Post on 26-Sep-2018
I
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISION DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN GEOLOGIA PETROLERA
EVALUACIÓN DE UN CAMPO MADURO CON YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS. CUENCA DEL LAGO DE MARACAIBO
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN GEOLOGÍA PETROLERA.
Autor: Adriana Andreina Hernández Villarreal
Tutor: Américo Perozo
Maracaibo, abril de 2010
II
Hernández Villarreal, Adriana Andreina. Evaluación de un campo maduro con
yacimientos naturalmente fracturados. Cuenca del Lago de Maracaibo.
(2010).Trabajo de grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de
Postgrado. Maracaibo, Venezuela, 240p, tutor académico Ing. Msc. Américo Perozo.
RESUMEN
El campo “A", llamado así para efectos de este estudio, se encuentra ubicado en el borde Noroeste de la Cuenca de Maracaibo, fue descubierto el año 1951 mediante la explotación del pozo Luz-01, actualmente cuenta con 31 pozos (16 activos, 11 inactivos y 4 abandonados) que pertenecen a dos yacimientos cuya principal característica es que están produciendo desde calizas cretácicas presentando una marcada curva de producción que se inicia con un pico y declina abruptamente. Presento un pico de producción en el año 1997 con 12.526,06 BPPD proveniente de 10 pozos. Los problemas de producción más comunes para los yacimientos que lo conforman son adedamiento del agua, baja producción con alto corte de agua y alto RGP en los pozos que se encuentran en la parte más alta de la estructura. La evaluación que se realizo en este estudio demuestra que el POES corresponde a 565,2 MMBls con reservas recuperables comprendidas entre un mínimo de 61,59 MMbls y un máximo de 73,61 MMbls. Palabras claves: POES, cretácicas, adedamiento.
E-mail del autor: adri_hernand@hotmail.com
III
Hernández Villarreal, Adriana Andreina. Evaluation of a mature field with naturally
fractured reservoirs. Maracaibo Lake Basin.(2010).Trabajo de grado. Universidad del
Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela, 240p, tutor
académico Américo Perozo
ABSTRACT
“A” Field, named this way for the study, is located in the northwest of Maracaibo’s lake Basin, it was discovered in 1951 with the exploitation of Luz-01 well, nowadays it has 31 wells (16 active, 11 inactive and 4 abandoned) whom belong of two reservoirs in which the main characteristic is limestone cretaceous production, presenting a curve which starts with a peak and then followed by a fast decline. It presented a peak of production in 1997 with 12.526,06 BPD concerning 10 wells. The common production problems in these reservoirs are fingering, very low oil rate with high sediment and water content and high Gas Oil Ratio in the wells located in the upper of the structure. The evaluation made, shows 565,2 MMBbl of OOIP with enhaced ultimate recovery between 61,59 MMbbl as minimum and 73,61 MMbbl. Key words: OOIP, cretaceous, fingering.
Autor’s e-mail: adri_hernand@hotmail.com
IV
DEDICATORIA
A la persona que más amo y que me guía, a quien extraño pero sé que está conmigo
en todo lo que hago, MI MAMA y a la cual seguiré dedicando mis triunfos y metas.
A mis hermanos, Jean y Wilbert Hernández.
Adriana A, Hernández V.
V
AGRADECIMIENTO
Agradezco a Dios, por protegerme y ayudarme a vencer grandes obstáculos.
A la Ilustre casa de estudios, La Universidad del Zulia por darme la oportunidad de
realizar estudios de postgrado en el área de la ingeniería.
Al tutor académico, el Ing. Américo Perozo por su ayuda, dedicación, tiempo, empeño y
colaboración desinteresada.
A todos los profesionales que estuvieron involucrados en este estudio. Gracias por su
inmensa ayuda y por el trabajo en equipo, así como por hacer ameno el día a día del
mismo.
Adriana A, Hernández V.
VI
TABLA DE CONTENIDO RESUMEN………………………………………………………………………….. 4
ABSTRACT…………………………………………………………………………. 5
DEDICATORIA…………………………………………………………………….. 6
AGRADECIMIENTO………………………………………………………………. 7
TABLA DE CONTENIDO…………………………………………………………. 8
LISTA DE FIGURAS………………………………………………………………. 12
LISTA DE TABLAS………………………………………………………………… 19
LISTA DE SIMBOLOS…………………………………………………………….. 24
INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………... 27
CAPITULO I. EL PROBLEMA
1.1.- Planteamiento del problema……………………………………………….. 28
1.2.- Justificación………………………………………………………………….. 29
1.3.- Objetivos de la investigación………………………………………………. 29
1.3.1. - Objetivo general………………………………………………………. 29
1.3.2. – Objetivos específicos…………………………………………… 29
1.4.- Alcance de la investigación………………………………………………… 30
1.5.- Delimitación de la investigación…………………………………………… 30
CAPITULO II. MARCO TEÓRICO
2.1.- Antecedentes………………………………………………………………… 31
2.2.- Yacimientos naturalmente fracturados……………………………………. 42
2.2.1. – Definición……………………………………………………………... 42
VII
2.2.2. – Fracturamiento……………………………………………………….. 43
2.2.3. – Capacidad de almacenamiento…………………………………….. 44
2.2.4. – Comportamiento de producción……………………………………. 45
2.2.5. – Propiedades petrofísicas……………………………………………. 46
2.2.6. – Evaluación……………………………………………………………. 48
2.2.7. – Balance de materiales………………………………………………. 50
2.3.- Reservas de hidrocarburos………………………………………………… 59
2.4.- Software……………………………………………………………………… 67
CAPITULO III. MARCO GEOLOGICO
3.1.- Geología regional……………………………………………………………. 71
3.1.1.- Marco estratigráfico y sedimentológico regional…………………... 72
3.1.2.- Marco estructural regional……………………………………………. 76
3.2.- Geología local……………………………………………………………….. 79
3.2.1.- Marco estratigráfico y sedimentológico local……………………… 80
3.2.2.- Marco estructural local……………………………………………….. 91
CAPITULO IV. MARCO METODOLOGICO
4.1.- Tipo de investigación……………………………………………………….. 114
4.2.- Población de estudio………………………………………………………... 115
4.3.- Metodología y diseño de la investigación………………………………… 116
4.3.1.- Elaboración de mapa base…………………………………………... 116
4.3.2.- Recopilación y validación de la información……………………….. 117
VIII
4.3.3.- Revisión de la sísmica 3D………….………………………….……. 118
4.3.4.- Revisión del modelo geológico…….………………………….……. 118
4.3.5.- Revisión del modelo petrofísico……………………………..……… 118
4.3.6.- Historial de producción……………………………………..……….. 122
4.3.7.- Historial de presión…………………………………………..………. 122
4.3.8.- Declinación de producción y estimación de reservas…................ 122
4.3.9.- Propiedades pvt del yacimiento…………………..………………… 123
4.3.10.- Cálculo de poes………………………………………………..…… 123
4.3.11.- Calculo de factor de recobro……………………………….……... 123
4.3.12.- Oportunidades en pozos………………………………..…………. 124
CAPITULO V. DISCUSION DE RESULTADOS
5.1.- Modelo geológico……………………………………………………………. 125
5.2.- Modelo petrofísico…………………………………………………………… 125
5.3.- Propiedades PVT……………………………………………………………. 139
5.4.- Historial de producción del campo………………………………………… 149
5.5.- Historia de producción de cada pozo…………………….……………….. 156
5.6.- Historial de presión………………………………………………………….. 224
5.7.- Poes…………………………………………………………………………... 228
5.8.- Reservas……………………………………………………………………... 228
5.9.- Oportunidades en pozos……………………………………………………. 231
CONCLUSIONES…………………………………………………………………. 232
RECOMENDACIONES…………………………………………………………… 233
IX
GLOSARIO………………………………………………………………………… 234
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS……………………………………………. 238
X
LISTA DE FIGURAS
Figura Pagina
1 Imagen microscopica de formaciones fracturadas………..……..…. 42
2 Sistema disenado a un tiempo final considerando dos depositos …………interconectados…………...…………………………………………….
51
3 Distribucion del almacenamiento de fluidos en un sistema de …………doble porosidad con capa de gas inicial…………………………….. 53
4 Clasificacion oficial de los recursos de hidrocarburos……………… 59
5 Clasificacion de las reservas primarias…………….………………… 60
6 Reservas probadas…………………………………………………….. 61
7 Reservas probables de serie 100…………………………………….. 62
8 Reservas probables de serie 200…………………………………….. 63
9 Reservas probables de serie 300…………………………………….. 64
10 Reservas posibles de serie 600……………………...……………….. 65
11 Reservas posibles de serie 700...…………………………………….. 66
12 Reservas posibles de serie 800…………...………………………….. 66
13 Reservas posibles de serie 900………...…………………………….. 67
14 Ventana de trabajo en ofm…………..………………………………... 68
XI
15 Flujo de trabajo en petrel………………………………………………. 69
16 Ubicación geográfica de la cuenca del lago de Maracaibo…...…… 71
17 Tabla de correlación estratigráfica de la cuenca del Lago de ………...Maracaibo……………………………………………………………….. 76
18 Esquema de las fallas principales de la cuenca del Lago de …………Maracaibo………………………………………………………………. 79
19 Ubicación geográfica del campo en estudio……………………........ 80
20 Secciones nucleadas del pozo luz-7 del yacimiento A1……………. 81
21 Modelo depositacional de los yacimientos A1 y A2……………...…. 82
22 Núcleo del pozo luz-7………………….………………………………. 83
23 Rosetas de estratificación de los pozos luz 1, luz 7 y luz 11 de la …………Formación apon……………………….……….………………………. 86
24 Rosetas de estratificación de los pozos luz-1, luz-7 y luz 11 de …………la Formación lisure…………………..………………………………… 87
25 Columna estratigráfica generalizada del área en la cual se realizo …………el estudio………………………………………………………………… 90
26 Registro tipo del área. pozo luz-22…………………………………… 91
27 Interpretación estructural previa al tope del miembro socuy……….. 93
28 Sección sísmica y modelo estructural so-ne del área………………. 97
29 Evolución tectónica eoceno medio-oligoceno del área………..…… 99
XII
30 Sección sísmica y modelo estructural no-se del área……………… 101
31 Modelo de esfuerzos rotacionales causantes de la transcurrencia …………sinestral en el área donde se encuentran los yacimientos A1 y A2. 103
32 Convergencia y divergencia de esfuerzos en la curvatura de una …………falla transcurrente sinestral…………………………………………… 104
33 Sección estructural so-ne del bloque sur. yacimientos A1 y A2…… 106
34 Sección estructural no-se del bloque sur. yacimientos A1 y A2…… 108
35 Sección estructural o-e del bloque norte. yacimientos A1 y A2….... 111
36 Sección estructural no-se del bloque norte. yacimientos A1 y A2… 112
37 Mapa base………………………………………………………………. 117
38 Porosidad en apon. yacimiento A1...…………………………………. 117
39 Saturación de petróleo en apon. yacimiento A1 ……………………. 127
40 Permeabilidad en apon. Yacimiento A1………………………………. 128
41 Espesor neto petrolífero en apon. Yacimiento A1………..………… 128
42 Porosidad en lisure. yacimiento A1…………………………...……… 129
43 Saturación de petróleo en lisure. yacimiento A1……………………. 129
44 Permeabilidad en lisure. Yacimiento A1……………………………… 130
45 Espesor neto petrolífero en lisure. yacimiento A1………………...… 130
XIII
46 Porosidad en maraca. yacimiento A1………………………………… 131
47 Saturación de petróleo en maraca. yacimiento A1………………….. 131
48 Permeabilidad en maraca. yacimiento A1……………………………. 132
49 Espesor neto petrolifero en maraca. yacimiento A1………………… 132
50 Porosidad en apon. yacimiento A2……………………………………. 133
51 Saturación de petróleo en apon. yacimiento A2…………………….. 133
52 Permeabilidad en apon. Yacimiento A2………………………………. 134
53 Espesor neto petrolifero en apon. yacimiento A2…………………… 134
54 Porosidad en lisure. yacimiento A2…………………………………… 135
55 Saturación de petróleo en lisure. yacimiento A2..…………………... 135
56 Permeabilidad en lisure. Yacimiento A2……………………………… 136
57 Espesor neto petrolifero en lisure. yacimiento A2…………………… 136
58 Porosidad en maraca. yacimiento A2...………………………………. 137
59 Saturación de petróleo en maraca. yacimiento A2……………….. 137
60 Permeabilidad en maraca. yacimiento A2……………………………. 138
61 Espesor neto petrolifero en maraca. yacimiento A2………………… 138
XIV
62 Funcion “y”del pozo luz-5…...…………………………………………. 140
63 Gas disuelto en el petróleo vs. presión………………………………. 147
64 Factor volumétrico del petróleo vs. presión…………………………. 148
65 Compresibilidad del petróleo vs. presión…………………………….. 148
66 Viscosidad del petróleo vs. Presión…………………………………… 149
67 Histórico de producción del campo A………………………………… 150
68 Volumen de agua y petróleo acumulados por pozo para el campo …………A…………………………………………………………………………. 151
69 Ubicación de pozos secos y mejores productores del campo A...... 152
70 Histórico de producción del yacimiento A1………………………..... 153
71 Volumen de petróleo acumulado por pozo del yacimiento A1…… 153
72 Volumen de agua y petróleo acumulados por pozo en el …………yacimiento A1…………………………………………………………… 154
73 Histórico de producción del yacimiento A2……..…………………… 155
74 Volumen de petróleo acumulado por pozo del yacimiento A2..…… 155
75 Volumen de agua y petróleo acumulados por pozo en el …………yacimiento A2…………………………………………………………... 156
76. Histórico de producción del pozo luz-01………..…………………… 158
77 Histórico de producción del pozo luz-02……………………………… 164
XV
78 Histórico de producción del pozo luz-03……………………………… 165
79 Histórico de producción del pozo luz-04……………………………... 167
80 Histórico de producción del pozo luz-05……………………………… 169
81 Histórico de producción del pozo luz-06…...………………………… 172
82 Histórico de producción del pozo luz-07……………………………… 175
83 Histórico de producción del pozo luz-08……………………………… 178
84 Histórico de producción del pozo luz-09…………..…………………. 180
85 Histórico de producción del pozo luz-10………..……………………. 182
86 Histórico de producción del pozo luz-11………..……………………. 184
87 Histórico de producción del pozo luz-12……..………………………. 186
88 Histórico de producción del pozo luz-13………………..……………. 188
89 Histórico de producción del pozo luz-14…………………..…………. 190
90 Historico de produccion del pozo luz-15…..…………………………. 192
91 Historico de produccion del pozo luz-16……..………………………. 194
92 Historico de produccion del pozo luz-17……..………………………. 196
93 Historico de produccion del pozo luz-18…………..…………………. 198
94 Historico de produccion del pozo luz-19……………………..………. 200
95 Historico de produccion del pozo luz-20…………..…………………. 202
XVI
96 Historico de produccion del pozo luz-21………………………..……. 203
97 Historico de produccion del pozo luz-22………………………..……. 205
98 Historico de produccion del pozo luz-23……………………..………. 207
99 Historico de produccion del pozo luz-24…………………………..…. 209
100 Historico de produccion del pozo luz-25……………………………. 211
101 Historico de produccion del pozo luz-26……………………………. 213
102 Historico de produccion del pozo luz-27……………………………. 215
103 Historico de produccion del pozo luz-28……………………………. 217
104 Historico de produccion del pozo luz-29……………………………. 218
105 Histórico de produccion del pozo luz-30……………………………. 219
106 Histórico de producción del pozo luz-31……………………………. 220
107 Producción tipo yacimiento A1………………………………………. 223
108 Producción tipo yacimiento A2………………………………………. 223
109 Curva de presión de los pozos en el campo A…..………………… 227
110 Curva de presión vs acumulado de petróleo…...………………….. 227
111 Reservas recuperables en el yacimiento A1………..……………… 230
112 Reservas recuperables en el yacimiento A2……..………………... 230
XVII
LISTA DE TABLAS
Tabla Pagina
1 Población de estudio…………………………………………………….. 115 2 Sumario petrofísico………………………………………………………. 126 3 Propiedades petrofísicas promedio…………………………………….. 139 4 Datos de prueba de liberación instantánea en el pozo luz-5………... 140 5 Valor pb promedio según pvt…………………………………………... 141 6 Datos utilizados para el calculo de error entre rs experimental y rs ………...calculada….……………………………………………………………... 142 7 Datos para el cálculo de % de error en pvt. balance de masas……..
143 8 Datos para el cálculo de % de error en pvt. Desigualdad………...….
144 9 Datos para el metodo de densidad del pvt..…………………………..
144 10 Resultados de correlaciones la pvt………..………………………….
147 11 Pozos mejores productores del campo A..………………………….. 152
12 Volumen de fluidos acumulados en el campo A………...…………..
156 13 Correlacion de topes en el pozo luz-01...…………………………….
157 14 Zona de apertura en el pozo luz-01…..………………………………
157
15 Correlacion de topes en el pozo luz-02……………………………….
160 16 Zona de apertura en el pozo luz-02..…………………………………
160
XVIII
17 Correlacion de topes en el pozo luz-03……………………………… 165
18 Correlacion de topes en el pozo luz-04….……………………………
166 19 Zona de apertura en el pozo luz-04...…………………………………
166 20 Correlacion de topes en el pozo luz-05……..……………………….
168 21 Zona de apertura en el pozo luz-05…………………………………..
168 22 Correlacion de topes en el pozo luz-06………………………………
170 23 Zona de apertura en el pozo luz-06…………………………………..
170 24 Correlacion de topes en el pozo luz-07………………………………
173 25 Correlacion de topes en el pozo luz-08………………………………
176 26 Zona de apertura en el pozo luz-08…………………………………..
176 27 Correlacion de topes en el pozo luz-09………………………………
179 28 Correlacion de topes en el pozo luz-10………………………………
181 29 Zona de apertura en el pozo luz-10…………………………………..
181 30 Correlacion de topes en el pozo luz-11………………………………
183 31 Zona de apertura en el pozo luz-11…………………………………..
183 32 Correlacion de topes en el pozo luz-12………………………………
185 33 Correlacion de topes en el pozo luz-13………………………………
187
XIX
34 Zona de apertura en el pozo luz-13………………………………….. 187
35 Correlacion de topes en el pozo luz-14………………………………
189 36 Zona de apertura en el pozo luz-14…………………………………..
189 37 Correlacion de topes en el pozo luz-15………………………………
191 38 Zona de apertura en el pozo luz-15…………………………………..
191 39 Correlacion de topes en el pozo luz-16………………………………
193 40 Zona de apertura en el pozo luz-16…………………………………..
193 41 Correlacion de topes en el pozo luz-17………………………………
195 42 Zona de apertura en el pozo luz-17…………………………………..
195 43 Correlacion de topes en el pozo luz-18………………………………
197 44 Zona de apertura en el pozo luz-18…………………………………..
197 45 Correlacion de topes en el pozo luz-19………..…………………….
199 46 Zona de apertura en el pozo luz-19…………………………………..
199 47 Correlacion de topes en el pozo luz-20………………………………
201 48 Zona de apertura en el pozo luz-20…………………………………..
201 49 Correlacion de topes en el pozo luz-22………………………………
204 50 Zona de apertura en el pozo luz-22………………….……………….
204 51 Correlacion de topes en el pozo luz-23………………………………
206
XX
52 Zona de apertura en el pozo luz-23………………………………….. 206
53 Correlacion de topes en el pozo luz-24………………………………
208 54 Zona de apertura en el pozo luz-24…………………………………..
208 55 Correlacion de topes en el pozo luz-25………………………………
210 56 Zona de apertura en el pozo luz-25………………………………….
210 57 Correlacion de topes en el pozo luz-26………………………………
212 58 Zona de apertura en el pozo luz-26…………………………………..
212 59 Correlacion de topes en el pozo luz-27………………………………
214 60 Zona de apertura en el pozo luz-27………………………………….
214 61 Correlacion de topes en el pozo luz-28………………………………
216
62. Zona de apertura en el pozo luz-28………………………………….. 216
63 Volumen de fluidos acumulados en pozos actualmente categoria 1 221
64 Volumen de fluidos acumulados en pozos actualmente categoria …………2…………………………………………………………………………..
221
65. Volumen de fluidos acumulados en pozos actualmente categoria ………….3……………………………………………………………………...…..
222
66 Volumen de fluidos acumulados en pozos actualmente categoria …………9…………………………………………………………………………..
222
67 Pruebas de presion por pozo…………………………………………. 225
XXI
68 Presion según el acumulado de petroleo……………………………. 226
69 Variables petrofisicas utilizadas en el calculo del poes……………. 228
70 Poes del campo………………………………………………………… 228
71 Resumen de reservas…………………………………………………. 228
72 Resultados de reservas por declinacion de produccion de cada …………pozo según escenario minimo, mejor y máximo…………..………..
229
73 Oportunidades en pozos………………………………………………. 231
XXII
LISTA DE SIMBOLOS
A: Área, acres.
a Factor de tortuosidad, (Adim)
ANP: Arena Neta Petrolífera, pies
ANT: Arena Neta Total, pies
°API: Gravedad API del crudo (según Instituto Americano del petróleo).
%AyS: Agua y Sedimentos, porcentaje.
:B Conductancia específica equivalente.
BN: Barriles normales.
BND: Barriles normales por día.
BAPD: Barriles de agua por día.
BPPD: Barriles de petróleo por día.
Bo: Factor volumétrico del petróleo, BY/BN.
Boi: Factor volumétrico del petróleo inicial, BY/BN.
Bt: Factor volumétrico total, BY/BN.
Bg: Factor volumétrico del gas, PCY/BN.
Bw: Factor volumétrico del agua, BY/BN.
BY: Barriles de yacimiento.
CHP: Presión de revestidor (Casing Head Pressure)
Gp: Volumen acumulativo de gas producido, PCN.
Cf: Compresibilidad de la formación, lpc-1.
Cg: Compresibilidad del gas, lpc-1.
Co: Compresibilidad del petróleo, lpc-1.
Cw: Compresibilidad del agua, lpc-1.
Fw: Flujo fraccional de agua, (Adim)
F Factor de formación
GF = Gradiente de fondo, lpc/pie.
h: Espesor del yacimiento, pies.
K: Permeabilidad absoluta, mD.
Lpc: Libras por pulgadas cuadrada.
XXIII
M : Peso molecular del gas, lbs/lb-mol
m Factor de cementación.
mD = mili Darcy
n Exponente de saturación.
N: Petróleo Original En Sitio, MMBN.
Np: Volumen acumulativo de petróleo producido, BN.
:srp Presión Seudoreducida
:scp Presión Seudocrítica
PLT: Registro de producción (Production Log Test)
P: Presión, Ipc.
Pdatum: Presión al datum, lpc.
Pb: Presión de burbujeo, Ipc.
Pmd = Presión medida, lpc.
Pi: Presión inicial del yacimiento, Ipc.
PCN: Pies cúbico normal.
POES: Ver N.
PVT: Presión – Volumen – Temperatura.
Qv: Capacidad de intercambio catiónico de las arcillas en la zona virgen, meq/cc.
Qo: Caudal de petróleo, BN/D.
RAP: Relación Agua Petróleo, BY/BN
RGP: Relación Gas Petróleo, PCN/BN.
Rp: Relación Gas Petróleo acumulada, PCN/BN.
Rs: Relación gas en solución, PCN/BN.
Rsi: Relación gas petróleo en solución inicial, PCN/BN.
Rt: Resistividad verdadera de la zona virgen de la formación, ohm-m.
Rw: Resistividad del agua la formación, ohm-m.
:S Salinidad, % por peso de sólidos disueltos (1%=10.000 ppm).
So: Saturación de petróleo, fracción.
Soi: Saturación de petróleo inicial, fracción.
Sw: Saturación de agua, fracción.
Swi: Saturación de agua inicial, fracción.
XXIV
Swc: Saturación de agua connata, fracción.
T: Tiempo, años.
THP: Presión de tubería (Tubing Head Pressure)
:srT Temperatura Seudoreducida
Ty: Temperatura de yacimiento, ºF.
Vsh: Volumen de arcilla, fracción.
We: Intrusión de agua, BY
Wp: Volumen acumulado de agua producida, BN
g : Gravedad específica del gas, adimensional.
m : Densidad de la matriz de la formación, gr/cc.
o : Densidad leída en el registro, grs/cc.
f : Densidad del filtrado de lodo, gr/cc.
:irrSw Saturación de agua irreducible, fracción
: Porosidad.
o : Viscosidad del petróleo, cps.
g : Viscosidad del gas, cps.
w : Viscosidad del agua, cps.
Z : Factor de compresibilidad del gas, Adim.
- 25 -
INTRODUCCION
El Campo A se encuentra ubicado a unos 50 km. al noroeste de la ciudad de
Maracaibo, fue descubierto en el año de 1951 con la perforación del pozo LUZ-01, el
cual resulto ser productor de petróleo pesado de 15° API de las formaciones del
cretáceo (Maraca, Lisure Y Apón); siendo Apón la que mayormente contribuye a la
producción. Este campo se caracteriza por ser un anticlinal altamente fallado, en el cual
se ubica una falla principal inversa, que divide el área en dos bloques, uno deprimido al
norte y uno levantado al sur, a este rasgo estructural lo acompaña una serie de fallas
normales, con desplazamiento variables, en dirección general NO-SE., que a su vez
divide al área en bloques. Existen dos grupos o conjuntos de fracturas, uno
perpendicular al la falla principal inversa y otro perpendicular a la falla de Oca, el
sistema de fracturas del campo, responde al patrón que se observa a través de toda la
cuenca del lago de Maracaibo. El bloque sur es la zona más prospectiva desde el punto
de vista de producción de petróleo.
Los yacimientos que lo conforman, llamados en este estudio A1 y A2, se
caracterizan por ser muy complejos, ya que son yacimientos naturalmente fracturados,
con un sistema de doble porosidad (Porosidad de la matriz+Porosidad de la fracturas),
lo que ocasiona discrepancia y discontinuidades a lo largo de todo el campo, que
hacen que el mismo sea muy difícil de simular. Otro punto de gran importancia es que
sus reservas han sido sobreestimadas ya que el mismo ha sido gerenciado como un
campo convencional.
El presente estudio tiene como finalidad estimar las reservas de un campo maduro
con yacimientos naturalmente fracturados de la Cuenca del Lago de Maracaibo
mediante la integración de la información geológica, petrofísica, data de producción y
presión entre otros, que conlleven a estimar una cantidad de reservas que sean mas
acordes a la realidad.
- 26 -
CAPITULO I
EL PROBLEMA
1.1.- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.
El Campo A, llamado así para efectos de este estudio, se encuentra ubicado en el
borde Noroeste de la Cuenca de Maracaibo en un área de acumulaciones comerciales
de hidrocarburos. Debido a su ubicación geográfica, esta área fue bastante afectada por
los eventos tectónicos que incidieron sobre el borde Noroeste de la Placa
Sudamericana como consecuencia de la interacción entre esta placa y las placas
tectónicas circundantes. El mismo, fue descubierto el año 1951 mediante la explotación
del pozo Luz-01, desde entonces ha estado produciendo a tasas no constantes.
Actualmente cuenta con 31 pozos (16 activos, 11 inactivos y 4 abandonados) que
tienen espaciamiento promedio de 600 m y que pertenecen a dos yacimientos los
cuales para este estudio se llamaron A1 y A2, de profundidad promedio 5100 pies, cuya
principal característica es que están produciendo desde calizas cretácicas presentando
una marcada curva de producción que se inicia con un pico y luego declina
abruptamente. El pico de producción de este campo fue en el año 1997 con 12.526,06
BPPD proveniente de 10 pozos, siendo los problemas de producción más comunes
para ambos yacimientos, adedamiento (fingering) del agua, baja producción con alto
corte de agua y alto RGP en los pozos que se encuentran en la parte más alta de la
estructura.
La estimación del volumen reservas en yacimientos naturalmente fracturados tiene
un alto grado de incertidumbre y a menudo se han realizado trabajos con diversas
metodologías tomando en cuenta propiedades como el espaciamiento de los pozos,
edad geológica, propiedades de los fluidos, profundidad, presión, temperatura, espesor,
mecanismo de empuje, balance de materiales, declinación, pruebas de pozos, relación
de propiedades petrofísicas y simulación. Este trabajo de grado pretende realizar una
evaluación en un campo maduro con yacimientos naturalmente fracturados de la
- 27 -
Cuenca del Lago de Maracaibo que permita guiar a los profesionales del área a la toma
de decisiones más acertadas en cuanto al manejo de yacimientos de este tipo, y que a
su vez aporte ideas en la generación de oportunidades de explotación.
1.2.- JUSTIFICACIÓN DEL ESTUDIO.
Debido a la complejidad estructural, a la multiplicidad de fracturas y fallas a lo largo
de los yacimientos presentes, se hace particularmente compleja la evaluación y
estimación de reservas de este campo. Es por ello que es necesario un estudio
detallado de cada una de las disciplinas antes mencionadas con las cuales se le
permitirá a los profesionales de la ingeniería de petróleo y geociencias minimizar el
grado de incertidumbre en la estimación y evaluación de las reservas en campos
maduros con yacimientos naturalmente fracturados.
1.3.- OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN
1.3.1.- OBJETIVO GENERAL
Evaluar un campo maduro con yacimientos naturalmente fracturados de la Cuenca
del Lago de Maracaibo.
1.3.2.- OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Validar la información existente sobre yacimientos naturalmente fracturados.
Revisar y actualizar el modelo geológico.
Revisar el modelo petrofísico.
Analizar y validar las propiedades PVT disponibles.
Analizar el comportamiento de producción, presión y declinación.
Cuantificar el POES, factor de recobro y reservas.
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Generar oportunidades de potencial a fin de maximizar la recuperación de reservas
remanentes.
1.4.- ALCANCE DE LA INVESTIGACIÓN
El estudio propuesto va dirigido a profesionales de la industria petrolera en las áreas
de ingeniería de yacimientos y las geociencias con pro a minimizar la incertidumbre en
la evaluación de campos maduros con yacimientos naturalmente fracturados, y a través
del mismo se presentará un modelo geológico y petrofísico con el cual se estimaran las
reservas que permitirá el acercamiento a la mayor certitud al comportamiento actual de
los yacimientos.
1.5.- DELIMITACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN
El estudio se llevará a cabo en yacimientos naturalmente fracturados pertenecientes
a un campo maduro ubicado en la Cuenca del Lago de Maracaibo. El desarrollo del
proyecto tendrá una duración de seis (6) meses, con una dedicación de cuarenta (40)
horas semanales, comprendidos entre Noviembre del 2009 y Abril del 2010.
- 29 -
CAPITULO II
MARCO TEORICO
2.1.- ANTECEDENTES
A continuación se mostrará una breve reseña de los estudios e investigaciones
previas respecto al tema, tomando en cuenta los objetivos fundamentales, las
recomendaciones dadas y las principales conclusiones de los mismos para ser
considerados posteriormente en el análisis y desarrollo del presente trabajo.
MEJORANDO LA GERENCIA DEL RIESGO-VALOR AL REVITALIZAR CAMPOS
MADUROS DE PETROLEO EN UNA SOLA ÁREA DE OPERACION DE UNA
COMPANIA (S.S. Aprillian and K. Kumely, PT Pertamina EP.SPE 100879. Año
2006)
Este artículo científico discute los esfuerzos de la Gerencia de PERTAMINA
Indonesia en el manejo de los riesgos y valores asociados a campos maduros, a través
de un incentivo por maximizar el recobro financiero. El mismo cubre todo el potencial
mediante la evaluación de los riesgos como punto clave para la generación de
portafolios de oportunidades de inversión aplicando nuevas tecnologías para áreas de
enfoque en las cuales se pueda reinterpretar data disponible desactualizada y optimizar
el método de producción existente.
El objetivo principal del estudio es tratar de encontrar más petróleo en áreas viejas
mediante un nuevo concepto de revitalización el cual puede ser remodelaje de geología
y yacimientos, reentradas, espaciados de los pozos, reaperturas, estimulaciones,
optimizaciones mediante Gas Lift y combinaciones de los anteriores.
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La empresa PERTAMINA PT considero la evaluación de las reservas como un valor
que según la metodología aplicada se dividió en tres grandes pasos: Manejo de la data,
Evaluación de los parámetros de las reservas y Agrupamientos.
Los parámetros principales estudiados fueron: el radio de producción de las
reservas, la rata de flujo, el radio de producción acumulada y máximo recobro y los
gráficos de reservas no recuperables. Otros parámetros relacionados a la evaluación
del riesgo fueron dibujados como una función de desviación estándar y de probabilidad
del estatus de las reservas (P1,P2,P3 para campos con producción existente y P10,P50
y P90 para cada exploratorio). Los resultados obtenidos fueron agrupados en
cuadrantes y matrices mediante los cuales se determino de manera jerarquizada las
necesidades de inversión de la empresa.
MODELO ANALITICO PARA ANÁLISIS DE CURVAS DE DECLINACION DE
PRODUCCION EN YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS (Kewen Li,
Yangtze U. y Roland N.Horne,Universidad de Stanford. SPE 83470. Año 2005)
En este artículo se presenta un modelo para el análisis de curvas de declinación
derivado de las bases de los mecanismos del flujo de fluidos, el cual fue propuesto para
interpretar la producción de petróleo proveniente de yacimientos naturalmente
fracturados desarrollada por inyección, incluyendo la permeabilidad relativa y la presión
capilar.
La mayoría de las técnicas de análisis de curvas de declinación están basadas en
ecuaciones empíricas como la exponencial, hiperbólica y armónica. Es difícil predecir
cual ecuación es la más ajustada a un determinado yacimiento. Por otra parte, cada una
presenta sus desventajas, por ejemplo la curva de declinación exponencial tiende a
subestimar las reservas y las tasas de producción y la curva armónica tiende a
sobrepredecir el desempeño del yacimiento, el modelo presentado por los autores
revela una relación linear entre la tasa de producción de petróleo y el reciproco del
- 31 -
acumulado de la producción o del recobro de petróleo, también se demostró que las
curvas no lineares frecuentemente utilizadas pueden ser modificadas a relaciones
lineares en gráficos tipo Log-Log que pueden facilitar los análisis.
Un aspecto importante de los yacimientos naturalmente fracturados es que el
incremento en la producción debido al infill de pozos es muy pequeño, esta observación
práctica implica que la fuerza del mecanismo dominante se debe a la presión capilar. La
permeabilidad de la fractura y la permeabilidad relativa son usualmente mucho más
grandes que la de la matriz, entonces la caída de presión en cada bloque de matriz es
muy pequeña aun cuando la caída de presión entre la inyección y la producción sea
buena. El agua inyectada en los pozos inyectores será producida muy rápido en los
pozos productores debido a la alta permeabilidad de las fracturas.
Para incrementar la producción en yacimientos naturalmente fracturados se deben
tomar medidas para incrementar el índice del valor de rata de producción y coeficientes
asociados a fuerzas capilares. Estas medidas deben incluir disminución del espaciado
de los pozos, modificar la mojabilidad de los sistemas roca-fluido de los yacimientos,
cambios en la tensión interfacial y modificar la permeabilidad del petróleo relativa al
agua. Un incremento en la tensión interfacial puede o no puede aumentar la producción
de petróleo, tal como lo demostró Schechter et al, esto se debe principalmente a que la
presión capilar y la mojabilidad global no son parámetros independientes. Un
incremento en la presión capilar debido a un incremento en la tensión interfacial puede
resultar en una significativa disminución de la mojabilidad en general.
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ECUACION DE BALANCE DE MATERIA PARA SISTEMAS DE DOBLE POROSIDAD
CON CAPA DE GAS INICIAL (Niz Eider, Idrobo Eduardo, Peñuela Gherson, Año
2004, CT&F-Ciencia, Tecnología y Futuro, Vol 2 Num 5)
En este artículo se presento una versión mejorada de la Ecuación de Balance de
Materiales de doble porosidad para yacimientos naturalmente fracturados, publicada por
Peñuela et al en el año 2001.
La mejora consistió en tomar en cuenta la existencia de una fase de gas inicial en el
yacimiento, considerando que un yacimiento fracturado puede modelarse usando
propiedades diferentes para cada medio poroso o con valores promedio para el sistema
total, en este trabajo se propusieron dos técnicas de solución basadas en cada una de
estas suposiciones, se hicieron los arreglos matemáticos convenientes para dar
solución a las incógnitas involucradas obteniendo métodos de solución basados en
gráficos y en regresión lineal y no lineal, se hicieron aplicaciones con dos yacimientos
sintéticos de diferente capacidad de almacenamiento, empleando para ello la
simulación de yacimientos, se analizaron los resultados de la validación tomando en
cuenta los rangos de incertidumbre de las soluciones mediante los cuales se concluyo
que la expresión desarrollada puede aplicarse para hallar el Petróleo y Gas Original en
los medios matriz y fracturas, así como la compresibilidad total de la formación o del
medio fracturado en yacimientos que poseen capacidad de almacenamiento apreciable
en ambos medios porosos. Es de notar, que mediante este trabajo se pudo evidenciar
que la Ecuación de Balance de Materiales Convencional no es apropiada para
representar sistemas de doble porosidad y que esta deficiencia se incrementa al
aumentar el grado de semejanza en la capacidad de almacenamiento entre los medios
porosos.
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ASPECTOS GEOLOGICOS Y DE INGENIERIA DE YACIMIENTOS NATURALMENTE
FRACTURADOS (Aguilera Roberto, Servipetrol Ltd. CSEG Recorder. Año 2003)
En este artículo el autor resalta su experiencia en trabajos de estimación de reservas
en yacimientos naturalmente fracturados y realiza las siguientes recomendaciones.
El optimo método para declinación y estimación de reservas es utilizar un simulador,
siempre y cuando la caracterización de los yacimientos y la calidad de la data de
presión y producción sea buena.
Si el yacimiento está compuesto por matriz y fracturas, la compresibilidad de la
fracturas es mayor que la compresibilidad de la matriz. La diferencia relativa depende
de remineralización secundaria y orientación de las fracturas, y del grado de
presurización de yacimiento.
Se deben aplicar procedimientos estadísticos para cuantificar la incertidumbre
relacionada al POES y las reservas.
Para yacimientos que tengan porosidades de la matriz y permeabilidades menores a
10% y 1md respectivamente, las reservas volumétricas estimadas deben categorizarse
como reservas posibles y para yacimientos con porosidades en la matriz mayor a 10% y
permeabilidad mayor a 1md como reservas probables, ya que es difícil adjuntarle un
valor de certidumbre razonable.
Las reservas probables obtenidas de un balance de materiales pueden ser
categorizadas como reservas probadas siempre y cuando la data de producción
acumulada y de presión se correspondan y exista una buena calidad en la información
suministrada.
Para investigar a mayor profundidad los dos sistemas porosos se deben realizar
pruebas de interferencia por largos periodos de tiempo y de manera constante.
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LECCIONES APRENDIDAS DE 100 YACIMIENTOS NATURALMENTE
FRACTURADOS PARA EL CONTROL DEL RECOBRO (Jack Allan y Qing Sun,C&C
Reservoirs, Inc. Año 2003)
El objetivo de este estudio fue determinar la manera como el factor de recobro era
afectado por las propiedades inherentes al fluidos y a la roca mediante una muestra de
100 yacimientos naturalmente fracturados alrededor del mundo.
La metodología sistemática consistió en dividir los 100 yacimientos en 4 categorías:
TIPO 1: Baja porosidad y permeabilidad en la matriz. Las fracturas proveen la porosidad
y permeabilidad.
TIPO 2: Baja porosidad y permeabilidad en la matriz. La matriz provee parte de la
porosidad y las fracturas la permeabilidad.
TIPO 3: Alta porosidad y baja permeabilidad en la matriz. La matriz provee la porosidad
y las fracturas la permeabilidad.
TIPO 4: Alta porosidad y permeabilidad. La matriz provee la porosidad y la
permeabilidad.
El estudio se centro en 46 yacimientos (26 TIPO 2,20 TIPO 1) de los cuales se pudo
sacar las siguientes conclusiones:
TIPO 2
20 de los 26 yacimientos totales tienen factores de recobro que varían entre 9-
56%.El valor promedio es 26%.
10 yacimientos de estos 20 tienen factores de recobro entre 20-30%,5 menores 30%
y los 5 restantes mayores a 30%.
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16 de estos 20 yacimientos son producidos mediantes empuje de agua o
combinaciones con empuje de agua.
Se concluyo que los yacimientos TIPO 2 tienen redes de fracturas conectadas a los
acuíferos que generan rápida incursión del agua y declinación prematura y no generan
óptimos recobros debido al pobre manejo del agua producida por lo tanto los factores
críticos que deben ser controlados para maximizar el recobro son manejo del agua de
producción y de la tasa de optimización.
TIPO 3
15 de los 20 yacimientos totales tienen factores de recobro que varían de 7.6 a 44%
con un valor promedio de 24%.
Los factores de recobro tienen una distribución bimodal que va desde 10-20% y
desde 30-40%.
Solo 3 yacimientos tiene empuje de agua como mecanismo de producción.
A 17 yacimientos se les realizo estudio de mojabilidad, todos los yacimientos
humectados por agua presentan factores de recobro mayores a 25% y los mojados por
petróleo menores a 25%
Se concluyo que para maximizar los yacimientos TIPO 3 se necesita aplicar
técnicas de recobro secundario y terciario y que la recuperación secundaria mediante
inyección de agua es factible cuando los yacimientos son mojados por agua.
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ESTIMACION DE RESERVAS PARA YACIMIENTOS NATURALMENTE
FRACTURADOS (Arthur R. Briggs, Año 2001, SPE 71037)
En este estudio se aplicaron Métodos análogos, volumétricos y análisis del
desempeño de los yacimientos naturalmente fracturados, como métodos de estimación
de reservas.
En el mismo se pudo determinar que los métodos de analogía simple para
correlacionar pozo a pozo son la última fuente confiable como técnica para estimación
de reservas en este tipo de yacimientos, sin embargo es un valor agregado que se
puede utilizar para chequear y cuantificar los resultados del desempeño de estos
yacimientos, por otro lado se pudo observar que en el método volumétrico lo esencial es
determinar si el yacimiento presenta sistema de doble porosidad, y de ser así, se debe
determinar el volumen de yacimiento por separado que está siendo ocupado por la
matriz y por las fracturas, así como el radio del volumen de yacimiento que está siendo
representado por las fracturas con respecto al volumen total del yacimiento(fracturas y
matriz) al cual se le llama coeficiente de partición, aunado a esto, todos los parámetros
volumétricos deben ser aplicados de manera separada para cada sistema, con el fin de
obtener el Petróleo Original en sitio por separado y de igual manera los factores de
recobro para llegar a una estimación de reservas más cercana a la real. En cuanto a
metodología para estimar reservas según el desempeño de estos yacimientos, las más
aceptadas son el balance de materiales, las curvas de declinación, pruebas especiales
a pozos y la simulación numérica, cada una con sus fortalezas y debilidades.
En el caso del balance de materiales, se debe prestar especial atención a la correcta
estimación de las propiedades promedio del fluido, de las rocas y la presión, así como
el tamaño del acuífero y sus características. Para yacimientos naturalmente fracturados,
hay que tener en cuenta que existe diferencia entre la compresibilidad de la fractura y la
compresibilidad de la matriz, de no prestar atención a este detalle los resultados
arrojados por un balance de materiales serán sobreestimados para el cálculo del
Petróleo original en sitio, si no se conoce el valor de este parámetro lo más
- 37 -
recomendable es asignarle a la compresibilidad de la fractura 10 veces el valor de la
matriz ya que usualmente genera resultados razonables.
Las pruebas especiales de pozo requieren un largo periodo de tiempo, ya que los
yacimientos naturalmente fracturados contienen segmentos de la matriz con muy baja
permeabilidad y por lo tanto requiere mayor tiempo estudiar el radio de investigación
para obtener una verdadera presión promedio del yacimiento lo cual se traduce a altos
costos.
Con las curvas de declinación se determino que solo deben ser aplicadas como
método de calculo cuando el estimador de las reservas tenga plena confianza de que el
sistema de las fracturas y de la matriz están produciendo en equilibrio, mientras mejor
sea el volumen relativo de la porosidad de la matriz mejor será la curva de caudal vs.
tiempo ya que la curva tendera a aplanarse y por lo consiguiente a alargar la vida de las
reservas.
El método de simulación puede ser considerado como un complejo balance de
materiales ya que en lugar de proceder a los cálculos como si se tratase de un solo
tanque, la simulación divide el yacimiento en una especie de varios tanques llamados
celdas o grids, la red resultante requiere solución numérica para cada celda. Los
valores resultantes dependerán siempre de la calidad y disposición de data y aun así
siempre requerirá que sea juzgado por un especialista.
MODELAJE ESTOCASTICO Y ANALISIS DE INCERTIDUMBRE EN CAMPOS
MADUROS (F.P Campozana, Y. Backheuser, R.F. Antunez y Z. Camoleze,
Petrobras. Año 2001, SPE 108274)
Este estudio fue aplicado a un campo maduro de Brasil y en el mismo, se reconoce
la importancia de integración de toda la data en un único modelo que incluya a su vez el
modelo dinámico de los yacimientos. Esta metodología aun presenta dificultades puesto
- 38 -
que todos los modelos estocásticos deben estar históricamente correspondidos (History
Matching) y esta correspondencia en general, envuelve un gran esfuerzo humano y
computacional así como el mismo análisis económico, por lo tanto fue necesario crear
una metodología factible para ello. Casi siempre es necesaria la integración de
software, flujos de trabajo y modelos proxy que reemplacen las simulaciones, aunado a
esto, hay que mantener siempre el mismo criterio ya que debe ser aplicado para todos
los proyectos que compiten bajo el mismo presupuesto.
Para evaluar adecuadamente el riesgo económico se debe aplicar un análisis de
incertidumbre al modelo geofísico, geológico y de ingeniería. En el modelo geofísico hay
que prestar suficiente atención a la adquisición de los parámetros, la conversión en
tiempo y profundidad, los horizontes sísmicos, la resolución y atributos sísmicos y la
coherencia. En el modelo geológico generalmente es de mayor incertidumbre variables
tales como la distribución de facies, parámetros petrofísicos, contacto de los fluidos y
transmisibilidad entre otros, mientras que en el modelo de ingeniería se encuentra la
productividad del pozo, mecanismo de producción, data PVT, presiones y restricciones
de fluido en la línea de producción. Luego de definir una distribución estadística para
cada parámetro se debe realizar un análisis de sensibilidad para descartar los
parámetros que no sean influyentes en los cálculos.
Un método como ejemplo debe ser utilizado a partir de un número pequeño obtenido
del modelo de distribución general, de esta manera el rango de incertidumbre se
mantiene en un número limitado en los modelos que son construidos. Este debe ser el
procedimiento a aplicar en un modelo geológico y geofísico para minimizar el grado de
incertidumbre desde el inicio de un proyecto. Una vez obtenido un rango para el modelo
geológico se debe jerarquizar por Volumen de petróleo en sitio, la distribución resultante
servirá de ejemplo para elegir los modelos que se simularan numéricamente. En cuanto
al modelo para la ingeniería de yacimientos, lo primero debe ser corresponder
históricamente todos los modelos geológicos, para esto se necesita un personal
especialista en el área, luego, en lugar de correr una simulación Monte Carlo algunos
softwares utilizan un diseño experimental de redes neurales artificiales para ejemplificar
- 39 -
el modelo espacial donde serán hechas las corridas, estas corridas se interpolan y se
construye un Modelo de respuesta en superficie el cual será utilizado a partir de ese
momento como un modelo proxy para obtener la producción de petróleo acumulada
factor de recobro, tasas etc.
ANALISIS DE DECISIONES PARA GERENCIA INTEGRADA DE YACIMIENTOS
(Robin Evans, Ambellia Consultancy. Año 2000.SPE 65148)
Este artículo discute los beneficios de aplicar la teoría de Análisis de decisión a la
gerencia de yacimientos. En el mismo, se demuestra el valor de realizar un análisis para
la toma de decisión no solo porque ayuda al pensamiento y estructura de la información
sino porque sirve de medio para la comunicación entre diversas disciplinas técnicas.
Según el artículo es posible integrar ingeniera de yacimientos, regulaciones e impactos
ambientales, geoquímica y geología, análisis financieros y de riesgos con objetivo a
maximizar el recobro de la inversión.
El análisis de decisión requiere la descomposición del problema en sus
componentes principales a través de la creación de un árbol de decisión mediante el
cual la percepción de las soluciones, incertidumbres y valores puedan ser
explícitamente representados. Las principales etapas de este proceso son el
estructuramiento y decisión del problema, construcción del árbol de decisión basado en
estrategias y alternativas, evaluación de la rentabilidad de valor para los resultados
posibles, evaluación de las probabilidades para eventos de incertidumbre, cálculos
sobretomados en el árbol de decisión, análisis de riesgos y sensibilidad y la toma de la
decisión propia. Las ventajas más obvias es que ayuda a la comunicación dentro de la
organización y permite el análisis de varias alternativas, sin embargo, este
procedimiento puede consumir mucho tiempo, algunas veces, los arboles de decisión
pueden hacerse demasiado largos.
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2.2.- YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS
2.2.1- DEFINICION
Los yacimientos naturalmente fracturados son medios porosos heterogéneos donde
las aberturas (fisuras y fracturas) varían en tamaño. Las fracturas y aberturas de gran
tamaño forman cavernas y canales interconectados mientras que las grietas finas
forman un sistema de bloques que constituye el cuerpo principal. Los Yacimientos
Naturalmente Fracturados se encuentran en arenas, carbonatos, arcillas, rocas
cuarzosas, limitas y rocas del basamento. La mayoría de los yacimientos naturalmente
fracturados han sido descubiertos por accidente como es el caso de los que están en
Venezuela. Ver Figura Nº 1.
Figura N°1 Imagen microscópica de formaciones fracturadas.(Fuente Tesis de grado, Joel Abreu,
Año 2004)
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2.2.2- FRACTURAMIENTO
Desde el punto de vista Geomecánico, una fractura es la superficie donde hubo una
pérdida de cohesión. Mientras que la rotura se refiere a un proceso que resulta de la
pérdida de cohesión de un material dado, la fractura es entonces el resultado de una
rotura. Una fractura puede también ser definida, de una manera general, como una
discontinuidad que rompe los estratos de roca en bloques por medio de grietas, fisuras,
diaclasas o cualquiera que pueda hacer referencia a esto, y a través del cual no hay
desplazamiento. La evaluación e identificación de fracturas es llevada a cabo mientras
se desarrollan las fases de exploración y producción de un campo. Los métodos y
técnicas incluyen operaciones tales como perforación, perfilaje, toma de núcleos y
pruebas. La mejor información cuantitativa concerniente a los parámetros de una
fractura es obtenida por medidas directas en el campo (si es posible) y de núcleos
obtenidos durante las operaciones de perforación.
Fractura natural
Una fractura natural es cualquier rotura o grieta ocurrida en la roca y que puede ser
identificada por la presencia de estrías o mineralización.
Fractura inducida
Las fracturas inducidas son todas aquellas grietas que resultan durante la toma y
manejos de núcleos.
La generación de las fracturas es atribuida a tres causas principales:
Diastrofismo:
Como en el caso del plegamiento y el fallamiento, donde este último tiende a generar
una ruptura alrededor de la línea de falla, lo cual a su vez produce una zona de
- 42 -
dilatación, la cual es probablemente responsable de gran parte de la migración y
acumulación de petróleo en los yacimientos fracturados.
Erosión profunda en los cuerpos suprayacentes:
El cual permite que estas se expandan, levanten y se fracturen a través de los
planos de debilidad.
El volumen de merma:
El cual se presenta en los casos de la pérdida de agua en las lutitas, el enfriamiento
de las rocas ígneas y la desecación de las rocas sedimentarias.
2.2.3- CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO
El desarrollo de los yacimientos naturalmente fracturados ha propiciado numerosos
cálculos erróneos en el potencial esperado, debido a las altas tasas de producción que
estos tienen inicialmente, lo que ha conllevado a que los ingenieros sobrestimen la
producción esperada de los pozos. Los Ingenieros de Yacimiento usualmente asumen
dos cosas:
1) Las fracturas tienen una capacidad de almacenaje negligente y solo son canales de
alta permeabilidad que permiten el flujo de los fluidos.
2) La matriz tiene una importante capacidad de almacenamiento, pero muy baja
permeabilidad.
La primera suposición ha permitido muchos fiascos en el desarrollo de los
Yacimientos Naturalmente Fracturados. De hecho, muchos yacimientos que producen a
una tasa inicial alta declinan drásticamente después de un corto período de tiempo.
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Esto ocurre debido a que el petróleo producible se ha almacenado en el sistema de
fracturas. Debido a esto, es importante estimar el petróleo en sitio (POES)
razonablemente en el sistema de fracturas.
La segunda suposición se debe considerar cuidadosamente, ya que si la
permeabilidad de la matriz es muy baja entonces el aporte de la matriz hacia las
fracturas es también muy bajo por lo que en un tiempo razonable solo se producirá el
petróleo que originalmente estaba en las fracturas; mientras que si la matriz tiene una
permeabilidad razonable entonces su capacidad de almacenamiento obtiene relevancia.
Es importante destacar que la capacidad de almacenamiento de los Yacimiento
Naturalmente Fracturados varía dependiendo del grado de fracturamiento de la
formación y del valor de la porosidad primaria, ya que a mayor valor de porosidad
primaria, mayor posibilidad de éxito en este tipo de yacimientos.
2.2.4- COMPORTAMIENTO DE PRODUCCION
Con respecto al comportamiento de producción de los sistemas naturalmente
fracturados se puede decir que este depende en gran parte del tamaño de las fracturas
que atraviesan el pozo y de la distancia que estas fracturas se extienden dentro de la
formación. Si las fracturas se extienden solo una corta distancia dentro del pozo, este
puede experimentar alta producción inicial la cual declinará rápidamente debido a que
la matriz de baja permeabilidad no puede suministrarle petróleo al sistema de fracturas
lo suficientemente rápido para alimentar el pozo. Cuando las fracturas se extienden a
grandes distancias, se pueden mantener altas producciones, ya que el área de contacto
entre las fracturas y la matriz es tan grande que puede suministrar suficiente petróleo a
los pozos a través de las fracturas. Sin embargo, a medida que la presión del
yacimiento declina y las saturaciones de petróleo disminuyen con la producción, deben
ser reducidos para mantener una presión de flujo mínima en el cabezal del pozo.
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2.2.5- PROPIEDADES PETROFISICAS
Porosidad
Las rocas en yacimientos fracturados están compuestas por dos sistemas de
porosidad, uno intergranular formado por los espacios entre los granos de la roca
llamado Porosidad de la matriz y el segundo formado por el espacio de las fracturas y
vacuolas llamado Porosidad de las fracturas.
El primer tipo es llamado porosidad primaria y es formada cuando el sedimento se
deposita por lo que es una característica original de la roca, este tipo de porosidad es
típico de las areniscas o calizas. El valor de la porosidad primaria depende de varios
factores incluyendo su distribución, cementación y el grado de interconexión entre los
poros. Es necesario distinguir entre la porosidad primaria total y la efectiva, donde la
primera es relación entre el espacio primario total y el volumen total de roca, mientras la
porosidad efectiva se refiere a la relación entre el espacio poroso interconectado y el
volumen total de la roca. Comercialmente la más importante de estas es la porosidad
efectiva.
El segundo tipo es llamado porosidad secundaria o, cuando se refiere solamente a
las vacuolas o fracturas, porosidad de vacuolas/porosidad de fractura. Este tipo de
porosidad es el resultado de procesos geológicos ocurridos después de la depositación
de la roca sedimentaria y no guarda relación directa con la forma de las partículas
sedimentarias. La mayoría de los yacimientos con porosidad secundaria son bien sea
dolomitas o limolitas. En general, la porosidad secundaria es consecuencia de la
solución, recristalización, dolomitización y fracturas. La porosidad secundaria por
solución puede ser generada por percolación de aguas ácidas, las cuales disuelven la
mayoría de las calizas y dolomitas mejorando de esta manera su porosidad. La
dolomitización mejora la porosidad de los carbonatos, ya que la transformación de
caliza a dolomita resulta en un volumen de merma que crea poros en las rocas. Las
fracturas son generalmente formadas en rocas que son frágiles.
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Permeabilidad
Los fundamentos de permeabilidad establecidos para el caso de un yacimiento
convencional permanecen válidos para el caso de un yacimiento naturalmente
fracturado. Pero en presencia de dos sistemas (matriz y fractura), la permeabilidad
puede ser redefinida como una permeabilidad de la matriz, permeabilidad de la fractura
y permeabilidad del sistema (matriz – fractura).
Saturación de fluidos
En un yacimiento naturalmente fracturado, el comportamiento de los fluidos que
saturan la matriz es similar al de un yacimiento convencional.
Un valor bajo de la porosidad secundaria comparada con la porosidad primaria, no
influye en la saturación de hidrocarburos por unidad de volumen. En cualquier caso, la
saturación en la fractura puede ser considerada 100% con los fluidos de las zonas
respectivas (agua en la zona de agua, petróleo en la zona de petróleo). Pero el
problema de la saturación de fluidos en yacimientos fracturados debe ser examinado en
el marco de un sistema de porosidad doble.
Compresibilidad
En un yacimiento fracturado, la compresibilidad del sistema de roca juega un papel
importante, especialmente si hay mucho contraste entre la porosidad de la matriz y la
porosidad de la fractura. El papel de la compresibilidad es esencial en la interpretación
del resultado del comportamiento de la presión – transicional en una prueba de pozos.
En este caso, la compresibilidad asociada al sistema de doble porosidad es
expresada por el parámetro “capacidad de llene” el cual tiene un control extensivo del
comportamiento de la presión.
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2.2.6- EVALUACION
Desde hace mucho tiempo, la evaluación de yacimientos carbonatados naturalmente
fracturados ha sido una importante prioridad para los investigadores y productores de
petróleo y gas, pero los retos que plantean estas rocas tan heterogéneas parecen ser
infinitos ya que estos yacimientos son contrastantes en muchas de sus propiedades
como por ejemplo la permeabilidad, la cual puede ser baja en la matriz y muy alta en las
fracturas.
La evaluación de yacimientos naturalmente fracturados es mucho más compleja que
la evaluación de porosidad y de la permeabilidad en un yacimiento convencional. De
hecho, el fracturamiento depende de los patrones de los esfuerzos mecánicos del
material de la roca y sus propiedades. Por lo tanto los resultados del fracturamiento,
tales como fracturas abiertas, tamaño, distribución, orientación, etc., están relacionadas
a esfuerzos y tipos de rocas (frágil o maleable), condiciones estructurales, profundidad
(esfuerzos de sobrecarga), litología, espesor del estrato, etc. de modo que, las técnicas
de evaluación que tienen éxito en las areniscas generalmente fallan en los carbonatos
debido a las diferencias que existen entre ambos tipos de rocas. Una de estas
diferencias es que las rocas siliciclásticas se forman a medida que los sedimentos son
desplazados, se depositan y litifican, o se compactan y se cementan en roca sólida;
mientras que la mayor parte de los carbonatos se desarrollan a partir de los sedimentos
biogénicos formados por actividad biológica, como la creación de arrecifes y la
acumulación de restos orgánicos en el fondo marino, otros se forman a medida que el
agua se evapora de las cuencas poco profundas, o como precipitación de las aguas
marinas. Normalmente los fragmentos que componen la mayor parte de los carbonatos
han viajado mucho menos que los sedimentos siliciclásticos. Por otro lado, las rocas
siliciclásticas son predominantemente areniscas y lutitas que contienen una gran
variedad de minerales y partículas, incluidos el cuarzo, el feldespato, los minerales de
arcilla, fragmentos de rocas preexistentes y restos de plantas o animales. Los
carbonatos están compuestos por un grupo más limitado de minerales preferentemente
calcita y dolomita y en menor proporción pueden estar presentes el fosfato, la
- 47 -
glaucónita, la anhidrita, el horsteno, el cuarzo, los minerales de arcilla, la pirita, la
anquerita y la siderita.
Otra gran diferencia entre los carbonatos y las rocas clásticas se presenta en la
diagénesis, es decir, los cambios físicos y post-depositacionales que convierten el
sedimento en roca sólida. En los carbonatos la diagénesis puede modificar de manera
significativa la permeabilidad y el espacio entre los poros ya que estos son altamente
susceptibles a la disolución y por otro lado durante la diagénesis de los carbonatos
generalmente se reemplaza la calcita y la aragonita original por la dolomita mineral en
un proceso conocido como dolomitización que puede mejorar las características
productoras de hidrocarburos. En el caso de las rocas clásticas generalmente la
diagénesis no implica cambio en la mineralogía. Con respecto a la porosidad también
existen diferencias notables entre los carbonatos y las rocas clásticas. En las rocas
clásticas, los poros están predominantemente entre los granos, es decir, son
intergranulares, y están distribuidos de manera uniforme en toda la matriz de la roca.
Aun cuando los poros intergranulares también están presentes en los carbonatos, la
porosidad intragranular es comúnmente el tipo de porosidad principal y esta puede
desarrollarse cuando los granos, tales como los fragmentos de conchas, están
parcialmente disueltos. Otro tipo de porosidad presente en los carbonatos es la
porosidad móldica que se caracteriza por conservar las formas de los fragmentos de
conchas disueltos u otros componentes.
Por lo general, los carbonatos tienen una variedad mucho mayor de formas de grano
que la mayoría de las rocas siliciclásticas. Es evidente que en un yacimiento
carbonatado pueden coexistir varios tipos de porosidad, desde el nivel microscópico
hasta el tamaño de una cavidad, lo que hace que la estimación de la porosidad y la
permeabilidad, y el cálculo de las reservas sean una tarea extremadamente difícil. Otro
efecto producido por la susceptibilidad de los carbonatos a la disolución es la formación
de un sistema cárstico, lo cual puede ser un arma de doble filo para la industria
petrolera, ya que pueden causar hundimientos de las mechas y pérdidas de circulación
- 48 -
durante la perforación pero también pueden originar porosidades y permeabilidades
extremadamente altas.
Finalmente dada la heterogeneidad de los carbonatos, no es sorprendente que la
producción de hidrocarburos a partir de estas formaciones, a menudo, esta fuertemente
influenciada por la presencia de fallas y fracturas, particularmente en los yacimientos
más antiguos del mesozoico y el paleozoico.
Los expertos advierten que las relaciones entre porosidad y permeabilidad en los
carbonatos no se pueden determinar sin comprender la distribución del tamaño de los
poros lo que implica un gran reto para los petrofísicos. Sin embargo los beneficios
potenciales son grandes ya que alrededor del 60% de las reservas mundiales de
petróleo se encuentran en yacimientos carbonatados con un enorme potencial de
reservas de gas adicionales.
2.2.7- BALANCE DE MATERIALES
La complejidad física asociada a los yacimientos naturalmente fracturados exige el
uso de formulaciones más robustas de la Ecuación de balance de materiales (EBM)
para determinar el volumen de hidrocarburos iniciales en el sitio y predecir el
comportamiento de producción del yacimiento.
Una gran cantidad de trabajos han sido desarrollados en torno a la EBM en su forma
de un solo medio poroso, desde que fue propuesta por Schiltius en 1936, algunas de las
modificaciones incluyen la metodología de Havlena y Odeh la cual consiste en una
solución grafica de las incógnitas, tratamiento variable a la compresibilidad para
yacimientos poco consolidados o sobre presurizados, un modelamiento más apropiado
de fluidos de tipo aceite volátil y gas condensado, al incluir el termino de solubilidad del
petróleo en el gas, utilización de regresión lineal para hallar las incógnitas, determinar
- 49 -
intervalos de confianza y analizar el grado de aplicabilidad de un modelo de EBM a un
caso real, entre otros desarrollos.
La Ecuación de Balance de materiales para sistemas de doble porosidad considera
por primera vez la separación de los medios Matriz y Fracturas reflejada en la
diferenciación de las compresibilidades, con esta ecuación es posible calcular el POES
en cada medio poroso como incógnitas independientes de un sistema inicialmente
subsaturado. En la Figura N°2 se observa el modelo simplificado de yacimiento en el
cual se apoya el planteamiento del balance que conlleva a la EBM para sistemas de
doble porosidad y capa de gas inicial. La matriz y las fracturas se consideran como
depósitos independientes interconectados. La matriz aporta fluido al sistema de
fracturas y estas conducen el fluido que será producido.
Figura N°2 Sistema diseñado a un tiempo final considerando dos depósitos
interconectados.(Fuente Peñuela et al, Año 2001)
Donde:
Vgm: Volumen de gas en la matriz (bbl)
Vom: Volumen de petróleo en la matriz (bbl)
Vfgm: Volumen de gas que fluye de la matriz a las fracturas (bbl)
Vfom: Volumen de petróleo que fluye de la matriz a las fracturas (bbl)
Vgf: Volumen de gas en las fracturas (bbl)
Vof: Volumen de petróleo en las fracturas (bbl)
Vgs: Volumen de gas que fluye de las fracturas a la superficie (bbl)
Gp: Volumen de gas producido acumulado (SCF)
Np: Volumen de petróleo producido acumulado (STB)
- 50 -
Expresando convenientemente los volúmenes contenidos en los depósitos y
transferidos desde el inicio de la producción, en función de variables como el volumen
de petróleo inicial en el yacimiento, los factores volumétricos, la relación de solubilidad y
los volúmenes de petróleo y gas producido se llega a la expresión:
…(1)
Donde:
Bo: Factor volumétrico de formación de la fase petróleo (bbl/STB)
Rp: Relación gas producido acumulado-Petróleo producido acumulado (SCF/STB)
Rs: Relación gas en solución-petróleo (SCF/STB)
Bg; Factor volumétrico de formación de la fase gas (bbl/STB)
Boi: Factor volumétrico inicial de formación de la fase petróleo (bbl/STB)
Rsi: Relación gas en solución-petróleo inicial (SCF/STB)
Cw: Compresibilidad del agua (psi-1)
Swmi: Saturación de agua inicial en la matriz
Cm: Compresibilidad de la matriz (psi-1)
Δp: Diferencial de presión (Lpca)
Swfi: Saturación de agua inicial en las fracturas
Cf: Compresibilidad de la fracturas (psi-1)
N1: Volumen de petróleo original en la matriz (STB)
N2: Volumen de petróleo original en las fracturas (STB)
La ecuación fue reescrita por Niz en el año 2003 de la siguiente forma:
……(2)
- 51 -
Donde:
……………………………………………………………………(3)
……………………………………………………………………...(4,5,6)
La Figura N°3 esquematiza un yacimiento de doble porosidad con capa de gas inicial
cuyo componente fluido consta de dos fases: petróleo y gas, a la vez que el
componente estático (roca naturalmente fracturada) se separa en dos medios porosos,
matriz y fracturas.
Figura N°3 Distribución del almacenamiento de fluidos en un sistema de doble porosidad con capa
de gas inicial.(Fuente Niz, Año 2003)
Siendo γ la capacidad de almacenamiento en las fracturas, relativa al
almacenamiento total, la cual se puede definir como:
- 52 -
……………………………………………………………..……………………(7)
Y m el volumen de la capa de gas, relativo al volumen de la zona de petróleo:
…………………………………………………………………………………..(8)
Estas dos, son incógnitas a resolver mediante balance de materiales aplicable a
Yacimientos Naturalmente Fracturados con capa de gas inicial, además de petróleo
original total, entonces planteando un balance para el modelo mostrado en la Figura
N°3 sobre el sistema volumen poroso de fracturas, entre el instante inicial y un
momento final, luego de haberse producido una cantidad dada de fluidos, resulta:
.(9)
El volumen total se refiere a la suma de los volúmenes de petróleo y gas, que
ocupan el espacio poroso. La reducción el volumen poroso se debe a dos
componentes; expansión del agua connata y compresión de la roca. Tenido en cuenta
eso, la expresión anterior también se puede escribir de la siguiente manera:
..(10)
Los términos de petróleo y gas que han salido de la matriz hacia la fractura pueden
hallarse planteando un balance en el sistema de volumen poroso de matriz de la
siguiente manera:
- 53 -
…………(11)
Más específicamente:
..(12)
De donde es posible es despejar el término de transferencia matriz-fracturas
(13)
Siendo estas ecuaciones la base para deducir una EBM de doble porosidad
aplicable a yacimientos en estado inicialmente saturado.
Los términos del lado derecho de esta última ecuación pueden a su vez expresarse
en función de variables como el volumen de petróleo inicial, la compresibilidad, los
factores volumétricos y la relación de solubilidad. El volumen que ocuparía el petróleo al
tiempo final en la matriz después de sufrir una caída de presión es:
………………………………………………………………………...…..(14)
Y el volumen que ocuparía el gas en el sistema matriz al tiempo final es:
…………………………………………………(15)
- 54 -
Teniendo en cuenta que el volumen de gas a un tiempo final está dado por la suma
de los volúmenes de gas inicialmente libre, expandido y de gas inicialmente en solución,
liberado. Los volúmenes ocupados por el petróleo y el gas, inicialmente en el sistema
matriz son, respectivamente:
………………………………………………………………………(16,17)
La expansión del agua connata y el volumen de matriz, que hacen disminuir el
espacio disponible para almacenar hidrocarburos, vienen dadas por las siguientes
expresiones:
……………………………..……………………………(18,19)
Dado que le petróleo original en la matriz se puede escribir como:
……………………………………………………………...(20)
Las ecuaciones generales se pueden expresar en función de N1 resultando:
…………………………………………………………(21,22)
- 55 -
Reemplazando ecuaciones y considerándola definición de factor volumétrico total
antes escrita aquí se obtiene que el volumen de transferencia de la matriz a la fractura
es:
……………………………………………...(23)
Los volúmenes de petróleo y gas que originalmente se hallaban en el sistema de
volumen poroso de las fracturas son, de forma análoga:
………………………………………………………………………………..(24)
Mientras que los volúmenes finales en el sistema de fracturas luego de una caída de
presión de forma similar a las ecuaciones escritas anteriormente son:
…………………………………………………………….(25)
Los términos de expansión del agua connata y del volumen de roca que disminuyen
el espacio poroso en la red de fracturas, después de un análisis similar al expuesto para
el balance en el sistema de matriz son:
- 56 -
…………………………………………………………(26,27)
A su vez, los términos de transferencia de fluidos de las fracturas a superficie se
pueden expresar considerando que se conoce el volumen a condiciones de superficie
del petróleo (Np) y gas (NpRp) que se ha producido, luego:
……………………………………………………………...(28,29)
Entonces, reemplazando todas las expresiones anteriores en la ecuación principal
del sistema planteado se obtiene la EBM para yacimientos de doble porosidad con capa
de gas inicial, quedando de la siguiente forma:
……...(30)
2.3.- RESERVAS DE HIDROCARBUROS
- 57 -
Las reservas son definidas como el volumen de hidrocarburos presentes en el
yacimiento, y pueden ser recuperadas de forma natural o aplicando diversos métodos
de recuperación secundarios. Existen diversos criterios que pueden usarse para
clasificar las reservas, desde el punto de vista de su recuperación el más relevante será
el grado de incertidumbre. La clasificación oficial de los recursos de hidrocarburos
puede verse en la Figura N°4 que se muestra a continuación.
Figura N°4 Clasificación oficial de los recursos de hidrocarburos.(Fuente: Trabajo de grado, Leal
Norelis, Año 2005)
2.3.1- CLASIFICACION
Las reservas primarias se pueden clasificar tal como se muestra en la Figura N° 5
en:
- 58 -
Figura N°5 Clasificación de las reservas primarias.
Reservas probadas
Se consideran reservas probadas al volumen de hidrocarburos contenido en
yacimientos, a los cuales hayan sido constatados mediante pruebas de producción y
que según la información geológica, y de ingeniería de yacimientos disponible, pueden
ser producidos comercialmente. Aquellas reservas contenidas en yacimientos
delimitados estructural y estratigráficamente y/o por contacto de fluido. Las reservas
probadas pueden ser subdivididas en:
Desarrolladas:
Volúmenes de hidrocarburos comercialmente recuperables a través de pozos activos
e instalaciones existentes.
No desarrolladas:
Volúmenes de reservas que no pueden ser recuperados comercialmente a través de
los pozos e instalaciones existentes y requieren de Perforación adicional.
- 59 -
Figura N°6 Reservas Probadas
Reservas probables
Son los volúmenes de petróleo crudo, gas natural, condensados, líquidos del gas
natural y sustancias asociadas a acumulaciones conocidas, en las cuales la información
geológica y de ingeniería indica desde el punto de vista de su recuperación un grado
menor de certeza comparado con el de las reservas probadas, bajo condiciones
operacionales prevalecientes.
De acuerdo a la definición son Reservas Probables:
Serie 100
Los volúmenes que podrían recuperarse de yacimientos que han sido atravesados
por pozos en los cuales no se han efectuado pruebas de producción, pero donde las
características de los perfiles eléctricos o de otra clase indican, con razonable certeza,
- 60 -
la probabilidad de su existencia. Son los prospectos conocidos como reservas detrás de
tubería.
Figura N°7 Reservas Probables de Serie 100.
Serie 200
Los volúmenes que podrían recuperarse a una distancia razonable, fuera del área
probada, de yacimiento productores, donde no se ha determinado el contacto agua-
petróleo y donde el límite probado se ha establecido en función del pozo
estructuralmente más bajo.
- 61 -
Figura N°8 Reservas Probables de Serie 200.
Serie 300
Los volúmenes que pudieran existir en áreas adyacentes a yacimientos conocidos,
pero separados de estos por fallas sellantes, siempre y cuando en dichas áreas haya
razonable certeza de tener condiciones geológicas favorables para la acumulación de
hidrocarburos.
- 62 -
Figura N°9 Reservas Probables de Serie 300.
Reservas posibles
Los volúmenes estimados de petróleo crudo, gas natural, condensado, líquido del
gas natural y sustancias asociadas a acumulaciones conocidas, en las cuales la
información geológica y de ingeniería indica, con un grado menor de certeza al de la
reservas probables, que podrían ser recuperadas bajo condiciones operacionales
prevalecientes. Estas reservas podrían ser recuperadas suponiendo condiciones
económicas futuras diferentes a las utilizadas para las reservas probables.
Según la definición, son Reservas Posibles:
- 63 -
Serie 600
Los volúmenes sustentados por pruebas de producción o de formación que no
pueden ser producidos debido a las condiciones económicas en el momento de la
estimación, pero que serían rentables al utilizar condiciones económicas futuras
razonablemente ciertas.
Figura N°10 Reservas Posibles de Serie 600.
Serie 700
Los volúmenes que podrían existir en formaciones con perfiles de pozos o núcleos
de formación con características que presentan un alto grado de incertidumbre.
- 64 -
Figura N°11 Reservas Posibles de Serie 700.
Serie 800
Son volúmenes que podrían existir en áreas donde la interpretación de la
información geofísica y geológica indica la existencia de una estructura mayor que la
incluida dentro de los límites de reservas probadas y probables, y donde la perforación
de pozos adicionales fuera de esas áreas probadas y probables ofrece menor certeza
de resultados positivos.
Figura N°12 Reservas Posibles de Serie 800.
- 65 -
Serie 900
Son los volúmenes que podría existir en segundos fallados, no probados, donde
existe duda razonable de la existencia en ese segundo de volúmenes recuperables.
Figura N°13 Reservas Posibles de Serie 900.
2.4.- SOFTWARE
Ofm ™(oil field manager)
Ofm ™ es un software especializado en el análisis de yacimiento y pozo que ayuda a
mejorar la gerencia de producción y el seguimiento de las reservas con una avanzada
vista de vigilancia y poderosas herramientas de pronósticos. Este software está
diseñado para entregar un método eficiente de visión, relación y análisis de información
de producción y yacimiento en una variedad de volumen de trabajo de ingeniería
establecido. Las extensas herramientas del software automatizado OFM (tales como
mapas de bases interactivos con tendencia de la producción, presiones de burbuja,
análisis de curvas de declinación, y análisis de curvas tipo) reducen el tiempo que gasta
el ingeniero analizando dicha información, dándole así más tiempo para orientar su
- 66 -
información para un buen uso. Mejora la colaboración en equipo y el uso de las mejores
prácticas innovadoras con la función de espacios compartidos. Con esta función,
múltiples usuarios pueden analizar la misma información simultáneamente al trabajar
desde un espacio compartido simple. Las actualizaciones para los espacios
compartidos son capturadas automáticamente y son visibles para todos los usuarios; lo
cual es grandioso para mejorar la efectividad y eficiencia del análisis de la información.
En la Figura N° 14 que se muestra a continuación se puede observar una ventana
de trabajo donde se aprecian los comandos y las barras de funciones.
Figura N°14 Ventana de trabajo en OFM.
- 67 -
Petrel
Petrel es una aplicación que combina las disciplinas de geología, geofísica e
ingeniería de yacimientos en una interfase bajo sistema operativo Windows. A través de
esta herramienta, es posible generar el modelo estático tridimensional de un yacimiento;
desde la interpretación sísmica hasta la simulación numérica y diseño de pozos.
Comenzando por la interpretación sísmica de horizontes y fallas y la correlación de
topes geológicos de pozos para generar el modelo estructural del yacimiento, pasando
luego a la interpretación de facies para su integración al modelo estratigráfico, el cálculo
y distribución de propiedades petrofísicas, cálculos volumétricos, simulación numérica
con líneas de flujo y finalmente el diseño de nuevos pozos para finalizar con el flujo de
trabajo y obtener resultados de una forma dinámica, poderosa y rápida en una misma
plataforma (Ver Figura.15).
Figura N°15 Flujo de trabajo en PETREL.
- 68 -
Autocad 2010
Al igual que otros programas de Diseño Asistido por Ordenador (DAC), AutoCAD
gestiona una base de datos de entidades geométricas (puntos, líneas, arcos, etc) con la
que se puede operar a través de una pantalla gráfica en la que se muestran éstas, el
llamado editor de dibujo. La interacción del usuario se realiza a través de comandos, de
edición o dibujo, desde la línea de órdenes, a la que el programa está
fundamentalmente orientado. Las versiones modernas del programa permiten la
introducción de éstas mediante una interfaz gráfica de usuario o en inglés GUI, que
automatiza el proceso. Como todos los programas de DAC, procesa imágenes de tipo
vectorial, aunque admite incorporar archivos de tipo fotográfico o mapa de bits, donde
se dibujan figuras básicas o primitivas (líneas, arcos, rectángulos, textos, etc.), y
mediante herramientas de edición se crean gráficos más complejos. El programa
permite organizar los objetos por medio de capas o estratos, ordenando el dibujo en
partes independientes con diferente color y grafismo. El dibujo de objetos seriados se
gestiona mediante el uso de bloques, posibilitando la definición y modificación única de
múltiples objetos repetidos.
- 69 -
CAPITULO III
MARCO GEOLOGICO
3.1.- GEOLOGÍA REGIONAL
El área de estudio se encuentra ubicada en la porción noroeste de Venezuela, en la
Cuenca de Maracaibo, la cual tiene un área de 47705 Km² con un espesor máximo de
aproximadamente 36000 pies, perteneciente en su mayoría al territorio venezolano, y
una pequeña área a Colombia tal como se puede observar en la Figura N° 16 que se
muestra a continuación:
Figura N°16 Ubicación geográfica de la Cuenca del Lago de Maracaibo.
El eje de esta cuenca es paralelo y cercano al Piedemonte Nor-Andino;
encontrándose cubierta en un 28% por las aguas llanas salobres del Lago de Maracaibo
y limitada al norte con la Falla de Oca, al este con la Serranía de Trujillo, al sudeste con
los Andes Merideños y al oeste con las Serranías de Perijá y Los Motilones.
- 70 -
La evolución geológica de la cuenca ha sido muy compleja a lo largo del tiempo,
debido a una serie de invasiones y regresiones marinas que fueron determinantes
para la sedimentación, tanto de las rocas madres generadoras de hidrocarburos como
de recipientes adecuados para almacenarlos.
El proceso evolutivo de la cuenca petrolífera del Lago de Maracaibo puede
describirse a partir de la roca ígnea - metamórfica de edad pre – cretácica hasta su final
histórico durante el cuaternario, cuando se formaron notables manifestaciones externas
indicativas de la presencia de hidrocarburos, tales como: lagos, asfáltenos, menes,
emanaciones de gas, etc.
3.1.1.- MARCO ESTRATIGRAFICO Y SEDIMENTOLÓGICO REGIONAL
La historia geológica antes del Mesozoico, en el Occidente de Venezuela, no está
muy clara. Las rocas representativas de estos períodos se encuentran, por lo general,
aflorando en ciertas áreas positivas, perturbadas varias veces por deformaciones
tectónicas e intensamente erosionadas, lo cual complica la reconstrucción de dichos
hechos.
En el subsuelo, evidenciado por la perforación de algunos pozos, se encuentra un
basamento ígneo-metamórfico directamente debajo de formaciones cretáceas y pre-
cretáceas. La presencia de rocas paleozoicas fosilíferas, en diversas áreas andinas,
permite postular la presencia de formaciones paleozoicas sobre las plataformas, pero
su distribución inicial es todavía hipotética. Igualmente sucede con las rocas
representativas del Mesozoico Temprano y Medio (Formación La Quinta).
Dichas formaciones pre-cretáceas afloran en diversas partes de Los Andes, en la
Sierra de Perijá y en la Península de la Guajira; muchas de ellas se encuentran
metamorfizadas. Se conocen algunas secciones de la Formación La Quinta en partes
de la Plataforma de Maracaibo. Al final del Triásico-Jurásico, movimientos intensos,
- 71 -
acompañados de erosión configuran los elementos estructurales sobre los cuales se va
a producir la transformación marina del Cretáceo, que cubrió todo el Occidente de
Venezuela.
La secuencia del cretáceo comienza con una transgresión marina en el Barremiense,
dicha transgresión se inicia con la sedimentación de la Formación Río Negro, hacia la
región de Trujillo, Mérida y Táchira la cual se caracteriza por conglomerados
oligomícticos y areniscas que descansan discordantemente sobre formaciones más
antiguas como la Formación La Quinta y las asociaciones Mucuchachi/Tostosa.(Trujillo).
Con respecto a la cuenca del Lago de Maracaibo lo que se depositó fueron rocas
ígneas-metamórfico.
La depositación continental de la Formación Río Negro culminó debido a la
transgresión marina que inundó la plataforma cratónica de Guayana. A comienzos del
Aptiense las aguas marinas progresaron cubriendo extensas áreas en donde se
sedimentan calizas nodulares con intercalaciones de lutitas negras, dichas calizas son
representativas del Grupo Cogollo el cual se subdivide en las Formaciones Apón, Lisure
y Maraca, siendo las lutitas negras características de la Formación Apón.
Luego de la transgresión durante el Albiense, la parte sur de la cuenca fue invadida
por sedimentos detríticos, los cuales constituyeron la Formación Aguardiente (Trujillo),
lo que da paso posteriormente a la Formación Lisure y Maraca representada por calizas
poco espesas.
Durante el período Cenomaniense – Campaniense se produce una subsidencia
regional que se traduce en cambios litológicos resaltantes como la sedimentación de
calizas y lutitas calcáreas fétidas con abundante materia orgánica laminada y finamente
dispersa, densas de color gris oscuro a negro representativo de la Formación la Luna.
En el contacto La Luna – Colón se presenta una extensa zona glauconítica y
fosfática (Miembro Tres Esquinas), que localmente infrayace a una caliza fosfática
- 72 -
(Miembro Socuy de la Formación Colón). Posteriormente se forma una antefosa luego
de la colisión entre el arco volcánico del Pacífico y la placa de Sudamérica, dentro de la
cual se depositan las facies lutíticas de la Formación Colón. La sedimentación de esta
Formación fue rellenando la cuenca hasta el Maestrichtiense Tardío donde comienzan a
aparecer los intervalos arenosos de la Formación Mito Juan, cuyo contenido de limo y
arena aumenta en sentido vertical.
Durante el Paleoceno se individualizan tres provincias sedimentarias diferentes
alineadas en sentido SO-NE:
Una Provincia Deltáica: Donde al sur - oeste corresponde al Grupo Orocué y a la
Formación Marcelina.
Una provincia de Plataforma: Donde en la región del Lago de Maracaibo, la
sedimentación esta representada por la Formación Guasare, su litología consiste
principalmente en calizas pardo grisáceo a gris amarillento o gris, generalmente
glauconíticas. Algunas capas son ricas en restos de Ostrea y Venezulia. Intercaladas
con las calizas, se presentan lutitas y limolitas grises a parduscas y areniscas grises,
calcáreas y glauconíticas y Algunas capas muy delgadas de carbón.
Una provincia Geosinclinal: localizada al este-noreste del Lago de Maracaibo en la
cual la sedimentación esta representada por la Formación Trujillo, típica de turbiditas y
sedimentos batiales, dicha unidad esta compuesta por interestratificaciones de
areniscas y lutitas limolíticas oscuras.
Un nuevo ciclo de sedimentación comienza en el Eoceno dando origen a la
Formación Misoa la cual se deposita discordantemente sobre la Formación Guasare. La
Formación Misoa esta constituida por intercalaciones de areniscas masivas y lutitas,
dicha formación se subdivide según esquemas informales en “Arena B” superior e
inferior (B-1 a B-9) y en “Arenas C” (C-1 a C-7). Las lutitas tienen composición variable,
casi siempre son micáceas, arenosas, limolíticas con abundantes estratos delgados,
- 73 -
limo y materia carbonácea. Al final del Eoceno medio la Formación Misoa es cubierta
por lutitas grises oscuras, frecuentemente marinas de la Formación Paují.
Consecuentemente se produjo una epirogénesis acompañada de erosión lo cual dio
origen a la discordancia del Eoceno.
En la cuenca del Lago de Maracaibo comenzó una nueva fase transgresiva durante
el Mioceno lo que origina la sedimentación de la Formación La Rosa, constituida por
lutitas de color gris a verdosas interlaminadas con areniscas. La transgresión es
seguida por progradación regresiva y contracción de la influencia marina,
sedimentándose la Formación Lagunillas constituida por arenas poco consolidadas,
arcillas, lutitas y algunos lignitos. El marco geológico durante la sedimentación de la
Formación La Rosa corresponde a una cuenca baja rodeada al este, oeste y sur por un
relieve más alto. El tiempo de la Formación La Rosa fue aquel para la transición de la
cuenca; al comienzo una superficie erosionada e inclinada (Formación Misoa), con
algunos restos de sedimentos de edad Oligoceno (Formación Icotea) comenzó a
cubrirse con lutitas y arenas continentales, los cuales llegaron a convertirse en Basal La
Rosa.
Posteriormente se deposita la Formación La Puerta constituida por arcillas y arenas
punteadas en rojo, verde, amarillo y gris. A continuación se encuentran
discordantemente una secuencia de sedimentos jóvenes de carácter no marino en las
zonas sur y central de la cuenca de Maracaibo, correspondiente a la Formación Onia
(Plioceno), la cual esta constituida por areniscas y limolitas gris verdoso, con capas
calcáreas delgadas de color amarillo.
Finalmente, durante el período Pleistoceno se sedimenta la Formación El Milagro
constituida por arenas friables muy micáceas, limos micáceos interestratificados con
arcillas arenosas y lentes lateríticos bien cementados, ver la Figura N° 17 a
continuación:
- 74 -
Figura N°17 Tabla de correlación estratigráfica de la Cuenca del Lago de Maracaibo.(Fuente: Ostos
y Yoris, Año 1997)
3.1.2.- MARCO ESTRUCTURAL REGIONAL
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
- 75 -
Paleozoico, produjo la retirada de los mares en todo el Occidente. A comienzos del
Mesozoico se formó el arco de Mérida en un evento tectono - termal que produjo el
marco para la sedimentación plataformal de las calizas cretáceas. Durante el Cretáceo
Tardío comenzó a desarrollarse un patrón estructural con directrices norte - sur,
(Orogénesis de Cretáceo Tardío), definida como actividades de suave relieve y fallas
normales que comienzan a crecer durante el Paleoceno – Eoceno Temprano. Aunque
durante este tiempo hubo cierta inestabilidad de la cuenca, las grandes deformaciones
de la misma no empiezan a ocurrir sino en el Eoceno Tardío, 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, oeste - este), además una
recurrencia del movimiento reactivó los movimientos transcurrentes sinestrales que se
observan en las grandes fallas norte - sur y ocasionó el desplazamiento de las fallas
oeste - este.
Al final de período orogénico del Eoceno Tardío y durante gran parte del Oligoceno
las tierras fueron intensamente erosionadas hasta el nivel de la Formación Mito Juan.
Durante el Oligoceno Tardío – Mioceno Temprano se produjo la inversión de la
cuenca, lo que probablemente reactivó las fallas del sistema oeste – este y formó
algunas nuevas. Durante el Mioceno hubo menor tectonismo en el área, aunque se
observan algunos fallamientos intra-Miocenos que controlan los yacimientos
petrolíferos.
Estructuralmente, es apreciable que dentro del bloque tectónico de Maracaibo,
existen dos alineamientos mayores de fallas bien marcados, de rumbo noreste -
suroeste, constituidos por las fallas de Lama – Icotea y Pueblo Viejo. También se
destaca el alineamiento del sistema de fallas de Mara - La Paz, el anticlinal de Mene
Grande y el anticlinal de Tarra.
En la parte occidental de la cuenca, correspondiente con los distritos Mara,
Maracaibo, Urdaneta, Perijá y la parte norte del Distrito Colón del estado Zulia, las
- 76 -
estructuras resaltantes se tratan de anticlinales o domos de dirección norte - sur. En la
parte sur del distrito Colón se ubican tres anticlinales importantes, los cuales de oeste a
este son: El anticlinal de río de Oro, el domo de Tarra oeste y el anticlinal de Tarra. Otra
región que resalta por exhibir pliegues anticlinales bien desarrollados, es la alineación
de Mene Grande - Motatán, ubicada en la parte sur - oriental de la cuenca.
Otro rasgo estructural de relevancia dentro de la cuenca de Maracaibo, se trata del
Alto de Icotea, el cual se destaca por su extensa longitud (+/- 150 Km.) y por su
marcado relieve. En los alineamientos estructurales de Icotea se ubica un sistema de
fallas longitudinales subparalelas a la falla principal de Icotea e igualmente un conjunto
de fallas normales de rumbo este - oeste y buzamiento hacia el norte. La falla de Icotea,
con rumbo promedio suroeste - noreste, se trata en realidad de un alineamiento
conformado por un complejo sistema de fallas cuyo movimiento es transcurrente
sinestral, con un plano inclinado y desplazamientos verticales alrededor de los 900 mts.
Es común encontrar en la cresta de la falla de Icotea una cuña, formando un graben
cuyos sedimentos se encuentran significativamente triturados por el intenso fallamiento.
El Sinclinorio central del Lago de Maracaibo es otra de las estructuras de
importancia en la cuenca, el cual es de bajorrelieve y presenta predominio de las fallas
sobre las estructuras plegadas. En este sinclinorio se destacan algunos alineamientos
importantes, ya sea por su relieve o por su importancia desde el punto de vista
comercial, como por ejemplo se tiene el área ocupada por el campo Lama.
El alineamiento de Pueblo Viejo, forma una estructura que se extiende con una
dirección norte – sur y con una longitud aproximada de 45 Km., para luego arquearse y
pasar a formar parte de la serranía de Trujillo.
El límite septentrional de la Cuenca del Lago de Maracaibo está representado por la
falla de Oca, la cual ha sido interpretada como transcurrente sinestral y su movimiento
se halla relacionado con la falla de San Sebastián en la parte centro – norte de
- 77 -
Venezuela y la falla del Pilar en el oriente del país. En la Figura N°18 que se muestra a
continuación se observan el conjunto de fallas principales que soportan la geología
estructural de la Cuenca del Lago de Maracaibo.
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COLOMBIA VENEZUELA
Maracaibo
Lago deMaracaibo
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Figura N°18 Esquema de las fallas principales de la Cuenca de Lago de Maracaibo.(Fuente: Beicip
FranLab, Año 1999)
3.2.- GEOLOGÍA LOCAL
El área de estudio está ubicada al Oeste de la Cuenca del Lago de Maracaibo como
se ilustra en la Figura N° 19 y está conformado por el yacimiento A1 y el yacimiento A2,
los cuales pertenecen a un conjunto de yacimientos carbonáticos naturalmente
fracturados, ambos de edad terciaria pertenecientes al cretácico, de características
similares en cuanto a su estructura, estratigrafía y sedimentación.
- 78 -
Figura N°19 Ubicación geográfica del campo en estudio.(Fuente: Hernández A., Año 2009)
3.2.1.- MARCO ESTRATIGRÁFICO Y SEDIMENTOLOGICO LOCAL
Por estar ubicados los yacimientos petrolíferos A1 y A2 en los carbonatos cretáceos
naturalmente fracturados del Grupo Cogollo, el presente Modelo Sedimentológico está
orientado principalmente hacia la caracterización y el análisis de las variables y
condiciones físicas, químicas y biológicas involucradas en la depositación y litificación
de las rocas correspondientes a las formaciones Apón, Lisure y Maraca.
Para la caracterización sedimentológica de los carbonatos de los yacimientos A1 y
A2 se hizo el análisis del núcleo del Pozo LUZ-7 (99 pies del Miembro Piché de la
Formación Apón, (Ver figura Nº20), de las muestras de canal obtenidas durante las
perforaciones, de las secciones petrográficas, registros mineralógicos y registros de
imágenes micro resistivas y acústicas, además de estudios sedimentológicos previos
realizados en estos yacimientos y en áreas vecinas
- 79 -
Figura N°20 Secciones nucleadas del Pozo LUZ-7 del yacimiento A1.(Fuente: Hernández A., Año
2009)
En líneas generales, la sedimentología del subsuelo de los yacimientos A1 y A2 está
representada de la siguiente manera: durante el Cretáceo, por una sucesión de
ambientes sedimentarios característicos de plataformas marinas que evolucionaron de
someras a profundas como consecuencia de un evento transgresivo de gran magnitud
que inundó a la Cuenca de Maracaibo desde el Neocomiense hasta el Maastrichtiense;
y desde el Paleoceno hasta el Mioceno la sedimentología evidencia un proceso
regresivo (con algunos pulsos transgresivos) y el consecuente desarrollo de ambientes
- 80 -
sedimentarios con mayor influencia continental, o sea, ambientes marinos someros,
transicionales, deltáicos y finalmente fluviales que se puede sintetizar a continuación:
Litofacies de biostromos de pelecipódos (facies más distal), consiste en calizas tipo
packstone y boundstone bioclásticos compuestos de rudistas y ostras.
La litofacies ínter – biostromos, consiste en calizas que van de packstone a
wackestone bioclásticos de color gris, con matriz de lodo y abundante bioturbación.
Litofacies de bancos o barras, es una asociación de alta energía pero de plataforma
interna. Consiste en calizas que van del tipo packstone a grainstone, compuestas de
aloquímicos bioclásticos, oolitas, peloides y litoclastos.
Litofacies de laguna, depositadas en la plataforma interna. La textura de las calizas
de esta facies varía desde wackestone clástico (cerca de los bancos) a lodolitas.
Sin orientación, ni escala
Litofacies de biostromos de pelecipódos
Litofacies inter-biostromos
Litofacies de bancos
Litofacies de laguna
Figura N°21 Modelo depositacional de los yacimiento A1 y A2.(Fuente: Beicip FranLab, Año 1999)
- 81 -
Este modelo depositacional consiste básicamente en una faja interna lodosa rica en
miliólidos y una faja externa rica en equinodermos, separadas ambas fajas por un
complejo de biostromos de rudistas y bancos de grainstone de pelecípodos y oolitos.
Adicionalmente, a través de los canales de mareas, se acumulan depósitos
intermareales y supramareales a ambos lados de los bancos.
El Miembro Piché es la única unidad estratigráfica de estos yacimientos que cuenta
con núcleos continuos (Pozo LUZ-7), las restantes formaciones y unidades sólo cuentan
con muestras de canal y un reducido número de muestras de pared tomadas del Pozo
LUZ-16.
Hacia el tope del Miembro Piché, en las muestras de canal de los Pozos LUZ-5,LUZ-
4,LUZ-8 y LUZ-9 y en el núcleo tomado del Pozo LUZ-7, se presentan facies de
areniscas de grano medio con matriz calcárea e intraclastos de tamaño considerable de
calizas tipo mudstone (Ver Figura Nº22)
Figura N°22 Núcleo del Pozo LUZ-7 (intervalo 5869’ – 5870’).(Fuente: Beicip FranLab, Año 1999)
- 82 -
La estratigrafía de la región revela que el Cretácico esta conformado por la
Formación Colón (Miembro Mito Juan y Socuy), Formación La Luna, Grupo
Cogollo(Formación Maraca, Lisure y Apón) y por la Formación Río Negro.
Formación Río Negro
Espesor Promedio: 65 pies aproximadamente constante.
Se deposita discordantemente sobre el basamento ígneo que se encuentra en la
zona, está formada por una secuencia clástica con un aumento progresivo de base a
tope en el contenido carbonático, en el tope reporta caliza en un 80% y arenisca en
20%, mientras que hacia la base la arenisca llega a representar el 100% de la litología.
Posee un espesor aproximadamente constante, observándose el mayor valor en el
Pozo LUZ-2 con 74 pies de espesor. Según el Pozo LUZ-22 del yacimiento A2 datos de
estratificación indican un rumbo aproximado N – S, y buzamiento bajo, en el orden de
los 15 grados.
GRUPO COGOLLO
Formación Apón
Espesor Promedio: 900 pies y conformado por los miembros Piché, Machiques y
Tibú.
Caliza beige, marrón claro, en bloque, impregnada de hidrocarburo, moderadamente
dura, inclusiones de glauconita y en parte arenosa recristalización de calcita y
micropirita. Se observan capas subordinadas de areniscas de color gris claro, de grano
fino a medio, subangular a subredondeado, moderadamente consolidada y matriz
calcárea.
- 83 -
De tope a base presenta textura variada, pasa de mudstone a packstone, grainstone
y wackstone, fosilífera con presencia de fracturas y estilolitas. Exhiben porosidades de
diferentes tipos: vugular, biomóldica e intercristalina, concentradas en la parte media y
superior de la secuencia. Hacia la parte media aumenta el porcentaje de intervalos
arenosos.
En cuanto al espesor no es tan uniforme como en la Formación Río Negro y varía,
no todos los pozos penetran completamente la Formación Apón, siendo el promedio de
800 pies. Es de notar que el Pozo LUZ-23 aunque no encontró la base de Apón tiene un
espesor verdadero anómalo de 1000 pies.
El Pozo LUZ-7, en el estudio realizado al núcleo por COREL Laboratories, presenta
porosidades al Helio variables entre 20.8 a 3.1 %, siendo mayor en las texturas
soportadas por granos. Hacia la base se encuentran impregnadas de hidrocarburo,
trazas de arenisca, pirita, arcillita rojiza y glauconita.
En el Pozo LUZ-8 y LUZ-9, realizado al núcleo por COREL Laboratories, según el
estudio de las muestras de canal la porosidad varía entre 2 – 15%, y permeabilidades
entre 0,1 y 3,3 milidarcys hacia la base; litológicamente aumenta el porcentaje grano
hacia la base, hasta llegar a reportarse una arenisca gris ligeramente arcillosa.
En el pozo LUZ-12 y LUZ-13 la composición es calcita aproximadamente 99% y
arcilla – cuarzo en 1%. En la parte basal se reporta una capa con un 96% de dolomita y
2% de cuarzo.
En el Pozo LUZ-14 esta constituida de tope a base por grainstones de hasta 20% y
saturación de hidrocarburo de 80%; infrayacente floastone, rudstones y packstones
porosidades entre 10 – 18%, promedio 15%; permeabilidad baja inferior 1 µd, y con
fracturas hasta 135 µd, saturación entre 70 – 90%; y por último rudstones de ostreas,
con presión – disolución, porosidad promedio 3% y permeabilidad < 1dm, fracturas
abiertas impregnadas de hidrocarburos, posiblemente más liviano.
- 84 -
En cuanto a la estratificación por el análisis de las rosetas, se pudo observar dos
orientaciones distintivas para cada yacimiento, notándose una tendencia NNE – SSO
para el yacimiento A1, es claro notar que en el Pozo LUZ-1 se observa mayor variación
en la tendencia producto de la cercanía con la falla normal al sur de orientación NS
aproximadamente, y la situación se empeora cuando una pozo es atravesado por la
falla como en el caso del Pozo LUZ-11. Ver Figura N 23, Rosetas de estratificación para
los Pozos LUZ-1, LUZ-7 y LUZ-11.El buzamiento es de aproximadamente 15 a 20° en
el área.
Figura N°23 Rosetas de estratificación de los Pozos 1,7 y 11.Formación Apón(Fuente: Hernández
A., Año 2009)
En cuanto al yacimiento A2 la orientación es aproximadamente NOO- SEE, en el
caso del Pozo LUZ-26 se observa una mayor variabilidad en la tendencia de
estratificación, siendo la predominante perpendicular al rumbo preferencial del bloque.
Formación Lisure
Espesor Promedio: 420 pies
Constituida por calizas con lentes de arenisca y lutita, hacia el sur desaparecen las
lutitas y la proporción es 90% caliza y 10% arenisca. La presencia de areniscas, ooides
N
Pozo 1
N
Pozo 7 Pozo 11
N
- 85 -
y glauconita son el principal elemento que la diferencian del resto del Grupo Cogollo.
Hacia la base exhiben impregnación de crudo.
La caliza es un grainstone crema y blanca a oscuro, fosilífera, arenosa con
recristalizaciones de calcita, oolíticas y pseudo oolíticas, a veces glauconíticas y en
parte micropirítica, moderadamente dura. La arenisca es gris claro a marrón, con un
tamaño de grano de fino a medio, buen escogimiento, cemento y matriz calcárea,
micácea y al sur cuarzo cristalina, glauconítica. La lutita se caracteriza por ser gris claro
en bloque, arenosa, calcárea y margosa.En cuanto al espesor es variable, con un
espesor promedio de 420 pies, siendo mayor en el pozo LUZ-15 con 500’
aproximadamente, y el menor en el Pozo LUZ-2 con 328 pies. En cuanto a la
permeabilidad se tiene que las mejores permeabilidades se observan en dos zonas
alineadas NO – SE, ubicada en el cuadrante noreste del área de estudio y corresponde
a los Pozos LUZ-6 y LUZ-22 con 0,273 y 0,251 milidarcys respectivamente. Es claro
notar que esta formación posee menos permeabilidad que la Formación Apón. En
cuanto a la estratificación en el yacimiento A1 se observa una orientación NE-SO,
presentándose variaciones, al igual que en la Formación Apón, en los Pozos LUZ-1 y
LUZ-11 producto de la influencia de la falla normal que atraviesa al Pozo LUZ-11. Ver
figura Nº 24 donde se observan las rosetas de estratificación para los Pozos LUZ-1,
LUZ-7 y LUZ-11. En el yacimiento A2 la tendencia es aproximadamente E – O.
Figura N°24 Rosetas de estratificación de los Pozos LUZ-1,LUZ-7 y LUZ-11.Formación
Lisure.(Fuente: Hernández A., Año 2009)
N
Pozo 1 Pozo 7
N
Pozo 11
N
- 86 -
Formación Maraca
Espesor Promedio: 80 pies
Constituida principalmente por calizas, que a diferencia de la Formación La Luna
presenta tonalidades más claras y que exhibe una pequeña intercalación de calcarenita.
La caliza es de color beige a marrón claro, en bloque, moderadamente dura a dura,
macrofosilífera (coquinoides) y microfosilíferas con abundantes recristalizaciones de
carbonato de calcio, inclusiones de pirita y glauconita. La calcarenita es blanca,
glauconítica y granos de cuarzo cristalino muy finos.
En el pozo LUZ-11 se observan en la parte inferior calizas lenticulares y nodulares.
Hacia el noreste, en el pozo LUZ-10, se reportan lutitas marrón oscuro y negras, con
inclusiones de glauconita y pirita.
Es claro que el contraste litológico que se observa en el contacto entre la Formación
Maraca y la Formación La Luna suprayacente. González de Juana et al, en 1980, lo
refiere como un cambio litológico abrupto, donde sedimentos ambiente marino nerítico
cercano a la costa con depósitos de ambientes euxínicos.
El espesor es variable, sin embargo en el yacimiento A2 son más uniformes que en
el yacimiento A1, donde oscila entre 55 pies en el pozo LUZ-2 a 97 pies en el pozo
LUZ-14.
En el yacimiento A1 se observa una clara tendencia en el rumbo NE – SO,
observándose casos particulares como el pozo LUZ-10 donde es preferencialmente E –
O, el buzamiento es de aproximadamente 15 grados. En el yacimiento A2 la orientación
es NEE – SOO.
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Formación La Luna
Espesor Promedio: 400 pies
Calizas y lutitas oscuras subordinadas. En los pozos LUZ-15, LUZ-11 y LUZ-2 se
observa, en el tope, una arenisca beige a marrón, de grano medio, subangular a
subredondeada, escogimiento regular matriz arcillosa y cemento calcáreo.
Las calizas son de color gris oscuro a negro, bituminosa, fracturada moderadamente
dura, textura fina, carbonosa e impregnada de hidrocarburo, con resto de fósil y
conchas. Es común encontrar pirita y glauconita como minerales accesorios.
La lutita varía de gris oscuro a negro, en parte en bloque y laminar, compacta,
moderadamente dura y calcárea, con inclusiones de foraminíferos. Aumento en la
proporción de caliza con respecto a las lutitas hacia la base de la secuencia en la zona
sur (Pozo LUZ-11) y en el yacimiento A2, mientras que al norte las lutitas aumentan
hacia la base (Pozos LUZ-8,LUZ-9,LUZ-10)
La secuencia puede estar parcialmente recristalizada con cantidades variables de
fragmentos de huesos fósiles.
Por su contenido en materia orgánica es la roca madre por excelencia en la Cuenca
del Lago de Maracaibo, y es claramente característica de ambientes euxínicos donde
no ocurrió el proceso de oxidación, y coincide con la máxima trangresión marina en el
Occidente de Venezuela.
El espesor es variable siendo el promedio 400 pies. En el Pozo LUZ-6 se observa un
espesor anómalo de 190 pies aproximadamente, por lo que se presume la presencia de
una falla normal que está sustrayendo aproximadamente 200 pies de espesor.
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Miembro Socuy
Espesor Promedio: 55 pies
Perteneciente a la Formación Colón está formado por calizas micríticas de color gris
claro a marrón claro a beige, arenosa aunque en parte margosa y dolomitizada, muy
fosilífera. En los pozos LUZ-1 y LUZ-2 son piríticas y están fracturadas, mientras que
en los pozos LUZ-8 y LUZ-9 presentan textura tipo grainstone, con granos gruesos de
calcita.Se encuentra intercalado con pequeños espesores de lutitas gris, físil,
quebradizas, limosas, calcárea, micropirítica e inclusiones de glauconita; y
ocasionalmente hacia la base se observa areniscas cuarzo cristalina, crema, de grano
fino a muy fino, con escogimiento regular con cemento y matriz calcáreo, margosa. Se
encuentra intercalado con pequeños espesores de lutitas gris, físil, quebradizas; y
areniscas, crema, de grano fino a muy fino, con escogimiento regular, margosa. La
Figura Nº25 muestra la tabla de correlación estratigráfica en la cual se realizó el estudio
y la Figura Nº26 se muestra el registro tipo del área, perteneciente al yacimiento A2.
Figura N°25 Columna estratigráfica generalizada del área en la cual se realizo el estudio.(Fuente:
Hernández A., Año 2009)
- 89 -
Figura N°26 Registro Tipo del área. Pozo LUZ-22(Fuente: Hernández A., Año 2009)
3.2.2.- MARCO ESTRUCTURAL LOCAL
El modelo estructural previo del yacimiento A1 y A2 fue elaborado en el año 2000
basándose en la interpretación de 19 líneas sísmicas 2D reprocesadas,
correspondientes al levantamiento MO – 82C realizado en 1982. Estas líneas tienen un
espaciamiento entre sí que va desde los 700 metros hasta los 1800 metros, por lo que
la incertidumbre en la interpretación de áreas que se encuentran entre estas líneas era
- 90 -
bastante alta. La calibración de estas líneas sísmicas se realizó con la sísmica de los
Pozos LUZ-13 (VSP), LUZ-2 (check shot) y LUZ-14 (check shot), estos pozos están
ubicados en un área del yacimiento A1 en el cual si se toma en cuenta la gran cantidad
de estructuras presentes en el área, los considerables saltos de las fallas y las
variaciones estratigráficas (producto de la distribución de las discordancias), esta data
sísmica de pozo no eso es suficiente para calibrar la sísmica 2D del área. Por lo que el
modelo estructural elaborado difícilmente tendría una buena correlación tiempo –
profundidad.
En el Estudio Integrado previo, se hizo la interpretación de los reflectores
correspondientes al tope del Miembro Socuy y de las formaciones Apón y Río Negro.
Sin embargo, el mapeado sólo se elaboró del tope del Miembro Socuy de la Formación
Colón. Por lo que en el modelo estructural planteado de estos yacimientos no contaba
siquiera con una representación gráfica de la estructura de alguna de las unidades del
Grupo Cogollo, lo que le daba mayor incertidumbre aún al modelo previo.
En cuanto a la descripción del modelo estructural previo, sólo se destacan rasgos
generales, no se estableció la cronología de las estructuras presentes ni se describió la
evolución estructural del área. Entre otras cosas, dividieron la zona en dos bloques,
norte y sur de acuerdo a su posición con respecto a la Falla Principal que los atraviesa
y describieron a grosso modo las características estructurales de cada bloque.
Adicionalmente el modelo estructural realizado en el 2000 tiene un apartado
dedicado al análisis del sistema de fracturas presente en el área, basado principalmente
en los resultados del Estudio Geomecánico de los carbonatos naturalmente fracturados
de estos yacimientos, llevado a cabo en 1998 por la Consultora Vásquez y Vásquez
Asociados C.A., donde se analizó principalmente el núcleo del Pozo LUZ-7 y los
registros de imágenes disponibles. Ver Figura Nº27.
- 91 -
Yacimiento A2
Yacimiento A1
Yacimiento A2
Yacimiento A1
Figura N°27 Interpretación estructural previa al Tope del Miembro Socuy.(Fuente: Piña et al., Año
2000)
Como consecuencia del espaciamiento y resolución de las líneas sísmicas 2D de
los yacimientos A1 y A2, y del alto grado de incertidumbre de las interpretaciones
estructurales previamente realizadas, en Septiembre del año 2001 se realizó la
adquisición de la sísmica 3D del área. El levantamiento realizado cubrió un área de 80
km2 con tiempo de grabación de 8 seg. Este levantamiento sísmico presenta una
geometría de adquisición orientada en dirección norte - sur, la distancia entre trazas es
de 12.5 metros y la distancia entre líneas de 25 metros. Las líneas van desde la N° 7
hasta la N° 396 y las trazas desde la N° 5 hasta la N° 627. El procesamiento de este
cubo sísmico fue realizado en el año 2002, sin embargo, este procesamiento no cumplió
con las expectativas, por lo que en Julio del año 2005 realizó un reprocesamiento a este
cubo para mejorar la calidad de la data, siendo éste el utilizado para la elaboración del
modelo estructural de los yacimientos A1 y A2.
- 92 -
Debido a la falta de datos que permitieran la óptima calibración de este cubo
sísmico, se planteó dentro de la campaña de perforación que se lleva desde el año
2005 hasta la actualidad adquirir data sísmica de pozo, por lo que de los 9 pozos
perforados dentro de esta campaña, en 4 de ellos se le han corrido VSP (Pozos LUZ-
27, LUZ-16, LUZ-17 y LUZ-18) y en 1 se ha adquirido check shot (Pozo LUZ-28), si a
estos pozos le sumamos el VSP del Pozo LUZ-13, se tiene un total de 6 pozos con
sísmica en los yacimientos A1 y A2.
Con esta información y con los registros de densidad y sónicos de estos pozos se
elaboraron las trazas o sismogramas sintéticos correspondientes, además de las tablas
tiempo – profundidad (T – Z) basadas en los algoritmos que representan la correlación
entre la profundidad y el tiempo para las rocas del subsuelo de esta área en particular.
La adquisición de tanta sísmica de pozo obedeció a la marcada heterogeneidad
estructural y estratigráfica que presenta el campo, variando notablemente de un bloque
a otro, tanto la posición de un nivel geológico, así como la columna estratigráfica.
La resolución de la sísmica del área, es un parámetro que fue determinado
basándose en el espesor de las capas presentes, la velocidad interválica, el ancho de
banda promedio y el máximo contenido de frecuencias de la señal sísmica. Al analizar
estas variables en todos los pozos con data sísmica se determinó que la resolución
vertical o espesor de entonación (más delgado) del cubo sísmico de estos yacimientos
es de aproximadamente unos 130 pies.
Si se observan los mapas estructurales elaborados de los topes de las unidades
carbonáticas cretáceas (desde el tope del Miembro Socuy hasta el tope de la Formación
Río Negro), se puede apreciar que no existen variaciones estructurales importantes,
salvo algunas pequeñas fallas intraformacionales de poco salto. Todo esto tiene
bastante sentido tomándose en cuenta que las rocas que componen la secuencia
carbonática cretácica se depositaron en un margen pasivo y que posterior a su
litificación, éstas han estado sometidas a los mismos campos de esfuerzos, si a esto lo
- 93 -
complementamos resaltando la uniformidad litológica que tiene esta secuencia (sobre
todo en el Grupo Cogollo), tenemos un grueso paquete de rocas con prácticamente el
mismo comportamiento reológico, por lo que es lógico que las variaciones estructurales
sean pocas y estén asociadas a levantamientos o colapsos muy locales.
En los mapas estructurales elaborados de las unidades cretáceas destacan a simple
vista dos patrones o tendencias estructurales (Ver Figura Nº27), el patrón con mayor
número de estructuras es una familia de fallas normales con trazas en dirección NO –
SE; mientras que en dirección perpendicular, o sea NE – SO, se presenta el eje de un
pliegue anticlinal y dos fallas inversas, una de ellas de gran salto vertical. Esta
apreciación sugiere que las rocas de estos yacimientos han sido sometidas únicamente
a dos campos de esfuerzos, uno de naturaleza distensiva y otro compresivo. Sin
embargo, un análisis con mayor detalle indica una mayor complejidad tectónica del
área, ya que algunas de las estructuras tienen una importante componente horizontal,
generando campos locales transtensivos y transpresivos.
Para establecer el orden en que se generaron las estructuras presentes en el área,
se utilizó como criterio la incidencia o afectación de una estructura sobre otra ó sobre
una superficie geológica datada. En este análisis estructural se usó principalmente a la
Discordancia del Eoceno como referente geológico para datar y establecer la cronología
de los eventos tectónicos ocurridos en esta área. Este evento erosivo diacrónico ocurrió
desde el Eoceno medio hasta el Oligoceno, afectando con bastante intensidad la
secuencia geológica presente en los yacimientos A1 y A2, causando la erosión parcial
de las formaciones Misoa, Marcelina, Guasare, Mito Juan y Colón.
Siendo un excelente marcador geológico la Discordancia del Eoceno, se tomó a esta
superficie como un nivel base o datum para establecer la cronología de los eventos
tectónicos del área, datando a los eventos como pre o post discordancia de acuerdo a
si las estructuras asociadas al evento afectan o no a esta superficie.
- 94 -
Las relaciones internas (continuidad y paralelismo) entre los reflectores
correspondientes a niveles cretáceos, paleocenos y eocenos no revelan (para esta zona
en particular) deformaciones paralelas a la sedimentación (fallas o pliegues
sinsedimentarios), por lo que se asumió que en el área correspondiente estos
yacimientos no se presentó con la intensidad suficiente como para deformar, ningún
evento tectónico de envergadura durante la depositación de estas secuencias, esta
aseveración claro está, no contradice la reconocida actividad tectónica sufrida por la
Cuenca de Maracaibo desde finales del Cretáceo hasta comienzos de Eoceno.
Sin embargo, antes del Eoceno medio, fecha de inicio (según la mayoría de la
bibliografía) del evento erosivo asociado a la Discordancia, se produjo en esta área una
marcada distensión de dirección NE – SO que generó un fallamiento normal de
dirección NO – SE (Ver Figuras Nº31 y 28). Como se puede observar en la Figura Nº30,
este fallamiento involucra desde el Basamento hasta la secuencia Eocena, teniendo
algunas variaciones en cada nivel geológico debido a las obvias diferencias litológicas
existentes en la columna. Por la forma en la que el Basamento se encuentra fallado es
probable que este régimen extensivo del Eoceno haya reactivado fallas normales
generadas durante el rifting Jurásico, fallas que al ser reactivadas propagaron sus
trazas hacia arriba, afectando las secuencias cretáceas, paleocenas y eocenas. La
mayor densidad de fallas normales, así como los desplazamientos verticales (saltos de
falla) más pronunciados se encuentran en los carbonatos cretáceos. La mayoría de
estas fallas se prolongan a través de las lutitas cretáceas correspondientes a las
formaciones Colón y Mito Juan y cortan las rocas del Paleoceno y el Eoceno, sin
embargo, la deformación y el desplazamiento correspondiente a un buen número de
fallas presentes en los carbonatos cretáceos es absorbida por la plasticidad de casi
2000 pies de lutitas de las formaciones Colón y Mito Juan, por lo que las secuencias
paleocenas y eocenas se encuentran afectadas por un número menor de fallas que a su
vez también presentan saltos verticales menores (en comparación con los carbonatos
cretáceos).
- 95 -
Figura N°28 Sección Sísmica y Modelo estructural SO-NE del área. (Fuente: Geotrace., Año 2005)
Este fallamiento normal no afecta la secuencia Miocena, en la interpretación de la
sísmica se puede apreciar que las trazas de las fallas normales terminan contra el
reflector de la Discordancia del Eoceno, afectando únicamente a las rocas que se
encuentran por debajo de esta superficie.
Cómo evidencia la ausencia de deformación previa a la sedimentación de la Formación
Misoa y la continuidad del reflector correspondiente a la Discordancia del Eoceno, la
duración del régimen distensivo que produjo las fallas normales NO – SE fue bastante
corta, quedando reducido al intervalo de tiempo entre el Eoceno inferior y el Eoceno
- 96 -
medio o superior. Este período de tiempo en la historia tectónica regional corresponde a
la desaceleración de la colisión frontal entre la Placa Caribe y la Placa Suramericana y
a la consiguiente generación del límite transcurrente dextral entre estas dos placas
(subducción oblicua), desplazamiento horizontal que posteriormente produciría
transpresión en la Cuenca de Maracaibo, componente responsable del basculamiento,
levantamiento y erosión asociada a la Discordancia del Eoceno, por lo que este campo
distensivo de dirección NE – SO que afectó al levantamiento estructural del área donde
se encuentran los yacimientos A1 y A2 se encuentra enmarcado en el período de
transición antes descrita, como consecuencia de la relajación asociada al cambio de
dirección de los esfuerzos para ese momento, producto de las relaciones tectónicas
mayores entre las placas tectónicas cercanas.
Posterior a este régimen distensivo, a partir del Eoceno medio y durante todo el
Oligoceno, se produce en el área de Mara Oeste como consecuencia de la compresión
generada por la transpresión del desplazamiento Caribeño un levantamiento cortical
generalizado en esta zona, levantamiento que produjo un alto estructural hacia el
noroeste del área con declive paulatino hacia el sureste, tendencia de buzamiento que
se mantiene hasta la actualidad.
Al momento en que este levantamiento produjo la exposición aérea y posterior
erosión de las secuencias, esta configuración estructural hizo que la erosión fuera
mayor al noroeste y mucho menor al sureste (Ver Figura Nº29), dando como resultado
que hacia el sureste la Discordancia pone en contacto rocas Miocenas con Eocenas,
mientras que hacia el noroeste pone en contacto rocas Miocenas con los carbonatos del
Cretáceo.
El rumbo generalizado actual de la Discordancia del Eoceno es casi Este – Oeste,
dirección que difiere con respecto a la del levantamiento, sin embargo, este rumbo de la
discordancia pudo estar influenciado en gran medida por los sucesivos eventos
tectónicos que se presentaron en esta área luego del evento erosivo responsable de
esta superficie geológica.
- 97 -
Figura N°29 Evolución tectónica Eoceno Medio-Oligoceno del área. (Fuente: Geotrace., Año 2005)
Como se puede observar en la Figura Nº29, los esfuerzos compresivos causantes
del levantamiento del Eoceno medio – Oligoceno, tenían cierto paralelismo con las
trazas de las fallas normales previamente generadas, lo que pudo haber provocado
cierta transcurrencia, sin embargo, no existen evidencias (según las interpretaciones
estructurales realizadas en el estudio de Geotrace en el año 2005) que sugieran la
ocurrencia de este movimiento.
Posterior al evento erosivo, en el Mioceno inferior y medio se produce una leve
subsidencia en la Cuenca de Maracaibo la cual, en el área donde se encuentran los
yacimientos A1 y A2 se tradujo en la sedimentación de la Formación La Villa. Luego, en
- 98 -
el Mioceno medio a tardío, como consecuencia del choque de las placas Nazca y Cocos
con la Placa Suramericana se produce la orogénesis andina, que en la Cuenca de
Maracaibo se refleja en el levantamiento hacia el sur y sureste del orógeno de Los
Andes de Mérida, al este de la Serranía de Trujillo y al oeste y noroeste de la Sierra de
Perijá. Asociado a esta orogénesis prevalece en la cuenca un régimen compresivo
responsable de la inversión de un sinnúmero de estructuras.
En este período de tiempo en el área de los yacimientos A1 y A2 se presentó una
fuerte compresión en dirección NNO – SSE, con vergencia (sentido del esfuerzo de
mayor magnitud) SSE – NNO, este campo de esfuerzos generó en esta área fallas
inversas (dos para ser exactos) y un plegamiento anticlinal.
Las fallas inversas, de trazas ENE – OSO (Ver Figuras Nº30 y 31) son las
estructuras con mayor salto vertical dentro de esta área, sobrepasando inclusive en
algunas secciones hasta los 2500 pies de desplazamiento. De las dos fallas inversas,
la que se encuentra ubicada más hacia el sur (Falla Inversa Principal que atraviesa el
yacimiento A1 y A2) es la de mayor salto y mayor extensión, su plano buza hacia el
sureste, divide al campo en dos bloques, norte y sur respectivamente, y su traza se
prolonga al noreste hasta unirse con la Falla de Oca.
Por otro lado, la falla inversa ubicada al norte tiene una extensión más reducida y su
plano de falla buza al NNO. Tomando en cuenta la geometría de estas fallas inversas y
la vergencia de los esfuerzos que las generaron, se estableció que cronológicamente se
originó primero la Falla Principal Inversa qu atraviesa estos yacimientos(Yac A1 y A2),
montando al Bloque Sur sobre el Bloque Norte, posteriormente y como una manera de
contrarrestar el avance del Bloque Sur, se genera en el Bloque Norte otra falla inversa,
cuyo plano es opuesto al de la falla anterior, formando una especie de retrocorrimiento.
Luego, se produce un plegamiento anticlinal en el Bloque Sur, como se puede
observar en la Figura Nº34, este plegamiento anticlinal muy probablemente se generó
- 99 -
por curvatura del plano de la Falla Principal Inversa, siendo una estructura del tipo “fold
bent fault”
Figura N°30 Sección Sísmica y Modelo Estructural NO-SE del área.(Fuente: Geotrace., Año 2005)
Estas tres deformaciones (las dos fallas inversas y el plegamiento, se encuentran
afectando claramente a la Discordancia del Eoceno y a las rocas de la Formación La
Villa de edad Mioceno inferior a medio, por lo que el evento compresivo de dirección
NNO – SSE que generó a estas estructuras, ocurrió posterior a la depositación de la
mencionada formación. La datación exacta de este evento, así como de otros eventos
ocurridos después es bastante difícil debido a la ausencia de otra superficie geológica
no perturbada por estas estructuras y de edad reconocida, aunado a esto, la resolución
de la sísmica a niveles superficiales es muy pobre, además de desconocerse la
presencia de unidades estratigráficas del Plioceno o de edades más recientes que
- 100 -
pudiesen servir como datum o nivel de referencia. Sin embargo, si se pudo establecer
el orden relativo de cada evento tomando como único criterio la afectación de una
estructura sobre otra.
Posterior a las fallas inversas y al plegamiento anticlinal, se generaron pequeños
colapsos gravitacionales en el Bloque Sur como consecuencia del cese, la
desaceleración o la disminución de los esfuerzos asociados a la compresión NNO –
SSE responsable del origen de las fallas inversas y del plegamiento. Estos colapsos
gravitacionales, fallas normales de poco salto, ocurren buzamiento abajo de la charnela
del Pliegue Anticlinal. Las trazas de estas fallas normales son reducidas y su rumbo u
orientación es similar al rumbo generalizado de las capas, o sea, NE - SO en la mayoría
de los casos, guardando siempre cierto paralelismo con la dirección de la Falla Principal
Inversa que atraviesa los yacimientos A1 y A2. Estas estructuras locales distensivas se
pueden observar claramente al sur y sureste del Pozo LUZ-13. Asociado a este
pequeño evento distensivo pudo haber reactivación de las fallas normales previas, sin
embargo, no existen evidencias que confirmen o nieguen esto.
Finalmente, el evento tectónico más reciente ocurrido en el área donde se
encuentran los yacimientos A1 y A2 consiste en un desplazamiento transcurrente
sinestral a través de algunas de las fallas normales de dirección NO – SE, fallas
previas generadas durante la distensión ocurrida entre el Eoceno Inferior y el Eoceno
Medio.
Este desplazamiento horizontal es la respuesta a un campo de esfuerzos
rotacionales (en sentido contrario a las agujas del reloj) provocados por la
transcurrencia dextral mayor de la Falla de Oca (Figura Nº31), estructura ubicada al
norte y al noreste del campo. Los esfuerzos rotacionales transfieren un importante
movimiento horizontal sinestral a través de dos de las fallas normales de mayor
extensión (Figuras Nº27 y 31).El movimiento sinestral ocurrido a través de estas fallas
normales divide a la Falla Principal Inversa del campo A en tres segmentos, formando
igual número de bloques escalonados de noreste a suroeste. El movimiento de estos
- 101 -
bloques (medido por la separación de los segmentos de la Falla Inversa Principal) llega
a alcanzar 1500 metros en la falla transcurrente sinestral ubicada al este del campo,
mientras que en la otra falla alcanza unos 1200 metros. Este desplazamiento le confiere
a estas fallas un carácter sellante, por lo que éstas constituyen límites estructurales de
yacimientos.
Figura N°31 Modelo de esfuerzos rotacionales causantes de la transcurrencia sinestral en el área
donde se encuentran los yacimientos A1 y A2.(Fuente: Geotrace., Año 2005)
Asociados a este desplazamiento sinestral y como consecuencia de la curvatura
presente en algunas de las fallas normales transcurrentes, se generan campos
transpresivos y transtensivos muy locales debido a la convergencia o divergencia de
esfuerzos a lo largo de la traza de la falla (Ver Figura Nº32).
- 102 -
La transpresión provoca la inversión de microfallas normales (generalmente
intraformacionales), en el bloque donde se encuentran los Pozos LUZ-16 y LUZ-17 se
puede observar este fenómeno. Además en algunos casos la transpresión o
transtensión produce un efecto de tijera en algunas pequeñas fallas, haciéndolas
normales en un sector de la traza, e inversas en otro.
Transpresión(componente horizontal
compresiva)
Transcurrenciasimple
Transtensión(componente
horizontal extensiva)
Figura N°32 Convergencia y Divergencia de esfuerzos en la curvatura de una falla transcurrente
sinestral.(Fuente: Geotrace., Año 2005)
Resumiendo y esquematizando los eventos y estructuras ocurridos en el área donde
se encuentran estos yacimientos tenemos:
Fallamiento normal NNO – SSE entre el Eoceno Inferior y el Eoceno Medio.
Levantamiento al NO de área, configuración del buzamiento de las capas hacia el
SE, ocurrido desde el Eoceno Medio al Oligoceno.
Evento erosivo correspondiente a la Discordancia del Eoceno.
- 103 -
Compresión NNO – SSE responsable de fallas inversas ENE – OSO a partir del
Mioceno Medio.
Plegamiento anticlinal por curvatura de plano de falla (“fold bent fault”).
Colapsos Gravitacionales.
Transcurrencia Sinestral.
Transpresión y Transtensión.
El área donde se encuentran los yacimientos A1 y A2 se divide en dos bloques, uno
norte y uno sur, de acuerdo a su ubicación con respecto a la traza de la Falla Inversa
Principal que los atraviesa.
En el Bloque Sur (bloque levantado) se encuentran ubicados los yacimientos
Cretáceo A1 y A2, en el Bloque Norte (bloque deprimido) sólo se han perforado 2 pozos
(Pozo LUZ-2 y Pozo LUZ-14) con un éxito volumétrico muy por debajo del esperado.
Debido al número de pozos y a su distribución, la calibración de la data sísmica del
Bloque Norte no es confiable, por lo que la interpretación de rasgos estructurales en
este bloque obedece a la extrapolación de atributos y características obtenidas de
interpretaciones sísmicas realizadas en el Bloque Sur.
En líneas generales el Bloque Sur consiste en la charnela y el flanco sureste de un
pliegue anticlinal de rumbo NE – SO. Este pliegue, generado por la curvatura del plano
de la Falla Inversa Principal que atraviesa estos yacimientos, se encuentra atravesado
perpendicularmente por numerosas fallas normales de dirección NO – SE que generan
una serie de bloques elongados en esa misma dirección. Los planos de estas fallas
tienen ángulos muy elevados (casi subverticales) con saltos considerables que en
ocasiones alcanzan los 500 y 600 pies de desplazamiento vertical, sin embargo, el
promedio en general no supera los 150 pies de salto. Las fallas ubicadas al este y en la
zona central del campo buzan predominantemente hacia el OSO, mientras que los
planos de las fallas ubicadas al oeste y suroeste del bloque buzan al ENE. Este arreglo
estructural le da al Bloque Sur una configuración de bloques en “echelón” en forma de
graben (Ver Figura Nº33), con el bloque más bajo o deprimido ubicado en el área de los
- 104 -
Pozos LUZ-2 y LUZ-18; mientras que el bloque con la posición estructural más elevada
se encuentra en el Yacimiento Cretáceo A2, en el área de los pozos LUZ-22 y LUZ-26.
Figura N°33 Sección Estructural SO-NE del Bloque Sur. Yacimientos A1 y A2. (Fuente: Geotrace.,
Año 2005)
Como se ha mencionado en este estudio con anterioridad, algunas de estas fallas
normales de rumbo NO – SE (generalmente las de mayor salto vertical) tienen una
importante componente transcurrente sinestral. Estas estructuras (resaltadas en la
Figura Nº37) dividen a la Falla Inversa Principal en tres segmentos y al Bloque Sur en
tres bloques a su vez subdivididos por numerosas fallas normales de poco salto y de
dirección NO – SE.
- 105 -
Como se puede observar en las Figuras 33 y 34, estos tres bloques o divisiones del
Bloque Sur, a pesar de ser bastante similares entre sí, poseen algunas diferencias
estructurales, sobre todo reflejadas en la densidad de fallas y el buzamiento de las
capas.
Tomando como referencia las discontinuidades presentes en los reflectores
correspondientes a los carbonatos cretáceos, se puede apreciar que el bloque ubicado
hacia el noreste del campo (en la posición estructural más elevada), correspondiente al
Yacimiento Cretáceo A2, es el que presenta mayor discontinuidad o pérdida de los
atributos sísmicos característicos de estos reflectores. Estas discontinuidades se
encuentran asociadas a cambios fuertes en la impedancia acústica, reflejo de una
marcada diferencia en las características de la densidad del medio donde viaja la onda.
Ante la ausencia de grandes variaciones sedimentológicas y estratigráficas en la
secuencia carbonática del área, se asume que estas discontinuidades obedecen a
zonas intensamente falladas, fracturadas o a intervalos con porosidades muy altas. En
los tres bloques la densidad de fallas normales es bastante parecida, sin embargo, el
bloque correspondiente al Yacimiento Cretáceo A2 es el que presenta mayor
fracturamiento, esto probablemente obedece a que éste es el bloque que durante la
etapa de compresión sufrió mayor levantamiento, evidencia de esto no sólo es la
posición estructural de este bloque, sino también las variaciones en el salto de la Falla
Principal Inversa, salto que aumenta al noreste y decrece hacia el suroeste (Ver Figura.
Nº36). El pronunciado levantamiento sufrido por este bloque, le confiere a las unidades
cretácicas un buzamiento de mayor grado hacia el SE (un promedio de 20°), tal como
se observa en la Figura Nº34, mientras que el rumbo generalizado de las capas oscila
entre N 45° E y N 55° E. En el bloque del Yacimiento Cretáceo A2, las fallas normales
generalmente buzan hacia el oeste y sus trazas, a diferencia de los demás bloques,
tienden un poco más a tener un rumbo norte – sur. De las fallas normales internas de
este bloque, las ubicadas al oeste tienen curvatura en esta misma dirección (Ver Figura
Nº27), mientras que las curvaturas de las trazas de las fallas restantes están
orientadas al oeste. En este bloque, así como en los demás, los reflectores
correspondientes al Miembro Socuy de la Formación Apón y los de la Formación La
- 106 -
Luna, que constituyen la sección superior de los carbonatos cretáceos, son los que
presentan menor discontinuidad, debido a la composición litológica que presentan estas
unidades estratigráficas: la Formación La Luna está compuesta por lutitas con
intercalaciones de calizas margosas, litología con una mayor plasticidad que las calizas
rígidas del Grupo Cogollo, por lo que este intervalo resiste mayor cantidad de esfuerzos
y deformación antes de fallarse; mientras que el Miembro Socuy por su parte está
compuesto por calizas, sin embargo, esta unidad se encuentra en medio de las lutitas
de la Formación La Luna (infrayacente) y las lutitas de la Formación Colón
(suprayacente), esta configuración estratigráfica hace que el Miembro Socuy se
encuentre protegido de la deformación por dos capas plásticas que atenúan el efecto de
los esfuerzos. En el bloque del Yacimiento Cretáceo A2, la sección carbonática superior
(Miembro Socuy y Formación la Luna) si bien presenta continuidad en los reflectores,
es el bloque donde este nivel geológico se encuentra más perturbado. Los reflectores
debajo de estas unidades, o sea los correspondientes al Grupo Cogollo y a la
Formación Río Negro se encuentran bastante discontinuos, llegándose a perder en
algunos casos las relaciones de paralelismo entre los reflectores.
Figura N°34 Sección Estructural NO-SE del Bloque Sur. Yacimientos A1 y A2. (Fuente: Geotrace.,
Año 2005)
- 107 -
En la zona central del Bloque Sur, limitado al noreste y suroeste por las fallas
normales transcurrentes sinestrales está ubicado el bloque correspondiente al
Yacimiento Cretáceo A1, donde se encuentra la mayor densidad de pozos de esta
zona. Este bloque, también está subdividido por varias fallas normales de dirección NO
– SE de poco salto, cuyos planos de falla buzan preferencialmente hacia el oeste. Las
capas al nivel de los carbonatos cretácicos en este bloque tienen un buzamiento
promedio de 13° hacia el sureste (Ver Figura Nº34) y un rumbo que oscila entre N 60° E
y N 70° E. Según la continuidad de los reflectores (Ver Figura Nº33), este bloque
presenta mayor número de discontinuidades en la zona basal de los carbonatos
cretácicos, nivel correspondiente a las formaciones Río Negro, Apón y la base de la
Formación Lisure. Por el contrario, los reflectores de la sección carbonática cretácea
superior y parte de la sección intermedia que corresponderían al Miembro Socuy y a las
formaciones La Luna, Maraca y la parte superior de Lisure, se presentan bastante
claros y continuos en la sísmica, indicando poco fracturamiento en estos niveles.
Al noroeste de este bloque, en la zona más elevada estructuralmente, se presenta
un plegamiento anticlinal del tipo “fold bent fault”
Al oeste de este bloque, cercano al límite con la falla normal transcurrente sinestral
(Ver Figura Nº27), en el área de los Pozos LUZ-16 y LUZ-17, se presentan algunas
fallas de poco salto dentro del Grupo Cogollo con la particularidad de tratarse de
estructuras de desplazamiento inverso cuyas trazas tienen rumbo NO – SE, dirección
generalmente asociada (en este campo) a fallas normales. El desplazamiento anormal
de estas fallas se debe a que han sido estructuralmente invertidas por campos
compresivos locales, debido a la transpresión originada por la curvatura de la falla
normal transcurrente sinestral.
Hacia el suroeste del Bloque Sur, en el área de los pozos LUZ-12, LUZ-13 y LUZ-18,
se encuentra el bloque suroeste con la menor densidad de fallas normales y de
discontinuidades. En esta zona los reflectores se presentan bastante continuos en la
- 108 -
sección superior e inferior, sólo en la parte intermedia (los reflectores correspondientes
al Miembro Piché de la Formación Apón y a la base de la Formación Lisure) se
presentan discontinuidades (Ver Figura Nº33) en su mayoría asociadas a fallas
normales originadas por colapsos gravitacionales. Las trazas de estas fallas normales
(generalmente intraformacionales) son generalmente paralelas al rumbo de las capas,
que oscila entre N 20° E (cercano al pozo LUZ-13) y N 60° E (cercano al pozo LUZ-18).
Los saltos de estas fallas normales pueden llegan a alcanzar hasta los 150 pies de
desplazamiento. El buzamiento de las capas cretáceas en este bloque es bastante
variable, en el área de la charnela del pliegue anticlinal (cercana a la Falla Principal
Inversa) es de unos 5° al SE, mientras que en la zona donde se encuentran los
colapsos gravitacionales, el buzamiento alcanza hasta 25° de inclinación al SE.
El Bloque Norte o bloque deprimido presenta una configuración estructural más
simple que el Bloque Sur, ya que tiene una menor densidad de fallas, de estructuras y
en líneas generales presenta mayor continuidad en los reflectores. En este bloque, así
como en el sur, las capas correspondientes a la secuencia cretácica tienen rumbo NE –
SO y buzan hacia el SE, con ángulos menos pronunciados que los del Bloque Sur. Sin
embargo, en el extremo noreste del Bloque Norte y al Este de la falla normal
transcurrente sinestral que en el Bloque Sur divide a los yacimientos Cretáceo A2 y A1,
se encuentra un área cuyas capas tienen rumbo NNE – SSO y que buzan
prácticamente al Este franco, el cambio en la orientación y tendencia de las capas en
esta área posiblemente tenga que ver con el efecto rotacional de la transcurrencia
sinestral. El buzamiento de este bloque en particular es el más pronunciado del Bloque
Norte (Ver Figura Nº35), llegando a alcanzar hasta los 12° de inclinación al Este.
Al oeste y noroeste del Bloque Norte se encuentra un alto estructural generado por
una falla inversa de rumbo Este – Oeste, cuyo plano buza hacia el norte, y con mayor
salto al oeste (unos 500 pies) que al este (300 pies). Esta falla inversa posiblemente
originada como respuesta opuesta o “retrocorrimiento” a la Falla Principal Inversa, es
prácticamente la única estructura que afecta y deforma en el Bloque Norte a la
Discordancia del Eoceno y a las capas Miocenas de la Formación La Villa. En el
- 109 -
extremo noroeste, se encuentra una especie de meseta (capas con buzamientos casi
horizontales) a nivel de los carbonatos del cretácico. En esta área, la Discordancia
erosionó el tope de esta secuencia.
Figura N°35 Sección Estructural O-E del Bloque Norte.Yacimientos A1 y A2.
Fuente: Geotrace., Año 2005.
Exceptuando la falla normal transcurrente sinestral al noroeste del Bloque Norte y la
falla inversa E – O ubicada al norte (Figuras 35 y 36), el salto vertical de las restantes
fallas presentes en el bloque no supera los 150 pies. Estas otras fallas, normales con
rumbo NO – SE, mantienen la tendencia de las fallas normales del Bloque Sur.
En el Bloque Norte las mayores deformaciones se encuentran por debajo de la
Discordancia del Eoceno afectando principalmente la secuencia cretácica,
Tope de los Carbonatos
Cretáceos
Discordancia del Eoceno
- 5 4 3 7
-3 7 9 5
-5 7 0 8
-4 6 2 7
-5 0 2 2
-5 1 8 4
-6 2 1 6
-4 6 2 8
-5 9 9 3
-3 9 1 1
-6 5 6 0
-5 7 2 2
-4 4 4 4
-5 9 0 1
-6 2 1 7
-7 2 6 8
-8 1 0 5
-5 2 6 4
-5 3 7 4
-5 3 1 3
-4 4 6 4
-4 3 0 6
-5 0 4 5
-600
0'
-650
0'
-700
0'
-5500'
-5000'
-800
0'
-5000'
-5000' -5000'
-4500'
-5000'
-5500'
-6000'
-7500'
-6000'
-6500'
-6000'
-6500'
-7000'
-450
0'
-5500'
-6000'
-5500'
-8000'
-7500'
-8000'
-8500'
-9000'
-5500'
-6500'
-6000'
-5500'
-7500'
-7000'
-5500'
-6500'
-7000'
-7500'
-6500'
-6000'
-650
0'
-6000'
-7000'
-650
0'
-6000'
-6500'
-5500'
-5500'
-750
0'-700
0'
-650
0'
-600
0'
-7000'
-6600'
-5500'
-500
0'
-5900'
D M 159 1
D M 159 2
D M 116 1
D M 116 2
D M 165 1D M 154 2
D M 154 1
-5000'
-5500'
-6000'
-6000'
D M 162 1
D M 151
D M 161 1
12
11
00
0
169000 173000
12
15
00
0
169000 173000
12
11
00
01
21
50
00
REVI SI ON FECHA
I NTERVALOS CONTORNOS ESTRUCTURALES: 100'
El a bor a do:
Fec ha :
Es c a l a :1 / 20000
Revi s ado:
C. I . V. :
O r i g e n d e C o o r d e n a d a s :
U. T. M .Ar c hi vo Gr a f i c o:
PDVSA
DI STRI TO MARACAI BO
MARA OESTE
UNI DAD DE EXPLOTACI ON TI ERRA OESTE
L O C A L I Z A C I O ND E L P O Z O
S I M B O L O S G E N E R A L E S P A R A S E R U S A D O S E N M A P A S B A S E S O E S T R U C T U R A L E S S O L A M E N T E
A B A N D O N A D O S E C O
P O Z O S U S P E N D I D OS U S P E N D I D O O A B A N D O N A D O
T E M P O R A L M E N T E
A B A N D O N A D O P O R
F A L L A S M E C A N I C A S
S I N E V A L U A R
I N Y E C T O R E N A L G U NH O R I Z O N T E
G = G A S
A = A G U A
V = V A P O R
A B A N D O N A D O C O N
I N D I C I O D E P E T R O L E O
P O Z O P E T R O L I F E R O
P O Z O P E T R O L I F E R O
A B A N D O N A D O P O R
A G O T A M I E N T O
P O Z O P E T R O L I F E R O
A B A N D O N A D O P O R
D E F E C T O M E C A N I C O
P O Z O P E T R O L I F E R O
< 1 0 A P I
P O Z O D E G A S
A B A N D O N A D O C O N
I N D I C I O D E G A S
P O Z O D E A G U A
F = F R E S C A
S = S A L A D A
D O B L E T R I P L E
A B A N D O N A D O C O N
I N D I C I O D E G A S Y P E T R O L E O
P O Z O E N P E R F O R A C I O NP O Z O E N
E V A L U A C I O N
S SP O Z O D E S V I A D O
S = S U P E R F .
F = F O N D O
D E S V . C O N P E R F I L
P O Z O D E S V I A D O
C O N T O T C O S
P O Z O H O R I Z O N T A LP O Z O H O R I Z O N T A L
C O N P E R F I L
C O N T O T C O SS H = S . H O R I Z O N T A L
F H = F . H O R I Z O N T A L
P O Z O D E C O N D E N S A D O
F F
G S
S H S HF H F H
F
M
M
S I M B O L O S P A R A M A P A S I S O P A C O S E I S O P A C O S - E S T R U C T U R A L E S
S I M B O L O S B A S I C O S
E S T A D O P O Z OA G U AP E T < 1 0 A P IP E T < 2 2 A P IP E T R O L E OL I V I A N O - M E D I A N OC O N D E N S A D OG A S
I N T E R P R E T A D O
I N T E R P R E T A D O N O C O M E R C I A L
P R O B A D O ( D S T )
P R O B A D O ( F F T )
P R O B A D O N O C O M E R C I A L
P R O D U C T O R
S U S P E N D I D O O A B A N D O N A D OT E M P O R A L M E N T E
P O Z O A B A N D O N A D O
A B A N D O N A D O E N E S E H O R I Z O N T E
( A Z U L )( 9 0 3 )( M A R R O N )( 9 4 6 )( V E R D E O S C U R O )( 9 1 1 )( V E R D E C L A R O )( 9 1 0 ) ( N A R A N J A )( 9 1 7 ) ( R O J O )( 9 2 2 )
( A Z U L )
I N Y E C T O R A C T I V O S U S P E N D I D OA B A N D O N A D O E N E S E H O R I Z O N T EA B A N D O N A D O
D E A G U A
D E A G U A Y P R O D U C T O R D E P E T R O L E O
D E G A S
D E G A S Y P R O D U C T O R D E P E T R O L E O
D E V A P O R
D E V A P O R Y P R O D U C T O R D E P E T R O L E O
D E C O N D E N S A D O
N O T A : E L S I M B O L O E S P A R A E L H O R I Z O N T E Q U E S E I N Y E C T A U N I C A M E N T E
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-4300'
-6500'-6500'
-800
0'
-8500'
-5000'
-3900'
-4500'
-6500'
-7000'
-6500'
-6500'
-5100'
15. 162. 045 20/ 02/ 2007Ronal d Pa l e nc i aC. I . :
F
F
D M 167F
- 5 0 1 8
A TG-1
Falla Normal Transcurrente Sinestral
O E
- 110 -
deformaciones de menor intensidad si se las compara con las ocurridas al sur de la
Falla Inversa Principal.
Figura N°36 Sección Estructural NO-SE del Bloque Norte. Yacimientos A1 y A2. (Fuente: Geotrace.,
Año 2005)
En la sísmica, los reflectores correspondientes a los carbonatos cretáceos de este
bloque se aprecian pocas discontinuidades, manteniéndose en la mayoría de los casos
las relaciones de paralelismo, grosor y continuidad de los reflectores. Por lo que si
tomamos en cuenta que según el análisis cronológico de las estructuras realizado en
este estudio, el régimen compresivo responsable del fallamiento inverso fue posterior a
la distensión generadora de las fallas normales, tenemos que la mayoría del
- 111 -
fracturamiento y las discontinuidades presentes fueron originadas durante la
compresión, régimen que afectó con mayor intensidad al Bloque Sur. Esta aseveración
se fundamenta en el hecho de que ambos bloques (el Norte y el Sur) sufrieron con la
misma intensidad la distensión NE – SO que generó las fallas normales NO – SE, y sin
embargo, las discontinuidades son más frecuentes en el Bloque Sur.
La superficie de la Discordancia del Eoceno en este bloque tiende a ser bastante
horizontal, al igual que las capas correspondientes al Mioceno de la Formación La Villa,
salvo en el ligero plegamiento anticlinal de rumbo E – O ocasionado por el
desplazamiento de la falla inversa norte (Ver Figura Nº36). La poca deformación de
estos niveles evidencia la poca actividad tectónica en el Bloque Norte desde finales del
Mioceno hasta el presente.
- 112 -
CAPITULO IV
MARCO METODOLOGICO
4.1.- TIPO DE INVESTIGACIÓN
Esta investigación, de acuerdo a la forma de recopilación de los datos y a las
características de la información puede clasificarse como; documental, descriptiva,
explicativa y evaluativa:
Documental
Basada y soportada de acuerdo a la fuente que origina la información a partir de los
hechos con anterioridad como informes técnicos, notas técnicas, documentos,
ilustraciones y en base a otros trabajos de grado.
Descriptiva
Esta investigación se define como tal debido a que su objetivo fundamental es
señalar particularidades de una situación, hecho o fenómeno. Por consiguiente para los
efectos de la misma se pretende describir de manera detallada el proceso y
metodología a seguir en la evaluación de un campo maduro con yacimientos
naturalmente fracturados lo cual contribuye a determinar la eficiencia de la aplicación de
dicho proceso, por lo tanto no requiere aplicación de hipótesis. De tal forma este tipo de
investigación solo describe lo que se mide sin realizar inferencias o verificar hipótesis.
Explicativa
Con este trabajo se busca evaluar un campo maduro con yacimientos naturalmente
fracturados para obtener una mas acertada recuperación de las reservas remanentes
del área.
- 113 -
Evaluativa
Consiste en evaluar mediante el estudio de parámetros geológicos, petrofísicos y
estudio del comportamiento dinámico que avalaran los resultados de los yacimientos
en estudio.
4.2.- POBLACIÓN DE ESTUDIO
La población de estudio está constituida por 31 pozos completados en dos
yacimientos naturalmente fracturados los cuales para efectos de este estudio serán
llamados A1 y A2, ambos de edad terciaria, ubicados en la Cuenca del Lago de
Maracaibo al Oeste de la Republica Bolivariana de Venezuela y de los cuales 23 pozos
pertenecen al yacimiento A1 y los 8 restantes al yacimiento A2.Ver Tabla Nº 1 a
continuación:
Tabla N°1 Población de estudio (Fuente: Hernández., Año 2009)
IDENTIFICACION DEL POZO YACIMIENTO
POZO LUZ-1 A1
POZO LUZ-2 A1
POZO LUZ-3 A1
POZO LUZ-4 A1
POZO LUZ-5 A1
POZO LUZ-6 A1
POZO LUZ-7 A1
POZO LUZ-8 A1
POZO LUZ-9 A1
POZO LUZ-10 A1
POZO LUZ-11 A1
POZO LUZ-12 A1
POZO LUZ-13 A1
POZO LUZ-14 A1
POZO LUZ-15 A1
POZO LUZ-16 A1
POZO LUZ-17 A1
POZO LUZ-18 A1
POZO LUZ-19 A1
POZO LUZ-20 A1
POZO LUZ-21 A1
POZO LUZ-22 A2
POZO LUZ-23 A2
POZO LUZ-24 A2
POZO LUZ-25 A2
POZO LUZ-26 A2
POZO LUZ-27 A2
POZO LUZ-28 A2
POZO LUZ-29 A1
POZO LUZ-30 A2
POZO LUZ-31 A1
- 114 -
4.3.- METODOLOGIA Y DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN
Para llevar a cabo la investigación se siguen una serie de pasos y procedimientos
con la finalidad de cumplir cada uno de los objetivos planteados. A continuación, se
describe el procedimiento a seguido.
4.3.1.- ELABORACION DE MAPA BASE
Luego de obtener el número de pozos a estudiar (31 pozos), se procedió a la
elaboración del mapa base, el cual se generó en el sistema computarizado Oil Field
Manager, con la finalidad de visualizar y plasmar la información recopilada a través del
estudio. Dicho mapa se enmarcó en coordenadas UTM (X,Y), para luego procesarlo y
desplegarlo en otros programas computarizados como Petrel. Con la elaboración del
mapa base se facilita la ubicación de los pozos para el posterior análisis de los mismos.
En la Figura N°37, se muestra el mapa base del estudio el cual contiene los 28 pozos
pertenecientes a los yacimientos A1 y A2.
- 115 -
1207000 1207000
1209000 1209000
1211000 1211000
1213000 1213000
1215000 1215000
1217000 1217000
165000
165000
167000
167000
169000
169000
171000
171000
173000
173000
175000
175000
177000
177000
179000
179000
181000
181000
LUZ-01
LUZ-02
LUZ-03
LUZ-04
LUZ-05
LUZ-06
LUZ-07
LUZ-08
LUZ-09
LUZ-10LUZ-11
LUZ-12
LUZ-13
LUZ-14
LUZ-15
LUZ-16LUZ-17
LUZ-18
LUZ-19
LUZ-20
LUZ-21
LUZ-22
LUZ-23LUZ-24
LUZ-25
LUZ-26
LUZ-27
LUZ-28
LUZ-29
LUZ-30
LUZ-31
PROYECTO DE GRADO
Octubre 2009. La Univ ersidad del Zulia
Figura N°37 Mapa base. (Fuente: Hernández., Año 2009)
4.3.2.- RECOPILACION Y VALIDACION DE LA INFORMACION
La información se recopilo de la siguiente manera: se realizo una búsqueda en
Internet, específicamente en la biblioteca de las paginas oficiales de la SPE (Society of
Petroleum Engineers) y de la AAPG(American Asociation of Petroleum Geologiest),así
como en la biblioteca principal de la División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería
y la biblioteca Efraín Barberí de la Escuela de Ingeniería de Petróleo ambas ultimas
pertenecientes a la Universidad del Zulia(Maracaibo, Venezuela), se elaboró una lista
de los trabajos de interés, o bien, los trabajos referentes a cálculos de reservas en
yacimientos naturalmente fracturados, modelos geológicos y petrofísicos de yacimientos
naturalmente fracturados y modelos de ingeniería de yacimientos, los cuales fueron
leídos y analizados hasta elegir la población de estudio y data a utilizar en el presente
trabajo, la cual incluyo carpetas de pozo que contuvieron la información de perforación,
trabajos a los pozos, pruebas, diagramas mecánicos, producción por pozo hasta
- 116 -
Octubre del año 2009,registros eléctricos, información sísmica, e información de
núcleos.
4.3.3.- REVISION DE LA SISMICA 3D
La revisión de la sísmica consistió en la recopilación de informes contentivos de
información sobre cubos y líneas existentes en el área así como notas de geólogos y
geofísicos con respecto a interpretaciones previas.
4.3.4.- REVISION DEL MODELO GEOLOGICO
Se leyeron informes previos y tesis de grado que contenían información geológica
del área de los cuales se tomaron notas sobre el recorrido de las fallas y los saltos de
las mismas, estos recorridos fueron llevados al modelo de OFM como archivos de
anotación los cuales fueron utilizados para observar el comportamiento de producción
con respecto a la ubicación geográfica dentro del campo. Se revisaron secciones
estructurales y estratigráficas de estudios previos para observar la continuidad de las
formaciones.
4.3.5.- REVISION DEL MODELO PETROFISICO
Para este modelo se recopilo toda la información petrofísica de estudios anteriores y
se determino los parámetros propios a utilizar para los posteriores cálculos del POES.
El modelo base seleccionado fue un modelo previo, la información utilizada en el mismo
era proveniente del análisis de los núcleos de los pozos Luz 7 y Luz -23, y de las
muestras de canal de los pozos Luz-12, Luz- 13, Luz-8 y Luz- 9.
El análisis petrofísico se hizo de una manera cualitativa y la razón es, que para las
calizas fracturadas no son validas las ecuaciones convencionales que se utilizan para
calcular de una manera puntual los parámetros petrofísicos, por tanto las curvas se
observan a través de grandes tramos tratando de promediar los valores de las variables
- 117 -
petrofísicas en rangos o intervalos tomando la información directamente del registro sin
la necesidad de aplicar un software como normalmente se hace en las arenas, excepto
para el cálculo de la saturación de hidrocarburo (Sh) donde se consideraron variables
usadas en una evaluación reportada en uno de los documentos técnicos consultados.
El modelo utilizado para calcular el volumen de arcilla fue el lineal, es decir, Vsh
=IGR. Para determinar el volumen de arcilla a partir del perfil de GR ó SP, se sustituyo
en la ecuación del modelo lineal, utilizando la ecuación lineal que se muestra a
continuación:
IGR= GR leido – GR min...........................................................................................(31)
GR max- GR min
Donde:
Vsh : Volumen de arcillosidad.
GRleído : Valor leído en las curvas de Rayos Gamma.
GRmínimo : Mínimo valor del perfil Rayos Gamma.
GRmáximo : Máximo valor del perfil Rayos Gamma.
Para este cálculo fue necesario tomar en cuenta el efecto que causan los minerales
radioactivos a la curva GR en varios intervalos a lo largo de la sección Cretácea,
ocasionando incrementos considerables en las lecturas del GR, lo que enmascara el
verdadero comportamiento de esta curva. La consecuencia inmediata de este
comportamiento, es la disminución del espesor total calcáreo.
La porosidad se calculo a partir del registro de densidad previamente corregido por
efectos de condición de hoyo. La porosidad determinada es la absoluta, ya que la matriz
calcárea esta compuesta por fracturas, microfracturas, vugas y dolomitas, por lo que el
almacenamiento y flujo de algún fluido, no es dependiente solo de la geometría de la
roca, sino de su composición (porosidad secundaria).De la sensibilidad efectuada entre
porosidad de núcleo y porosidad de registro, se obtuvo una muy buena correlación, por
- 118 -
lo que la porosidad calculada para las evaluaciones petrofísica por pozo, se determinó a
partir de la curva de densidad, el cual viene expresado por la siguiente ecuación:
= ma - b……………………………………………………………………………….(32)
ma - t
Donde:
ma : Densidad de la matriz (2.71 gr/cc).
b : Densidad leída del registro (gr/cc).
t : Densidad del filtrado de lodo (1 gr/cc).
Los valores utilizados para la densidad de la matriz y la densidad del fluido son
2.71grs/cc y 1.0 grs/cc (Fluido Base Agua) y 0.85 grs/cc (Fluido Base Aceite).
La saturación de agua fue calculada aplicando el modelo de Archie para formaciones
limpias ya que es muy adecuado para formaciones con bajo contenido de arcillas
dispersas.
nm RtRwASw /1)/**( ………………………………………………………………..(33)
Donde:
Sw= Saturación de Agua.
A= Constante de Archie.
Rw= Resisitividad del Agua de Formación.
m= Factor de Cementación.
Rt= Resistividad Verdadera.
n= Exponente de Saturación.
= Porosidad.
Para el cálculo de saturación de hidrocarburo (Sh) se utilizo la ecuación de Archie
que se muestra a continuación.
- 119 -
n
Rt
RwASh
……………………………….…………………………….(34)
Donde:
Sh = Saturación de hidrocarburos
A = Constante de Archie
Rw = Resistividad del Agua de formación
m = Factor de cementación
Rt = Resistividad verdadera
n = Exponente de saturación
Ø=Porosidad
Se realizó un gráfico de Permeabilidad vs Porosidad del núcleo, para estimar una
relación de Permeabilidad que pudiese extrapolarse al resto de los pozos, de la cual
resultó la siguiente ecuación:
K=0,0064 e(26,067Ø).........................................................................................................(35)
Donde:
K= Permeabilidad (md)
e = 2.7172
Ø = Porosidad calculada con los registros (fracción).
Se realizó un ensayo para estimar la permeabilidad en función de la porosidad, con
los análisis de las muestras de pared disponibles en los pozos, Luz-08, Luz-09, Luz-12
y Luz-13, siendo en el último de estos pozos donde no se pudo determinar una
ecuación confiable para el cálculo de esta variable, ya que las mediciones reportadas,
difieren considerablemente de los demás análisis de roca disponibles en el área, esto
producto de que este pozo (Luz-12 y Luz-13), se encuentra ubicado en un bloque
diferente al resto de los pozos del área, por lo que se presume que las características
litoestratigráficas sean diferentes. La ecuación generada en los pozos Luz-08 y Luz-09
coteja muy bien con la ecuación generada con el análisis del núcleo del pozo Luz-07.
- 120 -
4.3.6.- HISTORIAL DE PRODUCCION
Para llevar a cabo un buen entendimiento de la producción de estos pozos, se
procedió a leer el expediente de trabajos y eventos ocurridos en cada pozo a lo largo
del tiempo y se generaron los gráficos de producción con la ayuda de la herramienta
OFM, (data hasta Octubre del ano 2009), en este análisis se incluyen diagramas de
torta de fluidos producidos así como gráficos de burbuja que permitieron observar
patrones de producción con respecto a la ubicación geográfica de los pozos dentro del
campo. Se coloco la información de producción de cada pozo en un mismo grafico para
ver las tendencias de producción que predominan en los yacimientos.
4.3.7.- HISTORIAL DE PRESION
Para el análisis del comportamiento de presión del Campo A, se procedió a la
recolección de todas las pruebas de presión de ambos yacimientos, de la cual se
obtuvo: 43 pruebas de presión estática y se realizo una curva de Presión vs. Tiempo
que posteriormente fue llevada a Presión vs. Petróleo Producido mediante la cual se
estimó la presión inicial del yacimiento, la presión de burbuja y la presión actual.
4.3.8.- DECLINACION DE PRODUCCION Y ESTIMACION DE RESERVAS
Una vez estudiado cada uno de los yacimientos, los pozos fueron agrupados por
categoría actual bajo el siguiente parámetro:
* Cat 1 Pozos activos actualmente.
* Cat 2 Pozos inmediatamente activos.
* Cat 3 Pozos inactivos que se encuentran esperando reparación.
* Cat 9 Pozos abandonados
Mediante la aplicación Forecast del software Oil Field Manager, se procedió a
realizar tres escenarios de declinación de producción con las variables Tasa real de
- 121 -
petróleo (bls/d) vs Acumulado de petróleo (MMbls) para cada yacimiento y se estimaron
las reservas recuperables.
4.3.9.-PROPIEDADES PVT DEL YACIMIENTO
Para el estudio de las propiedades del fluido se valido un PVT del pozo LUZ-5
perteneciente al yacimiento A1,el cual fue tomado el 6 de marzo del año 1981.Se aplico
la metodología de validación por condiciones de muestreo, método de la función “Y”,
Balance de masas, desigualdad y densidad.
4.3.10.-CALCULO DE POES
El POES fue calculado mediante el comando Tool Calculate del paquete OFM
introduciendo los valores promedio de las propiedades obtenidas en la revisión
petrofísica así como el valor del Factor Volumétrico del petróleo validado según el PVT.
Se consideraron 1257 celdas en el modelo de OFM con un DxDy de 3,4029 acres. El
grid área utilizado fue bosquejado en Autocad 2010 y OFM para su validación.
4.3.11.-CALCULO DE FACTOR DE RECOBRO
Una vez obtenido el POES y las reservas recuperables se procedió a calcular el
factor de recobro mediante la siguiente ecuación:
FR CAMPO = Reservas Recuperables……………………………………………………….(36)
POES
- 122 -
4.3.12.-OPORTUNIDADES EN POZOS
Se reviso el historial de producción de los pozos inactivos y se sobrepuso el contacto
actual de agua petróleo para cada yacimiento revisado en los informes técnicos
actuales, luego se procedió a la recomendación de trabajos a algunos pozos con el fin
de optimizar el recobro de las reservas.