ESCUELA SUPERIOR POLITECNICA DEL LITORAL Facultad de Ingenieria en Ciencias de la Tierra

“ CARACTERIZACION REGIONAL DE LA ARENISCA PRODUCTORA M - 1, FORMACION NAPO, CUENCA ORIENTE - ECUADOR”

TESIS DE GRAD0 Previa a la obtenci6n del Titulo de:

INGENIERO EN GEOLOGIA

Presentada por:

Antonio Byron Torres Haz

Guayaquil - Ecuador 1989

A G R A D E C I M I E N T O

- Mi profundo agradecimiento a CONOCO ECUADOR LTD, y a su Presidente Edward Da-

vies, por haberme dado todas las facilida-

des para la realizacion de esta tesis.

- A Albert0 Belforte, Vicepresidente de CONOCO ECUADOR LTD, por todo su apoyo y

por la confianza puesta en mi.

- A Roy Leadholm, Jefe de Geologos, por la constante guia y dedicacion que pus0 en la

realizacion de este trabajo siempre

dispuesto a atender mis inquietudes,

beneficiandome de sus enseiianzas y

experiencia.

- A Douglas Good, Geologo Mayor, y a1 Ing. Heinz Teran, Director de Tesis, por sus

sugerencias y comentarios.

- A Jose Espinosa, Ingeniero Asociado, por su ayuda en la impresion del texto.

I11

- A Maria Mercedes de Perez, secretaria del Departamento de Exploracion, por su ayuda

permanente.

- A Hector Mejia, Jefe del Departamento de Dibujo, y a su eficiente grupo de trabajo:

Carlos Vargas, Sergio Landivar, Marcelo

Santacruz y Mauricio Giacometti, por la

elaboracion de 10s perfiles y mapas.

- A PETROECUADOR y DNH, por la information proporcionada.

- A cada uno de mis compafieros de trabajo por su confianza y colaboracion.

D E D I C A T O R I A

- Con eterno agradecimiento a mis dos madres:

A mi querida Magda, autora de mis dias, por

su sacrificio, abnegacion y ejemplo de per-

severancia. Y a mi querida tia Adelina, mi

angel de la guarda, presente en todo momen-

ento con su bondad y amor, han sido siempre

mi motivaci6n.

- A mis hemanos: Helio, Eduardo y Gisella por su confianza en mi.

' - A mis compafieros y amigos.

DECLARACION EXPRESA

"La responsabilidad por 10s hechos, ideas y doctrinas ex-

puestos en esta tesis, me corresponden exclusivamente; y,

el patrimonio intelectual de la misma, a la ESCUELA

SUPERIOR POLITECNICA DEL LITORAL".

(Reglamento de Ex6menes y Titulos profesionales de la

ESPOL) .

ANTONIO TORRES HAZ.

Ing. Jorge Ren DECANO DE LA FACULTAD DE ING. EN CIENCIAS DE LA

TIERRA.

Ing. Edison Navarrete C. MIEMBRO DEL TRIBUNAL.

Ing. Heinz Teran M. DIRECTOR DE TESIS.

Colmont M. EL TRIBUNAL.

RESUMEN

La Arenisca I1M-lW1 presente en el Oriente ecuatoriano, es

un cuerpo continuo que se acuiia a 76' 4 0 ' longitud Oeste , su espesor aumenta hacia el centro de la cuenca y dismi-

nuye hacia 10s bordes, presentandose sola o con intercala-

laciones de lutita. Fue depositada en un ambiente fluvio-

deltaico.

El rango de porosidades varia entre 13 a 30%, el valor en

el registro sonico es de 70 a 80 useg/pies y el de densi-

sidad es entre 2.2 y 2.3 grm/cc.

Permeabilidades del orden de 10s 3,000 a 10,000 md son co-

munes en el Bloque 16. La presencia de matriz, ya sea ar-

gilacea, caolinitica o intercalaciones de lutita, disminu-

yen su valor.

Mediante la ecuacion : Tf = Prof*(0.0164) + 69 Ec.(4.1), se puede pronosticar la temperatura de formacion a una de-

terminada profundidad, y su gradiente termico es de

1.49"F/100 pies.

La salinidad del aqua de formacion es heterogenea sus con-

centraciones van de 14,000 a 122,000 ppm, aumentando de

Este a Oeste de la cuenca, mientras que sus resistividades

VIII

van de 0 . 0 2 3 a 0.168 ohm-m y en cambio disminuyen de Este

a Oeste.

La gravedad especifica de 10s crudos va de 8.7 a 22.9OAP1,

y aumenta de Este a Oeste. Los valores altos se encuentran

a1 Noroeste, Centro Oeste y Suroeste de la cuenca.

La madurez del petroleo esta relacionada tanto con la

salinidad, como por la temperatura de formacion.

Las areas que se muestran como potenciales reservorios,

debido a sus espesores netos, porosidad , permeabilidad y grados API, son la del Bloque 16 y en su vecindad.

INDICE GENERAL

RESUMEN ............................................... VII INDICE GENERAL ......................................... IX INDICE DE FIGUIZAS .................................... XI11 INDICE DE TABLAS ....................................... XX NOMENCLATURA .......................................... XXI INTRODUCCION ........................................... 23

CAPITULO I

VISTA GENERAL DE LA CUENCA ORIENTE ..................... 25 1.1 HISTORIA DE LA EXPLORACION ......................... 25 1.2 ESTRUC.RA ......................................... 29 1.3 ROCA MADRE ......................................... 31 1.4 ESTRATIGIZAFIA ...................................... 32

1.4.1 FORMACIONES PRE-CRETACICAS ................... 32 1.4.2 FORMACIONES CRETACICAS ....................... 34 1.4.3 FORMACIONES TERCIARIAS ....................... 38

CAPITULO I1

CORRELACIONES ESTRATIGRAFICAS REGIONALES DE LA ARENISCA "M.1" ...................................... 41 2.1 METODOLOGIA ........................................ 41

2.1.1 BASE DE DATOS ................................ 41 2.1.2 RECONOCIMIENTO DE LA FORMACION TENA .......... 42 2.1.3 RECONOCIMIENTO DE LA DISCORDANCIA TERCIARIA .. 42

X

2.1.4 RECONOCIMIENTO DE LA ARENISCA I'M-1" .......... 43 2.2 INTERPRETACION DE LOS PERFILES ESTRATIGRAFICOS ..... 43

2.2.1 PERFIL ESTRATIGRAFICO A-A'

( L I M O N C O C ~ - 1 / T I P U T I N I - l ) .................... 44 2.2.2 PERFIL ESTRATIGRAFICO B-B'

(SHIRIPUNO-C~/NASHIRO-~) ..................... 4 7 2.2.3 PERFIL ESTRATIGRAFICO C-C'

(ENTRE RIOS/HUITO-l) ......................... 50 2.2.4 PERFIL ESTRATIGRAFICO D-D'

(CANTAGALLO-1/SAN ROQUE-3) ................... 53 2.2.5 PERFIL ESTRATIGRAFICO E-E'

(SAN ROQUE-3/WON-l) ...................... 55

CAPITULO I11

AMBIENTE REGIONAL DE DEPOSITACION DE LA ARENISCA

"M-1" .................................................. 57 3.1 METODOLOGIA ........................................ 57

3-1.1 BASE DE DATOS ................................ 57 3.1.2 PROCEDIMIENTO ................................ 58

3.2 GEOMETRIA DEL CUERPO ARENOSO ....................... 60 3.2.1 INTERPRETACION Y DESCRIPCION DEL MAPA DE

ARENISCA BRUTA ............................... 60 3.2.2 INTERPRETACION Y DESCRIPCION DEL MAPA DE

ARENISCA NETA ................................ 61 3.3 INTERPRETACION DE ELECTROFACIES .................... 61

3.3.1 PATRONES BASICOS DE LOS REGISTROS DE LODOS ... 62 3.3.2 INTERPRETACION Y DESCRIPCION DEL MAPA DE

POTENCIAL ESPONTANEO ......................... 65

XI

CAPITULO IV

PROPIEDADES REGIONALES DEL RESERVORIO .................. 66 4.1 METODOLOGIA ........................................ 66

4.1.1 BASE DE DATOS ................................ 66 4.1.2 PROCEDIMIENTO ................................ 67 4.1.3 DESCRIPCION DEL PROGRAMA DE ANALISIS DE

REGISTROS DE CONOCO (C.) ................... 70 4.2 POROSIDAD .......................................... 76

4.2.1 INTERPRETACION Y DESCRIPCION DEL MAPA DE

POROSIDAD .................................... 76 4.2.2 INTERPRETACION DEL GRAFICO DE PROFUNDIDAD VS

POROSIDAD .................................... 76 4.3 PERMEABILIDAD ...................................... 77

4.3.1 ANALISIS DE LA PERMEABILIDAD CON INFORMACION

DE NUCLEOS. BLOQUE 16 ........................ 77 4.3.2 ANALISIS DE LOS GRAFICOS DE POROSIDAD SONICA

Y DE NUCLEOS VS LA PERMEABILIDAD. BLOQUE 16 .. 95 4.4 TEMPERA^....................................... 100

4.4.1 INTERPRETACION Y DESCRIPCION DEL MAPA DE

TEMPERATURA ................................. 100 4.4.2 INTERPRETACION Y DESCRIPCION DEL MAPA DE

GRADIENTE TE.ICO ........................... 101 4.4.3 INTERPRETACION DEL GRAFICO DE TEMPERATURA DE

FORMACION VS PROFUNDIDAD .................... 101

CAPITULO V

PROPIEDADES REGIONALES DE LOS FLUIDOS DEL RESERVORIO .. 103 5.1 METODOLOGIA ....................................... 103

5.101 BASE DE DAT0S.r. ............................ 103

xi1

5.1.2 P R O C E D I M I E N T O o . . o . . . o o . o . o . o o o . . o o o o . o o . o o o o 104

5.2 A~IFERO.......................................... 108

5.2.1 INTERPRETACION Y DESCRIPCION DEL MAPA DE

RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACION RW....... 108

5.2.2 INTERPRETACION Y DESCRIPCION DEL MAPA DE

SALINIDAD................................... 109

5.2.3 INTERPRETACION DE LOS GRAFICOS DEL AGUA DE

FORMACION (RW) Y SALINIDAD VS PROFUNDIDAD... 110

5.3 CRU~S............................................ 110

5.3.1 INTERPRETACION Y DESCRIPCION DEL MAPA DE

GRAVEDAD DE LOS CRU~S...................... 110

5.3.2 INTERPRETACION DEL GRAFICO DE PROFUNDIDAD VS

GRADOS A P I . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111

CONCLUSIONES.......................................... 112

RECOMENDACIONES....................................... 118

FIG~S................................................. 120

T A B L A S . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 223

BIBLIOGRAFIA.......................................... 238

APENDICE...................................VOL~N ADJUNTO

INDICE DE FIGURAS

Fig. (1.1)

Fig. (1.2)

Fig. (1.3)

Fig. (1.4)

Fig. (1.5)

Fig. (3.1)

Fig. (4.1)

Fig. (4.2)

Fig. (4.3)

Limites Estructurales de la Cuenca Oriente,

Ecuador.

Zonas Tectonicas de la Cuenca Oriente, Ecuador.

Zonas Estructurales del Borde Oriental.

Columna Estratigrafica de la Cuenca Oriental,

Distribucion de 10s Campos Petroleros en el

Oriente Ecuatoriano.

Patrones Basicos de 10s Registros de SP y GR.

Alama-1 llM-lll, Porosidad Sonica vs Profundidad.

Amazonas llM-l", Porosidad Sonica vs Profundi-

dad.

-0-1 "M-l", Porosidad de Nucleo vs Profu-idi-

Fig. (4.4)

Fig. (4.5)

Fig. (4.6)

Fig. (4.7)

Fig. (4.8)

Fig. (4.9)

Fig.(4.10)

dad,

-0-1 nM-lll, Porosidad Sonica-Nucleo vs Profun-

didad.

Amo-1 l t M - l " , Porosidad Sonica vs Profundidad.

Amo-2 "M-1" , Porosidad Sonica vs Profundidad. Amo-2 "M-l*@, Porosidad de Nucleo vs Profundi-

dad.

-0-2 I1M-l8*, Porosidad Sonica-Nucleo vs Profun-

didad.

Batra-3 llM-lll, Porosidad Sonica vs Profundidad.

Bogi-1 "M-lV8, Porosidad Sdnica vs Profundidad.

Bod-1 r l M - l " . Porosidad de Nucleo vs Profundi-

XIV

dad.

Fig. (4.12) Bogi-1 llM-ltl, Porosidad Sonica-Nkleo vs Pro-

f undidad . Fig. (4.13) Cancrio-1 llM-lll, Porosidad S6nica vs Profundi-

dad.

Fig. (4.14) Cantagallo-1 llM-lll, Porosidad Sonica vs Profun-

didad.

Fig. (4.15) Capiron Norte-1 tlM-ltl, Porosidad Sonica vs Pro-

f undidad . Fig. (4.16) Capiron-1 tlM-lll, Porosidad Sonica vs Profundi-

dad.

Fig. (4.17) Cofane-1 llM-lll, Porosidad Sdnica vs Profundi-

dad.

Fig. (4.18) Carmen-1 llM-lll, Porosidad S6nica vs Profundi-

dad.

Fig. (4.19) Carabobo-3 ltM-lll, Porosidad Sonica vs Profun-

didad.

Fig. (4.20) Cowi-1 llM-lll, Porosidad de Nucleo vs Profundi-

dad.

Fig. (4.21) Cowi-1 llM-ltl, Porosidad Sonica vs Profundidad.

Fig.(4.22) Cowi-1 llM-lll, Porosidad Sonica-Nucleo vs Pro-

fundidad.

Fig. (4.23) Cuyabeno-10 ltM-lll, Porosidad Sdnica vs Profun-

didad.

Fig. (4.24) Daimi-2 *lM-lll, Porosidad de Nucleo vs Profundi-

dad.

Fig. (4.25) Daimi-2 llM-lll, Porosidad Sonica vs Profundidad.

Fig. (4.26) Daimi-2 rrM-ltt, Porosidad Sonica-Nucleo vs Pro-

f undidad .

xv

Fig. (4.27)

Fig. (4.28)

Fig. (4.29)

Fig. (4.30)

Fig. (4.31)

Fig. (4.32)

Fig. (4.33)

Fig. (4.34)

Fig. (4.35)

Fig. (4.36)

Fig. (4.37)

Fig. (4.38)

Fig. (4.39)

Fig. (4.40)

Fig. (4.41)

Fig. (4.42)

Daimi-1 IIM-llI, Porosidad de Nucleo vs Profundi-

dad.

Daimi-1 ttM-ltt, Porosidad Sonica vs Profundidad.

Daimi-1 ItM-ll*, Porosidad Sonica-Nucleo vs Pro-

fundidad.

Dicaron-1 llM-lll, Porosidad Sonica vs Profundi-

dad.

Dorisa tlM-ltt, Porosidad Sonica vs Profundidad.

Fanny-1 tlM-lll, Porosidad Sonica vs Profundidad.

Fanny-2 l1M-lt1, Porosidad S6nica vs Profundidad.

Ginta-1 IIM-ll*, Porosidad de Nucleo vs Profundi-

dad.

Ginta-1 IIM-llI, Porosidad Sonica vs Profundidad.

Ginta-1 rfM-lll, Porosidad Sonica-NGcleo vs Pro-

f undidad . Huayuri Norte IIM-ltl, Porosidad Sonica vs Pro-

fundidad.

Huito llM-lll, Porosidad Sonica vs Profundidad.

Iro-1 r r M - l r t , Porosidad de Nucleo vs Profundi-

dad.

Iro-1 rrM-llg , Porosidad Sdnica vs Profundidad. Iro-1 llM-lll, Porosidad Sonica-Nucleo vs Pro-

fundidad.

Limoncocha-1 lgM-lll, Porosidad Sonica vs Pro-

f undidad . Fig. (4.43) Marafion-1 llM-lll, Porosidad Sonica vs Profundi-

dad.

Fig. (4.44) Margaret-1 ItM-lI1, Porosidad Sonica vs Profundi-

dad.

XVI

Fig. (4.45) Mariann-1 18M-l*1, Porosidad Sonica vs Profundi-

dad.

Fig. (4.46) Mariann-3 IIM-ltl, Porosidad Sonica vs Profundi-

dad.

Fig. (4.47) Nashifio-1 llM-lll, Porosidad Sonica vs Profundi-

dad . Fig. (4 . 48) Palmeras-1 llM-lll, Porosidad Neutron-Densidad vs

Profundidad.

Fig. (4.49) Panacocha-1 llM-lll, Porosidad Sonica vs Profun-

didad.

Fig. (4.50) Pichincha-2 81M-ln, Porosidad de Densidad vs

Profundidad.

Fig. (4 . 51) Shushuqui-1 llM-lll, Porosidad Sonica vs Profun- didad.

Fig. (4.52) Siona-1 llM-lll, Porosidad Sonica vs Profundidad.

Fig.(4.53) Sn.Francisco-1 I I M - l n , Porosidad de Densidad vs

Profundidad.

Fig.(4.54) Sn.Jacinto IIM-ln, Porosidad Sonica vs Profundi-

dad.

Fig. (4.55) Sn.Roque-2 IIM-ln, Porosidad de Densidad vs Pro-

fundidad.

Fig. (4 - 5 6 ) Sn-Roque-3 11M-118, Porosidad Sonica vs Profundi-

dad.

Fig.(4.57) Sansahuari-1 llM-lll, Porosidad Sonica vs Profun-

didad.

Fig. (4.58) Sunka-l @'M-lt1, Porosidad Sdnica vs Profundidad.

Fig.(4.59) Tambo 44-X llM-ln, Porosidad Sonica vs Profundi-

dad.

Fig. (4 . 60) Tiputhi-1 llM-lll, Porosidad Sonica vs Profundi-

XVII

Fig. (4.61)

Fig. (4.62)

Fig. (4.63)

Fig. (4.64)

Fig. (4.65)

Fig. (4.66)

Fig. (4.67)

Fig. (4.68)

Fig. (4.69)

Fig. (4.70)

Fig. (4.71)

Fig. (4.72)

Fig. (4.73)

Fig. (4.74)

Fig. (4.75)

Fig. (4.76)

dad.

Tiputhi-1 l t M - l t l , Porosidad de Densidad vs Pro-

fundidad.

Tivacuno-2 l t M - l t m , Porosidad de Densidad vs Pro-

fundidad.

Tivacuno-3 l l M - l l l , Porosidad de Densidad vs Pro-

fundidad.

Tivacuno-4 l l M - l t l , Porosidad Sonica vs Profundi-

dad.

Vinita-1 llM-ltl, Porosidad Sonica vs Profundi-

dad.

Yuturi-1 tlM-lll, Porosidad Sonica vs Profundi-

dad.

Zaparo-1 ltM-llt, Porosidad Sofiica vs Profundi-

dad.

Profundidad vs Porosidad, Arenisca t l M - l l l .

Bogi-1 tlM-ltt, Permeabilidad vs Porosidad Soni-

ca . Bogi-1 l t M - l l l , Permeabilidad vs Porosidad de NU-

Cleo.

Cowi-1 llM-ltt, Permeabilidad vs Porosidad Soni-

ca . Cowi-1 ttM-llt, Permeabilidad vs Porosidad de Nb-

cleos . -0-1 llM-llt, Permeabilidad vs Porosidad Sonica.

-0-1 IIM-ltt, Permeabilidad vs Porosidad de Nd-

Cleo.

-0-2 ltM-ltt, Permeabilidad vs Porosidad Sonica.

-0-2 llM-llt, Permeabilidad vs Porosidad de Nb-

XVIII

Fig. (4.77)

Fig. (4.78)

Fig. (4.79)

Fig. (4.80)

Fig. (4.81)

Fig. (4.82)

Fig. (4.83)

Fig. (4.84)

Fig. (4.85)

Fig. (4.86)

Fig. (4.87)

Fig. (4.88)

Fig. (4.89)

Fig. (4.90)

Fig. (4.91)

Fig. (5.1)

Cleo.

Daimi-1 llM-lll, Permeabilidad vs Porosidad Soni-

ca . Daimi-1 llM-lll, Penneabilidad vs Porosidad de

Nucleo.

Daimi-2 llM-lll, Permeabilidad vs Porosidad Soni-

ca . Daimi-2 IIM-llI, Permeabilidad vs Porosidad de

Nucleo.

Ginta-1 rrM-ltl, Permeabilidad vs Porosidad S6-

nica.

Ginta-1 "M-ltl, Permeabilidad vs Porosidad de

Nacleo . Iro-1 llM-lll, Permeabilidad vs Porosidad Sonica.

Iro-1 llM-lll, Permeabilidad vs Porosidad de Nu-

Cleo.

Permeabilidad vs Porosidad de Nucleo, Bloque

16.

Temperatura de Formacion, Bloque 16.

Porosidad Sonica (H-R) y de Nucleo, Daimi-1

"M-1".

Porosidad Sonica (Wyllie) y de Nucleo, Daimi-1

"M-1" . Porosidad Sonica (H-R) y de Nucleo, Ginta-1

"M-1".

Porosidad Sonica (Wyllie) y de Ndcleo, Ginta-1

"M-1".

Ginta-1 llM-lll Nuevos Parametros.

Carta de Correcion de SP.

XIX

Fig.(5.2) Carta para Determinar la Relacion de Rmf/Rwe.

Fig.(5.3) Carta para Obtener el valor de Rw a partir de

Rwe.

Fig. (5.4) Profundidad vs Rw.

Fig.(5.5) Profundidad vs Salinidad.

Fig.(5.6) Profundidad vs Grados API.

INDICE DE TABLAS

I

I1

I11

IV

V

VI

Espesores Brutos.

Espesor Neto-Porosidad Promedio.

Permeabilidades Horizontales del Bloque 16,

CONOCO.

Temperaturas de Formacion del Bloque 16,

CONOCO . Temperatura de Formacion y Gradiente T e r m i c o .

Resistividad (Rw) y Salinidad del Agua de

Formacibn.

VII Pruebas de Produccibn.

VIII Profundidad promedio y Grados API.

NOMENCLATURA

Rw

Rwe

SP

SSP

Tmf

Tf

@fl

Programa de Analisis de Registros de CONOCO.

Formation.

Rayos Gamma.

Linea del Protocolo de Rio de Janeiro.

Milidarcies.

Porosidad.

Porosidad el Registro de Densidad.

Porosidad por el Registro de Neutrbn.

Partes Por Millon.

Profundidad Promedio.

Resistividad de la Zona Invadida.

Resistividad del Lodo de Perforacibn.

Resistividad del Filtrado de Lodo.

Resistividad del Lodo de Perforacion a la Tempe-

ratura del Filtrado de Lodo.

Resistividad del Agua de Formaci6n.

Resistividad Equivalente.

Potencial Espontaneo.

Potencial Espontaneo Estatico.

Temperatura del Filtrado de Lodo.

Temperatura de Formacibn.

Densidad del Fluido.

XXI I

@log

@ma Densidad de la Matriz.

@T Gradiente Termico.

@Tf 1 Tiempo en Atravezar el Fluido.

@Tlog

@ m a

Lectura de la Densidad en el Registro.

Lectura del Tiempo en el Registro.

Tiempo en Atravezar la Matriz.

INTRODUCCION

Siendo la Arenisca l l M - l l l una de las arenas de edad Creta-

cica que es considerada roca reservorio y de la cual poco

se conoce, se realizo este estudio para poder conocer me-

jor sus caracteristicas regionales y asi resolver inquie-

tudes tales como: la forma del cuerpo arenoso, si es o no

continua, especialmente en aquellas zonas donde poca in-

formation de pozos se tiene, donde podemos esperarla y con

que espesores? Se presenta como un solo estrato o con in-

tercalaciones de algun material? En que ambiente se depo-

sito? Que porosidades podemos encontrar? A que se deben

las altas permeabilidades del Bloque 16? Es posible de-

terminar alguna relacion para pronosticar la temperatura

de formacion? Y con que gradiente t6rmico esta aumenta?

Cuales son las caracteristicas del acuifero? Asi como que

gravedad especifica esperariamos encontrar en una determi-

nada zona de ocurrencia de la Arenisca l l M - l l l 8 y Por W e *

Primeramente se elaboro una base de datos con toda la in-

formation disponible de todos aquellos pozos que han atra-

. vesado la Arenisca l l M - l t l ; registros electricos, litologi-

cos, pruebas de produccion, estudios paleontologicos, ana-

lisis de nucleos. Parte de ella fue procesada mediante el

us0 del programa de Analisis de Registros de Conoco

(CLAM), obteniendose valores de porosidad, concentraciones

24

y resistividad del agua de formacion, y realizdndose 10s

' respectivos mapas (Capitulo III-IV).

Los cinco perfiles estratigraficos asi como 10s mapas de

arena neta y bruta para poder determinar, la forma, ocu-

rrencia y continuidad del cuerpo arenoso, y el mapa de SP

sirvio para conocer su ambiente de depositacion (Capftulo

11-111) 0

A partir de las temperaturas de todas las formaciones del

Bloque 16, de la CONOCO , se calculo la temperatura de formacion para el resto de 10s pozos para realizar el mapa

de temperatura y el de gradiente termico (Capitulo IV).

Para el mapa de gravedad especifica se us6 la informacidn

de pruebas de produccion de cada pozo (Capitulo V).

Se hizo un andlisis de 10s valores de las permeabilidades

del Bloque 16 con informacidn de n\icleos, y asi poder

explicar el porque de sus altos valores (Capftulo IV).

CAPITULO I

VISTA GENERAL DE LA CUENCA ORIENTE

1.1 HISTORIA DE LA EXPLORACION (25,27).

Para conocer la historia de la exploracion en la Cuen-

ca Oriental, se debe remontar a1 afio de 1852, cuando

el Geografo ecuatoriano, Dr. Manuel Villavicencio,

descubre manaderos de asfalto y alquitran en 10s mar-

genes del R i o Hollin.

Es a partir del siglo XX que se inician una serie de

exploraciones sistematicas en el Oriente Ecuatoriano,

venciendo toda clase de obstaculos, como es la misma

morfologia de la selva con todos sus peligros que en-

trafia, tal es el caso de las compafiias Leonar Explora-

tion (1921 y 1957); Anglo Saxon Petroleum, miembro del

grupo de la Shell (1937); Joint Ventura (1948-1950);

Minas y Petroleos del Ecuador. Estas empresas pione-

ras, aun cuando no tuvieron exito en la busqueda de

reservorios hidrocarburiferos comerciales, su aporte

en cuanto a conocimiento geologico fue inmenso, tal es

el caso de la compafiia Shell, entre cuyos trabajos

consta: el levantamiento aereo de la zona subandina y

de la parte de la franja central de la cuenca Oriente,

26

el levantamiento gravimetrico de toda la concesibn,

descripcion de la columna estratigrafica de la cuenca,

edades de las formaciones, posibles rocas madres y

tectonica general de la cuenca.

Toda esta informacion serviria de base para elaborar

teorias y modelos geologicos indispensables para la

exploracion petrolera.

En 1963, las compafiias TEXACO y GULF, obtienen una

concesion en la Cuenca del Putumayo en Colombia y

perforan un pozo exploratorio, el Orito-1, qye arrojo

una produccion diaria de 1,411 barriles de un crudo de

37 grados API . Conociendo que la Cuenca del Putumayo, Cuenca Marafion y Cuenca Oriente son realmente una mis-

ma cuenca, y disponiendo con la informacion fruto del

esfuerzo de las empresas antes mencionadas, las mismas

compafiias, TEXACO y GULF, en 1967, realizan el primer

descubrimiento comercial de petroleo en el Oriente

Ecuatoriano en el campo Lago Agrio, produciendo 1,241

BPPD de un crudo de 33.8' API de la Arena tlUtt de la

Formacion Napo, y 1,399 BPPD de un crudo de 29.3" API

de la arena de la Formacion Hollin, dando asi fin a la

ansiada busqueda del or0 negro y a1 comienzo de una

nueva era en la economia ecuatoriana.

Es a partir de esta fecha que se descubren una serie

de campos. La informacion del campo con su respectiva

produccion, fue obtenida del trabajo de Marcos Rivade-

27

neira; Cuenca Oriente, Evaluacion Historica y Pers-

pectivas F’uturas de la Exploracion de Hidrocarburos, y

la detallamos a continuacion:

En ese mismo afio de 1967, se descubren 10s campos

Charapa y Bermejo, incorporando un total de reservas

de 145 millones de barriles de petroleo.

En 1968, el campo Shushufindi, el mayor de la Cuenca

Oriente, que sumada a las reservas de 10s campos Para-

huacu, Atacapi, Bermejo Sur, totalizan una reserva de

crudo de 694 millones de barriles de petroleo.

En 1969, se descubre el campo Sacha y un campo peque-

Ao, el Dureno-Guanta, que sumada a las reservas dan un

total de 1,309 millones de barriles de petroleo.

En 1970, 10s campos Auca, Yuca, Coca, por parte de la

Texaco y 10s campos Tivacuno y Tiputini de la compafiia

Minas y Petroleos, dan un total de 149 millones barri-

les de petroleo.

En 1971, se obtienen 26 millones de barriles de reser-

vas de pequefios campos, Pucuna, descubierto por Texa-

co-Gulf, y Primavera por Minas y Petroleos.

En 1972, se incorporan 118 millones de petroleo a1

descubrirse por parte de Texaco-Gulf 10s campos

Cononaco y Cuyabeno, sumandose a Bstos 10s campo de

28

Oglan de la Anglo y Fanny por la Cayman.

En 1973, se incorporan 12 millones de barriles de pe-

troleo del campo Culebra-Yulebra de la Texaco-Gulf, y

del Tarapoa por la compafiia Cayman.

En 1977, CEPE (hoy PETROECUADOR) descubre su primer

campo el Shiripuno Norte, incorporando 7 mil barriles

de petroleo.

En 1978, se incorporan 4 millones 300 mil barriles de

petroleo del campo Shiripuno Centro por parte de CEPE.

En 1979, se incorporan 19,550 millones de barriles de

petroleo del campo Sansahuari y Capiron por parte de

CEPE.

En 1980, CEPE descubre 10s pozos Secoya, Shuara, Shu-

shuqui con una produccion de 180 millones 340 mil ba-

rriles de petroleo, 10s cuales posteriormente con 10s

nuevos campos Pichincha y Carabobo forman lo que se

llama actualmente el campo Libertador. Tambien se des-

cubre en esa misma epoca el campo Tetete-Tapi con 28

millones 770 mil barriles de petroleo, dando un total

de 210 millones de reservas.

En 1982, se incorporan 1140 millones de barriles de

petroleo del campo Rumiyacu por parte de la Texaco,

690 mil barriles del campo Amazonas por parte de CEPE,

29

dando un total de reservas adicionales para ese afio de

1,824 millones de barriles de petroleo.

En 1983, con 10s campos Balsaura, Marafidn y Huito, se

incorporan 2 millones 167 mil barrileles de petroleo.

Entre 10s afios de 1987-1989, CONOCO y sus asociados,

logran el mas grande descubrimiento de hidrocarburos

de tip0 pesado en la Arenisca Nap0 ttM-llt con 389.6

millones de barriles de petroleo in situ.

1.2 ESTRUCTURA (2,3,25,26,30).

El Oriente Ecuatoriano es parte de una gran cuenca de

tras-arc0 subandina, la cual comprende ademas la Cuen-

ca del Putumayo en Colombia y la Cuenca Marafion en el

Ped, Fig.(l.l) . De 10s 450,000 kilometros cuadrados de extension de la cuenca de tras-arco, 100,000 kilo-

metros cuadrados le corresponden.

Se pueden reconocer tres zonas tectonicamente diferen-

tes; la zona mas inestable o zona subandina, la zona

de plataforma o borde oriental y una zona de tectonis-

mo intermedio, entre las dos zonas anteriores, o zona

del eje de la cuenca Fig.(l.2), la cuales se detallan

a continuation:

30

- Zona Subandina.

La zona subandina esta formada por el levantamiento

del Nap0 a1 Norte y por el levantamiento del Cutucu

a1 Sur, separados por la depresion Pastaza, ambos

levantamientos ocurridos en el Plioceno y con un

rumbo N-S. Ademas, se encuentra afectada por un

grupo de fallas de edad reciente de direccion N-S,

siendo las principales el Frente de Empuje y la Fa-

lla Napo.

El levantamiento Nap0 tiene una extension de 150 km

y un ancho de 40 km, con elevaciones de hasta

3,900 m, como el caso del Volcan Sumaco, mientras

que 10s del Cutucu alcanzan hasta 10s 2,000 m.

- -- Zona de Plataforma Q Borde Oriental.

Se distingue, a1 Norte, la Cuenca Napo, a1 Sur la

Cuenca Pastaza y a1 Este la Plataforma Tiputini,

esta zona tambien esta afectada por juegos de fa-

llas de direccion N-S, como la Falla Tiputini ubica-

cada a1 Este y es de edad reciente, Fig.(l.3).

- -- Zona del & la Cuenca.

Se encuentra entre las dos zonas anteriores, de di-

recci6n aproximada N-S, presenta una leve acci6n

tectonica. Y es en esta zona donde se han realizado

31

10s descubrimientos hidrocarburiferos en el Oriente

Ecuatoriano.

1.3 ROCA MADRE (13,24,27,30).

Sobre la roca generadora de hidrocarburos presentes en

la Cuenca Oriente, se han elaborado algunas teorias

acerca del tip0 de roca, tiempo de generacion y el lu-

gar mismo en que pudo haber ocurrido. A continuation

se mencionan algunas de ellas:

En 1953, Tschopp manifiesta que son las calizas y lu-

titas de la Formacion Nap0 las generadoras de hidro-

carburos.

En 1975, tanto Rig0 De Rughi como Thomas Feininger

coinciden a1 decir que son las Formaciones Napo, y

Hollin como las posibles generadoras de petroleo, y es

este ultimo que sefiala a la zona subandina como el po-

sible lugar de generacion.

En 1979, Del Solar indica que 10s sedimentos Nap0 bien

pudieron haber generado petroleo en el Mioceno Medio

es decir hace 12 millones de afios.

Ademds, se ha considerado a la formacion Santiago del

Jurasico, a sus calizas y lutitas como generadoras de

hidrocarburos.

32

Estudios recientes de la compafiia CONOCO ECUADOR LTD,

confirman las tempranas observaciones de Tschopp que

son las lutitas de la Formacion Nap0 las generadoras

de hidrocarburos.

1.4 ESTRATIGRAFIA (19,27,30) .

El Oriente Ecuatoriano cuenta con un espesor sedimen-

tario de mas de 35,000 pies y sus edades comprenden

desde el Paleozoico hasta el Cuaternario, Fig.(l.4). A

continuacion, se describe a la estratigrafia del

Oriente en tres grandes grupos, a saber, Formaciones

Pre-cretacicas, Formaciones Cretdcicas y Formaciones

Terciarias:

1.4.1 Formaciones Pre-cretacicas.

Las Formaciones Pre-cretacicas son cuatro, a

saber: Pumbuiza, Macuma, Santiago y Chapiza, y

sus edades comprenden desde el Paleozoico hasta

el Jurasico:

- Formacion Pumbuiza.

Comprende lutitas de color gris obscuro, piza-

rras grafiticas con estratificaciones de are-

niscas cuarciferas de color gris-cafe de grano

fino, ademas calizas y dolornitas. En el Peril

se la conoce como perteneciente a1 Grupo Caba-

33

nillas.

- Formacidn Macuma.

La Formacion Macuma descansa en discordancia

angular sobre la Formacion Pumbuiza y compren-

de dos miembros:

a) Miembro Inferior: Consiste de silice color

azul a gris obscuro con capas delgadas de

calizas fosiliferas gue son en parte dolo-

miticas, alternando con lutitas. Su edad

es Pensilvanica y su espesor varia de 500 a

600 pies.

b) Miembro Superior: Esta formada por una se-

cuencia de calizas blancas a gris obscuro,

delgadas a masivas, intercaladas con capas

de lutitas. Ademas, se encuentran presentes

margas, arcillolitas y areniscas de color

cafe verdoso. Corresponde a1 period0 Permi-

co y tiene un espesor de mas de 2,500 pies.

- .Formation Santiaso.

Presenta una secuencia de capas de calizas si-

liceas de color gris obscuro a negro, alter-

nando con capas delgadas de areniscas de color

gris de grano fino a grueso. Su edad es Jura-

3 4

sica y su espesor varia entre 10s 1,500 y

2,000 mt. Es equivalente a la Formacion Supe-

rior del Grupo Pucaro en el Perti.

- Formacion ChaDiza.

Consiste de arcillolitas de color rojo-gris y

verde-gris, limolitas y areniscas con menor

cantidad de conglomerados. Localmente, se

aprecian capas delgadas de anhidrita, vetillas

de yeso y concreciones dolomiticas. Pertenece

a1 Jurasico Superior y su espesor es de 2,000

a 15,000 pies. En Colombia, se la conoce como

Forrnacidn Motema y en el Penl, como Formaci6n

Sarayaquillo.

1.4.2 Formaciones CretAcicas.

Las formaciones cretacicas son : Hollin y Nap0

y sus edades comprenden desde el Albiano hasta

el Maestrichtiense:

- Formacion Hollin.

Consiste de areniscas masivas blancas de grano

variado (fino, grueso a conglomeratico), bien

clasificado, de subangular a subredondeado,

comunmente con estratificaciones cruzadas y

marcas de ripple esporadicas, con delgadas

35

intercalaciones de lutitas obscuras arenosas-

micaceas y lutitas carbonosas en la parte su-

perior de la formacion. Es de edad Aptiana

Albiana y su espesor varia de cero pies a1

Este a 500 pies a1 Oeste. Se la conoce como

Formacion Caballos en la Cuenca del Putumayo y

como Formacion Cushabatay en la Cuenca del

Marafton, en el Penl.

- Formacion NaDo.

Comprende tres miembros:

a) Miembro Inferior: Que comprende a las For-

maciones Nap0 Basal, Arenisca ggTgg, Caliza

rcBrg, y Arenisca W r @ .

La Nap0 Basal se encuentra en la base del

Miembro Inferior y se caracteriza por ca-

lizas o lutitas.

La Arenisca ggT1g comprende una serie de

intercalaciones de areniscas y lutitas,

siendo las arenas por lo general glauconi-

ticas y con contenido variable de arcilla

y / o carbonatos en la matriz. Su espesor

aumenta en direccion Sur. Se le ha asignado

una edad de Albiano a Senoniano.

36

La Caliza I1Blf consiste en una delgada per0

persistente capa de caliza, no siempre uni-

forme en la Cuenca Oriente, sobre ella se

encuentran lutitas de color variable.

La Arenisca llU1l consiste de arenas de color

gris de grano fino a medio, subredondeadas

con poco a pobre clasificadas, las arenas

superiores son usualmente glauconiticas y a

menudo arcillosas. Su espesor es variable

entre 150 y 270 pies.

b) Miembro Medio: Comprende la Caliza A y la

Arenisca Glauconitica 11M-21Q0

La Caliza tlA1l sobreyace la Arenisca llUfl I

hay una secuencia delgada de lutitas gris

obscuras a negras y sobre ellas un pro-

minente interval0 de calizas. Su color es

de gris claro a gris obscuro, masiva o en

capas delgadas, densa o finamente cristali-

na, localmente se encuentra caliza y calca-

renita, Se encuentra tanto en la Cuenca Pu-

tumayo, en la Formacion Villeta en Colom-

bia, como en la Cuenca Marafion, donde se la

conoce como Caliza Chonta. Su espesor varia

entre 10s 100 y 300 pies.

La Arenisca 1fM-2t1 es transparente, de grano

37

fino a medio, subangular a subredondeado,

moderadamente bien clasificado, suelta a

friable, matriz calcarea, y presencia de

glauconita.

c) Miembro Superior: Formado por una secuencia y IIM-111 estratigrdfica de Calizas 11M-211 I

lutitas, y la Arenisca llM-lll, que en direc-

cion Sureste aumenta su espesor, y desapa-

rece hacia el Oeste de la Cuenca Oriente.

La Caliza 1uM-21' es de color blanco a crema,

gris claro a gris obscuro, moteado gris

obscuro con crema, firme a friable, micro-

cristalina.

La Caliza llM-lll es de color gris claro a

gris obscuro, blanco a crema, translucido

en parte, masiva, cristalina en parte, fir-

me a friable ocasionalmente dura.

ARENISCA "M-1"

La descripcion de la Arenisca IIM-ll', obje-

tivo de esta tesis, se la hizo en base a

10s registros litologicos y de nucleos :

La Arenisca llM-lll, puede presentarse sola o

con intercalaciones de lutitas. Sus colores

varian de gris claro, verde claro, blanco a

translucido, de grano fino a grueso, oca-

sionalmente muy grueso, de regular a muy

bien clasificada, dura, firme y friable,

subangular a subredondeado, algo calcarea,

su matriz puede estar ausente, o ser argi-

lacea o caolinitica, ademas trazas de car-

bonatos, y es localmente glauconitica.

La lutita es de color gris claro a obscuro,

fisible a subfisible, quebradiza, algo cal-

carea, poco carbonosa, micro piritica.

1.4.3 Formaciones Terciarias.

Comprende las Formaciones Tena, Tiyuyacu, Orte-

guasa, Chalcana, Arajuno, y Mesa que tienen eda-

des desde el Paleoceno hasta el Pliopleistoceno.

- Formation Tena,

Se caracteriza principalmente por arcillas

rojas, localmente varian a violeta, marron,

verde y variedades de colores grises, tambien

se encuentran presentes intervalos de arenis-

cas , asi como conglomerados en su base.

En su base se encuentra la Discordancia Ter-

ciaria, y su conglomerado basal es considerado

39

como un cambio abrupt0 de facies. Corresponde

a1 Paleoceno y su espesor alcanza hasta 1,980

pies, disminuyendo en direccion Este y Noreste

de la Cuenca.

- Formacion Tivuvacu.

Se compone de una secuencia de conglomerados,

areniscas de grano grueso, y una variedad de

arcillas rojas, localmente aparece glauconita

con intercalaciones de lutitas rojas, grises y

verdes. Los conglomerados se distribuyen a lo

largo de toda la formacion, y se componen de

chert, guijarros angulares y subredondeados

dentro de una matriz arenosa argilacea. Le

corresponde una edad de Eoceno Temprano. Es

equivalente a la Formacion Pepino en la Cuenca

del Puturnayo en Colombia, y a la Formacion

Yahuarango en la Cuenca del Marafion en el

Peru.

- Formacion Ortesuaza.

Se compone de lutitas de color cafe a gris

verdoso con cantidades subordinadas de arenis-

cas y limolitas. Se le ha asignado una edad de

Eoceno a Oligoceno Tardio.

4 0

- Formacion Chalcana.

Consiste de intercalaciones de lutitas, arena

de grano fino, yeso y bentonita. Se estima un

espesor de 650 a 11,000 mts. Se correlaciona

con el Grupo Orito en la Cuenca del Putumayo y

con la Formacion Cambira en la Cuenca del

Marafion.

- Formacion Araiuno.

Consiste de una secuencia de capas de arci-

llas, areniscas, con presencia de conglomera-

dos, yeso y carbon. Le corresponde una edad de

Mioceno Superior. Esta formacion es equiva-

lente a la Formacion Ospina en la Cuenca del

Putumayo.

- Formacion Mesa.

Son conglomerados que consisten principalmente

de cantos rodados, guijarros, arenas tobaceas

y arcillas, de apariencia horizontal, de alli

su nombre de mesa.

CAPITULO I1

CORRELACIONES ESTRATIGRAFICAS REGIONALES DE LA ARENISCA

1lM-l".

La Arenisca r r M - l r r es productora de petroleo en la porcion

Central y Este de la Cuenca Oriente. Siendo su extension y

geometria regional muy poco entendidas, se realizo esta

correlacion estratigrafica para ayudar a establecer 10s

limites de este reservorio productivo.

2.1 METODOLOGIA

2.1.1 Base & Datos.

De 10s 6 4 pozos con que se trabajo, 59 tenian la

Arenisca rrM-llr, de 10s cuales se escogio a 2 8

pozos para realizar 10s cinco perfiles que abar-

can toda la Cuenca Oriente, ademas se consider6

a aquellos que se tuviera mayor informacion en

l a s archivos de CONOCO, luego se procedio a fo-

tocopiar y llevar a una escala conveniente 10s

registros electricos disponibles tales como GR,

SP, SONICO, DENSIDAD, NEUTRON, MICROLOG, INDUC-

CION, realizando montajes de las diferentes cur-

vas en un mismo registro para realizar una mejor . ' .

42

2.1.2

2.1.3

interpretacion; de aquellos pozos de 10s cuales

no se tenia informacion completa y eran necesa-

sarios para realizar 10s perfiles, se recurrio a

PETROECUADOR y a la Direction General de Hidro-

carburos (DNH), donde por razones de seguridad

no se 10s pudo sacar para fotocopiarlos, sin0

que se calco la zona de inter&.

En algunos de 10s pozos se conto con registros

litologicos, de lodo, de perforacibn, compues-

tos y estudios paleontologicos que libraron de

dudas en muchas ocasiones.

Recoiiocimiento -- de la Formation Tena.

Es la formacion que se encuentra sobre la Are-

nisca llM-lll, su tope esta formado por lutitas de

colores claros marrones a rojizos, y su base por

estratos de arenas donde las curvas de Potencial

Espontaneo (SP) y Rayos Gamma (GR) se deflectan,

alejdndose de la linea de las lutitas. A menudo

en su base se encuentran conglomerados marcando

el inicio de la Discordancia Terciaria.

Reconocimiento -- de la Discordancia Terciaria.

La Discordancia Terciaria, aparece en todos 10s

perfiles realizados, en la base de la Formacion

Tena. Los valores de 10s registros electricos,

43

disminuyen a la profundidad de la Discordancia

Terciaria, y 10s perfiles Sonico y de Densidad,

muestran un aumento en la porosidad.

2.1.4 Reconocimiento de la Arenisca 88M-118.

Por lo general la primera arena que se encuentra

a continuation de la Discordancia Terciaria es

la Arenisca 88M-118.

Las curvas de SP y GR determinan 10s espesores

de la. arenisca , la presencia de estratifica- caciones de lutita, y el poder conocer su con-

tenido de mineral radiactivo en las lutitas y

arenas sucias. Los registros SONICO, DENSIDAD,

NEUTRON, MICROLOG cuando 10s tenemos a disposi-

ci6n, se suman a 10s registros anteriores para

aclarar dudas en cuanto a litologias.

2.2 INTERPRETACION DE LOS PERFILES ESTRAFIGRAFICOS

Se deseaba saber la geometria del cuerpo de la Arenis-

ca 88M-lB8, si es o no continuo a lo largo de la cuenca,

aparece solo en forma de estratos arenosos o interca-

calados con lutita? En que areas fuera del control de

pozos podemos esperar su presencia? Y con que espeso-

res? La arena que se la ha catalogado como 88M-181 en

10s pozos Shiripuno C-1, Entre Rios, Balata-1, Cura-

ray-1, Guayusa-1, es realmente 88M-181?

4 4

2.2.1 Perfil Estratiarafico A-A'tLimoncocha-ll

Timtini-1). perfil I.

El perfil A-A' tiene una direccion NO-SE con una

extensidn de 163 km y comprende 10s pozos Limon-

cocha-1, San Francisco-1, San ROwe-3, Panaco-

cha-B1, Yuturi-1 y Tiputhi-1. Encontrandose

presentes la Forrnacion Tena y la Arenisca l1M-l1#.

La arena de la Fm. Tena (Basal Tena) es continua

a lo largo de todo el perfil, siendo su espesor

hacia el Sureste en el pozo Tiputhi-1 de

31 pies, disminuyendo gradualmente en direccion

Noroeste hasta alcanzar un espesor de 14 pies en

el pozo Panacocha-B1, donde comienza a aumentar

paulatinamente hasta llegar a 26 pies de espesor

en el pozo San ROqUe-3 y de alli disminuye a

13 pies en el pozo Limoncocha-1, ubicado en el

extremo Noroeste del perfil.

Los pozos Tiputini-1, Panacocha-B1, muestran a

la arena con intercalaciones de lutitas, mien-

tras que 10s pozos Yuturi-1, San Francisco-1 y

Limoncocha-1 consisten de un solo paquete de a-

rena.

La Arenisca W-1" se encuentra a continuaci6n de

la Fm. Tena, apareciendo sin interrupci6n a lo

largo de todo el perfil, su espesor a1 Sureste

4 5

de la cuenca, en el pozo Tiputini-1 es de

66 pies, disminuyendo gradualmente en direcci6n

Noroeste a 38 pies en el pozo San Roque-3,

comenzando a aumentar nuevamente a 68 pies en el

pozo Limoncocha-1 ubicado a1 extremo Noroeste

del perfil. Con excepcion del pozo Limoncocha-1,

la arenisca aparece con intercalaciones de

lutita, encontrandose el mayor numero de estas

entre 10s pozos San ~oque-3 y Yuturi-1.

Para este perfil se tom0 como linea datum el to-

pe de la Arenisca l l M - l * t , For ser este limite

bien definido en todos 10s pozos e incluimos a

la Fm. Tena como la formacion que nos ayuda a

lograr una buena correlacion, ya que la Discor-

dancia Terciaria a menudo produce en 10s regis-

tros electricos, sonico, densidad y neutr6n,

deflexion de la curva hacia la izquierda del

registro, indicando el paso a la Em. Napo. Mas

en algunos casos, la deflexion no es tan eviden-

te como ocurre en el pozo Limoncocha-1, donde el

andlisis del registro litologico fue necesario

para saber si era o no la Fm. Tena, llegandose a

determinar por la presencia de lutitas de

colores marrones, rojizos claros gue si lo era.

En la Arenisca llM-l", las arenas limpias como en

el caso del pozo Limoncocha-1, la curva de GR es

bastante parecida y paralela a la de SP, que se

4 6

aleja de la linea de las lutitas a1 comenzar la

formacion y se acerca a esta cerca de la base,

marcando el registro sonico para este intervalo

un valor promedio de 75 useg/pies. Para el caso

de arenisca con intercalaciones de lutitas, la

cuwa de SP aparecerd con deflexiones hacia la

linea de las lutitas y como en las lutitas

residen por lo general minerales radiactivos, la

curva de GR tambi4n se deflectara para la linea

de las lutitas en forma paralela a la curva de

SP como ocurre en 10s pozos, San Roque-3, Pana-

cocha-B1 y Yuturi-1. Es com&i que el GR indique

la presencia de una zona radiactiva cuando el SP

aparece limpio, es decir alejandose de la linea

de las arcillas , para el caso del pozo San Francisco-1; en el intervalo de 8,039 a 8,041

pies, ocurre un caso particular ya que la curva

de 8P se deflecta indicando un estrato de luti-

ta, mas el GR no lo detecta, en el registro de

DENSIDAD se obsewa una disminucion de valores

en dicho intervalo, continuando de esta manera

en forma irregular hasta el tope de la forma-

don. Es con la ayuda del MICROLOG que podemos

apreciar una disminucion de la'permeabilidad en

el mencionado intervalo, indicandonos por consi-

guiente un material arenoso y muy arcilloso que

por cuesticin de correlacion entre 10s otros

pozos del perfil lo designamos como simplemente

arcilla.

47

2 . 2 . 2 Perfil Estratisrafico B-B1(Shiripuno-C1/

Nashifio-11, perfi l 11.

El corte B-B1 tiene una direccion Noroeste-

Sureste con una extension de 103 km, y comprende

10s pozos Shiripuno-C1, Sunka-1, Dicaron-1,

Cowi-1 y Nashifio-1, siendo las formaciones

presentes, La Caliza A, Arenisca 11M-21f, Caliza

11M-211, Caliza I1M-l1l, Arenisca llM-lll, y la For-

macion Tena. Se torno como linea datum el tope de

la Arenisca ItM-2lt por aparecer en todos 10s po-

zos y encontrarse bien determinada.

La Formacion Tena es continua a lo largo de todo

el perfil, su espesor es variable entre 3 y 13

pies, no presenta intercalaciones de lutita.

La Arenisca I'M-1" aparece con un espesor de

122 pies a1 Sureste del perfil en el pozo

Nashifio-1 y va disminuyendo paulatinamente hacia

el Noroeste, alcanzando 113 pies en el pozo

Cowi-1, 65 pies en el pozo Dicaron-1, 55 pies en

el pozo Sunka-1, y desaparece antes de llegar a1

pozo Shiripuno-C1, intercalaciones de lutita se

presentan a lo largo de todo el perfil de espe-

sor variable entre 2 y 24 pies, siendo predomi-

nante entre 10s pozos Nashifio-1 y Sunka-1.

Las variaciones de espesores entre 10s pozos

4 8

Nashiiio-1 y Sunka-1 se debe a variaciones en las

condiciones de depositacidn, mientras que en 10s

pozos Shiripuno-C1 y Sunka-1, se debe a la ac-

cion de la erosion, y el limite del marcador pa-

linologico (Nematosphaeropsis grandis) asi lo

conf irma.

La Caliza llM-lll aparece en todo el perfil con

estratos de caliza interestratificados de luti-

tas, entre 10s pozos Cowi-1 y Nashifio-1, se pue-

de apreciar en uno de sus estratos una transi-

cion de arenisca a caliza.

La Caliza "M-2" aparece en el extremo Sureste

del perfil corno un solo estrato de caliza, si-

guiendo en direccion Noroeste se aprecia un in- cremento en el nbero y espesor de estratos de

caliza intercalados de lutita. Entre 10s pozos

Sunka-1, Dicaron-1 y Cowi-1 se aprecia transi-

cion de material calcareo a arenisca y vicever-

sa.

La Arenisca 1tM-281 es continua a lo largo del

perfil con espesores del orden de 17 pies en 10s

extremos, aurnentando a 75 pies hacia el centro

del perfil. Las intercalaciones de material en-

tre la arenisca es variable, en 10s pozos Shiri-

puno-C1, Sunka-1 y Dicaron-1 aparece lutita,

mientras que en el pozo cowi-1 aparece caliza.

49

La Caliza A es continua a lo largo de todo el

perfil, hacia el Noroeste en el pozo Shiripuno-

C1 su espesor es de 126 pies, disminuyendo pau-

latinamente hacia el Sureste alcanzando 46 pies

en el pozo Dicaron-1. El numero de estratos de

caliza disminuye y el de lutitas aumenta en di-

reccion Sureste, pudiendose ademas apreciar

transicion de caliza a arena a1 extremo Este del

perf il.

Para el caso del pozo Shiripuno-C1, no se sabia

a que formacion pertenecian 10s estratos a

9,354-9,361 pies, 9,388-9,393 pies y 9,431-

9,438 pies. De la informacion con que se conta-

ba, aparecia el primer estrato como de la Fm.

Tena y 10s otros dos como Arenisca llM-lll, mas a1

realizar la correlacion entre 10s pozos del

perfil se observo que no encajaban geometrica-

mente, ademas que el marcador palinologico, el

Nematosphaeropsis grandis (28) aparece por deba-

jo de la Arenisca 81M-111 de todos 10s pozos a ex-

cepcion del pozo Shiripuno-C1, donde el marcador

aparece en la Discordancia Terciaria y con la

correlaci6n de todo el pozo Shiripuno-C1 con 10s

pozos Shiripuno-1, Sunka-1 y Dicaron-1, se de-

termino que la Arenisca llM-llB no estaba presente

en el pozo Shiripuno-C1, sin0 que se habia ero-

sionado, es decir que 10s dos ultimos estratos

que daban un valor de 65 usg/pies en el registro

50

SONICO, indicando una arena apretada no era la

Arenisca **M-l**, mientras que el primer eStrat0

si pertenece a la Formacion Tena.

En las calizas l*M-l*l y I1M-2** a menudo el SP no

se desarrolla, dando la apariencia de lutita,

mas el registro SONICO ayuda a aclarar las dudas

dando valores entre 10s 60 y 65 useg/pies.

El valor promedio de registro SONICO en la Are-

nisca **M-2f* es de 70-75 useg/pies, mientras que

de la Caliza A es entre 55-65 useg/pies, y el de

la Arena *lU*f Superior es de 75-80 useg/pies.

2.2.3 Perfil Estratisrafico C-CIfEntre Rios/

Huito-1). p e r f i l 111.

El perfil C-C* tiene una direccion Noroeste-

Sureste con una extension de 140.5 km y com-

prende 10s pozos Entre Rios, Curaray-1, Guayusa-

1, Balsaura-lC, y Huito-1, siendo las formacio-

nes presentes la Caliza *lM-l**, Arenisca I8M-l*@ y

la Formacion Tena. Se tom6 como linea datum la

base de la Basal Tena, es decir la Discordancia

Terciaria, ya que la deflexion caracteristica

aparece muy bien marcada en 10s registros de so-

nico, densidad, induccion-resistividad.

La Formacion Tena es continua a lo largo de todo

51

el perfil con espesores entre 10s 6 y 12 pies,

presentandose intercalaciones de lutita solo en

el pozo Entre Rios.

La Arenisca W-1" no es continua a lo largo de

todo el perfil, aparece con un espesor de 128

pies a1 Sureste en el pozo Huito-1, disminuyen-

do en direccion Noroeste alcanzando un espesor

de 83 pies en el pozo Balsaura-lC, para luego

acuAarse a pocos metros de este. Las intercala-

ciones de lutita son de 2 a 5 pies.

Entre 10s pozos , Balsaura-1C y Huito-1 se ob- serva la variacion de espesores por cambios en

las condiciones de depositacion, mientras que en

10s pozos Guayusa-1 y Balsaura-1C es debido a la

accion de la erosion.

La Caliza ttM-ltl es continua a lo largo de todo

el perfil, con un espesor de 186 pies en el ex-

tremo Sureste en el pozo Huito-1, disminuyendo

su espesor en direccion Noroeste, 170 pies en el

pozo Balsaura-lC, 138 pies en el pozo Guayusa-1,

130 pies en Curaray-1, y 116 pies en el pozo

Entre Rios.

Esta caliza se presenta con un gran numero de

intercalaciones de lutita siendo muchas de ellas

continuas a lo largo de todo el perfil, con un

52

espesor gue varia entre 10s 4 y 27 pies, encon-

trandose el mayor numero de estas en 10s pozos

Curaray-1 y Huito-1.

Se penso primeramente que la arena presente en

10s pozos Entre Rios, Curaray-1 y Guayusa-1 era

la Arenisca "M-l1I debido a que la curva de SP

adquiere un buen desarrollo en esta arena, mas

la curva de conductividad indicaba el clasico

quiebre hacia la izquierda que ocurre en la base

de la Basal Tena. Para resolver estas dudas se

correlacionaron 10s pozos Entre Rios, Balata-1,

Curaray-1, Balsaura-lC, Shionayacu, Huito-1 y

Amazonas-1, utilizando todo el registro de

INDUCCION-RESISTIVIDAD de cada pozo, se determi-

no que la arena presente en 10s pozos Entre

Rios, Balata-1, Curaray-1, Shionayacu-1, es la

Formacion Tena y no la Arenisca IIM-lgl.

Para determinar si las deflexiones del GR y SP

hacia la linea de las lutitas presentes en el

pozo Huito-1 en 10s intewalos de 8,739-8,742

pies y 8,826-8,831 pies, corresponden o no a

lutitas, ya que el registro MICROLOG indicaba

cierta permeabilidad, se recurrio a1 registro

NEUTRON-DENSIDAD, determinandose que estos in-

tervalos son de material arcilloso.

53

2.2.4 Perfil Estratisrafico D-D'tCantasallo-l/

San Roaue-3) perf i l IV.

El perfil D-D' tiene una direccion Norte-Sur con

una extension de 74 km y comprende a 10s pozos

Cantagallo-1, Sansahuari-1, Cuyabeno-10, Siona-

1, Mariann-3 y San ROW€?-3, estando presente la

Fm. Tena y la Arenisca fgM-llt. Se torno como linea

datum el tope de la arenisca I1M-l1I por ser bien

marcada y Clara a lo largo de todo el perfil.

La Fm. Tena no se encuentra presente a lo largo

de todo el perfil y su espesor es variable,

26 pies en el pozo San Rope-3, 4 pies en el

pozo Mariann-3, aumentando a 14 pies en el pozo

Siona-1, acufiandose antes de llegar al pozo

Cuyabeno-10, dando lugar a la desaparicion de

las lutitas Nap0 (a1 Norte). Intercalaciones de

lutitas se presentan en el pozo San Rove-3.

La Arenisca W-lm@ es continua a lo largo de todo

el perfil Norte-Sur, presentando un espesor va-

riable, 38 pies a1 Sur en el pozo San ROW@-3,

disminuyendo hacia el Norte a 33 pies en el pozo

Mariann-3, alcanzando 43 pies en el pozo Siona-1

y disminuyendo a 36 pies en el pozo Cuyabeno-10

para aumentar paulatinamente a 46 pies en el ex-

tremo Norte del perfil en el pozo Cantagallo-1,

esta variacion de espesores se debe a cambios en

5 4

las condiciones de depositacion.

La presencia de intercalaciones de lutita es

continua a lo largo del perfil, siendo muy fre-

cuentes en el extremo Sur del mismo, a medida

que se avanza hacia el Norte se van agrupando

hasta formar un gran estrato de lutita de un

espesor de 25 pies.

La deflexion que aparece en 10s registros de

INDUCCION, SONICO, es bien definida en 10s pozos

San €toque-3, Mariann-3 y Siona-1; mientras que

en 10s pozos Cuyabeno-10, Sansahuari-1 y Canta-

gallo-1, no es tan facil distinguirla. La Fm.

Tena en estos ultimos tres pozos no esta presen-

te, es decir esta erosionada, descansando la

Discordancia Terciaria sobre el tope de la

Arenisca I g M - l t l .

Para la correlacion de la Arenisca t l M - l l l I el

pozo Siona-1 fue muy importante, ya que gracias

a el se pudo determinar que pequefios estratos de

arena que aparecian a1 final de la Arenisca

llM-llg presentes en 10s otros pozos, si formaban

parte de esta arena.

El valor promedio del registro SONICO en la

Arenisca ltM-lgg es de 70-80 useg/pies.

55

2.2.5 Perfil EstratiqrAfico E-EI(San RouUe-3/ Marafion-

L, perfil V.

El perfil E-El tiene una direccion Norte-Sur con

una extension de 232 k m y comprende a 10s pozos

San Rome-3, San Francisco-1, Zaparo-1, Cancrio-

1, Amazonas-1 y Marafion-1, estando presentes la

Fm. Tena y la Arenisca "M-ll'. Se escogio como

linea datum el tope de la Arenisca I t M - l t f por ser

bien marcada y Clara a lo largo de todo el

perf il.

La F'm. Tena es continua a lo largo de todo el

perfil Norte-Sur, y con un espesor variable, de

23 pies en el pozo San Roque-3, disminuyendo en

direccion Sur alcanzando 8 pies en el pozo Can-

crio-1, y 5 pies en el pozo Amazonas-1, para

terminar en 7 pies en el pozo Marafion-1. Solo en

el pozo San ROq'Ue-3 se encuentran intercalacio-

nes de lutitas de un espesor de 4 a 17 pies.

La Arenisca "M-1" esta presente en forma conti-

nua a lo largo de todo el perfil. El espesor

promedio es de 110 pies, con excepcion del pozo

San Roque-3 ubicado a1 extremo Norte del corte

donde alcanza 38 pies. Estas dos caracteristicas

de ser continua y de tener altos espesores, la

convierten en una buena arena para la explora-

cion petrolera.

56

En e l pozo Zaparo-1 en e l interval0 de l a A r e-

n i sca rrM-18r, l a curva de GR se de f l ec ta hacia l a

l inea de l a s a r c i l l a s indicando presencia de m i -

neral radiactivo.

E l valor prornedio para l a Arenisca r l M - l r ' d e l re-

gistro SONIC0 es de 70 usg/pies y e l de DENSIDAD

es de 2.2-2.3 grm/cc.

CAPITULO I11

AMBIENTE REGIONAL DE DEPOSITACION DE LA ARENISCA "M-1".

Era necesario conocer que espesores brutos y netos se

podrian esperar en la Arenisca llM-lll , su distribucion y continuidad, asi como el tip0 de patrones de registros de

SP y GR que predominan, para darnos una idea del ambiente

de depositacion del reservorio potencial.

3.1 METODOLOGIA

3.1.1 Base & Datos.

Con 10s pozos con que se contaba tanto en CONOCO

como en PETROECUADOR y DNH, se realizo un inven-

tario de todos aquellos que se conocia mediante

registros compuestos o informacion de topes de

formaciones que habian atravesado la llM-lll 1 Para

aquellos casos en 10s cuales no se tenia infor-

macion de topes, se correlacionaron pozos que

habian atravesado la llM-lll cercanos a aquellos

que no se contaba con informacion alguna de to-

pes. Tambien se conto con ciertos articulos re-

ferente a la Arenisca ltM-lll en el Oriente Ecua-

toriano (22), asi como en el Peru (14).

58

3.1.2 Procedimiento.

TOPES DE LA ARENISCA BW-lll

Con la ayuda de 10s registros de SP y GR, se

determino el tope y base de la llM-lfl. Ya que la

curva de SP se deflecta hacia la izquierda de la

linea de las lutitas en presencia de la llM-llf,

se trazo una linea en el punto de inflexion en

el tope y base de la lfM-llf.

MAPA BASE

Sobre el mapa de ubicacion de pozos del Oriente

Ecuatoriano cpe se tenia en las oficinas de la

CONOCO, se anotaron a aquellos pozos donde se

contaba con la presencia de la Arenisca IfM-lt1 y

se marc6 con lineas punteadas el limite de ocu-

rrencia. Dicho mapa sirvid como MAPA BASE para

el resto del estudio de sus propiedades regiona-

les, vease mapa 11.

MAPA DE ARENISCA BRUTA

Para la elaboracion del mapa de arenisca bruta

se anoto sobre el mapa base 10s espesores de la

lfM-lll presentes en cada pozo, como el minim0 es-

pesor fue de 11 pies y el maximo de 203 pies

(ver tabla I), se realizaron contornos cada 25

pies.

59

MAPA DE AREN~SCA NETA

Para la elaboracion del mapa de arenisca neta se

anotaron sobre el mapa base 10s valores netos de

arena de cada pozo, es decir se procedio a res-

tar del espesor total de cada pozo 10s espesores

correspondientes a lutita, para ello se recurrio

a 10s registros SONICO, DENSIDAD, NEUTRON-

DENSIDAD, MICROLOG e informacion de nucleos

cuando se la tenia disponible, para poder dife-

renciar zonas permeables de no permeables. Como

el espesor minim0 de arena neta fue de 11 pies y

el maximo de 179 pies (ver tabla 11), se reali-

zaron contornos cada 4 0 pies.

MAPA DE POTENCIAL ESPONTANEO

Para elaborar el mapa de potencial espontaneo,

se realizaron reducciones de las curvas de SP de

pozos distribuidos en toda la cuenca y se las

coloco sobre el mapa de arenisca bruta.

60

3.2 GEOMETRIA DEL CUERPO ARENOSO.

3.2.1 Interpretacion y Description del MaDa @ Arenisca Bruta (ver mapa 111).

Este mapa se lo realizo con el deseo de conocer

&ales serian 10s espesores brutos que podriamos

esperar, asi como en donde estarian 10s mas al-

tos valores, especialmente en aquellas zonas

donde poca informacion de pozos se tiene.

El minimo valor es de 11 pies y el maximo es de

203 pies, aumentando de Noroeste a Sureste. Los

mas altos espesores, de 100 a 200 pies, se en-

cuentran a1 Centro Este de la cuenca. La direc-

cion de la fuente de suministro fue de Sureste a

Noroeste, no conociendose hasta donde se deposi-

to, debido a la erosion que soporto. Podemos

decir en terminos generales que la Arenisca

t l M - l l l , desaparece a 76 grados 40 minutos longi-

tud Oeste.

Las zonas interesantes como reservorios poten-

ciales, serian la del Bloque 16 y en su vecin-

dad.

61

3.2.2 Interpretacion y Description Mapa

Arenisca Neta (ver mapa IV),

Era necesario conocer 10s valores netos de la

arenisca para asi saber que espesores producti-

vos podriamos esperar y en que areas.

El minim0 espesor neto es de 11 pies y maximo de

179 pies, aumentando de Noroeste hacia el Sur-

este. Los mayores espesores netos se encuentran

a1 Centro Este de la cuenca.

A1 igual que en el mapa anterior, el de Arenisca

Neta, nos indica que las rcejores areas serian

las mismas antes mencionadas.

3.3 INTERPRETACION DE ELECTROFACIES (15,29).

Es importante obtener un conocimiento de las variacio-

nes de facies a nivel regional del potencial reservo-

rio, de tal manera que sus propiedades puedan ser es-

timadas. Una de las herramientas que se usa en ausen-

cia de informacion de nucleos, son las electro-facies,

a continuacion unos puntos importantes acerca de su interpretacion:

Frente a formaciones permeables, la curva de SP mues-

tra excursiones de la linea base de las lutitas, en

capas delgadas, estas excursiones tienden a alcanzar

62

una deflexion esencialmente constante definiendo una

linea de las arenas, es decir que dependiendo del ta-

mafio del grano, la cuwa de SP se acercara a la linea

de las lutitas en el caso de ser de grano fino o se

alejara de ella en el caso de ser de grano grueso. La

deflexion de la curva de SP, puede ser a la izquierda

(negativa) o a la derecha (positiva), dependiendo de

las salinidades relativas del agua de formacion y del

filtrado de lodo.

Si la salinidad del agua de formacion es mayor que la

salinidad del filtrado de lodo, la deflexion es hacia

la izcpierda, para el caso contrario de concentracio-

nes, la deflexion sera hacia la deracha.

3.3.1 Patrones Basicos & Los Recristros Lodos (16.23).

Existen tres patrones basicos de registros de

lodo; 1) Grano grueso en sentido ascendente

(forma de embudo), 2) Grano en forma masiva

(forma de cilindro), y 3 ) Grano fino en sentido ascendente (forma de campana) Fig. (3.1) : Los

cuales representan diferentes condiciones am-

bientales de depositacion y las combinaciones de

estos patrones bdsicos serian las variedades.

Basicamente, arenas y minerales gruesos son de-

positados en un medio de alta energia, mientras

63

que lutitas, arcillas y limos, en un medio de

baj a energia.

- Patron en Forma & Embudo 1161.

El patron de forma de embudo o de grano grueso

en sentido ascendente como por ejemplo en el

pozo Siona-1, representa un cambio gradual as-

cendente en el tamafio del grano que ha sido

depositado y una transicion mas bien suave de

un ambiente de depositacion a otro.

Contactos abruptos superiores en este patron

de grano grueso ascendente podria representar

discordancias o condiciones ambientales dife-

rentes.

- Patron Forma & CamDana (161.

El patron en forma de campana o grano fino en

sentido ascendente como en 10s casos de 10s

pozos Dicaron-1, Sunka-1, Cantagallo-1, indica

un cambio gradual descendente en el tamafio del

grano que ha sido depositado y una transicion

mas bien suave de uno a otro ambiente de depo-

sitacion.

Contactos abruptos inferiores con este patrdn

de granos finos en sentido ascendente, puede

64

representar inconformidades o un marcador de

ambientes de condiciones diferentes.

Este modelo de registro de granos finos en

sentido ascendente, indica una disminucion de

la energia de depositacion desde la base del

cuerpo arenoso hasta el tope.

- Patron - en Forma - de Cilindro /16).

El patron de registro basico de forma de ci-

lindro o masivo registrado en las curvas de

SP y GR, como por ejemplo en 10s pozos Zaparo-

1, San Francisco-1, MaraAon, Balsaura-lC,

puede representar periodos de sedimentacion

uniformes, una rapida depositacion de sedimen-

tos en multicapas de aguas poco profundas,

arenas masivas, arenas aluviales, o arenas de

aguas profundas.

Un uniforme o suave patron de registro basico,

usualmente se relaciona con una estructura in-

terna homogenea, indicando que las arenas

fueron depositadas en un ambiente de relativa

alta energia constante y un suministro abun-

dante de minerales del tamafio de arena.

El patron identado se refleja en las curvas de

SP y Gr por deflexiones maximas para 10s epi-

65

c, A sodios de aref% y deflexiones minimas para de-

positacion de arcillas, Fig.(3.1).

3.3.2 InterDretacion y Descrigcion del Mapa & Potencial Esr)ontaneo. (ver mapa 111).

Como no se contaba con informacion de nucleos,

se elaboro el Mapa de Potencial Espontaneo para

poder estimar las caracteristicas litologicas

del reservorio asi como su medio de deposita-

cion.

Los patrones antes mencionados, facilmente se

10s puede reconocer en el mapa de potencial es-

pontaneo, haciendo una comparacion con 10s pa-

trones presentes en el mapa y 10s correspondien-

tes a medios sedimentarios (16), se nota una

combinacion de registros de medio fluvial y del-

taico.

Asi por ejemplo el registro del pozo MaraAon-1,

nos indica un canal distributario fluvial, el

del pozo Daimi-1 una barra, o como el pozo Can-

tagallo-1 que sefiala transgresiones.

CAPITULO IV

PROPIEDADES REGIONALES DEL RESERVORIO

Con el proposito de tener un mejor entendimiento de las

propiedades regionales del reservorio de la Arenisca @ * M - l l *

se realizo este estudio de la porosidad, temperatura a ni-

vel de toda la Cuenca Oriente asi como de la permeabilidad

en el Bloque 16 de la CONOCO.

4.1 IQZTODOLOGIA

4.1.1 Base & Datos.

Se sac6 fotocopias del interval0 donde aparecia

la Arenisca @@M-l** de 10s registros disponibles

de porosidad, sea el sonico, densidad, neutron-

densidad y mediante el us0 del Programa de And-

lis de Registros de Conoco (CLAM), se convirtio

10s valores del registro en porosidad, logrando

de esta manera realizar para cada pozo una tabla

de porosidad con su respectiva profundidad; a

partir de dichos valores con la ayuda de progra-

mas tales como Lotus o Harvard, se obtuvieron

10s graficos de Porosidad vs Profundidad. Los valores de porosidad de nucleo, asi como 10s de

67

permeabilidad del Bloque 16, se 10s obtuvo del

estudio de Corelab. Ademas, se conto con la

descripcion litologica de 10s nucleos y las tem-

peraturas de formacion de cada uno de 10s pozos

del Bloque 16 de la CONOCO.

4.1.2 Procedimiento.

GRAFICOS DE POROSIDAD.

Con la ayuda del programa CLAM se determino la

porosidad de cada uno de l c s 50 pozos, ya sea

del registro sbnico, de densidad o neutron-

densidad.

Estos valores se 10s grafico con su profundidad

respectiva, realizando de esta manera 10s grafi-

cos de Porosidad vs Profundidad. Para el caso de

10s pozos de la CONOCO, por contarse con infor-

maci6n de valores de porosidad de nucleo, se hi-

cieron 10s graficos de Porosidad de Nucleos vs

Profundidad y para poder apreciar la diferencia de valores de porosidad sdnica y de nucleo, el

grafico de Porosidad Sonica-Nucleo vs Profundi-

dad, Fig. ( 4 . 1 - 4 . 6 7 )

Conociendo ya 10s intervalos de arena neta para

cada pozo (Capitulo 11), se procedio a obtener

el valor promedio de porosidad (ver tabla 11).

68

Este valor de porosidad, se lo grafico con su

profundidad respectiva, obteniendose el grafico

de Profundidad vs Porosidad, Fig. (4.68) .

MAPA DE POROSIDAD

Para elaborar el mapa de porosidad, se marc6 en

el mapa base todos estos valores, siendo el mi-

nimo y maximo de 13.2 y 36.7% respectivamente, y

luego se procedi6 a realizar contornos de 5 % .

TABLA DE DATOS DE LA PERMEABILIDAD

Con la information de 10s nucleos de 10s pozos del Bloque 16 (CONOCO), se realizo una tabla con

las permeabilidades horizontales en el interval0

de ocurrencia de la "M-1" (ver tabla 111).

GRAFICOS DE PERMEABILIDAD

Se realizaron graficos de las permeabilidades

horizontales con porosidad: Permeabilidad vs Porosidad Sonica, Permeabilidad vs Porosidad de Nucleo, pertenecientes a1 Bloque 16, Fig.(4.69-

8 4 ) .

GRAFICOS DE TEMPERATURA.

Conociendo las temperaturas de las formaciones;

69

Hollin, Nap0 llT1l, llU1l Inferior, llU1l Medio, llU1l

Superior, l l M - l l l inferior, l 1 M - l l 1 Principal, Basal

Tena, y sus profundidades promedios en 10s pozos

de la CONOCO (ver tabla IV), se realizo una grA-

fica de Temperatura de Formacion vs Profundidad

promedio Fig.(4.86), de dicha grafica result0

una recta, cuya ecuacion es:

T f = P r o f X (0 .016410) + 69 EC. ( 4 0 1 )

Tf = Temperatura de Formacion.

Prof = Profundidad Promedio.

Y como no se contaba con 10s valores para el

resto de 10s pozos de la temperatura de forma-

cion, ademds, que eran necesarios para el cal-

culo de la resistividad y concentration de la

salinidad del agua de formacion, se asumio que

la variacion de la temperatura de la Cuenca

Oriental correspondia a la Ec.(4.1).

P

MAPA DE TEMPERATURA

Conociendo de esta manera las temperaturas de

formacion se procedio a anotarlas en el mapa ba-

se, siendo 10s valores minimo y maximo respecti-

vamente de 141.7.F y de 249.3'F, se realizaron

contornos cada 20°F. Para realizar 10s contor-

nos de temperatura, se tom0 como referencia el

7 0

mapa estructural de la l m M - l l * , disponible en la

CONOCO.

MAPA DE GRADIENTE TERMICO.

Se determino el gradiente termico de cada uno de

10s pozos por medio de la siguiente formula:

@T = (Tf- 80)/Prof Ec. ( 4 . 2 )

@T = Gradiente Termico.

Tf = Temperatura de Formacion.

Prof = Profundidad Promedio.

Temperatura de Ambiente 8 0 ' C .

Los valores asi obtenidos se 10s multiplic6 por

100 (ver tabla V), para luego anotarlos en el

mapa base, siendo 10s valores minim0 y maximo de

1.45 y 1.55 " F / l O O pies respectivamente, despues

se procedio a realizar contornos cada 0.01'F/100

pies.

4.1.3 Description Prosrama de Analisis & Resis- tros de CONOCO (CLAM) (12).

El CLAM es un programa de analisis computacio-

nal que ayuda a determinar algunas propiedades

de las formaciones, para lo cual cuenta con 16

programas individuales, que pueden ser corridos

71

simultaneamente o en combinacion. La informa-

cidn se la introdujo mediante la digitacion del

registro electrico, la cual es convertida en va-

lores de porosidad. A continuacion, se mencionan

10s registros electricos utilizados, una breve

descripcion teorica y 10s parametros necesarios

para hacer correr el programa de CLAM:

- Determixlacion de Porosidad mediante Reqistro Sonico (12).

La curva de @T en un registro sonico mide el

tiempo que toma una onda acustica en viajar un

pie de roca. Entre mas porosa sea una roca,

se tomard mayor tiempo la onda acdstica en

atravesarla.

El valor de @T puede convertirse en porosidad,

sea usando la ecuacion de Wyllie :

Ec. ( 4 .3 )

P = Porosidad.

@Tlog = Lectura del tiempo en el registro.

@Tma = Tiempo en atravesar la matriz.

@Tfl = Tiempo en atravesar el fluido.

72

0, la ecuacion de Hunt-Raper:

P = 0.694 X (@Tlog- @Tma)/(@Tlog) EC. (4.4)

Donde @Tma = 56 useg/pies (arenisca).

47.5 useg/pies (caliza).

4 3 . 5 useg/pies (dolomita).

Con la ayuda de un rat6n (accesorio), se

digita la curva de sonico y se introduce en el

programa de CLAM 10s siguientes parametros:

Porosidad de = NEU-DEN SONIC0 DENSIDAD

Calculo de sonic0 = WYLLIE HUNT-RAYMER

Tip0 de roca = ARENISCA CALIZA DOLOMITA OTRA

Parametro de la matriz :

DEL(T)ma = 56.00 useg/pies.

t

Parametro del fluido:

DEL(T) fl = 189.00 useg/pies.

Para el calculo de la porosidad no se sabia

cu61 de las dos ecuaciones usar, si la de

Wyllie o la de Hunt-Raper, asi que se realizd

una prueba, usando a 10s pozos Ginta-1 y

Daimi-1. Sabiendo la porosidad de 10s nlicleos

73

en ambos casos, se procedio a calcular la po-

rosidad sonica usando la ecuacion de Wyllie y

la ecuacion de Hunt-Raper, luego se procedio

a graficar estas porosidades junto con las

porosidades de nucleos versus la profundidad

promedio de la l l M - l l t , y se determino que la

porosidad sonica calculada mediante la ecua-

cion de Hunt-Raper daba una mejor aproxima-

cidn de la porosidad de 10s nucleos, vease

Fig(4.87-4.90). Tambien se probo con otros

parametros de matriz y del fluido:

DEL(T)ma= 5 0 useg/pies.

DEL(T) fl= 185 useg/pies.

Los cuales dieron valores mucho mas altos a

10s de 10s nucleos Fig. (4.91) , por lo tanto se descartaron dichos valores y se us6 10s

arriba antes mencionados.

-Determination de Porosidad mediante el . Recfistro de Densidad (12).

Conociendo la litologia y el filtrado de lodo,

y mediante la siguiente ecuacion se convierte

@log, en porosidad:

7 4

EC. ( 4 .5 )

P = Porosidad.

@ma = Densidad de la matriz.

@log = Lectura de la densidad en el registro.

@fl = Densidad del fluido.

Con la ayuda de un raton, se digita la cuwa

de densidad y se introducen en CLAM 10s si-

guientes parametros:

Porosidad de: NEU-DEN SONIC0 DENSIDAD

Tip0 de roca: ARENISCA CALIZA DOLOMITA OTRO

Parametros de la matriz: RHO(ma)= 2.65 grm/cc.

Parametros del fluido: RHO(fl)= 1.00 grm/cc.

- Determinacibn & la Porosidad mediante Recristro Neutr6n-Densidad (12).

,

Conociendo las porosidades P(N) y P(D) , se puede determinar la porosidad, mediante la si-

guiente ecuacidn:

75

Ec. ( 4 . 6 )

P = Porosidad.

P(D)= Porosidad por el Registro de Densidad.

P(N)= Porosidad por el Registro de Neutron.

Con la ayuda del raton, se digitan las curvas

de NEUTRON- DENSIDAD y se introducen en CLAM

10s siguientes parametros:

Porosidad de: NEU-DEN SONIC0 DENSIDAD

Matriz del registro: CALI ZA ARENA

Tip0 de roca: ARENISCA CALIZA DOLOMITA OTRO

Parametros de la matriz:

DEL (T) ma= 56 useg/pies . RHO (ma) = 2 . 6 5 useg/pies.

I

Parametros del fluido:

DEL(T)fl= 189.000 useg/pies.

RHO(fl)= 1.00 grm/cc.

76

4.2 POROSIDAD

4.2.1 Interpretaci6n y Description Maga

Porosidad (ver mapa V). .

Como no se contaba con suficiente informacion de

nucleos, el mapa de porosidad nos ayuda a poder

predecir que porosidades y en que areas se las

puede encontrar.

Los valores de porosidad de 10s pozos que han

atravesado la Arenisca " M - l t t , van de 13% hasta

36%, aumentando de 10s bordes hacia el centro,

10s valores mas altos se encuentran tanto a1

Norte como a1 Centro de la cuenca.

El area que tiene buenas condiciones de roca

reservorio, seria el Bloque 16 y su vecindad, ya

que las porosidades estarian sobre 10s 2 0 % y por

10s altos valores de arena neta.

4.2.2 Interpretation del Grafico & Profundidad Porosidad, Fig. ( 4 . 6 8 ) .

Se deseaba saber si existe alguna relacion entre

la porosidad y la profundidad del reservorio, y

de existir, que porosidades se esperarian encon-

trar.

77

La mayor concentracion de puntos, nos indicaria

que entre una profundidad de 7,000 pies hasta

8,300 pies habrian porosidades de 17 a 24%. La

tendencia del grafico es la de disminuir la po-

rosidad a medida que la profundidad del reservo-

rio aumenta, es decir una relacion inversamente

proporcional. Asi por ejemplo, para un reservo-

rio que se encuentre entre una profundidad de

6,000 pies y 7,000 pies, se esperarian porosida-

des entre 10s 28% y 35% aproximadamente, y para

uno que se encuentre 10s 9,000 y 10,000 pies,

porosidades entre 10 y 14%.

4.3 PERMEABILIDAD.

4.3.1 Analisis & Permeabilidad con Informacion & Nucleos. Bloaue 16 (ver tabla 111).

A continuacion, se presenta un analisis de la

permeabilidad de cada pozo del B l o q u e 16 con su

respectiva litologia. Haciendo enfasis en 10s

intervalos en 10s cuales la permeabilidad es

alta o baja y se adjunta la respectiva descrip-

cion litologica de 10s nucleos.

En este pozo la Arenisca llM-lll aparece desde

10s 8,427 pies hasta 10s 8,508 pies. Se cuenta

78

con el nucleo #1 (8,453-8,506 pies). .

En el intervalo de 8,453 a 8,465 pies, la per-

meabilidad varia entre 1,016 y 8,603 milidar-

cies. La arena es moderadamente consolidada a

friable, de grano muy fino a medio, ocasional-

mente grueso, subangular a subredondeado, mo-

deradamemte clasificado, cuarcitica, con algo

a nada de matriz blanca argilacea, no hay ce-

mento, buena porosidad visible.

En el intervalo de 8,466 a 8,492 pies , la permeabilidad varia de 1,140 a 3,299 md. La

arena es friable a moderadamente consolidada,

de grano fino a medio, ocasionalmente grueso,

bien clasificado, cuarcitica, de no visible a

algo de matriz blanca, con algo a nada cemento

siliceo, buena porosidad.

En el intervalo de 8,493 a 8,496 pies, la per- meabilidad varia entre 5,906 y 13,300 md. La

arena es moderadamente consolidada a muy fria-

ble, grano fino a muy grueso, subangular a

subredondeada, pobremente clasificado, cuarci-

tica, de nada a algo de matriz blanca, ausen-

cia de cemento, de regular a excelente porosi-

dad visible.

En el intervalo de 8,503 a 8,505 pies la per-

79

meabilidad varia entre 10s 7,455 md y 10s

13,900 md. La arena es moderadamente consoli-

dada a muy friable, de grano fino a muy grue-

so, subangular a subredondeada, pobremente

clasificado, cuarcitica, con algo a nada de

matriz blanca, no hay cemento, de pobre a ex-

celente porosidad.

El tope de la Arenisca flM-llt esta a 8,420 pies

y su base a 8,533 pies. El nucleo #1 se tom6

en el intervalo 8,457 a 8,517 pies.

En el intervalo de 8,464 a 8,478 pies la

permeabilidad varia entre 10s 1,328 a 5,129

md. La arena es de grano fino a medio,

ocasionalmente grueso, subangular, medio cla-

sificado, limosa, poca silicea, argilacea en

parte con laminaciones ocasionales de lutita,

trazas de caolin, de pobre a buena porosidad

intergranular.

En el intervalo de 8,480 a 8,493 pies la per-

meabilidad varia de 2,764 md a 4,722 md. La

arena es de grano medio a grueso, subredon-

deada, pobremente clasificado, algo silicea,

trazas a muy limosa, de pobre a excelente po-

rosidad intergranular.

80

En el intervalo de 8,494 a 8,504 pies, la per-

meabilidad varia de 2,635 md a 6,769 md. La

arena es de grano medio a grueso, subredon-

deada, pobremente clasificado, limosa, de tra-

zas a algo argilacea, de pobre a buena porosi-

dad intergranular.

En el intervalo de 8,505 a 8,509 pies, la per-

meabilidad varia de 6,182 md a 8,782 md. La

arena es de grano medio, subredondeada, pobre-

mente clasificado, limosa y argilacea, buena

porosidad intergranular.

En el intervalo 8,510 a 8,513 pies, la permea-

bilidad varia de 209 md a 1,299 md, este in-

tervalo consta de arena y lutita. La arena es

de grano fino, subangular, bien clasificado,

muy limosa y argilacea, moderadamente silicea,

predominantemente apretada, con aberturas oca-

sionales en forma de venas, pobre porosidad

intergranular. La lutita es de color gris,

fisible, friable, arenosa-limosa, algo calca-

,

rea.

- Pozo Amo-1 161.

El tope de la Arenisca llM-lll esta a 7,618 y su

base a 7,716 pies. Los nucleos que se tomaron

fueron: a) el nucleo #1 a 7,582-7,642 pies, b)

81

el nucleo #2 a 7,642-7,673 pies, y c) el nu-

Cleo #3 a 7,673-7,704 pies.

En el intervalo de 7,618 a 7,620 pies, la per-

meabilidad varia de 2,151 md a 4,255 md. La

arena es moderadamente dura a friable, suban-

gular a subredondeada, bien clasificado, ce-

mento siliceo, cuarcitica, buena porosidad.

En el intervalo de 7,621 a 7,637 pies, la per-

meabilidad varia de 437 md a 886 md. La

arena es moderadamente dura, muy fina, suban-

gular, bien clasificado, cuarcitica, abunda

cemento calcareo, porosidad no visible, carbdn

diseminado, presencia de glauconita.

En el intervalo de 7,648 a 7,655 pies, la per-

meabilidad varia de 776 md a 2,984 md. La

arena es friable a moderadamente consolidada,

de grano fino a medio y ocasionalmente grueso,

angular a subangular, regularmente clasifica-

da, no calcarea, cemento siliceo, porosidad

regular.

En el intervalo de 7,656 a 7,670 pies, la per-

meabilidad varia de 1,640 md a 5,819 md. La

arena es moderadamente dura a friable, de

grano fino a grueso, angular a subangular,

pobremente clasificado, cuarcitica, algo de

82

cemento siliceo, algo de matriz argilhcea, de

no visible a pobre porosidad, fragmentos de

anhidrita.

En el intervalo de 7,677 a 7,693 pies, la per-

meabilidad varia de 4,308 md a 9,963 md. La

arena es friable a moderadamente consolidada,

de grano fino a grueso, ocasionalmente muy

grueso, subangular a subredondeado, sorteo

regular, cuarcitica, buena porosidad visible,

cemento sili