exploración y producción

Exploración y Producción

i

UNIVERSIDAD DE LOS ANDES

FACULTAD DE INGENIERÍA

ESCUELA DE INGENIERÍA GEOLÓGICA

MÉRIDA ESTADO MÉRIDA

MMMOOODDDEEELLLOOO SSSEEEDDDIIIMMMEEENNNTTTOOOLLLÓÓÓGGGIIICCCOOO YYY PPPEEETTTRRROOOFFFÍÍÍSSSIIICCCOOO DDDEEE LLLOOOSSS MMMIIIEEEMMMBBBRRROOOSSS

“““CCC---666---XXX””” yyy “““CCC---777---XXX””” DDDEEELLL EEEOOOCCCEEENNNOOO,,, EEENNN EEELLL LLLAAADDDOOO DDDEEEPPPRRRIIIMMMIIIDDDOOO DDDEEE LLLAAA

FFFAAALLLLLLAAA CCCLLLDDD000000555000,,, CCCAAAMMMPPPOOO BBBLLLOOOQQQUUUEEE VVVIIIIIIIII,,, UUU...EEE... CCCEEENNNTTTRRROOO SSSUUURRR LLLAAAGGGOOO...

TTTRRRAAABBBAAAJJJOOO FFFIIINNNAAALLL DDDEEE GGGRRRAAADDDOOO PPPRRREEESSSEEENNNTTTAAADDDOOO AAANNNTTTEEE LLLAAA IIILLLUUUSSSTTTRRREEE UUUNNNIIIVVVEEERRRSSSIIIDDDAAADDD

DDDEEE LLLOOOSSS AAANNNDDDEEESSS PPPAAARRRAAA OOOPPPTTTAAARRR AAALLL TTTÍÍÍTTTUUULLLOOO DDDEEE

IIINNNGGGEEENNNIIIEEERRROOO GGGEEEÓÓÓLLLOOOGGGOOO

TUTORES ACADÉMICOS TUTOR INDUSTRIAL

Prof. Omar Guerrero Ing. Francisco Salazar

Prof. Tabata Hoeger

ELABORADO POR

Br. Esdras Rodríguez

C.I 16.372.680

Mérida, Junio 2007


AGRADECIMIENTOS

Al que sabe todas las cosas, a mi Dios porque de él viene el conocimiento y la

sabiduría, gracias por ser mi guía en la búsqueda del conocimiento perfecto y el

camino de la verdad.

A mis padres Alonso e Inés, que con su esfuerzo, atención y amor me inspiraron para

alcanzar esta meta, también a mis hermanitos que con su presencia alegran el corazón

de mis padres y el mío.

A la ilustre Universidad de los Andes, mi casa de estudio, por el desafío de cada

materia para superar mi nivel intelectual y moral, en especial a la Escuela de

Ingeniería Geológica y a su equipo profesoral que con esfuerzo, han mantenido la

mística por llevar la escuela en alto.

A mis tutores académicos Prof. Omar Guerrero y Prof. Tabata Hoeger, por la amistad

y apoyo en la culminación de este proyecto.

Al CDCHT-ULA por su ayuda al financiar este proyecto con número de acta

004-2007 y código: I-1020-02-02-F.

A PDVSA Occidente, especialmente a la U.E. Centro Sur Lago y todo su equipo de

trabajo que colaboraron con sus conocimientos para este proyecto.

A mi tutor industrial, Francisco Salazar y también a Franklin Tapias y Alejandro

Álvarez que dedicaron de su tiempo para la elaboración de este proyecto.

A todas aquellas personas que estuvieron atentos en espíritu durante el desarrollo de

mi carrera.

MUCHÍSIMAS GRACIAS

ii


RRREEESSSUUUMMMEEENNN

El presente trabajo tiene como objetivo determinar la geometría, distribución espacial

y potencialidad productora de hidrocarburos de los cuerpos de arenas de los

Miembros “C-6-X” y “C-7-X” en el lado deprimido de la falla CLD0050 del Campo

Bloque VIII, a través de la elaboración del modelo sedimentológico-petrofísico. Las

etapas de la investigación comprendieron el análisis de núcleos, definición de las

unidades sedimentarias, interpretación del sistema depositacional, análisis de

electrofacies, análisis de facies sísmicas, elaboración de mapas de facies, cálculo de la

resistividad del agua de formación, cálculo de los parámetros petrofísicos,

determinación de los modelos de arcillosidad, porosidad, saturación de agua y

permeabilidad, cálculos de los parámetros de cortes y elaboración de los mapas de

isopropiedades. La secuencia sedimentaria de estas unidades se caracteriza por la

alternancia de areniscas, limonitas y lutitas depositadas sobre una planicie deltaica

con influencia mareas. Cinco unidades sedimentarias fueron reconocidas, canales

distributarios, barras de meandro, abanico de rotura, llanura de mareas y barras de

mareas. A través de la sucesión de las unidades sedimentarias se determinó que el

Miembro “C-7-X” se depositó sobre una planicie deltaica alta y el Miembro “C-6-X”

se depositó sobre una planicie deltaica media a baja, donde se observa una sucesión

retrogradacional. Los mapas de isopropiedades muestran que las zonas con

acumulación de hidrocarburos se encuentran al noreste del Campo con una porosidad

promedio de 12 % y un rango entre 1.5 y 180 pies de arena neta petrolífera. Estas

acumulaciones se encuentran en las areniscas de canales distributarios y barras de

mareas.

Palabras claves: modelo sedimentológico-petrofísico, litofacies, electrofacies,

facies sísmicas.

iii


SSSUUUMMMMMMAAARRRYYY

The main aim of the present study is to determine the geometry, distribution in the

space, and the potentiality to produce hydrocarbons of the bodies of sands for the

“C-6-X” and “C-7-X” Members, downthrown in the Block VIII Field, through the

elaboration of the sedimentological-petrophysical model. The stages of the

investigation comprised the core analysis, definition of the sedimentary units,

interpretation of the depositional system, electrofacies analysis, seismic facies

analysis, elaboration of facies maps, calculate of formation water resistivity, calculate

of petrophysical parameters, determination of shale volume, porosity, water

saturation and permeability models, calculate of cut-off parameters, and elaboration

of iso-properties maps. The sedimentary sequence of these units is characterized by

the alternation of sandstones, siltstone, and shales deposited on a deltaic plain with

tidal influence. Five sedimentary units were recognized, distributary channels, point

bars, crevasse splays, tidal flats, and tidal bars. Through sedimentary units association

was determined that "C-7-X" Member was deposited on upper deltaic plain and

"C-6-X" Member was deposited on middle-lower deltaic plain, where a

retrogradational succession is observed. The iso-properties maps show the

accumulation of hydrocarbons toward northeast of the Field with a porosity average

of 12% and a range between 1.5 and 180 feet of net pay. These accumulations of

hydrocarbons are found in distributary channels and tidal sand-bar facies.

Key words: sedimentological-petrophysical model, lithofacies, electrofacies,

seismic facies

iv


ÍNDICE DE CONTENIDOÍNDICE DE CONTENIDO

Página

Agradecimientos ii

Resumen iii

Summary iv

Índice de contenido v

Índice de figuras x

Índice de tablas xiii

Índice de ecuaciones xiv

Listado de anexos xv

Introducción xvi

CAPÍTULO I. GENERALIDADES 1

1.1. Planteamiento del problema 2

1.2. Objetivos 3

1.2.1. Objetivo general 3

1.2.2. Objetivos específicos 3

1.3. Justificación e importancia 4

1.4. Limitaciones 4

CAPÍTULO II. MARCO REFERENCIAL 5

2.1. Ubicación del área de estudio 6

2.2. Geología regional 7

2.2.1. Extensión de la Cuenca de Maracaibo 7

2.2.2. Marco estratigráfico 8

2.2.3. Evolución sedimentaria 9

v


2.2.3.1. Jurásico 9

2.2.3.2. Cretácico 9

2.2.3.3. Paleoceno 10

2.2.3.4. Eoceno 11

2.2.3.5. Oligoceno 11

2.2.3.6. Neógeno 11

2.3. Geología local 12

2.3.1. Marco estratigráfico 12

2.3.2. Sedimentología 14

2.3.3. Marco estructural 14

2.4. Antecedentes 16

CAPÍTULO III. MARCO METODOLÓGICO 19

3.1. Metodología aplicada 20

3.2. Recopilación de la información existente del área de estudio 21

3.3. Validación de la información 22

3.4. Calibración núcleo perfil 23

3.5. Modelo Sedimentológico 23

3.5.1. Descripción de núcleo 23

3.5.2. Definición de unidades y ambiente sedimentario 25

3.5.3. Elaboración de la carta sedimentológica 25

3.6. Modelo Petrofísico 26

3.6.1. Cálculo de la resistividad del agua de formación 26

3.6.2. Caracterización del agua de formación y determinación de su Rw 28

3.6.3. Determinación de los parámetros petrofísicos 30

3.6.3.1. Densidad de la matriz de formación 30

3.6.3.2. Exponente de cementación y coeficiente de tortuosidad 30

vi


3.6.3.3. Exponente de saturación 31

3.6.3.4. Capacidad de intercambio catiónico por unidad de volumen 32

3.6.4. Determinación de unidades de flujo 32

3.6.5. Modelo de arcillosidad 34

3.6.6. Modelo de porosidad 35

3.6.7. Modelo de permeabilidad 35

3.6.8. Modelo de saturación de agua 36

3.6.9. Determinación de los parámetros de corte 37

3.7. Correlación y extrapolación de la información de núcleos 38

3.8. Mapas de electrofacies 39

3.9. Mapa de facies sísmica 40

3.9.1. Generación del cubo sísmico filtrado 40

3.9.2. Interpretación de horizontes sísmicos 40

3.9.3. Generación del intervalo de estudio 41

3.9.4. Elaboración de atributos sísmicos 41

3.9.5. Análisis de componentes principales 42

3.9.6. Clasificación jerárquica 43

3.9.7. Volumen de facies sísmica 43

3.10. Elaboración de mapas de facies 43

3.11. Elaboración de mapas de isopropiedades 44

3.12. Redacción del informe final 44

CAPÍTULO IV. MODELO SEDIMENTOLÓGICO 45

4.1. Caracterización de núcleos 46

4.1.1. Ubicación 46

4.1.2. Calibración núcleo-perfil 47

4.1.3. Facies identificadas en los núcleos 49

vii


4.1.4. Descripción del núcleo BA-2054 53

4.1.5. Descripción del núcleo VLC-950 58

4.2. Unidades sedimentarias 63

4.2.1. Canales distributarios (CH) 63

4.2.2. Barra de meandro (PB) 64

4.2.3. Barras de Mareas (TB) 65

4.2.4. Llanuras de Mareas (TF) 65

4.2.5. Abanico de rotura (CS) 66

4.3. Ichnología 67

4.3.1. Skolithos 68

4.3.2. Cruziana 68

4.4. Palinología 70

4.5. Correlación de los pozos BA-2054 y VLC-950 con el pozo CLD0056 71

4.6. Mapas de electrofacies 72

4.7. Mapas de facies sísmica 74

4.7.1. Descomposición espectral 74

4.7.2. Cubo sísmico filtrado 75

4.7.3. Intervalo de estudio 76

4.7.4. Clasificación de facies sísmica 76

4.7.5. Mapas de facies sísmicas 79

4.8. Mapas de facies 81

4.9. Interpretación de ambiente sedimentario 82

CAPÍTULO V. MODELO PETROFÍSICO 89

5.1. Resistividad del agua de formación 90

5.2. Cálculo de los parámetros petrofísicos 91

5.2.1. Densidad Matriz 91

viii


5.2.2. Factor de Formación (FF) e Índice de Resistividad (IR) 92

5.2.3. Exponente de Saturación (n) 95

5.2.4. Capacidad de Intercambio Catiónico 96

5.3. Determinación de Unidades de Flujo 98

5.3.1. Gráfico Estratigráfico de Lorenz Original 98

5.3.2. Gráfico de Lorenz Modificado 101

5.3.3. Perfil de Flujo Estratigráfico 103

5.4. Modelos petrofísicos utilizados 106

5.4.1. Modelo de Arcillosidad 106

5.4.2. Modelo de Porosidad 107

5.4.3. Modelo de Permeabilidad 108

5.4.4. Modelo de Saturación de Agua 109

5.5. Parámetros de Corte 110

5.6. Mapas de isopropiedades 111

5.6.1. Intervalo I-110 111

5.6.2. Intervalo I-120 112

5.6.3. Intervalo I-130 113

5.6.4. Intervalo I-140 114

5.6.5. Intervalo I-150 115

CAPÍTULO VI. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 116

Conclusiones 117

Recomendaciones 119

REFERENCIAS 120

ix


ÍNDICE DE FIGURASÍNDICE DE FIGURAS

Página

Fig. 1.1 Falla CLD0050 y horizonte “C-6-X” 2

Fig. 2.1 Ubicación del área de estudio 6

Fig. 2.2 Cuenca de Maracaibo y sus principales fallas geológicas 7

Fig. 2.3 Columna estratigráfica regional de la Cuenca de Maracaibo 8

Fig. 2.4 Columna estratigráfica del Campo Bloque VIII y horizontes de estudio

13

Fig. 2.5 Mapa estructural del Miembro “C-6-X” 15

Fig. 3.1 Flujograma de trabajo 20

Fig. 3.2 Formato de la carta sedimentológica 26

Fig. 4.1 Ubicación de los pozos BA-2054 y VLC-950 47

Fig. 4.1.1 Calibración núcleo-perfil del pozo BA-2054 48

Fig. 4.1.2 Calibración núcleo-perfil del pozo VLC-950 48

Fig. 4.2 Facies S 49

Fig. 4.3 Facies S3 50




Fig. 4.7 Facies H 52

Fig. 4.8 Facies HB 52

Fig. 4.9 Facies L 53

Fig. 4.10 Canal distributario (CH) 64

Fig. 4.11 Barras de meandro (PB) 65

Fig. 4.12 Barras de mareas (TB) 66

Fig. 4.13 Llanura de mareas (TF) 67

Fig. 4.14 Abanico de rotura (CS) 67

Fig. 4.15 Traza de Ophiomorpha 68

x


Fig. 4.16 Trazas de Teichichnus y Planolites 69

Fig. 4.17 Trazas de Chondrites 69

Fig. 4.18 Zonación palinológica del norte de Suramerica 70

Fig. 4.19 Palinociclos definidos para el Eoceno Inferior 71

Fig. 4.20 Correlación entre los pozos BA-2054, VLC-950 y CLD0056 72

Fig. 4.21 Asociación de facies gamma ray 73

Fig. 4.22 Descomposición espectral de la señal sísmica 74

Fig. 4.23A línea sísmica normal 75

Fig. 4.23B Línea sísmica con descomposición espectral 75

Fig. 4.24 Intervalo de tiempo sísmico generado 76

Fig. 4.25 Asignación del número de clase y color a las trazas sísmicas 77

Fig. 4.26 Línea sísmica derivada del volumen de facies sísmica con curva gamma ray del pozo CLD0052.

78

Fig. 4.27 Línea sísmica derivada del volumen de facies sísmica con curva gamma ray del pozo CLD0086.

78

Fig. 4.28 Mapa de facies sísmica del horizonte “C-7-X” 79

Fig. 4.29 Mapa de facies sísmica del horizonte “C-6-X” 80

Fig. 4.30 Columna estratigráfica del núcleo BA-2054 84

Fig. 4.31 Modelo sedimentológico para los Miembros “C-6-X” y “C-7-X” 86

Fig. 4.32 Delta del Orinoco (Venezuela). Ambiente sedimentario actual 87

Fig. 4.33 Analogía del Delta del Orinoco con el Delta de la Formación Misoa. Modificado de Escalona 2006

88

Fig. 5.1 Resultados del Análisis Físico-Químico 90

Fig. 5.2 Histograma de Frecuencia para la Densidad del grano en el pozo BA-2054 (Miembro “C-6-X”)

91

Fig. 5.3 Gráfico para el cálculo de los Exponentes de Cementación (m y m*) para el núcleo BA-2054 (Miembro “C-6-X”).

93

Fig. 5.4 Gráfico para el cálculo de los exponentes de saturación (n y n*) 95

Fig. 5.5 Gráfico de capacidad de intercambio catiónico vs. porosidad en el núcleo BA-2054 (Miembro “C-6-X”)

97

Fig. 5.6 Gráfico de lorenz original, pozo BA-2054 (Miembro “C-6-X”) 99

Fig. 5.7 Gráfico de lorenz original, pozo BA-2054 (Miembro “C-7-X”) 99

xi


Fig. 5.8 Gráfico de lorenz original, pozo VLC-950 (Miembro “C-6-X”) 100

Fig. 5.9 Gráfico de lorenz original, pozo VLC-950 (Miembro “C-7-X”) 100

Fig. 5.10 Gráfico de lorenz Modificado, pozo BA-2054 (Miembro “C-6-X”)

101

Fig. 5.11 Gráfico de lorenz Modificado, pozo BA-2054 (Miembro “C-6-X”)

102

Fig. 5.12 Gráfico de lorenz Modificado, pozo VLC-950 (Miembro “C-6-X”)

102

Fig. 5.13 Gráfico de lorenz Modificado, pozo VLC-950 (Miembro “C-7-X”)

103

Fig. 5.14 Perfil de flujo estratigráfico, pozo BA-2054 (Miembro “C-6-X”) 104

Fig. 5.15 Perfil de flujo estratigráfico, pozo BA-2054 (Miembro “C-7-X”) 104

Fig. 5.16 Perfil de flujo estratigráfico, pozo VLC-950 (Miembro “C-6-X”) 105

Fig. 5.17 Perfil de flujo estratigráfico, pozo VLC-950 (Miembro “C-7-X”) 105

Fig. 5.18 Difracción de rayos X, pozo BA-2054 (Miembro “C-6-X”) 106

Fig. 5.19 Difracción de rayos X, pozo BA-2054 (Miembro “C-7-X”) 106

Fig. 5.20 Modelo de arcillosidad (pozo BA-2054) 107

Fig. 5.21 Modelo de porosidad, pozo BA-2054 108

Fig. 5.22 Modelo de permeabilidad, pozo BA-2054 109

Fig. 5.23 Modelo de saturación de agua, pozo BA-2054 110

xii


ÍNDICE DE TABLASÍNDICE DE TABLAS

Página

Tab. 3.1 Lista de pozos con sus topes 21

Tab. 3.2 Valores de los diferentes coeficientes de reacción según el tipo de ión. 28

Tab. 3.3 Modelos de arcillosidad 34

Tab. 3.4 Modelos de Permeabilidad 36

Tab. 5.1 Resistividad del agua de formación 91

Tab. 5.2 Densidad de la matriz 92

Tab. 5.3 Factor de Cementación e Índice de Tortuosidad 94

Tab. 5.4 Calidad del Cemento en función del Exponente de Cementación 94

Tab. 5.5 Valores Resultantes de n y n* 96

Tab. 5.6 Resultados de la ecuación del modelo exponencial de Qv 97

Tab. 5.7 Parámetros de corte 111

Tab. 5.8 Resultado de las evaluaciones petrofísicas, intervalo I-110 111





xiii


ÍNDICE DE ECUACIONESÍNDICE DE ECUACIONES

Página

Ec. 3.1 Balance iónico 27

Ec. 3.2 Cálculo de la salinidad total del agua de formación 29

Ec. 3.3 Cálculo de la resistividad del agua de formación 29

Ec. 3.4 Cálculo del factor de formación 31

Ec. 3.5 Cálculo del índice de resistividad 31

Ec. 3.6 Cálculo de la capacidad de intercambio catiónico 32

Ec. 3.7 Cálculo de la capacidad de intercambio catiónico 32

Ec. 3.8 Indice de arcillosidad 34

Ec. 3.9 Cálculo de la porosidad 35

Ec. 3.10 Modelo lineal de porosidad 35

Ec. 3.11 Modelo Gaymard de porosidad 35

Ec. 3.12 Ecuación de Simandoux 37

Ec. 3.13 Ecuación de Waxman y Smits 37

Ec. 3.14 Conductancia específica equivalente para Waxman-Smits 37

Ec. 5.1 Porosidad de densidad 107

xiv


LISTADO DE ANEXOSLISTADO DE ANEXOS

ANEXO I. MAPAS DE FACIES

ANEXO II. CARTAS SEDIMENTOLÓGICAS

ANEXO III. MAPAS DE FACIES SÍSMICA

ANEXO IV. MAPAS DE ARENA NETA TOTAL

ANEXO V. MAPAS DE ARENA NETA PETROLÍFERA

ANEXO VI. MAPAS DE VOLUMEN DE ARCILLA

ANEXO VII. MAPAS DE SATURACIÓN DE AGUA

ANEXO VIII. MAPAS DE POROSIDAD

ANEXO IX. MAPAS DE PERMEABILIDAD

xv


IIINNNTTTRRROOODDDUUUCCCCCCIIIÓÓÓNNN

La Gerencia de Estudios Integrados desarrolla proyectos con el fin de incrementar las

reservas probada, para esto, existe un procedimiento dentro del cual se realiza la

integración del modelo de ingeniería y el modelo de las geociencias con el propósito

de caracterizar las rocas potencialmente productivas. Dentro de estos modelos se

encuentra el modelo sedimentológico y petrofísico, que para efecto de este trabajo

final de grado constituye la definición del modelo sedimentológico-petrofísico de los

Miembros “C-6-X” y “C-7-X” en el lado deprimido de la falla CLD0050 del Campo

Bloque VIII, el cual, implica determinar la geometría y evaluar la prospectividad de

los cuerpos de arenas.

Con el propósito de cubrir a cabalidad tales objetivos, se llevó a cabo una dinámica

de trabajo de manera sistemática y eficiente, logrando de este modo, de forma

progresiva y organizada la ejecución y el análisis de cada etapa concerniente a los

aspectos geológicos que conlleva este estudio. Esta metodología utilizó la

información de perfiles de pozos, núcleos recuperados y sísmica 3-D, con la intención

de disminuir la incertidumbre geológica, ya que el área de estudio cuenta con poca

data y escasos estudios de este tipo.

Finalmente se presenta a continuación los pasos y resultados en la caracterización

sedimentológica y petrofísica para establecer la reconstrucción ambiental, la

distribución de los depósitos situados en el área para el momento de su formación y

determinar zonas productoras de hidrocarburos.

xvi

1



CAPÍTULO ICCAAPPÍÍTTUULLO IO I

GENERALIDADESGGEENNEERRAALLIIDDAADDEESS

111...111... PPPLLLAAANNNTTTEEEAAAMMMIIIEEENNNTTTOOO DDDEEELLL PPPRRROOOBBBLLLEEEMMMAAA

Hacia la parte Este del Campo Bloque VIII existe una falla principal transcurrente

denominada CLD0050 (Figura 1.1), la cual en su lado levantado posee pozos a nivel

de los Miembros “C-6-X” y “C-7-X” cuyo esquema de explotación ha permitido

incorporar reservas que aumentan el volumen de Petróleo Original en Sitio, esta

afirmación indica que el área del prospecto se encuentra cercana a áreas que han sido

explotadas, lo que representa una evidencia de potencialidad y prospectividad de

hidrocarburos en el lado deprimido de la falla a nivel de los Miembros “C-6-X” y

“C-7-X” de la Formación Misoa de edad Eoceno.

Figura 1.1. Falla CLD0050 y horizonte “C-6-X”

2


Por tal razón la Gerencia de Estudios Integrados Centro Sur Lago propone la

elaboración de un modelo sedimentológico-petrofísico de estos Miembros a través del

presente trabajo final de grado que permite establecer la distribución de las facies y

definir las propiedades petrofísicas con el fin de evaluar la prospectividad del área.

111...222... OOOBBBJJJEEETTTIIIVVVOOOSSS

111...222...111... OOObbbjjjeeetttiiivvvooo GGGeeennneeerrraaalll

Elaborar los modelos sedimentológico y petrofísico de los Miembros “C-6-X” y

“C-7-X”, ubicados en el bloque deprimido de la falla principal CLD0050 al Este del

Campo Bloque VIII, para la determinación de la geometría y distribución espacial de

los cuerpos de arenas, además, la caracterización de las rocas yacimientos, a través de

análisis de núcleos y electrofacies con apoyo de la sísmica 3D, para la demostración

de la prospectividad del área.

111...222...222... OOObbbjjjeeetttiiivvvooosss EEEssspppeeecccííífffiiicccooosss

Modelo sedimentológico

Caracterizar los núcleos BA-2054 y VLC-950.

Interpretar el sistema depositacional en función de sus elementos de arquitectura.

Elaborar mapas de facies.

Modelo petrofísico

Determinar los parámetros petrofísicos de los núcleos BA-2054 y VLC-950.

3


Definir los distintos modelos de evaluación petrofísica a ser aplicados en el área

de estudio.

Elaborar mapas de isopropiedades (arena neta petrolífera, saturación de agua,

porosidad y permeabilidad).

111...333... JJJUUUSSSTTTIIIFFFIIICCCAAACCCIIIÓÓÓNNN EEE IIIMMMPPPOOORRRTTTAAANNNCCCIIIAAA

El Campo Bloque VIII está dividido por una falla principal denominada CLD0050,

que separa un bloque levantado al Oeste y un bloque deprimido al Este. Actualmente

existen cinco pozos en el bloque deprimido de la falla (CLD0014, CLD0027,

CLD0051, CLD0052 y CLD0086), que muestran respuestas de resistividades altas

equivalentes a las resistividades de los pozos del bloque levantado, en el cual, existe

producción. En este sentido, se necesita determinar la potencialidad de los horizontes

“C-6-X” y “C-7-X” mediante un estudio sedimentológico y petrofísico para estos

Miembros, ya que en la actualidad no existen estudios en el bloque deprimido. Así,

este estudio pretende caracterizar los horizontes de interés con información de los

pozos del área y extrapolación de información de pozos adyacentes.

111...444... LLLIIIMMMIIITTTAAACCCIIIOOONNNEEESSS

Este trabajo presenta limitaciones tales como baja densidad de pozos que penetran los

horizontes en estudio, además no existen núcleos en el Campo Bloque VIII en los

intervalos de interés. Por otro lado, a pesar de que se cuenta con la sísmica del Campo

Bloque VIII, esta tiene baja resolución y por ende dificulta la interpretación a través

de la sísmica. Asimismo, el núcleo más cercano seleccionado se encuentra a 8 Km del

área de estudio y no cuentan con análisis sedimentológico lo cual permitiera cotejar

con el Modelo Sedimentológico generado.

4

5



CAPÍTULO IICCAAPPÍÍTTUULLO IO III

MARCO REFERENCIALMMAARRCCO RO REEFFEERREENNCCIIAALL

222...111... UUUBBBIIICCCAAACCCIIIÓÓÓNNN DDDEEELLL ÁÁÁRRREEEAAA DDDEEE EEESSSTTTUUUDDDIIIOOO

El Campo Bloque VIII, perteneciente a la Unidad de Explotación Centro Sur Lago

Distrito Lagunillas, está ubicado en el área central del Lago de Maracaibo, a unos

100 Km al Sureste de la ciudad de Maracaibo. Limita por el Norte con los

Campos Bloque XII y Bloque II, por el Sur y Oeste con el Campo Centro Lago, y

por el Este con el Campo Bloque III. El área de estudio de este proyecto se

encuentra en la parte Este del Campo Bloque VIII (figura 2.1).

LAGO DELAGO DEMARACAIBOMARACAIBO

XIII

Lagotreco Tierra EsteLiviano

Centro Sur LagoCentro Sur Lago

Lagocinco

BA Lago

Campo Bolque VIIIMaracaibo

10 Km

Figura 2.1. Ubicación del área de estudio

6


222...222... GGGEEEOOOLLLOOOGGGÍÍÍAAA RRREEEGGGIIIOOONNNAAALLL

222...222...111... EEExxxttteeennnsssiiióóónnn dddeee lllaaa CCCuuueeennncccaaa dddeee MMMaaarrraaacccaaaiiibbbooo

La Cuenca de Maracaibo, es una depresión triangular limitada por la falla de Oca

en el Norte, la serranía de Trujillo en el Este, los Andes de Mérida en el Sureste, y

la Serranía de Perijá y Los Motilones en el Oeste, Pestman et al (1998). Tiene un

área de 47.705 Km2, de los cuales 45.505 Km2 pertenecen a Venezuela y unos

2.200 Km2 a Colombia. Además, tiene un espesor máximo de sedimentos

Cretácicos y post-Cretácicos de aproximadamente 11.000 m. (36.000 pies). El eje

de la cuenca es paralelo y muy cercano al piedemonte andino, Kiser (1992). Al

Este de la Serranía de Trujillo están las napas de Lara plegadas en un anticlinorio

de dirección NE-SW. La Cuenca de Maracaibo constituye un área de antepaís

construido sobre el bloque de Maracaibo que es un bloque triangular limitado por

las fallas de Oca, Boconó y Santa Marta-Bucaramanga, Colleta y Roure (1997).

(figura 2.2).

Figura 2.2. Cuenca de Maracaibo y sus principales fallas geológicas

7


222...222...222... MMMaaarrrcccooo eeessstttrrraaatttiiigggrrráááfffiiicccooo

La columna estratigráfica de la Cuenca de Maracaibo está integrada desde el

Basamento ígneo-metamórfico hasta la Formación El Milagro de edad

Pleistoceno. Figura 2.3.

Figura 2.3. Columna estratigráfica regional de la Cuenca de Maracaibo

8


2.2.3. Evolución sedimentaria

2.2.3.1. Jurásico

Durante el Jurásico ocurrió sedimentación continental sobre el basamento

cristalino de capas rojas, volcánicas de diversa índole y eventualmente clásticos y

calizas de invasiones marinas, existiendo evidencia de ello en las penínsulas de La

Guajira (grupos Cojoro y Cocinas) y en la Formación La Quinta Fólder (1980) y

WEC (1997).

2.2.3.2. Cretácico

Durante el Cretácico temprano la sedimentación, fue controlada en su inicio por el

sistema de fallas de los grábenes jurásicos, como se puede evidenciar en los

espesores de los clásticos arenosos de la Formación Río Negro, los cuales varían

desde más de dos kilómetros en el Surco de Machiques, hasta unos pocos metros

en algunas localidades del Flanco Norandino. Después, la subsidencia se

estabilizó y el Grupo Cogollo (carbonático) se depositó en un extenso mar

epicontinental transgresivo. El equivalente clástico lateral hacia el Cratón o

Escudo de Guayana lo conforma la Formación Aguardiente WEC (1997). Las

areniscas de las Formaciones Río Negro y Aguardiente son todavía

principalmente continentales pero marcan la llegada de la subsidencia termal en la

cuenca de Maracaibo Colleta et al (1997).

Durante el Cretácico tardío la transgresión continúa y alcanza su máxima

extensión sobre Venezuela entre el Turoniense y el Cenomaniense. La Formación

La Luna representa la sedimentación de este tiempo en la Cuenca de Maracaibo,

esta formación se caracteriza por su litología calcárea, lutítica y ftanítica, ricas en

materia orgánica y además, es la roca madres por excelencia.

9


El Cretácico Tardío en Venezuela finaliza durante el Maastrichtiense con

unidades regresivas respecto a los ambientes más profundos de la roca madre. En

Perijá y la Cuenca de Maracaibo, la Formación La Luna pasa verticalmente a

calizas glauconíticas (Miembro Socuy) y lutitas oscuras y areniscas delgadas de

las Formaciones Colón y Mito Juan. En el Flanco Norandino se encuentra el

Miembro Tres Esquinas glauconítico-fosfático como posible equivalente

diacrónico del Miembro Socuy y luego las lutitas de la Formación Colón

WEC, (1997).

2.2.3.3. Paleoceno

El límite Cretácico-Paleoceno marca un cambio importante en el régimen

tectónico del noroeste de Suramérica. El paleoceno se caracterizó por la

orogénesis de la Cordillera Occidental de Colombia, levantamiento de la

Cordillera Central de Colombia preexistente y una cuenca antepaís al Este de la

misma. Esta cuenca fue colmatada por sedimentos molásicos conocidos en el

piedemonte llanero y la Cuenca de Maracaibo, como Grupo Orocué. Al Este de

esta cuenca, en la parte central y oriental de la Cuenca de Maracaibo, se desarrolló

un área plataformal, conocida como plataforma de Maracaibo. Esta plataforma

constituye una flexura relacionada al desarrollo de la cuenca antepaís. La

sedimentación Paleocena, principalmente fue al Oeste del actual lago de

Maracaibo, y está representado por el Grupo Orocué (que consiste de las

formaciones Catatumbo, Barco y Los Cuervos) y sus equivalentes laterales, la

Formación Lisama (Medio Magdalena) y la Formación Marcelina (Zulia

noroccidental). En la plataforma de Maracaibo, sólo se depositó la Formación

Guasare, en el Paleoceno temprano.

Durante el Paleoceno tardío ocurrió el emplazamiento de las Napas de Lara al

Este de la Cuenca de Maracaibo, el cual, no permitió la sedimentación

Pestman et al (1998).

10


2.2.3.4. Eoceno

Durante el Eoceno, en la cuenca del Lago de Maracaibo existió un marco

sedimentario complejo que se caracterizó por sistemas deltaicos-estuarinos,

fluvio-costeros y marinos, en diferentes ubicaciones geográficas delante de los

frentes de corrimiento, ya sea el de Perijá o el relativamente más joven del Estado

Lara, hacia el este. Las Formaciones Barco-Los Cuervos y Mirador-Carbonera,

representan dos pulsos semejantes de ambientes fluvio-deltaicos entre el

Paleoceno y el Eoceno medio en el occidente de la Cuenca de Maracaibo, en su

parte central, las Formaciones Guasare, Trujillo, Misoa, Caús y Paují constituían

los equivalentes más marinos de los primeros, con una profundización paulatina

de los ambientes hacia el noreste WEC (1997).

2.2.3.5. Oligoceno

Durante el Oligoceno, la acumulación de sedimentos en la Cuenca de Maracaibo

fue preservada mayormente hacia sus flancos, al Oeste los clásticos arenosos de

las Formaciones Carbonera y Ceibote (Grupo El Fausto), al Sur y Este los

clásticos finos de la Formación León y hacia el centro del Lago de Maracaibo. La

Formación Icotea, la cual ha sido asignada por diversos autores al Oligoceno, se

encuentra sólo en depresiones controladas estructuralmente, su litología

característica es de limolitas y arcilitas, con cantidades menores de areniscas.

2.2.3.6. Neógeno

El Neógeno está representado por el levantamiento andino que genera la

sedimentación de importantes espesores de molasa (Grupo Guayabo: Formaciones

La Villa, La Puerta y El Milagro), los cuales llegan a alcanzar los 5 kilómetros

(más de 15000 pies) en algunas localidades tanto en el flanco norandino como el

surandino. En la Sierra de Perijá, el Grupo El Fausto es la unidad equivalente

molásica, relacionada en este caso con las montañas de los frentes de deformación

11


en el límite occidental de la Cuenca de Maracaibo. Hacia el centro y oeste del

Lago de Maracaibo, unidades como las Formaciones La Rosa y Lagunillas

anteceden a los ambientes distales de las molasas andina y perijanera. La

Formación Lagunillas suprayace transicionalmente a la anterior y está constituida

por sedimentos de ambientes someros transicionales, costeros y hasta

continentales, que alcanzan más de 1000 m de espesor hacia el centro del Lago de

Maracaibo, su edad, Mioceno Medio a Tardío, es correlativa con la Formación La

Puerta y parte de los Grupos Guayabo y El Fausto.

222...333 GGGEEEOOOLLLOOOGGGÍÍÍAAA LLLOOOCCCAAALLL

222...333...111 MMMaaarrrcccooo eeessstttrrraaatttiiigggrrráááfffiiicccooo

En el Campo Bloque VIII las rocas sedimentarias del Cretáceo son las más

antiguas. Estas forman parte del Grupo Cogollo el cual yace discordante sobre el

basamento igneo-metamórfico. Suprayacente al Grupo Cogollo se presenta la

Formación La Luna caracterizada por presentar sedimentos depositados en un

ambiente euxinico-restringido y finalmente rellenando la cuenca del Cretáceo se

depositaron las lutitas de la Formación Colón y las areniscas de la Formación

Mito Juan.

El Paleógeno, está representado por la Formación Guasare de edad Paleocena que

yace concordante sobre el Cretáceo y por los sedimentos del Eoceno que se

encuentran representados en el Campo Bloque VIII por las arenas “C” y la parte

basal de las arenas “B” pertenecientes a la Formación Misoa y depositadas

discordantemente sobre el Paleoceno.

Las areniscas de la Formación Misoa constituyen los yacimientos más importantes

de hidrocarburos en la Cuenca de Maracaibo. Informalmente, ha sido dividida en

dos unidades denominadas “B” y “C”, basándose solamente en las características

que presentan los sedimentos a nivel de los registros eléctricos.

12


Los sedimentos de las arenas informales “B” fueron depositados en el área del

Campo Bloque VIII, en algunos bolsillos tectónicos formados durante un evento

tectónico previo a la sedimentación de los mismos, durante el siguiente evento

tectónico fueron levantados y posteriormente erosionados por la Discordancia del

Eoceno. La discordancia del Eoceno esta representada por un hiatus de

aproximadamente 20 millones de años entre los sedimentos del Eoceno y los

sedimentos suprayacentes de la Formación la Rosa de edad Mioceno.

Las arenas “C” fueron divididas en siete miembros informales que de base a tope

se identifican como Miembro “C-7-X”, “C-6-X”, “C-5-X”, “C-4-X”, “C-3-X”,

“C-2-X” y “C-1-X”, todos presentes en el área de Bloque VIII (Figura 2.4). Solo

los miembros “C-6-X” y “C-7-X” son estudiados y analizados en este trabajo.

Figura 2.4. Columna estratigráfica del Campo Bloque VIII y horizontes de estudio

13


222...333...222... SSSeeedddiiimmmeeennntttooolllooogggíííaaa

La Formación Misoa se caracteriza por la alternancia de areniscas y lutitas, a la

cual, se le ha interpretado un ambiente depositacional sobre planicie deltaica y de

plataforma dominados por procesos mareales y fluviales, similares a los actuales

procesos depositacionales del delta del Orinoco en el oriente de Venezuela.

Las facies reconocidas en los núcleos, se clasifican en tres grupos: (1) facies de

arenisca de grano grueso a grano fino que contienen estratificación cruzada,

laminación ondulada y restos de plantas. Esta facies es abundantes en los canales

distributarios y barras de mareas, (2) facies heterolítica, son las facies más

comunes de los núcleos y está presente en las barras de mareas, canales de mareas

y llanura de mareas, las estructuras sedimentarias de esta facies son estratificación

flaser, estratificación bidireccional y laminación ondulada y (3) facies de lutita,

son poco abundantes y se caracteriza por laminaciones onduladas y paralelas,

estratificación masiva y restos de plantas, además, tiene un rango de ambiente

depositacional de planicie deltaica inferior a marino abierto (Escalona y Mann,

2006).

222...333...333... MMMaaarrrcccooo eeessstttrrruuuccctttuuurrraaalll

El Campo Boque VIII está dividido por una falla principal denominada CLD0050,

esta falla se caracteriza por su desplazamiento trascurrente sinestral con 2 Km de

movimiento y componente inversa con 350 pies de movimiento, su rumbo es

NNE-SSO, generando un bloque levantado al Oeste y uno deprimido al Este.

Ortogonal a la falla principal aparece una familia de fallas normales que generan

grábenes, la complejidad estructural aumenta hacia el Norte (figura 2.5)

14


Figura 2.5. Mapa estructural del Miembro “C-6-X”

15


222...444... AAANNNTTTEEECCCEEEDDDEEENNNTTTEEESSS

El Campo Bloque VIII, fue descubierto en 1957 con el pozo CLD0002 y desde

entonces produce de la formación Misoa del Eoceno y de las formaciones Maraca,

Lisure y Apón del Cretáceo. La producción del Campo Bloque VIII se ha basado

principalmente en la explotación de los miembros “C-2-X”, “C-4-X” y “C-5-X”

del Eoceno, siendo este último el más prolífero y responsable de cerca del 50% de

la producción acumulada para diciembre de 2005, la cual alcanza unos 126.1

MMBLS. El volumen de petróleo original en sitio (POES) oficial para estos

miembros es de 751.6 MMBLS. Entre los estudios realizados en Campo

Bloque VIII se encuentran:

Dugarte (1997), hace una revisión petrofísica de los yacimientos del Eoceno “C”

del Campo Bloque VIII, el cual observa en las evaluaciones petrofísicas, una

continuidad lateral en las areniscas prospectivas de los yacimientos “C-2”, “C-4”

y “C-5”, encontrando las arenas más prospectivas de “C-2” y “C-4” hacia el tope

de estos yacimientos y “C-5” hacia la parte media y base de este yacimiento.

Además, determinó una porosidad promedio de 20%. Este autor usa el modelo de

Waxman-Smits, el cual, fue el más aceptado para la evaluación debido a la alta

arcillosidad.

Landaeta et al (2001), realizaron un estudio integrado del Campo Bloque VIII

para los Miembros “C-2-X”, “C-4-X” y “C-5-X”, en la cual, desarrollaron un

modelo estático que comprende los modelos estructural, estratigráfico,

sedimentológico y petrofísico. Dentro del modelo sedimentológico se interpretan

canales distributarios y de mareas, barras de mareas, planicies interdistributarias

con influencia de mareas y canales fluviales estuarinos, además, realizan un

estudio petrográfico con interpretaciones diagenéticas y estudio de microscopía

electrónica (SEM). Dentro del modelo petrofísico se determinó la calidad de la

roca en función de sus parámetros petrofísicos.

16


Tineo (2002), realiza un modelo estratigráfico-sedimentológico de los Miembros

“C-6-X” y “C-7-X” de la Formación Misoa en el área de Bloque VIII y Domo

Norte de Centro Lago, a partir de análisis núcleos y perfiles, en la cual, hace

correlaciones por la metodología de estratigrafía secuencial, además, los núcleos

del área de estudio no cortan la sección de interés completamente, debido a esto,

analizan un núcleo de un campo vecino (pozo BA-2054) para extrapolar la

información al área de estudio, arrojando resultados de electrofacies equivalentes.

Este autor interpreta para los Miembros “C-6-X” y “C-7-X” de la Formación

Misoa un sistema deltaico retrogradacional, siendo “C-7-X” un ambiente deltaico

alto, que se caracteriza por un complejo de canales distributarios, canal fluvial,

abanicos de rotura, barra de desembocadura y bahía interdistributaria. Mientras

que el Miembro “C-6-X”, interpretado como un ambiente deltaico con influencia

marina, se caracteriza por presentar canales de marea, canales distributarios

apilados, barra de desembocadura o de marea, llanura de marea y prodelta.

Sánchez (2002), diseña un modelo petrofisico del Miembro “C-6-X” de la

Formación Misoa en el área del Campo Bloque VIII e identifica tipos de rocas o

petrofacies tales como: macroporosas, mesoporosas, microporosa y nanoporosa

las cuales se determinaron a partir de las curvas de presión capilar por inyección

de mercurio y a través de la relación porosidad versus permeabilidad y el radio de

garganta de poro determinado fue el de R50. Además para efectuar la evaluación

de los pozos, determinó los parámetros petrofisicos a, m, n y Rw a partir de

análisis especiales de núcleos, análisis físicos químicos de agua y perfiles

eléctricos. También utilizó los datos de núcleos y perfiles de los pozos claves para

realizar la extrapolación al resto de los pozos, con el modelo de Simandoux

modificado, finalizando con la generación de mapas de isopropiedades donde se

observa los mejores tipos de rocas en dirección norte-sur y realizó la

redistribución de producción en el Miembro.

Salazar (2004), realiza un modelo estructural-petrofísico en el Miembro “C-6-X”

del Bloque VIII, el cual, menciona una provincia “Strike slip” para el área, con

17


esfuerzos transpresivos y transtensivos. Además, presenta las arenas netas

pretolíferas con espesores entre 10 y 72 pies, donde la mayor concentración de

hidrocarburos con mayores porosidades se encuentra hacia el Norte.

Escalona et al (2006), realiza una interpretación estratigráfica secuencial

detallada utilizando data sísmica y más de 300 pozos de los sedimentos del

Eoceno en los Campos Centro Lago y Bloque VIII, donde los primeros 820 pies

de espesor corresponden a una sucesión agradacional de areniscas fluviodeltaicas,

suprayacente a esta aparece una sucesión de 1968 pies de espesor

retrogradacional de areniscas y lutitas marinas somera conteniendo unidades

menores progradacionales. La parte superior de la secuencia del Eoceno está

representada por una sucesión de 328 pies de espesor agradacional de areniscas

fluviodeltaicas.

18

19



CAPÍTULO IIICCAAPPÍÍTTUULLO IO IIIII

MARCO METODOLÓGICOMMAARRCCO MO MEETTOODDOOLLÓÓGGIICCOO

333...111... MMMEEETTTOOODDDOOOLLLOOOGGGÍÍÍAAA AAAPPPLLLIIICCCAAADDDAAA

En la figura 3.1 se muestra un flujograma donde se resume, la metodología empleada

durante la elaboración del proyecto.

Figura 3.1. Flujograma de trabajo

20


333...222... RRREEECCCOOOPPPIIILLLAAACCCIIIÓÓÓNNN DDDEEE LLLAAA IIINNNFFFOOORRRMMMAAACCCIIIÓÓÓNNN EEEXXXIIISSSTTTEEENNNTTTEEE DDDEEELLL ÁÁÁRRREEEAAA DDDEEE

EEESSSTTTUUUDDDIIIOOO

Esta etapa consistió en la búsqueda de información documental, la cual, fue

suministrada por el centro de información técnica de PDVSA (CITEP), la

información comprende de:

Carpetas de pozos “well file” y carpetas de registro de los pozos mencionados en

la tabla 3.1.

Análisis convencionales y especiales de los núcleos VLC-950 y BA-2054.

Análisis físico-químico de aguas de formación de los pozos CLD0014, CLD0017,

CLD0084 y CLD0086.

Informes técnicos, mapas geológicos y tesis de grado.

Esta es la información original recopilada con la que se trabajó durante la validación.

Además, fue descargada la información oficial de la base de datos de PDVSA

(FINDER), tales como: datos generales de los pozos, horizontes geológicos,

desviaciones y curvas de los pozos, para compararla con la información original.

POZO FS110 FS120 FS130 FS140 FS150 SB54

BA-2054 13851 13989 14132 14298 14367 14534

CLD0003 12216 12459 NP NP NP NP

CLD0008 12282 NP NP NP NP NP

CLD0014 12692 12898 13125 13305 13458 NP

CLD0017 12235 12443 12594 12747 12890 13101

CLD0022 11862 12048 12238 12396 NP NP

CLD0028 12184 12385 NP NP NP NP

CLD0049 12220 12410 12551 12702 12835 13042

Tabla 3.1. Lista de pozos con sus topes

21


CLD0050 12282 12493 12672 12865 12988 13259

CLD0051 12271 12476 12612 12785 12913 13159

CLD0052 12669 12859 13022 Falla 13177 13371

CLD0054 12412 12617 12823 12969 13106 13323

CLD0056 12246 12466 12613 12789 12905 13086

CLD0084 12286 12505 12653 12827 12928 NP

CLD0085 12202 12419 12598 12796 12925 13124

CLD0086 12618 12872 13057 13233 13334 13561

VLC0950 13037 13175 13341 13462 13567 13752

333...333... VVVAAALLLIIIDDDAAACCCIIIÓÓÓNNN DDDEEE LLLAAA IIINNNFFFOOORRRMMMAAACCCIIIÓÓÓNNN

Una vez obtenida la información oficial en FINDER, esta fue comparada con la

información suministrada por CITEP de la siguiente forma:

Los datos generales de los pozos, horizontes geológicos y desviaciones fueron

comparados con la información de las carpetas de pozos y carpetas de registro de

pozos.

Para las curvas de pozos, se realizó la búsqueda de las imágenes de las curvas

rasterizadas con formato “tiff” en la base corporativa de la empresa mediante el

programa File Transfer Processing (FTP), y se cargaron dentro de la base de

datos del programa Neuralog, donde se encuentra el proyecto. Luego, se

seleccionaron los registros que cumplieron con las normas requeridas por el

Manual de Procedimiento de Ambiente Integrado E&P y se realizó un mallado

sobre las imágenes escogidas, dándole las mismas características tales como

profundidad, unidad de medida, tipo de curva u otros, que posee la imagen

original. Posteriormente se procedió a montar sobre el mallado realizado las

22


curvas con formato “las” oficiales que se tienen del pozo en estudio, con el fin de

validar las curvas mediante la observación de ambos formatos superpuestos. En

algunos casos estas curvas no coincidían o la información estaba errada, entonces

se procedió a realizar la digitalización.

333...444... CCCAAALLLIIIBBBRRRAAACCCIIIÓÓÓNNN NNNÚÚÚCCCLLLEEEOOO PPPEEERRRFFFIIILLL

La calibración núcleo-perfil de los pozos VLC-950 y BA-2054, se efectuó de manera

manual comparando el registro core gamma con el registro del pozo por tramos desde

el fondo hacia superficie y determinando el desfase en pies existente en cada sección

para realizar la descripción de los núcleos. Luego, se realizó la calibración de manera

digital utilizando el programa Microsoft Excel para realizar el modelo petrofísico.

Los registros utilizados para esta actividad fueron a profundidad “Measured Depth”

(MD) y a escala 1:200.

333...555... MMMOOODDDEEELLLOOO SSSEEEDDDIIIMMMEEENNNTTTOOOLLLÓÓÓGGGIIICCCOOO

333...555...111... DDDeeessscccrrriiipppccciiióóónnn dddeee nnnúúúcccllleeeooo...

Se efectuó la descripción macroscópica de los núcleos VLC-950 y BA-2054 tomadas

a las profundidades de 13780 a 13100 pies y 14513 a 13800 pies respectivamente, en

los cuales, se identificaron las litofacies sedimentarias definidas por Rodríguez (1986)

estas son:

23


Facies de arenisca

Facies S: areniscas de grano grueso a conglomerático, subangular a

subredondeado, pobre a moderadamente escogido, con abundantes restos de

plantas y clastos de arcilita. Localmente puede observarse estratificación cruzada.

Facies S3: areniscas de grano medio a grueso, subangular a subredondeado,

moderada a bien escogida, con intercalaciones esporádicas de lentes y clastos de

lutita.

Facies S11: areniscas de grano fino a medio, subangular a subredondeado bien a

muy bien escogida, no muestra intercalaciones de lentes de lutitas. Localmente

puede observarse estratificación cruzada.

Facies S1: areniscas de grano fino a medio, subangular a subredondeado, bien

escogida, con abundantes intercalaciones de lentes continuos de lutita y con

estratificación cruzada.

Facies S2: areniscas de grano muy fino a limolítico, subangular a subredondeado

muy bien escogida, con intercalaciones de lentes discontinuos de lutita. Presenta

estratificación tipo rizadura, flaser y estructura de carga.

Facies heterolítica

Facies H: lutitas, gris, finamente laminada. Comúnmente presenta lentes de limo

o arena de grano fino. Se observa estructura de carga.

Facies de lutita

Facies L: lutitas, gris oscura, muy finamente laminada, con intercalaciones locales

de lentes limolítico.

También se identificaron superficies de inundación (FS), superficies erosivas (SB),

granulometría, grado de angularidad, grado de escogimiento, estructuras

24


sedimentarias, contenido de fósiles e ichnofósiles, ciclos, tipo de contacto y tipo de

matriz, la cual fue utilizada para elaborar las cartas sedimentológica de los núcleos.

Se debe acotar que en los núcleos analizados, se identificaron facies bioturbadas, y se

les asigna la misma nomenclatura descrita anteriormente seguida de la letra “B” para

indicar la condición de bioturbación.

333...555...222... DDDeeefffiiinnniiiccciiióóónnn dddeee uuunnniiidddaaadddeeesss yyy aaammmbbbiiieeennnttteee ssseeedddiiimmmeeennntttaaarrriiiooo...

Se definieron las unidades sedimentarias analizando la evolución vertical de las

facies, es decir, agrupándolas en función a sus relaciones genéticas de depositación.

Además, se le asoció el modelo de facies de Walker (1992) comparando este modelo

con la descripción de los núcleos y en función de la asociación de unidades

sedimentarias se interpretó el ambiente depositacional. Estas unidades sedimentarias

fueron calibradas con la curvas gamma ray de los pozos VLC-950 y BA-2054.

Luego de la calibración de unidades sedimentarias con la curva gamma ray, se

definieron las electrofacies asociando la respuesta gamma ray en función de las

unidades sedimentarias para realizar la carta sedimentológica, además, esta

información se extrapoló al área de estudio para definir la geometría de los cuerpo

sedimentarios.

333...555...333... EEElllaaabbbooorrraaaccciiióóónnn dddeee lllaaa cccaaarrrtttaaa ssseeedddiiimmmeeennntttooolllóóógggiiicccaaa...

Luego de obtener la información de los núcleos, se procedió a realizar las cartas

sedimentológicas utilizando el programa MicroStation con el formato de la

figura_3.2.

25


UNIDADES LITOESTRATIGRAFICAS

GRANULOMETRIA

PRO

FUN

DID

AD (P

IES)

CIC

LIO

S GR

0 150Car

bón

Lutit

aLi

mol

ita

Aren

isca

med

iaAr

enis

ca fi

naA

reni

sca

muy

fina

Aren

isca

gru

esa

Con

glom

erad

oC

aliz

a FAC

IES

UN

IDAD

ES

SED

IMEN

TAR

IAS

OBSERVACIONES

ES

TRAT

IGR

AFIA

S

EC

UE

NC

IAL

Figura 3.2. Formato de la carta sedimentológica

El formato contiene nueve columnas referidas a unidades estratigráficas,

granulometría, profundidad en pies, ciclos sedimentarios, curva gamma ray, facies

sedimentarias, unidades sedimentarias, observaciones y estratigrafía secuencial.

333...666... MMMOOODDDEEELLLOOO PPPEEETTTRRROOOFFFÍÍÍSSSIIICCCOOO

333...666...111... CCCááálllcccuuulllooo dddeee lllaaa rrreeesssiiissstttiiivvviiidddaaaddd dddeeelll aaaggguuuaaa dddeee fffooorrrmmmaaaccciiióóónnn

La resistividad del agua de formación es un parámetro petrofísico eléctrico, la

metodología utilizada para su caracterización y cálculo se basa en el uso de análisis

fisicoquímicos del agua de formación y la aplicación de los métodos de Stiff y Sulin

que permitieron establecer un origen e identidad característica para el agua de

formación.

Primera validación:

La revisión de las fichas de pozos, permitió asociar cronológicamente la fecha

de toma de las muestras de agua con los intervalos abiertos a producción del

pozo, y determinar si el agua de formación proviene de las arenas del

yacimiento en estudio.

Se realizó el primer descarte de muestras, tomando en consideración los siguientes

criterios:

26


Análisis con datos incompletos: fecha de muestreo, pH, concentración de

iones.

Muestras contaminadas por fluidos de perforación, completación,

estimulaciones, fracturamientos o acidificaciones, entre otros. Por esta razón,

fueron descartadas las muestras con PH menor a 7, indicando que el pozo ha

sido sometido a algún trabajo de rehabilitación, alterándose así las

propiedades físico-químicas del agua de formación.

Segunda validación:

Un análisis de agua es representativo cuando tiene un buen balance iónico entre sus

cationes y aniones, es decir, cuando posee cargas eléctricas iguales. Para hacer dicho

balance la concentración de cada ión reportado en el análisis físico-químico, debe ser

expresado en miliequivalentes por litros (meq/lts).

La expresión matemática que rige el proceso es la siguiente:

…(3.1)xCRltsóppmmgriónltsMeq ///

El CR (Coeficiente de Reacción) no es más que la medida normalizada de los

cationes y los aniones disueltos en el agua y es igual a la valencia entre peso

molecular del ión.

En la tabla 3.2 podemos ver de acuerdo al ión los diferentes valores de Coeficiente de

Reacción

27


Tabla 3.2. Valores de los diferentes coeficientes de reacción según el tipo de ión.

Ión Coeficiente de Reacción

Sodio 0.4348

Magnesio 0.0823

Calcio 0.0499

Hierro 0.0358

Cloruro 0.0282

Sulfato 0.0208

Carbonato 0.0333

Bicarbonato 0.0164

Bario 0.0145

Aluminio 0.1112

Flúor 0.0526

Bromo 0.0125

Para que un análisis sea considerado como representativo debe estar balanceado

iónicamente, es decir, se verificó que la suma de los pesos equivalentes (meq/L) de

los iones positivos (cationes) sea igual a la suma de los iones negativos (aniones), por

lo que se rechazaron las muestras cuyo balance iónico fue distinto de cero o se alejaba

mucho de este valor, por lo que se decidió trabajar con un grado de tolerancia (0,20).

333...666...222... CCCaaarrraaacccttteeerrriiizzzaaaccciiióóónnn dddeeelll aaaggguuuaaa dddeee fffooorrrmmmaaaccciiióóónnn yyy dddeeettteeerrrmmmiiinnnaaaccciiióóónnn dddeee sssuuu rrreeesssiiissstttiiivvviiidddaaaddd

Para clasificar las aguas de formación de acuerdo a su composición química, se

utilizó el sistema propuesto por Sulin, diferenciándolas como meteóricas y connatas.

28


Para definir el patrón de agua de formación se elaboraron los diagramas de

composición química propuestos por Stiff.

Para el cálculo del valor de Rw se utilizó un formato de calculo (.xls) de la

corporación, este permitió a partir de la concentración de iones y aniones, reducir la

composición química de la muestra de agua a una equivalente en cloruro de sodio

(NaCl) por medio de unos factores de conversión o factores multiplicadores, y

determinar así el tipo de agua de formación, su resistividad, concentración total de

sólidos disueltos y la huella característica de la misma.

Para obtener la salinidad total del agua de formación en equivalentes de NaCl, se

suman las partes por millón de cada ión una vez multiplicados por su factor de

conversión correspondiente.

…(3.2)FconviónppmlenteNaClotalEquivaSalinidadT */

La concentración total de sólidos disueltos se obtuvo al sumar las partes por millón de

los iones presentes en el agua de formación.

Para obtener la Rw del agua a temperatura de superficie (75°F) se utilizo la siguiente

ecuación:

995.05.36470123.0º75@

ppmNaClFRw

…(3.3)

Este procedimiento se aplicó a cada uno de los análisis físico-químicos disponibles,

para así, una vez agrupada la información por área y fecha, proceder a realizar un

análisis estadístico descriptivo (análisis de frecuencia) que permitió, mediante el

ordenamiento sistemático de una colección de valores de la variable en estudio (Rw),

mostrar con exactitud una colección de información cuantitativa en una forma más

concisa y conveniente que la colección original, facilitando su interpretación e

29


30

indicando la frecuencia de ocurrencia de dichos valores, obteniendo así los valores de

concentración total de sólidos disueltos y de Rw más representativos.

333...666...333... DDDeeettteeerrrmmmiiinnnaaaccciiióóónnn dddeee lllooosss pppaaarrrááámmmeeetttrrrooosss pppeeetttrrrooofffííísssiiicccooosss

Se verificó en los análisis de núcleos recopilados, las pruebas de factor de formación

(FF), índice de resistividad (IR), densidad de grano ( g) y capacidad de intercambio

de cationes (CIC) a diferentes profundidades de la roca yacimiento.

Se clasificaron los datos de los análisis antes mencionados por intervalos dentro del

miembro estudiado, para así calcular los parámetros petrofísicos de roca como sigue:

333...666...333...111 DDDeeennnsssiiidddaaaddd dddeee lllaaa mmmaaatttrrriiizzz dddeee fffooorrrmmmaaaccciiióóónnn ((( mammaa)))

Para poder llegar a conocer la densidad de la matriz que predomina en la arena se

realizaron los histogramas de frecuencia con los valores de densidad de grano. Para

esto se graficaron valores de frecuencia de densidad de grano en función de los

valores de densidad de grano en un único gráfico, obtenidos de los análisis

convencionales de los pozos con núcleo. Luego de haber realizado dichos

histogramas, se determina el valor más representativo de la densidad de matriz.

333...666...333...222... EEExxxpppooonnneeennnttteee dddeee ccceeemmmeeennntttaaaccciiióóónnn (((mmm))) yyy cccoooeeefffiiiccciiieeennnttteee dddeee tttooorrrtttuuuooosssiiidddaaaddd (((aaa)))

Utilizando los valores tabulados de factor de formación en función de porosidad

proveniente de los análisis especiales de los núcleos, se realizaron gráficos del factor

de formación (FF) en función de la porosidad (PHI), ambos en escala logarítmica. Si

los puntos graficados definen una tendencia lineal, la tortuosidad (a) es el intercepto


en la ordenada, mientras que la pendiente de la recta define el exponente de

cementación (m).


maRwRoFF

…(3.4)

Para el cálculo del exponente de cementación corregido por arcillosidad m* se utiliza

el mismo procedimiento descrito anteriormente pero tomando los valores de factor de

formación corregidos por arcillosidad.

333...666...333...333... EEExxxpppooonnneeennnttteee dddeee sssaaatttuuurrraaaccciiióóónnn (((nnn)))

El exponente de saturación (n) representa la pendiente de la relación entre el índice de

resistividad y la saturación de la solución salina utilizada en la prueba de laboratorio,

que generalmente es un valor cercano a dos (2).

Se gráfica en papel log-log el índice de resistividad (IR) vs. la saturación de agua

(Sw) para todas las muestras con las cuales se realizó la prueba, se calcula la

pendiente de la recta de mejor tendencia y así se define el exponente de saturación

(n).


nwSRo

RtIR 1…(3.5)

Para el cálculo del exponente de saturación corregido por arcillosidad n* se utiliza el

mismo procedimiento descrito anteriormente pero tomando los valores de índice de

resistividad corregidos por arcillosidad.

31


333...666...333...444... CCCaaapppaaaccciiidddaaaddd dddeee iiinnnttteeerrrcccaaammmbbbiiiooo cccaaatttiiióóónnniiicccooo pppooorrr uuunnniiidddaaaddd dddeee vvvooollluuummmeeennn pppooorrrooosssooo...

La capacidad de intercambio catiónico (CIC) se obtiene del laboratorio como parte de

los análisis especiales de núcleo, para luego poder llegar a hallar el término Qv, como

un valor de la roca reservorio que representa la capacidad de intercambio catiónico

por unidad de volumen poroso, se calcula de la siguiente expresión:

xmaxCICxQv

1001

…(3.6)

Para el cálculo de una ecuación de Qv acorde al yacimiento, se grafican en papel

semilogarítmico los valores obtenidos de Qv, en función de la porosidad, para cada

una de las muestras que se trabajaron en el laboratorio para dicha prueba, la ecuación

de la recta resultante de la regresión de los puntos define la ecuación a utilizar para el

calculo del Qv del yacimiento, dicho Qv se usará en la ecuación de la saturación de

agua para formaciones arcillosas. En muchos casos también se puede representar

mediante la siguiente ecuación, que representa el modelo exponencial utilizado en las

evaluaciones petrofísicas realizadas:

BAeQv …(3.7)

333...666...444... DDDeeettteeerrrmmmiiinnnaaaccciiióóónnn dddeee uuunnniiidddaaadddeeesss dddeee fffllluuujjjooo...

Se utilizó la metodología propuesta por Lorenz

Gráfico Estratigráfico de Lorenz Original (SMLP)

Este gráfico ofrece una guía sobre el número de unidades de flujo en el intervalo

estudiado, necesarias para honrar el marco geológico del yacimiento, además de

permitir realizar una selección preliminar de los intervalos que representaría a las

unidades de flujo (topes y bases). Para la construcción del SMLP (“Stratigraphic

32


Modified Lorenz Plot”) se graficó el porcentaje de capacidad de flujo (K*h)

acumulado contra el porcentaje de capacidad de almacenamiento (PHI*h) acumulado,

ordenados en secuencia estratigráfica y utilizando los datos de porosidad y

permeabilidad de los análisis convencionales de núcleo. Cada punto de inflexión de la

curva o cambio de pendiente representa un cambio en el comportamiento del flujo, y

por ende una unidad de flujo distinta.

Gráfico de Lorenz Modificado (MLP)

El gráfico de Lorenz modificado (“Modified Lorenz Plot”) permite jerarquizar las

unidades de flujo seleccionadas de acuerdo a sus relaciones K/PHI permitiendo

comparar sus propiedades visualmente. Para su elaboración se graficó el porcentaje

de capacidad de flujo acumulado contra el porcentaje de capacidad de

almacenamiento acumulado para cada unidad de flujo, luego de ser ordenadas estas,

en orden ascendente según su relación K/PHI.

Perfil de Flujo Estratigráfico (SFP)

El perfil de flujo estratigráfico (“Stratigraphic Flow Profile”) es usado para verificar e

interpretar las unidades de flujo previamente seleccionadas del SMLP. El SFP se

construyó a partir de los datos de porcentaje de almacenamiento y porcentaje de flujo

obtenidos previamente en la construcción del gráfico de MLP. Es a través de esta

herramienta gráfica donde se puede apreciar las arenas con mejores propiedades

petrofísicas, con mejores capacidades de flujo y de almacenamiento. Este gráfico se

interpretó de manera integral con los registros de pozo, los registros de producción y

descripción sedimentológica de los núcleos.

33


333...666...555... MMMooodddeeelllooo dddeee AAArrrccciii llllllooosssiiidddaaaddd...

Mediante el uso de los análisis de difracción de rayos X (XRD) y microscópica

electrónica de barrido (SEM), que permiten identificar los minerales presentes en la

formación, se estableció el porcentaje de minerales de arcilla presentes en cada una

de las muestras analizadas. Determinado así el modelo que mejor ajuste (tabla 3.5) a

los datos de volumen de arcilla calculados a partir del análisis de núcleo,

expresándolo a partir de:

GRclGRshGRclGRIsh

…(3.8)

Donde:

GR = es el perfil de rayos gamma.

GRsh = indica la lectura del GR en la lutita más representativa de la formación

GRcl = es la lectura del perfil en la arena más limpia.

Tabla 3.3. Modelos de arcillosidad

Modelos de Arcillosidad Expresión matemática

Lineal Vsh = Ivsh

Clavier Vsh= (1,7- [(3,38 - ( Ish + 0,7) 2)] 0,5)

Stieber Vsh= (0,5* Ivsh)/ (1,5 - Ivsh)

Larionov Vsh= 0,0833*[( 2^(3,7*Ish))]-1

34


3.6.6. Modelo de Porosidad.

Para determinar la porosidad a partir del registro de densidad de formación se

utilizó la siguiente ecuación:

fma

lecturama …(3.9)

Donde

ma = densidad de la matriz de la formación,

lectura = densidad volumétrica de la formación leída por el perfil

f = densidad del fluido a base de agua igual a 1 gr/cc.

Utilizando el modelo de arcillosidad ya definido se calculó la porosidad efectiva

utilizando el modelo Lineal y el de Gaymard, (eliminando el efecto de arcillosidad

sobre la porosidad) y se compararon estas porosidades con la porosidad

proveniente del núcleo.

Modelo Lineal

…(3.10))1( VshTotale

Modelo Gaymard

)*( vshTotale Vsh …(3.11)

333...666...777... MMMooodddeeelllooo dddeee PPPeeerrrmmmeeeaaabbbiiilll iiidddaaaddd

En cuanto al modelo de permeabilidad (tabla 3.6), para su estimación, se definieron

las relaciones entre la permeabilidad corregida y sus respectivos valores de porosidad

efectiva provenientes del núcleo para cada tipo de roca existente en el yacimiento.

35


Para aplicar dichas ecuaciones se establecieron relaciones entre el volumen de arcilla

y las petrofacies ya conocidas a partir del estudio de la calidad y tipo de roca.

Tabla 3.4. Modelos de Permeabilidad

Modelos de permeabilidad Expresión matemática Timur K = 8581 * e

4.4 / Swirr 2

Timur (modificado) K = 10500 * e6 / ( e * Swirr + 0.25 * Vsh) 2

Turner K = 13815 * e 6 / ( e * Swirr + 0.1401 * Vsh) 2

Ecuación General Del Lago K = 85138 * e

4.3 / Swirr 0.497

333...666...888... MMMooodddeeelllooo dddeee SSSaaatttuuurrraaaccciiióóónnn dddeee AAAggguuuaaa

Utilizando las pruebas existentes de presión capilar realizadas bajo el sistema agua

petróleo (sistema que mejor simula las condiciones de yacimiento) bajo el proceso de

drenaje, se determinó para cada muestra el valor correspondiente de saturación de

agua irreducible, conociendo el valor de porosidad y profundidad de cada muestra en

estudio, se asignó el valor de volumen de arcilla que corresponde a las mismas.

Mediante la construcción de un grafico de saturación de agua irreducible contra el

volumen de arcilla se obtiene la ecuación que mejor representa dicha relación y a

partir de esta se obtiene en cada pozo del yacimiento, la saturación de agua no

movible del yacimiento. Luego, utilizando los datos de temperatura de superficie y de

fondo reportados en el cabezal de los registros de los pozos que atraviesan el

yacimiento en el área seleccionada para el estudio, se calculó el gradiente geotérmico

promedio para el yacimiento. Mediante la construcción de un grafico de resistividad

verdadera (Rt) contra volumen de arcilla, se determinó el valor de resistividad más

representativo de los intervalos lutíticos del yacimiento (Rsh). Aplicando modelos

conocidos para el cálculo del volumen de agua, se procede a la evaluación de los

36


pozos claves y control. Los modelos de saturación de agua más utilizados en la

evaluación petrofísica del Lago de Maracaibo son Simandoux (1963) y Waxman &

Smits (1968).

Ecuación de Simandoux (1963)

sh

sh

tw

e

sh

shm

e

ww R

VRRaR

VRaS

2/122

...4

.2.

…(3.12)

Donde:

e = Porosidad Efectiva

Vsh = Volumen de Arcilla

Rt = Resistividad total

Rw = Resistividad del agua

Rsh = Resistividad de las arcillas

Ecuación de Waxman y Smits (1968)

RwSwBQvRwRtSw

mt

n*

* /1 …(3.13)

27.0045.0128.1000406.0225.0

23.1

2

TRwTTB …(3.14)

333...666...999... DDDeeettteeerrrmmmiiinnnaaaccciiióóónnn dddeee lllooosss pppaaarrrááámmmeeetttrrrooosss dddeee cccooorrrttteee

Para definir los parámetros de corte se utilizó un procedimiento que permite, una vez

separadas las lutítas de las demás litologías, se separe la roca yacimiento con

capacidad de flujo, con lo cual se determinó el espesor de Arena Neta (AN). El

37


volumen máximo de arcilla, se definió tomando en cuenta los topes y bases definidos

en las correlaciones geológicas, es decir se determinó un valor de corte que mejor

diferenciara los intervalos arenosos de aquellos lutíticos. A partir de la correlación de

permeabilidad en función de porosidad, se calculó el valor de porosidad que

correspondía al valor mínimo de K para el cual no hay flujo en el yacimiento, el valor

de 1 md es el generalmente empleado para yacimientos petrolíferos. Este valor de

porosidad corresponde al valor límite para las unidades de flujo. Para definir el límite

de saturación de agua, para cada tipo de roca, se analizaron las curvas de

permeabilidades relativas, para así determinar los puntos correspondientes a la

saturación de agua de corte, en la cual el agua posee mayor facilidad para el flujo,

estableciendo como valor límite el máximo reportado, para las petrofacies de menor

calidad presente en el yacimiento.

333...777... CCCOOORRRRRREEELLLAAACCCIIIÓÓÓNNN YYY EEEXXXTTTRRRAAAPPPOOOLLLAAACCCIIIÓÓÓNNN DDDEEE LLLAAA IIINNNFFFOOORRRMMMAAACCCIIIÓÓÓNNN DDDEEE

NNNÚÚÚCCCLLLEEEOOOSSS

Durante la descripción de los núcleos se identificaron las parasecuencias definidas

por Landaeta et al (2001), el cual, las denominó informalmente de base a tope como

intervalos I-200, I-190, I-180, I-170 y I-160. Estos intervalos están limitados por

superficies de inundación (FS) o superficies erosivas (SB). Así, de base a tope, el

intervalo I-200 está limitado por la SB54 y la FS150, el intervalo I-190 está limitado

por la FS150 y la FS140, el intervalo I-180 está limitado por la FS140 y la FS130, el

intervalo I-170 está limitado por la FS130 y la FS120 y el intervalo I-160 está

limitado por la FS120 y la FS110. Es importante señalar que los números en la

nomenclatura de las superficies que limitan las parasecuencias o intervalos, no hacen

referencia a la edad geológica de la misma, sino que es una numeración operacional

para identificarlas.

38


Una vez identificadas las superficies de inundación y superficies erosivas, se cargaron

en la plataforma especializada OperWorks (Compañía Landmark) y con la

aplicación Correlation de StratWorks se correlacionaron las superficies guías de los

pozos en estudio.

Después de haber obtenido los parámetros petrofísicos y todos los datos necesarios,

se procedió a la evaluación de todos los pozos del área en estudio. De cada una de las

evaluaciones se obtuvo un sumario que contiene la información de Arena Neta Total

(ANT), Arena Neta Petrolífera (ANP), Volumen de Arcilla (Vsh), Porosidad Total

(PHIT), Saturación de Agua (Sw) y Permeabilidad (K) de los Miembros “C-6-X” y

“C-7-X”.

333...888... MMMAAAPPPAAASSS DDDEEE EEELLLEEECCCTTTRRROOOFFFAAACCCIIIEEESSS

Luego de la calibración de unidades sedimentarias con la curva gamma ray, se

definieron las electrofacies asociando la respuesta gamma ray en función de la unidad

sedimentaria. Estas electrofacies fueron establecidas de acuerdo a la escala de los

principales cuerpos sedimentarios y a la forma como responde el perfil gamma ray

con las unidades sedimentarias. Una vez definida las electrofacies se utilizó la

aplicación MapView para realizar 5 mapas de electrofacies que corresponden al

número de intervalos. La aplicación permite mapear los registros de cada pozo según

el intervalo definido previamente. De esta forma, los mapas fueron impresos y

manualmente se les asignó a cada pozo el tipo de electrofacies según su respuesta

gamma ray y resistividad. Los patrones de electrofacies utilizados fueron los

establecidos por Escalona et al (2006).

39


333...999... MMMAAAPPPAAASSS DDDEEE FFFAAACCCIIIEEESSS SSSÍÍÍSSSMMMIIICCCAAA

333...999...111... GGGeeennneeerrraaaccciiióóónnn dddeeelll cccuuubbbooo sssííísssmmmiiicccooo fffiii llltttrrraaadddooo

Es importante mencionar que se realizó una descomposición espectral para mejorar la

continuidad de los reflectores de interés, esto se realizó utilizando la aplicación

Stratimagic (Paradigm) el cual descompone la señal sísmica en rangos de

frecuencias definidos previamente. La aplicación desplegó un gráfico Porcentaje de

frecuencia vs. frecuencia donde se muestran las diversas curvas en función de sus

rangos de frecuencias junto con la curva de frecuencia original (sin descomposición),

seguidamente se limitó el rango de frecuencia escogiendo la curva que mejor se

ajustó a la curva original. Luego se generó un nuevo cubo sísmico con dicha

frecuencia escogida con el propósito de disminuir el ruido sísmico.

333...999...222... IIInnnttteeerrrppprrreeetttaaaccciiióóónnn dddeee hhhooorrriiizzzooonnnttteeesss sssííísssmmmiiicccooo

Basado en el trabajo previo de calibración sísmica-pozo realizado por Girón y

Petrocelli (2007) y bajo la supervisión del geofísico de Estudios Integrados, se

procedió a interpretar los horizontes de los Miembros “C-6-X” y “C-7-X” debido a

que son los reflectores que se observan en la sísmica. Estos horizontes fueron

interpretados en la aplicación SeisWorks (Openwork), donde se produjo un “grid”

para cada horizonte de cinco por cinco, es decir, cada cinco líneas y cada cinco

trazas. Luego, se realizó una interpolación lineal el cual generó las superficies de los

Miembros. Una vez completados los horizontes, fueron cargados en la plataforma

especializada EPOS de la Compañía Paradigm.

40


333...999...333... GGGeeennneeerrraaaccciiióóónnn dddeeelll iiinnnttteeerrrvvvaaalllooo dddeee eeessstttuuudddiiiooo

Se generó un intervalo o ventana de tiempo en el cual se realizó el cubo de facies

sísmica, se tomó como referencia el horizonte “C-6-X” en el tope con 50

milisegundos hacia arriba y en la base el horizonte “C-7-X” con 50 milisegundos

hacia abajo con el propósito de hacer un cubo sólo de los Miembros en estudio.

333...999...444... EEElllaaabbbooorrraaaccciiióóónnn dddeee aaatttrrriiibbbuuutttooosss sssííísssmmmiiicccooosss

Un atributo sísmico es un valor que describe una característica determinada de la

traza sísmica y esta permite observar eventos que normalmente con la traza sísmica

original están ocultos. Los atributos sísmicos utilizados fueron:

Envolvente de la señal: indica los principales cambios de litología, discordancias,

acumulación de fluido y gas. Brown (1996).

Segunda derivada de la envolvente: proporciona una medida de la agudeza de los

picos de la envolvente. Puede ser usado para identificar todas las interfaces

reflejadas dentro del ancho de banda sísmica. Taner (2001).

Fase instantánea: proporciona información sobre la continuidad de eventos,

configuración estratigráfica y estructural. Brown (1996).

Frecuencia instantánea: se utiliza como indicador de hidrocarburos para

anomalías de baja frecuencia, indicador de zonas de fracturas y espesores de

capas. Taner (2001).

Coseno de la fase instantánea: consiste en aplicar una función coseno a la fase

instantánea y es útil en la delimitación de caracteres estructurales.

Polaridad aparente: distingue entre diferentes tipos de puntos brillantes que es

una anomalía en la sísmica producto de un cambio de densidad local y es

indicador de polaridad de sección. Brown (1996).

41


Semblanza: la coherencia, continuidad, semblanza y covarianza son de carácter

similar, buscan convertir un volumen de continuidad como son las reflexiones

normales en volumen de discontinuidad, acentuando fallas y otros límites.

Estos atributos fueron calculados en Stratimagic (Paradigm), y se utilizaron como

data de entrada en la técnica de clasificación de volúmenes de atributos sísmicos, y de

esta manera se generó un único volumen de facies sísmica. La asunción es que dos

muestras tienen la misma clase de facies si ellos están caracterizados por valores

similares en todos los volúmenes de atributos sísmicos de entrada, y por consiguiente,

corresponden a un ambiente geológico similar.

333...999...555... AAAnnnááállliiisssiiisss dddeee CCCooommmpppooonnneeennnttteeesss PPPrrriiinnnccciiipppaaallleeesss

Para generar el volumen de facies, primero se realizó una reducción de los datos

utilizando Análisis de Componentes Principales (PCA), este análisis es un método

estadístico que tiene como idea central reducir la dimensionalidad de un conjunto de

datos que consisten de un gran numero de variables interrelacionadas, el cual retiene

la mayor variación presente en el conjunto de datos Jolliffe (2002). Esta reducción se

realizó con el objetivo de mejorar el resultado de la clasificación.

En este caso, los volúmenes de atributos sísmicos como data de entrada son

proyectados en ejes multidimensionales, en el cual, el número de dimensiones

corresponden al número de volúmenes de entrada. El producto es un conjunto de

nuevos volúmenes llamados componentes PCA. Estas componentes fueron

jerarquizadas en función de su contribución a la variabilidad de los datos. Las

componentes menos importantes contienen ruido e información redundante y fueron

removidas para el siguiente proceso.

42


333...999...666... CCClllaaasssiiifffiiicccaaaccciiióóónnn jjjeeerrrááárrrqqquuuiiicccaaa

Una vez eliminada la información redundante o con ruido se procedió a clasificar por

grupo la información de interés, para esto se utilizó una clasificación jerárquica, la

cual, es automática y consiste de dos pasos. Primero, los subgrupos significativos de

los datos de entrada son definidos basados en gráficos multidimensionales, un

representativo nodo de grupo es asignado a cada subgrupo durante este paso.

Segundo, los subgrupos son ordenados de acuerdo a su ubicación en el gráfico

multidimensional y se les asigna un número de clase y un color.

333...999...777... VVVooollluuummmeeennn dddeee fffaaaccciiieeesss sssííísssmmmiiicccaaa

El resultado, es un único volumen de facies sísmica. Luego de obtener dicho volumen

se procedió a la correlación del registro GR con la sísmica para así determinar las

facies sísmicas arenosas y lutitíticas. Además, se generaron los mapas de los

Miembros “C-6-X” y “C-7-X” a través de los “horizon slices”, los cuales son las

proyecciones de los horizontes “C-6-X” y “C-7-X” sobre una superficie plana.

333...111000... EEELLLAAABBBOOORRRAAACCCIIIÓÓÓNNN DDDEEE MMMAAAPPPAAASSS DDDEEE FFFAAACCCIIIEEESSS

Una vez realizados los mapas de electrofacies se integró esta información con los

mapas de facies sísmicas, es decir, los mapas de electrofacies y de facies sísmica

fueron interpretados y comparando ambas interpretaciones y se crearon los mapa de

facies para los cincos intervalos de los Miembros “C-6-X” y “C-7-X”.

43


333...111111... EEELLLAAABBBOOORRRAAACCCIIIÓÓÓNNN DDDEEE MMMAAAPPPAAASSS DDDEEE IIISSSOOOPPPRRROOOPPPIIIEEEDDDAAADDDEEESSS

A partir de los datos del sumario petrofísico se construyeron Mapas de Iso-

Propiedades (Arena Neta Total (ANT), Arena Neta Petrolífera (ANP), Volumen de

Arcilla (Vsh), Porosidad Total (PHIT), Saturación de Agua (Sw), Permeabilidad (K)

de los Miembros “C-6-X” y “C-7-X” para ver la distribución de las propiedades en

cada arena y para evaluar los pozos prospectivos de cada zona.

333...111222... RRREEEDDDAAACCCCCCIIIÓÓÓNNN DDDEEELLL IIINNNFFFOOORRRMMMEEE FFFIIINNNAAALLL

Consistió en la trascripción de todo lo realizado durante el trabajo, pero lo más

importante, las interpretaciones realizadas a partir de los resultados para definir el

modelo sedimentológico-petrofísico del área de estudio y así, establecer las

conclusiones y recomendaciones de este trabajo.

44

45



CAPÍTULO IVCCAAPPÍÍTTUULLO IO IVV

MODELO SEDIMENTOLÓGICOMMOODDEELLO SO SEEDDIIMMEENNTTOOLLÓÓGGIICCOO

444...111... CCCaaarrraaacccttteeerrriiizzzaaaccciiióóónnn dddeee nnnúúúcccllleeeooo...

444...111...111... UUUbbbiiicccaaaccciiióóónnn...

Actualmente no existen núcleos en el Campo Bloque VIII a nivel de los Miembros

“C-6-X” y “C-7-X”, por esta razón se utilizaron núcleos recuperados para estos

Miembros de campos adyacentes.

El pozo BA-2054 pertenece al Campo Bachaquero Suroeste y está ubicado a 12

kilómetros aproximadamente hacia el Este del Campo Bloque VIII (figura 4.1), el

pozo cuenta con 814 pies de núcleo recuperado a las profundidades de 13700 a 14514

pies, su estado físico es bueno y comprende una parte del Miembro “C-5-X” y

completamente los Miembros “C-6-X” y “C-7-X”. Se analizaron 712 pies de núcleo

perteneciente a las unidades estratigráficas de interés a las profundidades de 13100 a

14514 pies.

El pozo VLC-950 pertenece al Campo Bloque III y está ubicado a 8 kilómetros

aproximadamente hacia el Este del Campo Bloque VIII (figura 4.1), este pozo tiene

740 pies de núcleo recuperado, en donde fueron analizados 680 pies pertenecientes a

los Miembros “C-6-X” y “C-7-X” a las profundidades de 13102 a 13750 pies. El

estado físico de los núcleos es muy bueno.

46


444...111...222... CCCaaallliiibbbrrraaaccciiióóónnn nnnúúúcccllleeeooo---pppeeerrrfffiii lll ...

Figura 4.1. Ubicación de los pozos BA-2054 y VLC-950

Las figuras 4.1.1 y 4.1.2 muestran las calibraciones núcleo-perfil en digital de los

pozos BA-2054 y VLC-950 respectivamente, con una resolución vertical de 0.5 pies,

los desfases promedios de los core gamma para el núcleo BA-2054 es de -2 pies y

para el núcleo VLC-950 es de 25 pies.

47


GR & Core Gamma13

680

1380

013

920

1404

014

160

1428

014

400

1452

0

0 100

GR COREGAMMA

GR & Core Gamma

1310

013

220

1334

013

460

1358

013

700

1382

0

0 100

GR COREGAMMA

Fig. 4.1.1. Calibración núcleo-perfil del pozo BA-2054

Fig. 4.1.2. Calibración núcleo-perfil del pozo VLC-950

48


444...111...333... FFFaaaccciiieeesss iiidddeeennntttiiifffiiicccaaadddaaasss eeennn lllooosss nnnúúúcccllleeeooosss...

Facies S: arenisca de grano grueso a conglomerático, subangular a subredondeado,

pobre a moderadamente escogida, de color marrón claro con abundante material

carbonoso y clastos de arcilla oxidados (siderita), estratificación cruzada local. No se

observa bioturbación ni impregnación de hidrocarburos (figura 4.2).

Figura 4.2. Facies S

Facies S3: arenisca de grano medio a grueso, subangular a subredondeado, moderada

a bien escogida, de color marrón claro, con intercalaciones esporádicas de clastos de

lutita y estratificación cruzada y planar. No se observa bioturbación ni impregnación

de hidrocarburos, sin embargo, muestra fluorescencia (figura 4.3).

49


Figura 4.3. Facies S3

Facies S11: arenisca de grano fino a medio, subangular a subredondeado, bien a muy

bien escogida, de color gris claro, no muestra intercalaciones de lentes de lutitas,

localmente estratificación cruzada y planar. No se observa bioturbación ni

impregnación de hidrocarburos (figura 4.4).


50


Facies S1: arenisca de grano fino a medio, subangular a subredondeado, bien

escogida, de color gris claro, con abundantes intercalaciones de lentes de lutitas y

estratificación cruzada (figura 4.5).


Facies S2: arenisca de grano muy fino a limolítico, subangular a subredondeado, muy

bien escogida, de color gris claro, con intercalaciones de lentes discontinuos de

lutitas, de color gris oscuro, estratificación tipo flaser y rizaduras (figura 4.6).


51


Facies H: facies heterolítica formadas por intercalaciones de arenisca de color gris,

de grano muy fino con lutitas de color gris oscuro, continuas y discontinuas.

Estructuras presentes en forma de lentes y de cargas (figura 4.7).

Figura 4.7. Facies H

Facies HB: similar a la facies H pero con bioturbación moderada. La ichnofacies

dominante es la Cruziana (figura 4.8).

Figura 4.8. Facies HB

52


Facies L: lutitas de color gris oscuro a negro, compacta. Ocasionalmente presentan

lentes laminares de arenisca de color gris de grano muy fino (figura 4.9).

Figura 4.9. Facies L

44..11..44.. DDeessccrriippcciióónn ddeell nnúúcclleeoo BBAA--22005544

NÚCLEO 10

Tiene un intervalo de 14127 a 14175 pies.

14141’-14139’: arenisca de grano fino a medio de color gris claro con intercalaciones

esporádicas de láminas de lutitas, estratificación laminar y cruzada.

14139’-14137’: arenisca de grano fino a medio de color gris claro, hacia la base

presenta una capa con clastos de arcillas carbonáticas, presenta intercalaciones de

lutitas y se hace granodecreciente.

14137’-14135’: base lutítica que se hace granocreciente con estratificación flaser con

rizaduras simétricas y hacia el tope aparece la estratificación cruzada y laminar.

14135’-14133’: intervalo granodecreciente con láminas de arcilla en la base,

estratificación ondulada con fracturas cóncavas.

14133’-14131’: intervalo de lutita con laminaciones y lentes de arena carbonosa.

14131’-14129’: base lutítica con estructura de carga de la capa arenosa suprayacente.

Las lutitas presentan restos carbonosos.

53


14129’-14127’: hacia la base presenta arena de grano fino a medio con estratificación

cruzada, seguida por una capa lutítica con estructura de carga, hacia el tope aparecen

arenas limolíticas.

14124’-14124’6’’: capa lutítica con láminas de arena.

NÚCLEO 9


14124’-14122’: intervalo de lutita compacta, representa la FS130.

14122’-14120’: intervalo granocreciente, en la base es lutítico con laminaciones de

arena y estructura de carga.

14120’-14112’: intervalo heterolítico con lentes y láminas de arena, presenta

estructura de carga y hacia el tope aumenta la relación arena lutita con estratificación

tipo flaser y laminación ondulada.

14112’-14110’: arena de grano fino a medio de color gris claro con intercalaciones de

lutitas gris oscuro.

14110’-14108’: arenisca de grano fino a limolítico con laminaciones ondulantes.

14108’-14102’: menor relación arena lutita con laminación ondulante.

14102’-14100’: arena de grano fino a medio con algunas intercalaciones de lutita.

14100’-14096’: arenas de grano fino a medio de color gris claro con laminación

paralela.

NÚCLEO 8


14093’-14091’: arenas de grano fino a medio de color gris claro con laminación

paralela.

14091’-14089’: arena de grano medio a grueso carbonosa en la base con cambio

brusco a facies heterolíticas.

14089’-14087’: intervalo lutítico con láminas de arena, estratificación lenticular y

flaser.

54


14087’-14085’: en la base aparecen facies heterolíticas con rizaduras simétricas,

hacia el tope aparecen arenas con laminación cruzada localmente.

14085’-14083’: arena de grano fino a medio con intercalaciones lutíticas esporádicas.

14083’-14077’: arena de grano medio a grueso con láminas de carbón y algunos

clastos de arcillas.

14077’-14075’: arena de grano fino con estratificación laminar y cruzada.

14075’-14073’: arenas de grano fino a medio de color gris claro con algunos

intervalos lutíticos, presenta una sucesión granodecreciente y una capa de arena

calcárea.

14073’-14071’: arena de grano fino a medio de color gris claro con estratificación

cruzada.

14071’-14069’: intervalo granocreciente con laminaciones de arena en la base y arena

de grano medio en el tope con estratificación laminar.

14069’-14063’: sucesión granocreciente de arena de grano fino a grano grueso con

estratificación cruzada local y láminas de lutitas esporádicas.

14063’-14057’: arena de grano fino a medio con abundantes laminaciones de arcilla y

hacia el tope aparecen arenas de grano medio a grueso.

14057’-14055’: arena de grano grueso en la base, intervalo lutítico en el medio y

hacia el tope arena de grano medio.

14055’-14051’: arena de grano medio a grueso de color marrón claro, presenta una

base erosiva y laminaciones de carbón, estratificación cruzada y granodecreciente.

14051’-14049’: en la base presenta arenas de grano medio a grueso y se hace hacia el

tope lutítico con lentes esporádicos de arena.

14049’-14047’: intervalo lutítico de color gris oscuro con lentes de arenas y rizaduras

simétricas.

14047’-14045’: intervalo lutíticos, sucesión granocreciente, presenta láminas de arena

en la base y hacia el tope presenta estratificación tipo flaser con rizaduras simétricas.

NÚCLEO 7


55


14045’-14039’: sucesión de arenisca y lutitas con estratificación flaser, lenticular,

rizaduras simétricas y estructuras de carga.

14039’-14037’: arenisca de grano fino a medio de color gris claro con algunas

láminas de carbón y clastos de arcillas esporádicos. Láminas onduladas.

14036’-14034’: arenisca de grano fino a medio con clastos esporádicos de arcillas y

lentes de arcilla simétrica.

14034’-14032’: arenisca de grano fino a medio de color gris con estratificación flaser

en la base.

14032’-14026’: base heterolítica con laminaciones ondulada, hacia el tope presenta

arenas de grano medio a grueso de color gris con láminas de carbón.

14024’-14022’: arenisca de grano medio a grueso de color marrón claro con láminas

de carbón, hacia el tope aparecen arenisca de grano fino con láminas de lutitas y

estratificación ondulada.

14022’-14018’: arenisca de grano fino de color gris claro con láminas de arcilla de

bajo ángulo.

14018’-14014’: arenisca de grano fino de color gris claro con láminas de arcilla

paralelas, hacia el tope arenisca de grano medio a grueso de color marrón claro con

laminación cruzada.

14014’-14000’: arenisca de grano fino a medio de color gris claro con laminaciones

ondulada. Hacia el tope aparecen areniscas de grano medio a grueso con una delgada

capa de carbón, laminación cruzada y algunas láminas de lutitas carbonosa.

14000’-13998’: arenisca de grano fino a medio de color gris claro a marrón con

clastos de lutita, seguido de una capa lutítica con pequeños lentes simétricos de arena.

Hacia el tope aparece arenisca de grano medio de color marrón claro con

estratificación cruzada.

13996’-13994’: arenisca de grano fino a medio de color gris claro con laminaciones

ondulada y muy compacta.

13994’-13990’: arenisca de grano fino a medio de color gris claro con laminación

planar. En la parte media aparece una capa de lutita con laminaciones de arena.

56


NÚCLEO 6


13990’-13983’: sucesión granocreciente finalizando con una arenisca de grano medio

con estratificación bidireccional, en la parte intermedia aparece una capa lutítica con

lentes de arena.

13981’-13953’: base de lutita de color gris oscuro con escasos lentes de arena y restos

de plantas, compacta. Hacia el tope aumenta la relación arena lutita y aparecen

laminaciones onduladas.

NÚCLEO 5


13953’-13949’: facies heterolítica con estratificación flaser, grado de bioturbación

moderado, impronta y estratificación ondulada. Hacia el tope aumenta la relación

arena lutita.

13949’-13923’: sucesión granocreciente, en la base aparecen facies heterolíticas con

capas de arenisca de grano fino a medio de color gris claro. Hacia el tope aparecen

areniscas de grano medio con laminación cruzada, laminación paralela y delgadas

capas de carbón.

13923’-13921’: sucesión granodecreciente de arenisca de grano fino de color gris

claro con estratificación flaser a facies heterolíticas.

13919’-13906’: arenisca de grano fino a medio de color gris claro con estratificación

laminar ondulada, lámina de carbón y estratificación tipo flaser.

NÚCLEO 4


13904’-13859’: facies heterolítica, granocreciente hasta arenisca de grano fino con

laminaciones ondulada. Intervalo calcáreo en 13886’ a 13888’.

NÚCLEO 3


57


13859’-13849’: arenisca de grano fino de color gris claro con estratificación flaser,

hacia el tope aparecen lutitas con laminaciones de arena.

13847’-13821’: arenisca de grano medio con alto grado de bioturbación y

estratificación ondulada. Hacia el tope aparecen capas de lutita con laminaciones de

arena.

13819’-13807’: base lutítica seguido por una sucesión heterolítica bioturbada con

laminaciones ondulada terminando con arenisca de grano fino de color gris claro.

NÚCLEO 2


13802’-13798’: arenisca de grano fino de color gris claro con laminación planar y una

capa delgada con clastos de arcilla oxidados (siderita). Hacia el tope aparecen lutitas

con láminas de arena.

444...111...555... DDDeeessscccrrriiipppccciiióóónnn dddeeelll nnnúúúcccllleeeooo VVVLLLCCC---999555000

Intervalo 13750´-13742´: en la base caliza color gris oscuro, en contacto con facies

heterolíticas de color gris oscuro y gris claro. Presentan laminación ondulante

bioturbada, con ichnofósiles caracterizados por Teichichnus y laminación paralela.

Intervalo 13742´-13717´: facies heterolíticas de color gris oscuro, moderadamente

bioturbada, laminación ondulada y paralela, con presencia de algunos clastos de

lutitas. Hacia el tope facies heterolíticas más arenosas con conchas de moluscos

moderadamente bioturbada. Aparecen clastos lutitas.

Intervalo 13717´-13693´: arenisca de grano medio a fino, color gris oscuro y

estratificación paralela. Facies heterolíticas con estratificación cruzada y ondulada,

areniscas de grano medio a fino con laminación ondulada, presencia de Chondrites y

capas de carbón irregulares.

Intervalo 13693´-13671: hacia la base arenisca de grano fino, con estratificación

cruzada, laminar y ondulada. Seguido de facies heterolíticas con estratificación

58


ondulada y hacia el tope arenisca de grano medio a fino, color gris oscuro con

estratificación cruzada y laminar.

Intervalo 13667´-13662´: facies heterolítica, con estratificación flaser y ondulada,

moderadamente bioturbada, con ichnofósiles caracterizados por Chondrites.

Intervalo 13662´-13624´: arenisca de grano medio a grueso, color gris claro, de base

erosiva, presentan estratificación cruzada y laminar, y algunas capas de carbón. Hacia

el tope arenisca de grano medio a fino, color gris oscuro con estratificación paralela.

Intervalo 13624´-13610´: arenisca de grano fino, color gris claro, estratificación

ondulada y laminar, además se presentan láminas irregulares de carbón y facies

lutíticas de color gris oscuro y negro. Seguido de areniscas de grano medio a fino, con

intervalos calcáreos (13619´-13622´), estratificación planar y arenisca de grano

medio a fino con estratificación cruzada. Hacia el tope facies heterolíticas con

estratificación ondulada y laminar.

Intervalo 13610´-13600´: areniscas de grano fino, color gris claro y areniscas de

grano medio a fino, con estratificación planar, ondulada y cruzada además, se

presentan algunas laminaciones de lutita. Facies lutíticas de color gris oscuro a negro

e intercalaciones de material arenoso de grano fino en material lutítico.

Intervalo 13600´-13560´: arenisca de color gris claro, de grano medio a fino, con

laminación ondula y algunas capas de carbón. Arenisca de grano medio a fino, con

estratificación laminar, ondulada y cruzada. Hacia el tope arenisca de color gris

oscuro, de grano medio a grueso con escasa laminaciones de arcilla y estratificación

cruzada y planar.

Intervalo 13560´-13546´: arenisca de grano medio a fino, con estratificación cruzada

de bajo ángulo, presencia de algunas láminas de carbón y lutita. Hacia el tope,

arenisca de grano medio a fino y arenisca de grano fino, color gris claro, con

laminaciones de carbón y lutita.

Intervalo 13544´-13520´: facies heterolítica, moderadamente bioturbada, areniscas

de grano medio a grueso y areniscas de grano fino, color gris claro, con

59


estratificación ondulada, presencia de capas de carbón y lutitas con impresiones de

tallos. Facies lutíticas de color gris oscuro a negro.

Intervalo 13520´-13513´: arenisca de grano fino a limolítico y arenisca de grano fino

a medio, color gris claro, con laminación ondulada y capas de carbón irregulares.

Intervalo 13511´-13500´: arenisca de grano fino, color gris claro. Presenta

estratificación cruzada, ondulada, estructuras en cono, laminaciones de carbón e

intercalaciones de lutita. Facies heterolítica con estratificación ondulada con algunos

intervalos calcáreos.

Intervalo 13500´-13482´: facies heterolítica, moderadamente bioturbada,

estratificación ondulada y cruzada, color gris claro con tonalidades verdosas. Hacia el

tope arenisca de grano medio a grueso, color gris claro. Presenta Ophiomorpha a una

profundidad aproximada de 14489´ y clastos de arcilla.

Intervalo 13482´-13475´: arenisca de grano medio a grueso, color gris claro, en

contacto con facies heterolíticas bioturbadas y facies lutíticas, color gris oscuro con

laminaciones de arena fina paralelas.

Intervalo 13475´-13437´: arenisca, color gris claro, grano medio a grueso,

estratificación paralela y cruzada, intervalos calcáreos, láminas de carbón,

intercalación de facies heterolíticas con estratificación paralela y ondulada. En el tope

lutitas de color gris oscuro.

Intervalo 13437´-13415´: en la base arenisca de grano medio, color gris claro,

estratificación cruzada en contacto con una facies heterolítica, estratificación laminar

y una facies lutítica de color gris oscuro con estratificación paralela y láminas de

carbón.

Intervalo 13415´-13403´: arenisca de color gris claro, grano grueso, con láminas de

carbón, seguido de areniscas de grano fino a medio, estratificación paralela, capas de

lutitas color gris oscuro. Hacia el tope, se presentan intervalos arenosos calcáreos.

Base erosiva 13410´ aproximadamente. Como mineral accesorio Muscovita.

Intervalo 13401´-13394´: caliza color gris claro con vetas de calcita muy compactas.

Intervalo 13394´-13392´: caliza bioclástica, color gris claro.

60


Intervalo 13392´-13387´: arenisca de grano fino, estratificación ondulada,

laminaciones delgadas de lutita, y capas de lutita color gris oscuro. Hacia el tope,

areniscas de grano fino, con estratificación ondulada. Presenta poca efervescencia al

HCL.

Intervalo 13387´-13356´: arenisca, color gris claro, presenta estratificación flaser,

rizaduras, estratificación cruzada, laminar e intercalaciones de lutita. Se observa

laminación direccional.

Intervalo 13356´-13344´: arenisca de grano fino a medio, color gris claro, se

observan clastos de arcilla, estratificación paralela, ondulada, estructuras en cono, en

contacto con lutitas color gris oscuro. Hacia el tope, facies heterolíticas con

estratificación ondulada, lentes de arena y areniscas de grano medio, color gris claro

con estratificación planar. Se presentan restos de materia orgánica.

Intervalo 13344´-13332´: arenisca de grano medio a grueso, color gris claro, se

presentan estructuras en cono, estratificación cruzada, laminar e intercalaciones de

lutitas, color gris oscuro.

Intervalo 13332´-13314´: arenisca de grano medio a fino, color gris claro,

estratificación cruzada, ondulada y laminar con intercalaciones de lutita.

Intervalo 13314´-13305´: arenisca de grano fino, color gris claro, con estratificación

ondulada y flaser. Hacia tope arenisca de grano medio a grueso. Laminación

bidireccional.

Intervalo 13305´-13275´: sucesión grano decreciente; arenisca de grano medio con

estratificación cruzada y laminar, laminaciones de carbón. Hacia el tope

intercalaciones de facies heterolíticas con estratificación ondulada y lentes de arena.

Intervalo 13268´-13265´: arenisca de grano muy fino, color gris claro, se observa

intensa bioturbación y estructuras de carga.

Intervalo 13265´-13255´: arenisca de grano muy fino, color gris claro, altamente

bioturbada, predomina el contenido de arenisca sobre el de arcilla.

Intervalo 13255´-13252´: lutita de color gris oscuro.

61


Intervalo 13252´-13226´: arenisca de grano medio a fino, presentan laminaciones de

carbón y estratificación tanto cruzada como planar.

Intervalo 13226´-13206´: areniscas de grano medio a fino y areniscas de grano fino,

color gris claro, laminaciones de carbón y lutitas. Presentan estratificación cruzada,

paralela y ondulada.

Intervalo 13206´-13200´: arenisca de grano medio a fino y arenisca de grano medio

a grueso, con estratificación cruzada. Se presentan intervalos heterolíticos y areniscas

de grano fino con intercalaciones de lutitas carbonosas y estratificación laminar y

ondulada. Hacia el tope arenisca de grano medio a fino de color gris claro con “mud

drape”.

Intervalo 13200´-13167´: arenisca de grano fino y arenisca de grano medio a fino

con laminación paralela y ondulada, se presentan capas de carbón. Facies

heterolíticas con estratificación flaser, lenticular y ondulada, seguido de areniscas de

grano medio a fino, con estratificación ondulada y cruzada. Facies heterolítica

moderadamente bioturbada, con ichnofósiles caracterizados por Chondrites y

Planolites.

Intervalo 13167´-13160´: arenisca de grano medio a fino, con laminaciones de

carbón irregulares y lutitas. Hacia el tope, facies heterolítica bioturbada, con

ichnofósiles caracterizados por Planolites y Chondrites, seguido de areniscas de grano

fino, color gris claro y estratificación ondulada.

Intervalo 13160´-13152´: facies heterolítica seguida de arenisca de grano fino, color

gris claro con estratificación ondulada y flaser. Facies heterolítica bajamente

bioturbada y más lutítica hacia el tope.

Intervalo 13135´-13122´: facies heterolítica, con estratificación ondulada y arenisca

de grano fino, color gris claro, moderadamente bioturbada, con presencia de

Chondrites y delgadas laminaciones de material limolítico.

Intervalo 13122´-13109´: arenisca de grano fino, color gris claro, con estratificación

ondulada y flaser, además se presentan delgadas laminaciones de arcilla. Hacia el

tope, areniscas de grano medio a fino con clastos de arcilla.

62


Intervalo 13109´-13102´: facies heterolítica moderadamente bioturbada, presencia

de Planolites y Chondrites, estratificación ondulada. Hacia el tope facies más lulíticas

de color gris oscuro.

44..22.. UUnniiddaaddeess sseeddiimmeennttaarriiaass

En base a la asociación vertical de las facies, se identificaron cinco unidades

sedimentarias, las cuales son:

4.2.1. Canales distributarios (CH)

Se caracterizan por presentar una base erosiva por efecto de tracción en el transporte

de los sedimentos, conjuntamente exhibe clastos de lutitas (facies S) y disminución

del tamaño de grano hacia el tope como resultado de la disminución en la energía o

régimen de flujo, generalmente los canales son apilados y por ende aparecen las

facies S, S3 y S11 en ciclos repetidos, también, cuando el ciclo de sedimentación del

canal es completo aparecen las facies S1 y S2 hacia el tope. Esta unidad se estructura

con estratificación paralela, festoneada, cruzada, láminas de carbón irregulares y

rizaduras simétricas hacia el tope, esta secuencia de estructuras sedimentarias se

interpretan como respuesta a la disminución del régimen de flujo. Su espesor varía

entre un rango de 50 a 70 pies y contiene intervalos calcáreos de algunas pulgadas de

espesor. Esta asociación de facies se interpreta como depósitos de planicie deltaica,

en el cual, el relleno ocurre por migración del canal o abandono de la planicie deltaica

activa, durante este periodo el relleno puede estar influenciado por pulsos

transgresivos y aparecen intervalos granocreciente dentro del ciclo de sedimentación

(figura 4.10).

63


Figura 4.10. Canal distributario (CH)

4.2.2. Barra de meandro (PB)

Está constituida por depositos “lag” en la base con las facies S y S3, el tamaño del

grano disminuye hacia el tope por efecto de la migración lateral del canal depositando

las facies S11, S1 y S2. Además, se caracteriza por la secuencia de estructuras que de

base a tope son estratificación festoneada, estratificación cruzada, laminación paralela

y finalmente rizaduras de corriente. Seguidamente aparecen las facies lutíticas de la

llanura de inundación con restos de plantas o improntas. Este tipo de barra es común

encontrarla en el Miembro “C-7-X” y de forma apilada con espesores de 50 a 70 pies

(figura 4.11).

64


4.2.3. Barras de Mareas (TB)

Se caracteriza por presentar contacto basal gradual y una secuencia granocreciente

por efecto de progradación. En la base se puede encontrar facies heterolíticas con

dominio de lutitas (facies H y HB) y hacia el tope la secuencia de facies es más

arenosa con bioturbación moderada (facies S2, S1, S11 y S3), además, la

bioturbación es característica de la ichnofacies Cruziana hacia la base indicando

niveles de energía bajas a moderadas y hacia el tope la ichnofacies Skolithos

revelando un aumento de la energía. Exhibe estratificación cruzada, en algún caso

bidireccional, laminaciones de carbón, rizaduras simétricas, laminación paralela,

estructuras de carga y clastos de arcilla (figura_4.12).

Figura 4.11. Barras de meandro (PB)

4.2.4. Llanuras de Mareas (TF)

Están constituidas por intervalos lutíticos, intercalaciones de lentes delgados de

areniscas muy finas y material carbonoso, además, presenta bioturbación dominada

65


por los ichnogéneros Planolites y Chondrites. La secuencia se facies es S1, S2, HB y

L, es decir, granodecreciente producto de la progradación. Su espesor es variable de 3

a 10 pies aproximadamente y se interpreta como depósito de planicie deltaica baja.

Contiene estructuras características de régimen mareal tales como estratificación

cruzada bidireccional, rizaduras simétricas y doble laminación de lutitas “mud drape”

(figura 4.13).

4.2.5. Abanico de rotura (CS)

Se caracteriza por presentar delgadas capas alterantes de arenisca de grano fino (S11,

S1 y S2) y lutitas en ciclos granocrecientes, además, aparecen rizaduras, restos de

plantas y laminación paralelas. Este tipo de depósito es el producto de la ruptura del

levée y los sedimentos transportados por el canal son depositados sobre la llanura de

inundación o llanura deltaica (figura 4.14).

Figura 4.12. Barras de mareas (TB)

66


Figura 4.13. Llanura de mareas (TF)

Figura 4.14. Abanico de rotura (CS)

44..33.. IIcchhnnoollooggííaa

Durante el análisis de los núcleos se identificaron trazas de actividad orgánica en

distintos intervalos, dos ichnofacies fueron reconocidas:

67


4.3.1. Skolithos

Se identificó sólo un ichnogénero Ophiomorpha, el cual aparece en facies arenosas

indicativo de energía relativamente alta y rango batial de playa media a supramareal.

(Figura 4.15)

Figura 4.15. Traza de Ophiomorpha

4.3.2. Cruziana

Se reconocieron tres ichnogéneros Planolites, Chondrites y Teichichnus, estos

aparecen en facies heterolíticas principalmente indicando condiciones de energía

relativamente bajas. El rango batial es de plataforma inferior a playa media. También

son encontrados en la parte litoral a sublitoral de algunos estuarios, bahías, lagoon y

llanuras de mareas (Walker, 1992) (figura 4.16 y 4.17).

68


Figura. 4.16. Trazas de Teichichnus y Planolites

Figura 4.17. Trazas de Chondrites

69


444...444... PPPaaallliiinnnooolllooogggíííaaa

Según el informe “Análisis palinológico del núcleo VLC-950” se presenta una

palinología que permite caracterizar la edad y contribuye a definir el ambiente de

depositación de los intervalos estudiados. Velásquez et al (2006) identificó entre el

intervalo 13750 a 13677 pies la Zona 17, Muller et al (1987), basándose en la

presencia del marcador zonal Rugutricolporites felix. Además, identifica para el

intervalo 13677 a 13100 pies la Zona 18-24 (figura 4.18 y 4.20). A partir de estos

datos, este autor interpreta un ambiente de llanura costera de agua salobre.

Figura 4.18. Zonación palinológica del norte de Suramerica de Muller et al 1987 y su equivalencia con las zonas MARAVEN S.A.

Por otra parte Rull (2002) definió para el Eoceno Inferior a través de técnicas

ecoestratigráficas, palinociclos en las arenas “C” de la Formación Misoa, es decir,

cambios relativos del nivel del mar a través de palinomorfos, donde interpretó un

ambiente de sedimentación continental a transicional. La figura 4.19, muestra un

“ecolog” o ecoperfil del tiempo geológico vs. Indice de límite mareal (TLI), donde

los valore altos del TLI representa un incremento de la influencia marina, y valores

bajos del TLI representa regresiones. Claramente se observa en la figura una

regresión a nivel de los Miembros “C-6-X” y “C-7-X”.

70


Figura 4.19. Palinociclos definidos para el Eoceno Inferior según Rull 2002. TLI: Índice de límite mareal

44..55.. CCoorrrreellaacciióónn ddee llooss ppoozzooss BBAA--22005544 yy VVLLCC--995500 ccoonn eell ppoozzoo ttiippoo CCLLDD00005566

En la figura 4.20, se observa la correlación establecida por intervalos entre los pozos

con núcleos BA-2054 y VLC-950 con el pozo tipo CLD0056, perteneciente al área de

estudio. Debido a la distancia, los cuerpos sedimentarios entre estos pozos no están

conectados entre sí, sin embargo, se puede asociar las características litológicas

observadas en los núcleos con el pozo tipo, ya que existen patrones similares en las

curvas gamma ray y similitud litológica entre los núcleos. Partiendo de esta premisa,

se asume que los cuerpos sedimentarios del Campo Bloque VIII, tienen propiedades

análogas a los cuerpos sedimentarios de los pozos BA-2054 y VLC-950.

71


Figura 4.20. Correlación entre los pozos BA-2054, VLC-950 y CLD0056

O E

Zona 18-24 Zona 17

44..66.. MMaappaass ddee eelleeccttrrooffaacciieess

A través del estudio de las electrofacies en el Campo Bloque VIII, basado en los

patrones de registros gamma ray identificados por Escalona (2006), se reconocieron

tres subambientes deltaicos. Estos son:

Canal distributario: esta unidad se caracteriza por presentar tres patrones de

electrofacies, cilíndrico el cual se interpreta como canales apilados y el

tamaño del grano no cambia, acampanado en donde el tamaño de grano

disminuye hacia el tope y cilíndrico granocreciente en el que se interpreta

como canales amalgamados, este ultimo patrón es característico en la base del

72


Miembro “C-7-X” y aparece en todos los registros del Campo Bloque VIII y

hasta en los núcleos estudiados (figura 4.21).

Barra de desembocadura: el patrón general de esta unidad es puntiagudo y

granocreciente el cual corresponde a una secuencia con intercalaciones de

grano fino por influencia mareal y aumento en el espesor de las capas de

arenas hacia el tope, también existe un patrón mixto, es decir granocreciente

en la base y granodecreciente hacia el tope, en donde se interpreta como una

barra erosionada hacia el tope por un canal (figura 4.21).

Llanura interdistributaria: se caracteriza por tener una forma irregular o

puntiagudo en donde el tipo de sedimento es principalmente fino. No existe

ningún patrón definido para esta unidad sedimentaria (figura 4.21).

Patrones gamma ray delEoceno Forma del perfil

Interpretación de facies basado

En descripción de núcleo

Cilíndrico y granodecreciente

Canal fluvial, canal distributario,

Delta influenciado fluvial yMarealmente

Puntiagudo o mixtoAbanico de rotura, barra de

marea. Planicie deltaica media a inferior

Puntiagudo y granocreciente

Frente deltaico o barra de marea

Errático Planicie deltaica inferior a plataforma marino somero

Cilíndrico granocreciente Canales estuarinos o canales amalgamados

Figura 4.21. Asociación de facies gamma ray. Modificado de Escalona (2006)

73


44..77.. MMaappaass ddee ffaacciieess ssííssmmiiccaa

Con el propósito de disminuir la incertidumbre geológica en la elaboración de los

mapas de facies, se tomó en cuanta la adquisición sísmica del Campo Bloque VIII.

Como se mencionó anteriormente, la sísmica es muy ruidosa en los horizontes de

interés, quizás producto de la capa de lodo existente en el fondo del lago de

Maracaibo, el cual atenuó la energía de la señal reflejada en el momento de la

adquisición.

4.7.1. Descomposición espectral

La figura 4.22, muestra la descomposición espectral de la señal sísmica, la curva

verde representa el rango de frecuencia que tiene la señal sísmica y el porcentaje

mayor de frecuencia es el que contiene la información de interés, es decir todas

aquellas señales con porcentaje de frecuencias bajas se considera como ruido sísmico.

Además, se observa que de los rangos de frecuencia de las curvas descompuestas la

que mejor se ajusta es la curva de color rojo (figura 4.22), solapándose sobre el rango

de frecuencia de interés dentro del área del rectángulo naranja, desde 10 Hz a 22 Hz.

Frecuencia (Hz)

Frecuenci

(%)

Figura 4.22. Descomposición espectral de la señal sísmica

74


4.7.2. Cubo sísmico filtrado

El cubo sísmico generado sólo con el rango de frecuencia seleccionado muestra

reflectores sísmicos continuos y con menor ruido sísmico sobre el cual se puede

trabajar. La figura 4.23A, muestra una línea sísmica derivada del cubo sísmico

normal donde se observa el reflector del tope de la Formación Guasare que

corresponde con la discordancia SB54 (horizonte de color verde) en contacto con la

base de la Formación Misoa, aquí se puede observar el ruido sísmico a nivel de los

Miembros “C-6-X” y “C-7-X”. Por otro lado la figura 4.23B, es la misma línea

sísmica pero derivada del cubo sísmico con el rango de frecuencia seleccionada

donde se observa la continuidad de los reflectores de la Formación Misoa.

Figura 4.23. A) línea sísmica normal. B) Línea sísmica con descomposición espectral

Fm.Guasare

Fm.Guasare

Fm. Misoa

Fm. Misoa

O E Falla CLD0050

75


4.7.3. Intervalo de estudio

La figura 4.24, es una línea sísmica donde muestra el intervalo de tiempo sísmico

sobre el cual se realizo la clasificación de facies sísmica, también se observa los

horizontes de “C-6-X” y “C-7-X” interpretados. Como se mencionó en la

metodología el intervalo tiene como referencia los horizontes, en este sentido, el tope

del intervalo es una superficie paralela al horizonte “C-6-X” y la base del intervalo es

otra superficie paralela al horizonte “C-7-X”. Ambas superficies del intervalo están

separadas 50 milisegundos de sus respectivos horizontes.

Intervalo

Horizonte C-7-X

Horizonte C-6-X

O E

Figura 4.24. Intervalo de tiempo sísmico generado

4.7.4. Clasificación de facies sísmica

Es importante acotar que el proceso de generación del cubo de clasificación de facies

sísmica es en su totalidad automatizado, sin embargo por ser un proceso no

supervisado, los resultados requieren de una interpretación.

76


La figura 4.25 muestra los números de clases y colores asignados a las trazas sísmicas

mediante el método de clasificación jerárquica.

Figura 4.25. Asignación del número de clase y color a las trazas sísmicas

En las figuras 4.26 y 4.27, se observa la línea sísmica derivada del cubo de facies

sísmica, en el cual se desplegó la curva gamma ray y se correlacionaron los colores

según sus respuestas gamma ray. Los colores encerrados en los círculos corresponden

a las facies más arenosas, es decir, los colores verde, amarillo y rojo son facies donde

están dominados por arenas, por otro lado los colores azul claro, morado, azul oscuro

y vinotinto son facies con dominio lutítico. El número de colores representa el

número de clases seleccionadas previamente, 7 clases es el numero recomendado para

la clasificación.

77


Figura 4.26. Línea sísmica derivada del volumen de facies sísmica con curva gamma ray del pozo CLD0052. Los colores

dentro de los círculos son facies con dominio de arenas.

Figura 4.27. Línea sísmica derivada del volumen de facies sísmica con curva gamma ray del pozo CLD0086. Los

colores dentro del círculo son facies con dominio de arenas.

78


4.7.5. Mapas de facies sísmicas

La figura 4.28, muestra un “horizon slice”, es decir la proyección del horizonte

“C-7-X” sobre una superficie plana. En esta figura se observa el dominio de los

colores amarillos asociados a las facies arenosas, donde se interpretó como una zona

de canales con alta sinuosidad con abanicos de roturas probablemente depositados

sobre una planicie aluvial con dirección de sedimentación S-N.

Figura 4.28. Mapa de facies sísmica del horizonte “C-7-X”

CANALESDE ALTA SINUOSIDAD

ABANICO DE ROTURA

79


Figura 4.29. Mapa de facies sísmica del horizonte “C-6-X”

CANALDISTRIBUTARIO

BARRA DE DESEMBOCADURA

80


La figura 4.29, muestra el mapa a nivel del horizonte “C-6-X”, en el cual se observa

una zona dominada por color amarillo interpretada como zona de canales y hacia el

norte aparece una geometría de lóbulo interpretada como barra de desembocadura.

Por otro lado, el bloque deprimido no muestra tendencias de colores, por ende, la

interpretación es más compleja en estas zonas.

Es importante mencionar que estos resultados muestran sólo tendencia de litología,

por ende, tienen su grado de incertidumbre considerable debido a la baja resolución

de la sísmica.

44..88.. MMaappaass ddee ffaacciieess

A partir de la información de núcleos, electrofacies y facies sísmica se elaboraron los

mapas de facies para cada intervalo, básicamente están representados tres unidades

sedimentarias, estas son canales distributarios, barras de desembocadura y llanura

interdistributaria (Anexo I).

El intervalo I-200 está totalmente dominado por patrones cilíndricos en donde se

interpretó un a zona de canales con dirección de sedimentación S-N. Hacia el norte de

esta zona están las arenas con las mayores resistividades y por ende las mejores

arenas desde el punto de vista prospectivo.

El intervalo I-190 al igual que el intervalo anterior está dominado por canales

apilados con la misma dirección de sedimentación, aunque este intervalo disminuye

su espesor, todavía sigue siendo prospectivo hacia el norte.

El intervalo I-180 todavía sigue dominado por canales apilados, sin embargo son

comunes las respuestas altas en el gamma ray dentro de las arenas apareciendo

81


canales individuales. Al igual que en los intervalos anteriores la dirección de

sedimentación es la misma.

El intervalo I-170 aparecen zonas con depósitos de barras de desembocaduras hacia el

norte, la zona de canales mantiene su tendencia de sedimentación y siguen siendo

dominantes, además por interpretación de facies sísmica aparece una zona de canales

secundario con dirección de sedimentación S-N.

El intervalo I-160 se reconocieron los tres depósitos principales donde el canal

mantiene su dirección de sedimentación, a los lados del canal aparecen llanuras

distributarias y hacia el norte aparecen barras de desembocaduras.

44..99.. IInntteerrpprreettaacciióónn ddeell aammbbiieennttee sseeddiimmeennttaarriioo

A través de la integración de los resultados obtenido y tomando en cuanta el marco

regional se concluyó que los Miembros “C-6-X” y “C-7-X” de la Formación Misoa

se depositaron sobre un ambiente transicional, específicamente un ambiente deltaico

dominado por mareas.

La descripción macroscópica de los núcleos deja en evidencia este tipo de ambiente.

La presencia de improntas en los sedimentos finos y la ausencia de minerales

anhídridos, revela un ambiente con desarrollo de vegetación y por ende, un clima

húmedo, por otro lado, existen estructuras sedimentarias que son característicos del

régimen mareal, estas son estratificación cruzada bidireccional, rizaduras simétricas y

pares de laminaciones de materia lutítica-carbonosa “double mud drapes”. También

se observa intervalos con abundante bioturbación en facies heterolítica de depósitos

de planicie deltaica baja y subacuática. A nivel del Miembro “C-7-X” son abundantes

las bases erosivas con intraclastos (facies S) de los canales y barras de meandros

depositados sobre una planicie deltaica alta. Por otro lado, el Miembro “C-6-X” son

82


comunes las bioturbaciones y la presencia de barras de mareas depositadas sobre una

planicie deltaica media a baja.

La relación promedio arena lutita disminuye desde 2.85 para el Miembro “C-7-X” a

1.08 para el Miembro “C-6-X”, mostrando una disminución hacia el tope

probablemente por efecto de los pulsos transgresivos que según el marco regional son

ocasionados por el emplazamiento de las napas de Lara. Sin embargo, la relación

mayor a 1 en ambos Miembros indica que la depositación es progradante debido a la

baja tasa de subsidencia.

Es importante mencionar la presencia de bivalvos no identificados esporádicos en

sedimentos finos que parecen haber sido depositados sobre un ambiente marino

somero pertenecientes a la planicie subacuática. Estos sedimentos son esporádicos y

de poco espesor.

La figura 4.30 muestra las jerarquías de las superficies limitantes de Miall (2000) y el

análisis vertical de los espesores de estratos para el núcleo BA-2054, donde se

observa el dominio de secuencias estratodecrecientes, a partir de esto se interpreta

que el sistema se depositó bajo un régimen retrogradacional con pequeños pulsos

progradantes. Por otra parte la figura también muestra el contacto entre los Miembros

“C-6-X” y “C-7-X” interpretados de dos maneras:

Contacto operacional, interpretado por estratigrafía secuencial tomando en

consideración las superficies de inundación marina que se observan en los

registros como cambios bruscos de facies arenosas a lutíticas. Este contacto se

encuentra a la profundidad de 14125 pies

Contacto sedimentológico, interpretado a partir del cambio en el régimen de

sedimentación, en la figura 2.30 se observan los depósito de planicie deltaica

alta representados por canales de alta sinuosidad, abanico de rotura y barra de

83


Figura 4.30. Columna estratigráfica del núcleo BA-2054

Contactosedimentológico

5to

3er

5to

5to

3er

4to

5to

5to

5to

4to

5to

4to

4to

4to

4to

3er

84


meandro, seguidamente a la profundidad de 14240 pies ocurre el cambio en el

régimen de sedimentación en donde aparecen depósitos de planicie deltaica

media a baja representados por canales, barras y llanuras de mareas.

Los ichnofósiles muestran un incremento en la densidad de bioturbación hacia el

Miembro “C-6-X”, las ichnofacies presentes son Skolithos y Cruziana. La ichnofacies

Skolithos no son muy abundantes pero aparecen en el tope de algunas barras de

desembocaduras indicando condiciones de alto régimen de flujo, por otro lado, la

ichnofacies Cruziana es la que domina la secuencia y está caracterizada por una

batimetría más profunda que la de los Skolithos, esto quiere decir que hacia el tope

del Miembro “C-6-X” las ichnofacies muestran una profundización de las aguas

marinas. Así, se interpreta que el Miembro “C-6-X” se depositó sobre una planicie

deltaica media a baja. Por otra parte, los datos palinológicos definen un ambiente se

sedimentación transiocional con incremento de influencia marina hacia el Miembro

“C-6-X”.

A través del análisis de los mapas de facies se observa la evolución de un sistema

deltaico retrogradacional, en donde el Miembro “C-7-X” se identifican zonas de

canales y el Miembro “C-6-X” se caracteriza por la presencia de zonas de barras de

desembocaduras hacia el norte, la figura 4.31, muestra la analogía de las zonas de

depositación de los Miembro “C-6-X” y “C-7-X”, es evidente que en evolución

vertical y tomando en cuanta la Ley de Walter el Miembro “C-6-X” retrograda sobre

el Miembro “C-7-X”. De igual forma ocurre en los mapas de facies.

Según Escalona (2006) se puede hacer una analogía entre los procesos sedimentarios

del delta del Orinoco con el delta de la Formación Misoa, debido a su escala y su

marco estratigráfico y estructural. A escala regional el delta del Orinoco está ubicado

en una cuenca antepaís desde el Oligoceno tardío hasta el Holoceno con las

cordilleras de Trinidad y la Serranía del interior hacia el norte y el escudo de

85


Guayana al sur. Este delta tiene depósitos de canales distributarios, barras de mareas,

llanuras de mareas, marisma y canales de mareas como se muestra en la figura 4.32.

Los canales principales tienden a hacer rectos y las fluctuaciones de mareas son

mesomareales y afectan los canales principales hasta 100 kilómetros río arriba.

Figura 4.31. Modelo sedimentológico para los Miembros “C-6-X” y “C-7-X”. Modificado de Walker 1992

86


Figura 4.32. Delta del Orinoco (Venezuela). Ambiente sedimentario actual. Modificado de Escalona 2006

Algunos autores como Lugo et al (1995) y Escalona et al (2006) mencionan una

fuente cratónica de sedimentos sur-norte, durante el Eoceno temprano. Por otra parte,

Veen et al (1972) mantiene la hipótesis de que la fuente de sedimento era sur-suroeste

a nor-noreste proveniente del Macizo de Santa Marta. Sin embargo, los núcleos

analizados muestran subangularidad en los granos, de donde se interpreta una fuente

de aporte cercana que según Escalona et al (2006) proviene del norte de las áreas

positivas producto del emplazamiento de la placa del Caribe sobre la placa

Suramericana (figura 4.33). A nivel local, se definió, a traves de la arquitectura

estratigráfica, que el Campo Bloque VIII tiene dirección de sedimentación sur-norte

Escalona et al (2006)

87


Figura 4.33. Analogía del Delta del Orinoco con el Delta de la Formación Misoa. Modificado de Escalona 2006

NORTE

Finalmente, los Miembros “C-6-X” y “C-7-X” de la Formación Misoa se depositaron

bajo un configuración tectónica activa, que por efecto de carga de las napas de Lara el

sistema depositacional tiende a ser retrogradante, ademas, los diferentes pulsos de

emplazamiento generaron que la Formación Misoa se depositara por parasecuencias,

mostrando así, set de parasecuencias con sedimentos de planicie deltaica media a baja

sobre sedimentos de planicie deltaica alta con influencias de mareas que generó un

complejo de canales distributarios activos y abandonados, abanicos de rotura, bahías,

llanuras interdistributarias, barras de mareas y marismas o pantano costeros.

88

89



CAPÍTULO VCCAAPPÍÍTTUULLOO VV

MMMOOODDDEEELLLOOO PPPEEETTTRRROOOFFFÍÍÍSSSIIICCCOOO

555...111... RRReeesssiiissstttiiivvviiidddaaaddd dddeeelll aaaggguuuaaa dddeee fffooorrrmmmaaaccciiióóónnn...

Para abordar lo referente a la determinación de la resistividad del agua de formación

(Rw) se analizaron las pruebas de análisis físico-químico de las muestras de agua,

cuyos resultados se cargaron en el formato de cálculo (.xls) (figura 5.1).

Figura 5.1. Resultados del Análisis Físico-Químico.

La tabla 5.1, muestra las resistividades de las aguas de formación para los Miembros

en estudio generado a partir del análisis físico-químico de los pozos CLD0014,

CLD0017, CLD0084 y CLD0086.

90


Tabla 5.1. Resistividad del agua de formación

Miembro Resistividad (ohm-m) “C-6-X” 0.653“C-7-X” 0.612

555...222... CCCááálllcccuuulllooo dddeee lllooosss pppaaarrrááámmmeeetttrrrooosss pppeeetttrrrooofffííísssiiicccooosss...

5.2.1. Densidad de Matriz

Los análisis convencionales realizados a los pozos BA-2054 y VLC-950, cuentan con

59 muestras y 252 muestras con densidad del grano respectivamente, de donde se

realizaron los histogramas de frecuencia respectivos. La figura 5.2, muestra el

histograma de frecuencia de densidad del grano para el Miembro “C-6-X” del pozo

BA-2054.

Figura 5.2. Histograma de Frecuencia para la Densidad del grano en el pozo BA-2054 (Miembro “C-6-X”)

3

89

1 1

BA-2054 (C-6-X)

0

10

Frec

uenc

ia

2,64 2,65 2,66 2,67 2,68

Densidad de la Matriz

91


La tabla 5.2, muestra un resumen de las densidades de la matriz para los Miembros de

interés, se observa que el valor de la densidad del grano se aproxima a la densidad del

cuarzo, por ende, la litología dominante es la arenisca.

Tabla 5.2. Densidad de la matriz

Miembro Densidad de la matriz (gr/cc)“C-6-X” (pozo BA-2054) 2,66“C-7-X” (pozo BA-2054) 2,66“C-6-X” (Pozo VLC-950) 2,66“C-7-X” (Pozo VLC-950) 2,66

5.2.2. Factor de Formación (FF) e Índice de Resistividad (IR).

Sesenta (60) muestras del núcleo BA-2054, fueron seleccionadas para la realización

de estas pruebas, las cuales fueron evacuadas y saturadas a presión con una solución

salina simulada de 7615 ppm de NaCl. La resistividad de la solución era de

0.76 ohm-m a 77°F, la cual fue usada para calcular los valores del Factor de

formación (FF) e Indice de resistividad (IR) con presión de sobrecarga de 8200 lpc

para el Miembro “C-6-X” y 7200 lpc para el Miembro “C-7-X”. Para el núcleo

VLC-950 fueron seleccionadas quince (15) muestras, las cuales fueron evacuadas y

saturadas a presión con una solución salina simulada de 6970 ppm de NaCl. La

resistividad de la solución para este caso era de 0.80 ohm-m a 77°F, estos datos

fueron corregidos a dicha temperatura, los cuales fueron usados para calcular los

valores del Factor de formación (FF) e Indice de resistividad (IR) sin presión y con

presión de sobrecarga de 4500 lpc para el Miembro “C-6-X” y 7000 lpc para el

Miembro “C-6-X”.

92


Usando la ecuación de Archie se calculó el Factor de cementación “m” promedio.

La figura 5.3, muestra el gráficos de Log(F) vs. Log ( ) obtenido a partir del análisis

de los núcleos, para los Miembros “C-6-X” y “C-7-X”.

Factor de Formación vs. Porosidad (C-6-X)

y = 1,0498x-1,8348

R2 = 0,9543

y = 1,0486x-1,7975

R2 = 0,95561

10

100

0,100 1,000Porosidad (fracción)

FF

1

10

100

FF*

FF FF*

A través del análisis de los gráficos, se observó que los puntos definen una tendencia

lineal. Se utilizó una regresión matemática para obtener la tortuosidad (a) como el

intercepto en la ordenada, mientras que la pendiente de la recta define el exponente de

cementación (m). La tabla 5.3, resume los valores obtenidos del exponente de

cementación (m), exponente de cementación corregido por arcillosidad (m*) y la

tortuosidad (a).

FF* FF

Figura 5.3. Gráfico para el cálculo de los Exponentes de Cementación (m y m*) para el núcleo BA-2054 (Miembro “C-6-X”).

93


Tabla 5.3. Factor de Cementación e Índice de Tortuosidad.

Núcleo m m* a

BA-2054 (Miembro “C-6-X”) 1.8 1.83 1

BA-2054 (Miembro “C-7-X”) 1.96 2.01 1

VLC-950 (Miembro “C-6-X”) 1.95 - 0.99

VLC-950 (Miembro “C-7-X”) 1.94 - 0.99

La tabla 5.4, muestra los rangos del exponente de cementación, en la cual, se clasificó

la calidad de roca como moderadamente consolidadas, este valor indica también una

relación aproximadamente igual a dos entre el tamaño del poro y la garganta poral. Al

introducir la arcillosidad al sistema, se incrementan los valores de “m”, lo que indica

una reducción en el tamaño de las gargantas de poros por efecto de la arcilla presente

en la roca, y por ende, se obtiene un incremento en los valores de FF, resultando

valores de exponentes de cementación mayor.

Tabla 5.4. Calidad del Cemento en función del Exponente de Cementación

Valores de “m” Calidad del Cemento 1.3 No Consolidada

1.4-1.5 Ligeramente Consolidada1.6-1.7 Escasamente Consolidada1.8-1.9 Moderadamente Consolidada2-2.2 Altamente Consolidada

94


5.2.3. Exponente de Saturación (n).

La figura 5.4 muestra el gráfico en papel log-log, de los valores de índice de

resistividad en función de la saturación de la solución salina utilizada en la prueba.

El exponente de saturación se obtuvo como la pendiente de la recta que mejor se

ajustó a los puntos representados.

Indice de resistividad vs. Saturación de agua C-6-X

y = 1,0309x-1,7657

R2 = 0,9816

y = 1,0305x-1,8615

R2 = 0,9867

1,0

10,0

100,0

0,0 0,1 1,0SW (fracción)

IR

1,0

10,0

100,0

IR*

IR IR*

Tal como se especificó en el capítulo III, habiéndose aplicado la fórmula respectiva y

realizado los cálculos hasta obtener el parámetro n graficado, se obtiene los

exponentes de saturación (n) y exponentes de saturación corregido por efecto de

arcilla (n*) (tabla 5.5).

IR IR*

Figura 5.4. Gráfico para el cálculo de los exponentes de saturación (n y n*) para el núcleo BA-2054 (C-6-X)

95


Tabla 5.5. Valores Resultantes de n y n*

Núcleo n n*

BA-2054 (Miembro “C-6-X”) 1.766 1.861

BA-2054 (Miembro “C-7-X”) 1.771 1.877

VLC-950 (Miembro “C-6-X”) 1.868 2.131

VLC-950 (Miembro “C-7-X”) 1.612 2.011

Se puede observar que el exponente de saturación (n) posee valores similares a el

factor de geometría poral (m) en ambos Miembros, aproximadamente dos (2), lo que

indica que el sistema roca fluido está preferencialmente mojado por agua.

5.2.4. Capacidad de Intercambio Catiónico.

En efecto los valores de la capacidad de intercambio de cationes (CIC) obtenidos de

los análisis especiales de los núcleos BA-2054 y VLC-950 (Miembros “C-6-X” y

“C-7-X”), fueron usados para determinar la cantidad de cationes intercambiables

presentes en la arcilla por unidad de volumen poroso (figura 5.5), mediante la

ecuación mencionada y explicada en el Marco Metodológico.

96


Qv vs. Porosidad (C-6-X)

Qv = e-19.61 (Phi) + 1.0812

0,00

0,01

0,10

1,00

0,00 0,05 0,10 0,15 0,20Porosidad (fracción)

Qv

(meq

/ml)

Figura 5.5. Gráfico de capacidad de intercambio catiónico vs. porosidad en el núcleo BA-2054 (Miembro “C-6-X”)

El modelo que mejor se ajusta a la data de núcleo es el modelo exponencial,

resultando valores de Qv que se resumen en la tabla 5.6.

Tabla 5.6. Resultados de la ecuación del modelo exponencial de Qv

Núcleo BAeQv

BA-2054 (Miembro “C-6-X”) 0812.161.19 PhieQv

BA-2054 (Miembro “C-7-X”) 8326.0376.21 PhieQv

VLC-950 (Miembro “C-6-X”) 0058.3824.38 PhieQv

VLC-950 (Miembro “C-7-X”) 16924.16838.2 PhieQv

97


Los gráficos Qv. vs. Porosidad, muestran gran dispersión ocasionando baja

certidumbre en la relación Qv vs. Porosidad, por ende, no se encontró una tendencia

definida representativa para los Miembros en estudio, y además, no se cuenta en el

área, con ningún patrón con el cual comparar dicho resultado.

555...333 DDDeeettteeerrrmmmiiinnnaaaccciiióóónnn dddeee lllaaasss UUUnnniiidddaaadddeeesss dddeee FFFllluuujjjooo...

A fin de definir las unidades de flujo, se realizaron los gráficos de Lorenz Original,

Lorenz Modificado y Flujo Estratigráfico de Miller para ambos núcleos. Este método

grafico se basa en el Marco Geológico, tipo de rocas, capacidad de almacenaje,

capacidad de flujo y velocidad en el proceso del yacimiento.

5.3.1. Gráfico Estratigráfico de Lorenz Original (Stratigraphic Lorenz Plot).

Muestra la capacidad fraccional de flujo (%K*h) contra la capacidad fraccional de

almacenamiento (%PHI*h) por estratos, en los cuales se puede identificar de tope a

base, cada cambio de pendiente indica una unidad de flujo diferente.

Las figuras 5.6 y 5.7, muestran los gráficos de Lorenz del pozo BA-2054 para los

Miembros “C-6-X” y “C-7-X”, en el cual, se identificaron 6 unidades de flujo para el

Miembro “C-6-X” y 8 unidades de flujo para el Miembro “C-7-X”.

98


Grafico de SMLP: BA-2054 (C-6-X)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 20 40 60 80 100

Capacidad de Almacenamiento Acumulada (%PHI*h)

Capa

cida

d de

Flujo

Acu

mulad

o (%

K*h) 4

2

1

5

3

6

Figura 5.6. Gráfico de lorenz original, pozo BA-2054 (Miembro “C-6-X”)

Grafico de SMLP: BA-2054 (C-7-X)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 20 40 60 80 100


Capa

cida

d de

Flujo

Acu

mulad

o (%

K*h)

4

21

5

3

6

8

7

Figura 5.7. Gráfico de lorenz original, pozo BA-2054 (Miembro “C-7-X”)

99


Las figuras 5.8 y 5.9, muestran los gráficos de lorenz del pozo VLC-950 para los

Miembros “C-6-X” y “C-7-X”, en el cual, se identificaron 4 unidades de flujo para el

Miembro “C-6-X” y 3 unidades de flujo para el Miembro “C-7-X”.

GRAFICO DE LORENZ DEL NUCLEO VLC-950

0102030405060708090

100

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

%PHI*Hacum

%K*

Hac

um

43

2

1

Figura 5.8. Gráfico de lorenz original, pozo VLC-950 (Miembro “C-6-X”)


0102030405060708090

100

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100%PHI*Hacum

%K*

Hac

um

3

2

1

Figura 5.9. Gráfico de lorenz original, pozo VLC-950 (Miembro “C-7-X”)

100


5.3.2. Gráfico de Lorenz Modificado (Modified Lorenz Plot).

La construcción del gráfico de Lorenz Modificado se realizó con la Capacidad de

flujo acumulado vs. la capacidad de almacenamiento acumulado computado en

unidades de flujo que mantienen su posición estratigráfica. Las figuras 5.10, 5.11,

5.12 y 5.13, muestran los gráficos de Lorenz Modificado con las unidades de flujo

jerarquizadas de acuerdo a la relación de velocidades (FSU) para los Miembros

“C-6-X” y “C-7-X” de los pozos BA-2054 y VLC-950.

Grafico de MLP: BA-2054 (C-6-X)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 20 40 60 80 100


Capa

cida

d de

Flujo

Acu

mulad

o(%

K*h)

4

2

15 3 6

Figura 5.10. Gráfico de lorenz Modificado, pozo BA-2054 (Miembro “C-6-X”)

101


Grafico de MLP: BA-2054 (C-7-X)

010

2030

4050

6070

8090

100

0 20 40 60 80 100


Capa

cida

d de

Flujo

Acu

mulad

o(%

K*h)

42

1

5

3

6

8

7

Figura 5.11. Gráfico de lorenz Modificado, pozo BA-2054 (Miembro “C-6-X”)


0102030405060708090

100

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

%PHI*Hacum

%K*

Hac

um

4

2

3

1

Figura 5.12. Gráfico de lorenz Modificado, pozo VLC-950 (Miembro “C-6-X”)

102



0102030405060708090

100

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

%PHI*Hacum

%K*

Hac

um 32

1

Figura 5.13. Gráfico de lorenz Modificado, pozo VLC-950 (Miembro “C-7-X”)

5.3.3. Perfil de Flujo Estratigráfico (Stratigraphic Flow Profile).

Este gráfico es usado para mostrar la interpretación de las unidades de flujo

correlacionándola con curvas de registros (GR o Vsh), es una descripción

generalizada del tipo de roca y la capacidad de flujo con la capacidad de

almacenamiento. Las figuras 5.14, 5.15, 5.16 y 5.17 muestran los perfiles de flujo

estratigráficos, en el cual se observan las relaciones entre la capacidad de

almacenamiento, capacidad de flujo y la velocidad por unidad de flujo.

103


Grafico de SFP: BA-2054 (C-6-X)

4,023

5,467

5,840

3,120

9,104

72,446

1,883

20,300

0,998

3,095

27,211

46,513

0,468

0,014

0,566

8,722

5,109

3,476

FUS,

0,001 0,010 0,100 1,000 10,000 100,000

Prof

undi

dad

(Pies)

%K*h, %PHI*h

U.F. 6

U.F. 5

U.F. 4

U.F. 2

U.F. 114099,2

14079,0

14003,3

14073,2

14053,414052,3

14030,714028,1

14022,9

14020,5

13707,1

14002,0

U.F. 3

Figura 5.14. Perfil de flujo estratigráfico, pozo BA-2054 (Miembro “C-6-X”)

Grafico de SFP: BA-2054 (C-7-X)

10,463

38,583

8,581

1,640

8,726

6,505

7,308

18,193

30,039

6,468

25,686

0,086

0,497

19,349

9,727

8,148

2,871

0,168

2,993

0,027

11,797

1,495

1,115

0,010

FUS,

0,001 0,010 0,100 1,000 10,000 100,000

Prof

undi

dad

(Pies)

%K*h, %PHI*h

U.F. 8

U.F. 6

U.F. 5

U.F. 4

U.F. 2

U.F. 114514,714485,8

14410,1

14479,114461,214452,214434,914433,414414,114413,6

14337,314409,2

U.F. 3

U.F. 7

14167,014186,714198,014332,1

Figura 5.15. Perfil de flujo estratigráfico, pozo BA-2054 (Miembro “C-7-X”)

104


Gráfico SFP

13170

13210

13250

13290

13330

13370

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

Rango

Prof

undi

dad

(pies)

FSU

%Phi*h

%K*h

U. F 3

U. F 4

U. F 2U. F 1

Figura 5.16. Perfil de flujo estratigráfico, pozo VLC-950 (Miembro “C-6-X”)

Gráfico SFP

13430

13470

13510

13550

13590

13630

13670

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60

Rango

Prof

undi

dad

(pies)

FSU

%Phi*h

%K*hU. F 1

U. F 2

U. F 3

Figura 5.17. Perfil de flujo estratigráfico, pozo VLC-950 (Miembro “C-7-X”)

105


555...444... MMMooodddeeelllooosss pppeeetttrrrooofffííísssiiicccooosss uuutttiii llliiizzzaaadddooosss...

5.4.1. Modelo de Arcillosidad.

El núcleo del pozo BA-2054 cuenta con 3 tapones, con análisis de Difracción de

Rayos X (figura 5.18 y5.19), luego de haber calculado las curvas por los diferentes

modelos y de compararlas con los datos del núcleo se escogió el modelo de Steiber

(figura 5.20).

XRD BA-2054

Cuarzo

CaolinitaMuscovita

Siderita

Albita

Clorita

Anhidrita

CuarzoCaolinitaMuscovitaSideritaAlbitaCloritaAnhidrita

Figura 5.18. Difracción de rayos X, pozo BA-2054 (Miembro “C-6-X”)

XRD BA-2054

88,50%

5,50%

4%

2,50%

CuarzoCaolinitaAlbitaAnkerita

Figura 5.19. Difracción de rayos X, pozo BA-2054 (Miembro “C-7-X”)

106


SteiberVsh= (0,5* Ivsh)/ (1,5 - Ivsh)

Figura 5.20. Modelo de arcillosidad (pozo BA-2054)

5.4.2. Modelo de Porosidad.

Para poder hallar el modelo de porosidad que más se acopla con los datos de

porosidad del núcleo y que comprueba el modelo de arcillosidad anteriormente

definido (Stieber), se utilizó la siguiente fórmula para hallar PHID

fma

lecturamaD

…(5.1)

107


Luego de analizar los datos de los núcleos y haber realizado los histogramas de

frecuencia, se concluyo que la densidad de la matriz es 2.65. Así, el modelo que

mejor se ajusto para ambos núcleos fue el Lineal, figura 5.21.

)1( Vshde

Figura 5.21. Modelo de porosidad, pozo BA-2054

5.4.3. Modelo de Permeabilidad.

Para la estimación de la permeabilidad se construyeron las distintas curvas para los

diferentes modelos de permeabilidad, las cuales fueron mencionadas en el marco

metodológico, luego de haberlas comparado con los datos de núcleo por cada zona de

flujo se concluyó que la ecuación que mejor ajustó fue la de Timur Modificado

(figura 5.22).

108


K = 10500 *

5.4.4. Modelo de Saturación de Agua.

El modelo de saturación de agua que se escogió fue el de Simandoux, debido a que el

de Waxman y Smits (W&S) se utilizan los valores de A y B sacados de la ecuación

de la recta de Qv, los cuales no eran representativos. Además es la curva creada con

el modelo de Simandoux la que más se adaptó a los datos de saturación de agua del

núcleo (figura 5.23).

e 6 / ( e * Swirr + 0.25 * Vsh) 2

Figura 5.22. Modelo de permeabilidad, pozo BA-2054

109


sh

sh

tw

e

sh

shm

e

ww R

VRRaR

VRaS

2/122

...4

.2.

Figura 5.23. Modelo de saturación de agua, pozo BA-2054

555...555... PPPaaarrrááámmmeeetttrrrooosss dddeee CCCooorrrttteee...

En las evaluaciones petrofísicas se toman ciertos parámetros para clasificar las arenas

como arenas netas totales y arenas netas petrolíferas, la tabla 5.7 muestra los valores

de cortes obtenidos.

110


Tabla 5.7. Parámetros de corte

Parámetros de corte Miembro “C-6-X” Miembro “C-7-X” Volumen de arcillosidad de AN (Vsh) 63% 60%Saturación de agua máxima 57% 50%Resistividad mínima de ANP 18ohm-m 20ohm-m Porosidad mínima de ANP 6% 6%

555...666... MMMaaapppaaasss dddeee iiisssoooppprrrooopppiiieeedddaaadddeeesss...

5.6.1. Intervalo I-110.

Este intervalo presenta buena prospectividad hacia la parte noreste del Campo, las

arenas netas petrolíferas estás entre 0.5 a 94 pies de espesor con porosidades entre 9 y

19 por ciento, es decir, existe buena porosidad con saturación de agua promedio

menor a 50% y permeabilidad buena a regular (tabla 5.8).

Tabla 5.8. Resultado de las evaluaciones petrofísicas, intervalo I-110

Pozo Espesor(pies)

ANP(pies) (%) Sw (%) Vsh

(%) K (mD) ANT(pies)

CLD0003 243 7 13 54 14 29 56

CLD0008 142 22 19 25 4 744 48

CLD0014 206 0 - - - - 31

CLD0017 208 69 12 45 31 59 70

CLD0022 186 36 10 48 19 28 88

CLD0028 201 94 16 37 9 141 168

CLD0049 189 0.5 8 57 36 0.40 53

CLD0050 211 65 12 48 19 36 102

CLD0051 205 17 9 51 37 8 72

CLD0052 189 51 12 43 36 0.5 58

111


CLD0054 205 9 16 57 8 136 73

CLD0056 219 47 10 46 12 12 138

CLD0084 218 85 12 38 24 114 117


La prospectividad sigue siendo buena hacia la parte noreste del Campo, sin embargo,

las arena neta petrolíferas aumentan sus espesores, la porosidad se mantiene en rango

de buena y la permeabilidad es buena con saturación de agua cercana a 50%

(tabla 5.9).


Pozo Espesor(pies)



CLD0003 67 49 16 45 9 32 67

CLD0008 31 0 - - - - 0

CLD0014 227 16 12 51 16 75 95

CLD0017 150 18 10 49 35 72 21

CLD0022 189 60 13 46 13 92 70

CLD0028 59 25 13 50 14 20 59

CLD0049 141 9 18 47 26 70 62

CLD0050 178 26 11 49 23 16 58

CLD0051 136 19 9 51 32 0.61 110

CLD0052 163 49 10 44 36 1 80

CLD0054 205 0 - - - - 0

CLD0056 147 76 9 37 16 11 85

CLD0084 148 50 10 44 29 19 55

112



La prospectividad disminuye y cambia hacia el norte del Campo con porosidad y

permeabilidad entre buena y regular. La saturación de agua se mantiene cercana 50%

(tabla 5.10).


Pozo Espesor(pies)



CLD0003 NP NP NP NP NP NP NP


CLD0014 179 8 16 54 8 103 95

CLD0017 153 0 - - - - 0

CLD0022 158 80 10 40 20 52 82


CLD0049 150 2 23 56 9 469 78

CLD0050 192 63 13 46 18 24 113

CLD0051 172 11 9 54 34 2 94

CLD0052 41 0 - - - - 0

CLD0054 146 8 9 56 22 10 85

CLD0056 175 63 9 40 20 3 110

CLD0084 174 35 11 40 24 41 59

113



La prospectividad aparece hacia la parte noreste, los espesores de arena neta

petrolífera están entre 1.5 y 48 pies con buena porosidad. La saturación de agua se

mantiene cercana a 50% y la permeabilidad es de buena a regular (tabla 5.11).


Pozo Espesor(pies)





CLD0014 152 1.5 14 58 10 47 65

CLD0017 142 0 - - - - 0



CLD0049 133 0 - - - - 0

CLD0050 122 47 11 47 27 17 58

CLD0051 127 28 8 40 36 33 94

CLD0052 112 48 13 42 28 17 68

CLD0054 136 11 14 54 12 203 62

CLD0056 116 13 9 51 15 3 78

CLD0084 100 24 10 53 .31 15 68

114



Este intervalo presenta buena prospectividad hacia el centro y noreste del Campo, las

arenas netas petrolíferas están entre 2 a 187 pies de espesor con porosidades entre 9 y

18 por ciento, es decir, existe buena porosidad con saturación de agua promedio

menor a 50% y permeabilidad buena a regular (tabla 5.12).


Pozo Espesor(pies)





CLD0014 2 0 - - - - 0

CLD0017 210 0 - - - - 0



CLD0049 207 0 - - - - 0

CLD0050 270 187 10 37 20 8 193

CLD0051 245 46 9 48 32 7 156

CLD0052 194 71 12 37 25 6 137

CLD0054 217 2 18 59 5 264 150

CLD0056 180 52 9 47 15 15 148

CLD0084 98 0 - - - - 0

115

116



CCCOOONNNCCCLLLUUUSSSIIIOOONNNEEESSS

Del estudio macroscópico realizado a los núcleos de los pozos BA-2054 y

VLC-950 se identificaron las facies sedimentarias S, S3, S11, S1, S2, H, HB y

L, mostrando un dominio de las facies arenosas sobre las facies lutíticas.

Las areniscas presentan clastos subangulares a subredondeados con matriz

arcillosa, en base a esto, se infiere una fuente de aporte cercana diferente a la

fuente proveniente del Macizo de Santa Marta.

Se identificaron tres estructuras sedimentarias que en asociación indican

condiciones de régimen mareal, esta son: estratificación cruzada bidireccional,

rizaduras simétricas y doble laminas de lutitas carbonosas “mud-drapes”.

A través de la asociación de facies se determinaron cinco unidades

sedimentarias, la cuales son: canales distributarios, barras de meandro,

abanico de rotura, llanura de mareas y barras de mareas.

Mediante la identificación de las ichnofacies se determinó una disminución de

la energía en el sistema depositacional que corresponde una fase transgresiva

marcada a nivel del Miembro “C-6-X” producto de la nueva configuración

tectónica de la cuenca.

El análisis de las facies sísmicas permitió identificar algunas geometrías de

cuerpos sedimentarios, así, el mapa del Miembro “C-7-X” está caracterizado

por canales de alta sinuosidad y abanico de roturas, por otro parte, el mapa del

Miembro “C-6-X” se caracteriza por canales distributarios y frente deltaico.

117


A través del análisis vertical de los mapas de facies se evidencia la

retrogradación de los sedimentos apareciendo depósitos de frente deltaico en

la parte norte del Campo Bloque VIII.

Mediante la asociación de unidades sedimentarias se definió que el Miembro

“C-7-X” se depositó sobre una planicie deltaica alta y el Miembro “C-6-X” se

depositó sobre una planicie deltaica madia a baja.

Se interpreto el sistema depositacional como DELTAICO DE PLANO ALTO

A BAJO CON INFLUENCIAS DE MAREAS, depositado bajo una fase

transgresiva.

Los valores de resistividad del agua de formación fueron para el Miembro

“C-6-X” de 0.653 ohm-m y para el Miembro “C-7-X” de 0.612 ohm-m,

calculada a partir de análisis físico-químico.

El modelo de Porosidad efectiva que se ajusto mejor con la data utilizada de

los núcleos fue la ecuación Lineal.

El modelo de saturación de agua que mejor se ajusta a las condiciones en

ambos núcleos BA2054 y VLC950 fue el modelo de Simandoux.

Los mapas de isopropiedades muestran las mejores arenas petrolíferas hacia la

parte noreste del Campo con porosidad y permeabilidad promedio de 12% y

74 mD respectivamente.

118


RRREEECCCOOOMMMEEENNNDDDAAACCCIIIOOONNNEEESSS

Efectuar una toma de núcleo a nivel de los Miembros “C-6-X” y “C-7-X” en

la parte noreste del Campo para mejorar los modelos sedimentológico y

petrofísico.

Hacer un análisis petrográfico de los núcleos BA-2054 y VLC-950 para

mejorar el modelo sedimentológico y determinar el tipo de fuente de aporte de

sedimento.

Realizar un reprocesamiento con métodos modernos a la data sísmica con el

propósito de mejorar su resolución y por ende, optimizar la interpretación

sísmica.

Programar otro estudio sedimentológico-petrofísico por intervalos que

permita definir el modelo con mayor detalle.

119

120



REFERENCIAS RREEFFEERREENNCCIIAASS

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Bigelow’s, E. (1998). Wireline Logging and Petrophysisc from the Beginning.Texas, United Status.

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exploración y producción

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