Blog: Modelaje de Yacimientos2 7 f e b r e r o 2 0 0 8Dao de formacin durante el WF por inyeccin de bacterias: Causas, Severidad y Tratamientos de Remocin La Existencia de Bacterias en los Reservorios Los reservorios son los nicos componentes del circuito de inyeccin de agua que no pueden cambiarse durante la vida del proyecto.Por lneas e instalaciones de superficie el agua de WF circula pero en los reservorios se acumula (reposicin del crudoextrado), sedistribuye(avancedel aguainyectada) y, eventualmente por deficiencias debarridoo simplemente por distribucin volumtrica irrumpe en los pozos productores.Antes que las bacterias ingresen al reservorio con el agua del W.F. el mismo es capaz de funcionar como hbitat de crecimiento natural de bacterias.En 1.950, SHELL Oil Co perfor un pozo petrolfero aspticamente a fines de comprobar en forma indudable la existencia de BSR (bacterias Sulfatorreductoras) en reservorios de petrleo.Extensivos estudios bacteriolgicos (2) de una corona extrada a 1.500 mts, demostraron la habilidad de las BSR para crecer y sobrevivir en paloambientes sedimentarios. Pudieron haberse introducido en tiempos geolgicamente recientes por aguas subterrneas en movimiento o por su propio movimiento (las bacterias se desplazan en aguas estancas con movimientos propios de 0,06 a 0.47 cm/h (3)).En resumen: Las Aguas Connatas (simultneas o postdeposicionales) contienen actividad bacteriana previa a la perforacin.Existen evidencias que los lodos base agua y/o los fluidos de intervencin son portadores potenciales de bacterias desde la superficie que pueden contaminar los reservorios particularmente en pozos perforados o intervenidos para inyectores.Enresumen: Las Aguas Superficiales queingresanal reservoriopuedencontener actividadbacterianaque contaminan los reservorios durante la perforacin o intervencin del pozo.La Adherencia Bacteriana a las Superficies o Sesilidad Las CausasLa adherencia o sorcin de la bacterias a las superficies fue descripta como una sucesin de fenmenos de naturaleza coloidal y biolgica que puede resumirse en dos etapas segn Zobell (4)1. Etapa o sorcin reversible: Es de atraccin instantnea bacteria superficie con adherencia dbil y donde la bacteria se libra por lavado.2. Etapa o sorcin irreversible: La adhesin es firme, las bacterias no se lavan y se desarrollan puentes de polmeros fibrosos (polisacridos cidos) (5). La temperatura, el pH del medio y la concentracin de electrolitos afectan la eficiencia del fenmeno de adhesin.Las ConsecuenciasLa mayora de las bacterias que existen en agua no son flotantes (planktnicas) sino que crecen en ambientes (biofilms) adheridos a las superficies por los mecanismos citados.Elexamendeestos biofimsha mostrado quelasbacterias que loshabitan estn embebidasen una matrizde polisacrido cido llamado GLICOCALIX (6).La poblacin de bacterias en un biofilm puede ser mas de 1.000.000 de veces la poblacin de flotantes del medio acuoso que rodea el biofilm.Esdebidoaesepolisacridoprotectorquelascoloniasbacterianasresultanaisladasdelataquebactericida. Concentracionesaunelevadasdebactericidasnogarantizanladestruccindelapoblacinresidenteenel biofilm.Laantigua y actualprctica delbatchde bactericidaapuntaa resolver esta cuestin por cuanto alos bactericidas, porsuconstitucinqumica, lesresultadifcil penetrarlamatrizdeglicocalixparadestruirlas clulas bacterianas.En Resumen: Los Biocidas (o al menos sus dosis habituales) que controlan bacterias planktnicas no necesariamente lo hacen con las ssiles debido, fundamentalmente al particular hbitat de crecimiento bacteriano.La biomasa, constituida por bacterias y productos del metabolismo bacteriano se almacena en lugares estancos o de bajo flujo y genera sitios anaerbicos que constituyen barreras de difusin al oxigeno disuelto. Esta biomasa es producida por la poblacin aerbica y facultativa (indistintamente aerbica-anaerbica).En los sitios ausentes de oxigeno prolifera la poblacin anaerbica (BSR) y se genera la corrosin microbiolgica.Si noexistieranfenmenosdeadherenciadelasbacteriasalassuperficiesel tratamientoycontrol estara limitado a las bacterias flotantes y seria ms simple.Estudios previos a 1990(7) consideraron solo el efecto de los polisacridos sobre la adherencia de las clulas a superficies pero no los efectos del crecimiento dentro del reservorio.El esfuerzo de corte o tensin de rotura del ligante para desprender las bacterias ssiles aumenta con el tiempo de contacto porque aumenta con la tenacidad de la adhesin.Noexisteentonces, impedimentoalgunoaqueel crecimientodebiomasaqueocurreeninstalaciones de superficie ocurra dentro del entramado poral del reservorio donde adems, los caudales y esfuerzos de corte son muy bajos.En Resumen:El Dao a la Formacin ProductivaEs obvioqueel procesomicrobiolgicoquecontribuyealaprdidadeinyeccinvaradeunW.F. aotro dependiendodel reservorioylacalidaddel agua(disponibilidaddenutrientes). Sehaobservado(8)quela densidad bacteriana en una arenisca puede ser 10e7 clulas/gr. de arena seca.Eldaoporinyeccindeslidossuspendidosdependedelanaturalezadelslidoyfundamentalmentedesu tamao cuando se trata de partculas inorgnicas.El dao por inyeccin de petrleo en suspensin no se vincula con el tamao de las gotas de petrleo, porque las mismas coalescen en el reservorio y se transforma en un dao por efecto de permeabilidades relativas.En ninguno de los dos casos citados el material que ingresa con el agua del W.F. crece dentro del reservorio tal como sucede con el DFB.Las bacterias aisladas tienen tamaos que varan entre 0,5 y 1 micrn de dimetro por 1,5 micrones de dimetro por 6 micrones de longitud en el caso de las cilndricas, adems presentan diferentes grados de agregacin.Lapoblacinssil sumasusexopolisacridosparaformar, dentrodelarocareservoriobiopelculasde150 micrones con poblaciones bacterianas que pueden llegar a 5.10e7 clulas por cm2.La preocupacin de la industria por el DFB comienza unos 40 aos atrs, los primeros enfoques consideraban a lasbacteriascomopartculas(0,2micrones)capacesdetaponarlarocareservorio.Enlamismaspoca, la microbiologa hacia sus primeros descubrimientos sobre las cuestiones que estamos considerando.Kalish y otros (9) en 1964 inyectaron bacterias vivas y muertas en testigos de permeabilidades y radios porales variables, concluyeron:1. Que las bacterias que forman agregados, tienen ms efectos adversos que las ms pequeas no agregadas.2. Quelas bacteriasdetamaomenoroigual al delos porospuedenpenetrar lasformacionesyviajara considerable distancia.Hart y otros(10) asimilaron el potencial DFB al que producen los slidos en suspensin por un mecanismo de filtracin de lecho profundo (tamizado dominante).Auncuandoestefenmenoseobservtantoconbacteriasmuertascomovivas, enestasltimasShaw(11) observ por microscopia electrnica de barrido (SEM) que los pozos resultarontaponados por bacterias recubiertas de polisacridos.El primer trabajo de DFB por BSR es reciente (1991), BSR aisladas y enriquecidas se inyectaron en testigos el Mar delNortebajocondicionesdereservorio(12).LosinvestigadoresobservaronporSEMqueexistecrecimiento bacterianosobrela superficie mineral, tambinobservaronmaterial extracelular asociadoalaadherencia bacteriana.Comparandoconcentracionesdebacteriasenelfluidodeingreso/egresodel testigoseobservounamenor poblacin en el efluente explicada por un probable efecto cromatogrfico: dispersin en medio poroso, extraccin bacteriana roca y entrampamiento en poros estrechos.Existentambinciertas preferencias bacteria-roca. Ghalambor (13) observociertaafinidaddelas bacterias ensayadas por minerales tales como la olivina (silicato compuesto de hierro y magnesio) y la calcita.El anlisis del material que genera la prdida de inyectividad por taponamiento indica usualmente proporciones variables de productos de corrosin (xidos y sulfuros), incrustaciones y biomasa. En casos de DFB la biomasa suele constituir casi el 60 % de todo el material.Un programa completo de evaluacin de potencial DFB debe incluir: conteo de bacterias, carbono orgnico total (nutrientes y bacterias),slidos suspendidosy su composicin,contenidodeoxgenodisueltoen elagua, pH, potencial REDOX y temperatura.Cerini (14) examino diferentes aguas de inyeccin encontrando que cerca de 14 gr. de material celular pueden ser transportados por cada m3 de agua.Los materiales taponantes vinculados al DFB usualmente estn constituidos por 50 % de material inorgnico: sulfuros, carbonatos, xidos y otro 50 % de material celular.Tratamiento del D.F.B.Crowe (15) trato residuos causantes del DFB con preflujo de hipoclorito de Sodio (ClONa) al 15 % como fluido oxidante del material polimrico, un espaciador y con igual volumen del primero de cido clorhdrico (HCl 15 %) para remover el residuo inorgnico.Mediante ensayos de flujo en coronas, Geesey (8) observ que la adicin continua de ClONa al agua sin filtrar result en una mejor permeabilidad que cuando el agua solo se filtro por 0,2 micrones con agregado de biocida (probable destruccin de biomasa en el primer caso).Clemente(16) removiexitosamente material biolgico, incrustaciones yxidos frente apunzados conun programa de fluidos que incluy CIONa 12,5% estabilizado con hidrxido sdico, HCl 15 % y 10 % -20 % de un solvente aromtico para limpiar de petrleo la materia a remover.En resumen:El tratamientoconoxidantes: CIONayDixidodeCloro(ClO2) haresultadoparticularmenteefectivopara removersulfurosypolmerosorgnicos(poliacrilamidas)ybiopolmeros(glicocalix).Paraelmismofinseha observado que los cidos inorgnicos como el HCl deshidratan e hidrolizan biomasa pero no la disuelven como lo hacen los oxidantes enrgicos.Los agentes oxidantes, por su parte, remueven biomasa y sulfuros (los oxidan o sulfatos) pero no disuelven las incrustaciones y xidos.Lossulfurossonespeciesdenaturalezaoil wet, todotratamientodeDFBporaguadepurgadebeprever remover asfaltenos e invertir la mojabilidad de los sulfuros para que el ataque qumico sea efectivo.Mc Cafferty (17) propuso por 1 vez el uso de dixido de Cloro (ClO2) (generado in situ por cuanto su transporte no se permite en USA) para estimular pozos inyectores.El ClO2 se genera reaccionando en un venturi: HCl 15% - CIONa 10 % - clorito de sodio (ClO2Na). La mxima solubilidadenaguadel ClO2esde6.000ppmauncuandoesefectivoendosisde1.500-3.000ppm. No reaccionaconel agua(esmenoscorrosivoqueel cloro), sinembargo, debentenerseespecialesprecauciones cuando se tratan formaciones arcillosas sensibles a oxidantes enrgicos.Romaine (18), que tambin utilizo ClO2 destaco que cada residuo a tratar (al igual que sucede con la cloracin del agua) presenta una demanda de ClO2 que es conveniente evaluar para estimar el residual (sin consumo).En Argentina, Cavallaro (19) estimulo pozos inyectores en el Yto. Barrancas con buenos resultados de mantenimiento de presinmediante: componentes secunciales. Destacla importancia de incorporar un solvente que remueva el petrleo que moja biomasa y especies inorgnicas.El 2-propenal (acrolena) muy utilizada enlimpieza de lneas y control de crecimiento presenta buenas perspectivas de uso en pozos inyectores.CONCLUSIONESa) Cuando se inyectan a los reservorios, las bacterias vivas tienen diferentes consecuencias para los mismos que los slidos suspendidos convencionales y an las bacterias muertas.b) La razn del tem anterior es que son capaces de crecer dentro del reservorio produciendo limos (glicocalix), carbonatosyproductosdecorrosin(xidos) yaltaspoblacionesbacterianasvivascapacesdecrecerenel reservorio.c) Toda estimulacin de pozos inyectores debera tener en cuenta la posibilidad que una abundante porcin del material taponante sea de origen biolgico solo removible con agentes oxidantes enrgicos: ClONa, ClO2 y otros.Referencias:1. Nota Tcnica N 24 Dao de Formacin por Bacterias G.P.A. Estudios y Servicios Petroleros S.R.L.2. C. Zobell Ecology of Sulfate Reducer Bacteria Producers Monthly May 1958 (12-27)3. J. Ruseska, J. Robbins, J Costerton, E Lashen. Biocide Testing Against Corrosion causing Oil field Bacteria helps Control Plugging Oil and Gas Journal 8/3/1982 (253-264).4. C. Zobell The effect of Solid Surfaces Upon Bacterial Activites Journal of Bacteriology 46, 1943 (39-59)5. M Fletcher, G Floodgate, An Electron Microscopic Demostration of An Acid Polysacaride Involved in the Adhesin of a Marine Bacterium to Solid Surfaces Journal Gen Microbiology 1973, vol 74 (325334).6. Nota Tcnica N 34 Bacterias en concierto en los circuitos de inyeccin de agua - G.P.A. Estudios y Servicios Petroleros S.R.L.7. R Lappan, H. Fogler Effect of Bacterial Polysacharide Production on Formation Damage SPE PE May 1992 (167-171).8. G. Geesey, MMittelman, V. LieuEvaluationofSlimeProducingBacteriainOilFieldCoreFloodExperimentsAppliedendEnvironmetalMicrobiology Feb. 1987 (278-283).9. P. Kalish, J. Steward, W Rogers, E Bennet The Effect of Bacteria on Sandstone Permeability J.P.T. July 1964 (805-814).10. Rhart, T. Fekete, D. Flock The Plugging Effect of Bacteria in Sandstone Permeability J.P.T. July 1.960 (495-501).11. J. C. Shaw, Bacterial Fouling in a Model Core System Applied and Env. Microbiology March 1.985 Vol 49 (693-700).12. J. Rosnes, A. Grave, T. Lieu Activity of Sulfate Reducing Bacteria Under Simulated Resevoir Conditions SPEPE May 1.991 (217-220).13. A Ghalambor, A Hayat, Davoudi, M Shahidi A Study of Formation Damage of Selective Mineralogy Due to Bacterial Plugging SPE 27006.14. W. Cerini, W. Battes, P Jones Some Factor Influencing The Plugging Characteristics of An Oil Well Inyectivity Water Trans AIMME 1.946 Vol 3 (52-63).15. A. Crowe New Treating Technique to Remove Bacterial Resources From Water Injection Wells JTP May. 1.968 (475-478).16. D. Clementz, D Patterson, R Seltine, R Young Stimulation of Water Injection Wells in the Los Angeles Basin by Using Sodium Hypochlorite and Mineral Acids J.P.T. Set. 1.982 (2.087-2.096).17. J.F. Mc Cafferty, E. Tate, D Williams Field Perfomance in the Practical Application of Chlorine Dioxide as a Stimulation Enhancement Fluid SPE PyF February 1.993 (9-14).18. J. Romaine, T Strawser, M. Knippers Application of Chlorine Dioxide as an Oilfield Facilities Treatment Fluid. S.P.E. February 1.996 (18-21).19. A. Cavallaro, E Curci, G Galliano Estimulacin cida con Dixido de Cloro para el tratamiento de Pozos Inyectores de Agua B.I.P. Repsol YPF Junio 2001.Tomado de: GPAPresentado en 2 Jornadas de Recuperacin Secundaria y Asistida Malargue 8 y 9 de Septiembre de 2005 IAPG.P u b l i c a d o p o r J o s Ga r c a en 2 3 : 1 6 0coment ar i os E t i q u e t a s : D a o d e f o r ma c i nSimulacin Numrica Dinmica en Lneas de Flujo Optimizacin del Proceso de Recuperacin Secundaria ResumenSe utiliz para simular este campo petrolfero, bajo Recuperacin Secundaria por Inyeccin de Agua, un Modelo Esttico de Entrada al Simulador de Lneas de Flujo simple, proveniente de un Trabajo clsico de Correlacin Geolgica, yhomogneo, convalorespromediodelasCaractersticasPetrofsicas: Porosidad, Permeabilidad absoluta, Saturacin inicial de agua, etc. (Figs. 1 y 2).El campo se encontraba en Inyeccin Selectiva y Produccin Conjunta de cuatro Capas principales. Se complet el ModelodeEntradaal Simuladorconcaracterizacionesdefluidosypermeabilidadesrelativastpicasdela reginylosdatosdeproduccineinyeccindefluidosporpozo, nosedisponandatosdeevolucindelas presiones estticas de yacimiento.En estas condiciones se llev a cabo el Ajuste Histrico Global (a nivel yacimiento) en el Modo Incompresible (Fig. 3), aplicable por las caractersticas del crudo y por no requerir la evolucin de presiones estticas, que no se disponan. EseAjusteselogrentiemposbrevessustancialmentemenoresqueencualquiersimulacinpor Diferencias Finitas.ConesteModelopudieronanalizarseyoptimizarselos CaudalesylaGeometradel Flujodel Proyectode RecuperacinSecundariaenmarcha, demostrandoquelosparmetrosdediseodel mismosonsumamente importantes y que an en condiciones de Modelos Estticos simples stos pueden optimizarse.DesarrolloSi bien se trabaj en las cuatro Capas del Campo bajo Recuperacin Secundaria, por brevedad se presenta su Optimizacin en la Capa 97Se parti de un Caso Base donde en la Capa 97 slo inyectaban 2 pozos, que en el Perodo de Optimizacin delproyecto (2435 das) significaba una inyeccin de slo 0,15 VP de la Capa 97.Los Escenarios (Esc.) de Optimizacin, ver Fig. 4, consideraron:La extensin del proyecto, con 10 inyectores totales en los Escs. 1.1 a 1.3 y 11 inyectores totales en los Escs. 1.4 a 1.6Incremento de los Caudales de Inyeccin a 100 m3/d-pozo en los Escs. 1.1 y 1.2Incremento de los Caudales de Inyeccin a 130 m3/d-pozo en el Esc. 1.3Pequeos ajustes de Caudales de Inyeccin y Produccin para aumentar las Eficiencias de Barrido por zonas en el Esc. 1.4Incorporacin de dos nuevos pozos productores en los extremos no barridos del reservorio en el Esc. 1.5Incremento del Caudal de Inyeccin del pozo 72, a 200 m3/d, Esc. 1.6En las Figs. 5 a 7 se mapean, a la finalizacin del Perodo de Optimizacin (2435 das) las siguientes variables: TOF (Tiempo de desplazamiento, por la lnea de flujo, de cadainyector a sus productores), WAF(comunicacin inyector-productor a tiempo infinito) y So (los verdes representan la saturacin inicial del proceso, 40% y los rojos la residual 37%).EnlaFig. 5seobservalagrandisminucindelaSo(alos2435das)del Esc. 1.1respectodel CasoBase, correspondiendo a un incremento del Np de 82%, ver Tabla 1.En la Fig. 7, para el Esc. 1.6, se ve una So an menor que corresponde ahora a un incremento del Np de 112% respecto del Caso Base. En la Fig. 7 las Lneas de Flujo, con los TOF, del Esc. 1.6 indican un barrido mejor de distintas zonas de la Capa 97, respecto del Esc. 1.1, acorde con el aumento de las Recuperadas.ConclusinSe observa cmo la SimulacinenLneas de Flujo permiti Optimizar los parmetros de diseo de la RecuperacinSecundariadeesteYacimiento, incrementandodemanerasignificativalasRecuperacionesde Petrleo.P u b l i c a d o p o r C a mp o s e n 2 1 : 4 8 0coment ar i os Riesgosgeolgicosenlaperforacindepozosyreentradas del campo Onado, estado Monagas, Venezuela AlfredoLen*, Maria del Mar Blanco, Rafael Rivas, JosVega, RubnRodrguez, Rafael Guzmn, Pedro Schreiterer, Freddy Calatayud, Hector Martini, Miriam Coronado Petronado, Av. Fuerzas Armadas, Casa No. 59, Sector las Avenidas; Maturn, Estado Monagas.ResumenDiversos riesgos geolgicos se tienen que encarar en la perforacin de pozos y reentradas del Campo Onado del Estado Monagas, Venezuela: 1.- Cuerpos de agua con presiones anormalmente altas en los intervalos superficiales. 2.- Zonas de sobrepresin de la Formacin Freites. 3.- Zonas subpresionadas por agotamiento de yacimientos, 4.-AreniscasnaturalmentefracturadasdelaFormacinMerecure, 5.-Zonascontemperaturas anormales. Todos ellos enmarcados enunazonatectnicamenteactivaycondicionadaporladireccinde esfuerzos principales, consecuencia de la colisin de las placas Suramericana y del Caribe.Las dificultades operacionales de la perforacin de pozos y reentradas obligaron a realizar estudios de Geomecnica del rea y la adquisicin de datos a travs de reinterpretacin ssmica, Registros Snicos dipolar,Resonancia Magntica, toma de presiones a hoyo abierto y hoyo entubado, Reevaluacin de ncleos y Registros ssmicos VSP. Los resultados de la nueva informacin demostraron que el xito operacional vendr muy ligado a factorescomo: el pesodel lodoutilizado, lainclinacinydireccindel hoyo, el envejecimientodel mismo posterioralaltimacirculacin, laexplotacinirregulardelosyacimientosyporsupuestolaausenciade escenarios geolgicos por reas, que apunten a diseos operacionales especficos y enfatizando en los criterios adecuadosenlaeleccindel puntodeasentamientoderevestidores. Enestesentidoydespusdedifciles experiencias enla campaa deperforacindepozos yreentradas del campo, seajustaronlos puntos de asentamientosderevestidores, seevaluendetallelosdatosdelaunidadsemudlogging, seinsisticonla importanciadeloscambiosdeconductividadasociadosacambiosdepresinyseactualizaronlosdatosdelyacimiento.Palabras clave: sobrepresiones, conductividad, fracturas,esfuerzos principales.IntroduccinEl campoOnado, descubiertoenel ao1959, seencuentraal suroestedelaciudaddeMaturn, entrelos municipios Maturn y Aguasay (Figura 1). Tiene un rea total de 158,9 Km2, de los cuales 105 Km2 corresponden a zona exploratoria, es decir no producidos por pozos de sus tres subcampos, Onado G, M y P (Figura 2). Para Diciembrede2006habaproducido27,5MMBls. depetrleodesusreservasoficialescuantificadasen54,1 MMBls. Paralafechacuentacon39pozos delos cules 12tienenreentradas, 10deellos conresultados satisfactorios.El campoOnadoasemejanzadelamayoradeloscamposenel nortedeMonagas, presentaunaseriede dificultades bsicamente de tipo geolgico que arriesgan la perforacin de pozos y reentradas. Estas dificultades pueden resumirse en las siguientes: 1.- Secciones con zonas sobrepresurizadas 2.- Secciones con zonas depletadas, 3.- Trayectorias recomendadas cuya direccin no corresponde a la indicada por la geomecnica, 4.- Formacionesnaturalmentefracturadas,5.-Fallasregionales, cadaunadeellasameritaunaatencinespecial desdeel puntodevistaoperacional, delocontrariopuedengenerarcondicionesdifcilesquenopocasveces pueden hacer perder el pozo. Esta situacin de riesgo se incrementa debido a la ausencia de una base de datos actualizada y de informacin obtenida con registros de nueva generacin.Enestetrabajoseexplicanosolamentelamaneraenqueseconfrontcadaunadeellas, conejemplosque ilustrancadacaso, sinotambinlacampaadereentradas desarrolladaenel campo, locual redunden optimizacin de recursos sin afectar el potencial.Los criterios aplicados para atacar cada punto vienen dados no solamente por la experiencia que se tiene del rea sino tambin por la toma de informacin a travs de herramientas de nueva generacin y por el desarrollo de estudios de geomecnica del campo.TEORIAZonas de presin anmalaCuandoseanalizalageologadel subsuelodel campoOnadonos encontramos conlasiguientesecuencia formacional, detopeabase: Mesa, Las Piedras, LaPica, Freites, OficinayMerecure. Nosetienenpozos cretcicos en el campo Onado.La litologa y ambientes sedimentarios estn ampliamente destacados en la literatura tcnica pero un resumen de los mismos se muestra enla Figura 3. Por ser una secuencia predominantemente clstica, cada unidad formacional est caracterizada por la presencia enmayor o menor porcentaje de areniscas de diferente granulometra, blandas y duras, intercaladas con lutitas a veces carbonosas y limonitas grises.Aunque en la Formacin Mesa se suele bajar y cementar un conductor de 20 a 600 para aislar las arenas poco consolidadas de esta unidad, en el resto de las unidades es ampliamente conocido que no es la litologa ni los cambios formacionales lo que marca la pauta del diseo del pozo, sino las presiones.Cuando se observa un grafico de _T Vs. Prof. obtenido en registros snicos, se observan zonas muy particulares enlo que respectaa losgradientes depresin(Figura4).Existen zonas sobrepresurizadasquemuestran una presin equivalente de hasta 15 lpg., mientras que otras por el contrario por agotamiento del yacimiento, pueden llegar hasta valores de 8.0 lpg. Por medicin indirecta con registro snico y exponente de. Algunas de estas zonas depresionesanmalasinclusoirrespetanloslimitesformacionales, porloqueaunqueselleveunriguroso control geolgico por muestras de canal, dicho control no representa una garanta de asegurar los pases en los cambios de presin.Un ejemplo particular lo observamos en la base de la Formacin la Pica y el tope de la Formacin Freites (Figura 5).Laprimeracaracterizadaporunasecuenciadeareniscasdegranofinoamedio, conalgunoscuerposcon espesores de hasta 100, separadas por cuellos de lutitas grises; la segunda, predominantemente lutita en todo su espesor,compartenpresionesaltamenteanmalas conrespecto asuentorno,que laconvierten en una de las secciones de mayor riesgo operacional.Estas presiones anmalas se producen como consecuencia del entrampamiento de agua intraformacional cuyo escape est restringido por barreras de permeabilidad por razones sedimentolgicas y estructurales.Especficamente en el campo Onado esta zona de alta presin no tiene un espesor constante. Sin embargo, la alta densidad de pozos permite realizar una correlacin utilizando los valores de alta conductividad asociados a esta zona de alta presin. Este mtodo es muy utilizado en la industria petrolera y en este caso aplica bsicamente porqueanteladificultaddetenermarcadoreslitolgicosenlazonaqueespredominantementeluttica, se recurre a marcadores conductivos. De esta manera se puede tener una referencia cuantitativa antes de entrar a la zona de alta presin. Desde el punto de vista de perforacin, para atravesar las zonas de alta presin se procede as:secambiaellodosobrelazapatadelrevestidoranteriorcolocandoladensidadquecorrespondealvalor estipulado para atravesarla, para el caso de la Formacin Freites es 15 lpg. La finalizacin del tramo al tope de la arena F8, que se encuentra en valores normales de presin de poro, se elige dentro de la zona de transicin de la seccinsobrepresionadaaladepresinnormal, eventoqueocurreenlos200TVD(TrueVerticalDepth Profundidad Vertical Verdadera) por encima de la profundidad de la arena F8. En la prctica se toman 100 TVD por arribadedicha arena. Alcanzada la profundidaddel pozo(casingpoint) resulta obligatoriobajar un revestidor y aislar esta zona, ya por debajo de esta zona aparecen las zonas de baja presin.Zonas de baja presinLas zonas de baja presin se encuentran fundamentalmente en aquellas arenas ya drenadas durante la historia de explotacin del campo. En el campo Onado se concentran en las arenas del Complejo superior, medio e inferior de Oficina y las arenas Merecure, es decir, desde la arena F8 hasta la base de U5. Este tramo es considerablemente largo por lo que se suele bajar un revestidor intermedio a nivel de las arenas S3. Esta es una decisinparticulardecadaequipodeperforacin,yaquealbajaresterevestidoreltramofaltantecarecede dimetro de contingencia.A diferencia de la zona de alta presin, la perforacin con un lodo de densidad superior a la permitida genera un diferencialdepresinquepuedetenerconsecuenciasirreversibles. Denuevounaescogenciaadecuadadelas condiciones del lodo es la clave para solventar esta situacin. La presin de poro es normal hasta 9000, a partirdealladquiereunefectodesobrepresinquepuedealcanzarhasta12,5lb./gal.Cercanoaltopedela arena F8 que el Bloque Onado G suele estar 14000 TVD.EnestaseccinOficinasuperiorestseparadadeOficinamedioeinferior poruntramodelutitasdeun promedio de 800 de espesor. Estas lutitas estn ligeramente sobrepresionadas y para atravesarlas se necesita una densidad de lodo de 11,7 lpg. Justo por debajo, la Formacin Merecure que le sigue, suele presentar fracturas naturales.Paraatravesarlaesnecesariobajarladensidada8lpg.omenos.Asestaseccinsedivideendos partes. 1.- Oficina superior, seccin luttica, Arenas R de Oficina medio que se perfora con una densidad de 11,7 lpg. 2.- Resto de Oficina y Merecure que puede perforarse con 8,5 lpg.Basado en estas zonas con presiones tan particulares, se exige un diseo de revestidores que en la mayora de los casos es como se muestra en la Figura 6.Esfuerzos principalesEl choque de la placa Suramericana con la placa del Caribe genera un esfuerzo principal cuya direccin promedio es 158 similar a la direccin de los esfuerzos regionales. Este efecto se manifiesta desde la zona del rea del Pilar en el estado Anzotegui hasta el sur de la subcuenca de Maturn. Dichos esfuerzos de alguna manera inciden en la estabilidad de los hoyos durante la perforacin, demostrndose en los estudios geomecnicos que lo recomendable son pozos verticales (Figura 7). Las resistencias mecnicas son simplemente referenciales, ya que nosetienenncleos enestazona. Ladireccindeesfuerzos principales es 158, el rgimendeesfuerzos resultantes es normal a transcurrente (Shmin < Sh max _ Sv).Lospaleoesfuerzosqueformaronlaestructuradel campotenanunadireccinsimilaral actual conligeras rotaciones a lo largo del tiempo. En el campo Onado se realiz una campaa de perforacin de reentradas que tenandobleobjetivo, porunaparteutilizarlospasivosdelcampoparaoptimizarcostosyporotraconuna inversin mnima, buscar un potencial similar a lo que se podra obtener con la perforacin de un pozo completo. DichacampaatuvoxitoyparaAbril del ao2007yasehabanperforadodocereentradas, diezdeellas exitosas.Precisamente por ser reentradas, las direcciones recomendadas no necesariamente coincidan con la direccin de esfuerzosprincipales, generndosesituacionesderiesgodecolapsoqueprodujodiversasprdidasdehoyos. Estudios geomecnicos demostraron que la manera de controlar este riesgo es a travs de tener un peso de lodo que va en relacin directa con la profundidad y el ngulo de desviacin del pozo. As los pozos ms estables son los verticales y que se debe incrementar la densidad en funcin del ngulo del pozo. Como ejemplo en el tramo de 13000 a 15300 se debe incrementar 0,015 lpg./grado de incremento de desviacin. Ver figura 8.Zonas naturalmente fracturadas.Otrodelosproblemaspresentesenel campoOnadoeslapresenciaderocasfracturadasenlaFormacin Merecure (Figura 9).Los intensos procesos diagenticos en las areniscas producto de la combinacin de altas profundidades con un medio saturado de cuarzo han generado sobrecrecimiento de los mismos que afectan la calidad de la roca, vale decir sus valores de porosidad y permeabilidad. Dicho proceso de cristalizacin le dan un carcter frgil a la roca la cual al ser sometida a esfuerzos localizados producen su fracturamiento con los respectivos riesgos operacionales que llevan implcito. Este escenario se complica ya que las megafallas producen fracturas menores que incrementan las condiciones de riesgo.Uno de los puntos ms complicados de atacar es entender las zonas de mayor riesgo basado en la densidad de fracturas y su distribucin en el rea. Se tienen casos en donde la produccin de pozos en la Formacin Merecure hansidoexitosos,comoporejemplolareentradadelpozoONV-75conunaproduccininicialde750BNPD barriles por da, sin embargo su pozo vecino, el ONV-79, ubicado a escasos 600 metros de distancia y en una posicin estructural similar, no ha logrado aportar produccin. Surge el interrogante, Est el primero asociado a zonas fracturadas o simplemente se puede explicar por encontrarse este pozo en una roca de calidad superior a su vecino?Generalmente estas zonas fracturadas de Merecure se perforan utilizando un material obturante que en el caso especifico del campo Onado ha sido hojuelas y esferas de carbonato de calcio combinada de acuerdo a un estudio de laboratorio en funcin de valores de porosidad estimada de la fractura. Al ser utilizado se tiene la desventaja de que por estar el sistema de lodo saturado del material obturante, difcilmente se pueden evaluar las muestras de canal. Por consiguiente se hace difcil observar algn posible marcador geolgico. A pesar de esta desventaja los resultados han sido altamente satisfactorios, es decir en la mayora de los casos en donde no se ha utilizado se generan prdidas de circulacin que lamentablemente han sido difciles de controlar trayendo como consecuencia la prdida del hoyo en reentradas, En aquellos pozos en que se ha tomado la previsin de utilizarlo y aunado a una tasa de perforacin controlada de no ms de 5 pies por hora, han permitido alcanzar el objetivo propuesto. Vale decir que esta zona de fracturas de formaciones mencionadas se perfora con un lodo de peso menor a 10 lpg.MegafracturasA semejanza de la mayora de los campos en la subcuenca de Maturn, las acumulaciones del campo Onado se encuentran al norte de las megafallas de rumbo promedio noreste y buzamiento hacia el sur. Este es un patrn que se extiende en prcticamente todos los campos al sur del Bloque de Bergantn y el campo Onado no es la excepcin. La nueva interpretacin smica del campo realizada por VP Consulting (2003) ha permitido un mejor control de la posicin de estas mega estructuras y de las fallas secundarias con salto mayor a 100 pies.Esto ha permitido la optimizacin de la trayectoria de las reentradas y de los nuevos pozos. En este sentido y recordando que la migracin de los hidrocarburos provenan del norte y encontrndose las trampas estructurales yaconformadas, sepodrapensarquesesimplificael criterioparalaescogenciadelaslocalizaciones. Sin embargo, en los casos especficos de los pozos nuevos a veces las restricciones vienen condicionadas no por la configuracin del subsuelo sino por restricciones ambientales en superficie que obligan colocar las localizaciones ensitios quedifierendel seleccionadoinicialmente ypor consiguiente obligatoriamente darle uncarcter direccional.Esta circunstancia amerita que habindose desplazado la localizacin inicial se deba tener un control riguroso de la presencia de estas fallas. Con la ssmica se ha logrado avanzar en este sentido lo cual aunado a la significativa densidad de pozos con respecto al rea del campo, hace que las prognosis tengan un alto grado de acierto.Adicionalmente y tal como se mencion previamente, entra en juego la diferencia que existe entre esta trayectoria y la direccin de los esfuerzos principales. En aquellos casos en que se navega pseudo paralelo a la direccin de losesfuerzosprincipalessedisminuyelaposibilidaddelcolapso.Porconsiguientelosanoesnavegarenuna direccin cercana a los 158 de azimut.Conclusiones La direccin de esfuerzos principales es 158. El rgimen de esfuerzos es normal transcurrente. La perforacin de pozos desviados incrementa el riesgo operacional. Lo altamente recomendable es perforar pozos verticales. El peso del lodo apropiado resultante es fundamental para perforaciones exitosas.Recomendaciones: No pasar de 14000 TVD con lodos de peso mayor a 14,0 lpg. Cuando la litologa no es completamente luttica. Ante la duda es preferible correr registros y correlacionar. Perforar con pesos de lodo menos de 11,8 lpg. Por debajo de la Arena F8 (Onado G). Perforar con pesos de lodo menor a 8,5 lpg. Por debajo de la Arena U1 (Onado G). Los riesgos de prdida y pega diferencial disminuyen con el uso del material obturante. Utilizar material obturante al perforar la Formacin Merecure.Realizarunacampaadetomadedatosdndoleprioridada: ncleos, registrosdeimgenes, resonancia magntica, presiones a hoyo abierto y entubado, registros snicos y VSP y cliper de 6 brazos.AlfredoLen*, Maria del Mar Blanco, Rafael Rivas, JosVega, RubnRodrguez, Rafael Guzmn, Pedro Schreiterer, Freddy Calatayud, Hector Martini, Miriam Coronado Petronado, Av. Fuerzas Armadas, Casa No. 59, Sector las Avenidas; Maturn, Estado Monagas.P u b l i c a d o p o r C a mp o s e n 2 1 : 4 8 2coment ar i os 2 6 f e b r e r o 2 0 0 8Metodologa complementaria para la ubicacinde pozosde desarrollo en yacimientos siliciclsticos de origen fluvial ResumenUno de los principales problemas que enfrentan los profesionales de la geologa es intentar estimar o determinar la dimensin y localizacin de los cuerpos de arena en el subsuelo. La tasa de xito de pozos de desarrollo va a depender enciertamedidadel anchoyespaciamientodelos cuerpos arenosos queconformanuncampo petrolfero.Esteestudiocomprendelaaplicacinymejoradeunametodologaestadsticaempleadaoriginalmentepor FieldingyCrane(1987)parapredecirlatasadepenetracinexitosadeunpozodedesarrollohipotticoen yacimientos ubicados en la Faja Petrolfera de Orinoco. Esta metodologa, abarca el estudio de los registros de pozosmascercanosal readondesedeseaproponerel pozodedesarrollo; primeramenteseidentificanlos principales horizontes de arenas que pueden servir de reservorio, una vez identificados se procede, en cada pozo, a obtener sus respectivos espesores, estos luego se van a multiplicar por el factor de relacin de ancho-espesor de arenas para yacimientos de origen fluvial, 1:65, mencionado por Rodrguez (2005), el resultado de esta operacin luego sermultiplicadopor un factor de correccin(), elcual se obtiene de la multiplicacinde ladistancia entreel pozohipotticoyel pozoexistente, porlatangentedel nguloqueformandichalneaylalnea perpendicular a la tendencia de depositacinde las arenas. De esta manera se puede obtener una idea representativa y ms precisa de los posibles cuerpos arenosos que atravesaran un pozo hipottico perforado en una determinada rea del yacimiento.Utilizando esta metodologa se obtuvo que un pozo de desarrollo perforado en el sector sureste de un yacimiento ubicado en el campo Bare, tiene la posibilidad de encontrar un paquete significativo de arenas, que pudiesen ser prolongaciones laterales de yacimientos ya existentes o en el mejor de los casos de yacimientos nuevos.Palabras clave: Yacimiento, modelo depositacional, Ambientes fluviales, modelo esttico.IntroduccinLasareniscasdepositadasenambientefluvial constituyenunnumeroimportanteenVenezuela, cuyamayor representacin viene dada por aquellas encontradas en la Faja Petrolfera del Orinoco. La gran mayora de estos yacimientos presentas formas alargadas cuyos lmites laterales se reducenhasta desaparecer y tiendena expandirse o desarrollarse preferencialmente en direccin perpendicular a su direccin de depositacin.Modelo estadsticoElprimerpasoparaeldesarrollodelmodeloesrealizarunensamblajedeunadescripcinestadsticadelos cuerpos de areniscas en trminos de su ancho y su espesor.El estilo de depositacin de los diversos sistemas fluviales en la actualidad obedece ciertamente a esas llamadas Leyes naturales, las cuales, aunque complejas, permiten obtener una interpretacin de los diferentes procesos y parmetros que controlan la morfologa y la geometra de sus depsitos.Estetrabajopretendeexpandir el conceptoderelacinancho-espesor, aplicadoaunamanerapracticade determinar las diferentes geometras presentes en los yacimientos cuyo origen es predominantemente fluvial y del cual se tiene muy poco conocimiento en las reas tradicionales de explotacin de hidrocarburos.El resultado de este estudio, se basa en la metodologa aplicada originalmente por Fielding and Crane, 1987, la cual utiliza estadstica muy bsica aplicada en la distribucin de los cinturones de arenas que atraviesan pozos de desarrollo para desarrollar un modelo predictivo y as contribuir en la eficacia en la planificacin de pozos de desarrollo en un campo petrolfero conocido.Relaciones entre la geometra de los yacimientos y tipo de canalesUno de los primeros pasos en la elaboracin de un modelo predictivo es conocer la naturaleza de los depsitos que conforman el yacimiento, en este caso solo nos basaremos en aquellos cuya gnesis va enmarcada dentro de los ambientes predominantemente fluviales.Esta claro que existe una relacin entre el espesor de un determinado deposito y su ancho, muchas de las cuales han sido representadas en ecuaciones empricas en los trabajos de Leeder, 1973; Fielding y Crane 1987; Robinson y McCabe, 1997 y mas recientemente Rodrguez, 2005, con su estudio en la Faja Petrolfera del Orinoco, el cual obtuvo que para los yacimientos de pertenecientes a la Formacin Oficina, una relacin ancho espesor de 1:65; relacin que se utiliz para predecir la posible geometra de los depsitos all ubicados.Tomando en cuenta que no se tienen estudios de ncleos en cada uno de los pozos a estudiar en el intervalo de inters, se procede entonces al uso de los registros de pozos para as obtener una interpretacin geolgica del rea a estudiar.Al multiplicar el espesor delos yacimientos por surelacinancho-espesor nos dacomoresultadoel rea seccionaldelaareniscaperpendicularasupaleocorriente. Estosepuedehacerparatodasycadaunadelos niveles de arenasdelospozoscercanos al rea deestudio,si por ejemplo setieneunasecuenciadadadonde existan n niveles de arenas (yacimientos) s1, s2,, sn-1, sn con espesores t1, t2,..tn-1,tn, expresados en pies se tiene reas seccionales w1, w2, .wn, entonces el total de estas reas seccionales que estn en comunicacin con el pozo o los pozos de prueba seria (Fig. 1):El nmero total de reas seccionales de las areniscas existentes depende de su distribucin estadstica. Dado que los pozos perforados enunadeterminadareahanpenetradounasecuenciarepresentativadelacolumna sedimentaria, entoncessetienequecualquierpozohipotticoperforadoatravsdeunintervalodeinters penetrara un grupo de paquetes de arenas (yacimientos) equivalente a los encontrados en los pozos de prueba (Fig. 1). As pues, tenemos que entre estos dos pozos cuya separacin seria W metros, existe un nmero total de arenas cuyas reas seccionales vienen dada por:La tasa de xito de los yacimientos penetrados en el intervalo de inters entre dos pozos propuestos secalcula entonces dividiendo la ec. a sobre la ec. b, o lo que es lo mismo ec. a/ec.b:Esta tasa de xito, expresada en porcentaje, se define como la proporcin total de los yacimientos encontrados en un intervalo dado el cual va a ser penetrado por pozos de desarrollos propuestos ubicados a una cierta distancia.Los valores obtenidos van a depender en cierta medida de la distancia a realizar la evaluacin (W) ya que si se es muy elevada la relacin a/b tendera a cero (0), lo que puede indicar que no hay ninguna posibilidad, al menos estadstica, de encontrar ningn cuerpo arenoso dentro del rea donde se reconsidera el pozo, hasta infinito (), lo que se puede interpretar como que la localizacin del nuevo pozo se encuentra extremadamente cercana al pozo utilizado para el anlisis.Por supuesto, ac hay que notar que esto solo es aplicable a pozos cuyas direcciones sean perpendiculares al rea de la depositacin. Para compensar esto se propone un estimado usando una sencilla correlacin dependiendo de la magnitud del rea a estudiar y la direccin del rea propuesta a los pozos existentes.Estacorreccinvienedadaporlatangentedelnguloqueformaladireccindelalneaqueunealpozode desarrollo con el pozo propuesto, con la direccin de la paleocorriente, que tambin puede obtenerse utilizando las coordenadas delos pozos, tanto losexistentescomo el que vaa ser evaluado,aplicando as larelacin de Pitgoras (Fig. 2), para de esta forma obtener el rea seccional real que existe entre ambos.Caso de estudioPara demostrar la aplicacin del modelo, se ha tomado un yacimiento ubicado en el campo Bare (Fig. 1), Faja Petrolfera del Orinoco, el cual sabe, fue depositado en un ambiente con predominancia fluvial (Silva, R. 2002).Este yacimiento fue reinterpretado utilizando la tcnica ancho-espesor, desarrollada por Rodrguez (2005), tanto que el posible pozo exploratorio fue ubicado en la zona en la que se cree, deacuerdo a esta interpretacin, se ubica la prolongacin del yacimiento (Fig. 4).Tasa de xitoPara ello, primeramente, se procedi a realizar un anlisis de las probabilidades existentes mediante la aplicacin deunestimadoestadsticodelasposiblesarenasqueatravesaraunhipotticopozo, perforadoenesazona,basndoseenel anchodeloscanales, queparaestefinseutilizolatcnicaancho/espesorylasrelaciones obtenidaseneltrabajopresentadoporRodrguez(2005). Deestamaneraelreadelaseccindetodoslos cuerpos arenosos que atraviesa un pozo conocido puede ser calculada y totalizada.Dadoquelos pozos perforados enunreatiendenapenetrar unasucesinrepresentativadelacolumna estratigrfica, entonces cualquier hipottico pozo perforado a travs del un intervalo de inters pudiese, en su defecto, atravesar un set de cuerpos de arena equivalente. Entonces tenemos que la tasa de penetracin exitosa, seria la proporcin del total de volumen de los horizontes de arena en un intervalo que pudiese atravesar por un posible pozo a una distancia W de un pozo conocido.Se analizaron nueve pozos cercanos al rea, ya que utilizar pozos muy lejanos inducira a valores cercanos a cero, donde se establecera el o los nuevos pozos exploratorios o estratigrficos, obtenindose un promedio aritmtico de 10,31 para la evaluacin normal y 12.38 corregida (Tabla 1), lo que pudiese indicar que al perforar un pozo en la zona planteada en la localizacin M-R2E, se tiene la certeza de encontrar un paquete significativo de arenas, que pudiesenser extensiones longitudinales y/o laterales de yacimientos ya existentes o, porque no, de yacimientos nuevos.ConclusionesEste trabajo describi una tcnica muy sencilla para predecir, de forma rpida, la proporcin total de arenas que pudiese atravesar un posible pozo de desarrollo en un campo petrolero conocido cuyos yacimientos son de origen fluvial, el cual permitirrealizarunposibleestimadodelosvolmenes deyacimientos oniveles dearena existentes en esa zona.AplicandoestametodologaaunyacimientopertenecientealaFajaPetrolferadel Orinoco, sedefiniuna posible zona a tener en cuenta para futuras perforaciones las cuales, no solamente va encaminada a explotar un determinadonivel dearenacorrespondienteal yacimientotomadodel ejemplo, sinoquecontribuirconla optimizacin de los posibles niveles de arena o yacimientos presentes en el rea.referencias: Manuel Rodriguez y Rafael Falcn UCV. Escuela de Geologa, Minas y Geofsica. Caracas. Distrito Capital.P u b l i c a d o p o r C a mp o s e n 1 8 : 1 9 0coment ar i os Interpretacin de facies genticas en pozos verticales/inclinados/horizontales y su integracin en el modelo geolgico. Interpretacin de facies genticas en pozos verticales/inclinados/horizontales y su integracin en el modelogeolgico. FormacinOficina, CampoSincor, Bloque Junn, FajaPetrolferadel Orinoco, VenezuelaJhonny Casas, Mara de los Angeles Gonzlez y Nelbett Marfisi* SINCOR (PetroCedeo),CentroEmpresarialSabana Grande, PH, Sabana Grande, Caracas.ResumenLa asociacin Sincor, recientemente renombrada como PetroCedeo, est ubicada en el Bloque Junn de la Faja Petrolfera del Orinoco, produce cerca de 200.000 b/d de petrleo extra pesado y constituye un rea clave de esta extensa acumulacin de hidrocarburos. Las sucesiones productoras inferiores de la FormacinOficina (Mioceno inferior) en el rea de estudio, estn interpretadas como un complejo de ros entrelazados con faciesderellenosdecanal/barras, abanicosderoturaylutitasdellanuradeinundacin, dondetambines posible encontrar capas de carbny paleosuelos asociados. Enconsecuencia, existencambios laterales y verticales que producen un importante grado de heterogeneidad en el yacimiento en cuanto a facies se refiere y que es necesario entender para la mejor caracterizacin de losyacimientos.Debido a la complejidad de este tipo de yacimientos, cuya modalidad de produccin esta basada en la perforacin de pozos horizontales de ms de 5000pies, se requiere la definicinprecisa de los cuerpos de arena, particularmente, a la hora de reducir incertidumbresyriesgos enlas fasesde perforacin.Eseste sentido, se construy un modelo geolgico detallado basado en la interpretacin de facies genticas, con la integracin de datos de ncleos y registros de pozos (184verticales, 100inclinados y 262horizontales) para definir la arquitectura de las sucesiones estratigrficas estudiadas. Adicionalmente, se utiliz informacin proveniente de secciones y atributos ssmicos a fin de incorporar datos tridimensionales que refuercen las tendencias obtenidas durante el cartografiado de los cuerpos sedimentarios.Deesta manera, seobtuvieronmapas defacies por unidadestratigrficadondeserefleja lageometray orientacin de los diferentes cuerpos sedimentarios en cada una de las 6 unidades informales definidas.La interpretacin de facies en los pozos horizontales se apoy en el seguimiento de los horizontes ssmicos, los cuales brindaron la gua estructural para definir los topes geolgicos atravesados por la trayectoria de los pozos. Los mapas de amplitudes ssmicas coinciden en lneas generales con los mapas de facies de canal en las zonas de mximo y mnimo espesor, asocindolas a amplitudes mnimas y mximas, respectivamente.La interpretacin sedimentolgica, estratigrfica y estructural de 262 pozos horizontales efectuada por primera vez en el rea de estudio, constituyen una herramienta invaluable para mejorar tanto el modelo esttico como el dinmico, ademsdereducirincertidumbresdel modelogeolgicodentrodelosintervalosD, EyFdela Formacin Oficina.Palabras Clave: Formacin Oficina, Faja del Orinoco, Facies, Facies Genticas, Cuenca Oriental.IntroduccinSincor es una empresa mixta entre PDVSA (Petrleos de Venezuela SA), Total y Statoil. Se dedica a la produccin en fro de 200,000 BPD de crudo extra pesado de gravedad 8.5 API que es mejorado en su calidad a 30-32 API.El rea de Sincor ha sido dividida en macollas de 3.2 Km x 1.6 Km. 3.2 x 3.2 Km. En el centro de cada macolla se perfora un pozo vertical y varios pozos altamente desviados que se utilizan como pozos estratigrficos para obtener informacin geolgica. Pozos horizontales de 1400 mts de longitud se perforan desde el centro de cada macollaendiversasdireccinatendiendoalageometrayorientacindeloscuerpossedimentarios.Enocho aos se han perforados ms de 400 pozos horizontales en diversos niveles estratigrficos. La utilizacin de la informacin geolgica de gran cantidad de estos pozos horizontales y la reinterpretacin de la ssmica reprocesadahansidoincorporadas enunnuevomodeloaadiendounsignificadogeolgicoquehacems confiable la prediccin de futuros pozos en zonas con arenas de buena calidad.Ubicacin GeogrficaEl rea de estudio se encuentra en la Faja Petrolfera del Orinoco, la cual corresponde al lmite sur de la Cuenca Oriental de Venezuela y comprende los estados Gurico, Anzotegui y Monagas. La Faja est dividida en cuatro zonas operativas denominadas Boyac (antiguamente Machete), Junn (antes Zuata), Ayacucho (antiguo Hamaca) y Carabobo (antes Cerro Negro), de Oeste a Este, tal como lo indica la figura 1.La asociacin Sincor (hoy denominada PetroCedeo) comprende una superficie de aproximadamente 400 km2 en el bloque Junn, dentro de los lmites geogrficos del Estado Anzotegui.Geologa GeneralLa Cuenca Oriental de Venezuela cubre un rea de 165.000 km2 y es la segunda ms importante de Venezuela, sin considerar las reservas de la Faja Petrolfera del Orinoco que representa el borde meridional de la misma. Esta cuenca est delimitada al Norte por la Cordillera de la Costa, al Sur por el Ro Orinoco que bordea el cratn de Guayana, al Oeste por el Alto El Bal y al Este por el Ocano Atlntico. Su desarrollo como cuenca antepas comenz desde el Oligoceno Tardo hasta el Mioceno Superior por el levantamiento de la Serrana del Interior, a consecuencia de la colisin oblicua entre la Placa del Caribe y la Placa Suramericana. Con el movimiento hacia el Este de la Placa del Caribe se produjo la divisin de la cuenca en tres reas: una zona de plataforma hacia el sur,donde se encuentra el rea de estudio, un depocentro en la zona central de la cuenca y un rea de sobrecorrimiento al norte (Parnaud et al., 1995).Elreadeestudionopresentacomplejostectnicosimportantesenel Mioceno. El control estructuralenla FormacinOficina dentro del rea de estudio es pequeo (mximo desplazamiento vertical de 20-25 m aproximadamente). El fallamientonormal ylaflexinsonlascaractersticaspresentesenlosdepsitosdel Mioceno Inferior.EstratigrafaEnel readeestudio, laFormacinOficinamuestrasolapamientos(onlaps)haciael Sursobresedimentos paleozoicosycretcicos. Al sur, suprayacendepsitosdelasFormacionesHatoViejoyCarrizal (Basamento Paleozoico) y al norte, se tienen subyacentes las formaciones cretcicas del Grupo Temblador (Formacin Tigre y Formacin Canoa). La discordancia que separa la Formacin Oficina (Figura 2) de las rocas del basamento es de edadTerciariayprodujounapaleotopografairregularqueluegofuerellenadaporlossedimentosfluvialesy fluviodeltaicos de la Formacin Oficina. Suprayacente a Oficina se encuentra la Formacin Mesa (Pleistoceno). Los sedimentos de la Formacin Oficina, del Mioceno Inferior, corresponden a la zona de borde de una cuenca antepas, dondelassecuenciasinferiorespertenecenaambientesfluviales, ylassuperioresaambientesms deltaicos. La direccin de transporte, en general, es de Sur a Norte a la escala del rea de estudio (Audermard, et al, 1985; Bellorini, et al 2003; Casas, 2004).A nivel de yacimiento y siguiendo la nomenclatura usada originalmente por Maraven (Filial de PDVSA), se han establecido unidades estratigrficas codificadas con letras, donde F, E y D (de base a tope) se interpretan como dominadasporambientesfluvialesconaltocontenidoarenoso(Figura2) yC, ByAcomodominadaspor ambientes fluvio-deltaicos y baja proporcin de arenas.La divisin entre el intervalo fluvial (unidades F, E y D) y el intervalo deltaico suprayacente (unidades C, B y A) estabasadaenel cambiotransicional desdeambientescontinental aunambientemsdelticoconalgunos pulsos de inundacin. Este cambio puede observarse como una transicin desde ambientes de relleno de canal y llanuras deinundacinaambientes ms diversos derellenodebaha, canales distributarios yllanuras de interdistributariasconalgunainfluenciamarginal demareasquepuedeaumentaramedidaqueprogresala transgresin.La relacin A/S o espacio de acomodacin versus aporte de sedimentos es utilizada para expresar cambios en elnivel base. Bajas A/S se relacionan a perodos de bypass de sedimentos en las reas continentales y sedimentacin en reas costeras. Altas A/S estn referidas a perodos de acumulacin dominante de sedimentos sobre las llanuras continentales. El intervalo fluvial del rea de estudio, est dominado por depsitos de relleno de canal donde la base de cada unidad esta definida como una superficie de erosin relacionada a un perodo de baja acomodacin o alto aporte sedimentario o ambos (Sutter y Fielder, 2003; Casas, 2004).Con estos datos y el anlisis de 10 ncleos, se procedi a revisar las interpretaciones de facies en la seccin fluvial de la Formacin Oficina, conformadas de tope a base por las unidades sedimentarias D1, D2, D3, E1, E2 y F.Con la descripcin de las litofacies y de las asociaciones de litofacies, se establece el patrn de apilamiento y se calibraconlosregistrosdepozos(Figura3). Luegodelacalibracinconlosperfiles, sellevacabouna interpretacindefaciesgenticasenaquellospozoscarentesdeinformacindencleos, deestamanera, es posible hacer interpretaciones segn la respuesta de los registros basados en el modelo sedimentario establecido.Luego, se llev a cabo la reinterpretacin de todas las facies genticas en la seccin fluvial, utilizando los pozos verticales e inclinados, lo cual inclua verificacin de carbones, inclusin de las facies de paleosuelos, reconocimiento de los cuerpos de arena en funcin de la distincin entre abanicos de rotura barras/rellenos de canal. Asimismo, se revis la correlacin estratigrfica para cada macolla, incluyendo todos sus pozos inclinados, usando como referencia el pozo vertical. Adems, el ajuste de la correlacin de cada macolla deba ser coherente con las macollas vecinas.Posteriormente, setomarontodos los pozos estratigrficos yhorizontales paraser desplegados enpaneles estratigrficos, a fin de visualizar la geometra y las variaciones laterales. En este punto, se realiz la interpretacin de facies genticas en los pozos horizontales colocando como referencia el pozo vertical ubicado en el centro de la macolla y los pozos inclinados cercanos, lo cual requera una correlacin estratigrfica confiable entre los pozos estratigrficos.Estos paneles estratigrficos eran luego validados segn la interpretacin de los topes ssmicos en un proceso de iteracincontinua. Serevisaroneinterpretaronuntotal de586pozos(184verticales, 100inclinados, 262 horizontales y 40 brazos estratigrficos).Interpretacin Sedimentolgica de NcleosUn estudio de facies sedimentarias incluye como primer paso la descripcin y anlisis de ncleos, por medio de los cuales se pueden observar las facies y las asociaciones de facies presentes en las sucesiones, las estructuras sedimentarias, sus relaciones verticales ysobretodo, sepuedellegar aunacomprensinsobreel tipode ambiente en el que se originaron. En el rea de estudio se cuenta con buena informacin en la seccin fluvial de la Formacin Oficina, lo cual permiti la interpretacin de las facies genticas presentes y el establecimiento del marco estratigrfico secuencial utilizado en el rea.Conlarevisindelainformacindencleossepudieronreinterpretarlaselectrofaciesdentrodelaseccin fluvial para los pozos verticales e inclinados. De esta manera, el modelo sedimentolgico del campo esta basado en la informacin de ncleos, en primer lugar, y luego en la interpretacin de facies genticas utilizando registros de pozos, dentro de un marco estratigrfico secuencial.Los ciclos fluviales de la seccin inferior de la Formacin Oficina son observados en los ncleos como depsitos de barra/relleno de canal o barras de meandro (en caso de la unidad D1), que muestran afinamiento hacia el tope y pueden presentar carbones o paleosuelos caolinitizados en el tope (Figura 4). Los espesores de los ciclos varan entre15y50pies. Enloscuerposinterpretadoscomobarras/rellenodecanal, lasfaciesarenosasvaranen tamao de grano de muy grueso a medio.Tambin se tienen facies heterolticas e intervalos de paleosuelos caolinitizados y/o carbones hacia el tope. En la basedemuchosdeestoscanalessepuedenobservarclastosbasalesproductodelaerosinqueproduceel canal .Se tienen adems cuerpos de arena delgados, de menos de 10 pies de espesor, interpretados como abanicos de rotura (Figura 5).En lassiguientefigura(Figura6)semuestralaintegracindelainformacinbrindadaporladescripcinde ncleos y los registros de pozos, incluyendo imgenes resistivas y datos de anlisis convencionales de ncleos a fin de integrar toda la informacin disponible.Interpretacin de Facies GenticasLainterpretacindefaciesgenticas sefundamentaenlainformacinbrindadapor el anlisis dencleos descrito anteriormente. La unidad D1 est interpretada como un intervalo fluvial de canales meandriformes, con posible influencia de marea hacia el tope, por lo tanto, las facies arenosas ms espesas correspondan a barras de meandros.El tope de D1 representa el primer pulso salobre de la seccin. Las arenas de menor espesor (inferiores a 10 pies)fueron identificadas como abanicos de rotura. Asimismo, se interpretaron facies de paleosuelos en los topes de secuencias arenosas que responden en registros con una cada de la resistividad. De igual manera, los carbones se identificaronenlospicosdebajadensidadyaltaporosidadneutrn, conlecturaslimpiasdel registroGRy resistividades bajas. (Cant, 1982; Miall, 1992)Para las unidades desde D2 hasta F, que corresponden principalmente a ambientes fluviales de ros entrelazados, lasfaciesinterpretadascorrespondana: arcillas, carbones, paleosuelos, arenasderellenodecanal/barray abanicosderotura,.Enel readeestudiodichasfaciesgenticasfueroninterpretadasparatodoslospozos existentes incluyendo los pozos horizontales.Algunos delos aspectos nuevos nointerpretados enel pasadofueronlos paleosuelos enlos topes delas secuenciasde relleno de canal.stos fueronidentificados primeramenteen ncleos,yluego calibrados enlos registros de pozos, mostrando una cada brusca de la resistividad, cuando ellos se desarrollan en el tope de las arenas, peromanteniendounalecturalimpiadeGammaRay. Engeneral, estascapasdepaleosuelosnoson mayores a los 5 pies. En la interpretacin de lo que corresponde a las facies arenosas de los cinturones de canal es posible predecir los lmites de los mismos cuando se tienen disminucin brusca de espesores o desaparicin de lasarenas(Figura7), perodebidoalagrandistanciaentrelospozos, atributosssmicoseinterpretaciones sedimentolgicas son los nicos elementos para delimitar el borde del sistema de canales.Otra manera de identificar los lmites de los cinturones de canales es a travs de los cambios laterales abruptos al pasar de arena a lutitas en los pozos horizontalesdurante ms de 400 pies (Figura 8).Cambio abrupto entre las facies de barra de meandro y las lutitas de llanura de inundacin. Lmite del cinturn de canal.La interpretacin en pozos horizontales adems permite identificar las arenas de un mismo cinturn de canal o de canales diferentes cuando atraviesa ms de una unidad (Figura 9). Observando las variaciones y siguiendo las tendenciasestructuralesdadasporlospozosyverificadasenlasseccionesssmicas, esposibledelimitarlos intervalos estratigrficos y las facies arenosas dentro de cada unidad. Asimismo, pueden delimitarse cinturones de canales adyacentes, separados por lutitas de llanura de inundacin y verificar si se ha llegado al tope o a la base de dicho cinturn. Tambin permite aadir nuevos puntos de control estratigrfico alejados de los pozos verticales(Figura 9), lo cual ayuda a robustecer el modelo 3D. la Figura 9 adems muestra la utilidad de integrar al modelo informacin proveniente de los brazos estratigrficos perforados durante la geonavegacin en la bsqueda de las mejores facies prospectivas.Casos como el de la Figura 10 permiten definir con exactitud el lmite del cinturn de canales entre los pozos de control (vertical e inclinado). La informacin sedimentolgica provista por este pozo horizontal ser integrada en el cartografiado de la sucesin estratigrfica en cuestin, aadiendole un componente tridimensional al modelo geolgico, del cual careca al utilizar en el pasado nicamente pozos estratigrficos.Interpretacin de Horizontes SsmicosSimultneamenteconlainterpretacindefacies, seprocediainterpretarenel volmenssmico(Volumen ssmico 3D adquirido en 1998 y reprocesado en el 2005, cuya extensin es de 390 km2), los horizontes D2, D3 y E2entiempo. LostopesD1, E1ylabasedelaFormacinOficinayahabansidointerpretadosenforma preliminar por el grupo de geofsica.Lainterpretacinsefundamentenel seguimientodefaciesssmicascuandoeraposible, oenotroscasos (cuando la resolucin de la ssmica no era suficiente para separar las unidades) conservando espesores, teniendo en cuenta que en el rea de estudio la diferencia de espesores no es muy significativa. Casas (2007) en estudios de anlogos de superficie en UTA (USA) compara las sucesiones fluviales con la Formacin Oficina a escala ssmica (Figura 11), concluyendo que las sucesiones internas no muestran variaciones significativas de espesor bajo las condiciones tectono-sedimentarias interpretadas para la zona de estudio.La metodologa de interpretacin ssmica fue la siguiente:Enprimerlugar, seinterpreteltopeestratigrficodeE2estableciendolasseccionesenlasdireccionesque siguen las tendencias sedimentolgicas observadas en el rea en interpretaciones previas. Luego, se prosigui a interpretar cada 20 lneas y trazas, ajustando el horizonte a los marcadores geolgicos de los pozos verticales e inclinados, interpretados para cada intervalo estratigrfico.El procedimientoanteriorserepitiparael horizontedel topeestratigrficodeD3, utilizandolosmismos espaciamientosentretrazasylneas. Porsuparte, el horizontecorrespondienteal topedeD2requiriuna interpretacin cada 10 lneas y trazas debido al mayor nmero de puntos de control (pozos).Para cada horizonte interpretado, se calcularon los valores residuales entre el marcador geolgico del pozo y el horizonte ssmico, y se ajust la interpretacin de manera que esta diferencia resultara menor a 4 ms, valor acordado como aceptable dentro de la incertidumbre en las interpretaciones ssmicas por el grupo de Geofsica.Porotro lado, conloshorizontesssmicos sevalidaron lostopesestratigrficosinterpretadosenlas secciones horizontalesdelospozosyviceversa, demaneraquesegenerabauncicloenel cual estasinterpretaciones estaban ajustndose constantemente tanto en la ssmica como en los pozos horizontales hasta obtener un modelo estratigrfico coherenteGeneracindemapasdedistribucindefaciesporintervalosestratigrficos. Datosderegistrosdepozosy ncleos fueron utilizados para generar diferentes mapas. Se emplearon 184 pozos verticales (con curvas de GR, volumendearcilla, resistividadsomerayprofunda, densidadyporosidadneutrn), 100pozosinclinadoso altamente desviados (slants) y 262 pozos horizontales (curvas de GR, volumen de arcilla, resistividad somera y profunda), lo cual incluye adems informacin adicional de 40 brazos estratigrficos.Paracadaunidadestratigrficadelaseccinfluvial, segeneraronlosmapasdefaciesutilizandolospozos estratigrficos ylos desviados. DelaunidadFalaunidadD2, las facies cartografiadas, deacuerdoala interpretacinsedimentolgicaderosentrelazados, correspondenabarras/rellenosdecanales,mientrasque para la unidad D1 se interpret como facies de barras de meandros en cinturones de canales ms sinuosos.Como control de calidad, se generaron mapas de espesor total de cada unidad a fin de verificar aquellas zonas donde pudieran existir anomalas relacionadas a posibles errores en la correlacin estratigrfica. En esta etapa fueron integrados a los mapas de facies los logfills (registro grfico de calidad de arena, facies y resistividad) que funcionancomounaherramientagrficaparavisualizarenplantalasseccionesdearenaylasfaciesenlas trayectoriasdelospozoshorizontales. Estopermitirealizarlaedicindelosmapasdefacieshaciendolos ajustes necesarios basado en la informacin de los pozos horizontales y la discriminacin entre arenas de relleno de canal y las de abanico de rotura.Estos mapas de facies representan la evolucin del sistema entrelazado para cada intervalo estratigrfico en elque fue generado. Es decir, lo que se observa en cada uno, es el resultado de los procesos sedimentarios por la accindeunoovariosdepocentrosdecinturonesdecanalesparaeltiempogeolgicocorrespondienteaesa sucesinsedimentaria, conlaventajaquerepresentalaintegracindelosdatosinterpretadosdelospozos horizontales.Interpretacin SsmicaSeusel volumenssmico3Dadquiridoen1998yreprocesadoenel 2005, cuyaextensinde390km2, interpretandose los diferentes horizontes estratigrficos definidos originalmente en base a ncleos y pozos. Los horizontes ms fciles de seguir e interpretar fueron el tope de D1, E1 y la base de la Formacin Oficina. Por su parte, los horizontes D2 y D3 presentan espesores entre 30 y 70 pies, por lo que ssmicamente son ms difciles deresolver, especialmente enel extremooriental del rea. Laresolucinde lassmicaes de40-50pies aproximadamente. Enestesentido, lainterpretacinenesoshorizontesmuchasvecesestuvoguiadaporla conservacin de los espesores de las unidades.Dependiendodelreageogrfica, labaseFormacinOficinadescansadiscordantementesobresucesionesdel Cretcico o sobre sucesiones Cmbricas. Por otra parte, en las superficies estructurales que han sido cartografiadas, se han interpretado algunas fallas, las cuales son en su mayora fallas normales. En general, las fallas que afectan a la Formacin Oficina son de desplazamientos menores y no representan rasgos estructurales complejos (Martin, 2002).Horizontes en profundidadPara todos los horizontes de la seccin fluvial se obtuvieron mapas estructurales en profundidad y en tiempo. En la figura 12 se muestra un ejemplo en el intervalo D1. En todas las interpretaciones se observa como la estructura profundiza hacia el norte/noreste, mientras que la zona ms somera est en la regin sur/suroeste, hacia donde se encuentra el cratn de Guayana ms al sur.Interpretacin con pozos horizontalesEsta interpretacin ssmica permiti en primer lugar obtener los horizontes geolgicos que dividen estratigrficamente la seccinfluvial, lo cual fue determinante a la hora de interpretar y corroborar los marcadores estratigrficos en los 262 pozos horizontales, debido a que dichos pozos algunas veces pueden haber geonavegado atravesando ms de una unidad estratigrfica. En la siguiente imgen (Figura 13) se puede observar la trayectoria de un pozo horizontal sobre la ssmica.Mapas de AmplitudesLosmapasde amplitudesfueron generados enventanas de tiempode10 mspor arribaypordebajodecada horizonte. El color negro en los mapas corresponde a mximos de amplitud, mientras que el rojo caracteriza las bajasamplitudesyelblancoestarelacionadoacerosdeamplitud. Enestaetapa, lageneracindemapasde amplitudserealizparacalibrardemaneracualitativa, imgenesssmicasqueapoyenlasinterpretaciones sedimentolgicas realizadas con la informacin de los pozos/ncleos (Mapas de facies, mapas de arena neta total,etc). Acontinuacinse muestrandos ejemplos de dichas calibraciones dentro del intervalo fluvial de la Formacin Oficina.Horizonte estratigrfico E1ParaelhorizonteE1semuestraunmapadeamplitudesconpredominiodelasamplitudesmximashaciael nortedel rea(Figura14). Al compararconel mapadefacies, algunasdeestaszonasdemximaamplitud coinciden nuevamente con ausencia de facies de barra/relleno de canal. Igualmente se tienen mximas amplitudes relacionadas a la ausencia de facies arenosas en la zona noroeste y norte/central. Por otro lado, una de las zonas de mayor espesor de facies de barra/relleno de canal esta asociada a mnimos de amplitud en la parte central y suroeste del mapa.Horizonte estratigrfico D1Para el horizonte D1 se tiene un mapa de amplitud que corresponde en casi toda la extensin del campo a un mximo de amplitud. Aun as, la zona de mayor espesor de facies de barras de meandro coincide con los mnimos de amplitud ssmica (Figura 15) y adems presentan la misma orientacin. Las tendencias observadas en el mapa de amplitud son corroboradas con el mapa de facies de cinturones de meandros. En el mapa de facies es clara la diferencia en el espesor de las facies entre el rea este y oeste (mayores espesores en el oeste, lo cual es fcilmente visualizado en el mapa de amplitudes).ConclusionesLa seccin fluvial de la formacin Oficina en el campo Sincor muestra una arquitectura sedimentolgica areal interpretada como canales entrelazados en los diferentes mapas de facies para las unidades F, E2, E1, D3 y D2 y canales meandriformes en los mapas de facies de la unidad D1. Estos mapas estn basados en la descripcin/interpretacindencleosyeninterpretacionesdeelectrofaciesenpozosverticales, inclinadosy horizontales, ajustados con la interpretacin de horizontes ssmicos.Los mapas de amplitudes ssmicas coinciden en lneas generales con los mapas de facies de canal en las zonas de mximo y mnimo espesor, asocindolas a amplitudes mnimas y mximas, respectivamente. Esto se aprecia en lamayorpartedelasunidades, exceptolaunidadD2, porsubajoespesoryfaltaderesolucinvertical. La resolucin de los datos ssmicos es una limitante a la hora de obtener este tipo de imgenes ssmica con fines de calibracin sedimentolgicos.Un estudio preliminar de atributos ssmicos indica que las correlaciones entre atributos de amplitud, frecuencia instantnea y fase instantnea con respecto a parmetros como porosidad, volumen de arcilla, arena neta, gross y relacin Net/Gross son bajas y existe una gran dispersin de los datos si se considera toda el rea del campo. Los valores de los atributos corresponden a una escala ssmica que es mucho mayor a la escala de los parmetros que provienen de datos de pozos. stos estn muy espaciados para captar las heterogeneidades geolgicas del rea.En general, los atributos de amplitud son los que cualitativamente pueden mostrar mayores similitudes con las tendencias sedimentolgicas de los mapas de facies, en los que se asocian amplitudes mnimas a la presencia de cinturones de canales. En zonas localizadas donde se aprecian coincidencias entre ambos mapas, las correlaciones entre el atributo y la porosidad o el espesor de arena neta son ms altas. La interpretacin de facies anivel depozosrequiereunmarcoestratigrficoconfiable. Lascorrelacionesestratigrficasnecesitanestar basadas no solo en la informacin de ncleos sino tambin en los datos que la ssmica pueda brindar. En el caso de la seccin fluvial de la formacin Oficina, la Base de la formacin y el tope de la unidad D1 son los que mejor pueden ser seguidos en todo el campo y brindaron el marco estratigrfico/estructural para las interpretaciones de los horizontes internos dentro de la seccin fluvial.Es posible trazar la continuidad de los reflectores de los horizontes E2 y D3 en el rea de Sincor. Sin embargo, los espesores delgados de la unidad D2 hacen difcil su interpretacin en tiempo con la resolucin que tienen los datosssmicosactuales. Estopodraserlacausadequenosehayaencontradorelacinentrelosmapasde amplitudes y atributos y los mapas de facies en la unidad D2.La interpretacin de facies en los pozos horizontales se apoy en el seguimiento de los horizontes ssmicos, los cuales brindaron la gua estructural para definir los topes geolgicos atravesados por la trayectoria de los pozos.Los cambios laterales de facies dentro del rea de Sincor hacen ms difcil el trabajo de interpretacin en tiempo de horizontes y cuerpos geolgicos. Sin embargo, una calibracin adecuada de los pozos verticales e inclinados ayuda al seguimiento e interpretacin de los reflectores ssmicos.En ambientes fluviales donde se presentan facies arenosas variando desde asociaciones barra/relleno de canal a abanicos derotura, resultaventajosotrabajar por facies. Estoaportaunsignificadogeolgicoyhacems confiable la prediccin de futuros pozos en zonas con arenas de mejor calidad.La incorporacin de los logfills (cdigos de colores para identificar facies o resistividad) resulta de gran ayuda a la hora de interpretar los mapas de facies y delimitar los cinturones de canales, ya que constituyen un elemento que le aade un toque de tridimensionalidad a los mapas.La interpretacin sedimentolgica, estratigrfica y estructural de 262 pozos horizontales efectuada por primera vezen elrea de Sincor constituye un avance sinprecedentes enlacalibracin y comprensin del modelo de sedimentacin dentro de los intervalos D, Ey F de la Formacin Oficina.P u b l i c a d o p o r C a mp o s e n 1 8 : 0 5 0coment ar i os Integracinde la data fisicoqumica y geolgica para la construccindel modelodel acuferoenSINCOR, Fajadel Orinoco, Venezuela. ResumenSincoresunaempresamixtaentrePDVSA, Total yStatoil, focalizadahacialaproduccin, mejoramientoy comercializacin de petrleo extra pesado en un rea de 390 Km2 en la Faja del Orinoco (Figura 1). El rea de Sincor rea est compuesta por una serie de intercalaciones de arena y arcilla, con arenas de buenas propiedades petrofsicas. El sistema deposicional puede ser dividido en dos partes principales, Deltaico y Fluvial. Las arenas del fluvial, principalmente canales entrelazados cuyas arenas se apilan verticalmente, representa la parte baja del yacimiento. Lasarenasdeltaicasvandesdecanalesdistributariosybarrasdedesembocadurahastabarrasde meandro y abanicos de rotura. En las pruebas iniciales de pozos, se observaron algunas anomalas en los valores de salinidad del agua. La salinidad del acufero es 2300 ppm, pero algunos pozos produjeron agua con salinidad de 15000 ppm. Para ese momento, los valores altos de salinidad fueron considerados problemas de medicin.En 2001, los primeros pozos horizontales comenzaron a producir agua con valores altos de salinidad similares a los observados en las pruebas de pozos.En esta publicacin se desarrolla un modelo esttico proveniente de la informacin de los pozos observadores en el rea. El modelo explica la razn de los diferentes rangos de salinidad observados. Este modelo se corrobora cualitativamente con la informacin de registros de pozos. La informacin dinmica confirma y detalla el modelo inicial. Undecrementoexponencial delasalinidaddel aguaseobservageneralmentecuandoincrementala produccin de agua. Este fenmeno se explica por el influjo del agua en forma de adedamiento desde el acufero de baja salinidad y que desplaza el agua altamente salina de la formacin. La forma de la curva depende de la tortuosidad y de la longitud del recorrido del agua hacia el pozo productor.IntroduccinSINCORes unaempresamixtaentrePDVSA(Petrleos deVenezuelaSA), Total yStatoil. Sededicaala produccin en fro de 200,000 BPD de crudo extra pesado de gravedad 8.5 API que es mejorado en su calidad a 30-32 API en su propia refinera. El campo se encuentra localizado en el sur del Estado Anzotegui, Venezuela y la refinera se encuentra al norte. El crudo se transporta por 200 Km de oleoductos. El rea de Sincor ha sido dividida en macollas de 3.2 Km x 1.6 Km. 3.2 x 3.2 Km. En el centro de cada macolla se perfora un pozo vertical que se utiliza como pozo estratigrfico u observador para obtener informacin geolgica y petrofsica. Regularmenteserealizanpruebasaestospozos, ademssecolocanenmuchosdeellosdispositivosparasu monitoreo. Pozos horizontales de 1400 mts de longitud se perforan desde el centro de cada macolla. En ocho aossetienenperforadosmsde400pozoshorizontales. Despusdeunaodeproduccin, algunospozos horizontales comenzaron a producir agua. La velocidad de incremento de los cortes de agua era diferente entre los pozos dependiendo del rea y del nivel estratigrfico en donde el pozo produca. Adems de los diferentes comportamientos observados en la produccin de agua de distintos pozos, se observaron anomalas en algunos valores de salinidad (valores elevados). Inicialmente estas anomalas fueron interpretadas como errores experimentales. Durante ms de tres aos, un equipo multidisciplinario creado para estudiar estas anomalas ha mejorado el entendimiento del comportamiento del agua y ha llegado a conclusiones muy interesantes y crticas para decisiones futuras concernientes a la poltica de produccin y al clculo de reservas. (Marcos, et al., 2007) Esta publicacin presenta el resultado de dicho estudioEscenario Geolgico.El campo Sincorest localizadoalsurde laCuenca Orientalde Venezuela,en la llamada Faja Petrolfera delOrinoco. Esta cuenca est delimitada al Norte por la Cordillera de la Costa, al Sur por el Ro Orinoco que bordea el cratn de Guayana, al Oeste por el Alto El Bal y al Este por el Ocano Atlntico. Su desarrollo como cuenca antepas comenz desde el Oligoceno Tardo hasta el Mioceno Superior por el levantamiento de la Serrana del Interior, aconsecuenciadelacolisinoblicuaentrelaPlacadelCaribeylaPlacaSuramericana(Parnaudet al.,1995). El rea de estudio no presenta complejos tectnicos importantes en el Mioceno. El control estructural enla FormacinOficinadentro delrea de estudioespequeo(mximo desplazamiento verticalde 20-25m aproximadamente). El fallamientonormal ylaflexinsonlascaractersticaspresentesenlosdepsitosdel Mioceno Inferior. La falla ms importante del rea de estudio se encuentra al norte y se caracteriza por ser una falla de orientacin esteoeste con salto variable de pequea magnitud pero que controla la distribucin de fluidos. Enel readeestudio, laFormacinOficinamuestrasolapamientos(onlaps)haciael Sursobresedimentos paleozoicosycretcicos. Al sur, suprayacendepsitosdelasFormacionesHatoViejoyCarrizal (Basamento Paleozoico) y al norte, se tienen subyacentes las formaciones cretcicas del Grupo Temblador (Formacin Tigre y Formacin Canoa).La discordancia que separa la Formacin Oficina de las rocas del basamento es de edad Terciaria y produjo una paleotopografa irregular que luego fue rellenada por los sedimentos fluviales y fluviodeltaicos de la Formacin Oficina. Suprayacente a Oficina se encuentra la Formacin Mesa (Pleistoceno). Los sedimentos de la Formacin Oficina,del Mioceno Inferior, corresponden ala zonadebordede unacuenca antepas, dondelas secuencias inferiores pertenecena ambientes fluviales, y las superiores a ambientes ms deltaicos. La direccinde transporte, en general, es de Sur a Norte a la escala del rea de estudio (Audermard, et al, 1985; Rivero y Scherer, 1996, Bellorini, et al 2003; Casas, 2004).A nivel de yacimiento y siguiendo la nomenclatura usada originalmente por Maraven (Filial dePDVSA), se han establecido unidades estratigrficas codificadas con letras, donde F, E y D (de base a tope) se interpretan como dominadas por ambientes fluviales con alto contenido arenoso y C, B y A como dominadas por ambientes fluvio-deltaicos y baja proporcin de arenas. La divisin entre el intervalo fluvial (unidades F, E y D) y elintervalodeltaico suprayacente(unidades C, B yA) estabasadaenelcambiotransicionaldesdeambientes continental a un ambiente ms deltico con algunos pulsos de inundacin. Este cambio puede observarse como una transicin desde ambientes de relleno de canal y llanuras de inundacin a ambientes ms diversos de relleno de baha, canales distributarios y llanuras de interdistributarias con alguna influencia marginal de mareas que puede aumentar a medida que progresa la transgresin (Casas, et al, 2007)Laseccinestratigrficadeorigen fluvial constituye elfoco principal de este trabajodebidoa que contiene el acufero. Las sucesiones D, E y F estn compuestas de conjuntos de relleno de canal/barra y abanicos de roturas enunsistemadetipoentrelazado.Cadaunadeestasunidadesestratigrficaspresentacinturonesdecanales alongados con una orientacin general norestesuroeste.La distancia lateral entre los diferentes cinturones en el rea de estudio est entre 3 y 6 Km, pudiendo algunos de ellos ramificarse. Verticalmente muchos de estos cinturones estn apilados con contactos arena sobre arena, lo que permite explicar la compleja distribucin/comunicacin de los fluidos (Casas, et al, 2007).Data inicialA comienzos del proyecto Sincor, la salinidad del acufero era conocida por informacin proveniente de los pozos verticales(2300ppm)yseasumiquelasalinidaddel aguadeformacineralamisma. En2003, setena informacin de anlisis fisicoqumicos en condiciones estticas y dinmicas. Algunos pozos mostraban valores de salinidadmayores que enprincipiose consideraronanmalos. La figura 4muestra unhistograma de la distribucindelos primeros valores desalinidaddisponibles paraesemomento. Enlamedidaqueestas anomalas sehacanms frecuentes, sedecidiinvestigar el fenmenoqueafectalasalinidad. Desdeese momentosehanllevadoacaboanlisisfisicoqumicosparacontarconmsinformacinquenospermitaun mejor entendimiento de la produccin de agua.Anlisis de la informacinDe acuerdo a la literatura (Alberdi, 2004) el esquema hidrolgico de una cuenca sedimentaria consiste de agua que circula a travs de diferentes regimenes: meterico, compactacional y termobrico (Figura 5).Elrgimenmetericotpicamenteocupalasperiferiasmssuperficialesdelacuenca. Elaguarecargadapor filtracindeprecipitacionesmetericassemuevehaciael centrotopogrficodelacuencabajolainfluencia gravitacional. En tiempo geolgico, la circulacin es rpida. La descarga y la evaporacin completan el ciclo.El agua fresca est subsaturada con respecto a minerales solubles. Esta agua contiene disueltos oxgenos y CO2, y es capaz de transportar mecnicamente partculas coloidales muy finas. La degradacin bacterial de los residuos de plantas consume O2 y genera CO2, que es parcialmente disuelto en el agua y parcialmente descargado a la atmsfera. La adicin de CO2 y la deplecin de O2 incrementan el pH a medida que el agua entra en la superficie del rgimen hidrolgico y luego se infiltra en los acuferos superficiales. Oxidantes incluyendo O2, NO3-, SO4= y CO2sonconsumidosporreaccionesreduciendolos componentesorgnicosyminerales dela matriz. Elagua fresca, somera, es dominada por cationes de Ca+2. El Ca+2 remplaza el Na+2 en intercambios que ocurren en las arcillas. Adems, el Cl- es disuelto de diversos sitios dentro de la matriz, el agua resultante es dominada por Na+ yCl-. Enadicinaesto, lareduccinanaerbicadel sulfatoproduceH2SoHS-. Enausenciadeactividad bacterial el SO4= persiste en una fase meta-estable a bajas temperaturas y puede aumentar si se filtran minerales de azufre adicionales.El rgimen de compactacin se caracteriza por la expulsin de agua contenida dentro del apilamiento sedimentolgico. Esta agua puede evolucionar en aguas connotas, que es agua depositada con la sedimentacin y subsecuentemente modificada por la interaccin agua roca o que puede ser agua meterica que ha sido cubierta debajo de la zona de circulacin meterica activa. La columna de presin generada por la carga litoesttica o por el estrs tectnico es el mecanismo de empuje.El agua connata tiene bajo contenido de SO4= y/o bicarbonato HCO3- ; aun as las reacciones con los silicatos tienden a aumentar el pH, generando un agua medianamente bsica que contiene cantidades incrementales de HCO3- disuelto. El anin principal es Cl-, porque el cloruro es retenido en las arcillas y es expulsado durante el proceso de compactacin. Una tcnica ampliamente utilizada para mostrar la correlacin entre aguas asociadas a yacimientos de crudo es la de H.A. Stiff. La base del sistema de Staff son cuatro ejes horizontales paralelos que se extienden a la derecha y a la izquierda de una lnea central vertical que es el cero del grfico. Los iones positivos se grafican del lado izquierdo y los negativos del lado derecho. Patrones diferentes representan diferentes tipos de agua. El ancho del patrn se puede utilizar como una indicacin del contenido inico total.Los diagramas de Stiff pueden ser utilizados para evaluar los cambios en la calidad del agua en un punto en un perodo de tiempo. Tambin pueden utilizarse para evaluar los cambios en la calidad del agua cuando esta pasa a travs de diferentes formaciones o de diferentes condiciones de superficie.Otra metodologa es la basada en un sistema trilinear utilizado para identificar el origen del agua y determinar cuantos procesos hay envueltos en la qumica del agua. El diagrama de Piper combina tres campos diferentes paragraficar: dostriangulares, alaizquierdayabajocationes(Ca, Mg, Na,)yaladerechayabajoaniones (HCO3,SO4,Cl).Luegodospuntoseneldiagrama(unoencadacampotriangular)indicanlaconcentracin relativa de los constituyentes disueltos en el agua. El diamante central se utiliza para mostrar la caracterstica globaldel agua graficandoun tercerpunto,que surge dela interseccinde los dosprimeros, proyectando los aniones ycationes.EldiagramadePiperpermitehacer comparaciones entreun alto nmero demuestras. El propsito principal es el de mostrar como se agrupan las distintas muestras, de manera de mostrar las tendencias de los iones predominantes.Aguas identificadas en la cuenca orientalvenezolanaEn la cuenca oriental se tiene en la literatura ejemplos de aguas connotas y metericas, en un estudio realizado por Medina. y Lopez (1981) y por Alberdi (2004)Aguasmetericasfueron identificadasen los camposdeAnaco yen elrea mayor de Oficina.Loscamposde crudodeAnacopresentanaguasfrescasquesugierenunarecargaactivaasociada(Alberdi, 2007; comunic. person.)El agua meterica del rea Oficina muestra patrones de Stiff similares a los encontrados en el campo Sincor y aligualqueen Sincor,algunospatrones} sugierenuna mezcla deaguasmetericas con pequeas cantidadesde aguas connatas.Resultados de anlisis fisicoqumicos en Sincor. Data EstticaLa base de datos fisicoqumica de las pruebas en pozos verticales y de produccin fue validada hacienda uso del programaAquachemydeacuerdoalos parmetros decontrol decalidad. Tres familias deaguas son observadas en la data esttica.Familia de aguas connatas.Algunas muestras de pozos verticales presentan caractersticas connatas:- Altos contenidos de cloruros ( Cl- > 4000 ppm)- Altos contenidos de sodio ( Na+ > 3000 ppm)- Altos TDS ( TDS > 10000 ppm)- Na / Cl < 1El patrn de Stiff de estas aguas connatas muestra las mismas caractersticas de predominancia de Cl y Na. Los grficosdeStiff sonmuysimilaresalosencontradosenlacuencaoriental aunqueenel casodeSincorlas concentraciones de salinidad son menores (Figura 6a).Familia de aguas metericas.Algunas muestras de pozos verticales en Sincor presentaron caractersticas de aguas metericas- Una muestra tomada en el acufero en el pozos FX05D tambin present estas mismas caractersticas:- Predominancia de HCO3- Valores de TDS moderados ( 3000 ppm < TDS < 5000 ppm)- Na/Cl > 1El patrn de Stiff de aguas metericas muestra caractersticas de predominancia de HCO3 sobre Cl mientras que el catin predominante es Na. Los diagramas de Stiff son muy similares a los conseguidos en la cuenca oriental (Figura 6b).Familia de aguas mixtasFinalmente, la tercera familia evidencia una mezcla de aguas connatas y metericas:- Contenidos similares de cloruros y bicarbonatos- Altos contenidos de sodio- Valores de TDS entre los valores de aguas connatas y los valores de aguas metericas.El patrndeStiff muestraunaligerapredominanciadeHCO3sobreCl, yunpatrnintermedioentrelos diagramas meterico y connato. La salinidad tambin se encuentra entre ambos lmites. (Figura 6c) El diagrama de Piper en la Figura 7 muestra las aguas binarias en el campo Sincor. Es importante concluir de este diagrama que existen nicamente dos orgenes en las aguas encontradas en Sincor, correspondientes a los lmites de esta mezcla binaria: aguas metericas y connatas.Distribucin esttica del agua de acuerdo a las caractersticas fisicoqumicasParaelmodeloestticoseutiliztodaladatadisponibledepruebasdepozosyseclasificdependiendodel intervaloalqueperteneca:crudo, zonademezclaoacufero.Lafigura8muestraladistribucinarealdela salinidad del agua representada con diagramas de Stiff: en verde los diagramas correspondientes a la zona de crudo, en verde claro los correspondientes al intervalo de la zona de mezcla y en azul los correspondientes alacufero. Hayunaclaradiferenciaenlassalinidadesdecadaintervalo:crudo, zonademezclaoacufero.De acuerdo a estos resultados, la zona de crudo presenta la salinidad ms alta. La salinidad del acufero es la ms baja y (2300 ppm) y fue el valor utilizado originalmente para la evaluacin petrofsica. El rango de salinidad en la zona de mezcla tiene como lmites los valores encontrados en las zonas de crudo y en el acufero y muestra una evolucin lateral incremental de noroeste a sureste.La figura 9 representa la distribucin esquemtica de la salinidad.La figura 10 muestra la variacin de la salinidad en la zona de mezcla y en el acufero. La variacin del color representa la variacin de la salinidad desde los valores encontrados en el acufero (azul) hasta los valores ms altos(rojo). Seobservaclaramentequehayunatendenciahaciael surestedondelassalinidadesaumentan. Adicionalmente, como se muestra en la figura 11, la presin expresada en trminos de water head tiene una tendencia perpendicular a la salinidad. Esto evidencia que el agua meterica lav parcialmente el rea de Sincor.La presencia de agua de mezcla al sur de la falla este oeste en capas con niveles de agua libre demuestra que el agua meterica no ha lavado completamente el yacimiento. La variacin lateral de la salinidad observada en la figura10muestraquelaeficienciadel lavadodecrecehaciael este, coincidiendoconlas mediciones que muestrangeneralmentemayorespresioneshaciael oeste, indicandoqueel lavadodel yacimientoporagua meterica vino desde el oeste del campo.Interpretacin de la data dinmicaAl igual que en el anlisis de la data esttica, se observan tr