segundo sistema petrolífero definido en la cuenca del Lago de
Maracaibo.
Figura 8: Tercer sistema petrolífero definido en la cuenca del Lago de Maracaibo.
Figura 9: Ubicación del área de estudio, campo Barua.
Figura 10: Columna estratigráfica generalizada del campo Barua.
Figura 11: Columna estratigráfica de los yacimientos del campo Barua.
Figura 12: Sistema depositacional de barras.
Figura 13: Morfologia de la paleocosta donde se desarrollan los sistemas de
barras litorales.
Figura 14: Secuencia depositacional en el campo Barua.
Figura 15: Marco geológico local.
Figura 16: Secciones E-W
Figura 17: Secciones E-W
Figura 18: Estructura del campo Barua.
Figura 19: Mapa estructural de las arenas A-9 y A-10.
Figura 20: Correlación sísmica pozo MGB-22A.
Figura 21: Gráfico de correlación profundidad vs tiempo.
Figura 22: Patrón agua Pauji.
Figura 23: Factor de cementación m.
Figura 24: Exponente de saturación n.
Figura 25: Histograma de frecuencia, densidad de grano.
Figura 26: Relación Permeabilidad vs Porosidad.
Figura 27: Correlación permeabilidad núcleo-perfil.
Figura 28: Gráfico cruzado Sw, Rt, VCL.
Figura 29: Gráfico cruzado VCL, Sw
Figura 30: Gráfico cruzado Porosidad vs Sw
INTRODUCCI~N
El presente trabajo tiene como finalidad la revisión y actualización geológica y
petrofísica del yacimiento Pauji MGB- 04 del campo Barúa. El Yacimiento Pauji
MGB-04, pertenece al campo Barúa, se encuentra ubicado al sureste del lago
de Maracaibo y limita al norte con el campo Menegrande, hacia el oeste con el
campo Tomoporo, al este con el campo Motatan y hacia el sur con el campo La
Ceiba. Abarca una extensión aproximada de 257 Km2 y comprende parte de
los estados Zulia y Trujillo.
En el ano 1960, se inicia la explotación del yacimiento, con la completación del
pozo MGB-04. Actualmente el yacimiento consta de 17 pozos completados de
los cuales 14 están activos.
Dicho estudio surge de la necesidad de efectuar una profunda revisión del
yacimiento Pauji MGB-04 del área de Barúa y actualizar el modelo geologico y
petrofisico de dicho yacimiento, generando mapas, además de la elaboración
de mapas de isopropiedades, lo cual será de gran ayuda para el
reconocimiento y mejor ubicación de las zonas prospectivas tomando en
cuenta aspectos de carácter geológico: tipo
sedimentológicas,
y
aspectos
petrofísicos:
de estructura, características
porosidad,
permeabilidad,
saturaciones de agua e hidrocarburos, volúmenes de arcilla; puesto que la
búsqueda de hidrocarburos se hace cada vez más compleja y es necesario
analizar los yacimientos con información actualizada.
CAPITULO I
En este capítulo se introduce el marco geológico y petrofisico, se realiza una
revisión teórica de los trabajos anteriores, debidamente documentados y
publicados sobre este tema y basados en el área del campo Barua.
1.- GEOLOGIA REGIONAL
- MARCO ESTRUCTURAL
La Cuenca del Lago de Maracaibo se encuentra ubicada al nor-oeste de
'
en
Venezuela. Su extensión es de aproximadamente 50.000 ~ m perteneciendo
su mayor parte al estado Zulia y en extensiones menores a los estados Táchira,
Mérida y Trujillo. Sus límites geográficos son al oeste y nor-oeste la Sierra de
Perijá, al sur-este los Andes de Mérida y al este y nor-este, la Serranía de Trujillo
(González de Juana et al., 1980). Se encuentra limitada por tres grandes fallas: al
oeste la falla de Santa Marta, la falla de Oca al norte y la de Boconó al sureste,
todas con movimiento transcurrente los cuales tienden a generar una serie de
fallas antiteticas y sintéticas (Figura 1).
Figura 1: Mapa de ubicación del sistema regional de fallas en la Cuenca del
Lago de Maracaibo. Tomada y modificada de Escandón (1998).
-MARCO ESTRATIGRAFICO.
En la Figura 2 se presentan las unidades litoestratigráficas definidas en la Cuenca
del Lago de Maracaibo.
El basamento de la cuenca de Maracaibo está constituído por los metasedimentos
de la Formación Mucuchachi y equivalentes de edad Ordovicico y las capas rojas
de la Formación La Quinta de edad Jurásico, la cual se encuentra rellenando el
sistema de "grabens" asociados a la apertura continental que comenzó en el
Triásico. Sobre la superficie parcialmente erosionada de las formaciones La
Quinta y Mucuchachí se depositó la siguiente secuencia de sedimentos:
a) Cretácico.
En el Cretácico los sedimentos fueron depositados sobre una plataforma estable y
la sedimentación estuvo controlada por la subsidencia de la cuenca, por la carga
sedimentaria y por
los cambios eustáticos. Todo esto bajo un largo período
transgresivo que comenzó en el Cretácico Temprano y culminó en el Paleoceno.
En el Neocomiense-Barremiense se deposita la Formación Río Negro, que
representa un periodo de depositación restringida.
En el Aptiense-Albiense se deposita el Grupo Cogollo, integrado por las
formaciones Apón, Lisure y Maraca. La Formación Apón está constituída por
calizas grises y azulosas con intercalaciones de lutitas; la Formación Lisure por
calizas grises, areniscas calcáreas, cuarzosas y glauconíticas, grises o verdosas,
de grano medio a fino y lutitas grises; y la Formación Maraca por calizas masivas,
de color beige a marrón, e intercalaciones menores de lutitas negras (González
de Juana et a1.,1980).
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mFigura 2. Correlación entre unidades y secuencias estratigráficas en la
Cuenca del Lago de Maracaibo. Tomado de Escandón (1998).
m
En el Cenomaniense-Santoniense ocurre la depositación de la Formación La
Luna, que representa depósitos marinos a lo largo de toda la cuenca de
Maracaibo y el máximo avance de los mares cretácicos. Esta formación está
constituida por calizas oscuras pelágicas y lutitas ricas en materia orgánica.
En el Campaniense-Maestrichtiense se deposita la Formación Colón,
constituida en su base por el Miembro Socuy, una caliza micrítica con un espesor
de 40 a 50 pies. Suprayacente al Miembro Socuy se encuentran lutitas marinas
de color gris a negro.
m
En el Maestrichtiense, cerrando el ciclo cretácico se deposita la Formación
Mito Juan la cual está constituida por areniscas litorales y lutitas grises. Ella
representa el estado final de la caída relativa del nivel del mar durante el Cretácico
Tardío (Lugo, 1992).
b) Terciario.
Durante el Terciario Temprano se inicia un período regresivo. Hay una retirada
del mar hacia el noreste, desarrollándose amplias costas deltaicas y cinturones
litorales en el oeste y sureste de la Cuenca d e Maracaibo. Sin embargo, sobre
gran parte de la plataforma de Maracaibo, el surco de Barquisimeto y hacia el
borde de la zona este del Escudo de Guayana, las condiciones marinas todavía
prevalecían.
Durante el Paleoceno se deposita la Formación Guasare caracterizada por
algunas capas de calizas fosiliferas intercaladas con areniscas y lutitas
ligeramente glauconíticas o carbonáceas.
En el Eoceno la sedimentación, en la zona sur-oeste, central y oeste de la cuenca
ocurrió en un ambiente fluvial (Formación Mirador) y deltaico (Formación Misoa).
La Formación Trujillo se deposita al este.
entre la plataforma y el surco de
Barquisimeto, los depósitos son de origen marino (Van Andel, 1958) y en su base
se reconoce un miembro arenoso de ambiente marino somero conocido como
Miembro Santa Bárbara (González de Juana et a1.,1980).
En el Mioceno Temprano se inicia una transgresión la cual es seguida de facies
regresivas, representada por la Formacibn Lagunillas. Ésta. se compone
principalmente de una intercalación de lutitas, arcilitas arenosas, areniscas mal
consolidadas y algunos lignitos.
La Formación Isnotú es depositada durante el Mioceno Tardío-Plioceno y se
encuentra constituída por arcillas, limolitas y areniscas de carhcter continental.
-Evolución Tectono-Estratigráfica
de la Cuenca del Lago de
Maracaibo.
La Cuenca del Lago de Maracaibo se encuentra enmarcada dentro de tres
alineamientos orogenicos mayores: La Sierra de Perijá al oeste, Los Andes de
Mérida al sureste y la Serranía de Trujillo al este; el marco se completa con tres
zonas de fallas principales que limitan dicha cuenca; son ellas: el sistema de la
falla de Oca hacia el norte, que aparentemente separa la Cuenca del Lago de
Maracaibo de la del Golfo de Venezuela; la falla de Santa Marta al oeste y la falla
de Boconó al sureste (Fig 111.2). Las fallas de Oca y Boconó tienen movimiento
dextral transcurrente a los cuales se encuentran asociados las fallas
transcurrentes sintéticas y antitéticas dentro de la cuenca. Las fallas antitéticas
tiene orientación predominante NNE - SS0 y movimiento relativo sinextral; entre
estas se encuentran las fallas de La Paz 1 Mara, Icotea, Pueblo Viejo y la Falla de
Valera. Las fallas sintéticas, de movimiento relativo dextral, incluían las fallas en el
área de la Península de Falcón con una orientación general NO - SE. Estos
elementos tectónicos fueron clasificados por MILLER et al (1958) como
"cinturones móviles". dentro de los cuales se desarrolla un amplio sinclinorio que
integra estructuralmente a la Cuenca Petrolífera del Lago de Maracaibo.
Figura 3: Mapa de ubicación del sistema regional de fracturas
El desarrollo estructural de la cuenca comienza con la Orogénesis Herciniana,
durante la cual hubo un levantamiento de la parte central del lago, ocurrida
durante el Paleozoico y produjo la retirada de los mares en todo el occidente; a
comienzo del Mesozoico se formó el Arco de Mérida en un evento TectonoTermal que produjo el marco para la sedimentación plataformal de las calizas
cretácicas; durante el Cretáceo superior
comenzó a desarrollarse un patrón
estructural con directrices norte-sur (Orogénesis del Cretácico Superior), definidas
como actividades de suave relieve y fallas normales que comienzan a crecer
durante el Paleoceno-Eoceno inferior, aunque durante este tiempo hubo cierta
inestabilidad en la cuenca, las grandes deformaciones de la misma no
comenzaron a ocurrir sino en el Eoceno superior, paralelamente a la retirada de
los mares hacia el norte. Todos los sistemas de fallas y plegamientos tomaron su
orientación definida durante este tiempo (norte-sur y oeste-este).
Al final del periodo orogénico del
Eoceno superior y durante gran parte del
Oligoceno, las tierras fueron intensamente erosionadas hasta el nivel de la
Formación Mito Juan; durante el Oligoceno superior-Mioceno inferior se produjo la
inversión de la cuenca, lo que probablemente reactivo las fallas del sistema oesteeste y formo algunas nuevas; durante el Mioceno hubo menor tectonismo en el
área, aunque se observan algunos fallarnientos intra-mioceno que controlan los
yacimientos petrolíferos.
MELENDEZ et.al ( 1996 ) plantea una evolución de la cuenca de Maracaibo en
varias etapas definidas como "tectonosecuencias" (Fig. 111.3). Las mismas se
exponen haciendo referencia a los aspectos generales que las definen. Estas son:
Secuencia en los grábenes triásico-jurásico que controlan el marco geológico
para el Eoceno de la cuenca; muchas de las fallas mesozoicas se reactivaron
varias veces en el Terciario.
Secuencia de retroarco a margen pasivo en el Cretácico.
Secuencia asociada con tectónica de antefosa, que incluye la Antefosa de
Orocu6 en Colombia y Antefosa eocena relacionada con el emplazamiento de
las "Napas de Lara".
Secuencia post-eocena dominada por la deformación andina y compresión transpresión general de la cuenca.
Figura.4: Sección O-E de la Cuenca del Lago de Maracaibo (Modificado de
.
Parnaud, et al. 1995)
Desde el punto de vista de la estratigrafia regional, la cuenca del Lago de
Maracaibo esta conformada por rocas que van desde el Jurásico hasta el
Mioceno, las cuales representan diversos ciclos sedimentarios en la seciencia. De
la Formación La Quinta, con sus capas rojas típicas de un "rift". se pasa en el
Cretácico a una sedimentación tipo margen pasivo representada por las calizas
del Grupo Cogollo. Las rocas cretácicas representan la primera invasión marina en
el área. Durante el Aptiense-Albiense se desarrollaron ambientes marino-someros
representados por las calizas del Grupo Cogollo, subdividido éste en las
formaciones Apón. Lisure y Maraca. El tope de la Formación Maraca marca el
comienzo de la subsidencia regional que se traduce en cambios litológicos
resaltantes, como la sedimentación de calizas negras. intercaladas con lutitas
marinas de la Formación La Luna; esta Formación representa ambientes más
profundos, la cual según Zambrano, et al. (1971) ha sido ubicada dentro de la ya
definida provincia pelágica, indicando a su vez el límite máximo de la transgresión
Cretácica; durante el Campaniense ocurre un periodo de sedimentación reducido
el cual esta representado en el área por las capas glauconíticas y fosfáticas del
Miembro Socuy de la Formación Colón, las cuales comienzan ha ser cubiertas por
las lutitas marinas pertenecientes a dicha formación; que a su vez se extienden
sobre la mayor parte del occidente de Venezuela; la sedimentación de la
Formación Colón fue rellenando la cuenca hasta el Maestrichtiense superior donde
comienzan aparecer los intervalos arenosos de la Formación Mito Juan. Con la
finalización del ciclo de subsidencia de la cuenca, se cumple el ciclo del relleno
final de la misma (González de Juana, et al. 1980).
Alrededor del límite Cretacico-Paleoceno ocurre nuevamente subsidencia al oeste
de la Cuenca del Lago de Maracaibo, debido a la colisión de un arco volcánico con
el continente suramericano. Ocurre subducción del continente por debajo del arco
volcánico y por lo tanto el margen pasivolretroarco del Cretácico se convierte en
una antefosa ("foreland basin")
. con un
incremento de las formaciones Colón,
Mito Juan, Guasare y el Grupo Orocué hacia la región occidental. El comienzo de
la sedimentación del Paleoceno en la Cuenca de Maracaibo esta representado por
las intercalaciones de areniscas calcáreas y no calcáreas, lutitas y calizas de la
Formación Guasare. ubicadas éstas en la Provincia de Plataforma definidas por
Zambrano, et al (1971). Esta provincia pasa transicionalmente hacia el sureste a
la provincia de Surcos donde se observan ambientes más profundos que
corresponden a la Formación Trujillo, la cual indica la sedimentación turbidítica
que se desarrolló en la parte occidental del surco por la progradación de estas
lutitas. Durante este mismo periodo y durante el Eoceno inferior continúa la
regresión del Paleoceno, y comienza a formarse un gran sistema deltáico en la
cuenca. La sedimentación durante este ciclo es predominantemente fluvial hacia el
suroeste (Formación Mirador) y esta caracterizada por espolones aluviales,
canales entrelazados y zonas lagunares. Hacia el centro y noreste de la cuenca,
los ambientes pasan transicionalmente a un plano deltáico donde se desarrollan
los canales distributarios, barras de desembocadura, bahías, depósitos de frente
deltáico y
prodelta de la Formación Misoa.
Hacia el Eoceno medio-superior
comienza un período transgresivo evidenciado por una gruesa sección lulítica de
carácter marino profundo que representa la Formación Paují, la cual se encuentra
mejor preservada en el flanco norandino que en el centro del lago, donde fue
removido por erosión.
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Figura 5: Marco geológico regional para la sedimentación en Venezuela
(Cuencas Maracaibo, Falcón, Barinas-Apure y Oriental) durante el MiocenoPlioceno. Las mayores acumulaciones de sedimentos continentales se dan
en los flancos de la Cadena Andina y la Cordillera de la Costa; las rocas
yacimiento más importante de Venezuela Occidental y Oriental se depositan
en esta época: Formaciones La Rosa, Lagunillas, Isnotu (Grupo Guayabo),
Carapita, Oficina, Chaguaramas y Merecue.
Al final del Eoceno medio y hasta finales del Oligoceno se producen movimientos
tectónicos generalizados que levantan y erosionan prácticamente toda el área.
Durante el Mioceno ocurre una transgresión marina que origina la sedimentación
de la Formación La Rosa, la cual representa un marcador marino que puede
extenderse diacrónicarnente en toda la cuenca. La transgresión es seguida por
facies regresivas de abanicos aluviales, rios entrelazados, abanicos fluviales y
llanuras de inundación, los cuales representan
las Formaciones lsnotú y
Betijoque, y señalan el tope del Terciario Superior en el área.
-SISTEMAS PETROL~FEROS.
En la Cuenca del Lago de Maracaibo el sistema petrolero fue generado a partir de
la Formación La Luna en el subsuelo adyacente al noreste del Lago de Maracaibo.
La generación ocurre al noreste de la cuenca, con migración y acumulación
durante el Eoceno tardío. hacia el suroeste; entrampándose en yacimientos
cretácicos y eocenos, especialmente hacia el alto de Icotea. El momento crítico
donde se alcanza el máximo de probabilidades de acumulaciones se encuentra en
el limite Eoceno-Oligoceno.
Figura.6: Primer Sistema petrolero definido en la Cuenca del Lago de
Maracaibo, roca madre Formación La Luna, en la fase 1 (38 Ma) (Modificado
de Talukdar y Marcano, 1994)
El segundo sistema está constituido por la roca madre cretácica (principalmente
la Formación La Luna) en la mayor parte de la actual cuenca hidrográfica del
Lago de Maracaibo, que en algunas áreas alcanza condiciones de sobremadurez.
La generación, migración y acumulación ocurren en pleno levantamiento andino,
llenando yacimientos prácticamente a lo
estratigráfica. El momento crítico se
constituye
el
largo de
toda
la
columna
ubica
en nuestros días. Este sistema
evento más importante de
acumulación de hidrocarburos
para los yacimientos terciarios,
particularmente en las
estructuras de los
campos de la región occidental del Lago de Maracaibo, campos Urdaneta, Lamalcotea y los de la costa oriental del Lago de Maracaibo. como es el caso de
Barúa-Motatán.
Campos que Producen
Pctr6leo. Condensado o Gas
+p
.
o
%
km
1.
e
Monos do Petmlco do Origoti
Continental o Mezclados.
Fallas
Figura7: Segundo Sistema petrolero definido en la Cuenca del Lago de
Maracaibo, roca madre Formación La Luna, al tiempo presente (Modificado
de Talukdar y Marcano, 1994)
El tercer sistema lo constituye el Grupo Orocué, al suroeste del Lago de
Maracaibo. Aparentemente, esta generación es responsable de los campos del
noreste del macizo de Santander en la frontera Colombo-Venezolana. La
generación, migración y acumulación ocurren en el clímax del levantamiento
andino (Plioceno), el cual termina de separar completamente las cuencas de
Maracaibo y Barinas-Apure, con la formación de todo un sistema estructural que
incluye la reactivación de estructuras antiguas e involucra inclusive el basamento
ígneo-metamorfico.
Figura 8: Tercer Sistema petrolero definido en la Cuenca de Maracaibo, roca
madre Grupo Orocué, al tiempo presente (Modificado de Talukdar y Marcano,
1994)
-GÉNESIS, MIGRACIÓN Y ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBUROS EN LA
CUENCA DEL LAGO DE MARACAIBO
La Formación La Luna ha sido considerada como la principal roca madre
generadora de hidrocarburos en la cuenca del Lago de Maracaibo; posiblemente
la lutita del Grupo Cogollo y las lutitas distales del la Formación Misoa podrían ser
también generadoras, aunque estudios geoquímicos atribuyen un alto porcentaje
de petróleo a la Formación La Luna.
El petróleo generado por la Formación La Luna ha sido acumulado desde los
tiempos del Paleoceno hasta tiempos recientes, el principal reseworio lo
constituye la unidad informal Arenas "B" de la Formación Misoa, para el Campo
Barba las arenas productoras por excelencia lo constituyen las Arenas Basales de
la Formación Paují las cuales están conformadas por capas gruesas de arena con
buena extensión lateral, sobretodo hacia el sur del área. Las porosidades y las
permeabilidades de los r e s e ~ o r i o sgeneralmente son buenas.
Las calizas cretácicas también se han considerado como buenos reservorios,
debido a una porosidad primaria en facies favorables y porosidades secundarias
por disolución y10 fracturamiento. Las lutitas de la Formación Colón representan
un sello importante para los reservorios de las calizas cretácicas.
El proceso de migración que permitió el paso del petróleo desde las rocas madres
hasta las rocas r e s e ~ o r i o sno es del todo bien conocido, y la distancia que este ha
recorrido en su movimiento es variable, en la Cuenca de Maracaibo se ha
estimado en decenas de Kilómetros.
Debido a los diversos procesos tectono-sedimentarios ocurridos en la cuenca, que
determinaron los movimientos de las masas de petróleo que se desplazaron,
desde sus rocas origen hasta las trampas en que se acumularon en distintas
regiones, situadas a niveles estratigráficos diferentes y en tipos de rocas
diferentes, es indudable que el proceso migratorio de los hidrocarburos en la
cuenca es un fenómeno que no deja de ser complejo e interesante.
La migración primaria generada hacia las rocas eocenas se explica por el paso
directo de los fluidos desde las rocas de origen a las areniscas adyacentes,
seguido por un movimiento lateral ascendente desde la parte más profunda de la
cuenca en el noreste de la Plataforma de Maracaibo hacia el suroeste, facilitado
por los espesores, continuidad y permeabilidad de algunas arenas de la
Formación Misoa.
Debido a que se admite una mescolanza de petróleos cretácicos y eocenos en las
arenas de la Formación Misoa requiere postular una migración secundaria
transversal desde los reservorios de las calizas del Cretácico hasta las arenas del
Eoceno a travbs de fracturamientos. En resumen, se puede clasificar el
movimiento del fluido en dos faces principales; por descenso
de acuerdo al
gradiente de la cuenca y en forma lateral y ascendente a travbs de las fallas.
El entrampamiento de hidrocarburos en los sedimentos del Cretácico, PaleocenoEoceno, y Oligo-Mioceno en la Cuenca de Maracaibo esta controlado por trampas
estratigráficas, estructurales y combinadas; aunque se ha establecido que los
crudos cretácicos se encuentran limitados principalmente por accidentes
geográficos, mientras que los hidrocarburos
contenidos en reservorios del
Paleoceno-Eoceno se caracterizan por combinar factores estratigráficos y
estructurales. y las acumulaciones del Oligo-Mioceno son consecuencia directa de
cambios de facies y acufíamiento de las arenas.
La situación en el área de Barúa es diferente a otras desde el punto de vista de
acumulación y entrampamiento de hidrocarburos, ya que la discordancia posteocena no esta en contacto directo con las arenas del yacimiento. Las gruesas
lutitas de la Formación Paují infrayacen la discordancia en toda el área. La
acumulación de hidrocarburos ocurrió principalmente en las Arenas Basales de
Paují y en las Arenas B de Misoa en trampas del tipo estratigráfica formadas por
las lutitas de la Formación Pauji que constituyen barreras de permeabilidad, y
trampas est~cturalesformadas por las fallas inversas principales que atraviesan
el campo en dirección Norte-Sur las cuales son sellantes.
La migración de hidrocarburos en cantidades significativas, no ocurrió sino a
finales del Mioceno (GHOSH et.al, 1988) a través de la reactivación de fallas que
conectaron la roca madre de la Formación La Luna con los yacimientos del
Eoceno, por lo tanto, la cementación y compactación redujeron la porosidad
primaria drásticamente interpretándose en una alta diagénesis. Esta ausencia de
hidrocarburos en las rocas yacimiento implica que la diagénesis inorgánica siguió
sin interrumpirse hasta una etapa muy avanzada, es decir Mioceno Tardío.
Seguidamente la porosidad reinante en el campo es secundaria de tipo
intragranular, debido a la disolución de granos (los más susceptibles son los
feldespatos y fragmentos Iíticos).
-GEOLOG~ALOCAL.
CAMPO BARÚA. GENERALIDADES
El Campo Barúa está ubicado al sur del distrito Baralt del estado Zulia y al norte
del distrito Betijoque del estado Trujillo. Se encuentra al este del Lago de
Maracaibo, al sur del Campo Costanero de Bolívar y a 8 Km. al sur del Campo
Mene Grande, como se presenta en la Figura 9.
Figura 9. Ubicación d e l área en estudio. Campo Barúa.
-MARCO ESTRUCTURAL.
El Campo Barúa se define como un alto estructural, formado durante la
orogénesis a finales del Eoceno e inicios del Oligoceno, asociados a grandes
fallas principales que sirven de barrera a la acumulación de hidrocarburo.
El campo es básicamente un anticlinal con dirección general norte-sur. Este
anticlinal se encuentra dividido en dos cuerpos o bloques principales, los cuales
contienen las acumulaciones probadas de petróleo. Un bloque constituye la zona
de cresta del anticlinal, la cual es la zona mayormente tectonizada. y el otro,
constituye el flanco este del anticlinal.
En Barúa existen dos sistemas de fallas de tipo inverso debidas a la actividad
tectónica, que favoreció la migración de hidrocarburos desde la roca madre.
>
Falla oeste: Es una falla inversa de rumbo general norte-sur, con buzamiento
hacia el este, y desplazamiento de sus bloques en el orden de los 1000 pies.
Su plano de falla es casi vertical, pero con pequeñas variaciones locales.
>
Falla este: Es una falla inversa, paralela a la falla oeste, con buzamiento hacia
el oeste y desplazamiento entre 500 y 1800 pies.
9 Fallas transversales secundarias: fallas de rumbo norte-noreste que cortan
transversalmente el alto de Barúa en bloques.
El alto tectonismo al cual fueron sometidas estas rocas, produjo un movimiento
compresional en sentido este-oeste, el cual definió el modelo estructural que
enmarca los diferentes bloques en los cuales está dividido este campo
-MARCO ESTRATIGRAFICO
La columna estratigráfica del Campo Barúa. está constituida por las formaciones
Guasare, Trujillo, Misoa, Pauji, Isnotú, Betijoque y Carvajal, las cuales abarcan un
rango de edad que va desde el Paleoceno al Plioceno, como se muestra en la
Figura 10. Los yacimientos del Campo Barúa se encuentran en las unidades B-4,
B-3, 8-2, B-1 y B-O de la formación Misoa y en las unidades A-9 y A-10 de las
Arenas Basales de la Fm. Paují (Figura 11). Estas unidades han sido divididas en
subunidades estratigráficas más pequeñas, lo cual permite el estudio detallado de
las unidades de flujo presentes en el campo.
La sección estratigráfica S-N que se presenta en la Figura 18, muestra la
estratigrafia local del campo, representada por los pozos MGB-0035, MGB-0004,
MGB-0008 y MGB-0013. Estos pozos han penetrado los yacimientos A-9 y A-10
correspondientes a las Arenas Basales de Paují y las unidades B-O, B-1 y B-2 de
la Fm. Misoa. Por el tipo de sedimentación, las arenas van perdiendo su espesor
y su calidad como roca yacimiento hacia el norte. Hacia el área del MGB-35 la
arena A-9
se presenta con buena calidad y con espesores considerables,
sin embargo, hacia el Area del MGB-0008 esta arena cambia a facies lutíticas. Lo
anterior se debe que hacia la zona norte la secuencia sufre un acuñamiento
estratigráfico, pues se aleja de la fuente de aporte de sedimentos, ubicada al sur
del campo. Este acuñamiento es observado a nivel de las Arenas Basales de
Paují, las cuales desaparecen totalmente en la zona Norte del campo cerca de los
pozos MGB-13, MGB-20 y MGB-17, dando lugar a la secuencia lutítica de la Frn
Paují.
FnA
PLIOCENO
FARMACI
INTERVAL
FM CAIIVA,JAL
FM
BEllJOQUE
SIN DIFERENCIAR
MIOCENO
ISNF# U
FM
PAUJl
O
LUTITAS PAUJI
ARENASBASALES
1.4-9 - A-101
2
8
z
ARENAS
2
W
-
B-O 0-9
(SUPERIOR)
O
FY
0
MIS A
W
ARENAS
C
(INFERI
LL:
aE
z
PALEOCENO
FM
TRUJILLO
FM. GUASARE
FM GUASARE
Figura 70. Columna Estratigráfica Generalizada del Campo Barúa
MGB30
EDAD
FORM
UNIDAD
SUBUNIDAD
A-9a
R
aa
O
A-9
A-9b
A-l Oa
A-10
A-1ob
A-1 Oc
BOa
Figura 77. Columna estratigráfica de k s yacimientos del Campo Barúa.
-CARACTERIZACI~N SEDIMENTOL~GICA.
En el campo Barúa, los yacimientos Eocenos (Formación Misoa y Arenas Basales
de la Formación Paují), se caracterizan por ser barras litorales y barras distales
depositadas en un ambiente nerítico interno-externo (zona de anteplaya baja a
superior), como lo evidencian la asociación icnológica Skolithos-Cruziana. los
datos bioestratigráficos, las asociaciones verticales de facies y las estructuras
sedimentarias, presentes en el área (Figuras 12 y 13).
Rumbo
Figura 12. Sistema depositacional de barras. Los yacimientos del campo
Barúa son predominantes depósitos de barras acumulados durante
episodios de progradación y retrogradación. Tomada de Díaz (1998).
!
1
i
Nivel b e dc I k o1
I
Figura 13. Morfología de la paleocosta donde se desarrollan los sistemas de
barras litorales. Tomada y modificada de Escandón (1998).
Las secuencias de lutítas negras fueron depositadas en ambientes de baja
energía y aguas profundas en el área costafuera. La depositación de secuencias
granocrecientes son el producto de la progradación y del avance de la línea de
costa hacia el norte.
Las parasecuencias A-9, A-10, B-0 y B-1, presentan un patrón granocreciente. En
general los ciclos presentan de base a tope la siguiente granulometría: lutita
arenosa de grano fino a grueso y mal escogida, la cual representa el nivel
transgresivo; lutita negra con lentes de arenas muy finas, algunas veces
bioturbadas (L, H, HB); areniscas de grano fino a muy fino (S2, S2B) intercaladas
con arenas de grano fino a medio (SI. S1 1); areniscas de grano medio a grueso
(S3) y finalmente al tope de la parasecuencia areniscas de grano grueso a
conglomerático (S).
Los cuerpos de arena son principalmente regresivos y progradan hacia el norte o
noreste. Cada episodio de depositación es terminado con un contacto superior
abrupto representado por una superficie de retrabajo en la base del nivel
transgresivo, sobre la cual son depositadas las secuencias lutiticas de ambientes
de costafuera. En la Figura 14, se observan las arenas B-1 y B-0 progradando
hacia el norte. Una superficie de máximo nivel de inundación (MFS),
es
interpretada en el tope B-O. Suprayacente a esta superficie se depositan las
secuencias progradantes A-10 y A-9. Sobre A-9 comienzan a depositarse las
lutitas de Paují, las cuales representan el mayor evento transgresivo del área.
Figura 14. Secuencia depositacional en e l Campo Barúa.
2. EVALUACION PETROFISICA.
-GENERALIDADES.
Mediante la caracterización petrofisica de la formación se definen las propiedades
de la roca e identifican las zonas prospectivas del área en estudio. La petrofísica
se
basa en los resultados cuantitativos de
los parámetros de porosidad,
permeabilidad y saturación de fluidos. A partir de estos parámetros es posible
obtener los mapas de isopropiedades, los cuales permiten optimar la selección del
área e intervalos de cañoneo. Además de implantar en conjunto con las otras
disciplinas el mejor plan de extracción
yacimiento.
de las
reservas
presentes en el
A partir del estudio se generan los parametros corte los cuales permiten evaluar
espesor de arena neta, Saturación de agua (Sw), volumen de arcilla (Vsh),
identificar zonas de gas etc.
Los adelantos logrados hasta ahora; tanto teóricos como prácticos en la teoría de
perfiles de pozos han acrecentado enormemente el poder de investigación de los
Geólogos. Geofísicos, Petrofisicos e Ingenieros de Petróleo para interpretar las
características físicas de las rocas.
La Petrofísica tiene aplicaciones en muchos aspectos de los estudios y trabajos de
campo en exploración, perforación y producción. La variedad de herramientas e
instrumentos disponibles hoy en día, nos permiten cuantificar y seleccionar las
arenas prospectivas con bajo porcentaje de error. Las herramientas de perfilaje se
pueden tomar en hoyos desnudos o en pozos entubados, gracias a que no sólo
se disponen de
registros eléctricos sino también del tipo nuclear, sónicos,
imágenes y Resonancia Magnética.
En general, la Petrofisica nos ofrece una cantidad de datos fundamentales en las
operaciones que son requeridas para una explotación optima de los yacimientos,
como por ejemplo:
Control de profundidad del pozo
Determinación del tope y base de un estrato
Cálculo de valores de porosidad. saturación de hidrocarburo y permeabilidad
de las rocas
Deducción de la presencia de fluidos y su distribución en las rocas, como por
ejemplo: petróleo, agua y gas.
Toma de muestra de formacion ( presiones, fluidos, etc)
Detección de fracturas
Completación labandono de los pozos (exploratorios, avanzada y desarrollo)
Calibración núcleoslperfil
Cuantificación del POES y reservas
Desarrollo optimo de yacimientos (recuperación primaria, secundaria, y
terciaria)
Simulación de yacimientos
Estudios petrofísicos de nuevas cuencas
Complemento al modelo geológico
EVALUACION DE POZOS
La evaluación de los pozos se hace por medio de los registros. Su objetivo es el
de identificar, localizar y evaluar los yacimientos contentivos de hidrocarburos e
identificar los avances de los acuíferos o los contactos agua-petróleo (CAP).
Resistividad del agua de formación ( Rw ).
Densidad de la matriz ( pma ).
Cantidad de Intercambio Catiónico ( Qv ).
Factor de cementación ( m ).
e
Exponente de saturación ( n ).
Ecuación de la Permeabilidad ( k ).
9 Resistividad del Agua de Formación ( Rw ).
El agua de formación es capaz de conducir electricidad, debido a que contienen
sales ionizadas en solución. La concentración y movilización de los iones que
contengan es responsable por la mayor o menor resistividad que manifieste. El
valor de Rw es fundamental en los resultados de cualquier evaluación petrofísica,
ya que a mayor valor de Rw, la saturación de agua será mayor y viceversa. Es por
eso que el valor de Rw debe ser lo más real posible para que lo valores arrojados
por la evaluación tengan un alto grado de confiabilidad.
9 Densidad de los Granos ( pMa ).
El cálculo de la densidad de granos, se llevo a cabo promediando aritméticamente
106 muestras pertenecientes al núcleo MGB-26 y 86 muestras del núcleo MGB-5
(estudios realizados por Core Laboratories y Shell de Venezuela respectivamente).
9 Cantidad de Intercambio Catiónico ( Qv ).
Es también denominado Factor de Corrección por Efectos de Arcillosidad dentro
del espacio poroso, cuyas unidades son meqlml. El cálculo del "Qv" es de vital
importancia para las evaluaciones que se llevaron a cabo con el modelo
matemático empleado en el cálculo de saturaciones denominado "WAXMANSMITS".
>
Factor de Cementación ( Exponente De Cementación: m ).
Este parámetro petrofísico depende del grado de consolidación de la roca, esta en
función del grado de cementación en las rocas elásticas. De acuerdo a la siguiente
tabla se puede observar como varia dicho parámetro:
Descripción de la Roca
Valor de "m"
No consolidadas ( arenas sueltas) ............. 1.3
Pobremente cementadas ........................ 1.4 - 1.5
Ligeramente cementadas ( 41 media ).. ........ 1.6 - 1.7
Moderadamente cementadas ( 4 baja ). ........ 1.8 - 1.9
Altamente cementadas ( 4 muy baja ). ..........2.0 - 2.2
k Exponente de Saturación ( n )
Este valor depende de la humectabilidad de la roca. Rocas preferencialmente
"mojadas" por agua, reflejan un "n" igual a 2 o menos, y para rocas mojadas por
petróleo, "n" es siempre mayor que 2 y en algunos casos excepcionales, puede
pasar de 10. La mayoría de los yacimientos son hidrófilos, ya que exhiben valores
de "n" menores de 2.
PARAMETROS DE CORTE.
Los parámetros de corte se utilizan para evaluar las propiedades petrofisicas
estableciendo valores determinados como: Volumen de arcillosidad, Porosidad
Saturación de agua máxima. Con estos valores de corte se estiman los espesores
de Arena Neta Petrolifera.
CALCULO DEL VOLUMEN DE ARCILLOSIDAD (INDICADOR SIMPLE)
Para el cálculo del volumen de arcillosidad (Vsh por sus siglas en ingles), se
utilizó la ecuación derivada del perfil de Rayos Gamma (GR por sus siglas en
inglés). El Vsh es importante para los cálculos del espesor de arena neta, arena
neta petrolífera, saturación de agua y porosidad. La ecuacibn utilizada es:
GRLEIDO
Vsh =
GR.,,
- GRMIN
- GRMIN
Donde:
GR (LEIDO): el que trae el perfil del pozo (GR)
GR (MIN): lectura del perfil frente al intervalo a evaluar, que se considere
arena bastante limpia (los minimos valores de GR)
GR (MAX): lectura del perfil frente al intervalo a evaluar, que se considere
arena sumamente arcillosa o lututas (maximas lecturas de GR)
Una vez obtenidos estos valores. se determina el volumen de arcilla. mediante
indicadores simples. En aquellos pozos que carecen del perfil GR, se estima el
volumen de arcila con la ecuación de resistividad:
Rrrnáx- Rt
V S ~ < [ % * ( RI máx- Rsh
Donde:
Rsh: Resistividad leída frente a la lutita
Rt: Resistividad total
)]
Rmáx: valor de Resistividad que se considera máxima, leida frente a la
arena.
CALCULO
DE LA POROSIDAD ( 0 )
La porosidad de la formación fue determinada a partir de la medida de la densidad
del medio (roca-fluido), es decir, a partir del registro de densidad y usando la
ecuación:
Donde:
pma: densidad de la matriz = 2.26 gr.lcc para arenas
pb: densidad leída en el registro (en grlcc), frentes a la arenas
pf : densidad del fluido de perforación (Iodos en base agua = Igrlcc; Iodos
en base aceite = 0.95 grlcc).
Es necesario calcular la porosidad corregida por arcilla para utilizarla en el cálculo
de las saturaciones de agua e hidrocarburos, mediante la ecuación:
Donde:
4Dc
=4D
-4sh
* Vsh
q5& : Porosidad corregida por arcilla, fracción
4, : Porosidad total derivada del registro de Densidad, fracción
+ch:
Porosidad leida frente a las arcillas, fracción
Vsh: Volumen de arcilla, fracción
CALCULO DE SATURACIONES DE AGUA Y PETRÓLEO (Sw, So)
Existen diversos modelos matemáticos para el cálculo de las saturaciones de
agua, a saber: INDONESIA. SIMANDOUX y WAXMAN-SMITS
La ecuación de WATMAN-SMITS utiliza el parámetro Qv (derivado en este
estudio) para la corrección
por efectos de arcillosidad presentes en cada
formación utilizando la porosidad corregida por arcillas, mediante la ecuación:
Donde:
Rt: resistividad real o verdadera, en ohmlm.
0t: porosidad, como una fracción del volumen poroso
Rw: resistividad del agua de formación
A: constante de la fórmula de Archi, igual a la unidad
m: factor o exponente de cementación
n: factor o exponente de saturación
Bv: Equivalente de conductividad.
Qv: cantidad de intercambio catiónico presentes en las arcillas.
Una vez obtenida la Sw, se calcula la saturación de interés, como es:
ARENA NETA TOTAL (ANT)
Para determinar el espesor de arena, es necesario el empleo del parámetro de
corte Vsh, para discriminar las arenas de las lutitas. El programa de evaluación
petrofísica estima como arena neta todo aquel estrato que posea un Vsh con las
condiciones establecidas.
ARENA NETA PETROL~FERA(ANP)
La arena neta petrolífera (ANP), es el número de pies de la columna de arena del
pozo que puede ser considerada como productora de hidrocarburos. El contaje de
arena neta petrolifera es determinante en la caracterización de los yacimientos en
éste y en cualquier estudio; generalmente ese contaje se realiza estableciendo las
características mínimas necesarias que deba poseer una arena para ser
considerada como productora de crudo.
RELACIÓN ENTRE LA POROSIDAD Y LA PERMEABILIDAD
La porosidad es la capacidad que tiene una roca de contener fluidos. Para que un
yacimiento sea comercialmente productivo es obvio que debe tener una
porosidad suficiente para almacenar un volumen apreciable de hidrocarburos.
Por lo tanto, la porosidad es un parárnetro muy importante de las rocas
productoras de hidrocarburos. Por definición, la porosidad es el volumen vacío de
roca ( aquel lleno de fluidos ) dividido por el volumen total de roca.
La permeabilidad es la capacidad de flujo de los fluidos contenidos dentro de una
roca. Para que un yacimiento sea comercial es necesario no s61o que la roca
contenga petróleo o gas sino que estos fluidos puedan desplazarse dentro de la
roca y salir a la superficie. Por consiguiente, también es obvio que la roca sólo es
permeable cuando los poros están conectados. Si esta interconexión no existe, la
roca puede ser porosa pero no tiene permeabilidad.
En general, las rocas más porosas de granos con tamaño homogéneo tienen una
mayor permeabilidad que las menos porosas, y aunque la porosidad puede ser
alta en algunas rocas de grano fino, la reducción en el tamaño de los poros trae
como resultado una disminución en la capacidad de flujo dentro de la roca, en
consecuencia la permeabilidad disminuye.
CAPITULO II
EVALUACION GEOLOGICA
Marco Estratiaráfico Local.
Se realizó la interpretación estratigráfica local con la recopilación de información y
núcleos, se correlacionaron 30 pozos del proyecto y pozos del área vecina, con las
curvas validadas y normalizadas en el sistema Geoframe 3.8.
Posteriormente se correlacionaron 20 pozos del proyecto y 11 pozos del área
vecina, se generaron 7 secciones en dirección E-W y cuatro secciones en
dirección N-S. Se utilizó como marcador la superficie de máxima inundación que
corresponde al tope de la arena B-O de la Formación Misoa.
Las arenas Basales de la Formación Pauji se dividieron en 5 unidades
estratigráficas, correspondiendo también a las 5 litozonas a ser evaluadas por
petrofísica.
Ambiente Sedimentario
La sucesión vertical de facies e icnofacies permiten interpretar un sistema de
barras litorales, depositadas en ambientes de plataforma interna a media
dominadas por olas y episodios de tormenta, con niveles de energía que se
incrementan de base a tope.
Los criterios utilizados para la interpretación ambiental son los siguientes:
La frecuencia de los patrones de engrosamiento hacia el tope con aumento
de energía y tamaño de grano hacia el tope.
En la parte inferior de las parasecuencias están dominadas por la icnofacies
Cruziana, la cual indica niveles de baja energía. En la parte superior de las
parasecuencias, se encuentran abundantes estructuras de vivienda (icnofacies
Skolithos), características de ambientes de alta energía. (tomado del análisis
de núcleos)
El predominio de estructuras generadas por la acción de corrientes
(rizaduras) y por tormentas indica ambiente de depositación marino somero.
En el área de estudio y en general en todo Campo Bada los sistemas de barras
litorales presentan orientación este-oeste, paralelas a la paleocosta y continuas
lateralmente, a su vez son perpendiculares al sentido de la depositación.
Marco estmctural local
CHAPMAN Y NOEL (1983) señalan que los rasgos estructurales característicos
de los campos Barual Motatan se generan a partir de la tectónica
compresiva
ocurrida desde finales del Eoceno Medio hasta el Oligoceno.
GHOSH et al (1988) plantea que la generación de las estructuras principales del
área se encuentra asociado con el sistema regional de estructuras de la cuenca
de Maracaibo. De mayor importancia son los sistemas de fallas de rasgaduras
de orientación NNO-SSE que a su vez subdivide ambos campos y que continua
al norte, afectando igualmente al campo Mene Grande.
-Información Sismica
La finalidad de realizar la interpretación sismica del campo, fue la de establecer el
modelo geológico estructural de la zona. La metodología empleada para lograr
dicho objetivo fue la siguiente:
1. Ajustar los pozos a la ley de velocidad
2. lnterpretar el horizonte correspondiente a la Discordancia del Eoceno. La
interpretación de este horizonte permitió una mejor ubicación y control de la
zona de interés.
3. lnterpretar el tope de A-9, A-1 0 y B-0 (Zonas de interés).
4. lnterpretar el sistema de las fallas del área.
Apoyados con el sismograma sint6tico del pozo MGB-22, se calibró
la traza
sintética con un reflector sísmico equivalente y cercano a dicho pozo. Una vez
calibrados los marcadores sismicos con los topes formacionales, se procedió a
interpretar los reflectores de interés que serían: la Discordancia del Eoceno y los
horizontes cercanos al marcador estratigrafico A-9 y A-10 de la Formación Pauji.
En la interpretación se utilizó la opción SElSMlC DISPLAY
+ INTERPRETATION
del programa Charisma para seguir arealmente los reflectores en el cubo sísmico
del área de estudio. La discordancia fue interpretada utilizado la opción "autotrack
escogiendo los puntos de inicio y fin del horizonte. Esta superficie continua fue
identificada en las secciones sismicas. Los horizontes se interpretaron cada 1
traza (Orientación N-S), cada 1 línea (Orientación E-O) y cada 2 líneas
(orientación NE-SO) bajo la aplicación de Charisma 3D de Geoframe, con la
opción "INTERPRETACION- HORIZONS". Para completar la información de las
líneas y trazas restantes se utilizó una interpolación con el programa ASAP. Con
esta interpolación se logra generar los mapas en tiempo de los horizontes
interpretados.
Se revisó todo el levantamiento sísmico que comprende 15 km2 del área de
estudio del yacimiento Paují con el fin de determinar las fallas principales y sus
rumbos.
En la interpretación de las fallas o discontinuidades se analizaron líneas cada 1
(inline) y 1 (crossline). Esta interpretación se efectuó utilizando la opción seismics
Display 3 FAULT INTERPRETATION de la aplicación CHARISMA, a manera de
crearlas y correlacionarlas.
Mediante
la
aplicación
del
programa
"ln
Depth"
(conversión
a
profundidadlinterpretación de horizontes y fallas) de la herramienta Charisma se
generaron los mapas en profundidad de los horizontes
del Eoceno
y
concretamente los miembro A-9 y A-10 de la formación Paují.
Para
delinear la estructura se disponían de 14 pozos correlacionados
geológicamente, para ello se convirtió la información de los topes de la
discordancia del Eoceno y los tope A-9 y A-10 de Pauji, aplicando la ley de
velocidades.
EVALUACION PETROFISICA
Parametros Petrofisicos
La validación y evaluación del modelo petrofisico se realizó
a través de la
informacián disponible de los 10 pozos completados en el área de estudio,
adicionalmente se incluyó el análisis y evaluación de 08 pozos del área vecina
correspondiente al yacimiento Pauji MGB-12 del área Barua Central para dar
soporte al modelo.
INFORMACIÓN
DISPONIBLE
POZOS CON CURVAS GRlSP
27/21
POZOS CON CURVAS RES.
28
POZOS CON CURVAS CAL.
28
POZOS CON CURVAS RHOBIDRHO. 27/18
POZOS CON CURVAS DFHl
7
TOTAL CURVAS VALIDADAS
184
Tabla NO1,Información disponible de curvas
Caracterización de Aqua de Formación
Dado que la mayoría de los pozos del yacimiento producen en conjunto de la
formación paují y de la formación Misoa fue necesario realizar los cálculos para
ambas formaciones con el fin de hacer una distribución de fluidos que corresponda
al yacimiento en cuestión.
Se obtuvo la información a partir de los análisis de agua de formación realizados a
los pozos, donde se contó con un total de 3 pozos con análisis de agua de las
(ver tabla N02), clasificando las aguas de formación de acuerdo al criterio del
diagrama de Stiff y determinación de su tipología con los criterios de Sulin.
PAUJ
PAUJ
--
--
Tabla N; 2. r o z o ~
seleccionadoi para el muestre~.
Se clasificó Rw de acuerdo a las arenas productoras por pozo. Adicionalmente se
clasificó el contenido de NaCl en ppm por yacimiento.
Para obtener la resistividad del agua de formación a temperatura de superficie (75
"F). se utilizó la siguiente ecuación:
El análisis de petrofacies se tomo de la data existente, donde a partir de los
análisis de presión capilar, se obtiene el perfil de garganta de poros que determina
el radio de garganta de poral dominante "R", mediante el método "One to One
Plots", el cual representa el parámetro discriminador de las curvas de presión
capilar que define el control de flujo y almacenamiento de fluidos en una roca
determinada. Con este parámetro se caracteriza el tipo de rocas o petrofacies a
partir de gráficos tipo Winland o Pitman en función de la permeabilidad y porosidad
y el radio de garganta poral calculado.
CLASIFICACIÓN DE PETROFACIES
TIPO DE ROCA
Megaporoso
Macroporoso
2.0-10.0
Mesoporoso
0.5-2.0
Microporoso
0.1-0.5
Nanoporoso
<0.1
Tabla N03, clasificación de rocas según el
tamaño de garganta de poro
Propiedades de la roca
Para obtener las propiedades eléctricas de la roca, se realizó el análisis de los
datos de núcleos, de los pozos MGB-05 y MGB-26, los cuales presentan análisis
convencionales y algunos especiales.
Se analizaron los valores de ambos núcleos concluyendo que los valores
pertenecientes al MGB-26 eran los más apropiados
ya que los valores que
presenta son representativos para toda la formación Pauji y Misoa mientras que
los aportados por el MGB-05 representan solo una zona.
Se sensibilizaron a partir del MGB-26 los valores del exponente de cementación
(m) y del exponente de saturación (n), realizando gráficos de Factor de formación
vs. Porosidad
y del lndice de resistividad vs. Porosidad efectiva para cada
muestra
Propiedades de la Lutita (Rsh. Vsh)
Para la formación Pauji, se determinó mediante la elaboración de los gráficos
crossplot de GR vs RD (Gamma Ray vs. Resistividad profunda), de todos los
pozos, en cuanto a los valores de densidad de la arcilla, dado que la gran mayoría
de los pozos se encontraban derrumbados frente a lutitas, fue necesario revisar
cada pozo y seleccionar aquellos que tuvieran una zona de lutitas sin derrumbe
para determinar en estas zonas la RHOBclay.
Análisis Cualitativo de la Información de Pozos
Con la información disponible. se realizó la
evaluación petrofisica de pozos
completados en el yacimiento y área vecina. Dichas evaluaciones se realizaron a
través del software Petro View Plus del paquete Geoframe, de las cuales se pudo
identificar:
1. Formaciones porosas y permeables.
2. Zonas saturadas de hidrocarburo y10 agua.
3. Zonas limpias y arcillosas.
4. Zonas de derrumbes y otros.
El programa utilizado ofrece diversos esquemas de corrección y modelos de
arcillosidad, porosidad y saturación de agua.
Con la evaluación individual se obtuvo una caracterización petrofísica de cada
pozo dentro del intervalo de interés (topes y bases validados). En el siguiente
gráfico se muestra una evaluación tipo, para uno de los pozos evaluados.
Modelos Petrofisicos
Se establecieron los siguientes modelos petrofísicos para el cálculo de
arcillosidad, porosidad, la saturación de agua y permeabilidad:
9 ARCILLOSIDAD.
Aunque la composición mineral en las rocas clásticas varía significativamente, la
selección del modelo para el cálculo de Vsh es importante para los cálculos de
arena neta, arena neta petrolífera, saturaciones de agua y porosidad. El modelo
utilizado para el cálculo de Vsh fue el método lineal GR y SP.
Vsh =
9
(SP log- spmin)
(~Prnax- S ~ r n i n )
POROSIDAD.
La porosidad se calculó a través de los registros de densidad en todos los pozos
que presentaban este registro mientras que en el pozo MGB, la porosidad fue
calculada mediante la curva de RHOB sintbtica como se mencionó anteriormente.
La porosidad fue determinada por el programa a partir de la porosidad efectiva
obtenida de la evaluación.
El programa utilizó la siguiente ecuación:
Donde:
p,
Densidad de la matriz.
p,
: Densidad leida en el registro.
pn : Densidad del fluido en la zona lavada.
VSh: Volumen de arcilla.
D SATURACIÓN DE AGUA:
La saturación de agua se determinó a través del Modelo de Simandoux.
Donde:
Rw: Resistividad del agua (ohm-m).
Rt:
+e:
Resistividad verdadera e la formacion (ohm-m).
Porosidad efectiva.
Vsh: Arcillosidad.(fracción).
Rsh: Resistividad de las lutitas (ohm-m),
a:
>
Coeficiente de tortuosidad.
PERMEABILIDAD.
Para determinar la permeabilidad se comenzó trató de obtener una correlación
entre los datos de permeabilidad Vs. Porosidad proveniente del nucleo lo cual no
fue posible debido a la gran dispersión existente.
En base a lo expuesto anteriormente la ecuación que se utilizó para el cálculo de
la permeabilidad fue la ecuación de Timur.
PERMEABILIDAD TlMUR
Donde:
:
Porosidad (fracción).
Swi: Saturación agua irreducible
CAPITULO III
MARCO ESTRATIGRÁFICO
LOCAL
Se correlacionaron 30 pozos del yacimiento y del área vecina, con las curvas
validadas y normalizadas en el sistema Geoframe 3.8.
Se generaron 7 secciones en dirección E-W y cuatro secciones en dirección N-S.
Se utilizo como marcador la superficie de máxima inundación que corresponde al
tope de la arena B-0 de la Formación Misoa.
Figura 15: Marco geoMgico local. Columna estratigrafica
Campo Barúa
Las arenas Básales de la Formación Paují se dividieron en 5 unidades
estratigráficas, correspondiendo también a las 5 litozonas a ser evaluadas por
petrofisica.
Se realizaron las secciones estratigraficas y con el análisis del núcleo, ya
elaborada la hoja sedimentologica de los pozos MGB-26 y MGB-05. se puede
observar en la sección E-W (fig-16. ) el desarrollo de las arenas y su continuidad
lateral. La siguiente sección S-N (fig-17.) en sentido de la depositación, muestra
como se deterioran las arenas hacia el norte, siendo este deterioro una trampa
estratigráfica del yacimiento.
Figura 16: Sección E-W, se observan las 5 unidades sedirnentarias.
Figura 17: Sección S-N, se observa el deterioro de las arenas hacia el
Norte.
AMBIENTE SEDIMENTAR10
En el área de estudio y en general en todo Campo Barúa los sistemas de barras
litorales presentan orientación este-oeste, paralelas a la paleocosta y continuas
lateralmente, a su vez son perpendiculares al sentido de la depositación.
MARCO ESTRUCTURAL LOCAL.
CHAPMAN Y NOEL (1983) señalan que los rasgos estructurales caracteristicos
de los campos Barual Motatán se generan a partir de la tectónica
ocurrida desde finales del Eoceno Medio hasta el Oligoceno.
compresiva
GHOSH et al (1988) plantea que la generación de las estructuras principales del
área se encuentra asociado con el sistema regional de estructuras de la cuenca
de Maracaibo. De mayor importancia son los sistemas de fallas de rasgaduras
de orientación NNO-SSE que a su vez subdivide ambos campos y que continua
al norte, afectando igualmente al campo Mene Grande. Dentro de este sistema
de fallas los campos están definidos por importantes altos estructurales.
En la siguientes sección SO-NE (fig-18) podemos observar la estructura que
define el área del yacimiento Pauji MGB-04.
Figura. 18: Estructura del Campo Barúa.
También se puede observar las fallas inversas principales (con un salto promedio
de 300 pies) que delimitan el yacimiento así como también las fallas secundarias
que no afectan el flujo de los fluidos debido a su bajo salto (15 a 20 pies).
Luego de haber definido los topes y las fallas del yacimiento se realizaron los
mapas estructurales de las arenas A-9 y A-10 (Fig-19), validando el modelo
estructural existente para la fecha del estudio, el cual define la estructura del
yacimiento como un Monoclinal limitado por dos fallas inversas y con varias fallas
de menor salto, las cuales se encuentran hacia la parte interna de los límites.
Cabe destacar que las fallas que limitan el yacimiento tienen características
sellantes, mientras que el resto de fallas no sellantes.
Finalizada la interpretación de los marcadores sísmicos y geológicos, y la
definición del marco estructural del área. se generaron los mapas estructurales del
tope del yacimiento y la base de la arena de interés.
Figura 19: Mapa estructural de las Arenas A-9 y A-10
Se conoció la metodología y se utilizó la información existente. A continuación se
muestran los resultados obtenidos con la metodología de petrofacies, ver tabla
N04.
Tabla N04, resultados propiedades petrofisicas p o r e l método
de Petrofacies.
Se realizó la construcción de Sismograma Sintético y Calculo de la resolución
Vertical. Con la finalidad de correlacionar y calibrar los topes geológicos con los
reflectores en tiempo, identificados en las secciones sismicas del levantamiento
tridimensional del Area de estudio, se generó un sismograma sintético en el pozo
MGB-22 (Fig -20) a partir del registro sónico existente, se realizó un pseudos6nico con el cual se correlacionó la sísmica con los marcadores geológicos.
Adicionalmente se utilizaron los registros de resistividad y densidad a través de
una variante de la ecuación de Faust (1953). Esto se realizó con el programa
Synthetics de la herramienta Charisma. Este programa calcula la serie Reflectiva
del subsuelo, utilizando la 1.A (IMPEDANCIA
ACUSTICA) obtenida de la
multiplicación entre el registro de densidad y el pseudo-sónico corregido con el
registro WST.
Posteriormente esta serie es convolucionada con una ondicula, que puede ser
teórica o extraída de la sísmica, obteniendo así el sismograma sintético.
Con el registro WST que presenta el pozo MGB-22. se elaboró el gráfico
PROFUNDIDAD Vs TIEMPO (Fig-21).
Figura 20: Correlación Sísmica Pozo MGB-22A.
Para el Eoceno la conversión de tiempo a profundidad fue aproximada por esta
función.
Tie rnpo (ms
1000
15
Figura 21: Gráfico de correlación Prof. Vs Tiempo
Con el propósito de determinar la resolución vertical de la sísmica se determinó el
espectro de frecuencia en el intervalo correspondiente a la secuencia de los datos
sísmicos estratigráfica de A-9 de la formación Paují de Edad Eoceno.
Este análisis se efectuó mediante la aplicación del programa Synthetics.
Para el cálculo del espesor de entonación (114) o resolución vertical sísmica, es
decir, la minima separación que debe existir entre dos interfases para que estas
puedan ser diferenciadas, se utilizó la siguiente expresión:
k14 = Vint 1 fm
donde h14 es el factor de entonación, Vint es la velocidad interválica y fm es la
frecuencia media.
Los cálculos realizados muestran que la resolución sísmica vertical mínima es de
aproximadamente 157 pies (Tabla N05), lo cual indica la posibilidad de estudiar
sísmicamente la arena A-9, por ser un reflector muy persistente y continuo en
casi toda el área de estudio.
Timp=
MD
Vint.= 2 (d2-dl)l(t2-
vint.lfm
(ms)
(ft
tl) Wsg)
(ft)
1857
7430
13850
629.57
1991
8358
Res= Ft)
157
Tabla N"5. Resultados de la Resolución Vertical.
MODELOS PETROFISICOS
Calculo de Rw
Los resultados de la evaluación en general según la clasificación de Sulín reflejan
para la formación Paují un agua Meteórica del tipo bicarbonato de sodio con un
Rw de 2.lohms-m.
Tabla N06. Composición química de la huella patrón de la Formación Paují
MGB-04.
En las Fig-22 se muestran los patrones definidos para Paují.
Figura N 2 2 . Diagrama de Stiff de la huella patrón de la Formación Paují
MGB-O4
Se analizaron los valores de los núcleos de los pozos MGB-05 y MGB-26
concluyendo que los valores pertenecientes al MGB-26 eran los más apropiados
ya que los valores que presenta son representativos para toda la formación. Se
sensibilizaron a partir del MGB-26 los valores del exponente de cementación (m) y
del exponente de saturación (n), realizando gráficos de Factor de formación vs.
Porosidad (Fig-No23)y del lndice de resistividad vs. Saturación de agua para cada
muestra (Fig-N024),obteniéndose así los siguientes resultados:
FACTOR DE FORMACIÓN 1 FORMACION PWJl
Z
0
Y
5
'W?
n
PU
2
0,Ol
1,o0
0,lO
POROSIDAO
Figura. N023: Factor de cementación "m"
?m.m
lndice
de
Resistividad
I0.W
?.M
0.0,
0,o
sw
Fig. N024: Exponente de saturación "n"
10,oo
Por otro lado se determinó mediante
histogramas de frecuencia el valor
correspondiente a la densidad de la matriz para el cual se tomaron los valores de
Los análisis de núcleo del pozo MGB-26 indica que para la formación Paují se
tiene una densidad del grano de
2.67 grlcm3 tal y como se muestra a
continuación en la Fig-N025.
I
I
H istograma
DENSIDAD DE GRANO PAUJl
2.704
2.736
Clase
2.768
Figura. N025:histograma de frecuencia: Densidad de grano Pauji
Propiedades de la Lutita (Rsh. Vsh)
Para la formación Paují, se determinó mediante la elaboración de los gráficos
cruzados de GR vs RD (Garnma Ray vs. Resistividad profunda), de todos los
pozos, un GR rninirno de 13"API, es decir para las arenas limpias y un valor de
Rtclay que oscila entre 3 y 7 ohrn-m. En cuanto a los valores de densidad de la
arcilla, dado que la gran mayoría de los pozos se encontraban derrumbados frente
las lutitas, fue necesario revisar cada pozo y seleccionar aquellos que tuvieran una
zona de lutitas sin derrumbe para determinar en estas zonas la
resultando un valor de 2.55 grlcc.
RHOBclay,
PARÁM ETRO
Rw
m
n
a
P ma
P sh
PAUJI
2.1
1.34
1.6
1
2.67 grlcc
2.55 grlcc
Tabla N06: Resultados Parámetros Básicos
Los parámetros corte representan los valores limites para los cuales la fase
petróleo presente en cada pozo es técnicamente recuperable. Los parámetros
corte definidos y utilizados para este estudio son: la resistividad (Rt,), saturación
de agua (Sw,).
(K,);
porosidad
(I$,),
volumen de arcillas (Vcl,) y la permeabilidad corte
Dichos valores son obtenidos en base la evaluación de todos los pozos
obtenida en el PetroviewPlus y con la ayuda de diversos gráficos cruzados
generados en el softwware Petrostat.
Entre los gráficos cruzados realizados están:
Z
PERMEABILIDAD.
Para determinar la permeabilidad se comenzó tratando de obtener un a
correlación entre los datos de permeabilidad Vs. Porosidad proveniente del núcleo
lo cual no fue posible debido a la gran dispersión existente (Fig-26).
PERMEABILIDAD V S . POROSIDAD PAUJI (MGB-26)
porosidad
Figura 26: Relación Permeabilidad Vs. Porosidad.
En segundo lugar se trató de obtener el mejor cotejo de permeabilidad utilizando la
Ecuación de Timur como valores estimados de permeabilidad.
Los parámetros de corte representan los valores limites para los cuales la fase
petróleo presente en cada pozo es técnicamente recuperable. Los parámetros
corte definidos y utilizados para este estudio son: la resistividad (Rt,). saturación
de agua (Sw,), porosidad ($,),
(K,);
volumen de arcillas (Vcl,) y la permeabilidad corte
Dichos valores son obtenidos en base la evaluación de todos los pozos
obtenida en el PetroviewPlus y con la ayuda de diversos gráficos cruzados
generados en el softwware Petrostat.
Entre los gráficos cruzados realizados están:
P Saturación de Agua, Resistividad y Volumen de arcilla:
Este Gráfico cruzado permitió determinar la saturacidn de agua irreducible del
yacimiento así como el valor de Rt mínimo (corte) del mismo. Fig-28.
De este gráfico se obtuvo que la Swi esta en el orden de 12%, Sw corte de 45% y
Rt corte de 30 R m.
Saturación de agua vs. Volumen de arcilla.
Un procedimiento similar al descrito anteriormente fue utilizado para determinar los
valores volumen de arcillas y porosidad corte. En la fig-29, se muestra un gráfico
de Volumen de arcilla vs. Saturación de Agua en el cual a partir de la saturación
de agua irreducible y el volumen de arcilla correspondiente a la tendencia mas
limpia y con el valor de saturación de agua corte obtenemos valor del volumen de
arcillas corte equivalente al 40%.
Figura N028: Gráfico cruzado VCL Vs. Sw.
P Volumen de Arcilla vs. Porosidad efectiva.
En la Fig-30, se muestra un gráfico cruzado de Porosidad vs. Saturación de Agua,
del cual al descartar los valores que están por encima del volumen de arcillas
corte se identifica un comportamiento asintótico con respecto al eje Sw. Al
interceptar el valor de la Saturación de Agua Corte con la tendencia se obtiene el
valor de la porosidad efectiva de corte de 7%.
Figura N029: Gráfico cruzado Porosidad efectiva Vs. Sw.
RESULTADOS OBTENIDOS DE LA EVALUACIÓN PETROF~SICA.
Tal como se describió en el marco metodologico, la formación Paují fue dividido
en 5 litozonas. Una vez obtenidos los parámetros corte, se introdujeron en la
aplicación ResSum (Geoframe), la cual se encarga de tomar cada evaluación en el
intervalo de la litozona establecida
y calcular para cada pozo los valores
petrofísicos promedios de Volumen de Arcilla, ANP, ANT, Saturación de Agua,
Saturación de Petróleo, Porosidad, etc.
Al realizar la corrida del ResSum para los 28 pozos evaluados del yacimiento con
sus respectivos parámetros cortes se generaron las propiedades petrofísicos
promedias.
Los resultados de las evaluaciones petrofisicas fueron validadas a través de las
historia de producción de los pozos. Cabe destacar que las mejores propiedades
petrofísicas se encuentran ubicadas en las litozonas 3 y 4 debido a que se
encuentran extendidas a lo largo de todo el yacimiento. En la Tabla anexa se
muestra el rango de variación de dichas propiedades para cada litozona en la
formación Paují.
Tabla N07: Resultados Propiedades Petrofísicas Pauií,
ELABORACIÓN MAPA DE ISOPROPIEDADES
Con los resultados obtenidos de la evaluación petrofisica se pudo elaborar los
diferentes mapas de isopropiedades (arena neta total, arena petrolífera,
porosidad) por litozonas.
Estos mapas fueron elaborados con la aplicación CPS-3 de Geoframe para todo
el yacimiento como una misma unidad de flujo, tal y como se demostro
anteriormente. Antes de dar por culminados estos mapas fueron comparados con
el modelo geológico y sus facies para comprobar que el modelo petrofísico
correspondia con los ambientes de facies.
A continuación los mapas de las propiedades petrofisicas de la litozona 1:
Fiqura N031: Mapa ANP Litozona 1
,.,.
"..".,.-...,?,.,
Figura N033: Mapa Porosidad Litozona 1
Estos mapas se elaboraron para las 5 litozonas, están en el anexo.
CÁLCULO DEL POES VOLUMÉTRICO
El método volumétrico permite la estimación del petróleo original en sitio a partir
del volumen poroso que conforma el yacimiento y la saturación de fluidos
contenidos en este medio. Para ello se utilizaron los mapas de isopropiedades así
como el área establecida por los limites del yacimiento, a través de la aplicación
CPS-3 se obtuvo un cálculo del POES utilizando la siguiente ecuación:
N =7758*--v r * b * ( l - s w i )
Boi
Con el área obtenida de 2896 acres, resultó un POES de 289 MMBN para lo cual
se utilizó un Boi = 1.17 BY/BN obtenido del PVT y considerando una saturación
de agua irreducible por el orden de 12%.
CONCLUSIONES
1. En el marco estratigrafico se dividieron en 5 unidades estratigráficas de Las
arenas Básales de la Formación Pauji se, correspondiendo también a las 5
litozonas a ser evaluadas por petrofisica.
2. Las secciones estratigráficas elaboradas, muestran que las Arenas Basales
de la Formación Pauji constituyen un sistema de barras litorales y
desaparecen hacia el Norte del campo, presentando su mejor desarrollo
hacia el Sur.
3. En el Campo Barúa los sistemas de barras litorales presentan orientación
este-oeste, paralelas a la paleocosta y continuas lateralmente, a su vez son
perpendiculares al sentido de la depositación.
4. La estructura del yacimiento esta determinada por un Monoclinal limitado
por dos fallas inversas y con varias fallas de menor salto. las cuales se
encuentran hacia la parte interna de los límites.
5. El agua de formación en el yacimiento Pauji MGB-04 según Sulin es
Meteorica del tipo Bicarbonato de sodio.
6. La Rw obtenido fue de 2.1 ohms-m.
7. Se utilizó el núcleo del pozo MGB-26 siendo representativo.
8. Se obtuvo El factor de cernentación "m" igual a 1.34
9. Se obtuvo un exponente de saturación "n" igual a 1.6
10. Los análisis de núcleo del pozo MGB-26 indican que para la formación
Paují se tiene una densidad del grano de 2.67 grIcrn3 .
11. No fue posible obtener una correlación permeabilidad vs porosidad
proveniente del debido a la gran dispersión existente, utilizando la ecuación
de Tirnur.
12. La saturación de agua irreducible Swi estuvo por el orden de 12%. Sw corte
de 45% y Rt corte de 30 Q m, porosidad de corte igual a 7%.
13. El POES obtenido fue de 289 MMBN.
RECOMENDACIONES
I
1.
Utilizar el modelo geológico y petrofisico desarrollado en este trabajo del
yacimiento Pauji MGB-04 del área Barua para integrarlo con el modelo
dinAmico, los cuales conforman la base fundamental para el desarrollo del
estudio integrado de un yacimiento y definir una Estrategia de Explotación que
permita: continuar con el desarrollo de las reservas y maximizar el recobro de
hidrocarburos.
2.
Completar el estudio del área adicionando el yacimiento Misoa MGB-04 del
área Barua.
3. Tomar núcleos en el área que permita obtener información del yacimiento
más especifica.
4. Ir actualizando el modelo geológico-petrofisico a medida que se perforen
pozos y se obtenga información de sismica, registros.
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