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Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación Mugrosa en el área la
Cira-Este del Campo La Cira
César Augusto Rojas Suárez
Universidad Nacional de Colombia
Facultad de Ciencias, Departamento de Geociencias
Bogotá, Colombia
2011
Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación Mugrosa en el área la
Cira-Este del Campo La Cira
César Augusto Rojas Suárez
Tesis presentada como requisito parcial para optar al título de:
Magister en Ciencias Geología
Director:
Ph.D. Candidato Guillermo Arturo Camargo Cortes
Codirector:
M.A. Adriano Lobo Álvarez
Universidad Nacional de Colombia
Facultad de Ciencias, Departamento de Geociencias
Bogotá, Colombia
2011
Dedicatoria
Esta tesis está dedicada a mi amada esposa
Carolina, a mis adorados Hijos Juan Camilo y
María José por su amor, comprensión y
constate apoyo. A mis Padres Celio y
Cleotilde por su ejemplo de vida y apoyo
incondicional. A mis Hermanos Carlos,
Carolina, Consuelo y Magaly, así como
Aldemar (Q.E.P.D.), Benicia y Karina por su
comprensión y constante aliento.
Agradecimientos
El autor expresa sus agradecimientos:
• A Occidental Andina y ECOPETROL S.A. por facilitar y permitir mi desarrollo
profesional.
• A la Universidad Nacional de Colombia por haberme acogido y dado la oportunidad de
continuar con mi desarrollo profesional.
• Al Ph.D. Guillermo Arturo Camargo Cortes por ser un excelente profesor y guía para el
desarrollo de este trabajo.
• Al M.A. Adriano Lobo por sus enseñanzas, amistad e impulsar este importante
proyecto en mi vida tanto personal como profesional.
• Al Ingeniero Javier Lesmes por ser un excelente amigo y colaborador en este
proyecto.
• Al Geofísico Diego Morales y Petrofísico Ricardo Bueno por el enfoque y el excelente
trabajo en equipo.
• Al Ingeniero Aldo Andrés Cáliz Schafer por ser un excelente amigo y compartir sus
conocimientos en el área de la Ingeniería de Petróleos
• Al Ph.D. Noel Tyler por sus enseñanzas en sedimentología y caracterización de
yacimientos.
• A todos mis compañeros de Occidental de Colombia y Ecopetrol S. A. porque de
alguna forma y con su amistad me han ayudado a crecer durante toda mi vida
profesional en la Industria del Petróleo.
VIII Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira
Resumen y Abstract IX
Resumen Mediante algoritmos geoestadísticos se realizo el modelo tridimensional de los
yacimientos fluviales de la Zona-C de la Formación Mugrosa en el área Cira-Este del
Campo La Cira. Este modelo permitió calcular el aceite original en sitio e identificar las
reservas que aun no han sido drenadas en el yacimiento.
Palabras clave: geoestadística, facies, meandriforme, simulación y reservas.
X Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira
Abstract
Geostatistical algorithms were used for making the three-dimensional model for the fluvial
deposits of Zona-C of Mugrosa Formation in the Cira-Este area of the Cira Field. This
model allowed to calculate the original oil in place and to identify the reserves that have
not yet been drained in the Reservoir.
Keywords: geostatistic, facies, meandering, simulation and reserves.
Contenido XI
Contenido
Pág.
Resumen ..............................................................................................................................IX
Lista de figuras ................................................................................................................ XIII
Lista de tablas ................................................................................................................. XVII
Lista de Símbolos y abreviaturas ................................................................................ XVIII
Introducción ......................................................................................................................... 1
1. Objetivos ....................................................................................................................... 51.1 Objetivo general .................................................................................................. 51.2 Objetivos específicos ........................................................................................... 51.3 Justificación ......................................................................................................... 5
2. Marco de referencia ...................................................................................................... 92.1 Marco de antecedentes ....................................................................................... 92.2 Marco geológico ................................................................................................ 11
2.2.1 Localización ............................................................................................ 112.2.2 Marco geológico regional ....................................................................... 112.2.3 Estratigrafía ............................................................................................ 132.2.4 Geología de superficie ............................................................................ 192.2.5 Modelo estructural .................................................................................. 212.2.6 Trampa .................................................................................................... 222.2.7 Modelo estratigráfico .............................................................................. 252.2.8 Modelo diagenético ................................................................................ 25
3. Marco teórico .............................................................................................................. 373.1 Marco teórico ..................................................................................................... 373.2 Geoestadística ................................................................................................... 38
3.2.1 Análisis exploratorios de datos .............................................................. 383.2.2 Análisis de la relación espacial (estructural) .......................................... 563.2.3 Predicción de valores ............................................................................. 62
4. Metodología ................................................................................................................. 754.1 Recopilación y análisis de la información existente ......................................... 774.2 Construcción modelo estructural de la Zona-C en el área Cira-Este ............... 79
4.2.1 Correlación regional ............................................................................... 794.2.2 Correlación detallada Zona C ................................................................. 864.2.3 Modelo estructural Cira-Este .................................................................. 91
XII Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira
4.3 Construcción modelo estratigráfico de la Zona C en el área Cira-Este ........... 934.3.1 Núcleos y modelo sedimentológico ........................................................ 974.3.2 Calibración roca-registro ...................................................................... 1054.3.3 Mapas de isopacos, arena neta y electro-facies ................................. 111
4.4 Análisis comportamiento de fluidos (agua, aceite y gas) en el área .............. 1144.4.1 Análisis de contactos ............................................................................ 1174.4.2 Mapas de fluidos producidos ................................................................ 123
4.5 Características petrofísicas y saturación de agua inicial en los tipos de roca de la Zona-C en el área Cira-Este .................................................................................. 127
4.5.1 Modelo petrofísico ................................................................................ 1354.6 Generación modelo geológico tridimensional de la Zona C en área Cira-Este (modelamiento geoestadístico) .................................................................................. 138
4.6.1 Datos de entrada .................................................................................. 1384.6.2 Modelamiento estructural ..................................................................... 1404.6.3 Escalamiento de registros de pozo ...................................................... 1444.6.4 Análisis de datos .................................................................................. 1474.6.5 Modelamiento de facies ....................................................................... 1534.6.6 Modelamiento de propiedades petrofísicas ......................................... 156
4.7 Determinación del aceite original “in situ” y las reservas existentes en la Zona-C del área (calculo volumétrico) ................................................................................. 1594.8 Resultados ....................................................................................................... 162
5. Conclusiones y recomendaciones ......................................................................... 1655.1 Conclusiones ................................................................................................... 1655.2 Recomendaciones ........................................................................................... 166
Bibliografía ....................................................................................................................... 171
Contenido XIII
Lista de figuras Pág.
Figura 2-1: Localización geográfica Campo La Cira-Infantas. .................................... 11Figura 2-2: Localización geográfica área Cira-Este. ................................................... 12Figura 2-3: Localización paleoaltos La Cira-Infantas y Cachira. ................................ 13Figura 2-4: Columna estratigráfica Valle Medio del Magdalena. ................................ 15Figura 2-5: Mapa geológico Superficie Campo la Cira-Infantas (1935). .................... 20Figura 2-6: Registro tipo Cenozoico Campo La Cira-Infantas. ................................... 22Figura 2-7: Línea sísmica arbitraria esquema estructural Campo La Cira-Infantas. .. 23Figura 2-8: Mapa estructural Tope Zona-C campo La Cira-Infantas. ......................... 24Figura 2-9: Localización pozos corazonados Campo La Cira-Infantas. ..................... 26Figura 2-10: Clasificación Arenas Zona C (Folk, 1974). ............................................... 28Figura 2-11: Sección delgada arenas Zona C. ............................................................. 29Figura 2-12: Clasificación arenas Zona B (Folk, 1974). ................................................ 29Figura 2-13: Sección delgada arenas Zona B. .............................................................. 30Figura 2-14: Clasificación Arenas Zona-A (Folk, 1974). ............................................... 30Figura 2-15: Sección delgada Arenas Zona-A. ............................................................. 31Figura 2-16: Facies de Paleosuelos. ............................................................................. 33Figura 2-17: Secuencia de canales Meandriformes. .................................................... 34Figura 3-1: Función de distribución de probabilidad (FDP). ....................................... 39Figura 3-2: Función de densidad de probabilidad (fdp). ............................................. 40Figura 3-3: Ejemplo de Cuartiles: X0.25, X0.5 y X0.75 ...................................................... 42Figura 3-4: Grafica de una distribución Normal. ......................................................... 44Figura 3-5: Graficas de Distribuciones Log-Normal. ................................................... 45Figura 3-6: Desviación estándar. ................................................................................. 45Figura 3-7: Simetría y curtosis de una distribución. .................................................... 47Figura 3-8: Diagrama de dispersión análisis bivariado. .............................................. 48Figura 3-9: Semivariograma. ....................................................................................... 49Figura 3-10: Diagrama de Dispersión con su correlación lineal. .................................. 50Figura 3-11: Transformación de datos. ......................................................................... 55Figura 3-12: Metodología Transformación Normal Score. ............................................ 56Figura 3-13: Representación gráfica de un Variograma. .............................................. 58Figura 3-14: Modelos de Variograma y sus efectos. ..................................................... 60Figura 3-15: Parámetros para la construcción de un variograma. ................................ 61Figura 3-16: Anisotropía Geométrica 2D y 3D. ............................................................. 61Figura 3-17: Anisotropía Zonal. ..................................................................................... 62Figura 3-18: Anisotropías complejas. ............................................................................ 62
XIV Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira
Figura 3-19: Modelo de predicción por Kriging. ............................................................ 64Figura 3-20: Teoría de Secuencial indicador (SIS). ...................................................... 69Figura 3-21: Pasos Simulación Gaussiana (SGS). ....................................................... 71Figura 3-22: Comparación resultados simulación contra kriging. ................................. 72Figura 3-23: Ventajas de la simulación. ........................................................................ 72Figura 4-1: Registro Tipo y marcadores regionales interpretados área Cira-Este. .... 81Figura 4-2: Mapa localización secciones de correlación de Rumbo y Buzamiento. .. 82Figura 4-3: Correlación de Buzamiento (Sección 15-15´). ......................................... 83Figura 4-4: Correlación de Rumbo (Sección 5-5´). ..................................................... 83Figura 4-5: Pozos con información VSP o Check-shot campo La Cira-Infantas. ....... 84Figura 4-6: Amarre pozo-sísmica. Línea arbitraria A-A´ programa sísmico 3D. ........ 85Figura 4-7: Línea sísmica Arbitraria B-B´. ................................................................... 86Figura 4-8: Definición de Planos de falla a través del sistema de inyección. ............. 87Figura 4-9: Registro Tipo para Zona C en el área Cira-Este. ..................................... 88Figura 4-10: Mapa localización ejemplos de correlaciones Zona-C área Cira-Este. ... 89Figura 4-11: Correlación de detalle Zona-C en los Bloques de Cira-Este. .................. 90Figura 4-12: Imagen sísmica “Line 5603” muestra estructuras y la Falla La Cira. ....... 91Figura 4-13: Falla “La Cira”: puntos de control en pozos y plano construido. .............. 92Figura 4-14: Esquema estructural y fallas en el área Cira-Este. .................................. 94Figura 4-15: Mapa Estructural al Tope C1 área Cira-Este. .......................................... 95Figura 4-16: Bloques área Cira-Este. ............................................................................ 96Figura 4-17: Pozos corazonados Campo La Cira-Infantas. .......................................... 97Figura 4-18: Sección corazonada “Zona C” área Cira-Este. ....................................... 98Figura 4-19: Morfología canal Pequeño Formación Mugrosa-Zona C. ...................... 100Figura 4-20: Morfología canal Principal Formación Mugrosa-Zona C. ....................... 100Figura 4-21: Conglomerados con intraclastos arcillosos a la base del canal. ............ 101Figura 4-22: Llanura de inundación con bajo grado de pedogenización. ................... 102Figura 4-23: Llanura de inundación con grado de pedogenización intermedio. ......... 102Figura 4-24: Llanura de inundación con alto grado de pedogenización. .................... 103Figura 4-25: Abanico de desborde “Crevasse Splays”. .............................................. 103Figura 4-26: Descripción sedimentológica pozo Cira-1884. ....................................... 104Figura 4-27: Bloque-diagrama modelo de sedimentación Campo La Cira-Infantas. . 106Figura 4-28: Resolución vertical vs profundidad de investigación en registros. ........ 107Figura 4-29: Comparación Registro GR vs SP. .......................................................... 108Figura 4-30: Corrección registro SP por línea base. ................................................... 109Figura 4-31: Definición de roca reservorio y sello desde la curva de VSh. ................ 110Figura 4-32: Concepto espesores GROSS, arena neta y relación NTG. ................... 112Figura 4-33: Mapas isopacos Unidades C2 y Gtb de la Zona-C. ............................... 113Figura 4-34: Mapas de arena neta y electrofacies unidades C2 y GTB (Zona-C). .... 114Figura 4-35: Historia de producción Cira-Este. ........................................................... 115Figura 4-36: Mapa campañas de perforación área Cira-Este. .................................... 118Figura 4-37: Pozos área Cira-Este con marcadores OWC (NR) y LKO. .................... 118Figura 4-38: Mapa OWC, OWC (NR) y LKO. .............................................................. 119
Contenido XV
Figura 4-39: Mapa correlaciones usadas para definir OWC en cada bloque. ............ 120Figura 4-40: Contacto agua-aceite (OWC) bloque 3E-1. ............................................ 120Figura 4-41: Contacto agua-aceite (OWC) bloque 3E-2. ............................................ 121Figura 4-42: Contacto agua-aceite (OWC) bloque 3E-3. ............................................ 121Figura 4-43: Contacto agua-aceite (OWC) bloque 4. ................................................. 121Figura 4-44: Contacto agua-aceite (OWC) bloque 5. ................................................. 122Figura 4-45: Contacto agua-aceite (OWC) bloque 6a. ............................................... 122Figura 4-46: Contacto agua-aceite (OWC) bloque 6b. ............................................... 122Figura 4-47: Mapa de Np por pozo área Cira-Este y parte de Infantas Norte. .......... 124Figura 4-48: Mapa Agua Total Producida (WT) área Cira-Este e Infantas Norte. .... 125Figura 4-49: Mapa Agua Inyectada (WI) área Cira-Este e Infantas Norte. ................. 126Figura 4-50: Esquema de los diferentes tipos de porosidad. ..................................... 128Figura 4-51: Esquema Sistema poral. ......................................................................... 129Figura 4-52: Esquema Ley de Darcy. .......................................................................... 130Figura 4-53: Pozo CIRA1880 corazonado en el área Cira-Este. ................................ 131Figura 4-54: Ascenso Capilar interfase agua-petróleo e Idealización medio poroso heterogéneo. 133Figura 4-55: Definición de contacto agua aceite y nivel de agua libre. ...................... 134Figura 4-56: Curvas de Presiones capilares Rocas de la Zona-C. ........................... 135Figura 4-57: Tipos de Roca definidos para el área Cira-Infantas. .............................. 137Figura 4-58: Flujo de Trabajo para la construcción del modelo 3D. ........................... 139Figura 4-59: Modelo estructural 3D área Cira-Este. ................................................... 140Figura 4-60: Límites y esqueletos para construcción malla 3D. ................................. 141Figura 4-61: Bloques o segmentos del área Cira-Este. .............................................. 141Figura 4-62: Horizonte Tope C1 sobre la malla 3D. .................................................... 142Figura 4-63: División vertical de la malla 3D en 10 zonas y en capas. ...................... 143Figura 4-64: Cortes estructurarles de rumbo y buzamiento del modelo 3D. .............. 144Figura 4-65: Escalamiento de Registros de pozo en las celdas de la malla 3D. ....... 145Figura 4-66: Registró discreto RTYPE y continúo PHIE escalados. .......................... 146Figura 4-67: Histogramas de distribución de facies Zona-C. ...................................... 147Figura 4-68: Curvas de proporción vertical de facies en cada unidad de la Zona-C. 148Figura 4-69: Análisis de Espesores de las facies. ...................................................... 148Figura 4-70: Mapas de arena neta y probabilidad de arenas Unidad C2. .................. 149Figura 4-71: Histogramas, curvas de frecuencia acumulada y estadística básica de porosidad y permeabilidad. ............................................................................................... 151Figura 4-72: Histogramas y estadística básica de porosidad por unidad. .................. 152Figura 4-73: Histogramas y curvas de frecuencia acumulada de porosidad. ............ 152Figura 4-74: Distribuciones de porosidad transformadas en cada unidad. ................ 152Figura 4-75: Variografía Unidades C1 a GTB. ............................................................ 154Figura 4-76: Variografía unidades C3 a C5. ................................................................ 155Figura 4-77: Malla 3D poblada con facies. .................................................................. 156Figura 4-78: Comparación de histogramas de facies. ................................................ 156Figura 4-79: Malla 3D poblada con porosidad. ........................................................... 157Figura 4-80: Histogramas y curvas de frecuencia acumulada de porosidad. ............ 158
XVI Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira
Figura 4-81: Malla 3D poblada con permeabilidad. .................................................... 158Figura 4-82: Mapa OOIP para el área Cira-Este. ........................................................ 161
Contenido XVII
Lista de tablas Pág.
Tabla 3-1: Métodos de simulación. ................................................................................ 68Tabla 3-2: Comparación simulación y kriging. ............................................................... 71Tabla 4-1: Porcentaje de penetración pozos en Zona C. .............................................. 89Tabla 4-2: Inventario fallas área Cira-Este. ................................................................... 93Tabla 4-3: Distribución histórica de registros área Cira-Este. ..................................... 106Tabla 4-4: Espesores promedio y arquitectura deposicional de la Zona-C. ............... 113Tabla 4-5: Parámetros de fluido y presión área Cira-Este. ......................................... 115Tabla 4-6: OWC por bloque y por unidad para el área Cira-Este. .............................. 123Tabla 4-7: Número de capas por zona en la malla 3D de Cira-Este. ......................... 143Tabla 4-8: OOIP área Cira-Este por unidades y bloques. ........................................... 160Tabla 4-9: Balance de Reservas área Cira-Este. ........................................................ 160
Contenido XVIII
Lista de Símbolos y abreviaturas Símbolos con letras latinas Símbolo Término Unidad SI Definición k Permeabilidad Darcies
Sw Saturación de agua (%)
Símbolos con letras griegas Símbolo Término Unidad SI Definición Φ Porosidad
Abreviaturas Abreviatura Término BOPD Barriles de petróleo por día BWPD Barriles de agua por día DRX Análisis de difracción de rayos X MMBLS Millones de barriles EUR Recobro último esperado FR Factor de recobro OOIP Aceite original en sitio OWC Contacto agua aceite
SEM Imágenes de microscopia electrónicas de barrido
SIS Simulación indicador secuencial SGS Simulación gaussiana secuencial
TVDSS Profundidad vertical verdadera por debajo del nivel del mar
Contenido XIX
Introducción
La importancia de esta investigación es desarrollar una metodología mediante el uso de
algoritmos geoestadísticos (Davis, 2003) para la construcción de un modelo
tridimensional en el cual se pueda visualizar la geometría espacial de los depósitos
fluviales de edad Oligoceno de la Zona C de la Formación Mugrosa localizados en el
área Cira-Este, los cuales corresponden geológicamente a la Cuenca del Valle Medio del
Magdalena. Estos depósitos se caracterizan por presentar una alta heterogeneidad por lo
cual es importante definir la geometría de los cuerpos de arena (roca reservorio) y las
arcillas (barreras de permeabilidad) junto con la correlación y distribución de las
propiedades petrofísicas (porosidad, permeabilidad) en cada unos de estos cuerpos.
El propósito de esta investigación fue generar un modelo estructural y estratigráfico
confiable del área Cira-Este basados en la información de: pozos, sísmica, núcleos y
datos de laboratorio. Esta información fue ajustada con los datos presiones y fluidos
producidos e inyectados en el campo. Estos modelos fueron la base para construir la
malla tridimensional del campo la cual fue poblada con facies y propiedades petrofísicas
usando algoritmos geoestadísticos (Caers, 2005).
La organización de este estudio se presenta de acuerdo al siguiente esquema:
localización, generalidades, descripción, reseña histórica, modelo geológico y
sedimentológico del área de estudio es descrita en el Capitulo 2. La fundamentación
teórica de los algoritmos usados en este estudio, se describe en el Capitulo 3. La
metodología desarrollada en esta investigación es descrita en el Capitulo 4, con el
objetivo de que se pueda aplicar en reservorios de características muy parecidas al
Campo estudiado. Por último las conclusiones y recomendaciones obtenidas de este
estudio se presentan en el Capitulo 5.
2 Introducción
Finalmente, junto con la construcción de la malla tridimensional poblada se hizo el
análisis y definición de los contactos agua-aceite para cada unidad de la Zona C de la
Formación Mugrosa. Esta información se usó para calcular los volúmenes de aceite
original “in situ” (OOIP) y las reservas remanentes en cada una de las unidades, lo cual
permitió identificar áreas no drenadas con los pozos existentes y áreas que no han sido
inundadas por el proceso de inyección. Estos cálculos permitirán un desarrollo óptimo y
eficiente del área Cira-Este lo cual traerá beneficios de muy alto impacto económico,
social y ambiental tanto a la compañías operadoras ECOPETROL S.A - OCCIDENTAL
ANDINA LLC como al país.
Introducción 3
1. Objetivos
1.1 Objetivo general Modelar tridimensionalmente los depósitos fluviales de la Zona-C de la Formación
Mugrosa del área La Cira-Este del Campo La Cira usando métodos geoestadísticos.
1.2 Objetivos específicos • Construir el modelo estructural que afecta la Zona C en el área La Cira-Este.
• Construir el modelo estratigráfico para los Depósitos Fluviales de la Zona-C de la
Formación Mugrosa en el área La Cira-Este.
• Analizar el comportamiento de los fluidos (agua, aceite y gas) en el área.
• Definir la correlación existente entre los diferentes tipos de roca y las propiedades de
porosidad y permeabilidad en los pozos del área la Cira-Este.
• Generar el modelo geológico tridimensional para los yacimientos de la Zona-C en el
área La Cira- Este.
• Determinar el aceite original “in situ” y las reservas existentes en la Zona-C del área.
1.3 Justificación La trascendencia de este estudio es que permitirá conocer y visualizar como es la
estructura tridimensional, el carácter sellante de las fallas, la distribución espacial de los
cuerpos de arena (rocas reservorio) y la geometría de las arcillas (roca sello) para la
Zona C de la Formación Mugrosa en el área Cira Este, mediante la aplicación de
diferentes algoritmos geoestadísticos, la interpretación de la información tanto existente
como recientemente adquirida y el uso de herramientas tecnológicas de última
generación. Las principales ventajas de este estudio son:
6 Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación
Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira
• Permitirá establecer la conectividad de los cuerpos de arena y las barreras de
permeabilidad existentes en el área La Cira Este.
• Permitirá establecer la conexión que existe entre los pozos productores y los pozos
inyectores con el fin de optimizar el barrido del agua y de esta forma maximizar el
recobro de aceite en el área, para permitir a las compañías operadoras del campo la
Cira-Infantas ECOPETROL S.A - OCCIDENTAL ANDINA LLC tomar decisiones con un
excelente criterio técnico y en un corto tiempo.
• Permitirá calcular el aceite original “in situ” (OOIP) y las reservas existentes en los
reservorios del área, para definir e implementar un plan de desarrollo y optimización del
sistema de inyección-producción para maximizar el recobro de aceite y de esta forma
incrementar el factor de recobro y revertir el proceso de declinación de la producción de
aceite, garantizando la sostenibilidad económica del campo.
• Servirá como metodología guía para implementarla en otras áreas del campo, donde
también es necesario entender la geometría de estos cuerpos sedimentarios para
garantizar el éxito del proyecto Inyección-producción, con el fin de incrementar el factor
de recobro de aceite para la Zona C de la Formación Mugrosa en todo el Campo La Cira
Infantas.
• Permitirá aplicar e implementar los conocimientos adquiridos en las diferentes
materias tomadas en la Universidad Nacional de Colombia con el fin buscar solución a un
problema que se tiene actualmente en el Campo La Cira-Infantas operado por
ECOPETROL S.A - OCCIDENTAL ANDINA LLC.
• Permitirá beneficiar tanto a los habitantes de los Municipios de Barrrancabermeja, San
Vicente de Chucurí y Simacota, como a la Nación y las empresas operadoras
ECOPETROL S.A - OCCIDENTAL ANDINA LLC, pues con las regalías e impuestos que
se pagarán con el redesarrollo del área se podrán realizar obras tales como colegios,
hospitales e infraestructura vial que beneficien a las diferentes poblaciones y al país.
Capítulo 1 7
8 Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación
Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira
2. Marco de referencia
En cualquier campo de petróleo donde se desee implementar un proyecto de
recuperación secundaria por inyección de agua es necesario realizar una caracterización
detallada de las zonas productoras de aceite con el fin de entender las heterogeneidades
del yacimiento y como es el movimiento de los fluidos dentro de la roca.
El enfoque clásico de esta caracterización era la generación de modelos 2D usando
métodos de interpolación ordinarios. Durante los últimos años se ha desarrollado en la
industria del petróleo una nueva metodología para la caracterización de yacimientos que
permite realizar modelos 3D del campo usando algoritmos geoestadísticos con el fin de
entender las anisotropías y heterogeneidades de las rocas y propiedades petrofísicas del
reservorio de una forma más eficiente y real (Caers, 2005).
Con este estudio se realizaran modelos 3D del campo pero usando algoritmos
geoestadísticos los cuales han tenido un fuerte desarrollo durante los últimos años en la
industria del petróleo. Estos modelos permitirán optimizar y maximizar el recobro de
aceite de una forma más eficiente en los yacimientos de la Zona C de la Formación
Mugrosa en el área Cira-Este.
2.1 Marco de antecedentes La historia del Campo La Cira-Infantas es bastante extensa y comienza en 1918 con la
perforación del pozo Infantas-2 considerado como el pozo descubridor del campo. En
1920 la Standard Oil (Tropical Oil Company) adquirió la Concesión de Mares y mantuvo
su explotación hasta el 25 de Agosto de 1951 cuando la concesión revirtió a la nación y
su manejo pasó a ECOPETROL. En 1925 se perforó el pozo La Cira-58, el cual
comprueba la existencia del anticlinal de la Cira (Mulholland, 1943).
10 Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación
Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira
Los primeros modelos estructurales y estratigráfico del área fueron en dos dimensiones
(2D) de las Zonas productoras de aceite en el Campo La Cira-Infantas y se desarrollaron
con base en un mapa geológico de superficie elaborado por geólogos Canadienses y
Norteamericanos a principios de la década de los años 30 y la escasa información que se
podía obtener de los pozos perforados como corazones y muestras de zanja, pues aún
no se contaba con información sísmica ni registros de pozos (Swolfs, 1947). Durante los
años 40 comienza la implementación del uso de registros eléctricos de pozos, lo cual
ayuda a entender y mejorar los modelos geológicos 2D del área.
En 1951 Ecopetrol (Morales, 1958) entra a manejar el campo y continúa con la
perforación de pozos adicionales hasta llevar a un total de 1702 pozos perforados, con la
adquisición de esta información los modelos geológicos 2D del área se siguen
actualizando a medida que se adquiere información (Sanderson, 1951).
En el año de 1994 se hizo la adquisición del programa sísmico 3D en el Campo, antes de
este año la información sísmica disponible para el campo era muy escasa, solo algunas
líneas de los programas sísmicos-2D disparados entre 1976 y 1989 fueron registradas en
el campo. La información suministrada por estos programas sísmicos 2D eran de
carácter regular a buena en los alrededores del campo. Adicionalmente este mismo año
inicia el proyecto "Evaluación Integrada de Yacimientos del Campo La Cira-Infantas"
(Lobo et al., 1999) por parte de ECOPETROL el cual terminó en 1999, en este estudio se
realizó la primera prueba de un modelo tridimensional (3D) del campo, usando los
algoritmos geoestadísticos y programas que existían en esa época (Armstrong, 1998).
En el año 2005 ECOPETROL S.A-OCCIDENTAL ANDINA LLC deciden asociarse para
iniciar el redesarrollo del Campo la Cira-Infantas. Con el inicio de este trabajo se
comenzaron a generar modelos 3D del campo, estos modelos fueron hechos con
métodos de interpolación convencionales sin usar algoritmos geoestadísticos, a la fecha
en el campo se sigue trabajando con estos modelos 3D.
¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. 11
2.2 Marco geológico
2.2.1 Localización El área de estudio está localizada geográficamente en el Departamento de Santander
(Ver Figura 2-1), en jurisdicción de los Municipios de Barrancabermeja, San Vicente de
Chucurí y Simacota. El campo La Cira-Infantas se encuentra ubicado en la parte central
de la antigua Concesión De Mares, en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena, a una
distancia aproximada de 25 km. al SE de la ciudad de Barrancabermeja y a 250 km. al
NW de Bogotá. El área Cira-Este está localizada al Nororiente del Campo La Cira-
Infantas y tiene una extensión de aproximadamente veinte (20) Kilómetros cuadrados
(2000 Hectáreas) (Ver Figura 2-2).
Figura 2-1: Localización geográfica Campo La Cira-Infantas.
2.2.2 Marco geológico regional Desde el punto de vista geológico Regional el área de estudio está localizada en la
cuenca del Valle Medio del Magdalena (VMM) por lo tanto su historia geológica está
asociada a esta cuenca. Los estudios de Mulholland (1943), Swolfs (1947), Morales
(1958), Sanderson (1951), Lobo et al. (1999) y Gómez (2005) muestran que durante el
Triásico y hasta comienzos del Cretáceo el área de la cuenca actuó como una zona de
"Rift" con depósitos principalmente de tipo molásico. En el Cretáceo la cuenca actuó
La C
iraIn
fanf
as
12 Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación
Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira
como un "backarc" (retroarco) detrás de la zona de subducción Andina con depósitos
principalmente de tipo marino. Durante el Cretáceo Tardío-Paleoceno comenzó en la
cuenca un proceso de deformación compresional debido a la acreción de la Cordillera
Occidental al cratón Suramericano, lo cual causó plegamiento y erosión de la secuencia
Cretácica del campo. En el Eoceno Tardio-Oligoceno Temprano comenzó el
levantamiento de la Cordillera Central, al tiempo que la cuenca del Magdalena y la actual
cordillera Oriental formaban parte de una gran cuenca de "foreland" (antepaís), pasando
la sedimentación a ser de tipo continental (fluvial y deltaica), depositándose
discordantemente sobre la secuencia Cretácea.
Figura 2-2: Localización geográfica área Cira-Este.
Finalmente en el Mioceno Tardío-Plioceno ocurrió un período de plegamiento y
cabalgamiento en la cordillera Oriental evidenciada por el levantamiento regional de
dicha cordillera y la presencia de abanicos imbricados y zonas triangulares. De acuerdo a
los estudios de Rolón et al. (2004) y Gómez (2005) durante este periodo el área del Valle
Medio del Magdalena se transforma en una cuenca intermontana y los altos de Cachira y
¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. 13
La Cira-Infantas se forman por la reactivación de antiguas fallas normales antiguas (ver
Figura 2-3).
Figura 2-3: Localización paleoaltos La Cira-Infantas y Cachira.
Modificado de Gómez (2005).
2.2.3 Estratigrafía Desde el punto de vista estratigráfico el Campo La Cira-Infantas está ubicado en la parte
central de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena, la cual fué un área de depositación
de sedimentos fluviales y deltaicos durante el Terciario. Estos sedimentos Terciarios
descansan discordantemente sobre los sedimentos marinos del Cretáceo y algunas
veces sobre rocas del basamento pre-Cretáceo (Sanderson, 1951). La figura 2-4 muestra
la columna estratigráfica generalizada para la cuenca del Valle Medio del Magdalena.
La columna estratigráfica a partir de los pozos perforados en el campo abarcan rocas
desde el Jura-Triásico hasta el Mioceno Medio; el Mioceno Tardío está presente hacia el
Occidente del campo La Cira-Infantas y en algunos campos vecinos. Los depósitos del
Pleistoceno descansan discordantemente sobre el Oligoceno hacia el oriente de la Cira-
Infantas (Sanderson, 1951).
La Cira-
14 Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación
Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira
A continuación se hace una breve descripción de las formaciones que se encuentran en
el registro sedimentario de los pozos en este campo según las descripciones de Morales
(1958), Dickey (1992), Vásquez et al. (1992) y Lobo et al. (1999). Las formaciones que la
componen de base a tope son:
Mesozoico:
• Formación Girón (Jura-Triásico). Es la más antigua de las unidades sedimentarias
perforadas en el campo y yace discordantemente sobre el basamento. Compuesta por
areniscas rojizas y limolitas intercaladas con flujos riolíticos-riodacíticos y tobas.
Cretácico: en contacto paraconforme con la secuencia Jura-Triásica y está constituida
por las siguientes formaciones de base a techo:
• Formación los Santos-Tambor (Valanginiano). Descansa paraconforme sobre las
capas rojas del Jurá-Triásico. Compuesta por areniscas y conglomerados intercalados
con limolitas de color rojo oscuro. Estos sedimentos fueron depositados en ambientes de
corrientes de meandros, llanuras deltáicas e intramareales. Algunos autores la reportan
en el área como Formación Arcabuco.
• Formación Rosablanca (Hauteriviano). Esta formación corresponde a una plataforma
de carbonatos. Compuesta por calizas, margas y evaporitas. Tiene una relación
estratigráfica transicional con la Formación Los Santos.
• Formación Paja (Barremiano). Compuesta por lutitas negras ligeramente calcáreas,
delgadamente laminada, ocasionalmente micácea y limosa. Hacia la base la formación
contiene concreciones de calizas y venas de calcita. Las capas de calizas se vuelven
más abundantes a medida que nos acercamos a la Formación Rosablanca. Fue
depositada en un ambiente de aguas más profundas que la infrayaciente Formación
Rosablanca.
• Formación Tablazo (Aptíano). Compuesta por calizas masivas, lutitas calcáreas y
margas. La caliza es café oscura, densa y dura, contiene abundante pirita y predomina
hacia el tope de la Formación. Esta formación se considera una roca fuente excelente y
¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. 15
su potencial como roca almacenadora se limita a la permeabilidad de fracturas. Su
contacto es gradacional con la infrayaciente formación Paja. Figura 2-4: Columna estratigráfica Valle Medio del Magdalena.
Modificado de Morales (1958).
• Formación Simití (Albíano). Compuesta principalmente de lutitas, ocasionalmente
calizas y areniscas. Hacia el tope predominan las lutitas grises no calcáreas a
ligeramente calcáreos, ocasionalmente escamas de pescados. Hacia la base de la
formación la lutita cambia a color pardo. Su contacto es gradacional con la infrayaciente
formación Tablazo.
• Formación Salto (Cenomaníano). Compuesta por calizas arcillosas y delgados
niveles de lutitas negras. Su contacto con la infrayaciente formación Simití es
transicional.
Middle Magdalena Valley unconformity
PUJAMANA MEMBER
BA
SA
L LI
ME
STO
NE
GR
OU
P
SALADA MEMBER
16 Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación
Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira
• Formación La Luna (Turoniano a Santoniano) .Es la Roca Generadora más
importante de la cuenca y está compuesta por lutitas negras, calizas y delgados niveles
de liditas (Chert). Esta formación está dividida en tres unidades. La unidad inferior es
conocida como “Miembro Salada” de edad Turoniano Temprano-Medio y está compuesta
por lutitas negras calcáreas intercaladas con delgados niveles de calizas, contiene
abundantes concreciones. La segunda unidad es conocida como “Miembro Pujamana”
de edad Turoniano Tardío y consiste principalmente de lutitas negras, masivas, duras y
compactas, ocasionalmente contiene fósiles de gastrópodos y escamas de pescado. La
última unidad es conocida como “Miembro Galembo” de edad Coniaciano-Santoniano y
está compuesta principalmente de lutitas calcáreas intercalada con delgados niveles de
calizas y liditas (Chert). Su contacto con la infrayaciente formación Salto es transicional.
• Formación Umir (Campaniano a Maestrichtiano). Esta formación esta compuesta
principalmente de lodolitas grises intercaladas con carbones y algunas areniscas
arcillosas, contiene abundantes concreciones de color rojo (hierro). Estos depósitos
corresponden principalmente a depósitos de frentes de playa y bahías. Su contacto con
la infrayaciente formación La Luna es discordante.
Cenozoico. Compuesto por unidades siliciclásticas de ambientes fluviales y deltáicos.
Descansa en discordancia angular sobre la secuencia Cretácica. Las formaciones que la
componen de base a tope son:
• Formación Lisama (Paleoceno). Los sedimentos de esta formación representan una
transición en el tipo de depositación desde el ambiente marino de La Formación Umir a
depósitos continentales. Está compuesta principalmente por lutitas varicoloreadas con
intercalaciones de delgado niveles de areniscas. Las areniscas son más gruesas hacia el
tope y contienen mantos de carbón. Su contacto con la infrayaciente formación Umir es
gradacional. Esta unidad estratigráfica no está presente en el área de influencia del
Campo la Cira Infantas.
¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. 17
• Grupo Chorro - Zona D (Eoceno Medio a Tardío). En la cuenca del Valle Medio del
Magdalena esta grupo está conformado por las Formaciones La Paz y Esmeraldas.
• Formación la Paz (Eoceno Medio). Esta unidad está compuesta por un paquete
masivo de areniscas conglomeráticas de color gris claro con estratificación cruzada.
Localmente presenta delgados niveles de limolita y lutita de color gris. Hacia la base
aparece una lutita de color crema a blanco, dura y densa, altamente diaclasada
interpretada como de origen volcánico (Tufa). Esta Lutita blanca fue primero llamada
“Lutita Alterada” y posteriormente se conoció como el “Toro Shale”. Su relación con la
infrayaciente Formación Lisama es marcada por una Discordancia Regional bien definida
llamada “Discordancia del Eoceno” o “Discordancia del Valle Medio del Magdalena”. Esta
unidad estratigráfica no está presente en el área de influencia del Campo La Cira-
Infantas.
• Formación Esmeraldas (Eoceno Tardío). Esta unidad está compuesta por una
secuencia de lutitas de color gris claro a verdoso intercaladas con algunos pobres
desarrollos de arenisca y delgados niveles de limolitas, localmente presenta mantos de
carbón (Lignito). Hacia el Tope de esta Formación aparece un delgado nivel fosilífero
compuesto por moluscos principalmente de agua dulce y unos pocos de agua
ligeramente salobre, este nivel es conocido como “Horizonte Fosilífero de Los Corros”.
Esta unidad presenta un espesor variable dependiendo del control paleogeográfico. En el
área La Cira-Infantas los pozos muestran hacia la base de esta zona la presencia de la
lutita blanca conocida como el “Toro Shale”.
Su contacto con la infrayaciente Formación La Paz en la sección tipo es continuo y
transicional pero en el Campo la Cira-Infantas su relación con los infrayacientes
depósitos Pre-Eocénicos es marcada por una Discordancia Regional bien definida
llamada “Discordancia del Eoceno” o “Discordancia del Valle Medio del Magdalena”.
• Grupo Chuspas (Oligoceno a Mioceno Medio). Este grupo está compuesto por las
formaciones Colorado y Mugrosa.
• Formación Mugrosa (Oligoceno). Este nombre se usa para incluir los sedimentos que
se encuentran entre el “Horizonte Fosilífero de Los Corros” a su base y el Horizonte
18 Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación
Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira
Fosilífero denominado “Fósiles de Mugrosa” presente al Tope de la Formación (Ver figura
4). Esta Formación se divide en dos zonas, la superior es la “Zona-B” y la inferior es la
“Zona-C” separadas por intervalos de lodolitas y lutitas.
• Zona B. Esta zona está compuesta principalmente por arcillas varicoloreadas
intercaladas con delgados niveles de limolitas, hacia la parte media de la unidad se
presentan importantes desarrollos de areniscas de canales fluviales de sistemas de ríos
meandriformes. Hacia la base de esta zona se presenta un potente desarrollo de lutitas
de aproximadamente 200 pies de espesor. Es característico encontrar al tope de esta
Zona un nivel fosilífero denominado “Fósiles de Mugrosa” compuesto de fragmentos
calcificados de gasterópodos de agua dulce que por su amplia distribución areal se
constituye como un importante datum estratigráfico del área.
• Zona C. Compuesta por el apilamiento de areniscas depositadas en cinturones de
canales fluviales de sistemas de ríos meandriformes con intercalación de niveles de
lodolitas depositadas en llanuras fluviales y paleolagos. En las llanuras de inundación es
característico la formación de paleo-suelos, por esta razón es común observar en las
lodolitas el desarrollo de perfiles pedológicos. Debido a que la Zona C constituye el
principal reservorio de aceite en el área, este proyecto se enfocara en el modelamiento
geoestadístico tridimensional de esta unidad.
El contacto de la Formación Mugrosa con la Infrayaciente Formación Esmeraldas está
caracterizado por una discordancia Paralela no erosional o Paraconformidad
(Discordancia paralela sin superficie de erosión visible). Esta paraconformidad en la
mayor parte del área es muy difícil de identificar debido a que las litologías de las dos
formaciones son muy similares.
• Formación Colorado - Zona A (Mioceno Temprano a Medio). Esta unidad está
compuesta por lodolitas masivas de color rojo, gris y púrpura interestratificadas con
delgados niveles de areniscas de grano fino. Hacia la base de la unidad se presentan los
más importantes desarrollos de areniscas, los cuales se depositaron en un ambiente
fluvial de ríos meandriformes y son rocas almacenadoras y productoras de aceite en el
área.
¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. 19
Al tope de esta formación se presenta un nivel fosilífero compuesto por moluscos de
agua dulce conocido como “La Cira Shale”. Este horizonte se encuentra erosionado hacia
la parte estructuralmente más alta del campo La Cira-Infantas. El contacto de la
Formación Colorado con la Infrayaciente Formación Mugrosa es concordante y continuo.
• Grupo Real (Mioceno Medio a Tardío). Este grupo se conocía como la Serie Real
debido que incluye las Formaciones Real inferior, medio y superior, separadas entre sí
por inconformidades. Está compuesta principalmente por conglomerados ricos en líticos,
areniscas conglomeráticas y arcillolitas grises depositadas en ambientes continentales. El
contacto del Grupo Real con la Infrayaciente Formación Colorado está representado por
una muy bien desarrollada inconformidad. Este Grupo no está presente en el área de
influencia del Campo la Cira-Infantas.
• Grupo Mesa (Plioceno). El grupo está compuesto hacia el tope por bloques y gravas
de ríos interestratificados con areniscas conglomeráticas y conglomerados. Hacia la base
se presenta lodolitas y flujos de lava con material piroclástico. El contacto del Grupo
Mesa con el Infrayaciente Grupo Real esta caracterizado por una inconformidad. Este
Grupo no está presente en el área de influencia del Campo la Cira-Infantas.
2.2.4 Geología de superficie La cartografía geológica de superficie fue hecha por geólogos canadienses y
norteamericanos en el periodo desde 1918 a 1935 (Mulholland, 1943 y Sanderson,
1951). Estos trabajos revelaron una serie de estructuras anticlinales los cuales estaban
siendo afectados por fallas de carácter inverso y pequeñas fallas de carácter normal.
Adicionalmente el hallazgo de pliegues volcados en el flanco oriental de la estructura de
La Cira permitió sugerir una falla o un gran pliegue que originalmente se denominó
"pliegue o flexura de Wheeler" y que hoy corresponde a la Falla La Cira. Es importante
anotar que a la fecha se continúa trabajando con esta cartografía.
La figura 2-5 muestra el mapa geológico de superficie elaborado por los geólogos
Canadienses y Norteamericanos. Este mapa muestra la distribución areal de las
20 Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación
Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira
formaciones que afloran sobre y en los alrededores del campo La Cira-Infantas como son
la Formación Colorado (Horizonte fosilífero La Cira y La Cira Shale, Pebbly Sands
(Arenas-58), Middle-A Zone Shale, 116-Sands, Arenas-244) y la Formación Mugrosa
(Fósiles de Mugrosa, Zona-B y Zona-C). Adicionalmente se observan los principales
rasgos estructurales del área.
Figura 2-5: Mapa geológico Superficie Campo la Cira-Infantas (1935).
Modificado de Lobo et al. (1999).
¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. 21
Estas unidades cartografiadas en superficie correspondían con unidades productoras en
el subsuelo y cuya nomenclatura se ha mantenido hasta el presente. La Figura 2-6
muestra el registro tipo para la secuencia Cenozoica en el área, donde se puede
observar la posición vertical de las unidades cartografiadas.
2.2.5 Modelo estructural A nivel de la secuencia cenozoica en el campo la Cira-Infantas se identifican dos
estructuras principales. La primera es la estructura de Infantas localizada al sur del
Campo y está constituida por un anticlinal asimétrico elongado de aproximadamente 12
Km de longitud por 2 km de ancho, con cabeceo tanto al sur como al norte, el eje
principal del anticlinal es en dirección Norte-Sur. Este anticlinal está cortado a lo largo de
su cresta por un sistema de fallas de cabalgamiento llamado “Sistema de Fallas de
Infantas”. Este sistema de fallas buza hacia el oriente con ángulos entre 40° y 70° (Ver
figuras 2-7 y 2-8). Adicionalmente la estructura de Infantas se encuentra afectada por
fallas normales con una dirección aproximadamente perpendicular al sistema de fallas
principales. Hacia el norte el sistema de fallas de Infantas pierde salto y sufre un ligero
desplazamiento hacia el oriente.
La segunda estructura en el área es el Anticlinal de “La Cira” localizado en la parte
Noroccidental del campo y está constituido por un anticlinal en forma de domo alargado
con su eje principal en dirección Norte-Sur, el anticlinal tiene unas dimensiones
aproximadas de 5 km de longitud por 3 km de ancho con cabeceo hacia el Norte y hacia
el Sur. Esta estructura está cortada por una falla de dirección Norte-Sur de carácter
inverso con buzamiento de muy alto ángulo hacia el occidente llamada “Falla La Cira”, la
cual está asociada a un sistema de Fallas de Rumbo tipo “Wrenching” (ver figuras 2-7 y
2-8).
La falla La Cira tiene carácter sellante, el bloque colgante (área Cira Sur-Norte) y el
bloque yacente (área Cira-Este) de esta estructura son áreas productoras de
Hidrocarburos. En la estructura La Cira existen una serie de fallas normales
perpendiculares a la falla principal las cuales también actúan como fallas sellantes
compartimentalizando los yacimientos productores en cada bloque.
22 Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación
Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira
2.2.6 Trampa Las estructuras de “La Cira” e “Infantas” se caracterizan por ser anticlinales fallados.
Tanto la Falla “La Cira” como el “Sistema de Fallas de Infantas” que cortan estas dos
estructuras tienen carácter sellante, debido a esto el entrampamiento de aceite en el área
ocurre por Trampas de tipo estructural.
Figura 2-6: Registro tipo Cenozoico Campo La Cira-Infantas.
Modificado de Lobo et al. (1999).
300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 3100 3200 3300 3400 3500 3600 3700 3800
UA3 UA4a UA4b
A1 AA
A1a A2
A2a A3
A3a A4
A/B B1
B1a B1b B1c B1d
B2 B2a B2b
B3 B3a B3b B3c
B4 B4a B4b
C1 C1Bt C1Ab
C2 C2Dt Gtb C3
C3cb C4
C4Ab C4Cb C4Et
C5 D1 D2 D3 D4 D5
ARENAS
58
ARENAS
116
AGUA
ARENAS
244
ARENAS
157
ARENAS
13
ARENAS
13 L
ARENAS
LA CIRA ARENAS 47
ARENAS C1
ARENAS C2
ARENAS C3
ARENAS C4
ARENAS D
ZONA
ZONA
B
A
ZONA
C ZONA D
ESMERAL
FORMACION
FORMACION
COLORADO
MUGROSA
ZONA
B
FOSILES DE MUGROSA
ZONA
C
ARENAS157
ARENAS244
ARENAS116
ARENAS58
Zona-A Media
La Cira Shale
Fósiles La Cira
¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. 23
Figura 2-7: Línea sísmica arbitraria esquema estructural Campo La Cira-Infantas.
Asociado a este tipo de entrampamiento se presenta una alta complejidad estratigráfica
puesto que las rocas reservorio son principalmente areniscas que se depositaron en un
ambiente fluvial de ríos meandriformes.
Los estudios de Morales (1958), Mulholland (1943), Sanderson (1951) y Lobo et al.
(1999) muestran que en el área se tiene producción de hidrocarburos de las formaciones
Colorado (Zona A), Mugrosa (Zonas B y C) y Esmeralda-La Paz (Zona D).
Adicionalmente se han encontrado importantes manifestaciones y muestras de
hidrocarburos en los sedimentos calcáreos de las formaciones Cretácicas. Las
Estructuras de Infantas y la Cira son realmente dos campos diferentes, a continuación se
hace una breve descripción de cada una ellos.
La estructura de La Cira es un anticlinal afectado tectónicamente por fallas de Rumbo
tipo “Wrenching”. La falla tiene un carácter inverso y en esta estructura tanto el Bloque
yacente como el bloque colgante son productores de Hidrocarburos debido a que la Falla
La Cira tiene carácter sellante y los dos bloques esta cubiertos por sedimentos de
lodolitas y lutitas de la parte superior de la Formación Colorado que actúan como rocas
sello, las cuales permiten el entrampamiento de los hidrocarburos de las areniscas de la
parte basal de la Formación Colorado (Zona A), reservorios de la Formación Mugrosa
NW SEESTRUCTURA LA CIRA ESTRUCTURA INFANTAS
24 Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación
Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira
(Zonas B y C) y delgados niveles de areniscas de la Formación Esmeraldas (Zona D)
(ver Figuras 2-5 y 2-6).
Figura 2-8: Mapa estructural Tope Zona-C campo La Cira-Infantas.
2010
Líne
a sí
smic
a ar
bitra
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ESTR
UCT
URA
LA
CIR
A
ESTR
UC
TURA
INFA
NTA
S
¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. 25
La estructura de Infantas es un anticlinal elongado afectado tectónicamente por fallas de
cabalgamiento. El Sistema de Fallas de Infantas tiene carácter sellante y el
entrampamiento de Hidrocarburos se produjo en el bloque caído al occidente del Sistema
de Fallas debido a que este bloque está cubierto por sedimentos de lodolitas y lutitas de
la parte basal de la Formación Colorado y la parte superior de la “Zona-B” de la
Formación Mugrosa permitiendo el entrampamiento de las unidades inferiores de la
Formación Mugrosa (parte Basal de la Zona B y Zona C) y en la Formación Esmeraldas
(Zona D). En los bloques colgantes de esta estructura las principales unidades reservorio
del área (Formación Colorado “Zona A” y Formación Mugrosa “Zonas B y C”) están
expuestas en superficie por lo cual los hidrocarburos no pudieron ser entrampados (ver
Figuras 2-5 y 2-6).
2.2.7 Modelo estratigráfico La figura 2-9 muestra la localización de los pozos del Campo la Cira-Infantas con
información de núcleos que actualmente están preservados en la Litoteca Nacional de la
Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). El Campo La Cira cuenta con 6 pozos
corazonados con aproximadamente 3600 pies núcleos que abarcan las Formaciones
Colorado, Mugrosa y Esmeralda-La Paz. El área de Infantas actualmente no cuenta con
información de núcleos.
Con base en la información de núcleos, calibración roca-registro y correlación de pozos
existentes se definió los modelos diagenéticos y sedimentológicos para el campo la Cira
Infantas.
2.2.8 Modelo diagenético De acuerdo al estudio de Mesa (1995) el cual incluyó análisis de petrografía y petrología
de secciones delgadas, difracción de rayos X (DRX) y microscopia electrónica de barrido
(SEM) de las formaciones Mugrosa y Colorado en el campo La Cira-Infantas se concluye
que:
26 Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación
Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira
Figura 2-9: Localización pozos corazonados Campo La Cira-Infantas.
• Mineralógicamente estas formaciones están compuestas por cuarzo (monocristalino y
policristalino), feldespato potásico y plagioclasas (relación 3:1), fragmentos de origen
sedimentario y matriz detrítica compuesta principalmente por Caolinita, illita y en menor
¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. 27
proporción de esméctica. Las arcillas diagenéticas se encuentran orientadas y están
compuestas de illita/esméctica y se encuentra ocupando poros y rodeando los granos.
Entre los minerales pesados se encuentran el granate, el zircón, turmalina, epidota y
piroxenos. En cuanto a minerales diagenéticos se encuentran Siderita, ankerita y
caolinita esta última presentándose en forma de grandes y pequeñas hojuelas; cuando
ocurre en hojuelas pequeñas rellena los poros y genera alta microporosidad.
• La porosidad es predominantemente secundaria por disolución de feldespatos lo cual
genera alta microporosidad.
Textural y composicionalmente la Zona-C de la Formación Mugrosa está compuesta por
arenas submaduras de composición subarcosa a arcosa de grano medio, con cuarzo que
varía entre 60 y 80%, feldespato entre 11 y 36%, líticos entre 4 y 10%; y matriz arcillosa
de composición caolinita-illita en un 5% (Ver figuras 2-10 y 2-11).
Textural y composicionalmente la Zona-B de la Formación Mugrosa presenta arenas de
grano fino y muy fino de composición subarcosa-arcosa y sublitoarenita. La zona B en el
área está dividida en:
• “Arenas-47” compuesta por arenas de grano fino a muy fino, el contenido de cuarzo
varía entre el 54% y 70%, feldespato entre 19% y 35%, líticos entre 4% y 17%; la arcilla
principalmente es illita menor a un 15%.
• “Arenas La Cira” de grano fino, con cuarzo que varía entre el 50% y 72%, feldespato
entre 21% y 38%, líticos entre 3% y 13%; presenta matriz dispersa (clorita) en menos de
un 5%.
• “Arenas-13” compuesta de grano fino a medio, el contenido de cuarzo varía entre el
43% y 65%, feldespato entre 24% y 35%, líticos entre 10% y 30%; y un 10% de matriz
arcillosa (Ver figuras 2-12 y 2-13).
Textural y composicionalmente la Formación Colorado (Zona-A) en el campo está
compuesta por areniscas de grano fino a muy fino que varían en composición entre
arcosa lítica y subarcosa (Ver figuras 2-14 y 2-15).
28 Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación
Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira
Adicionalmente el estudio de Mesa (1995) muestra que los análisis de las arcillas
mediante técnicas de difracción de rayos X (DRX) concluyen que la principal arcilla es la
Caolinita (autigénica y detrítica). También se presenta Motmorillonita cálcica
interestratificada con minerales micáceos tipo illita de origen autigénico producto de la
probable disolución de feldespatos. En la Zona-C predomina la illita.
Figura 2-10: Clasificación Arenas Zona C (Folk, 1974).
Modificado de Mesa (1995).
LC-1884
LC-1880LC-1882LC-1891
LC-1888
CUARZO
LITICOS
LITICOSFELDESPATO
FELDESPATO
CUARZO
¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. 29
Figura 2-11: Sección delgada arenas Zona C.
Modificado de Mesa (1995).
Figura 2-12: Clasificación arenas Zona B (Folk, 1974).
Modificado de Mesa (1995).
Qz
Qz
Feld
Feld
Qz
Feld
φ
φ
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LC-1880LC-1882LC-1891
CUARZO
LITICOSFELDESPATO
30 Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación
Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira
Figura 2-13: Sección delgada arenas Zona B.
Modificado de Mesa (1995).
Figura 2-14: Clasificación Arenas Zona-A (Folk, 1974).
Modificado de Mesa (1995).
Un efecto importante de la diagénesis es la disolución de los feldespatos potásicos y
plagioclasas, líticos y micas arcillosas. Esta disolución en algunos casos incrementa la
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porosidad secundaria pero en otros casos las arcillas generadas rellenan poros
(microporosidad) disminuyendo las propiedades petrofísicas del yacimiento.
Figura 2-15: Sección delgada Arenas Zona-A.
Modificado de Mesa (1995).
Otras conclusiones importantes son: pérdida de porosidad por compactación de dúctiles,
disolución de minerales del armazón, cementación con arcillas y precipitación de
carbonatos.
• Modelo sedimentológico y definición de ambientes de depositación. El estudio de
Vásquez et al. (1992) muestra que los análisis palinológicos, las asociaciones de
palinomorfos y la identificación de kerógeno tipo II y tipo III sugieren la sedimentación en
un ambiente continental donde son comunes los granos de polen de palmas y helechos.
La presencia ocasional de algas tipo Pseudoschizaea, esporas de Azolla y polen de
plantas acuáticas tipo Onagracea sugieren la sedimentación ocasional en ambientes
pantanosos a lacustres. La presencia de material leñoso y herbáceo sugiere un ambiente
ligeramente subacuoso (llanuras de inundación) y/o condiciones climáticas húmedas.
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32 Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación
Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira
De acuerdo a los estudios de los afloramientos en superficie y los análisis de núcleos de
los pozos corazonados junto con la calibración roca-registro realizada por Mulholland
(1943), Swolfs (1947), Morales (1958), Sanderson (1951) y Lobo et al. (1999) se
determinó que los depósitos de canales fluviales son los ambientes predominantes en las
Formaciones productoras de Hidrocarburos en el área.
Formación Colorado (Zona A). Se identificaron los siguientes subambientes:
• Rellenos de canal de carga mixta la cual consiste de secuencias granodecrecientes
que incluye areniscas de grano medio a grueso a la base, con intercalaciones de material
conglomerático en la base del canal, que grada de manera transicional hacia el tope a
areniscas de grano fino a muy fino e incluso limolita, presentan estratificación en artesa y
plana paralela afectadas por bioturbación. La porción más alta de estos canales
usualmente presenta lodolitas, restos de raíces e icnofósiles.
• Llanuras de inundación “floodplain” compuesta por sedimentos finos transportados en
suspensión depositados durante los períodos de inundación en las tierras planas
adyacente a los canales. La litología presente consiste de arcillolitas, limolitas y lodolitas
con un alto grado de pedogenización.
• Rellenos de abanico de desborde “crevasse splays” formadas por el rompimiento del
dique natural “natural levee” de las corrientes y produciendo sedimentación en las
llanuras de inundación. Está constituida por secuencias grano crecientes con areniscas
de grano fino a muy fino que gradan a secuencias de grano más grueso al tope.
Presentan trazas de raíces y diferentes grados de pedogenización.
• Subambientes lacustres compuestos por facies heterogéneas lodo-soportadas en
intercalación con las areno-dominadas que reflejan períodos de sedimentación
intermitentes. Una característica distintiva es la de conformar secuencias
progradacionales con estratos de areniscas intercalados con limolitas, presentan
rizaduras y estratificación cruzada a pequeña escala, en algunos casos presentan
bioturbación.
¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. 33
• Paleosuelos bien desarrollados formados por exposición subaérea al tope de las
secuencias fluviales, cárcavas de desbordamiento y depósitos lacustres (Ver figura 2-16).
Figura 2-16: Facies de Paleosuelos.
Modificado de Lobo et al. (1999).
Esta secuencia corresponde a sedimentos de ambientes fluviales depositados en un
sistema de ríos meandriformes (Ver figura 2-17).
Formación Mugrosa (Zona B). Esta unidad se caracteriza por presentar:
• Rellenos de canal de carga mixta (secuencias granodecrecientes con conglomerados
en la base del canal gradando a areniscas de grano muy fino al tope). Presenta
estratificación en artesa y plana paralela afectadas por bioturbación.
• Lanuras de inundación “floodplain” compuesta por arcillolitas, limolitas y lodolitas con
alto grado de pedogenización.
34 Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación
Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira
• Rellenos de abanico de desborde “crevasse splays”. Constituida por secuencias grano
crecientes con areniscas de grano muy fino que gradan a secuencias de grano más
grueso al tope. Presenta diferentes grados de pedogenización.
Figura 2-17: Secuencia de canales Meandriformes.
Modificado de Lobo et al. (1999).
• Subambientes lacustres compuestos por facies heterogéneas lodo-soportadas en
intercalación con las areno-dominadas que reflejan períodos de sedimentación
intermitentes.
• Paleosuelos bien desarrollados formados por exposición subaérea al tope de las
secuencias fluviales, cárcavas de desbordamiento y depósitos lacustres.
Estos subambientes corresponden a sedimentos de ambientes fluviales depositados en
un sistema de ríos meandriformes.
PO
ZO:
LA C
IRA
1880
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Formación Mugrosa (Zona C). Esta unidad se caracteriza por presentar canales, diques
naturales, abanicos de desborde y depósitos de llanuras de inundación. Estos depósitos
han sido interpretados como de ambiente fluvial depositado en un sistema de ríos
meandriformes y sus principales características son:
• Canales apilados verticalmente: corresponden a rellenos de canal con carga de fondo
constituidos por areniscas de grano medio a grueso.
• Llanuras de inundación: corresponden a depósitos de arcillolitas y lodolitas.
• Rellenos de abanico de desborde y diques naturales: compuestos de lodolitas,
arenitas muy finas y limos.
En el capítulo 4: “Metodología” de trabajo se hará un análisis y descripción mucho más
detallada del modelo sedimentológico para la Zona-C debido a que esta unidad fue el
objetivo principal de estudio de este trabajo.
36 Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación
Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira