modelo estructural y estratigrÁfico...
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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERIA
DIVISION DE POSTGRADO PROGRAMA DE POSTGRADO EN GEOLOGIA PETROLERA.
MODELO ESTRUCTURAL Y ESTRATIGRÁFICO BASADO EN LA INTERPRETACIÓN SÍSMICA DEL YACIMIENTO
LAGUNILLAS INFERIOR LL07.
Trabajo de Grado presentado ante la
Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Académico de
MAGISTER SCIENTIARUN EN GEOLOGIA PETROLERA
AUTOR: LAURA MARGARITA BRICEÑO SÁNCHEZ
TUTOR: AMÉRICO PEROZO
Maracaibo, Marzo 2009
REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERIA
DIVISION DE POSTGRADO PROGRAMA DE POSTGRADO EN GEOLOGIA PETROLERA.
MODELO ESTRUCTURAL Y ESTRATIGRÁFICO BASADO EN LA INTERPRETACIÓN SÍSMICA DEL YACIMIENTO
LAGUNILLAS INFERIOR LL07.
Trabajo de Grado presentado como requisito para optar al Grado Académico de:
MAGISTER SCIENTIARUN EN GEOLOGIA PETROLERA
Autor: Laura Margarita Briceño Sánchez Tutor: MSc. Américo Perozo
Maracaibo, Marzo 2009
Briceño Sánchez, Laura Margarita. Modelo estructural y estratigráfico basado en la interpretación sísmica 3D del yacimiento Lagunillas Inferior LL07. (2009) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 129p. Tutor: Prof. Américo Perozo.
RESUMEN
Este trabajo tendrá como objetivo definir el patrón estructural y estratigráfico que afectan un área de 20 Km2 del Yacimiento LL07, correspondiente a la Unidad de Explotación Lagunillas Lago, Distrito Tía Juana, ubicado en la Cuenca del Lago de Maracaibo en la Formación Lagunillas de Edad Mioceno, así como el análisis de atributos sísmicos, con la finalidad de obtener las tendencias estructurales del área de interés usando los nuevos cubos sísmicos reprocesados. Para determinar los factores geológicos y estructurales que afectan el comportamiento productivo de los pozos del yacimiento LL 07, Campo Lagunillas. Será analizado mediante la elaboración de secciones estructurales, estratigráficas, interpretación sísmica 3D de cubos reprocesados y el análisis de atributos sísmicos. Para el estudio sé utilizarán 40 pozos verticales, los cuales serán calibrados con sísmica 3D. Cercana al área de interés, sé cuenta con información de velocidad (checkshot), así como registros sónicos y de resistividad los cuales nos permitirán realizar seudo sónicos para cada uno de los pozos y obtener así una calibración más precisa. El estudio sé realizará en cuatro fases y en forma descriptiva e interpretativa. Una primera fase de documentación, fase de Carga de Datos requerida para el estudio y verificación de sísmica 3D, fase de Interpretación de Datos y finalmente el Análisis e Integración de los Resultados. Los resultados que sé esperan obtener de la investigación al culminar el estudio son los siguientes: mapas en tiempo, mapas en profundidad, isópacos y mapas de atributos sísmicos, de cada uno de los niveles interpretados. Y con ello obtener un modelo que nos precise la orientación y geometría de los cuerpos arenosos presentes en el área a estudiar del yacimiento.
Palabras Claves: Patrón, estructural, estratigráfico, formación, mioceno. E-mail del autor: [email protected] [email protected] [email protected]
Briceño Sánchez, Laura Margarita. Structural and stratigraphic model based on 3D seismic interpretation, reservoir Lagunillas Inferior LL07. (2009) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 129p. Tutor: Prof. Américo Perozo.
ABSTRACT
The main purpose of this work is to define the structural and stratigraphic pattern that affects an area of 20 kms² from reservoir LL07, at Lagunillas Lago’s explotation unit, Tia Juana district, located at Maracaibo lake, Lagunillas formation at the miocene age, as well as the seismic attributes analysis, in order to obtain the structural tendencies of the interested area, using the reprocessed new seismic cubes. To determine the geological and structural factors that actually affects the well’s production behavior from the LL07 reservoir, at Lagunillas field. It will be analyzed using structural and stratigraphic sections, 3D seismic interpretation of reprocessed cubes, and the seismic attributes analysis. 40 vertical wells will be used in this study, which will be calibrated with 3D seismic. Near to the interested area, there is available information about velocity (checkshot), sonic logs and resistivity, which will help to produce pseudo sonics to all wells, and to get a more precise calibration. The study will be executed in four phases, using descriptive and interpretative methods. The first stage is for documentation purposes and required data load for the work, as well as 3D seismic verification, then data interpretation phase, and finally analysis and integration of the resulted information. Expected results from the investigation at the end of the study are: time maps, depth maps, isopacos and seismic attributes maps, from each one of the interpreted levels, in order to obtain a model to help orientation and geometry of the present sandy bodies at the reservoir interested area.
Key Words: Pattern, structural, stratigraphic, formation, Miocene. Author’s e-mail: [email protected] [email protected] [email protected]
TABLA DE CONTENIDO
Página
RESUMEN............................................................................................. 3
ABSTRACT............................................................................................ 4
DEDICATORIA....................................................................................... 5
AGRADECIMIENTO................................................................................. 6
TABLA DE CONTENIDO........................................................................... 7
LISTA DE FIGURAS................................................................................ 8
LISTA DE TABLAS.................................................................................. 9
CAPITULO
I INTRODUCCIÓN.......................................................................... 10
1.1.-Generalidades....................................................................... 10
1.2.-Ubicación del área de estudio.............................................. 11
1.3.-Objetivos y alcances del trabajo............................................ 13
1.4.-Trabajos previos.......................................................... 14
1.5.-Metodología de trabajo................................................. 16
II MARCO GEOLÓGICO.................................................................. 21
2.1.-Historia geológica de la cuenca de Maracaibo. Geología
Estructural y Tectónica Regional............................................ 21
2.2.-Evolución Estratigráfica...................................................................... 23
2.3.-Estratigrafía Regional.................................................... 29
2.4.-Estructural Regional.....................................................
2.5.-Marco Estratigráfico Local..............................................
38
43
III COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIN DE HIDROCARBUROS........ 49
3.1.-Historia de perforación.................................................. 49
3.2.-Producción de petróleo.................................................. 50
3.3.-Comportamiento de la inyección..................................... 54
3.4.-Presiones.................................................................... 56
CAPITULO Página
IV INTERPRETACIÓN SÍSMICA.................................................. 60
4.1.-Fundamentos teóricos.................................................. 60
4.2.-Disponibilidad de la información sísmica.......................... 67
4.2.1.-Antecedentes sísmicos del área............................... 67
4.2.2.-Adquisición Sísmica del área................................... 69
4.2.3.-Procesamiento Sísmico del levantamiento................. 70
4.3.-Interpretación Sísmica 3D............................................ 76
4.3.1.-Generalidades.......................................................... 76
4.3.2.-Carga del levantamiento sísmico 3D en los sistemas
interactivos de interpretación (Seisworks)...................................... 76
4.3.3.-Análisis de Amplitudes, Contenidos de Frecuencias y
y Cálculos de Resolución de datos sísmicos....................... 77
4.3.4.-Aplicación de las curvas T-Z.................................... 79
4.3.5.-Generación de Sismogramas Sintéticos..................... 81
4.3.6.-Interpretación de reflectores sísmicos....................... 85
4.3.7.-Mapas estructurales en tiempo................................ 87
4.3.8.-Interpretación de fallas.......................................... 92
4.3.9.-Mapas estructurales en profundidad…....................... 108
4.3.10.-Interpretación de mapas estructurales.................... 109
4.4.-Generación de atributos sísmicos.................................... 114
V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES................................. 120
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS..................................................... 123
APÉNDICES.................................................................................. 125
Apéndice A......................................................................... 125
Apéndice B......................................................................... 129
LISTA DE FIGURAS
Figura Página
1 Ubicación del área de estudio 12
2 Supersecuencia A: Apertura de corteza del Jurásico. Extensión
Ambientes Continentales. Sedimentos de material volcánico y capas
rojas............................................................................................................ 24
3 Supersecuencia B: Cretácico Temprano Tardío........................................ 25
4 Supersecuencia C: Cretácico Tardío a Paleoceno Temprano. Transición
de un régimen pasivo a uno activo. Compresión por colisión y obducción
del arco volcánico pacífico al oeste con la placa suramericana................. 25
5 Supersecuencia D: Paleoceno Tardío Eoceno Medio. Evidencia
desarrollo de la cuenca antepaís, al frente del arco volcánico pacífico y
emplazamiento de las napas de Lara....................................................... 26
6 Supersecuencia E: Eoceno Superior Mioceno Inferior. Relieve
positivo al este y noreste, separa las cuencas de Maracaibo y Falcón.
Dos Secuencias depositacionales: 1) Eoc-Olig.Tm.: dominio deltaico al
oeste y marino al este. 2) Oligoceno Mioceno,sedimentación durante
inundación marina...................................................................................... 27
7 Supersecuencia F: Mioceno medio Pleistoceno Iniciación de
tectonismo compresional a gran escala..................................................... 28
8 Columna generalizada de la Cuenca de Maracaibo.................................. 39
9 Marco estructural de la Cuenca de Maracaibo........................................... 40
10 Sección sísmica en dirección W-E, donde se muestra la estructura
generalizada de la cuenca de Maracaibo desde la Serranía de Perijá
hasta la Serranía de Trujillo....................................................................... 41
11 Representación de fallas subparalelas a la dirección de la falla principal. 42
12 Registro tipo....................................................................... 44
13 Mallado de secciones estratigráficas………………………………………… 45
14 Secciones estratigráficas correspondientes a) L1, b) L2, c)L3 y d) L4…... 46
15 Secciones estratigráficas correspondientes a) LA, b) LB, c) LC y d) LD… 47
16 Comportamiento histórico del yacimiento LL-07........................................ 53
17 Comportamiento de Inyección de agua Yacimiento Lginf-07..................... 54
18 Ubicación pozos inyectores yacimiento LGINF07..................................... 56
19 Comportamiento de Presión del Yacimiento LGINF-07............................. 57
20 Ondas senoidales....................................................................................... 60
21 Representación de la suma de varias ondas senoidales........................... 61
22 Se observa rayo incidente i, rayo reflejado r, rayo refractado R................ 62
23 Mapa base del levantamiento sísmico COL 93 3D.................................... 68
24 En A) se muestra una sección sísmica T-1060, donde se observa poca
resolución vertical de las arenas (120 pies), en B) se observa el
mejoramiento de la resolución vertical de la arena presente (40 pies)
después de haber aplicado el HFI a los datos sísmicos............................ 73
25 En A) se muestra una sección sísmica donde se ha aplicado solo filtros
para atenuar el ruido y en B) la aplicación en la sección del AVO a los
datos sísmicos............................................................................................ 74
26 Sección sísmica del volumen de inversión, para la Traza T-1060............. 75
27 Espectro de amplitud, forma de la ondícula y fase, para el volumen
sísmico filtspect.......................................................................................... 78
28 Espectro de amplitud, forma de la ondícula y fase, para el volumen
sísmico HFI................................................................................................ 79
29 Muestra el uso de la tabla T/Z................................................................... 80
30 Representación de la relación tiempo profundidad del pozo LL-3755............ 81
31 Sismograma sintético para el pozo LL-3755, correspondiente al
volumen filtspect......................................................................................... 83
32 Sismograma sintético para el pozo LL-3755, correspondiente al
volumen HFI............................................................................................... 84
33 Sección sísmica L-560, con los topes interpretados.................................. 86
34 Visualización de los topes interpretados en 3D......................................... 86
35 Mapa Estructural en tiempo de la Discordancia......................................... 87
36 Mapa en tiempo de la superficie de la Discordancia.................................. 88
37 Mapa Estructural en tiempo de La Rosa.................................................... 88
38 Mapa en tiempo de la superficie de La Rosa............................................. 89
39 Mapa Estructural en tiempo del tope LL-A................................................ 89
40 Mapa en tiempo de la superficie del tope LL-A......................................... 90
41 Mapa Estructural en tiempo de Laguna MFS............................................ 90
42 Mapa en tiempo de la superficie del tope Laguna MFS............................. 91
43 Mapa Estructural en tiempo de Laguna..................................................... 91
44 Mapa en tiempo de la superficie del tope Laguna..................................... 92
45 Cubo de Coherencia. A. Plano tomado a nivel de Laguna, B. Plano a
nivel de LL-A, C. Plano a nivel LL-B, D. Plano a nivel de discordancia.... 93
46 Validación de las fallas interpretadas con el cubo de coherencia.............. 94
47 Atributo geométrico de coherencia…………………………………………... 95
48 Mapas de atributo sísmico azimut para los horizontes La Rosa,
Lagunillas Inferior (LL-A) y Laguna............................................................ 96
49 Time Slice 1168.......................................................................................... 97
50 Corte sobre los horizontes, donde se puede observar lineamientos......... 97
51 Mallado de secciones estructurales........................................................... 98
52 Sección estructural L1 en dirección S-N................................................... 99
53 Corte de la F3 al pozo LL-2165................................................................. 100
54 Sección estructural L2 en dirección S-N................................................... 101
55 Sección estructural L3 en dirección N-S................................................... 102
56 Sección estructural L4 en dirección N-S................................................... 103
57 Sección estructural LA en dirección W-E.................................................. 104
58 Sección estructural LB en dirección W-E................................................... 105
59 Sección estructural LC en dirección W-E................................................... 106
60 Sección estructural LD en dirección W-E.............. .................................... 107
61 Secciones sísmicas falladas. A) Falla F8 que cortan los pozos del pozo
LL-2239 por debajo del tope La Rosa y LL-2533 a nivel LL-B-LL-C. B)
Falla F4 que corta al pozo LL-2288 debajo de la discordancia.................. 108
62 Mapa estructural Discordancia del Eoceno............................................... 110
63 Mapa estructural tope La Rosa.................................................................. 111
64 Mapa estructural del tope LL-A de Lagunillas Inferior................................ 112
65 Mapa estructural tope Laguna MFS........................................................... 113
66 Mapa estructural tope Laguna.................................................................... 114
67 Mapa de amplitud del Linf07 (LLA-LLB)..................................................... 115
68 Mapa isópaco correspondiente tope de LL-A y tope de LL-B................... 115
69 Mapa isópaco correspondiente Tope Laguna y Tope de Laguna MFS..... 116
70 Mapa isópaco correspondiente al tope Laguna MFS y tope de LLA......... 117
71 Mapa isópaco correspondiente al tope de LL-B y base de LL-C..............
117
72 Mapa isópaco correspondiente al tope de La Rosa y tope de la
Discordancia............................................................................................... 118
73 Mapas de arena neta total, A) Mapa de Laguna, B) Mapa de LL-A, C)
Mapas de LL-B y C) Mapa de LL-C............................................................ 119
LISTA DE TABLAS
Tabla Página
1 Datos básicos del yacimiento Lginf-07....................................................... 59
2 Parámetros operacionales del proyecto COL 93 3D.. ............................... 69
CAPITULO I
INTRODUCCIÓN
1.-GENERALIDADES.
La Cuenca del Lago de Maracaibo por ser una de las más importantes en
Venezuela y a nivel mundial ha sido objeto de estudio por más de 70 años, debido al
potencial inmenso de hidrocarburos que posee.
Ubicada en la parte noroccidental de Venezuela, ocupando una extensión
aproximada de 52,000 Km2, cubierta casi en su cuarta parte por las aguas salobres del
Lago de Maracaibo y la Bahía del Tablazo. Se halla limitada por el norte por la línea
geológica de la falla de Oca, al noroeste por el Piedemonte de la Sierra de Perijá, al
oeste-suroeste por la Cordillera Oriental de Colombia, al sureste por los Andes
Merideños y hacia el este, por la prolongación de la Serranía de Trujillo y Falcón .
Topográficamente se extiende sobre el área ocupada por el Lago de Maracaibo
y terrenos relativamente planos, suavemente ondulados y rodeada por zonas elevadas
y movibles.
Estructuralmente es una cuenca asimétrica, con su parte más profunda al sur y
sur-este. Enmarcada por tres lineamientos orogénicos mayores; La Sierra de Perijá, Los
Andes de Mérida y La Serranía de Trujillo, completándose con la Falla de Oca, estos
elementos tectónicos fueron calificados por MILLER et al (1958), como elementos
móviles.
Los sistemas mayores de fallas y pliegues tienen una dirección norte, mientras
que localmente abundan fallas en dirección este-oeste y noreste (VARGAS,1987; y
ARMINIO,1994). Las formaciones principales son: las calizas del Grupo Cogollo, las
arenas de la Formación Misoa, las arenas de la Formación Lagunillas y las arenas de la
Formación Isnotú.
La adquisición sísmica 2D comienza a realizarse a partir de 1971 y 1974 al sur
del lago. Y es a partir de 1975 -1980 que comienzan los primeros levantamientos
sísmicos 3D.
Los trabajos realizados en el área, han resaltado elementos estructurales de
mayor importancia como lo son la falla Lama-Icotea y la falla Pueblo Viejo, que limitan la
zona de estudio, así como una gran cantidad de fallas menores. Por ello, se plantea
realizar un estudio que permita hacer un nuevo modelo geológico estructural del área
de interés aguas A-244, A-245 y A-246, que abarca un espacio de 20 Km², con el
objetivo de explicar las complejidades y estructuras presentes en ella.
Se tienen dos Miembros productores en el área del Mioceno el yacimiento
Laguna y Lagunillas Inferior, estos se subdividen cada uno en tres unidades con
características propias. Las formaciones productoras constituidas por intercalaciones de
arenas poco consolidadas y lutitas; las arenas están bien escogidas y son de grano
fino. Se calcula 400 pies de espesor desde el tope de Laguna hasta la base de La
Rosa.
El área completa del Yacimiento Lagunillas Inferior LL07 cubre un total de 189
Km², cuya explotación se comenzó en el año de 1926, con el pozo AGO-1. El
yacimiento se encuentra actualmente en estado de agotamiento y afectado por el agua
la de inyección, además del acuífero. Mantiene una presión del reservorio de 950
LPCA, al datum de -3.700 pies. Estas presiones se mantienen debido al proyecto de
inyección. El POES estimado es aproximadamente de 4.291MMBls con una gravedad
específica promedio de 18 ºAPI y un factor de recobro total de aproximadamente 45%.
1.2.-UBICACIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO.
El área del yacimiento LL-07 se encuentra ubicada en el Campo Lagunillas,
perteneciente al Miembro Lagunillas Inferior, de la Formación Lagunillas, del Mioceno
Medio, en la zona centro este del Yacimiento, figura1.
Cubre una superficie aproximada de 20 Km2, donde la profundidad de las arenas
productoras Miocenas para las aguas de interés varían 3.560 y 4.823 pies
aproximadamente.
El área de interés esta ubicada entre las líneas L-500 y L-600 orientadas en
dirección Este –Oeste y las trazas T-950 y T-1170 orientadas en dirección Norte-
Sur y se encuentra localizada entre las coordenadas expresadas en UTM:
X superior izquierda: 245469.83 m X superior derecha: 250974.31 m
Y superior izquierda: 1119152.75 m Y superior derecha:1119152.75 m
X inferior izquierda: 245469.83 m X inferior derecha: 250974.31 m
Y inferior izquierda: 1116661.00 m Y inferior derecha: 1116661.00 m
El yacimiento lo constituye un monoclinal que presenta un buzamiento de 3 a
6°grados hacia el sureste.
Estratigráficamente, se distinguen 5 horizontes que pueden ser correlacionadas
a través de toda el área. Estos son Laguna, Laguna MFS, Lagunillas Inferior (LL-A), La
Rosa y Discordancia del Eoceno.
Figura 1. Ubicación del área de estudio.
1.3.-OBJETIVOS Y ALCANCES DEL TRABAJO.
El propósito de este proyecto es determinar las características estructurales a
detalle que afectan el comportamiento productivo de los pozos del yacimiento LL-07 del
Campo Lagunillas, utilizando los nuevos cubos sísmicos reprocesados.
El estudio sé desarrollará en el yacimiento LL-07, en un área de 20 Km², ubicado
en las aguas A-244, A-245 y A-246. Se interpretarán los horizontes estratigráficos de
Laguna, Laguna MFS, Lagunillas Inferior (LL-A), La Rosa y La Discordancia del
Eoceno.
El objetivo fundamental del trabajo es definir el marco geológico estructural y
estratigráfico del área del Yacimiento LL-07 con cubos sísmicos reprocesados, ubicado
en la zona centro este, Campo Lagunillas, a nivel del Mioceno.
Se analizarán los resultados de la sísmica reprocesada, de este análisis sé
determinará el que presente mejores condiciones para su interpretación. Entre estos se
tiene el High Frequency Imaging (HFI), el cual tuvo por objeto mejorar el contenido de
frecuencia de los datos sísmicos. Inversión Sísmica la cual tienen como finalidad observar
la continuidad lateral de las arenas y “Amplitud versus offset” (AVO) para observar la
continuidad lateral de las arenas e identificar posibles acumulaciones de gas o
condensados. Se utilizarán un total de 40 pozos verticales, para el análisis del área.
Se aplican los programas de la plataforma de Landmark Graphics y calibración
de la información sísmica obtenida con la geología, con el fin de obtener una
identificación de los reflectores y fallas existentes en el área de estudio, se analizarán
los mapas existentes oficiales, los mapas del estudio de Intevep y los resultados
actuales. Así como la generación de los mapas estructurales en tiempo y profundidad
de los reflectores asociados a la zona de interés y el análisis e interpretación de los
mapas obtenidos.
1.4.-TRABAJOS PREVIOS.
Durante el período de 1987 y diciembre 2002 se realizaron una serie de estudios
entre ellos tenemos:
1.- Waterflood potential Evaluation of the LL-07 Reservoir. Exxon 1979.
El propósito del informe fue mostrar los resultados del análisis de la ingeniería del
yacimiento, basado en la reconstrucción de la historia y determinar el potencial del agua
de inundación.
2.- LL07 Reservoir Engineering Study. Exxon Production Research Co. 1982.
En este trabajo se presentó un estudio de ingeniería de yacimiento, los resultados
de este se utilizaron para implantar el proyecto de recuperación secundaria que
consistió en la inyección de agua por flancos.
3.- Informe de auditoria técnica Para El E.I. LL-07. Fase I. Int-Ste-01276. 1997.
En este informe se recogen todas las actividades cumplidas en la fase I del
estudio realizado por Intevep. Cuyo objetivo fue realizar un diagnóstico de la calidad de
la información técnica existente, además de dar las recomendaciones necesarias para
la toma de datos adicionales que permitan conocer más al yacimiento.
4.- Validación convencional de los PVT de los yacimientos Lginf 07, Laguna 38 y
Laguna 44.
El informe tiene como objetivo validar los resultados de los PVT de los
yacimientos Lginf07, Laguna 38 y Laguna 44, utilizando programa de Intevep CPVT
que utiliza la función y balance de masa.
5.- Interpretación Estructural Y Estratigráfica De Sísmica 3-D, LL-07. Campo Lagunillas
Lago De Maracaibo. Márquez S., Cárlos; Espeso, Andrés. Int-4509. 1998.
En este estudio se presentan los resultados de la interpretación sísmica 3D cuya
finalidad fue definir el patrón estructural generalizado de las principales fallas que
afectan el área del yacimiento LL-07 y establecer las tendencias estratigráficas. Sin
embargo los resultados muestran solo la interpretación sísmica y los resultados no se
integraron con las otras disciplinas.
6.- Proyecto COL 93 3D. Área LL-652. Eoceno Frac. LPO 2A.12.94 1994.
En este informe se resume el alcance del levantamiento sísmico tridimensional
COL 93 3D, cuyo objetivo fue aumentar y mejorar la información sísmica existente,
sobre los yacimientos terciario y cretácico en el Campo Lagunillas y Tía Juana. Dará un
valor agregado a los estudios integrados y ayudará a identificar nuevas áreas
prospectivas e incorporación de reservas remanentes no desarrollados.
7.-Efectos de subsidencia en el área de Lagunillas, Costa Bolívar, Estado Zulia.
INT.5853. 1998.
Se evalúan los efectos de la subsidencia en el Campo Lagunillas, debido a la
extracción de crudo y los problemas o beneficios asociados a este.
8.- Modelo Estático Del Yacimiento LL-07. Int-7883. 2000.
En este informe se recopilan los resultados del estudio, incluye la parte de
Geología y sedimentología generalizada y resumen de petrofísica.
9.- Análisis De Ingeniería De Yacimientos Del Area LL-07. Int-7613. 2000.
Este informe tiene por objetivo la evaluación del comportamiento del proyecto de
inyección de aguas efluentes en el yacimiento, desde el comienzo de su inicio. Se
analizan los valores de presión, producción e inyección por pozo y por yacimiento.
10.- Estudio Integrado del yacimiento LL-07. Simulación del Yacimiento para optimizar
el plan de explotación. Informe Final. 2002. INTEVEP.
En este informe se recogen los resultados de los estudios de modelaje y
simulación, realizados en el año 2001, con la finalidad de optimizar el plan de
explotación. Se recomienda realizar una nueva versión del modelo. Se integra en el
informe resultados del modelo estático.
11.- Búsqueda De Oportunidades y Tutoría en Sitio Yacimientos LL07 Y Eoceno Frac.
U.E. Lagunillas Lago. Enrique Puche.
El objetivo de este estudio fue el análisis, evaluación y diagnóstico de 165 pozos
seleccionados y clasificados como categoría 3, con oportunidades de ser reparados y
reactivados para contribuir a drenar las reservas remanentes en el yacimiento LL-07. Se
recomendó realizar un estudio integrado del yacimiento que ayude a redefinir el modelo
geológico estático y dinámico.
1.5.-METODOLOGÍA APLICADA.
La elaboración de este proyecto consistirá en la interpretación sísmica de un área de
20 Km² correspondiente al Yacimiento LL-07, de edad Mioceno, con la finalidad de
utilizar los cubos sísmicos reprocesados para obtener un marco estructural que se
ajuste al área.
A.- La primera parte consiste en la documentación o recolección de data, la cual se
fundamenta en la revisión de la literatura existente y estudios previos, con la finalidad
de identificar los criterios que prevalecieron en las interpretaciones anteriores.
Búsqueda de los datos de un total de 40 pozos, registros, núcleos, mapas relativos al
área, tales como de ubicación, estructurales, isópacos y de información general sobre la
distribución de los pozos e información adicional que ayude a complementar el estudio.
B.- Carga de toda la información recopilada en la base de datos del estudio, tales
como, la carga de la información sísmica, los pozos con sus respectivos registros y los
topes interpretados.
Los Software a utilizar son de la plataforma Openworks, algunos de ellos
Stratworks, Seisworks, Syntool, TDQ, Poststack-pal , Geoprobe y Z-map.
C.- Interpretación de Datos: la metodología de trabajo para la interpretación sísmica
3D, se fundamenta en un buen amarre entre la sísmica y la información de los pozos.
Para lograr esto se realiza un análisis de amplitudes y contenido de frecuencia,
mediante la extracción de la ondícula, puede determinarse la fase, la frecuencia y rango
de amplitud del cubo sísmico. Luego se procede a la selección de pozos que dispongan
de registros sónicos, densidad y checkshots, para la generación de sismogramas
sintéticos y calibración sísmica-pozos.
La calibración sísmica se realizará en la aplicación Syntool, en la cual se generan
los registros de impedancia a partir de registros de densidad y sónicos, series de
reflectividad y los sismogramas sintéticos los cuales se generan para diferentes tipos de
ondículas de autocorrelación, trapezoidales y Ricker. Para el pozo LL-3755 que es el
checkshot que se encuentra cercano al área. Se aplicaron los tres tipos de ondículas
obteniéndose resultados similares, se selecciono la de autocorrelación, obtenida a partir
de una traza de referencia del cubo sísmico y de los registros sónicos y de densidad.
La ondícula extraída de fase cero y con una frecuencia media de 18 Hz para el cubo
convencional y de 30 Hz para el reprocesado. Por último se aplica el checkshot que se
ajuste a una ley de velocidad que represente el comportamiento de la sísmica-pozo del
área, se le asigna a cada pozo la ley de velocidad que corresponda según la
caracterización efectuada.
El cálculo de la resolución sísmica vertical produce un evento de reflexión para el
tope y la base, que a partir del espectro de frecuencia, se determina la frecuencia media
o promedio, basada en el rango. Luego a partir del checkshot, se determinan las
velocidades interválicas y por último se aplica la fórmula de resolución vertical, la cual
viene dada:
E = v / 4f (1)
E: Espesor
v : Velocidad Interválica
f: Frecuencia media
Una vez realizada la calibración se comienza con la interpretación de horizontes
estratigráficos, visualizando en diferentes direcciones, inline, crossline, líneas arbitrarias
y secciones horizontales en dirección de la sedimentación. En el proyecto se
interpretaron cinco reflectores. Con la presencia de base erosiva identificada como
discordancia del Eoceno, sobre esta encontramos La Rosa la cual presenta
acuñamientos hacia la discordancia. Luego se identifica el Miembro Lagunillas Inferior
y sobre este una superficie de máxima inundación, que finaliza con el Miembro Laguna.
Una vez establecido el punto de amarre entre la sísmica y el punto seleccionado del
tope del pozo, se ejecuta el proceso de interpretación, y con los pozos se realiza el
control de calidad con el horizonte.
Para la interpretación de fallas, con el objeto de obtener el control de la estructura,
se genera e interpreta el cubo de coherencia o el de semblaza, con el fin de identificar
las fallas.
El Cubo de Coherencia correlaciona las similitudes entre las trazas sísmicas
adyacentes. Éste es elaborado a partir del cubo sísmico 3-D, donde su rango de
valores varia entre 0 y 1, en el cual 1 significa que las trazas adyacentes son idénticas y
0 significa que las trazas no tienen similitud. Con ésta herramienta los cambios laterales
pueden ser identificados fácilmente. El cubo de coherencia fue usado para
evaluaciones detalladas de las fallas, truncamientos estratigráficos, y otros rasgos
estructurales y estratigráficos. Se interpretaron seis fallas. Durante esta fase se generan
los polígonos de fallas con el objetivo de obtener las tendencias estructurales asociadas
a cada horizonte. Se realiza un mallado de correlaciones estructurales definiéndose
cuatro secciones en dirección oeste-este y cuatro en dirección noroeste-sureste, se
toman cinco topes correspondientes al yacimiento LL-07, denominados: Discordancia,
La Rosa, LL-A, Laguna MFS y Laguna.
Una vez realizada la interpretación se generan los ZAP de cada nivel
estratigráfico, para obtener los mapas interpolados en tiempo. Para ello se utiliza la
opción ZAP de seisworks, en la cual se introduce el volumen, área a ser mapeada y el
horizonte. Se generan cinco mapas en tiempo correspondientes a cada horizonte
interpretado.
Generación de atributos sísmicos estructurales y creación de los mapas, para
complementar la interpretación estructural. A partir de las interpretaciones de los
horizontes, se calcularon 25 mapas de atributos sísmicos estructurales, cinco para cada
horizonte, para ello se utilizó la opción Horizont-map analysis de seisworks,
generándose Dip, azimut, edge, dipazimuth y diference. Por la aplicación Poststack/pal
de Openwords, se generaron los mapas de atributos de amplitud, fase, frecuencia y
coherencia. El proceso de obtención se resume en la entrada de datos, donde se
selecciona el cubo sísmico para el cálculo del atributo, se le asigna la ventana de
tiempo en ms y a partir de que crossline e inline. Posterior a esto se le fija los datos de
salida y se corre el atributo.
Una vez analizados los resultados anteriores se obtiene el marco estructural del
área, debe compararse los cortes de las fallas con los registros de los pozos con la
finalidad de corroborar que realmente se encuentren en ese punto, para construir los
polígonos de fallas para cada horizonte y se procede a la elaboración de los mapas
finales en tiempo.
Luego se procede a la creación de mapas de velocidad para determinar la
función de velocidad que será utilizada para la conversión de los mapas en tiempo a
profundidad. Para esto se utiliza la opción de la plataforma Openworks, TDQ para
obtener modelo de velocidades, donde se introduce las tablas tiempo profundidad, en
esta aplicación se pueden obtener conversiones de grids, horizontes y fallas de tiempo
a profundidad y viceversa.
Por último se elaboran los mapas estructurales en profundidad, para cada nivel
interpretado, utilizando Zmap herramienta de la plataforma LandMark.
D.- Análisis e integración de resultados: interpretación, integración y discusión de
resultados. Elaboración del trabajo especial de grado.
CAPITULO II
MARCO GEOLÓGICO
2.1.-HISTORIA GEOLÓGICA DE LA CUENCA DE MARACAIBO.
GEOLOGÍA ESTRUCTURAL Y TECTÓNICA REGIONAL.
La historia geológica en el Lago de Maracaibo puede ser estudiada en cuatro
etapas fundamentales, tres de ellas durante el período Jurásico-Eoceno y una última
etapa durante en el post Eoceno.
La primera corresponde al Jurásico, etapa de “rift”, donde la sedimentación de la
cuenca tipo “rift” presenta una tendencia nor-noreste, evidenciada por la distribución de
capas rojas y volcánicas de edad Jurásico, asociadas a volcanismo, lo que trae como
consecuencia la separación de los continentes Norte y Sur Americanos (LUGO Y
MANN,1995). Además de las calizas de invasiones marinas, evidenciadas en la
Península de la Guajira con los grupos Cojoro y Cocinas, en Paraguaná con la
formación Pueblo Nuevo y en general en la formación La Quinta.
Según DE TONI et al.,(1994), la mayor parte de las estructuras jurásicas, se
formaron a consecuencia de la reactivación de cabalgamientos paleozoicos en forma de
despegues extensionales.
Una segunda etapa de subsidencia, que corresponde a la colisión de la Placa
del Caribe con el margen pasivo durante el Cretácico Temprano a Tardío, se evidencia
con la creación de corteza oceánica entre Norte y Sur América. Las estructuras creadas
durante el Jurásico se reactivan durante la colisión y deformación transcurrente del
Cenozoico.
Este período se caracteriza por una serie episodios: durante el Neocomiense, se
observa una evolución tectónica, caracterizada por las rotaciones entre la Sierra de
Perijá y los Andes de Mérida (MAZE y HAGRAVES,1984 en BERTORELLI Y
MÁRQUEZ,1996).
El origen de la cuenca tipo Atlántico del Lago de Maracaibo, pudo estar
relacionado con la apertura del océano Proto Caribe (BERTORELLI y MÁRQUEZ,1996).
En general la sedimentación del Cretácico en su inicio fue dominada por el
sistema de pilares tectónicos, evidenciados en los espesores de las arenas de la
formación Río Negro, luego de la estabilización de la subsidencia, se deposita el grupo
Cogollo en un extenso mar epicontinental.
Desde el Barremiense al Santoniense, predomina un margen netamente pasivo,
en este lapso ocurre una serie de hechos resaltantes: como la obducción de la ofiolita
de Romeral en el oeste de Sur América, durante el Barremiense-Aptiense (OSTOS,
1990 en BERTORELLI Y MÁRQUEZ,1996).La inversión de polaridad de subducción en
América Central, además de un magnetismo en el margen convergente de Sur América,
en el Albiense Tardío (BERTORELLI Y MÁRQUEZ,1996).
Durante el Santoniense y Campaniense comienza el ciclo regresivo de la Cuenca
de Maracaibo y la placa Sur Americana es afectada al noreste por transpresión.
A finales del Maestrichtiense-Paleoceno, en la Cuenca de Maracaibo predomina
un régimen de aguas profundas, y se plantea la orogénesis de la Cordillera Central de
Colombia, así como la acreción de la Cordillera Oriental, al borde suroeste del Escudo
de Guayana (DE TONI et.,al,1994 y CASTILLO,1995 en BERTORELLI Y
MÁRQUEZ,1996).
Una tercera etapa de subsidencia de la cuenca tipo “foreland”, durante el
Paleoceno- Eoceno.
El sobrecorrimiento de la Placa Caribe en el borde septentrional de la placa
suramericana, se inicia en el Paleoceno Tardío a Eoceno Medio, cuya deformación
produce el emplazamiento de las Napas de Lara en dirección sur sureste.
Al producirse la flexura litosférica, se desarrollan fallas normales hacia los bordes
de la cuenca. (DE TONI et al .,1994).
Según PINDELL(1990, en LUGO y MANN,1995), la edad de la deformación y
subsidencia de la cuenca se presenta más joven al este de ella.
Y por último, durante el Eoceno Tardío-Oligoceno, se presenta un período de
erosión en la parte centro y oriental de la Cuenca de Maracaibo. Se intensifica la
actividad tectónica produciendo el levantamiento de la proto Sierra de Perijá, a
consecuencia de una redistribución de los depocentros hacia el oeste del área (DE
TONI et al .,1994).
En la región de la Serranía de Trujillo, presenta un ambiente transpresivo, lo que
causa la generación de pliegues en respuesta a la activación de las fallas de Oca,
Santa Marta, Bucaramanga y Boconó (MATHEUS, 1989 en BERTORELLI Y
MÁRQUEZ,1996).
Entre el Oligoceno y Mioceno temprano, se producen los efectos compresivos
concominantes, desarrollándose el anticlinorio de Falcón. Mientras que hacia el
Mioceno tardío se levanta el Arco de Los Andes a consecuencia de la colisión del Arco
de islas de Panamá contra el borde noroccidental de la placa suramericana. Se
produce el relleno de molasa de la Cuenca de Maracaibo, y hacia Barinas –Apure la
sedimentación se hace continental. En este período la cuenca de Falcón alcanza su
mayor desarrollo, se generan cuencas extensionales asociadas a la transcurrencia.
A finales del Oligoceno y comienzos del Mioceno se presentan los períodos de
formación de montañas y se generan las estructuras asociadas al movimiento de las
placas tectónicas. El levantamiento Andino genera importante espesores para el
Mioceno y se extienden al Pleistoceno (LUZ, “Geología de Venezuela”, 2004).
2.2.-EVOLUCIÓN ESTRATIGRÁFICA.
La evolución de las cuencas en el Mesozoico-Cenozoico, puede ser descrita
mediante seis supersecuencias, limitadas por discordancias y evidencian un proceso
extensional a uno de colisión (PARNAUD et al., 1995). A continuación se describe la la
evolución geotectónica de las supersecuencias A, B, C, D, E y F.
1.-Supersecuencia A: depositada durante un episodio de apertura de corteza del
Jurásico. Se encuentran en lo afloramientos de Perijá , representado por el Grupo la Ge
(HEA y WHITMAN,1960,cit en PARNAUD,1995), Formación Tinacoa (LIDDLE et
al.,1943, cit en PARNAUD,1995), Formación Macoíta (HEDBERG y SASS,1937, cit en
PARNAUD,1995) y Formación La Quinta (KÜNDING,1938, cit en PARNAUD,1995). Las
cuales reflejan una sedimentación en ambientes continentales, con una fuente de
material volcánico y cenizas volcánicas.
En los Andes de Mérida, es identificada la secuencia en la Formación la Quinta,
caracterizada por la depositación de capas rojas continentales.
En el subsuelo de la parte occidental del Lago de Maracaibo, corresponde a la
Formación la Quinta y en la Cuenca de Barinas-Apure es difícil la identificación de esta
supersecuencia, por lo que el tope ha sido expresado como una fuerte discordancia,
figura 2.
Figura 2. Supersecuencia A (extensión): apertura de corteza del Jurásico. Extensión Ambientes Continentales. Sedimentos de material volcánico y capas rojas.
2.-Supersecuencia B: durante este período se desarrolla un margen pasivo, abarca el
Cretácico Temprano a Tardío, contiene la roca madre de la Formación La Luna.
Contiene, esporádicamente material volcánico. Esta supersecuencia es dividida a su
vez en seis secuencias depositacionales (PARNAUD,1995), figura3.
3.- Supersecuencia C: marca la transición a un régimen compresivo en el Cretácico
Tardío a Paleoceno Temprano. La compresión es el resultado de la colisión y obducción
del arco volcánico pacífico al oeste con la placa suramericana (PARNAUD et al.,op cit
1995).
Figura 3. Supersecuencia B( margen pasivo): Cretácico Temprano tardío.
La fase transicional se caracteriza por una regresión, que resulta de tres secuencias
depositacionales. Los sellos principales de esta supersecuencia los conforman la
Formación Colón que presenta facies lutíticas y arcillosas (LIDDLE,1928, cit en
PARNAUD,1995), y la Formación Burguita, con depósitos de arenas de líneas de costa
(RENZ,1959, cit en PARNAUD,1995), figura4.
Figura 4 . Supersecuencia C: Cretácico Tardío a Paleoceno Temprano. Transición de un régimen pasivo a uno activo. Compresión por colisión y obducción del arco volcánico
pacífico al oeste con la placa suramericana.
4.-Supersecuencia D: evidencia el desarrollo de la cuenca antepaís del Paleoceno
Tardío–Eoceno Medio, al frente del arco volcánico pacífico y emplazamiento de las
Napas de Lara. En esta supersecuencia se encuentran las formaciones Misoa y
Gobernador del Eoceno (PARNAUD et al.,1995). La deformación flexural está reflejada
en una serie de ciclos transgresivos y regresivos. Tanto la base como el tope de la
supersecuencia D, corresponden a discordancias regionales, que están expresadas
sísmicamente por una serie de “onlaps” y truncamientos hacia esos topes. Esta
supersecuencia es dividida en dos secuencias depositacionales (PARNAUD et al., op
cit 1995), figura 5.
Figura 5. Supersecuencia D: Paleoceno Tardío Eoceno Medio. Evidencia desarrollo de la cuenca antepais, al frente del arco volcánico pacífico y emplazamiento de las napas
de Lara.
1.-Secuencia Paleoceno Superior-Eoceno Inferior, dividida en dos partes: una
primera fase donde desciende el nivel de la erosión seguida por depositación de
sedimentos continentales en la parte del sur de la Cuenca del Lago de Maracaibo; en
el norte predominan condiciones marinas profundas (Formación Trujillo). Una segunda
fase que describe una transgresión resultado de la flexión de la plataforma en el frente
por la carga aplicada por las napas. Hacia el sur, persiste la sedimentación continental
(Formación Mirador). Otra transgresión en el Eoceno Temprano, deposita las arenas C
de la Formación Misoa. Se encuentran depósitos continentales en la Formación Mirador
(GARNER, 1926, cit en PARNAUD,1995), areniscas en la Formación Misoa. Esta
secuencia depositacional culmina con un sistema encadenado de alto nivel y la
sedimentación de las arenas B, de la Formación Misoa.
2.-Secuencia Eoceno Medio: se producen dos eventos mayores que cambian la
configuración de la cuenca. El primero el emplazamiento de las napas de Lara, que trae
como resultado la subsidencia flexural de la plataforma de la Cuenca de Barinas-Apure
e inundación marina. Las arenas basales de la Formación Gobernador, fueron seguidas
de la sedimentación de lutitas marinas profundas de la Formación Pagüey. El segundo,
por la carga tectónica de las napas de Lara, la cual ocasiona una línea de bisagra a lo
largo de la plataforma del Lago de Maracaibo en el sector norte, sobre las arenas B de
la Formación Misoa, (plataforma somera) se acumulan lutitas de aguas profundas de la
Formación Paují.
5.-Supersecuencia E: Eoceno Superior-Mioceno Inferior. A finales del Eoceno el área
completa cambió. Relieve positivo al este y noreste separó la cuenca continental de
Lago de Maracaibo de la cuenca marina localizada en Falcón. La circulación marina al
este continuó afectando la Cuenca Barinas-Apure. Esta influencia marina se extendió a
la Cuenca del Lago de Maracaibo a finales del período Oligoceno-Mioceno Temprano,
figura 6.
Figura 6. Supersecuencia E: Eoceno Superior Mioceno Inferior. Relieve positivo al este y noreste, separa las cuencas de Maracaibo y Falcón. Dos Secuencias
depositacionales: 1) Eoc-Olig.Tm.: dominio deltaíco al oeste y marino al este. 2) Oligoceno Mioceno, sedimentación durante inundación marina.
Se reconocen dos secuencias depositacionales, la primera depositada durante
el Eoceno-Oligoceno Temprano en un dominio deltaico al oeste (Formación Carbonera)
y marino al este (Miembro Arauca, Formación Guafita). La segunda secuencia fue
depositada durante el Oligoceno-Mioceno Temprano, durante una inundación marina
(Formación León y Guafita) (Briceño,L.,1998).
6.-Supersecuencia F: Mioceno Medio-Pleistoceno. Durante el Mioceno Medio, se inició
tectonismo compresional a gran escala (Macizo de Santander, Serranía de Perijá y
Andes de Mérida). El rápido levantamiento estuvo acompañado de sedimentación
molásica, a lo largo de la Cordillera de los Andes de Mérida. La sedimentación marina
persistió en el Lago de Maracaibo, paso gradualmente a ambientes de aguas dulces.
En el Lago de Maracaibo, una nueva fase transgresiva, comenzó durante el Mioceno
Medio (Formación La Rosa), seguida por una progradación regresiva y contracción de
la influencia marina (Formación Lagunillas). Se depositaron sedimentos molásicos de la
Formación Betijoque a lo largo de los Andes y ambientes de aguas dulces dominaron el
centro de la Cuenca del Lago de Maracaibo (formaciones La Puerta y Los Ranchos)
(PARNAUD et al., 1995), figura 7.
Figura 7. Supersecuencia F: Mioceno medio Pleistoceno Iniciación de tectonismo compresional a gran escala.
2.3.-ESTRATIGRAFÍA REGIONAL.
La Cuenca del Lago de Maracaibo pertenece al sistema de cuencas
pericratónicas, caracterizada por una sedimentación discontinua hasta aislarse de la
Cuenca Barinas-Apure al sureste y de la Cuenca de Magdalena al suroeste, a
consecuencia del levantamiento de Los Andes y de la Sierra de Perijá en el Terciario.
En este capitulo se incluirá desde el Jurásico hasta el Mioceno. En la figura 8 se
presenta una columna estratigráfica generalizada de la Cuenca de Maracaibo, tomada
del código estratigráfico de INTEVEP.
FORMACIÓN LA QUINTA
La Formación La Quinta, de edad Triásico Tardío-Jurásico Temprano, se
caracteriza por la depositación de capas rojas continentales e incluyen rocas volcánicas
asociadas . Se observan en algunos pozos profundos de la plataforma de Maracaibo,
correlacionables litológicamente con la Formación La Quinta que aflora en Perijá y en el
flanco andino de Trujillo (GONZALEZ DE JUANA et al., 1980).
Descripción litológica: consta de tres intervalos. Uno inferior constituido por una
capa de por una capa de toba vítrea de color violáceo, de 150 m de espesor
aproximadamente; uno medio, presenta una secuencia interestratificada de toba,
arenisca gruesa y conglomerática, limolita y algunas capas delgadas de caliza, de color
verde, blanquesino, gris o violáceo (espesor aproximado: 840 m); y un intervalo
superior, formado por limolita y arenisca, intercaladas con algún material tobáceo, de
color rojo ladrillo y marrón chocolate, de aproximadamente 620 m de espesor.
(GONZALEZ DE JUANA et al., 1980).
FORMACIÓN RÍO NEGRO
La Formación Río Negro, de edad Cretácico Temprano, se caracteriza por ser
una secuencia sedimentaria de ambiente predominantemente fluvial, es una
sedimentación de relleno de surcos (GONZALEZ DE JUANA et al., op cit 1980).
Se desarrollaron ambientes marinos someros una vez que los surcos se rellenaron,
mientras la transgresión progresaba sobre la Plataforma de Maracaibo (GONZALEZ
DE JUANA et al., op cit 1980).
Litológicamente se caracteriza por presentar Areniscas blancas, generalmente de
grano grueso, conglomerados heterogéneos; arcillas y lutitas variables, típicamente en
tonos brillantes de amarillo, rojo y morado. De acuerdo con su fuente sedimentaria, las
areniscas varían desde muy cuarzosas (Surco de Uribante), a muy feldespáticas (Surco
de Machiques) (Van Andel, 1958). García Jarpa et al. (1980).
GRUPO COGOLLO
El Grupo Cogollo, de edad Cretácico (Aptiense-Albiense), se caracteriza por
calizas bioclásticas, con algunas intercalaciones de lutitas calcáreas. Por su diversidad
de sedimentación se ha dividido en tres unidades menores: Formación Apón,
Formación Lisure y Formación Maraca (GONZALEZ DE JUANA et al., 1980).
FORMACIÓN APÓN
Litológicamente compuesta por calizas grises y azulosas, dura y en capas
gruesas y fosilíferas, con intervalos menores de lutitas que varía de calcáreas a
arenosas. En la Plataforma de Maracaibo se distinguen tres miembros: Tibú, Guáimaros
y Piche.
MIEMBRO TIBÚ
El Miembro Tibú, de edad Aptiense Temprano a Medio, caracterizada por calizas
arenosas y calcáreas y lutitas arenosas, seguida de una secuencia de calizas grises. El
tope hacia el sur del lago marcado por la disparidad entre las calizas y las lutitas del
Miembro Guáimaros (GONZALEZ DE JUANA et al., op cit 1980).
MIEMBRO GUÁIMAROS
El Miembro Guáimaros, de edad Aptiense Medio, se caracteriza por lutitas dolomíticas,
que se extiende sobre la mayor parte de la Plataforma de Maracaibo (GONZALEZ DE
JUANA et al., op cit 1980).
MIEMBRO MACHIQUES
El Miembro Machiques , de edad Aptiense Tardío, se caracteriza por lutitas
calcáreas ,calizas laminares oscuras y bituminosas. Se restringe al surco de Machiques
(GONZALEZ DE JUANA et al., 1980).
MIEMBRO PICHÉ
El Miembro Piché, de edad Albiense Temprano, se caracteriza por una
sedimentación de calizas de plataformas, fosilíferas del tipo coquina, criptocristalina, de
estratificación media a delgada con planes de estratificación ondulados con
intercalaciones de color gris oscuro a negro, nodulares con estratificación delgada,
nodulares margosas y margas de color gris claro azulado. (GONZALEZ DE JUANA et
al., op cit 1980).
FORMACIÓN LISURE
La Formación Lisure, de edad Albiense Medio a Tardío, se caracteriza por
areniscas glauconíticas y laminares, intercalaciones de calizas glauconíticas, arenosas
y algunas lutitas (ROD y MAYNC, 1954 en GONZALEZ DE JUANA et al., op cit 1980).
FORMACIÓN AGUARDIENTE
La Formación Aguardiente, de edad Albiense Temprano a Medio, se caracteriza por
areniscas cuarzosas, en los Andes de Trujillo (GONZALEZ DE JUANA et al., op cit
1980).
FORMACIÓN MARACA
La Formación Maraca, de edad Albiense Medio Tardío, se caracteriza por
presentar calizas marrones masivas bioclásticas fosilíferas (BARTOK et al.,1981 en
LUGO,1992). Se sedimentó sobre la Plataforma de Maracaibo y Los Andes
venezolanos (GONZALEZ DE JUANA et al., op cit 1980).
FORMACIÓN LA LUNA
La Formación La Luna, de edad Cenomaniense-Campaniense medio, se
caracteriza por depósitos marinos de ambientes profundos y carácter euxínico. Calizas
pelágicas negras, carbonáceas, laminadas y gran cantidad de materia orgánica
(GONZALEZ DE JUANA et al., 1980).
FORMACIÓN COLÓN
La Formación Colón, de edad Campaniense tardío-Maestrichtiense, se
caracteriza por depósitos de capas glauconíticas y fosfáticas. El período de
sedimentación está representado por el Miembro Tres Esquinas, de edad Campaniense
tardío-Maestrichtiense temprano, compuestos de arenas con gran contenido fosilífero y
el Miembro Socuy , de edad Campaniense tardío o Maestrichtiense temprano,
compuesto por caliza gris oscura glauconítica (GONZALEZ DE JUANA et al., op cit
1980).
FORMACIÓN MITO JUAN
La Formación Mito Juan, de edad Maestrichtiense Tardío, se caracteriza por la
sedimentación de intervalos arenosos, contiene fauna indicativa de escasa
profundidad, el contacto con la Formación Colón es gradacional (GONZALEZ DE
JUANA et al., op cit 1980).
FORMACIÓN GUASARE
La Formación Guasare , de edad entre el Maestrichtiense y Paleoceno
Temprano, se caracteriza por presentar capas de calizas fosilíferas intercaladas con
areniscas calcáreas y lutitas carbonáceas localmente .Presenta contacto transicional
con las limonitas de la Formación Mito Juan (GONZALEZ DE JUANA et al., op cit 1980).
Sin embargo pudiese existir un hiatus entre ambas formaciones (BERTORELLI Y
MÁRQUEZ, 1996).
FORMACIÓN TRUJILLO
La Formación Trujillo, de edad Paleoceno –Eoceno Temprano, caracterizada por
lutitas oscuras , puras a arenosas (BERTORELLI Y MÁRQUEZ,1996).
FORMACIÓN MISOA
La Formación Misoa, de edad Eoceno Medio, caracterizada por la alternancia de
capas de areniscas cuarcíticas separadas por lutitas discontinuas. Dada la
circunstancia de que las areniscas de esta formación constituyen los yacimientos de
petróleo más importantes de la Cuenca del Lago de Maracaibo, ha sido estudiada
ampliamente. En el subsuelo se aplican términos informales tales como “arenas B y C”
basados sobre características de registros eléctricos.
VAN VEEN (1972), al estudiar los ambientes sedimentarios de las formaciones
Misoa y Mirador, indica que constituyen ambientes de un complejo fluvio deltaico y que
la Formación Misoa representa ambientes de un complejo deltaico en los cuales se
reconocen llanuras deltaicas y canales distributivos.
La Formación Misoa se puede definir como una sección de areniscas cuarcíticas
de color gris claro en capas compuestas potentes, con intercalaciones de lutitas
laminadas, micáceas y carbonosas, comprendida entre dos intervalos lutíticos
(GÓNZALEZ DE JUANA et. al, 1980).
BRONDIJK (1967), describe a Misoa como predominantemente arenosa, con
areniscas de grano fino a conglomeráticas, en capas potentes de hasta 100 m; las
lutitas presentan laminaciones arenosas-limosas y carbonosas y concreciones de
ferrolita arcillosa.
La Sierra de Misoa, localidad tipo designada por GARNER (1926, cit en
BERTORELLI Y MÁRQUEZ,1996), fue extendida por SUTTON (1946, cit en
BERTORELLI Y MÁRQUEZ,1996) hacia el este del río Misoa, hasta el flanco de la
Serranía de Trujillo. BRONDIJK (1967, cit en BERTORELLI Y MÁRQUEZ,1996) mostró
columnas estratigráficas medidas en tres secciones de referencia de esta región, que
abarca los Estados Zulia, Trujillo y Lara.
En el subsuelo del Lago de Maracaibo la Formación Misoa representa la
alternancia de ambientes de llanura deltaica alta con llanuras deltaicas bajas y
condiciones marinas de aguas llanas marginales. En las facies deltaicas altas se
preservaron grandes mantos de complejos de areniscas de espolones aluviales, de
canales distributivos migratorios, con delgadas lentes de lutitas; hacia el Macizo de
Avispa encontramos mayor proporción de areniscas de influencia fluvial. Las
condiciones marinas de aguas llanas están representadas por facies lutíticas fosilíferas
y areniscas de barrera de barreras litorales bioturbadas. El gran volumen de lutitas
parece haberse sedimentado en condiciones de floculación de las masas de arcillas
traídas por la descarga fluvial (GÓNZALEZ DE JUANA et al., 1980).
La Formación Misoa es el equivalente lateral de la Formación Mirador hacia el
suroeste en la provincia deltaica de la Cuenca de Maracaibo; ambas representan facies
diferentes del ambiente fluvio -deltaico. Misoa es el equivalente lateral parcial de la
Formación Trujillo, cuyas turbiditas posiblemente se derivaron del frente deltaico.
En el trabajo de LUGO Y MANN, 1995 se reporta un frente al norte para Misoa.
En las interpretaciones anteriores realizadas por VAN ANDEL (1958) y ZAMBRANO et
al.,(1971), sostenían que las secciones estratigráficas formadas, se depositaban desde
el suroeste hacia es noreste degradando de depósitos fluviales a
deltaicos, sobre una sedimentación marina. Estas secciones estratigráficas, provenían
de la erosión de rocas continentales del cratón suramericano y eran depositadas
sobre un margen pasivo. Pero LUGO (1991), reporta un frente al norte de Misoa, a
consecuencia de la placa Proto Caribe sobre el margen pasivo de suramerica, lo cual,
produce una sedimentación deltaica dentro de la cuenca tipo “foreland”.
FORMACIÓN CAUS
La Formación Caus, de edad Eoceno Medio, caracterizada por una intercalación
de areniscas calcáreas, lutitas, lutitas arenosas y calizas fosilíferas (GÓNZALEZ DE
JUANA et al., 1980).
FORMACIÓN PAUJÍ
La Formación Paují, de edad Eoceno Medio a Tardío, caracterizada por
secciones gruesas de lutitas macizas, de color gris, localmente presenta concreciones
ferruginosas (GONZALEZ DE JUANA et al., 1980).
FORMACIÓN MENE GRANDE
La Formación Mene Grande, de edad Eoceno Medio a Tardío, se caracteriza por
una capa de areniscas gradadas, calcáreas, calizas arenosas y lutitas arenosa
(GONZALEZ DE JUANA et al., 1980 en BERTORELLI Y MÁRQUEZ,1996).
FORMACIÓN ICOTEA
La Formación Icotea, de edad Oligoceno o Mioceno Temprano, se caracteriza
por presentar sedimentos limolíticos y arcillitas duras, de color blanco a gris claro. Tanto
el contacto basal y superior, son con discordancias (GONZALEZ DE JUANA et al.,
1980).
FORMACIÓN LA ROSA
La Formación La Rosa, de edad Mioceno, caracterizada por depósitos marinos,
depositados sobre la Formación Icotea o sobre la superficie truncada del Eoceno; sus
linderos superiores están marcados por la terminación de un ambiente favorable a la
vida marina normal (GONZALEZ DE JUANA et. al., OP CIT 1980).
MANGER (1938), proporcionó una descripción detallada de la litología, indicando
que en el área tipo la litología consiste en lutitas verdes-grisáceas, físiles, con
frecuencia toscamente interlaminadas o intercaladas con areniscas de grano fino a
mediano, grises y friables; lutitas arcillosas de color gris a verdoso, localmente
lentejones de areniscas de grano medio a fino, areniscas friables de grano grueso a
mediano y algunas lutitas de color gris a negruzco.
El espesor de la formación en su área tipo es de 180-250 metros y alcanza su
espesor máximo en el sinclinal de Icotea. Los espesores variables de esta formación
reflejan sedimentación sobre una superficie erosionada irregular.
En el pasado la Formación La Rosa fue estudiada en núcleos de perforación, en
los cuales se pudieron reconocer varios intervalos litológicos de facies marinas, que
permitieron a Manger (1938) y a Sutton (1946) subdividir esta unidad en cuatro zonas
ascendentes: Miembro Santa Bárbara, intervalo de lutitas marinas verdes y dos niveles
arenosos conocidos informalmente como “Arena intermedia” y “Arena de La Rosa”.
La Formación la Rosa es muy fosilífera, especialmente la parte suprayacente al
miembro Santa Bárbara donde se encuentran abundantes moluscos y foraminíferos.
La Formación La Rosa descansa con profunda discordancia, tanto sobre la
superficie del Eoceno como de Icotea; sin embargo, con esta última la relación es
paraconcordante. El tope de La Rosa es transicional con la Formación Lagunillas
suprayacente.
FORMACIÓN LAGUNILLAS
La Formación Lagunillas de edad Mioceno, fue descrita por Sutton (1946),
mencionando las arenas de Lagunillas Inferior, Laguna y Bachaquero, luego elevadas
al rango de miembros por Borger y Lenert (1959). En términos generales, la formación
consiste en areniscas poco consolidadas, arcillas, lutitas y algunos lignitos.
Las características individuales de los miembros reflejan el cambio de ambiente
marino somero, a deltáico y fluvial. (González de Juana, et al., 1980).
Se encuentra en el pueblo y campo petrolífero de Lagunillas, del estado Zulia.
Su edad es Mioceno medio y su espesor en el área es de aproximadamente 300
m. Suprayace concordantemente a la Formación La Rosa, excepto en aquellas áreas
donde ésta no se depositó, como en los altos de Pueblo Viejo y Ceuta. En dichas áreas,
la formación yace directamente sobre la Discordancia del Eoceno. La formación pasa
transicionalmente a la Formación Isnotú.
MIEMBRO LAGUNILLAS INFERIOR
Está compuesto por areniscas friables, de grano fino, de color variable de marrón
a gris claro y a blanco, intercaladas con lutitas gris claro, gris verdoso o gris oscuro.
Localmente se encuentran lignitos. (González de Juana, et al., 1980). Representa un
complejo deltaico, progradante sobre la Formación La Rosa, y procedente del sur y
sureste.
MIEMBRO LAGUNA
La unidad consiste principalmente en lutitas grises fosilíferas que contienen la
fauna más significativa de toda la formación: un conjunto de moluscos de aguas
marinas someras mencionado por Hoffmeister (1938) y denominada zona Lithophaga,
Hoffmeister, (op. cit.); Sutton, (op. cit.); además, areniscas color gris o marrón
localmente glauconíticas, y arcillas arenosas moteadas. (González de Juana, et al.,
1980).
MIEMBRO BACHAQUERO
Está formado por areniscas arcillosas potentes, de colores gris o marrón con arcillas
gris, marrón o moteadas, lutitas gris a gris azulado y lignitos. (González de Juana, et al.,
1980). El Miembro Bachaquero representa un ciclo regresivo, con predominio de
ambientes deltaicos y fluviales. Jam P. (1977).
2.4.- ESTRUCTURAL REGIONAL
Durante el Jurásico la trayectoria de los alineamientos distensivos, influirán en
las futuras deformaciones. Estos alineamientos representan estructuras en dirección
NNE-SSO, Lama Icotea representa un alto estructural en la parte central del Lago de
Maracaibo, limitado por una falla rectilínea de unos 100 KM (BERTORELLI y
MÁRQUEZ, 1996).
Durante Paleoceno-Eoceno Temprano, los alineamientos preexistentes se
reactivan en extensión.
Desde el Paleoceno Tardío - Eoceno Medio se inicia oblícua y progresivamente
el sobrecorrimiento de la placa del Caribe en el borde septentrional de la placa
Suramericana, iniciando la colisión y emplazamiento de las Napas de Lara, que
originan tres patrones estructurales ( MELÉNDEZ et al.,1996):
1.-Formación de antefosa en Zulia Oriental y Nororiental.
2.-Reactivación de la flexura en la zona central de la cuenca. (PINDEL Y BARRET,
1990; MELÉNDEZ et al, 1996).
Figura 8. Columna generalizada de la Cuenca de Maracaibo.
3.-Formación de fallas normales con buzamientos hacia el NNE, y reactivación
de algunas fallas.
Durante el Eoceno Temprano a Medio, predominó un régimen compresional
regional, de este a oeste que originó la antefosa de Orocué.
Al inicio del Eoceno Medio comenzó la transcurrencia a lo largo de las fallas N–S,
debido a que la compresión continua en el área.
Durante el Eoceno Medio a Tardío los principales alineamientos se reactivan en
transpresión-transtensión.
La discordancia más importante intra–eoceno se debe a la fase compresiva
descrita anteriormente.
En la figura 9, se muestra el marco estructural de la Cuenca del Lago de
Maracaibo y en la figura 10 una sección estructural esquemática, tomadas IFP Roure.
Figura 9. Marco estructural de la Cuenca de Maracaibo.
Figura 10. Sección sísmica en dirección W-E, donde se muestra la estructura
generalizada de la cuenca de Maracaibo, desde la Serranía de Perijá hasta la Serranía
de Trujillo.
Presenta dos sistemas de fallas principales en dirección NNE, estas son la falla
de Icotea y la de Pueblo Viejo, cuyos desplazamientos se presentan normal, desde el
Jurásico al Eoceno Temprano a Medio y desde el Eoceno Tardío al Mioceno, las fallas
presentan un comportamiento transpresivo sinestral, con un período pasivo intermedio
(LUGO, 1992).
El relieve estructural actual presenta una gran complejidad geológica, reseñada
por tres lineamientos orogénicos mayores, estos son: La Sierra de Perijá al oeste, la
Cordillera de Los Andes al sureste y la Serranía de Trujillo al este, además del sistema
de falla de Oca en el norte.
El principal sistema estructural del Lago de Maracaibo es el alto de Icotea, tanto
por su longitud de 150 km y por su relieve. A pesar del grado de su deformación por las
fallas del sistema norte-noreste. Los anticlinales son bien visibles, en especial en el
flanco oeste y en los declives norte y sur, en las formaciones cretácicas como en las
arenas “c” del Eoceno.
En el sector suroccidental del flanco oeste al nivel de las arenas “c” se encuentra
como culminación anticlinal contra la falla, con una longitud aproximada de 13 km. y un
cierre estructural (de unos 300m) entre la culminación de la estructura y el contacto
petróleo-agua, esta culminación termina al norte por una falla transversal.
La falla de icotea es realmente un sistema complejo de fracturas que forman un
alineamiento rectilíneo entre el antiguo campo de Ambrosio, al noreste de Punta Icotea,
este de las bocas del río Catatumbo, sobre la costa occidental del mismo lago.
KRAUSE (1971) la define como una falla, transcurrente sinestral, de plano muy
inclinado, cuyo desplazamiento vertical varía entre unos 3.000´ (914m) deprimido hacia
el oeste en la zona norte, hasta unos 1.600´(487 m) deprimido hacia el este en la zona
sur . En la zona crestal del sistema de fallas suelen encontrarse una cuña deprimida en
forma de “graben” en la cual se encuentra sedimentos extraordinarios afectados por el
sistema de fallas. KRAUSE menciona que tales sedimentos han sido considerados
como “lonías tectónicas trituradas durante el fallamiento”.
El sistema de fallas de Icotea se completa con otras fracturas longitudinales,
subpararela al alineamiento principal. En el flanco oriental se observa cierto grado de
convergencia y algunas fracturas se arquean contra el alineamiento principal, en la
zona de convergencia disminuye la magnitud del buzamiento, lo cual se considera
como efecto de la transcurrencia. KRAUSE menciona una serie de anticlinales “en
echelon” subparalelas a la dirección de la falla. (figura11).
Figura 11. Representación de fallas subparalelas a la dirección de la falla principal. LUZ, “Curso de geología de Venezuela”, Maracaibo, (1984).
El sistema de Icotea se encuentra afectado por el sistema de fallas transversales
características de toda la parte central del lago. Muy pocas de estas fallas aparecen en
los mapas cortando la cuña crestal o “graben” de Icotea, mientras que en ambos
flancos se encuentran en gran abundancia, sobre todo a nivel de las formaciones
eocenas.
El levantamiento de Pueblo Viejo-Ceuta limita por el oeste el sinclinorio central
del Lago, tiene una alineamiento casi norte-sur con ligera componentes hacia el
noroeste y se conoce dentro del lago por una longitud de aproximadamente 45 km.
hacia el norte se arquea al noreste y forma parte del “cinturón móvil” de la serranía de
Trujillo, hacia el sur esta mal conocido, cerca de la costa del Lago de Maracaibo,
comienza con un declive a nariz anticlinal hacia el sur de inclinación fuerte. El
levantamiento está limitado al este y al oeste por fallas longitudinales que lo separan del
sinclinorio central del lago y del sinclinorio de San Lorenzo, zona crestal aparece
cortada por dos o tres fallas del sistema norte-sur y toda la estructura está afectada por
fallas del sistema oeste-nor-oeste.
2.5.-MARCO ESTRATIGRÁFICO LOCAL
El intervalo de Lagunillas Inferior, consiste fundamentalmente en sedimentos
fluvio-deltaicos y en menor proporción sedimentos marinos costeros que representan un
ciclo progradacional, con un progresivo incremento de sedimentos hacia arriba dentro
de cada ciclo.
En el área se interpretan facies de canal, barras de desembocaduras. Su litología
se encuentra basada en arenas limosas no consolidas, de grano fino a muy fino.
Presenta intervalos de 15 a 40 pies. Se han determinado siete unidades de flujo.
A continuación se presenta el registro tipo del área, figura 12.
La Formación La Rosa de edad Mioceno Temprano, ocurre una transgresión
marina que origina los sedimentos. Se extiende hacia el este y yace con fuerte
discondancia angular sobre la Formación Misoa de edad Eoceno. Se considera en su
parte basal una etapa de invasión marina con lutitas marinas de color gris verdoso, al
tope presentan sus depósitos mayor influencia deltaica, conformadas por areniscas
arcillosas poco consolidadas.
El miembro Lagunillas Inferior, en el cual se han interpretado tres unidades,
llamadas LL-A, LL-B y LL-C. Representa un complejo deltaico, progradante sobre la
Formación La Rosa. Compuesto por areniscas poco consolidadas de grano fino
intercaladas con lutitas. Los cuerpos corresponden a barras costeras y canales
distributarios.
Por último, el Miembro Laguna que se subdivide en tres unidades más,
identificadas como Lag-A, Lag-B y Lag-C. En este se observa aumento de las
condiciones marinas, donde predominan barras litorales. Consiste principalmente en
lutitas grises fosilíferas, además de arenisca localmente glauconíticas y arcillas
arenosas moteadas.
Figura 12. Registro tipo pozo LL-2139.
Con el propósito de realizar las correlaciones litoestratigráfica se tomo el registro
tipo del pozo LL-2139 ubicado en el agua A-283, adyacente al área de interés de este
estudio, este pozo permite subdividir al yacimiento LL-07 en 7 intervalos, que de más
antiguo a más joven fueron denominados: La Rosa, LL-C, LL-B, LL-A, LAG-C, LAG-B y
LAG-A , Figura 12. Esta subdivisión de los miembros Laguna, Lagunillas Inferior y la
Formación La Rosa fue establecida tomando en cuenta el registro del pozo LL-3548, el
cual posee un núcleo tomado en el año 1998.
Se realizaron las correlaciones estratigráficas, tomando un mallado de ocho
secciones, cuatro en dirección noroeste-sureste, denominadas L1, L2, L3 y L4, figura
14, en las cuales se incluyó la mayor cantidad posible de pozos en sentido de la
sedimentación y cuatro en dirección oeste-este denominadas LA, LB, LC y LD, figura
15.
Figura 13. Mallado de secciones estratigráficas.
La sección L1, con dirección suroeste-noreste, contiene los pozos LL-2211, LL-
2206, LL-3357, LL-2165, LL-2346, se observar continuidad en la correlación y los
espesores se mantienen constantes para el intervalo LL-A y LL-B, en LL-C en la zona
NNE hay un aumento de espesor y luego disminuye. Puede apreciarse el buzamiento
de la estructura hacia el suroeste.
La sección L2, se toma en dirección suroeste- noreste, contiene los pozos LL-
2275, LL-2349, LL-2712 y LL-2129, se puede observar continuidad en la correlación.
La sección L3, se toma en dirección suroeste- noreste, contiene los pozos LL-
1549, LL-2352, LL-2288, LL-1433, LL-1834 y LL-2198, se puede observar continuidad
en la correlación .
La sección L4, se toma en dirección suroeste- noreste, contiene los pozos LL-
2221, LL-2138, LL-2239, LL-1450, LL-2200 y LL-2101, se puede observar continuidad
en la correlación y los espesores a nivel LL-B aumentan al NNE, mientras LL-A y LL-C
disminuyen.
Figura 14. Secciones estratigráficas correspondientes a) L1, b) L2, c)L3 y d) L4.
La sección LA, se toma en dirección oeste-este, la cual contiene los pozos LL-
0352, LL-2165, LL-2129, LL-2900, LL-2198, LL-2101 y LL-2137, se puede observar
continuidad en la correlación y los espesores cambian de un pozo a otro.
La sección LB, se toma en dirección oeste- este, la cual contiene los pozos LL-
3357, LL-2712, LL-1401, LL-1834, LL-2200 y LL-2193 , se puede observar continuidad
en la correlación.
La sección LC, se toma en dirección oeste- este, la cual contiene los pozos LL-
0357, LL-2206, LL-2349, LL-2288, LL-2239, LL-2533, LL-2103 y LL-2234.
La sección LD, se toma en dirección oeste-este, la cual contiene los pozos LL-
2275, LL-2352, LL-2221, LL-2263 y LL-0146, mantienen la continuidad respecto a los
marcadores.
Figura 15. Secciones estratigráficas correspondientes a) LA, b) LB, c) LC y d) LD.
El yacimiento LL-07 se encuentra conformado por sedimentos de edad Mioceno
de la Formación La Rosa, la cual yace sobre la discordancia del Eoceno, seguida de los
miembros Lagunillas Inferior y Laguna de la Formación Lagunillas y se caracteriza por
una secuencia de areniscas y lutitas alternantes de origen fluvio-deltaico pertenecientes
principalmente a depósitos de canales.
a
d c
b
La estratigrafía del Miembro Lagunillas Inferior estuvo influenciada por un
desplazamiento de sedimentos desde el suroeste arrastrados por corrientes fluviales
hacia el noreste, lo cual trajo como consecuencia que la mayor parte de los cuerpos
arenosos se alinearan en dirección suroeste-noreste.
CAPITULO III
COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN
3. COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS EN EL ÁREA.
El comportamiento de producción de hidrocarburos en el área es un aspecto
importante en la interpretación estructural, ya que permite evaluar la información para
las adecuadas proposiciones de nuevas localizaciones.
El yacimiento LGINF-07 es básicamente una acumulación de crudos pesados.
Se trata de un yacimiento originalmente subsaturado y hasta la presente fecha octubre
2008 se han completado un total de 1056 pozos productores.
3.1.-HISTORIA DE PERFORACIÓN.
Comportamiento Histórico del Yacimiento LL-07.
El yacimiento LL-07 comenzó su producción en mayo del año 1926, a través del
pozo AGO-1 ubicado en la Franja del Kilómetro en la parcela LAGO, con un volumen de
petróleo original en sitio (POES) estimado de 4.291 MMbls, es una acumulación de
hidrocarburos con una gravedad estimada de 18 °API, con unas reservas recuperables
estimadas de 1.922 MMbls (equivalente a un 37.9% del POES) de los cuales se han
producido hasta diciembre 2006 1.626.8 MMbls, que equivalen a un 84.7% de las
reservas recuperables.
Las arenas productoras corresponden a la edad del Mioceno, se encuentran
agrupadas en tres miembros: La Rosa, Lagunillas y Laguna, ocupando un área de
35595 acres.
Se han completado desde entonces la cantidad de 1056 pozos. Sometido
actualmente a un proyecto de recuperación secundaria, con la finalidad de mantener la
presión del yacimiento, a través de la inyección de agua. Esta inyección fue iniciada en
febrero de 1984 a través de 10 pozos inyectores ubicados en el flanco sur del
yacimiento, posteriormente se completaron 7 inyectores más, para un total de 17 pozos
inyectores activos actualmente están activos.
Durante el comportamiento histórico de producción del yacimiento, se puede
observar una producción máxima de 65 MBPPD alcanzada en el año 1957 mediante
300 pozos completados activos y una RGP promedio de 500 PCN/BNP, con un corte de
agua de 20% aproximadamente. Posteriormente la producción declinó hasta alcanzar
valores de 35 MBPPD. Por lo que para el año de 1984 se implantó motivado a la
declinación el proyecto de Inyección de agua por flancos.
“Para la fecha de cierre Octubre 2008, el petróleo acumulado es de 1641,96
MMBls y un agua producida de 311,96 MMBls, se disponían de 233 pozos activos; con
un promedio por año de 240 activos y una tasa de producción de 21,45 MBPD con 59
% AyS (promedio año). La producción diaria del yacimiento es de 19,97 MBls de
petróleo con 59.8% AyS y un RGP de 416 pc/bl “ Proyecto de recuperación mejorada
Dtto Lago Norte, 2008, p. 6).
3.2.-PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO.
Comportamiento de producción.
El yacimiento Lagunillas Inferior 07 comenzó a producción en el año 1926. A lo
largo de su vida productiva se han identificado varios mecanismos de producción. La
compresibilidad de la roca y de los fluidos con seguridad representan uno de los
primeros mecanismos de producción primaria, luego, el empuje por gas en solución y
finalmente, el empuje de agua de fondo se ha caracterizado por una invasión
preferencial de las zonas inferiores moviéndose verticalmente en dirección de los pozos
productores, pero este último se ha convertido en un avance marginal del agua debido
a la gran viscosidad del crudo y a la buena permeabilidad de la roca.
De acuerdo a la tasa de petróleo la historia del yacimiento se puede dividir en
cuatro períodos la producción de petróleo, figura 16:
1° Período: Comprendido entre 1926 y 1937, donde inició la producción del yacimiento,
se observa un aumento progresivo de la tasa de producción hasta llegar a 1937, con
una producción máxima de 120 MBNPD, mediante 355 pozos completados activos, y
una RGP promedio de 600 PCN/BNP, con un corte de agua aproximadamente de 20%.
2° Período: Comprendido entre 1937 y 1958, donde la tasa promedio decrece de 42
MBNPD hasta estabilizarse en 1958 en 23 MBNPD. Hasta el año 1954 se habían
perforado 155 pozos.
3° Período: Comprendido entre 1958 y 1977, entre los años 1959 y 1972, la producción
estuvo condicionada a cierres por falta de mercado. La tasa promedio anual fue de 5
MBPD en 1972 y un corte de agua de 10,5%. Hasta 1975 no hubo actividades de
perforación.
Se observa declinación progresiva de la producción hasta alcanzar valores de 21
MBNPD con 120 pozos productores activos para 1977, como consecuencia de la
inactividad de los pozos, por lo que se creó una campaña de perforación.
4° Período: Comprendido entre1977 y 1984, se observa un aumento gradual debido a la
actividad de perforación hasta obtener 300 pozos productores, alcanzando un máximo
de 60 MBNPD para el año 1982, luego comienza nuevamente a bajar hasta 31 MBNPD
para el año 1983. El número de pozos activos aumentó de 130 en 1976 a 305 de 1982.
Sin embargo entre 1981 y 1982 los cierres por falta de mercado continuaron afectando
la producción del yacimiento. La RGP se mantuvo y el corte de agua cerca de 18%. En
Enero de 1984 previo al inicio de la inyección, la producción promedio estaba en 39
MBPD, un RGP de 324 PCN/BNP y el corte de agua en 16,7%.
5° Período: En el año 1984 se implantó el proyecto de inyección de agua por
flancos, con el propósito de mantener la presión del yacimiento. Dos años después del
inicio de inyección de agua (1986) la tasa de producción se encontraba en 12,6 MBPD,
la RGP en 600 PCN/BNP y el corte de agua se mantenía en 18%. A partir de esta fecha
se observa la declinación de la tasa hasta de petróleo 1990 donde alcanza el momento
del llene. Luego, se mantiene debido a una campaña de reactivación de pozos y nuevos
cambios de completaciones.
A partir del año 1995 se inició la campaña de perforación de pozos horizontales
en el yacimiento, con la finalidad de drenar las reservas remanentes en las áreas
central y norte del yacimiento, se logro una producción de 40 MBPD con 300 pozos
productores activos.
Con respecto al corte de agua este ha ido aumentando desde el momento de la
inyección, hasta alcanzar desde 1999 a la actualidad, un rango entre el 40 y 53 %, para
el yacimiento.
La RGP después de implantado el proyecto de inyección ha aumentado debido
al desplazamiento del gas libre por efecto de la inyección hasta 1991, luego desciende
hasta principios del 2003 de 1500 a 700 PCN/BNP debido al aumento de la presión por
la inyección de agua.
Para la fecha de cierre Diciembre 2006, el petróleo acumulado es de 1626.8
MMBls y un agua producida de 291.5 MMBls, se disponían de 239 pozos activos; con
un promedio por año de 230 activos y una tasa de producción de 24.5 MBPD con 52%
A y S (promedio año).
Para Mayo del año 2007 la producción del yacimiento se encuentra
aproximadamente 23,6 MBNPD, con una RGP de 354 PCN/BN, un 54,2% AyS y con
una producción acumulada de 1630,4 MMbls de petróleo. En la figura 22 se muestra el
comportamiento histórico de todo el yacimiento.
A pesar del efecto de inyección de agua sobre la producción de petróleo, la
eficiencia volumétrica de reemplazo acumulada se encuentra actualmente en 89%.
Figura 16. Comportamiento histórico del yacimiento LL-07 (Tomado Inf. Técnico Cesta
de perforación localizaciones 2008. Franja del KM. V.38.18).
3.4.-COMPORTAMIENTO DE LA INYECCIÓN.
El proyecto de inyección de agua efluentes por flanco en la zona sur del
yacimiento LL-07, fue iniciada en Febrero de 1984, representa en términos de reservas,
236 MMBP adicionales o lo que es lo mismo, un factor de recobro secundario de 5.5%
del POES. La inyección se ha concentrado principalmente en los lentes LLB y LLC del
miembro Lagunillas Inferior. La Figura 17 muestra el comportamiento de inyección de
agua en el yacimiento desde el comienzo del proyecto.
En el gráfico del comportamiento de la inyección, se puede observar que la tasa
al inicio era de 7 MBNAPD y la acumulada de 225 MBNA. Entre 1984 y 1986, la tasa de
inyección se mantuvo entre 50 y 130 MBNAPD, y a partir del 1986 se mantiene, es
desde 1991 que se observa un aumento y variaciones en la tasa de inyección,
ubicándose en el año 1999 en 144 MBNAPD con una acumulada de 577 MMBNA
(Intevep, 2000).
Figura 17. Comportamiento de Inyección de agua Yacimiento Lginf-07.
El objetivo de inyección se modificó en el año 2006, en función del
comportamiento de producción de fluidos esperados para el yacimiento. Cuyo objetivo
se estimó en un promedio anual de 141 MBAPD. La tasa de inyección real fue de 132
MBAPD, esta variación se debió a la fallas de los equipos a nivel del patio de tanque
Lagunillas Norte y al cierre de un pozo inyector.
El proyecto de inyección de agua tuvo como objetivo aumentar el recobro de
crudo y evitar botar las aguas efluentes de las operaciones de producción al Lago de
Maracaibo. El área influenciada por la inyección de agua comprendería el grupo de
parcelas desde A-243 hasta A-297 en el cuerpo principal del yacimiento. Inicialmente se
seleccionaron 10 localizaciones de inyectores en las parcelas A-293, A-294, A-295 y A-
297. La inyección seria realizada por debajo del contacto agua - petróleo en las zonas
LL-B y LL-C.
Realizando una breve historia de los inyectores, en el proyecto se tiene
información de 22 pozos inyectores, de los cuales 17 se mantienen activos, uno
abandonado, dos suspendidos y dos cerrados.
En Febrero de 1984 se completaron los inyectores: LL-2784, LL-2789, LL-2793 y
LL-2797 y en Marzo de 1984, los pozos LL-2787, LL-2838, LL-2794 y LL-2795. En Julio
de 1984 se completó el pozo LL-2837 y un mes después, LL-2851. A la par que la
inyección estimada por pozo no cubría el volumen requerido para la inyección, en
Agosto de 1986 se completa el pozo LL-1973 como productor y en julio de 1990 es
convertido a inyector, en octubre de 1987 se recompletaron los pozos LL-1988 y LL-
2084. En marzo de 1987 el pozo LL2851 se encontró arenado y recompletado en el
yacimiento Lgna-05 como productor. El pozo LL-2793 quedó cerrado en octubre de
1988. En Octubre de 1989 y 1990 se convirtieron a inyectores los pozos LL-2668 y LL-
2833 respectivamente, en febrero de 1990 el pozo LL-2789 fue cerrado.
Actualmente la inyección no se encuentra restringida solo al miembro Lagunillas
Inferior. Existen pozos donde se inyecta agua en LR, (LL-2668, LL-2784, LL-2787 y LL-
2795) y en LAG-C (LL-1988). La inyección no es uniforme y esta condición no permite
conocer con exactitud el destino del agua inyectada.
En la figura 18 se puede observar la ubicación de los pozos inyectores del
yacimiento.
Figura 18. Ubicación pozos inyectores yacimiento LGINF07.
Actualmente (octubre 2008) se tienen activos 14 pozos inyectores, ya que LL-2797 se
encuentra cerrado por línea de inyección rota y LL-2692, LL-2084, LL-2787 cerrados
por baja inyectividad.
3.3.- PRESIONES
Comportamiento de presión.
Como consecuencia de la inyección de agua el comportamiento de presión a
generado un aumento general de presión sobre todo el yacimiento, sobre todo ha
represurizado aquellas parcelas ubicadas en las vecindades de la línea de inyectores.
En base al carácter de la sedimentación en la distribución de fluidos en el
yacimiento, se puede identificar tres zonas con distintos niveles de presión.
La primera ubicada en la zona más cercana a los pozos inyectores, en la que se
observa un rango de presión entre 1100 - 1500 Lpca y 7% de la producción
acumulada.
Una segunda zona en la parte central del yacimiento, con un rango de presión de
400 - 1000 Lpca, es la zona de mayor contribución con 79% de la producción
acumulada.
La tercera en la zona norte del yacimiento, en la cual espesores prospectivos de
areniscas se limitan al Miembro Laguna, con bajo desarrollo para el Miembro Lagunillas
inferior; presentan espesores promedios de 25 pies, de gran extensión y con alto
porcentaje de cuerpos arcillosos intercalados y por lo tanto presenta presiones de
arenas no drenadas con un rango entre 600 - 1150 Lpca.
En la figura 16 se muestra la variación de la presión en función de la producción
acumulada.
Figura 19. Comportamiento de Presión del Yacimiento LGINF-07.
La presión en el yacimiento se puede dividir en cuatro (4) períodos, los cuales se
observan en la figura 19:
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800PRODUCCION ACUMULADA DE PETROLEO, MMBLS
PR
ES
ION
. L
PC
A COMIENZO DE LA
INYECCION
FEBRERO 1984
1° Período: Comprendido entre 1926 y 1947, la presión inicial fue de 1785 lpc,
observándose disminución de la presión a razón de 25 lpc por año, hasta el año de
1947.
2° Período: Comprendido entre 1957 y 1978, se estabiliza el comportamiento de la
presión en 850 lpc.
3° Período: Comprendido entre 1978 y 1984, la presión presenta una disminución y se
estabiliza en el año 1984 en 760 lpc.
4° Período: comprendido entre 1984 a 1999, se observa un aumento en la presión
desde 760 lpc a 950 lpc, debido al proyecto de inyección de agua, y se estabiliza la
presión y comienza un aumento.
Luego del análisis y evaluación de la información recopilada en el año 2006 y
tomando en cuenta histórico de presiones del yacimiento, se obtuvo una presión
volumétrica total del yacimiento, en el orden de las 1000 Lpc.
En la tabla 1 se anexa los datos básicos del yacimiento Lginf-07.
Tabla 1. Datos básicos del yacimiento Lginf-07.
Datos Básicos
Espesor Neto de Arena Área Productiva Volumen Porosidad Saturación de Petróleo Factor de Merma Petróleo Original en Sitio Permeabilidad Factor de Recuperación
Reservas de Petróleo Primarias Secundarias
Total
Gas Original en sitio Reservas de Gas. Producción Acumulada (10-08) Petróleo Gas Inyección Acumulada (10-08) Agua Reservas Remanentes (10-08) Petróleo Gas
Gravedad
API
Presión del
Yacimiento
Original Burbujeo Ultima Mantenimiento Fecha Datum
Valores
73 35.595 2.371.543 30,0 84,0 0.925 4.287.750 1.500 P:39.3,S:5.5 1.685.086 235.826 1.920.912
1.457.835 1.239.160 1.641.955 972.318 974.911 278.956 264.249 18.0 1.785 1.154 1000 250 (12-06) 3700
Unidades
(pies) (acres) (ac.pies) (%) (%) (BN/BY) (MB) (mD) (%) (MB) (MB) (MB)
(MMPC) (MMPC) (MB) (MMPC) (MB) (MB) (MMPC) (°API) (Lpca) (Lpca) (Lpca) (lpca) (M-A) (Pies)
CAPITULO IV
INTERPRETACIÓN SÍSMICA
4.1.-FUNDAMENTOS TEÓRICOS.
El cimiento físico de la sísmica de reflexión se basa en la emisión, transmisión y
recepción de ondas elásticas, las cuales son perturbaciones que se propagan en un
medio, sin que se produzca una deformación permanente. Una deformación que viaja a
través de un medio elástico se llama onda elástica; y cuando el medio a través del cual
se desplaza es la Tierra, se llama onda sísmica.
Ondas senoidales son sencillas y sus valores varían en el tiempo y/o en el
espacio como senos o cosenos trigonométricos, como las que se muestran en la figura
20.
Figura 20. Ondas senoidales
Estas se caracterizan por su frecuencia f, que es el número de veces que el
movimiento se repite en un tiempo determinado, y se expresan en Hertz , su amplitud
A es el máximo valor que puede tomar, expresada en unidades de longitud y su fase es
el punto de su ciclo donde se encuentra. Se llama longitud de onda a la distancia
recorrida a una velocidad y tiempo determinado.
Con la Ecuación de Fourier, se pueden construir ondas de cualquier forma, con
amplitudes y frecuencias, si se suman varias ondas senoidales, figura 21.
Figura 21. Representación de la suma de varias ondas senoidales.
Estas tendrán una parte real y otra imaginaria, si se toman como señales
analíticas, por lo que solo puede detectarse la parte real, debido al tiempo puede ser
analizada la traza sísmica g(t) como:
G(t) = R (t)cos (t) (2)
Donde: R (t), es la envolvente
(t), es la fase
En un yacimiento la propagación de las ondas depende de las propiedades
elásticas de las rocas. En un medio elástico se obtienen dos tipos principales de ondas,
las ondas P o compresionales que se desplazan paralelas a la dirección de propagación
produciendo compresiones y dilataciones en el medio. Es la más veloz de todas las
ondas, en rocas graníticas cercanas a la superficie viajan a una velocidad de 5 km/s y
alcanza más de 11 km/s en el interior de la Tierra, por lo tanto, es la primera en llegar a
cualquier punto. Las ondas S o de cizalla aquéllas en las cuales las partículas del medio
se desplazan perpendicularmente a la dirección de propagación, por lo que están
asociadas con deformaciones del terreno de tipo de cizalla.
La onda S es más lenta que la onda P y no se propagan a través de los líquidos.
Usualmente la onda S tiene mayor amplitud que la onda P, y se siente más fuerte que
ésta.
Cuando una onda de cuerpo que viaja a través de un medio incide sobre una
interfase que lo separa de otro medio con distintas propiedades elásticas, parte de la
energía es transmitida al segundo medio y parte es reflejada, figura 22. La ley de Snell
nos dice que si un rayo pasa de un medio de menor velocidad a otro de mayor
velocidad se aleja de la normal, mientras que si pasa de un medio de mayor a otro de
menor velocidad se acercará a ella.
Figura 22. Se observa rayo incidente i, rayo reflejado r, rayo refractado R.
El coeficiente de reflexión (R) describe la amplitud o la intensidad de una onda
reflejada respecto a la onda incidente.
i r
R
α1
MEDIO 1
MEDIO 2
α2
V1
α1
V2
i r
R
α1
α1
MEDIO 1
MEDIO 2
α2
α2
V1
V1
α1
α1
V2
V2
Para una interfase el coeficiente de reflexión ( R ) viene dado por el contraste de
impedancia acústica de las dos masas de rocas adyacentes. Donde la impedancia
acústica (Z) se define como el producto de la densidad () y la velocidad acústica ():
Z= x (3)
Entonces el coeficiente de Reflexión viene dado por la fórmula siguiente:
2 .2 - 1 .1
R = (4)
2 .2 + 1 .1
Donde:
R, coeficiente de reflexión cuyos valores oscilan entre –1 y +1
1 y 2 , densidad de l medio 1 y 2 respectivamente
1 y 2, velocidad de los medios 1 y 2 respectivamente
Una vez obtenido el volumen sísmico mediante la adquisición, debe ser
procesada adecuadamente para el objetivo que se quiera alcanzar, obteniéndose
secciones sísmicas verticales que pueden ser calibradas con registros de pozos, que
nos permiten identificar geológicamente una similitud entre los reflectores y los estratos.
El procesamiento sísmico tiene como finalidad la eliminación de
reverberaciones y la manera de mejorar la forma de la onda haciéndola más resolutiva.
Toda aquella información grabada que interfiera en las reflexiones primarias, es
lo que se conoce como ruido. Se define formalmente como el cociente Señal/ruido.
Actualmente existen numerosos métodos para atenuar el ruido, estos comienzan a
utilizarse desde el momento de la adquisición, mediante métodos de grabación de
cobertura múltiple, patrones de geófonos y disparos, usos de programas en
procesamiento para atenuar el ruido, etc.
Los filtros se definen como aquellos sistemas capaces de separar efectivamente
una información deseada, de una información no deseada, es decir limita ciertas
frecuencias en una señal. El filtro paso-bajo (Low-Pass) deja pasar las bajas y atenúa
las altas frecuencias, mientras que en el filtro paso-alto (High-Pass) deja pasar las altas
y atenúa las bajas.
Se define como resolución vertical a la distancia entre dos interfases litológicas
producida por dos reflexiones discretas que se puede separar visualmente. Dependerá
de los espesores que presenten las capas, el ancho de banda promedio, contenido de
frecuencia y la velocidad interválica de la secuencia.
Ya procesada la información obtenida del subsuelo, se realiza la interpretación
con la finalidad de obtener una respuesta a los diferentes comportamientos del
subsuelo, lo que se traduce en la determinación de la estructura geológica o modelo
estructural, adicionalmente con los avances actuales de sísmica de alta resolución y los
efectos litológicos sobre algunos parámetros de reflexión, pueden enfocarse en las
interpretaciones estratigráficas
Actualmente se utilizan los atributos sísmicos para optimizar el modelo
estructural y así obtener una visión nueva de los volúmenes sísmicos 3D.
Los atributos sísmicos generalmente son expresados en tiempo y basados en
amplitudes sísmicas. Atributos como amplitud vs offset, impedancia acústica y atributos
elásticos son utilizados para la caracterización de los yacimientos.
Existe una gran variedad de atributos estructurales y estratigráficos. Un atributo
corresponde a una derivada de la medida básica extraída en una ventana de interés.
Los atributos estructurales permiten la construcción de un modelo estructural
generalizado evidenciando alineaciones que corresponden a fallas que presenten saltos
considerables, estos se extraen a lo largo de los horizontes interpretados e
interpolados.
A continuación descripción de algunos atributos:
-DIP: este atributo tiene como finalidad representar información sobre el buzamiento.
-AZIMUT: finalidad representar información sobre el Ángulo horizontal medido en el
sentido de las manecillas del reloj a partir del NORTE, hasta el alineamiento respectivo.
-DIP-AZIMUT: combina el buzamiento del horizonte con la variación de azimut.
Los atributos estratigráficos son aquellos que generalmente se derivan de la
amplitud y la frecuencia, proporcionan información estratigráfica y de las propiedades
del yacimiento, entre algunos de ellos se tiene AVO, impedancia acústica y elástica,
amplitudes RMS, frecuencia instantánea, fase instantánea, derivada de la envolvente,
etc. Estos nos ayudan a determinar la continuidad de los eventos, cambios litológicos,
capas, eventos, posible porosidad, detección de fracturas entre otros.
-AVO: Esta técnica representa las variaciones en la amplitud de la reflexión sísmica con
cambios en la distancia entre puntos de disparo y receptores. Este análisis permite
identificar mejor las propiedades de las rocas en los yacimientos, incluyendo la
porosidad, densidad, litología y contenido de fluido. Actualmente utilizando la onda
sísmica completa, incluyendo las ondas-P y las ondas-S, se puede determinar con
mayor precisión de qué lugar del subsuelo vino la energía sísmica reflejada y capturar
la frecuencia de la energía reflejada con banda ancha más amplia, lo cual se traduce en
una imagen con más alta definición, lo que permite diferenciar los grados de saturación
de gas.
-IMPEDANCIA ACÚSTICA: Se entiende como impedancia acústica al producto de
propagación de una onda compresional por la densidad.
IA = Vp * ρ (5)
Donde:
Vp, Velocidad onda P.
Ρ, Densidad del medio.
-IMPEDANCIA ELÁSTICA: Se define como una impedancia acústica, pero el ángulo
de incidencia es diferente de cero. Interviene Velocidad de ondas P, velocidad de
ondas S y la densidad del medio.
-AMPLITUD INSTANTÁNEA: aquéllas en las cuales las partículas del medio se
desplazan perpendicularmente a la dirección de propagación, por lo que están
asociadas con deformaciones del terreno de tipo de cizalla. Los cambios de la amplitud
instantánea permite realizar interpretaciones sismo estratigráficas.
-AMPLITUD RMS: aquella que mide la reflectividad en una ventana de
tiempo/profundidad. Se representa por medio de la ecuación:
(6)
Donde: a, valor instantáneo de amplitud.
N, número de muestras.
Este atributo es usado para identificar anomalías de amplitud en secuencias
estratigráficas, permitiendo identificar tipos de estratificación.
-FRECUENCIA INSTÁNTÁNEA: Proporciona información sobre las frecuencias
características de los eventos, fracturas, absorción y espesores depositacionales.
-FASE INSTANTÁNEA: Mediante este atributo se observan discontinuidades, fallas,
acuñamientos y eventos que presenten diferencias en el buzamiento.
-COHERENCIA: Correlaciona las similitudes entre las trazas sísmicas adyacentes,
partiendo de la similitud de la señal sísmica entre trazas vecinas en dirección de las
líneas y las trazas, se forma un cubo de coeficiente de similitud, que permite refinar la
construcción de los polígonos de fallas mediante la interpretación de los time-slices, que
son secciones sísmicas horizontales extraídas en un tiempo constante y horizon-slices
que representa un corte a lo largo de un horizonte. Permite la interpretación de fallas
menores, truncamientos estratigráficos y otros rasgos estructurales y estratigráficos.
ARMS
=1/N Σ
i=1
N
a ¡²A
RMSA
RMS=
1/N Σi=1
N
a ¡²1/N Σi=1
N
a ¡²
-INVERSIÓN SÍSMICA: La inversión es la técnica en la que se integran datos sísmicos
adquiridos en superficie, perfiles sísmicos verticales y datos del registro gráfico del
subsuelo, para desarrollar un modelo de las capas del subsuelo, densidad y
velocidades de las ondas P y S. Representa la resolución del modelo convolucional de
la traza sísmica de forma inversa. A partir de la traza sintética y la ondícula sísmica se
obtiene el coeficiente de reflexión que se ajuste adecuadamente al modelo real del
subsuelo, transformando los datos de reflexión en propiedades cuantitativas de la roca.
4.2.-DISPONIBILIDAD DE LA INFORMACIÓN SÍSMICA.
4.2.1.-ANTECEDENTES SÍSMICOS DEL ÁREA.
En el área sé han grabado levantamientos sísmicos 2D y 3D. La información
sísmica 2D esta constituida por dos levantamientos Sísmicos que cubren toda el área,
identificados como Costa Oriental (CO-87B) grabado en el año de 1.987 y el
levantamiento Lagunillas-Bachaquero (LBV-95C) y grabado en el año de 1.995, con
una longitud lineal de 622,336 Km y 140,449 Km, respectivamente. Además se cuenta
con un levantamiento sísmico 3D que comprende 612 km2 grabado entre el año 1993 y
1994, por la empresa Western Geophisical de Venezuela, figura 23. La data fue
procesada por Geoprocesos y reprocesada por Geotrace Technologies, en el año 2002.
En este trabajo se utilizaran los reprocesamientos los cuales no han sido
interpretados para el área de interés, cuyo objetivo es precisar las estructuras
prospectivas presentes en las arenas Miocenas de la Fm. Lagunillas de los Miembros
Laguna, Lagunillas Inferior y La Rosa con la finalidad de lograr la recuperación,
generación y cuantificación de reservas de hidrocarburos en el área de Lagunillas Lago,
mediante la definición del modelo estructural y estratigráfico de las arenas Miocenas
perteneciente a los yacimientos de las Formaciones Lagunillas a profundidades
variables entre 1800 y 4850 pies.
Figura 23. Mapa base del levantamiento sísmico COL 93 3D.
4.2.2.-ADQUISICIÓN SÍSMICA DEL ÁREA.
Para la adquisición del levantamiento sísmico COL-93-3D, se utilizó la
configuración de banda (swath), donde la disposición geométrica de los receptores está
conformada por dos cables perpendiculares a las líneas de disparos. El dispositivo
utilizado fue el Dual Sensor, constituido por un geófono y un hidrófono en paralelo, los
cuales ayudan a eliminar los efectos de reverberaciones múltiples que son causa de
atenuaciones de algunas frecuencias sísmicas de interés.
Los parámetros operacionales utilizados en el levantamiento sísmico 3D se
muestran en la tabla 2.
COL 93 3D
LL0
7
Tabla 2. Parámetros operacionales del proyecto COL 93 3D. (Tomado Proyecto COL
93 3D, LL652 Eoceno Frac. Tamare 1994).
PARÁMETROS DE ADQUISICIÓN SÍSMICA 3D PARÁMETROS INSTRUMENTALES
Tipo de sistema Cable de bahía digital Equipo de grabación Syntrak 480 Bay
Cable
Geometría de tendido Bandas, split spread
sim.
Resolución 16 bit
Dirección líneas de disparo Norte-Sur Ganancia 12 db
Dirección líneas receptoras Este-Oeste AGC 512 mseg
Longitud de registro 6 seg Formato seg D multiplexado
Intervalo de muestreo 2 mseg Filtro paso bajo 8 Hz@18 db/oct
Distancia líneas receptoras 600 m Filtro paso alto 216 HZq 72 db/oct
Distancia líneas de tiro 400 m Receptor Dual Sensor
Distancia de grupos 50 m Frecuencia natural 10 Hz
Distancia de disparos 50 m Amortiguamiento 70%
Tamaño del bin 25X25 Sensitividad 7.5- 14 V/bar
Número líneas receptoras 2 Tolerancia de buz. 30°
Número de disparos 96 Profundidad operativa 200 m
Número de canales 12 por sección Fuente Arreglo de 32
cañones
Longitud línea de disparo 4800 m Volumen total 3000 cc
Cobertura 4200% Presión operativa 1800 psi
Offset máximo 4400 m Profundidad del arreglo 6 m
Número de bandas 19 sincronización */- 0.5 ms
4.2.3.-PROCESAMIENTO Y REPROCESAMIENTO SÍSMICO DEL LEVANTAMIENTO.
Los datos fueron originalmente procesados por la compañía Geoprocesos
en el año 1994, cuyos parámetros de la secuencia de procesamiento se observan a
continuación:
PARÁMETROS DE PROCESAMIENTO
COL-93
Secuencia de Procesamiento
Octubre 2002
1. Reformatear (SEGD, 6sec, 2ms) (29)
2 Tomar nuevas muestras (30) a 4 ms
3. Geometría – CC (Control de Calidad)
4. Aplicación de Geometría.
Tamaño del depósito 25x25 metros
5. Divergencia Esférica.
6. Eliminar Picos
7. Clasificación de los CDP (32)
8. Estática de Refracción
9. Análisis de Velocidad (600 m. x 600 m.)
10. Estática Consistente de Superficie. No.2
11. Análisis de Velocidad (600 m. x 600 m.)
12. Estática Consistente de Superficie. No.2
13. Deconvolución consistente con la superficie
Colocación de Picos Tipo, portón1.
Ventana de diseño
10 metros 200-4000ms.
6588 metros 4500-5500 ms.
14. Reducción de Ruido TFD
15. Ganancia Consistente de Superficie.
16. Estática de Ajuste Fino de los CDP
17. Compresión del "Offset" (200m-6000m) x 200m = 30 pliegues.
18. Análisis de Velocidad de Migración de Tiempo Pre-Apilado.
Lazo "Deriowski" de Dos Pases 600m x 600m.
19. Migración de tiempo pre-apilado
30 grupos "offset"
4575 m de apertura, Salida 6 seg.
20. Apilamiento
21. Filtro 6-10, 40-45HZ, 1.0 Sec. 4-8, 30-35HZ, 2.0 Sec. 4-8, 25-30HZ, 3.0 Sec.
22. AGC 1000ms
23. Reducción de ruido.
Datos tomado del informe final correspondiente al Estudio Integrado Bachaquero 01, 2005.
Para el año 2002, la compañía Geotrace Technologies se encarga de realizar el
reprocesamiento del área con la finalidad de mejorar la relación señal/ruido, y así
obtener mayor información para una caracterización del yacimiento, mediante la
generación y propagación de atributos sensibles a la litología, contenido de fluido,
porosidad, etc. Este trabajo se realizo preservando amplitudes verdaderas con el
objetivo de realizar estudios de AVO e inversión. Los volúmenes sísmicos entregados
fueron: Apilamiento de migración de tiempo Pre-apilado, Apilamiento acondicionado
AVO, Apilamiento revertido de máxima resolución e imágenes de alta frecuencia.
El informe de procesamiento no existe como tal, únicamente una presentación
digital realizada por Geotrace. En ella se describe con detalle ciertos aspectos de los
módulos aplicados en el reprocesamiento. A partir de esta información se estableció la
calidad que Geotrace ejecuto en cada etapa del reprocesado.
Se verifica mediante los exabyte que contienen la información, el producto final
en los "gathers" PSTM finales y los "gathers" PSTM preacondicionados para el AVO,
así como el control de calidad realizado sobre la geometría de adquisición. Se
localizaron una serie de disparos con coordenadas erróneas, las cuales fueron
corregidas.
Se aplicó para la reducción de ruido un módulo llamado TFDNOISE el cual
opera en el espacio de frecuencia, minimizando mediante filtros datos específicos de la
banda de frecuencia, de esta forma preserva los eventos de interés evitando la posible
eliminación de información real, obteniéndose una mejoría en la amplitud y frecuencia
de los datos.
Se observa en los apilados un incremento sustancial en la interpretación
estratigráfica y estructural, consecuencia de haberse utilizado un modelo de velocidad
acorde para la migración.
Una vez obtenido el conjunto de "gathers" PSTM, Geotrace procedió a realizar un
realce de frecuencias (HFI) sobre el volumen apilado procedente de estos "gathers". No
se tiene información sobre como se realizó este aumento de frecuencias ni el control de
calidad ejercido sobre éste proceso, solo que se genera un volumen sísmico con
contenido de frecuencia mayor al volumen de datos de entrada. En el área de interés
para este estudio, se observa el aumento de frecuencia la cual se puede advertir en la
figura 24.
Figura 24. En A) se muestra una sección sísmica T-1060, donde se observa poca resolución vertical de las arenas (120 pies), en B) se observa el mejoramiento de la
resolución vertical de la arena presente (40 pies) después de haber aplicado el HFI a los datos sísmicos.
Entre las ventajas del HFI además de aumentar el contenido de frecuencia, lo cual
mejora la resolución vertical y la definición de la continuidad lateral de los cuerpos
sedimentarios, permite la utilización de la sismo estratigrafía, mejorar la visualización de
las amplitudes por lo que beneficia el uso de los atributos sísmicos vs facies,
B A
propiedades de las rocas, se pueden definir fallas principales y secundarias, en general
mejora la información de las estructuras, lo que permitirá disminuir el riesgo de la
perforación de los pozos horizontales, multilaterales, verticales y rehabilitaciones, el
cual se traduce en la generación de planes de explotación con mayor confiabilidad.
Se tiene un volumen de impedancia acústica el cual se presume haya sido
realizado por inversión a partir del volumen de HFI, ya que no existe informe alguno
que haga comentarios sobre este volumen de impedancia.
La secuencia del preacondicionamiento sobre los "gathers" PSTM para su
uso en la generación de atributos AVO, se basó en la corrección residual de NMO de
ordenes superiores, aplicación de un filtro radón y una deconvolución FX. El producto
final de "gathers" se encuentra en un alto nivel de calidad para la producción de los
atributos AVO e Inversión. En la figura 25 se muestra una sección sísmica con la
aplicación del AVO, mediante el cual se generan secciones de trazas para el análisis de
la amplitud versus el offset.
Figura 25. En A) se muestra una sección sísmica donde se ha aplicado solo filtros para atenuar el ruido y en B) la aplicación en la sección del AVO a los datos sísmicos.
La técnica de análisis de la variación de la amplitud sísmica con el offset (AVO)
tiene como finalidad diferenciar litologías y sobre todo para la detección de arenas
A B
gasíferas. Las anomalías de AVO se producen cuando existe un contraste de la
relación de Poisson entre dos formaciones vecinas. Esta propiedad de la roca es
función de las velocidades de la onda compresional (Vp) y de Cizalla (Vs). En la
adquisición sísmica tradicional no se obtenía la velocidad de Cizalla (Vs), por lo cual la
inversión AVO es utilizada como una forma alternativa para obtener información de
ondas S.
La tecnología de Inversión Sísmica utilizada consiste en obtener la impedancia
acústica del subsuelo a partir de datos sísmicos de un ancho de banda limitado, tanto
en frecuencias altas como en las frecuencias bajas, permitiendo obtener una imagen
del subsuelo de mayor resolución que la sísmica, en la que se puede definir la
continuidad lateral. Este proceso permite determinar valores de impedancia acústica
similar a la combinación de los registros sónicos y de densidad de un pozo, partiendo
de los valores de amplitud de las trazas sísmicas. Se utiliza para determinar estructuras
y valores de pseudo impedancia acústica con la finalidad de cartografiar
heterogeneidades estratigráficas de los cuerpos porosos. En la figura 26 se observa
como mejora la continuidad en la sección T-1060 del cubo de inversión sísmica.
Figura 26. Sección sísmica del volumen de inversión, para la Traza T-1060.
Luego de la revisión de los productos: PSTM "gathers" finales y PSTM "gathers"
AVO, se confirma la calidad de estos para su uso en el estudio a realizarse. Su
extensión Inline y Xline abarca toda el área de interés del de las aguas A-244, A-245 y
A-246 del yacimiento LL07.
Para este estudio se utilizaran los datos sísmicos 3D del procesamiento de
Geotrace, el PSTM 32b, el AVO 32b, HFI 32b y el volumen COL93 3D filtrados y
ajustados al espectro a 32b, con la finalidad de aplicar atributos sísmicos.
4.3.-INTERPRETACIÓN SÍSMICA 3D.
4.3.1.-GENERALIDADES.
La interpretación sísmica 3D permite tener una resolución espectral mayor que
la sísmica 2D, debido al muestreo espacial, por lo que agrupa un volumen de datos
sísmicos, con el objetivo de aumentar la resolución sísmica vertical y lateral,
obteniéndose como producto final, un cubo de información sísmica del subsuelo. La
ventaja esta en la enorme cantidad de información que se obtiene lo cual reduce la
incertidumbre acerca de la posición y geometría de las capas subterráneas, que unidas
a las nuevas tecnologías de procesamiento permiten obtener resultados más cercanos
a la realidad del yacimiento.
4.3.2.-CARGA DEL LEVANTAMIENTO SÍSMICO 3D EN LOS SISTEMAS
INTERACTIVOS DE INTERPRETACIÓN.
El proyecto sísmico cargado es el Bach-3D, dentro de este se tiene los archivos
sísmicos de los volúmenes reprocesados que se utilizaran para este estudio. Estos
volúmenes son filtspect (Avo filtrado), HiFi e Inversión sísmica, cargados a fase cero y
a 32 bits. Se cargaron los datos de pozos asociados con el área de las aguas A-244, A-
245 y A-246, la data introducida consta de coordenadas y desviaciones de pozos, topes
geológicos datos de tiempo y profundidad obtenidos de los tiros de verificación, curvas
de los registros petrofísicos, en general este proyecto es cargado con la finalidad de
tener todos los datos de pozos, registros y otras interpretaciones previas.
4.3.3.-ANÁLISIS DE AMPLITUDES, CONTENIDO DE FRECUENCIA Y CÁLCULOS
DE RESOLUCIÓN DE DATOS SÍSMICOS.
Los análisis de amplitudes, contenidos de frecuencia y los cálculos de resolución
permiten determinar los filtros que serán utilizados para generación de los sismogramas
sintéticos.
En el área total del yacimiento se cuenta con seis checkshots y para este estudio
utilizaremos el que corresponde al pozo LL-3755, que se encuentra más próximo al
área de interés.
Por medio del programa PostStack, se calcula el espectro de amplitud en una
ventana de tiempo. El espectral dio como resultado valores de amplitud y frecuencia,
adicionalmente se toma el checkshots LL-3755 y se le realizó el sismograma sintético al
cual se le calculo el espectro de amplitud, graficando estos resultados se obtiene la
frecuencia media, la cual es igual a 18 HZ. En la figura 27, se muestra el espectro de
amplitud, la forma de la ondícula y la fase cero para el volumen sísmico filtspect, tomado
del programa Syntool.
La velocidad interválica se calculó mediante la fórmula:
V int = D/T =2000*(Tope A- Tope B)/(ZA- ZB)=Pies/seg (7)
Donde:
D, Variación de profundidades entre reflectores.
T, Variación de tiempo entre reflectores.
Resultando una velocidad interválica promedio entre 3500 pies y 4100 pies es de
Vint=7657.16pies/seg
Con este valor de velocidad se calcula el espesor de entonación mediante la
fórmula:
=Vint/ Fm (8)
E= /4 = Vint/ 4Fm =106 pies (9)
Donde:
Vint , Velocidad interválica.
Fm, Frecuencia media.
Obteniéndose como resultado un espesor igual a 106 pies .
Figura 27. Espectro de amplitud, forma de la ondícula y fase, para el volumen
sísmico filtspect.
Para el volumen sísmico HFI se realizo el análisis de amplitudes, contenido de
frecuencia y cálculos de resolución de datos sísmicos. En la figura 28 se muestra el
espectro de amplitud, forma de la ondícula y la fase. Se calculo una frecuencia media
de 30 Hz. Con una velocidad interválica promedio entre los 3500 pies y 4100 pies de
Vint=7657.16 pies/seg. Obteniéndose como resultado un espesor igual a 64 pies.
Figura 28. Espectro de amplitud, forma de la ondícula y fase, para el volumen
sísmico HFI.
4.3.4.-APLICACIÓN CURVA T-Z.
Los Checkshots o tiros de verificación sísmica van a formar el vínculo por el cual
se transforman la información sísmica en tiempo a profundidad y/o la información
geológica de profundidad a tiempo, la cual consiste en determinar el tiempo que tarda
una onda generada en superficie a un receptor ubicado a diferentes profundidades
dentro del pozo, obteniéndose de esta manera unos pares de valores tiempo y
profundidad. Para hacer uso de las tablas T-Z, debe conocerse las velocidades
interválicas o promedios de cada uno de los eventos hasta llegar al evento de interés.
Este tiempo debe medirse a diversas profundidades para construir la tabla tiempo
vsprofundidad o Tabla T-Z y con los datos obtenidos graficar la curva T/Z, figura 29.
Figura 29. Muestra el uso de la tabla T/Z.
En este proyecto se toma la curva T-Z, del pozo LL-3755 Se muestra en la figura
30. En los anexos, se presenta la tabla de datos respectiva.
Z (ft) T (ms) Z(ft) V int (ft/ms)
0 0
90 29,92 -90 7229,492
1300 197,29 -1300 7392,804
1900 278,45 -1900 7711,091
2500 356,26 -2500 7678,883
2720 384,91 -2720 7662,835
2780 392,74 -2780 7117,438
2840 401,17 -2840 5758,157
2900 411,59 -2900 6116,208
2960 421,4 -2960 6849,315
3020 430,16 -3020 7712,082
3080 437,94 -3080 7802,341
3140 445,63 -3140 7672,634
3200 453,45 -3200 8241,758
3260 460,73 -3260 8522,727
3320 467,77 -3320 8064,516
3380 475,21 -3380 8784,773
3440 482,04 -3440 8275,862
3500 489,29 -3500 7874,016
3560 496,91 -3560 9160,305
3620 503,46 -3620 8333,333
3680 510,66 -3680 8275,862
3740 517,91 -3740 8086,253
3800 525,33 -3800 7947,02
3860 532,88 -3860 6335,797
3920 542,35 -3920 6622,517
3980 551,41 -3980 6726,457
4040 560,33 -4040 7210,037
-4500
-4000
-3500
-3000
-2500
-2000
-1500
-1000
-500
0
500
0 100 200 300 400 500 600
TWT sección sísmica
Pro
fun
did
ad
(F
t)
Figura 30. Representación de la relación tiempo profundidad del pozo LL-3755.
4.3.5.-GENERACIÓN DE SISMOGRAMAS SINTÉTICOS.
El sismograma sintético es una herramienta que sirve para calibrar la información
sísmica, se realiza con los datos de las tablas de valores T-Z, para relacionar datos
sísmicos en tiempo con los topes geológicos de los pozos en profundidad. Es una traza
sísmica que se obtiene a partir del registro sónico y el registro de densidad de un pozo,
mediante la curva T-Z del pozo y el checkshots que corrige el sónico a profundidades
verdaderas.
Estos se elaboran para cada uno de los pozos que contengan los registros antes
mencionados. Se utiliza el programa Syntool de la plataforma Openworks.
La multiplicación de los valores de densidad obtenidos a partir de los registros de
densidad y los valores de velocidad obtenidos de los registros sónicos del pozo dan
como resultado la impedancia acústica. Para luego calcular la función de reflectividad
-4500
-4000
-3500
-3000
-2500
-2000
-1500
-1000
-500
0
500
0 100 200 300 400 500 600
TWT sección
sísmica
P
ro
fu
n
di
d
a
d
que se convoluciona con una ondícula de fase cero o una característica extraída de la
sección, para obtener el sismograma sintético.
En la figura 31 se muestra el sismograma sintético elaborado para el pozo LL-
3755 y el volumen sísmico denominado Filtspect y en la figura 32 el correspondiente al
volumen sísmico HFI.
Durante la fase de calibración se presentan ciertas limitaciones, asociadas al
ruido presente en los datos sísmicos y al buzamiento del área. Sin embargo para estos
datos se logra en el sintético un buen amarre. En este caso no existen fallas de saltos
muy grandes, donde se podría haber perdido la continuidad de los reflectores.
Dado el caso que algún pozo no contenga los registros de densidad o sónico, se
crea un pseudodensidad a partir de un registro gamma rey utilizando la ecuación de
Gardner y un pseudosónico a partir de un registro de resistividad por la ecuación de
Faust.
Para generar los sismogramas sintéticos:
V = ab (10)
Donde: a y b, son los coeficientes de Faust que dependen de la
profundidad, tiempo de depositación y espesor promedio.
, Resistividad proveniente del registro.
Una vez realizado el sismograma sintético se copia la T-Z a todos los pozos del
proyecto para la calibración respectiva del área.
Figura 31. Sismograma sintético para el pozo LL-3755, correspondiente al volumen
filtspect.
Figura 32. Sismograma sintético para el pozo LL-3755, correspondiente al volumen
HFI.
Los espesor promedios de las arenas del proyecto son aproximadamente para
LL-A de 88 pies, LL-B de 121 pies y LL-C de 40 pies, por lo que en la sísmica
convencional el paquete para LL-A y LL-C no genera reflexiones para tope y base que
puedan apreciarse a simple vista, sin embargo para el cubo reprocesado los espesores
oscilan entre 40 y 60 pies, por lo que es de gran ayuda ya se puede inferir topes y
bases apreciables.
4.3.6.-INTERPRETACIÓN DE REFLECTORES SÍSMICOS.
Una vez realizados los sismogramas sintéticos y las curvas de tiempo vs
profundidad (T-Z), se calibra la sísmica con los topes geológicos, para definir los
reflectores sísmicos que se interpretaran, permitiendo definir el marco estructural del
área de interés en el proyecto. Para la interpretación de dichos reflectores se utiliza la
aplicación Seisworks 3D, mediante la opción “Horizont”, ésta se realizó cada 5 líneas
por 5 trazas, para los volúmenes sísmicos reprocesados. Inicialmente se interpreta el
volumen filtrado y con ayuda del HFI ajustamos el marcador. Luego con el cubo de
inversión sísmica se verifica la continuidad lateral de los eventos. Se realiza la
interpretación de cinco horizontes locales, asociados a:
Discordancia del Eoceno,
La Rosa,
Lagunillas Inferior (LL-A),
Laguna MFS
Laguna
Los topes interpretados se observan en la sección sísmica correspondiente a la
línea L-560, figura 33 y en la figura 33 se visualizan dichos topes en el plano
tridimensional.
Figura 33. Sección sísmica L-560, con los topes interpretados.
Figura 34. Visualización de los topes interpretados en 3D.
Laguna
Laguna MFS
LL-A
La Rosa
Discordancia
4.3.7.-MAPAS ESTRUCTURALES EN TIEMPO.
Los mapas estructurales en tiempo son generados a partir de los topes
interpretados en Seisworks 3D, Discordancia del Eoceno, La Rosa, LL-A, Laguna MFS
y Laguna. Una vez interpretados los horizontes o topes de interés, se les corre el ZAP
con la finalidad de interpolar los valores a toda el área y se le realiza un filtrado para
suavizar los mapas en tiempo, los cuales se muestran en las figuras 35, 37, 39, 41 y
43.
En el programa Geoprobe, se calculó el mapa de superficie de cada uno de los
horizontes, figuras 36, 38, 40, 42 y 44.
Figura 35. Mapa Estructural en tiempo de la Discordancia.
Figura 36. Mapa en tiempo de la superficie de la Discordancia.
Figura 37. Mapa Estructural en tiempo de La Rosa
DiscordanciaDiscordanciaDiscordancia
Figura 38. Mapa en tiempo de la superficie de La Rosa.
Figura 39. Mapa Estructural en tiempo del tope LL-A.
La RosaLa RosaLa Rosa
Figura 40. Mapa en tiempo de la superficie del tope LL-A.
Figura 41. Mapa Estructural en tiempo de Laguna MFS.
Langinf
Figura 42. Mapa en tiempo de la superficie del tope Laguna MFS.
Figura 43. Mapa Estructural en tiempo de Laguna.
lagunamfs
Laguna MFS
Figura 44. Mapa en tiempo de la superficie del tope Laguna.
4.3.8.-INTERPRETACIÓN DE FALLAS.
Luego de los marcadores interpretados se procede a la interpretación de las
fallas existentes en el área de interés.
Se comienza con la elaboración del cubo de coherencia, el cual es una
herramienta aplicada para identificar fallas. El Cubo de Coherencia correlaciona las
similitudes entre las trazas sísmicas adyacentes. Este se elabora a partir del cubo
sísmico filterspect 3-D, su rango de valores varia entre 0 y 1, donde el 1 significa que
las trazas adyacentes son idénticas y el 0 significa que las trazas no tienen similitud.
Con esto pueden ser identificados fácilmente los cambios laterales. Se evalúan detalles
de las fallas, truncamientos estratigráficos, y otros rasgos estructurales y estratigráficos.
También es de utilidad los cortes horizontales o times-slice para mostrar los rasgos
estructurales, estas dos herramientas nos ayudan a identificar las tendencias de las
fallas en zonas que muestran discontinuidad, ver figura 45, donde se muestra el cubo
de coherencia en los diferentes planos de cada horizonte.
Laguna
Figura 45. Cubo de Coherencia. A. Plano tomado a nivel de Laguna, B. Plano a nivel
de LL-A, C. Plano a nivel LL-B, D. Plano a nivel de discordancia.
En la figura 46 se colocaron las fallas interpretadas para validarlas con el cubo
de coherencia, observándose que las tendencias de las fallas interpretadas coinciden
con los rasgos de dicho cubo.
a
d c
b
Figura 46. Validación de las fallas interpretadas con el cubo de coherencia.
Se observa que la mayoría de las fallas presentan poco desplazamiento vertical
y son difíciles de interpretar con los cortes verticales, por lo que se utiliza el HFI para
mejorar la visualización.
Las fallas fueron interpretadas cada diez inlines, crosslines y líneas arbitrarias de
tendencia SW-NE, en cortes de tiempo hechos a intervalos de cada 4 ms, con el fin de
determinar el rumbo y buzamiento de las fallas existentes en el área.
Medir la coherencia espacial entre trazas vecinas, permite detectar pequeñas
anomalías en las ondículas, comúnmente asociadas con cambios estructurales y/o
estratigráficos.
En la figura 47 se observa del lado izquierdo un time slice para los horizontes
correspondientes a los topes del LL-A y LL-B. En la derecha un corte del atributo de
coherencia, donde las zonas más oscuras representan baja coherencia y las más claras
una altacoherencia.
Figura 47. Atributo geométrico de coherencia.
Una vez que se han interpretado los horizontes en toda el área se procede a
elaborar los mapas de Dip, Azimut ( figura 48) y Extracción de Amplitud, lo que permite
identificar los rasgos estructurales que no pudieron ser identificados con los
procedimientos anteriores.
Figura 48. Mapas de atributo sísmico azimut para los horizontes La Rosa,
Lagunillas Inferior (LL-A) y Laguna.
Las mejores herramientas para visualizar las fallas es la información de cortes en
tiempo, figura 49 y cortes sobre horizontes, figura 50, representados por los mapas de
buzamiento (Dip) y azimut.
Figura 49. Time Slice 1168.
Figura 50. Corte sobre los horizontes, donde se puede observar lineamientos.
El mapa de buzamiento evalúa el buzamiento de 0 a 90 grados. En la figura 48 el
color negro indica buzamientos mayores, y el color blanco buzamientos menores. Por lo
que se observan las fallas como líneas negras sobre la superficie más clara.
Un mapa de azimut mide la dirección del buzamiento de 0 a 360 grados, figura
48 vista como un time slice y figura 50 corte de horizontes. Para visualizar las fallas
por estos métodos debe existir suficiente contraste en el buzamiento o en la dirección
del buzamiento entre las capas y los planos de fallas.
Identificadas las fallas mediante la integración de los procesos descritos
anteriormente se construyen los polígonos de fallas de cada uno de los horizontes
interpretados, para elaborar los mapas finales en profundidad.
Esta información debe integrarse con la información de pozos, secciones
estructurales y con los mapas de superficie.
Se realizaron ocho secciones estructurales, la disposición de estas puede
observarse en la figura 51, donde se realiza un mallado de secciones donde se definen
ocho secciones, cuatro en dirección oeste-este y cuatro en dirección noroeste-sureste,
cada una de las secciones se observan en las figuras 52, 53 54, 55, 56, 57, 58 y 59.
Con el propósito de realizar las correlaciones estructurales se tomaron los siete
topes correspondientes al yacimiento LL-07, que del más antiguo a más joven fueron
denominados: Discordancia, La Rosa, LL-A, LL-B, LL-C, Laguna MFS y Laguna. Para
las secciones sísmicas se obviaron LL-B y LL-C, debido a la resolución de la misma.
Tomando como base una sección tipo en dirección noreste-suroeste que atraviesa todo
el área y está ajustada a la dirección preferencial de depositación de los sedimentos en
el área.
Figura 51. Mallado de secciones estructurales.
La sección L1, se toma en dirección suroeste- noreste, contiene los pozos LL-
2211, LL-2206, LL-3357, LL-2165, LL-2346, se observar continuidad en la correlación y
los espesores se mantienen constantes excepto los pozos LL- 2165 y LL-2346, los
cuales disminuyen su espesor, a nivel del tope LL-C, figura 51. Se Corrobora la falla
denominada F3 del pozo LL-2165, por debajo del tope LL-A, figura 53 y la falla F4
debajo de la discordancia en el pozo LL-2346.
Figura 52. Sección estructural L1 en dirección S-N.
Figura 53. Corte de la F3 al pozo LL-2165.
La sección L2, se toma en dirección suroeste- noreste, contiene los pozos LL-
2275, LL-2349, LL-2712 y LL-2129, se puede observar continuidad en la correlación y
los espesores se mantienen constantes entre LL-2349 y LL-2712. No se observan
fallas aparentes, figura 54. Se observa una disminución de espesor del tope de La Rosa
al Norte y al sur de la sección.
La sección L3, se toma en dirección suroeste- noreste, contiene los pozos LL-
1549, LL-2352, LL-2288, LL-1433, LL-1834 y LL-2198, se puede observar continuidad
en la correlación y los espesores se mantienen constantes excepto los pozos LL- 2165
y LL-2346, los cuales aumento de sección al este, a nivel del tope LL-A. Se observa en
el pozo LL-2352 un aumento de espesor con respecto a los pozos laterales lo cual es
indicativo de una posible falla, a una profundidad de 4213´ aproximadamente. Esto será
corroborado con las secciones sísmicas y los atributos realizados para determinar
fallas. Figura 55.
Falla F3
Figura 54. Sección estructural L2 en dirección S-N.
La sección L4, se toma en dirección suroeste- noreste, contiene los pozos LL-
2221, LL-2138, LL-2239, LL-1450, LL-2200 y LL-2101, se puede observar continuidad
en la correlación y los espesores no se mantienen constantes en los pozos LL-2200 y
Figura 55. Sección estructural L3 en dirección N-S.
LL-2239, en el cual disminuyen a nivel de La Rosa y el pozo LL- 1450 en el cual
existe un aumento considerable de espesor entre Laguna y Laguna MFS con relación a
los pozos laterales y disminución del tope LL-C respecto al pozo LL-2200. El pozo LL-
2101 presenta espesores menores a nivel LL-A, La Rosa y la Discordancia respecto a
los otros pozos de la correlación, figura 56.
Figura 56. Sección estructural L4 en dirección N-S.
La sección LA, se toma en dirección oeste- este, la cual contiene los pozos LL-
0352, LL-2165, LL-2129, LL-2900, LL-2198, LL-2101 y LL-2137, se puede observar
continuidad en la correlación y los espesores cambian de un pozo a otro. Se observa
entre los pozo LL-2101 y LL-2137, a nivel de Laguna MFS, un aumento de espesor al
este, lo que indica una posible falla. También se observa entre el pozo LL-2165 y LL-
2129 una disminución de espesor en sentido este a nivel de tope LL-A. La Rosa
disminuye espesores en los pozos LL-2129 y LL-2900. La discordancia disminuye su
espesor hacia el este, figura 57.
Figura 57. Sección estructural LA en dirección W-E.
La sección LB, se toma en dirección oeste- este, la cual contiene los pozos LL-
3357, LL-2712, LL-1401, LL-1834, LL-2200, LL-2193 y LL-0135, se puede observar
continuidad en la correlación y variedad en los espesores. Se observa entre los pozos
LL-2712 y LL-1401, la existencia de una falla a nivel del tope LL-A. Se observa entre
los pozos LL-1834 y LL-2200 un aumento de espesores hacia el este, figura 58.
LA
LA
LAGUNA
LAGUNA MFS
DISCORDANCI
A
LL-A
LA ROSA
LL-B
LL-C
F3
F3
Figura 58. Sección estructural LB en dirección W-E.
La sección LC, se toma en dirección oeste- este, la cual contiene los pozos LL-
0357, LL-2206, LL-2349, LL-2288, LL-2239, LL-2533, LL-2103 y LL-2234. Se observa
continuidad en la correlación y entre los pozos LL-2239 y LL-2533, la existencia de una
falla a nivel de Lagunillas Inferior, a una profundidad de 4252´ y 4156´. Se observa
aumento de espesor al este entre LL-A y Laguna MFS. En términos generales todos los
pozos tienden a disminuir su espesor hacia el este, figura 59.
Figura 59. Sección estructural LC en dirección W-E.
La sección LD, se toma en dirección oeste- este, la cual contiene los pozos LL-
2275, LL-2352, LL-2221, LL-2263 y LL-0146, mantienen la continuidad respecto a los
marcadores. Se observa entre los pozos LL-2352 y LL-2221, la existencia de una falla
que corta al pozo LL-2352 a una profundidad de 4212´, se evidencia con respecto a los
pozos laterales por un aumento de espesor. Entre LL-B y LL-C correspondiente al pozo
LL-2275 existe un espesor mayor respecto a los demás pozos de la correlación. Los
espesores en dirección al este disminuyen en forma general, figura 60.
LC
LC
LAGUNA
LAGUNA MFS
DISCORDANCI
A
LL-A
LA ROSA
LL-B
LL-C
F8
F8
F4
Figura 60. Sección estructural LD en dirección W-E.
En las figura 61 se observan dos secciones sísmicas correspondientes a las
trazas T-1065 y T-1100, con sus respectivos con pozos fallados.
Para la interpretación estructural fueron generados cinco (5) mapas estructurales
a partir de la integración sísmica-pozo disponible. Los patrones de fallas fueron
identificados con el apoyo de métodos de atributos sísmicos, tales como Edge, Azimuth,
Dip, dip-azimuth y cubo de coherencia, que unidos a las secciones estructurales se
logra el amarre de las fallas presentes.
Figura 61. Secciones sísmicas falladas. A) Falla F8 que cortan los pozos del pozo LL-2239 por debajo del tope La Rosa y LL-2533 a nivel LL-B-LL-C. B) Falla F4 que corta al
pozo LL-2288 debajo de la discordancia.
4.3.9.-MAPAS ESTRUCTURALES EN PROFUNDIDAD.
Para realización de los mapas estructurales se utiliza la conversión de tiempo a
profundidad mediante la las herramientas TDQ, con la finalidad de generar el modelo de
velocidad mediante los Check shots y los pozos que presenten tabla T-Z asignada y
bien amarrada con la sísmica. El procedimiento general es generado en Zmap, donde
se crea un grid de velocidad obtenido del cociente de los pick en profundidad y el grid
en tiempo de cada horizontes, estos con los pick de pozos, luego este grid de velocidad
se multiplica por el grid en tiempo, obteniéndose un mapa en profundidad.
A) B)
Los mapas estructurales fueron realizados a escala 1:20000 con contornos cada
40’, apreciándose una estructura monoclinal de rumbo NE-SW y con buzamiento hacia
el SE.
Se describen los mapas estructurales en el tope de la Discordancia, La Rosa,
LLA (Lginf), Laguna MFS y Laguna, se observan rasgos estructurales semejantes.
4.3.10.- INTERPRETACIÓN DE MAPAS ESTRUCTURALES.
MAPA ESTRUCTURAL DISCORDANCIA DEL EOCENO
El mapa estructural de la discordancia del Eoceno, realizado a escala 1:20000,
con contornos cada 40 pies, de un área aproximada de 20 Km².
En éste, se observa una estructura monoclinal de rumbo NE-SO y con
buzamiento de 3º a 6º en dirección sur-oeste. Va desde los -3960 pies en el noreste a -
4800 pies en el suroeste.
Se interpretaron seis fallas que se denotaron como F1, F2, F3, F4, F5 y F6, todas
fallas menores y normales, figura 62. La falla F1, es anterior a la depositación de la
discordancia y se extiende al mioceno, está deprimida al norte con un salto que oscila
entre 10 a 15 pies. La falla F2 anterior a la depositación de la discordancia y se
extiende al mioceno, cortando por debajo de la discordancia al pozo LL-1450. En
dirección este-oeste y buzamiento al sur con un salto aproximado de 40 pies. Falla F3
anterior a la depositación de la discordancia y se extiende al mioceno, cortando por
debajo de la discordancia al pozo LL-2129, presenta dirección suroeste-noreste con
buzamiento al sureste, presenta un salto aproximado de 40 pies. La falla F5 igual a las
anteriores pero la dirección es en sentido noroeste-sureste con buzamiento al noreste.
Falla F6 es una falla muy pequeña, visible en el cubo de coherencia con dirección
noroeste-sureste y buzamiento al suroeste.
Figura 62. Mapa estructural Discordancia del Eoceno.
MAPA ESTRUCTURAL TOPE LA ROSA
El mapa estructural del tope La Rosa, realizado con las mismas características
de escala e intervalos de contornos que el mapa de la discordancia. Se encuentra
entre -3980 y -4750 pies de profundidad.
Presentando un marco estructural semejante, manteniendo la estructura
monoclinal y las fallas menores descritas, acentuándose la falla F4 en sentido sureste y
la falla F5 no se observa. El desplazamiento vertical de las fallas se mantiene. Todas
son fallas normales.
Se le agregan las fallas F7 que presenta dirección noroeste sureste con
buzamiento hacia el suroeste. Falla F8 dirección noroeste-sureste con buzamiento al
noreste. Falla F9 paralela a la falla F5 pero con buzamiento al sureste y la falla F10
falla local en dirección noroeste-sureste con buzamiento al sureste, todas estas fallas
se reactivan sobre la discordancia del eoceno, figura 63.
Figura 63. Mapa estructural tope La Rosa.
MAPA ESTRUCTURAL TOPE LL-A (LGINF)
El mapa estructural del tope LL-A es realizado con las mismas características
de escala e intervalos de contornos que los mapas precedentes. Este tope se
encuentra ubicado entre -3680 y -4480 pies.
Se mantiene el marco estructural y las fallas descritas anteriormente, figura 64.
F6
F10F4
F3
F2
F1
F7
F8
F9F6
F10F4
F3
F2
F1
F7
F8
F9
Figura 64. Mapa estructural del tope LL-A de Lagunillas Inferior.
MAPA ESTRUCTURAL TOPE LAGUNA MFS
El mapa estructural del tope Laguna MFS es realizado con las mismas
características de los mapas anteriores. Se halla a una profundidad variable de -3600 y
-4400 pies. Se mantiene el marco estructural y las fallas descritas, observándose que
las curvas de nivel se van suavizando, figura 65.
Figura 65. Mapa estructural tope Laguna MFS.
MAPA ESTRUCTURAL TOPE LAGUNA
El mapa estructural del tope Laguna es realizado con las mismas características
de los anteriores. Se encuentra a una profundidad de -3600 y -4000 pies. Se mantiene
el marco estructural generalizado observándose las fallas F1, F2, F3, F4, F6, F9 y F10,
mientras que las fallas F7 y F8 se pierden, figura 66.
En general con la información existente de las secciones estructurales y el
análisis efectuado del área se define un sistema de fallas normales con dirección
predominante NNO y con buzamientos SO y NE. El área se interpreta como un
monoclinal con buzamiento de 3 a 6 grados hacia el SSO.
F2
F1
F3
F4
F6
F7F8
F10
F9
F2
F1
F3
F4
F6
F7F8
F10
F9
Figura 66. Mapa estructural tope Laguna.
4.4.- GENERACIÓN DE ATRIBUTOS SÍSMICOS.
La generación de los atributos sísmicos estratigráficos se realiza por medio de la
aplicación Poststack que permite extraer una serie de atributos a lo largo del horizonte
interpretado pudiéndose establecer una ventana por encima y por debajo del horizonte.
Mediante ésta aplicación pueden obtenerse los atributos instantáneos (Amplitudes,
polaridad aparente, fase, frecuencias, etc), Generales (RMS amplitudes, diferencia,
integración, energía entre otros), Matemáticos (Amplitud absolutas, logarítmicas) y por
último los de reflección (Azimuth, curvatura, dip, divergencia, similitud, etc). Para éste
trabajo se extrajeron varios atributos aplicados al horizonte de mayor interés
correspondiente al área. Se mostrará a continuación los resultados entre tope de los
horizontes LL-A y LL-B, lo que da como resultado una tendencia de cambios de
amplitud en dirección suroeste-noreste, figura 67 y que coincide con la obtenida en los
mapas de espesor de arena entre estas dos superficies, Figura 68. Todos los atributos
aplicados dieron una tendencia similar. En estos mapas se observan las estructuras en
sentido SSO-NNE.
Figura 67. Mapa de amplitud del Linf07 (LLA-LLB).
Figura 68. Mapa isópaco correspondiente tope de LL-A y tope de LL-B.
Las amplitudes máximas positivas o negativas toma el signo de la amplitud del
intervalo. Los valores de las amplitudes máximas negativas y positivas, pueden ser
afectados por el formato de la data. Una data de 8 bits, el rango del máximo positivo o
negativo queda restringido a valores entre +127 a –127, para nuestro caso. Las
máximas positivas pueden ser usadas en estudios estratigráficos, para separar áreas
de estratigrafías armoniosas o concordantes de otras caóticas. En general, las áreas
armoniosas pueden verse con altas amplitudes máximas, mientras que en las zonas
caóticas presentan bajas amplitudes.
Las relaciones entre amplitudes tienen como finalidad relacionar los atributos con
las características geológicas del subsuelo para mejorar la delineación de los cuerpos
sedimentarios, que permitirán modelar las variables sísmica y petrofísica en la
generación de mapas de propiedades por medio de las técnicas geoestadísticas.
Se realizaron los mapas isópaco para las áreas Laguna-Laguna MFS, Laguna
MFS-LLA, LL-B-LL-C y La Rosa-Discordancia. Se observan estos en las figuras 69, 70 ,
71 y 72 respectivamente.
Figura 69. Mapa isópaco correspondiente Tope Laguna y Tope de Laguna MFS.
Figura 70. Mapa isópaco correspondiente al tope Laguna MFS y tope de LLA.
Figura 71. Mapa isópaco correspondiente al tope de LL-B y base de LL-C.
Figura 72. Mapa isópaco correspondiente al tope de La Rosa y tope de la Discordancia.
En los mapas isópaco se observan los mayores espesores con las tonalidades
mas claras. En todos ellos observamos lineamientos del suroeste al noreste,
coincidiendo con el sentido de la depositación.
Se realizaron mapas de arena neta total para Laguna, LL-A, LL-B y LL-C. Estos
se observan en las figura 73.
Figura 73. Mapas de arena neta total, A) Mapa de Laguna, B) Mapa de LL-A, C) Mapas de LL-B y C) Mapa de LL-C.
CAPITULO V
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CONCLUSIONES
La estructura general observada esta constituida por un homoclinal de rumbo
NNE-SSO, con un buzamiento suave entre 3 y 6 grados hacia el suroeste.
El patrón estructural se encuentra representado por movimientos tectónicos
Post-Eoceno que generaron dos sistemas de fallas normales, uno con rumbo
NO-SE y otro con rumbo ESTE OESTE, con buzamientos del plano de falla entre
70 y 80 grados hacia el noreste y suroeste, variando los desplazamientos de las
fallas entre 10 y 40 pies.
De acuerdo a los resultados de la interpretación sísmica realizada con los datos
reprocesados se logró observar tres fallas existentes en el modelo anterior y se
interpretaron cinco fallas adicionales, que se corresponden con la tectónica
regional que rigió en la Cuenca del Lago de Maracaibo.
Se generaron dos sismogramas sintéticos para el pozo LL-3755, ajustados a los
dos cubo avo filtrado y el HFI, los cuales mostraron una buena correspondencia
de reflectores, lo que ha permitido precisar la correlación sismogeológica de los
eventos.
Se comprueba que el patrón estructural no influye significativamente en el
entrampamiento, por lo que el mayor riesgo geológico se centra en los cambios
litológicos laterales.
Los atributos sísmicos ayudaron a determinar el patrón estructural con mayor
precisión. Los mapas de amplitud mostraron que los mayores espesores de
arenas se encuentran al oeste del área, con una tendencia de amplitudes altas
en dirección NNE-SSO.
La estratigrafía del área se subdivide en siete unidades de flujo, caracterizadas
por un ambiente deltaico a fluvial, con influencia marina. Las facies son
fundamentalmente barras de desembocaduras, canales y barras costeras.
RECOMENDACIONES
Realización de un modelo sedimentológico en detalle, para tener un mejor
conocimiento de las heterogeneidades del yacimiento y la aplicación de la
sismoestratigrafía y estratigrafía por secuencia.
Realización del modelo petrofísico a detalle, y bien amarrado con la
sedimentología.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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APÉNDICE A
Tabla A-1. Mapa de ubicación de pozos utilizados en el estudio.
AGUA POZO ESTE NORTE TD KB
AGUA 243 LL 135 1 251557,90 1117737,21 3975 12
AGUA 243 LL 2137 0 251070,10 1118384,30 4100 33
AGUA 243 LL 2234 0 251494,80 1117487,90 4261 33
AGUA 244 LL 382 2 250701,80 1117432,20 4040 14
AGUA 244 LL 420 1 250478,20 1117103,00 4130 15
AGUA 244 LL 1451 0 250332,70 1118143,40 5253 31
AGUA 244 LL 2101 0 249899,53 1118928,52 4070 33
AGUA 244 LL 2103 0 250432,10 1117673,21 4315 33
AGUA 244 LL 2134 0 250153,50 1118386,10 4155 33
AGUA 244 LL 2193 0 250014,70 1118618,80 5163 33
AGUA 245 LL 1401 0 247878,80 1118563,40 5519 21
AGUA 245 LL 1433 0 248242,50 1118079,60 5430 21
AGUA 245 LL 1450 0 249137,40 1118006,70 5205 31
AGUA 245 LL 1834 0 248777,70 1118500,50 5200 33
AGUA 245 LL 2102 0 249450,00 1116729,59 4485 33
AGUA 245 LL 2138 0 249087,10 1117212,90 4450 33
AGUA 245 LL 2198 0 249033,12 1119019,42 5209 33
AGUA 245 LL 2200 0 249423,80 1118552,91 5205 33
AGUA 245 LL 2221 0 248967,71 1116935,50 4599 33
AGUA 245 LL 2239 0 249203,70 1117486,70 4470 33
AGUA 245 LL 2288 0 248344,00 1117369,80 5538 33
AGUA 245 LL 2348 0 248373,60 1116865,80 4723 33
AGUA 245 LL 2352 0 248191,70 1117106,09 4643 33
AGUA 245 LL 2465 0 247772,30 1118101,50 4553 33
AGUA 245 LL 2900 0 247798,46 1118892,27 5350 33
AGUA 246 LL 357 2 245580,10 1117576,69 5411 15
AGUA 246 LL 2129 0 247245,02 1118807,02 5401 33
AGUA 246 LL 2165 0 246669,80 1118740,20 5545 33
AGUA 246 LL 2206 0 246161,80 1117648,69 5503 33
AGUA 246 LL 2211 0 245928,50 1117097,80 5617 33
AGUA 246 LL 2268 0 246879,70 1117994,90 4650 33
AGUA 246 LL 2275 0 247152,00 1117231,40 5610 33
AGUA 246 LL 2346 0 247041,95 1119054,31 4442 33
AGUA 246 LL 2349 0 247057,50 1117754,50 4687 33
AGUA 246 LL 2712 0 247027,81 1118258,10 5517 33
AGUA 246 LL 3357 0 246430,31 1118193,20 5600 33
Tabla A-2. Listado de topes de pozos del estudio.
POZO Lag-
A Lag-B Lag-C LL-A LL-B LL-C La Rosa Deoc
LL 135 1 3585 3718 3778 3849 3918 3967 4009 NP
LL 2137 0 3560 3672 3745 3830 3915 3977 4020 4058
LL 2234 0 3645 3785 3855 3940 3991 4035 4070 4130
LL 382 2 NP NP NP NP NP NP NP NP
LL 420 1 3755 3890 3965 4025 4087 4150 4200 4241
LL 1451 0 3645 3770 3823 3905 3970 4053 4088 4127
LL 2101 0 3554 3665 3730 3790 3840 3952 4004 4062
LL 2103 0 3708 3829 3890 3952 4010 4075 4145 4176
LL 2134 0 3637 3760 3810 3865 3928 4030 4072 4113
LL 2193 0 3600 3712 3765 3820 3871 3960 4000 4055
LL 1401 0
LL 1433 0 3795 3920 3985 4040 4143 4215 4257 4339
LL 1450 0 3722 3842 3904 3960 4040 4115 4180 4265
LL 1834 0 3688 3810 3870 3919 4009 4100 4147 4208
LL 2102 0 3929 4052 4105 4186 4266 4318 4367 4420
LL 2138 0 3889 4022 4061 4138 4215 4290 4352 4403
LL 2198 0 3580 370'7 3770 3810 3900 3987 4039 4110
LL 2200 0 3638 3748 3800 3856 3929 4050 4090 4135
LL 2221 0 3954 4095 4140 4208 4295 4360 4415 4472
LL 2239 0 3830 3950 4000 4058 4133 4210 4255 4328
LL 2288 0 3933 4070 4125 4198 4292 4367 4410 4500
LL 2348 0 4020 4170 4222 4303 4392 4457 4510 4572
LL 2352 0 4000 4148 4197 4273 4373 4430 4485 4548
LL 2465 0 3869 4007 4058 4107 4238 4334 4369 4431
LL 2900 0 3710 3838 3892 3956 4057 4127 4158 4260
LL 357 2 4123 4268 4328 4403 4525 4612 4702 4760
LL 2129 0 3748 3881 3940 3996 4087 4203 4238 4337
LL 2165 0 3832 3958 4015 4092 4180 4266 4325 4435
LL 2206 0 4120 4261 4320 4400 4518 4609 4660 4750
LL 2211 0 4185 4351 4422 4493 4598 4705 4756 4823
LL 2268 0 3950 4098 4135 4192 4302 4418 4470 4553
LL 2275 0 4082 4243 4292 4355 4460 4555 4603 4675
LL 2346 0 3720 3853 3917 3981 4070 4163 4193 4320
LL 2349 0 3998 4151 4200 4269 4359 4461 4524 4584
LL 2712 0 3900 4051 4090 4142 4257 4367 4433 4495
LL 3357 0 3955 4100 4148 4195 4305 4420 4489 4550
Tabla A-3. Datos de espesores.
Tabla A-4. Datos Check shots LL-3755.
Tabla A- 5. Tabla T/Z y Velocidad Interválica.
APENDICE B
F6
F5
F4
F3
F2
F1
Mapas Finales