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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA
Determinación del potencial de acumulación hidrocarburífero de las calizas “A” y “M2”
de la formación Napo, campo Drago
Trabajo de investigación previo a la obtención del Título de Ingeniera en Geología
Grado Académico de Tercer Nivel
Autora: Janina Lisbeth Carrillo Guerra
Tutor: Ing. Jairo Geovanny Bustos Cedeño Ms.C.
Quito 2019
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DEDICATORIA
A mis padres Efrén y Janeth, mis mejores amigos, mi luz y mi orgullo, por su amor,
esfuerzo y sacrificio, por tener fe en mi y en mis sueños, por estar conmigo en cada
momento, aun a la distancia.
Con todo mi amor para mi hermana Alfonsina que me cuida en la tierra y para Karito,
que me cuida desde el cielo.
Para Alejandro, por ese corazón chiquito, que llegó para alegrarnos la vida.
v
AGRADECIMIENTOS
A Dios por guiar cada paso en mi vida.
Al ingeniero Jairo Bustos, quien como tutor supo guiarme de la mejor manera y no tuvo
reparo al momento de prestarme su ayuda y sobre todo su amistad.
A mis maestros de la Universidad, por brindarme además de sus conocimientos su
apoyo y consejo.
A Petroamazonas EP, por darme la oportunidad de realizar mis pasantías y mi trabajo de
titulación, en especial a las personas del activo Shushufindi.
A mis abuelitos Alfonso y Mamalú por todas sus enseñanzas y su amor incondicional.
A toda mi familia, en especial a mi mami Lili y mi mami Gladys, por estar siempre
pendientes de mí, a mis primos Sebastián, Fernando, Alex y Jaz, los mejores amigos de
mi vida.
A mis amigos de la universidad, Freddy, Abraham, Estefano, Ruslan, Mary, Moni,
Sofy, Betty, Santi, Michael, Alejo, Cris, Leo, Stalin y Henry, por cada momento
compartido dentro y fuera de las aulas y a mis amigos de toda la vida Lis, David, César
y Panchi, por su apoyo, gracias siempre.
vi
CONTENIDO
Pág.
RESUMEN .............................................................................................................. xvii
ABSTRACT ........................................................................................................... xviii
1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................... 1
1.1. Antecedentes................................................................................................... 1
1.2. Justificación .................................................................................................... 2
1.3. Objetivos ........................................................................................................ 2
1.3.1. Objetivo General...................................................................................... 2
1.3.2. Objetivos Específicos............................................................................... 2
1.4. Alcance ........................................................................................................... 3
1.5. Metodología .................................................................................................... 3
2. MARCO TEÓRICO ............................................................................................ 4
2.1. Generalidades del campo Drago ...................................................................... 4
2.1.1. Ubicación geográfica ............................................................................... 4
2.1.2. Actualidad del campo Drago .................................................................... 5
2.2. Geología regional............................................................................................ 8
2.3. Geología local ............................................................................................... 10
2.3.1. Caliza A ................................................................................................. 11
2.3.2. Caliza M2 .............................................................................................. 11
2.4. Geología estructural ...................................................................................... 12
2.5. Sistema petrolífero ........................................................................................ 13
2.6. Correlaciones estratigráficas – estructurales .................................................. 15
2.7. Litología del campo Drago ............................................................................ 19
vii
2.7.1. Zona Drago ............................................................................................ 19
2.7.2. Zona Drago Este .................................................................................... 20
2.7.3. Zona Drago Norte .................................................................................. 21
2.8. Propiedades petrofísicas ................................................................................ 22
2.8.1. Porosidad ............................................................................................... 22
2.8.2. Permeabilidad ........................................................................................ 25
2.8.3. Saturación de fluidos ............................................................................. 26
2.8.3.1. Factor de cementación (m) y coeficiente de tortuosidad (a) ............. 29
2.8.3.2. Exponente de saturación (n) ............................................................ 29
2.8.4. Volumen de arcilla ................................................................................. 30
2.8.5. Área y volumen del reservorio ............................................................... 32
2.8.5.1 Espesor de pago ................................................................................. 32
2.8.5.2. Volumen de roca ............................................................................. 34
3. METODOLOGÍA .............................................................................................. 36
3.1. Tipo de estudio ............................................................................................. 36
3.2. Universo y muestra ....................................................................................... 36
3.3. Métodos y técnicas de recolección de datos ................................................... 36
3.4. Procesamiento y análisis de la información ................................................... 37
3.4.1. Caracterización petrofísica ..................................................................... 37
3.4.1.1. Evaluación de Vshl ......................................................................... 37
3.4.1.2. Modelo de saturación y porosidad ................................................... 39
3.4.1.3. Cutoffs............................................................................................ 41
3.4.2. Diseño del modelo estructural ................................................................ 42
3.4.3. Análisis estratigráfico-sedimentológico .................................................. 45
3.4.4. Diseño del modelo de porosidad ............................................................ 51
viii
3.4.5. Cálculo de POES ................................................................................... 55
4. PRESENTACIÓN DE DATOS Y RESULTADOS .......................................... 63
4.1. Caracterización petrofísica ............................................................................ 63
4.2. Modelo estructural ........................................................................................ 68
4.3. Análisis estratigráfico - sedimentológico ....................................................... 68
4.4. Resultados de cálculo de POES ..................................................................... 69
5. DISCUSIÓN ....................................................................................................... 72
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................ 75
6.1. Conclusiones................................................................................................. 75
6.2. Recomendaciones ......................................................................................... 77
7. REFERENCIAS ................................................................................................. 78
8. ANEXOS ............................................................................................................ 81
ix
LISTA DE FIGURAS
Pág.
Figura 1: Mapa de ubicación del campo Drago ............................................................ 4
Figura 2: Mapa de ubicación del bloque 57, Shushufindi - Libertador .......................... 5
Figura 3: Mapa en profundidad de la caliza A y distribución de PADS en el campo Drago
..................................................................................................................................... 6
Figura 4: Potencial estimado por categoría de reservas del campo Drago ..................... 8
Figura 5: Columna estratigráfica de la Cuenca Oriente ................................................. 9
Figura 6: Mapa tectónico de la Cuenca Oriente (modificado de Baby et al., 1999) ..... 10
Figura 7: Imagen SEM de una muestra del campo Sacha, sección M2 9361.6 ft ......... 12
Figura 8: Sección sísmica N-S con los pozos Vista-1, Drago Norte 6, 1 y 15 ............. 13
Figura 9: Columna tectono-estratigráfica y eventos geodinámicos del sistema petrolífero
de la Cuenca Oriente ................................................................................................... 15
Figura 10: Mapa de ubicación de los pozos del campo Drago y distribución de los 5
perfiles realizados ....................................................................................................... 17
Figura 11: Interpretación de ambientes en función del GR ......................................... 18
Figura 12: Registro del pozo DRTA-014 donde se muestra la división de TM2L y BM2L,
se marca en líneas rojas punteadas la forma de embudo del registro GR ...................... 19
Figura 13: Registro Lithoscanner que muestra la sección de la caliza M2 del pozo DRTA-
013.............................................................................................................................. 20
Figura 14: Registro Lithoscanner que muestra la sección de la caliza A del pozo DRTA-
013.............................................................................................................................. 21
Figura 15: Registro Lithoscanner que muestra la sección de las calizas M2 Y A del pozo
DRRE-044 .................................................................................................................. 22
Figura 16: Representación de sistema rocoso con discontinuidades ............................ 24
x
Figura 17: Relación de Sw a valores variables de m y Sw con un valor fijo de m = 2, a =
1, y n = 2 para una muestra con 30% de Sw ................................................................ 29
Figura 18: Distribución de arcilla estructural.............................................................. 30
Figura 19: Respuesta de las curvas de densidad (rojo) y neutrón (guiones azules) en
matriz caliza y con presencia de diferentes fluidos. ..................................................... 32
Figura 20: Jerarquía de determinación de zonas de pago ............................................ 33
Figura 21: Representación de isópacas para cálculo de volumen ................................ 34
Figura 22: Formato triple combo de registro del pozo DRRA-042.............................. 37
Figura 23: Registro del pozo DRRB-018 para el análisis de Vshl, donde se grafican las
curvas GR, RHOB, NPH, VCLGR, VCLND y VCLAV.............................................. 38
Figura 24: Data de entrada para generar los modelos de PHI y Sw ............................. 39
Figura 25: Data de entrada para el cálculo del gradiente de temperatura para el pozo
DRRA-034.................................................................................................................. 40
Figura 26: Resultado de Rw usando la salinidad de 11200 ppm de NaCl obtenidas del
pozo DRRB-018 ......................................................................................................... 40
Figura 27: Especificación de los valores de resistividad de agua para los miembros
calcáreos M2 y A en la matriz de datos ....................................................................... 41
Figura 28: Tabla de análisis de arcilla donde se modifican los valores de Rho Dry Clay
y PEF .......................................................................................................................... 41
Figura 29: Gráfico de Cutoffs para PHI, Sw y VShl, para los cuerpos calcáreos M2 y A
del pozo DRRA-048 ................................................................................................... 42
Figura 30: Matriz donde se observan los valores obtenidos para las zonas de pago del
pozo DRRB-018 de las secciones calcáreas A y M2 .................................................... 42
Figura 31: Mapa estructural caliza A.......................................................................... 43
Figura 32: Mapa estructural caliza M2. ...................................................................... 44
xi
Figura 33: Horizonte TAL ......................................................................................... 46
Figura 34: Horizonte M2L ......................................................................................... 46
Figura 35: Superposición del tope (TAL) y base (TUUS) de la caliza A ..................... 47
Figura 36: Superposición del tope (TM2L) y base (TAL) de la caliza M2 .................. 47
Figura 37: Construcción de malla 3D ......................................................................... 48
Figura 38: Malla 3D para caliza A y M2 del campo Drago en dirección W-E ............. 48
Figura 39: Malla que representa a los horizontes M2 y A en sentido NW-SE ............. 49
Figura 40: Malla que representa a los horizontes M2 y A en sentido N-S ................... 49
Figura 41: Clasificación de rocas carbonatadas por Dunham 1962, que se basa en la
cantidad y textura de los granos y lodo ........................................................................ 50
Figura 42: Escalamiento de propiedades de porosidad (PHIT).................................... 52
Figura 43: Distribución estadística normal para valores de PHI .................................. 52
Figura 44: Variograma esférico .................................................................................. 53
Figura 45: Modelamiento petrofísico e iteraciones ..................................................... 53
Figura 46: Cálculo de media geométrica de las iteraciones ......................................... 54
Figura 47: Perfil en la celda 110i, en sentido S-N ....................................................... 54
Figura 48: Mapa final de distribución de PHI. ............................................................ 55
Figura 49: Análisis de LIP de la caliza A de 18 pozos del campo Drago .................... 57
Figura 50: Representación del LIP de la caliza A ....................................................... 58
Figura 51: Análisis de LIP de la caliza M2 de 18 pozos del campo Drag .................... 59
Figura 52: Representación del LIP de la caliza M2 .................................................... 60
Figura 53: Parámetros ingresados para el procesamiento y cálculo volumétrico de las
calizas M2 y A con su resultado .................................................................................. 62
Figura 54: Curvas RHO y PHI del pozo DRRA-043 que se corrieron a partir de TM2L
(cuarto track) .............................................................................................................. 63
xii
Figura 55: Comparación de Lithoescanner del pozo DRTA-012 con el modelo obtenido
de Sw y PHI ................................................................................................................ 66
Figura 56: Correlación de registros de los pozos DRTA-005 y DRTA-012 que incluyen
los modelos de Sw, zonas de pago y PHI. .................................................................... 67
xiii
LISTA DE TABLAS
Pág.
Tabla 1: Reporte final de POES y reservas del campo Drago........................................ 7
Tabla 2: Perfiles realizados para correlaciones estratigráficas. .................................... 16
Tabla 3: Pozos del campo Drago ................................................................................ 45
Tabla 4: Distribución de facies de caliza A................................................................. 50
Tabla 5: Distribución de facies de caliza M2 .............................................................. 51
Tabla 6: Resultados del cálculo de volumen de roca para calizas A y M2 .................. 61
Tabla 7: Resumen de resultados del cálculo volumétrico de POES para las calizas A y
M2 del campo Drago................................................................................................... 70
Tabla 8: Resumen de resultados del cálculo de POES en Petrel para la caliza M2 y A.
................................................................................................................................... 71
Tabla 9: Resultados obtenidos de las propiedades del reservorio y del fluido a
condiciones de reservorio de las calizas A y M2 del campo Drago .............................. 74
xiv
LISTA DE ANEXOS
Pág.
Anexo A: Perfiles geológicos ..................................................................................... 81
Anexo B: Prueba de Producción del pozo DRRB-018 en la sección caliza M2. ........... 86
Anexo C: Modelo de PHI y Sw del pozo DRRE-044. ................................................. 87
Anexo D: Sumario de resultados para caliza A ........................................................... 88
Anexo E: Sumario de resultados para la caliza M2. ..................................................... 90
Anexo F: Tabla de resumen de las descripciones de mudlogging del campo Drago. .... 92
Anexo G: Masterlog del pozo DRRD-045. ................................................................. 95
xv
ABREVIATURAS Y SIGLAS
1P: Reservas probadas
2P: Reservas probadas + probables
3P: Reservas probadas + probables +
posibles
API: American Petroleum Institute
(medida de densidad de petróleo
respecto al agua)
Bls/STB: Barriles
BPPD: Barriles de petróleo por día
BSW: Basic sediment and water
(contenido de agua libre y sedimentos)
Boi: Factor volumétrico de formación de
petróleo inicial
CAP: Contacto agua petróleo
CAL: Registro caliper
CEPE: Corporación estatal petrolera
ecuatoriana
Dec: décima
DT: Registro sónico
DW: Doble agua
E: Este
Ft: pies
GR: Registro gamma ray
I: Índice de resistividad
K: Permeabilidad
LIP: Límite inferido de petróleo
MD: Measure depth (Profundidad
medida)
N: Norte
NE: Noreste
NNE: Nor-noreste
NG: Net to gross
NPH: Registro neutrón
NS: Norte-sur
PAD: Plataforma
PEF: Registro factor fotoléctrico
ppm: partes por millón
POES/OOIP: Petróleo original en sitio
PVT: Pruebas de presión, volumen y
temperatura.
RD: Resistividad profunda
RHO: Registro densidad
RM: Resistividad media
RS: Resistividad somera
Rw: Resistividad del agua
S: Sur
SE: Sur-este
SHS-AGR: Shushufindi-Aguarico
xvi
So: Saturación de petróleo
SP: Registro potencial espontáneo
SSTVD: True vertical depth subsea
(Medida vertical de profundidad con
referencia al nivel medio del mar)
SSW: Sur-suroeste
SW: Sur-oeste
Sw: Saturación de agua
SwTDW: Saturación de agua total por el
método doble agua
TOC: Total organic carbon (Carbono
orgánico total)
VCLAV: registro de volumen de arcilla
promedio entre los registros gamma ray
y neutrón-densidad
VCLGR: registro de volumen de arcilla
a partir del registro gamma ray
VCLND: registro de volumen de arcilla
a partir de los registros neutrón-densidad
Vshl: Volumen de arcilla
W: Oeste
xvii
TEMA: “Determinación del potencial de acumulación hidrocarburífero de las calizas
“A” y “M2” de la formación Napo, campo Drago”
Autora: Janina Lisbeth Carrillo Guerra
Tutor: Jairo Geovanny Bustos Cedeño
RESUMEN
El campo Drago, ubicado en la provincia de Sucumbíos cuenta con un alto
potencial de almacenamiento hidrocarburífero, siendo considerados para este estudio los
miembros calcáreos A y M2 de la formación Napo.
A través del reprocesamiento y análisis de información proporcionada por
Petroamazonas EP se realizó una caracterización petrofísica, y se elaboró modelos
estructurales y estratigráficos - litológicos que permitieron estimar los valores de Vshl,
PHI y Sw, además de definir la geometría de los miembros calcáreos a lo largo del campo.
Esta información fue correlacionada con información de campos aledaños en vista de que
los datos sobre calizas de Drago son escasos.
La incorporación de la información petrofísica y geológica obtenidas, fueron
utilizadas para calcular el petróleo original en sitio (POES) mediante el método
volumétrico, obteniendo un total de 62’183 484 Bls en la caliza A y 38’923 745 Bls en la
caliza M2. Las mejores propiedades petrofísicas se presentan en la caliza M2, con un
promedio PHI de hasta 0.13 dec y Sw aproximadamente de 30%, tanto que la caliza A
tiene PHI promedio de 0.09 dec y Sw cerca de 40%, los mejores espesores de pago se
presentan en la caliza A, teniendo en algunas zonas un espesor de pago de hasta 30 ft.
PALABRAS CLAVE: CAMPO DRAGO / CALIZA A / CALIZA M2 / POES /
MÉTODO VOLUMÉTRICO.
xviii
TITLE: “Determination of the hydrocarbon accumulation potential of “A” and “M2”
limestones of the Napo formation, Drago field”
Author: Janina Lisbeth Carrillo Guerra
Tutor: Jairo Geovanny Bustos Cedeño
ABSTRACT
The Drago field is located in Sucumbíos province, it has a high hydrocarbon storage
potential, including its calcareous limestones A and M2 of the Napo formation, these
lithologies have been considered for this study.
Through the reprocessing and analysis of information provided by Petroamazonas EP, it
was made a petrophysical characterization and structural and stratigraphic -lithological
models, which allowed to estimate the values of Vshl, PHI and Sw, besides defining the
geometry of the calcareous formations as long of the field. This information was
correlated with information from neighboring fields, because Drago data regarding
limestones is limited.
The incorporation about obtained petrophysical and geological information, were used to
calculate the original oil in place (OOIP) by the volumetric method, obtaining 62’183 484
STB in the A limestone and 38’'923 745 STB in the M2 limestone. The best petrophysical
properties are presented in the M2 limestone, with an average PHI approximately 0.13
dec and Sw of 30%, while A limestone has average PHI of 0.09 dec and Sw about 40%,
the best pay net thicknesses occur in the A limestone, showing areas where the pay net
thickness is close to 30 ft.
KEYWORDS: DRAGO FIELD / A LIMESTONE / M2 LIMESTONE / VOLUMETRIC
METHOD / OOIP.
1
1. INTRODUCCIÓN
1.1. Antecedentes
Betancourt & Caicedo (2012) manifiestan que el campo Drago, que forma parte
del bloque 57 - Shushufindi Libertador, fue inicialmente descubierto por CEPE en el año
1972, quienes definieron las estructuras: Drago, Drago Norte y Drago Este a través de la
interpretación de sísmica 2D, denominando a esta área como prospecto “Vista Sur”.
Posteriormente en el año 2006 PETROPRODUCCION realizó la interpretación 3D del
cubo sísmico y nombra a este campo como “Drago”. Para el año 2007 se perfora el primer
pozo denominado Drago 1, en la arenisca U Inferior con MD de 10430 pies, obteniendo
valores de producción de 879 BPPD con 1% de BSW y 27.9°API.
Ya en el año 2002, según Betancourt & Caicedo (2012) se inició una campaña de
obtención de sísmica 3D en los campos Drago, Aguarico, Shushufindi, Condorazo,
Condorazo Sureste y Aguarico Oeste, la cual concluyó con el reprocesamiento de dicha
información en el año 2013 por parte del Consorcio Shushufindi. Hasta la actualidad se
han registrado 60 km de sísmica 2D y 86 km2 de sísmica 3D y es parte del cubo sísmico
del campo SHS-AGR.
Desde el año 2012 Petroamazonas EP ha desarrollado una fuerte campaña de
perforación y actualmente se ha firmado un contrato con el Consorcio Cóndor para la
perforación de nuevos pozos en el campo Drago desde el año 2018.
En el año 2018, Petroamazonas EP obtuvo producción de petróleo del reservorio
caliza M2 usando métodos de fracturamiento ácido en el pozo DRRB-018, además se ha
identificado crudo en las zarandas en las secciones de caliza, como se evidencian en varios
masterlogs, lo que indica el potencial de acumulación hidrocarburífera de los cuerpos
calcáreos en este campo.
2
1.2. Justificación
Casi la totalidad de la producción hidrocarburífera de la Cuenca Oriente proviene
de reservorios de origen detrítico (areniscas), por lo que la mayoría de investigaciones se
han enfocado en el estudio de formaciones que contienen esta litología.
En tanto que las formaciones calcáreas han sido poco exploradas y/o explotadas
por la complejidad que estos yacimientos presentan desde los niveles iniciales de
exploración hasta las fases de explotación, estimulación y producción, debido
principalmente a la comprensión de las propiedades y distribución de porosidad y
permeabilidad que se desarrollan tras los procesos diagenéticos a los que están expuestos,
además de los costos que representa la intervención con nuevas tecnologías en la región.
El presente estudio pretende definir a través de características geológicas y
petrofísicas, el potencial hidrocarburífero de los miembros calcáreos “A” y “M2” de la
formación Napo en el campo Drago, con el fin identificar posibles zonas prospectivas en
los yacimientos calcáreos del campo e incrementar los recursos contingentes del bloque
57 operado por Petroamazonas EP mediante el cálculo volumétrico de POES.
1.3. Objetivos
1.3.1. Objetivo General
Determinar el potencial de acumulación hidrocarburífero de las calizas “A” y “M2” de la
Cuenca Oriente en el campo Drago.
1.3.2. Objetivos Específicos
I. Calcular el POES por el método volumétrico, para estimar los recursos
contingentes de estos reservorios.
II. Elaborar los mapas estructurales de las calizas A y M2.
3
III. Realizar un análisis sedimentario-estratigráfico para reinterpretar la geometría
y distribución de los cuerpos calcáreos.
IV. Determinar los parámetros petrofísicos de los miembros calcáreos A y M2.
1.4. Alcance
El alcance del presente estudio es la determinación de las propiedades petrofísicas
de los miembros calcáreos A y M2 en el campo Drago, a partir del análisis de registros
eléctricos y surveys, así como núcleos de campos aledaños, generando un modelo
geológico estructural de estas unidades.
Los valores de porosidad, saturación y contenido de arcilla obtenidos del análisis
petrofísico serán utilizados para realizar un primer cálculo de POES en formaciones
calcáreas del campo Drago, lo que contribuirá a incrementar los recursos
hidrocarburíferos de este campo.
1.5. Metodología
El estudio se centra en la evaluación geológica y petrofísica de 50 pozos del campo
Drago, así como en el análisis comparativo con otros pozos de campos aledaños que
actualmente tienen producción hidrocarburífera de calizas, para definir las características
de las formaciones calcáreas A y M2 en el campo Drago.
El procesamiento y análisis de información se ejecutó a través de los softwares
Petrel1 e IP2, donde se realizaron los diferentes mapas, registros y sus correlaciones, para
el posterior cálculo de POES por el método volumétrico e interpretación de resultados.
1 Petrel E&P, versión 2015, desarrollado por © 2015 Schlumberger. Derechos reservados. 2 Interactive PetrophysicsΤΜ, versión 4.3, desarrollado por © 2015 LR Senergy Software Ltd. Derechos Reservados.
4
2. MARCO TEÓRICO
2.1. Generalidades del campo Drago
2.1.1. Ubicación geográfica
El campo Drago se ubica en el NE de la Cuenca Oriente ecuatoriana, en la
provincia de Sucumbíos, entre las parroquias Shushufindi y Siete de Julio del cantón
Shushufindi y las parroquias El Eno y Dureno del cantón Lago Agrío (Figura 1) y forma
parte del bloque petrolero 57 denominado Shushufindi Libertador (Figura 2), que
actualmente es operado por la empresa pública Petroamazonas.
Figura 1: Mapa de ubicación del campo Drago
5
Figura 2: Mapa de ubicación del bloque 57, Shushufindi - Libertador
Fuente: Geoportal Petroamazonas, 2018
2.1.2. Actualidad del campo Drago
Según el informe técnico de ronda de campos menores 2017 de Petroamazonas
EP, el campo Drago tiene 55 pozos perforados con un total de 26 pozos en producción,
27 pozos cerrados, 1 pozo inyector, 1 pozo reinyector y 1 pozo abandonado, los mismos
que se hallan repartidos en 7 PADS (Figura 3), con una producción actual de 10 702
BPPD, con un API promedio de 27°.
20 millas
40 km
6
Figura 3: Mapa en profundidad de la caliza A y distribución de PADS en el campo Drago
Modificado de: Petroamazonas EP, 2018
Según el informe de reservas 2017, Petroamazonas EP cuantifica que Drago tiene
un POES total de 524’621 870 Bls. Con un total de reservas 1P de 64’729 397 Bls,
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300
-8300
-8300
-8300
-83
00
-8300
-8300
-8300
-81
00
-8100
-82
00
-8300
-8300
-81
00
-8100
-8100
-8100
-8100
-82
00
-8200
-8200
-810
0
-8200
-82
00
-82
00
-8200
-82
00
-8400
-84
00
-8400
-8400
-8400
-8300
-8600
-8100
-8100
-8100
-8300
-8300
-83
00
-8300
-8300
-85
00
-8200
-8200
-8600
-86
00
-8600
-86
00
-860
0
-8100
-8200
-8200
-8200
-8200
-82
00
-8200
-8200
-8200
-82
00
-8200
-8200
-820
0
-8700
-82
00
-870
0
-8200
-8300
-83
00
-8300
-8300
-8300
-8300
-8300
-8300 -8
200
-82
00
-8200
-8200
-8200
302000 303000 304000 305000 306000 307000 308000 309000 310000 311000
302000 303000 304000 305000 306000 307000 308000 309000 310000 311000
99
78
00
09
98
00
00
99
82
00
09
98
40
00
99
86
00
09
98
80
00
99
78
00
09
98
00
00
99
82
00
09
98
40
00
99
86
00
09
98
80
00
0 500 1000 1500 2000 2500m
1:62500
-8600.00
-8400.00
-8200.00
-8000.00
Elevation depth [ft]Country
Ecuador
Date12/10/2018
Block57
Patrocinado por
Horizon namecaliza A
Elaborado porJanina Carrillo
Mapa en profundidad - caliza A
PAD C PAD D
PAD A PAD B
DRAGO ESTE
DRAGO
PAD E
7
reservas 2P de 78’877 820 Bls y reservas 3P de 98’158 257 (Tabla 1), además se estima
que el límite económico para la producción en los reservorios U Inferior, T Inferior y
Hollín Superior esté en el año 2032 (Figura 4).
Tabla 1
Reporte final de POES y reservas del campo Drago
RESERVORIO POES Reservas
probadas
(1P)
Reservas
Probadas +
Probables (2P)
Reservas
Probadas +
Probables +
Posibles (3P
Bls Bls Bls Bls
Basal Tena 10’847 473 566 343 1’586 999 1’586 999
U Superior 22’290 150 1’083 979 6’797 206 6’797 206
U Inferior 201’606 624 33’685 999 33’685 999 42’455 052
T Superior 65’978 830 951 958 8’224 053 8’224 053
T Inferior 215’530 047 27’904 382 27’904 382 138’415 766
Hollín Superior 8’368 746 536 735 679 179 679 179
TOTAL 524’621 870 64’729 397 78’877 820 98’158 257
Nota: Reporte final de POES y reservas al 31 de diciembre del 2017. Modificado de:
Petroamazonas EP, 2018.
8
Figura 4: Potencial estimado por categoría de reservas del campo Drago
Modificado de: Petroamazonas EP, 2017
2.2. Geología regional
Según Baby et al, (1997) y Jaillard et al (1997) la Cuenca Oriente, tectónicamente,
constituye una cuenca trasarco de los andes ecuatorianos la misma que se extiende hasta
Colombia y Perú de N a S y hasta el escudo brasileño hacia el E. Baby et al (1998) asegura
que la Cuenca Oriente es el resultado de esfuerzos tectónicos de carácter transpresivos
que iniciaron en el Cretácico tardío, dando como resultado hacia el W la emersión de la
Cordillera Real y detrás de la misma una zona de subsidencia.
Litológicamente y de acuerdo con Barragán et al (2005) comprende ciclos de edad
Cretácica, con sedimentos de origen continental y marino somero que sobreyacen a
secuencias Triásicas y Jurásicas de sedimentos marinos y volcanoclásticos que se hallan
sobre un basamento cratónico pre-Cámbrico (Figura 5).
Reservas (Bls)
Año
9
Figura 5: Columna estratigráfica de la Cuenca Oriente
Fuente: Barragán et al., 2005
Según Baby, et al. (2014), la Cuenca Oriente se caracteriza por tres dominios
estructurales que han modelado morfológica y sedimentariamente a esta cuenca, los
cuales se denominan: Dominio Occidental o Sistema Subandino, Dominio Central o
Corredor Sacha Shushufindi y Dominio Oriental o Corredor Capirón Tiputini (Figura 6).
El campo Drago se ubica dentro del Corredor Sacha Shushufindi, el mismo que
se caracteriza por una extensa deformación creada por la acción de mega-fallas
transpresivas que se desarrollan en sentido NNE-SSW, las que a profundidad se
verticalizan y hacia superficie pueden evolucionar a estructuras en flor, como menciona
Baby et al. (2014).
10
Figura 6: Mapa tectónico de la Cuenca Oriente (modificado de Baby et al., 1999)
Fuente: Baby et al., 2014
2.3. Geología local
En el campo Drago se desarrolla toda la secuencia cretácica, incluyendo el ciclo
sedimentario denominado Napo, en el que se encuentran los miembros calcáreos objetos
de estudio.
Como se indica en White et al. (1995) y Baby et al. (1998) la formación Napo
consiste de lutitas ricas en materia orgánica, grainstones y packstones bioclásticos y
areniscas terrígenas. Estos sedimentos se depositaron en ambientes deltaicos, marino
marginal y plataforma marina durante el Cretácico tardío y se conforma por tres
secuencias denominadas: T, U y M, cada una relacionada a ciclos transgresivos-
regresivos.
11
2.3.1. Caliza A
Se denomina Caliza A al miembro ubicado entre la arenisca U superior y la caliza
M2. Según Petroamazonas EP (2017) la caliza A se caracteriza por ser masiva, con matriz
micrítica y laminaciones de arcilla, posee pobre selección y dominada por granos con
soporte matriz, se evidencian componentes en menor porcentaje de cuarzo monocristalino
y material fosfático, además de glauconita, siderita, pirita y materia orgánica. La
porosidad es intragranular producto de disolución de cámaras de
foraminíferos/calciesferas, también tiene microporosidad por disolución de fragmentos
bioclásticos y microporos internos de la matriz arcillosa3.
“El ambiente de depositación es de plataforma carbonática lodosa, en condiciones
de baja energía, con posible presencia de barreras al W que generaron un ambiente
anóxico” (Jaillard et al., 1997, p. 60).
2.3.2. Caliza M2
Estratigráficamente se ubica entre la lutita Napo Superior y la arenisca M2. De
acuerdo a Petroamazonas EP (2017) en informes petrográficos de núcleos se determina
que la caliza M2 corresponde a una caliza masiva, con matriz micrítica y algunas
laminaciones de arcilla, con componentes terrígenos de granos de cuarzo de tamaño limo
y otros componentes menores como glauconita, fosfato y pirita. Presenta porosidad
intragranular, probablemente por efecto de disolución de cámaras de
foraminíferos/calciesferas y microporosidad por disolución de fragmentos de bioclastos
y microporos internos de la matriz arcillosa4 (Figura 7). Esta secuencia calcárea ha sido
“depositada en un medio progradante, somero, intermareal” (Baby et al., 2014, p 65).
3 Informe petrográfico N° CIQ-PET-SACHA66B-NCA-021-2017-V0 Petroamazonas EP, Pozo Sacha 66 B zona caliza A 4 Informe petrográfico N° CIQ-PET-SACHA66B-CM2-020-2017-V0 Petroamazonas EP, Pozo Sacha 66 B zona caliza M2.
12
Figura 7: Imagen SEM de una muestra del campo Sacha, sección M2 9361.6 ft
Fuente: Petroamazonas EP, 2017
2.4. Geología estructural
Según Petroamazonas EP (2016, citado en Cisneros 2017) estructuralmente, el
campo Drago posee un anticlinal asimétrico de bajo relieve, con eje de dirección N-S y
buzamiento hacia el W, constituido por tres altos estructurales denominados Drago (al
SW), Drago Norte (al N) y Drago Este (al SE).
Este mismo autor menciona que dicha estructura es el resultado de la reactivación
de fallas pre-Cretácicas que afectan principalmente la secuencia Jurásica y de la acción
de tres cuerpos volcánicos en la parte central del complejo, denominado Vista (Figura 8),
que corresponde a un “evento volcánico emplazado contemporáneamente a la
depositación de la formación Hollín Superior en el Albiano Medio-Superior” (Baby et al,
2014) y que de acuerdo con Betancourt & Caicedo (2012) se evidencian como sills que
dividen a la formación Napo T y que han reemplazado a las formaciones Napo T y Hollín
en la zona del pozo Vista 1.
13
Figura 8: Sección sísmica N-S con los pozos Vista-1, Drago Norte 6, 1 y 15
Fuente: Betancourt et al., 2012
2.5. Sistema petrolífero
El sistema petrolífero de la Cuenca Oriente ecuatoriana es controversial, ya que la
roca generadora no ha sido definida.
Según Baby et al., (2014) la formación Santiago posee buenas condiciones para
ser roca madre, especialmente sus niveles de lutitas negras, este autor sugiere que esta
formación alimentó especialmente al ciclo cretácico que se desarrolla en el corredor
Sacha Shushufindi, iniciando desde la formación Hollín e incluyendo a reservorios
calcáreos afectados por disolución o por fractura, con una migración de carácter vertical
(Figura 9).
Por otra parte, Mancilla et al. (SF) sugiere que para los reservorios Hollín, grupo
Napo y Basal Tena, la posible roca madre se halla dentro del grupo Napo, sin embargo,
14
no define con exactitud cual nivel de este grupo posee las mejores características
oleogenéticas, incluso bajos valores de reflectancia de vitrinita dentro de este grupo en la
zona oriental sugieren fuentes de migración vertical más profundas, como la formación
Santiago.
La trampa del sistema petrolífero del campo Drago corresponde a un anticlinal de
bajo relieve denominado Drago, además de la litología, constituida por una sucesión de
capas de lutitas que sobreyacen a las formaciones calcáreas, dicha variación de las
propiedades de porosidad y permeabilidad entre formaciones constituye también un
entrampamiento de hidrocarburo, por tanto, la trampa es de carácter estructural-
estratigráfico.
Para el campo Drago los principales reservorios son las areniscas U Inferior y T
Inferior. Los miembros silisiclásticos Basal Tena, U Superior, T Superior y Hollín
Superior registran también cualidades de reservorio en menor grado.
Las unidades que son objeto de estudio y que corresponden a los miembros
calcáreos A y M2 constituyen reservorios calcáreos, aunque la capacidad de
almacenamientos de estas calizas no se ha establecido directamente por medio de la
obtención de núcleos, se ha realizado una primera prueba en el pozo DRRB-018 el cual
se ha fracturado por acción química en la sección de la caliza M2 y de la que se obtuvo
producción de crudo de aproximadamente 50 Bls con un API de 30.70°.
15
Figura 9: Columna tectono-estratigráfica y tabla de eventos de la cuenca Oriente
Fuente: Baby et al., 2014
2.6. Correlaciones estratigráficas – estructurales
Se realizaron 5 correlaciones para los pozos del campo Drago (Figura 10).
16
Tabla 2
Perfiles realizados para correlaciones estratigráficas.
PERFIL POZOS DIRECCIÓN
1 DRRE-019 DRRE-038 DRRE-007 DRRC-049 DRRA-
006 DRRA-034
N-S
2 DRRD-056 DRRA-020 DRRA-034 DRTA-008 DRTA-
013 DRTA-005
NW-SE
3 DRRD-051 DRRD-053 DRRC-049 DRRC-029 DRRC-
021 DRRB-018 DRRB-016 DRRB-032
NW-SE
4 DRRA-035S1 DRRA-011 DRRB-018 DRRC-025
DRRC-036
SW-NE
5 DRRD-059 DRRA-003 DRRA-048 DRRB-016 DRRB-
002I
W-E
17
Figura 10: Mapa de ubicación de los pozos del campo Drago y distribución de los 5 perfiles realizados
Las correlaciones se presentan en el Anexo A y en base a su análisis se define que
tanto la caliza A como la caliza M2 mantienen un espesor de entre 40 a 55 ft a lo largo de
todo el campo Drago.
En el PAD C es donde se exhibe una disminución del espesor de los miembros
calcáreos y coincide con la zona donde se desarrolla el volcánico Vista, mientras que
18
hacia los extremos de la estructura Drago se presentan con un mayor espesor,
especialmente hacia el E, donde inicia el levantamiento Shushufindi.
Analizando las electrofacies de los registros puede identificarse el mismo patrón
de curvas que define a los miembros calcáreos, en el caso de la caliza A, a partir del GR
se identifica una curva tipo embudo-dentada (Figura 11) en el que se interpreta un
ambiente de plataforma carbonatada con secuencia granocreciente que implica el
aumento de energía hacia el tope de la caliza A, este mismo patrón se presenta en la caliza
M2. Sin embargo, en este cuerpo se identifican dos secuencias granocrecientes similares,
la inferior denominada zona base de la caliza M2 (BM2L) y la superior denominada zona
tope de la caliza M2 (TM2L), diferenciadas por un mayor porcentaje de PHI en el
miembro TM2L, y por un incremento del contenido de arcilla hacia la base de BM2L.
Para fines de evaluación de ambos yacimientos, el presente trabajo ha considerado como
un solo cuerpo a las zonas TM2L y BM2L, cuyo tope es TM2L y su base TAL (Figura
12).
Figura 11: Interpretación de ambientes en función del GR
Modificado de: Sánchez, et al. (2003)
cilindro embudo campana simétrico
<<<<<<<
dentado
Arena de playa Arena eólica
Evaporitas
Barrera de islas Plataforma
carbonatada
Canales marinos Meandros fluviales o
tidales
Barras offshore Arenas
transgresivas
Llanura de inundación Plataforma marina
pantáno
19
Figura 12: Registro del pozo DRTA-014 donde se muestra la división de TM2L y BM2L, se marca en
líneas rojas punteadas la forma de embudo del registro GR
2.7. Litología del campo Drago
La litología del campo Drago se describe de acuerdo a la recopilación de informes
de perforación, muestreo litológico y registros de tipo Lithoescanner5, con los que se
generaliza la litología de las calizas A y M2 por cada zona del campo.
2.7.1. Zona Drago
CALIZA M2: textura packstone a wackstone, de tonalidades gris, gris oscura,
gris clara y crema, suave a moderadamente suave, en forma de bloque a subbloque,
intercalada con lutita calcárea de textura terrosa a lisa, color gris oscura a negra, de
configuración suave a moderadamente suave, se presenta de forma laminar y es físil.
5 Marca de © 2017 Schlumberger. Derechos Reservados.
20
CALIZA A: textura packstone a wackstone, de tonalidad crema, gris clara y gris
oscura, moderadamente dura a suave, en forma de bloque a subbloque, intercalada con
lutita no calcárea de textura lisa y de tonalidad gris oscura, configuración moderadamente
dura, es laminar, alargada y físil
2.7.2. Zona Drago Este
CALIZA M2: textura packstone a wackstone de tonalidad gris, gris oscura y clara
a crema, se presenta suave a moderadamente dura, en forma de subbloque a bloque, sin
porosidad visible, está intercalada con lutita ligeramente calcárea con textura astillosa, de
tonalidad negra a gris, moderadamente dura y físil, de forma planar, sublaminar y
esporádicamente astillosa. A través de un registro Lithoscanner del pozo DRTA-013 se
cuantifica en 15% el rango de arcillosidad (Figura 13).
Figura 13: Registro Lithoscanner que muestra la sección de la caliza M2 del pozo DRTA-013
Fuente: Petroamazonas EP, 2017
21
CALIZA A: textura mudstone a wackstone, de color gris clara, gris oscura y crema,
moderadamente dura a suave, forma irregular, bloque y subbloque, sin porosidad
visible, intercalada con lutita no calcárea, con textura terrosa de color gris y negra,
moderadamente dura, laminar, planar y fisil. A través de un Lithoscanner del pozo
DRTA-013 se cuantifica 17% de arcillosidad, con un alto contenido de cuarzo y TOC
en el intervalo de 9692 a 9712 ft (Figura 14).
Figura 14: Registro Lithoscanner que muestra la sección de la caliza A del pozo DRTA-013
Fuente: Petroamazonas EP, 2017
2.7.3. Zona Drago Norte
CALIZA M2: textura wackstone a packstone y en menor proporción grainstone,
de tonalidad gris, gris oscura, gris clara, crema y blanca, moderadamente dura a dura, de
forma subbloque a bloque, no presenta porosidad visible, intercalada con lutita
ligeramente calcárea de color gris a negra, moderadamente dura, físil, sublaminar y
astillosa. De acuerdo como el registro Lithoscanner del pozo DRRE-044 el contenido de
arcillosidad es de 20% y presenta bajo contenido de TOC (Figura 15).
22
CALIZA A: textura de mudstone a packstone, de color gris clara, gris oscura y
crema, configuración suave a moderadamente suave, con forma irregular, bloque y
subbloque, sin porosidad visible, se halla intercalada con lutitas no calcárea de textura
cerosa a terrosa, de color gris, moderadamente suave en forma de bloque, planar. De
acuerdo con el registro Lithoscanner del pozo DRRE-044 el valor de arcillosidad es del
14% y contiene importante contenido de TOC entre 11571 y 11590 ft (Figura 15).
Figura 15: Registro Lithoscanner que muestra la sección de las calizas M2 Y A del pozo DRRE-044
Fuente: Petroamazonas EP, 2018
2.8. Propiedades petrofísicas
2.8.1. Porosidad
La porosidad es una de las propiedades más importantes de las rocas reservorio,
ya que es la característica del reservorio que “permite el almacenamiento de fluidos”
(Paris de Ferrer, 2009, p. 221).
De acuerdo con Ahr et al. (2010) los principales factores que influyen o afectan la
porosidad de los reservorios calcáreos son: el tamaño de grano, sorteo y
empaquetamiento. Según este mismo autor, los yacimientos calcáreos constituyen un
difícil medio de análisis de parámetro de porosidad, porque están sujetos a procesos
23
diagenéticos en los que podrían llenarse poros con cemento, cerrarse por efecto de
compactación, abrirse por disolución o crearse nuevos poros por recristalización o
reemplazamiento.
La porosidad puede expresarse teóricamente mediante la fracción:
∅ =𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙=
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠 + 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑔𝑟𝑎𝑛𝑜𝑠
Existen diversas clasificaciones de porosidad, que responden a su génesis y la
comunicación de sus poros, de acuerdo con Escobar (2012) y para efectos del segundo
caso, la porosidad se divide en porosidad total, efectiva y no efectiva.
Porosidad absoluta o total: es la fracción de poros en una roca que no ha sido
ocupada por matriz.
Porosidad efectiva o interconectada: es la relación del volumen de poros
conectados respecto al volumen total de la roca e indica la capacidad de la roca para
conducir fluidos a través de la misma, pero no mide su capacidad de flujo.
Porosidad no efectiva o no interconectada: es la diferencia entre la porosidad
absoluta y la porosidad efectiva.
En el caso de las rocas carbonatadas y de acuerdo con Bratton, et al. (2006) existen
tres tipos de porosidades: la porosidad conectada, vesicular y por fractura.
Porosidad Conectada: Es la porosidad existente entre los granos de carbonato,
por efectos diagenéticos puede volverse tan pequeña que es imperceptible a la vista y se
conoce como microporosidad. A medida que ocurren procesos sedimentarios su
porcentaje disminuye.
24
Porosidad vesicular: conocida también como vuggy, es aquella porosidad que se
forma por procesos de disolución, según Báez et al (2014) esta porosidad es generalmente
provocada por agua durante la diagénesis y que afectan a los cristales calcáreos,
generando un espacio más grande que dichos granos (Figura 15).
Porosidad por fractura: genera yacimientos conocidos como “yacimientos
naturalmente fracturados”, que son el producto de esfuerzos presentes luego de la
depositación. De acuerdo con Padilla (2013), dichos esfuerzos que pueden ser fallas o
fracturas ocupan un espacio dentro del volumen total de roca y no están necesariamente
saturados por fluidos, incluso podrían estar exentos de hidrocarburos (Figura 16).
Figura 16: Representación de sistema rocoso con discontinuidades
Fuente: Lugo, SF
La porosidad que se calculará en el presente trabajo es la porosidad total, en
función de que la arcilla que se encuentra en las formaciones calcáreas es de tipo
estructural. Para su cálculo se utilizaron los registros RHO – NPH.
El registro NPH hace una lectura directa del valor de porosidad total, para los
registros analizados no es necesario realizar una corrección del valor de porosidad
aparente con el real, ya que los equipos de registro NPH son calibrados a matriz caliza,
de forma que el cálculo de porosidad por neutrón queda expresado como:
∅𝑛 = 𝑁𝑃𝐻
25
Donde:
∅𝑛= Porosidad neutrón
𝑁𝑃𝐻= lectura directa del registro neutrón
En el caso del registro de densidad, la porosidad se mide utilizando la expresión:
∅𝑅𝐻𝑂𝐵 =𝑅𝐻𝑂𝐵𝑚𝑎𝑡𝑟𝑖𝑧 − 𝑅𝐻𝑂𝐵𝑙𝑒í𝑑𝑎
𝑅𝐻𝑂𝐵𝑚𝑎𝑡𝑟𝑖𝑧 − 𝑅𝐻𝑂𝐵𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜
Donde:
∅𝑅𝐻𝑂𝐵= Porosidad a partir del registro densidad
𝑅𝐻𝑂𝐵𝑚𝑎𝑡𝑟𝑖𝑧= Densidad de la matriz (para calizas el valor teórico es de 2.71g/cm3)
𝑅𝐻𝑂𝐵𝑙𝑒í𝑑𝑎= densidad de la zona evaluada
𝑅𝐻𝑂𝐵𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜= Densidad del fluido (densidad teórica del agua de 1g/cm3)
El análisis en conjuntos de las curvas RHO-NPH para zonas de agua, petróleo y gas
corresponde a la PHI total, cuya expresión es:
∅𝑅𝐻𝑂𝐵 𝑁𝑃𝐻⁄ =∅𝑅𝐻𝑂𝐵 + ∅𝑁𝐻𝑃
2
Donde:
∅𝑅𝐻𝑂 𝑁𝑃𝐻⁄ = porosidad total calculada a partir de las curvas RHO y NPH
Este cálculo es válido para el análisis de yacimientos calcáreos diagenéticos, con
presencia de porosidad primaria, sin embargo, para análisis de yacimientos kársticos y/o
naturalmente fracturados, que no son objeto de este estudio, el cálculo es más complejo
y se requiere de otros parámetros como índices de intensidad de fracturas, coeficiente de
partición fractura/matriz, entre otros.
2.8.2. Permeabilidad
26
“La permeabilidad corresponde a la capacidad del medio poroso de permitir el
tránsito del fluido” (Ahr, 2010, p. 44). La permeabilidad guarda una estrecha relación con
la porosidad y en particular con el tamaño de las gargantas porales, el tamaño que estos
presenten define una mayor o menor capacidad de tránsito del fluido.
Según Paris de Ferrer la medición de este parámetro petrofísico se realiza
directamente a través de núcleos de corona o indirectamente utilizando registros
especiales, como los registros Lithoscanner. De acuerdo a esta misma autora, la
permeabilidad puede ser de tres tipos:
Permeabilidad específica: permeabilidad que presenta una roca a un fluido
específico, generalmente se mide en núcleos.
Permeabilidad efectiva: medida de la permeabilidad a otro fluido cuando el
reservorio ya está saturado, es decir, la permeabilidad efectiva al petróleo de una roca de
yacimiento ya saturada con agua.
Permeabilidad relativa: relación entre la permeabilidad efectiva a una saturación
dada y la permeabilidad absoluta al 100% de saturación.
2.8.3. Saturación de fluidos
En 2009, Paris de Ferrer afirma que la saturación de fluidos se traduce como el
contenido total de sustancias que una roca es capaz de almacenar y corresponde a la
sumatoria de las fases o sustancias que se alberguen en la roca y que se expresa de forma
porcentual
𝑆𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 𝑆𝑤 + 𝑆𝑜 + 𝑆𝑔
Donde:
𝑆𝑤 = saturación de agua
27
𝑆𝑤 = saturación de crudo
𝑆𝑔= saturación de gas
Para efectos de reservorios de crudo y agua, el contenido de gas es despreciable,
por lo que la expresión de Saturación total es:
𝑆𝑇 = 𝑆𝑤 + 𝑆𝑜
Para el cálculo de Sw existen varios métodos, que responden a aspectos como el
contenido de arcilla, la compactación de la formación, entre otros. Para el desarrollo de
esta investigación se eligió el método conocido como Doble Agua (DW) el cual es
recomendable en formaciones limpias.
De acuerdo con Clavier et al. (1984), el método DW se fundamenta en el
comportamiento de la resistividad de las zonas arcillosas; ni el tipo de arcilla ni la
distribución de la misma afecta los resultados, es la cantidad de arcilla efectiva la que
controla la cantidad de agua, considerando que en el yacimiento también existe agua libre.
El cálculo de Sw a través del método DW se basa en la siguiente ecuación:
1
𝑅𝑡=
∅𝑚 × 𝑆𝑤𝑡𝑛
𝑎× (
1
𝑅𝑤+
𝑆𝑤𝑏
𝑆𝑤𝑡× (
1
𝑅𝑤𝑏−
1
𝑅𝑤))
Donde:
𝑅𝑡= resistividad de la formación
𝑅𝑤= resistividad del agua
𝑅𝑤𝑏= resistividad del agua ligada a la arcilla
∅= porosidad total
𝑚= factor de cementación (𝑚 = 2)
28
𝑛= exponente de saturación (𝑛 = 2)
𝑎= coeficiente de tortuosidad (𝑎 = 1)
𝑆𝑤𝑡= saturación total de agua
𝑆𝑤𝑏= saturación del agua ligada a la arcilla
Siendo:
𝑆𝑤𝑏 = 𝑉𝑠ℎ𝑙 ×∅𝑠ℎ𝑙
∅𝑡
Donde:
𝑉𝑠ℎ𝑙= volumen de arcilla
∅𝑠ℎ𝑙= porosidad en la zona arcillosa
∅𝑡= porosidad total de la formación
Según Ahr (2008), la Sw está fuertemente controlada por el exponente de saturación 𝑛,
el coeficiente de tortuosidad 𝑎 y el factor de cementación 𝑚 (Figura 17), dichos
parámetros son medidos en el laboratorio, en núcleos de corona o también pueden ser
definidos directamente dependiendo del modelo de saturación utilizado.
29
Figura 17: Relación de Sw a valores variables de m y Sw con un valor fijo de m = 2, a = 1, y n = 2 para
una muestra con 30% de Sw
Fuente: Ahr, 2010
2.8.3.1. Factor de cementación (m) y coeficiente de tortuosidad (a)
“El exponente m es la relación existente entre el factor de formación y la
porosidad, este exponente se relaciona directamente con la tortuosidad de los espacios
porales, a mayor aislamiento de los poros mayor será el valor de m” (Ahr, 2010, p. 60).
Para carbonatos que presentan múltiples tipos de porosidad, se debe usar diferentes
valores de m según sea el caso, sin embargo y para efectos del presente estudio se utiliza
el único valor de m=2 en vista de que se ha identificado para los reservorios calcáreos A
y M2 porosidad primaria, además para el modelo de DW los valores intrínsecos de m y a
son 2 y 1 respectivamente.
2.8.3.2. Exponente de saturación (n)
El exponente 𝑛 es la relación entre Sw e índice de resistividad (I), que “expresa el
efecto del reemplazamiento del agua con un fluido no conductor” (Schlumberger Ltd.,
30
2018), que el caso de los reservorios podría ser el hidrocarburo. Para cálculos de Sw por
el método DW el valor intrínseco de 𝑛 es 2.
2.8.4. Volumen de arcilla
Los reservorios calcáreos generalmente no contienen la suficiente arcilla para
presentar efectos serios en los registros. En 2007, Lucia afirma que las zonas de
carbonatos se caracterizan por ser limpias, presentando bajos valores de arcillosidad, por
lo que generalmente se desestima su contenido, no obstante, la forma en que las arcillas
se disponen es importante, porque puede controlar factores petrofísicos con PHI y Sw.
En el presente estudio y en base a los reportes litológicos de núcleos de campos
aledaños, se ha definido para las zonas calcáreas la presencia de arcilla estructural (Figura
18), la misma que según Jensen et al (2003) se caracteriza por presentarse en forma de
granos o fragmentos en la matriz rocosa y se desarrolla por la sustitución de partículas
predecesoras, sin que su presencia afecte la porosidad o permeabilidad de la roca.
Figura 18: Distribución de arcilla estructural
Modificado de: Jensen, et al., 2003
Para efectos del cálculo de arcillosidad existen varios registros o combinaciones
de los mismos, siendo el registro de GR y RHO-NPH los más utilizados y con los que se
han evaluado las calizas A y M2 en el presente estudio.
Los registros de GR se encargan de cuantificar la “cantidad de elementos
radioactivos de Uranio, Thorio y Potasio, cuya concentración es alta en las arcillas”
(Schlumberger Ltd., 2018)
Granos de
matriz
Arcilla
Arcilla Estructural
Fragmentos de roca,
clastos arrancados,
granos reemplazados
por arcilla
31
El cálculo de Vshl a partir del registro de GR se fundamenta en la siguiente
ecuación:
𝑉𝑠ℎ𝑙 =𝐺𝑟 − 𝐺𝑟𝑐𝑙𝑒𝑎𝑛
𝐺𝑟𝑐𝑙𝑎𝑦 − 𝐺𝑟𝑐𝑙𝑒𝑎𝑛
Donde:
𝐺𝑟= lectura de rayos gamma de la zona evaluada
𝐺𝑟𝑐𝑙𝑒𝑎𝑛= lectura de rayos gamma en una zona limpia
𝐺𝑟𝑐𝑙𝑎𝑦= lectura de rayos gamma de una zona arcillosa
Según Smithson (2013), el registro NPH se fundamenta en la medición de
concentraciones de hidrógeno que posee una formación. De manera que en formaciones
libres o con bajo contenido de arcillas cuya porosidad se encuentra ocupada por fluidos
como petróleo o agua los registros marcarán valores más altos y tienden hacia la derecha.
Este mismo autor afirma que, mientras que los registros RHO que utilizan
herramientas que emiten rayos gamma de energía media, se fundamenta en el principio
de choque de estos rayos gamma con los electrones de las formaciones, el número de
choques es proporcional a la densidad de electrones presentes en la formación.
La interacción de las curvas RHO-NPH en las zonas lutíticas se caracterizan
porque el registro NPH se mantiene en el lado izquierdo, mientras que el de RHO tiende
hacia la derecha (Figura 19).
32
Figura 19: Respuesta de las curvas de densidad (rojo) y neutrón (guiones azules) en matriz caliza y con
presencia de diferentes fluidos.
Fuente: Smithson, 2013.
El cálculo de Vshl a partir de los registros RHO-NPH parte de la siguiente ecuación:
𝑉𝑠ℎ𝑙 =∅𝑛 − ∅𝑑
∅𝑛𝑠ℎ𝑙− ∅𝑑𝑠ℎ𝑙
Donde:
∅𝑛= Porosidad total calculada a partir del registro neutrón
∅𝑑= Porosidad total calculada a partir del registro de densidad
∅𝑛𝑠ℎ𝑙= Porosidad calculada a partir del registro neutrón en una zona arcillosa
∅𝑑𝑠ℎ𝑙= Porosidad calculada a partir del registro densidad en una zona arcillosa
2.8.5. Área y volumen del reservorio
2.8.5.1 Espesor de pago
Los intervalos de reservorio que contribuirán a la producción del reservorio se
conocen como "pago". Para Jensen, et al (2010) los intervalos admitidos como pago son
33
aquellos cuyo valor está por sobre la base de su contenido de arcillosidad, saturación de
fluidos, y porosidad.
La obtención de la zona neta de pago requiere la previa evaluación de los
espesores de gross arena, arena neta, gross de pago y neto de pago (Figura 20).
Gross arena6: Tramo que en función del Vshl es considerado como zona de
interés
Arena Neta: Corresponde a la sumatoria de los intervalos que han sido
discriminados por cutoffs de Vshl.
Arena Neta de pago: Corresponde a la sumatoria de las zonas anteriormente
discriminadas por gross arena y que además están sobre los parámetros del cutoff de PHI.
Los intervalos finales corresponden al denominado net pay que es la sumatoria de
espesores que pueden considerarse potencialmente saturadas de hidrocarburo y que se
discriminan en función del cutoff de Sw. Este espesor es el utilizado para los cálculos de
POES y se obtuvieron por medio del análisis petrofísico en IP.
Figura 20: Jerarquía de determinación de zonas de pago
6 El término “arena” es generalizado para cualquier otro tipo de reservorio, incluyendo los carbonatados.
34
2.8.5.2.Volumen de roca
El volumen total de roca corresponde a la sumatoria de diferentes volúmenes en
distintas alturas, denominados isópacos, que se encuentran dentro de los límites definidos
por el LIP (Figura 21), su cálculo se fundamenta en el uso de dos metodologías
denominadas trapezoidal y piramidal.
Figura 21: Representación de isópacas para cálculo de volumen
Fuente: Engler, T. (2012)
Método trapezoidal: divide al yacimiento en capas horizontales, por lo que cada
capa representa un volumen de un trapezoide.
𝑉 =ℎ𝑜 × (𝐴0 + 𝐴1)
2
Donde:
𝑉= Volumen total de roca (acres.ft)
ℎ𝑜= Cota (ft)
𝐴0= Área cero (acres)
𝐴1= área a cota diferente de cero (acres)
35
Método piramidal: simula el volumen de una pirámide truncada con el volumen
de la estructura.
𝑉 =ℎ𝑜 × (𝐴0 + 𝐴1 + 𝐴0 + 𝐴1
)
3
Según Escobar (2012) para definir cuál de estos dos métodos usar se hace una
relación entre el área actual y el área que la precede, si el resultado es mayor a 0.5 debe
usarse el método trapezoidal y si es menor entonces se utiliza la ecuación piramidal.
Para el cálculo del POES se utiliza el Volumen neto de roca, que es la
multiplicación del valor de área cero por el espesor promedio neto de pago, el área cero
corresponde al área mayor a partir de la cual se calcula el volumen total de roca.
36
3. METODOLOGÍA
3.1. Tipo de estudio
DESCRIPTIVO: El estudio es descriptivo porque define las
características geológicas y petrofísicas de los miembros calcáreos A y M2 de la
formación Napo en el campo Drago.
PREDICTIVO: El estudio es predictivo porque en base a la elaboración
de modelos geológicos y la determinación de parámetros petrofísicos se obtendrán
valores con los que a través de fórmulas matemáticas pre-establecidas se calculará el
aproximado del POES en el campo Drago.
3.2. Universo y muestra
El universo del proyecto corresponde al campo Drago, perteneciente al Bloque 57
y la muestra corresponde a 50 pozos que serán evaluados, de los cuales se obtendrán los
diferentes parámetros petrofísicos y características geológicas.
3.3. Métodos y técnicas de recolección de datos
Consistió en el análisis de información bibliográfica de publicaciones científicas,
informes de producción, reportes geológicos y de perforación, surveys y registros que
contienen con la siguiente información:
Análisis de núcleos de campos análogos
Análisis convencional/PVT de campos análogos
Reportes sedimentológicos y litológicos
Registros openhole
Descripción de ripios de perforación
Registros de producción
37
Ensayos API
Sísmica 2D y 3D
3.4. Procesamiento y análisis de la información
3.4.1. Caracterización petrofísica
La información requerida para la caracterización petrofísica fueron surveys y
datos de registros brutos, lo cuales fueron reprocesados en el Software IP. La data cargada
y reprocesada corresponde a los registros GR, CAL, SP, RD, RM, RS, RHO, NPH, PEF
y DT, los mismos que se plotearon en el formato triple combo para cada pozo (Figura
22).
Figura 22: Formato triple combo de registro del pozo DRRA-042
3.4.1.1. Evaluación de Vshl
Para la evaluación de Vshl se tomó en cuenta los registro GR y RHO-NPH. En el
registro GR se tomaron por igual los valores de mayor y menor arcillosidad para las
calizas A y M2 en función de que en ambos casos la depositación de estas calizas
38
representa un evento transgresivo de plataforma marina, incluso las curvas de GR
presentan la misma tendencia para las dos calizas, por tanto, la lectura de GR limpio
corresponde a la lectura de GR más baja de ambas calizas y la lectura de GR más alta
equivale a las zonas con mayor presencia de arcillas (Figura 23).
Para el análisis de los registros RHO y NPH se determina el valor promedio de
cada curva y su resultado corresponde al valor de Vshl promedio entre ambas curvas
denominado VCLND. Una forma de ajustar la curva VCLND es el de tratar que esta se
asemeje la curva de Vshl obtenida por medio del GR denominada VCLGR, para lo cual
puede generarse una curva promedio entre ambas como se observa en el track 5 (Figura
22).
Figura 23: Registro del pozo DRRB-018 para el análisis de Vshl, donde se grafican las curvas GR,
RHOB, NPH, VCLGR, VCLND y VCLAV
GR limpio
GR sucio
Valor promedio
de NPH
Valor promedio
de RHOB
39
3.4.1.2. Modelo de saturación y porosidad
El método de cálculo de saturación es el de DW, con modelo de porosidad de tipo
RHO NPH y usando el Vsh de VCLGR ya que la curva de GR es menos afectada por
efectos de mal hoyo y por ende la lectura de este registro es de mayor confiabilidad para
obtener valores de arcillosidad (Figura 24).
Figura 24: Data de entrada para generar los modelos de PHI y Sw
La creación del modelo de saturación requiere también del cálculo del gradiente
de temperatura para cada pozo (Figura 25), cuyos datos de entrada se encuentran en los
encabezados de los registros a hueco abierto o en la data cruda para la carga.
40
Figura 25: Data de entrada para el cálculo del gradiente de temperatura para el pozo DRRA-034
Para el desarrollo del modelo de Sw se requiere determinar la resistividad del agua
(Rw) a través de una conversión que utiliza la salinidad en ppm de la formación y la
temperatura de superficie. En este estudio se ha utilizado el valor de salinidad de
11200ppm de NaCl obtenido en la prueba de producción del pozo DRRB-018 (Anexo B)
para los pozos de Drago, Drago Norte y Drago Este, para la evaluación de los dos
miembros calcáreos. El valor de salinidad se ingresa a una tabla de conversión donde se
obtiene la Rw cuyo valor será con el que se evalúen todos los pozos (Figuras 26 y 27).
Figura 26: Resultado de Rw usando la salinidad de 11200 ppm de NaCl obtenidas del pozo DRRB-018
41
Figura 27: Especificación de los valores de resistividad de agua para los miembros calcáreos M2 y A en
la matriz de datos
Los valores obtenidos de los diferentes modelos y cálculos realizados se estipulan
en la siguiente tabla de análisis de arcilla, donde Rho Dry Clay representa el valor teórico
de la densidad de la caliza equivalente a 2.71, además se ha asignado un valor de 5.1 de
PEF que es el valor teórico para calizas (Figura 28).
Figura 28: Tabla de análisis de arcilla donde se modifican los valores de Rho Dry Clay
y PEF
El gráfico final de este análisis concluye con el ploteo de las nuevas curvas de Sw
por el método doble agua (SwTDW), PHI total, litología y salinidad (Anexo C).
3.4.1.3. Cutoffs
Según Schlumberger Ltd. (2018) los cutoffs son valores dados para saturación,
porosidad y permeabilidad por debajo de los cuales no puede obtenerse producción
hidrocarburífera (Figura 29). En el caso del campo Drago se han tomado los cutoffs
establecidos por el activo Shushufindi y corresponden a:
Corte de ∅ = 0.065
42
Corte de Sw = 0.55
Corte de Vshl = 0.5
Mínimo de espesor de zona de pago = 2ft
Figura 29: Gráfico de Cutoffs para PHI, Sw y VShl, para los cuerpos calcáreos M2 y A del pozo DRRA-
048
Los resultados (Figura 30) quedan expresados de la siguiente manera para todos
los pozos (sumario de resultados de todos los pozos en los Anexos D y E):
Figura 30: Matriz donde se observan los valores obtenidos para las zonas de pago del pozo DRRB-018
de las secciones calcáreas A y M2
3.4.2. Diseño del modelo estructural
La elaboración del modelo estructural requirió la incorporación de información
geofísica del mapa base de caliza A en profundidad del activo SHS-AGR, a través de la
herramienta “flat” se elaboraron los mapas estructurales de la caliza A y M2, que
representan el tope de ambas formaciones (Figuras 31 y 32).
43
Figura 31: Mapa estructural caliza A
-8620
-8600
-8580
-8560
-8540
-85
20
-8500
-8480
-8460
-8440
-8420
-84
00
-8540
-85
00
-842
0
-8400
-8380
-83
60
-834
0
-83
20
-83
00
-8280
-8440
-8420
-8400
-8580-8560
-8540
-8540
-85
20
-8380-8
360
-8340
-83
20
-8600
-8380
-8340
-8440
-85
40
-838
0
301000 302000 303000 304000 305000 306000 307000 308000 309000 310000 311000
301000 302000 303000 304000 305000 306000 307000 308000 309000 310000 311000
99
76
00
09
97
80
00
99
80
00
09
98
20
00
99
84
00
09
98
60
00
99
88
00
09
97
60
00
99
78
00
09
98
00
00
99
82
00
09
98
40
00
99
86
00
09
98
80
00
0 500 1000 1500 2000 2500m
-8600.00
-8400.00
-8200.00
-8000.00
Elevation depth [ft]
MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE DE CALIZA A
44
Figura 32: Mapa estructural caliza M2.
-8500
-8480
-8460
-8440
-8420
-8400
-8380
-83
60
-8340
-836
0-8
340
-8320
-83
00
-82
80
-8260
-8380
-8520
-8500
-848
0
301000 302000 303000 304000 305000 306000 307000 308000 309000 310000 311000
301000 302000 303000 304000 305000 306000 307000 308000 309000 310000 311000
99
76
00
09
97
80
00
99
80
00
09
98
20
00
99
84
00
09
98
60
00
99
88
00
09
97
60
00
99
78
00
09
98
00
00
99
82
00
09
98
40
00
99
86
00
09
98
80
00
0 500 1000 1500 2000 2500m
-8560.00
-8480.00
-8400.00
-8320.00
-8240.00
Elevation depth [ft]
MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE DE CALIZA M2
45
3.4.3. Análisis estratigráfico-sedimentológico
Para el desarrollo de este análisis se requirió la carga de data de pozos tanto
verticales como direccionales, los pozos cargados se resumen en la siguiente tabla:
Tabla 3
Pozos del campo Drago
DRAGO DRAGO NORTE DRAGO ESTE
DRGA-001 V DRRA-001 V DRRC-013 V DRTA-001 V
DRG-002 V DRRA-003 I DRRC-021 I DRTA-005 I
DRGA-010 I DRRA-006 I DRRC-023 I DRTA-008 I
DRRA-011 I DRRC-027 I DRTA-009 I
DRRA-014S1 I DRRC-029 I DRTA-012 I
DRRA-015 I DRRC-036 I DRTA-013 I
DRRA-020 I DRRC-049 I DRTA-014 I
DRRA-034 I DRRD-022 V DRTA-036PH H
DRRA-035 I DRRD-024 I
DRRA-035S1 I DRRD-028 I
DRRA-042 I DRRD-030 I
DRRA-043 I DRRD-051 I
DRRA-048 I DRRD-053 I
DRRB-002I I
DRRD-
055S1 I
DRRB-016 I DRRD-056 I
DRRB-017 I DRRD-059 I
DRRB-018 I DRRE-007 I
DRRB-031 I DRRE-038 I
DRRB-032 I DRRE-039 I
DRRB-037 I DRRE-044 I
Nota: I pozos inclinados, V pozos verticales y H pozos horizontales. Fuente:
Petroamazonas EP, 2018
46
Posteriormente se construyeron horizontes con las superficies elaboradas a través
del modelo estructural, tanto para la caliza A, como para la caliza M2 en el campo Drago
(Figuras 33 y 34).
Figura 33: Horizonte TAL
Figura 34: Horizonte M2L
47
Las superficies se ajustaron a los topes formacionales cargados previamente
durante la evaluación de los registros eléctricos, lo cual se realiza usando la herramienta
Well Adjustment, obteniendo dos nuevas superficies que corresponden al tope y base de
la caliza A y la caliza M2, en el caso de la caliza A el tope, corresponde a tope de caliza
A (TAL) y la base, al tope de la arenisca U Superior (TUUS). Mientras que para la caliza
M2 el tope, es el tope de la caliza M2 y la base es TAL (Figuras 35 y 36).
Figura 35: Superposición del tope (TAL) y base (TUUS) de la caliza A
Figura 36: Superposición del tope (TM2L) y base (TAL) de la caliza M2
48
Una vez obtenidos los horizontes es necesario construir un mallado 3D, el mismo
que se realizó a través del proceso simple grid, para su construcción se escogió un tamaño
de celda de 1000 x 1000 metros (Figura 37), con un resultado de tamaño de malla de 192
en el eje i, 235 en el eje j y 20 en k, obteniendo un total de 45120 celdas y 91096 nodos
para cada horizonte (Figura 38).
Figura 37: Construcción de malla 3D
Figura 38: Malla 3D para caliza A y M2 del campo Drago en dirección W-E7
7Representación de los horizontes TM2L (celeste), TAL (amarillo) y TUUS (rojo),
49
Posteriormente se pasó a poblar cada celda en función de los límites que marcan
los topes de los pozos, obteniendo los mapas aproximados de extensión y espesor de cada
caliza (Figuras 39 y 40).
Figura 39: Malla que representa a los horizontes M2 y A en sentido NW-SE
Figura 40: Malla que representa a los horizontes M2 y A en sentido N-S
El análisis sedimentológico, por otra parte, se basó en la distribución textural de
las formaciones calcáreas. Los datos en los que se basó su elaboración fueron los
recolectados de los registros de mudlogging (Anexo F) y se categorizaron de acuerdo a la
clasificación de Dunham de 1962 (Figura 41).
50
Figura 41: Clasificación de rocas carbonatadas por Dunham 1962, que se basa en la cantidad y textura de
los granos y lodo
Fuente: Akbar, M. (2001)
El análisis de facies se realizó de forma estadística, ya que no se cuenta con
núcleos de corona con los que se pueda modelar gráficamente mediante un software, la
distribución de las facies en el campo considera los tipos de textura únicos de cada pozo,
sin interpolación para todo el campo. La distribución de las facies se presenta de la
siguiente manera:
Tabla 4
Distribución de facies de caliza A
MUDSTONE MUDSTONE-
WACKSTONE WACKSTONE
WACKSTONE
-PACKSTONE PACKSTONE
PACKSTONE-
GRAINSTONE
DRRA-001 DRTA-010 DRRE-019 DRGA-001 DRTA-009 DRRA-014
DRRA-035 DRTA-013 DRRA-034 DRGA-010 DRTA-036H DRRD-030
DRRC-049 DRTA-014 DRRA-048 DRRA-006 DRRB-018 DRRE-004
DRRD-051 DRRC-023 DRRD-022 DRRC-021
DRRD-053 DRRC-025 DRRE-007 DRRD-024
DRRD-056 DRRE-038 DRRE-039 DRRD-026
DRRE-062 DRRD-028
DRRD-030S1
DRRD-055S1
DRRD-059
51
Tabla 5
Distribución de facies de caliza M2
MUDSTONE MUDSTONE-
WACKSTONE WACKSTONE
WACKSTONE
-PACKSTONE PACKSTONE
PACKSTONE-
GRAINSTONE
DRRC-025 DRRC-023 DRTA-010 DRGA-001 DRTA-009 DRTA-001
DRRC-049 DRRE-004 DRRD-055S1 DRGA-010 DRRA-001 DRTA-036H
DRRD-051 DRRE-019 DRTA-013 DRRA-006 DRRA-014
DRRD-053 DRTA-014 DRRA-035 DRRA-034
DRRE-062 DRRA-048 DRRB-018 DRRD-030
DRRE-007 DRRC-021 DRRD-030S1
DRRE-038 DRRD-022
DRRE-039 DRRD-024
DRRD-026
DRRD-028
DRRD-059
Nota: Únicamente se han considerado los pozos de los cuales Petroamazonas EP posee
el reporte final geológico con registro litológico
3.4.4. Diseño del modelo de porosidad
El modelo de PHI es la base para definir la potencialidad de almacenamiento de
un yacimiento, en función de ello, se ha elaborado en el siguiente trabajo un modelo de
porosidad basado en el mallado 3D anteriormente realizado para el modelo estratigráfico,
este modelo se realizó para ambos miembros calcáreos en la misma malla con límites 192
i, 235 j y 250 k, obteniendo un total de 1804800 celdas.
Se inicia escalando la propiedad analizada en este caso denominada UCE_PHI, se
procedió a elegir el método geométrico para interpolar y todos los pozos a ser analizados
(Figura 42).
52
Figura 42: Escalamiento de propiedades de porosidad (PHIT)
Posteriormente se realizó el análisis de datos, el cual se fundamenta en un examen
geoestadístico de los valores de PHI obtenidos de los registros anteriormente escalados.
Para este trabajo se ha ajustado la curva a una distribución normal (Figura 43), y se ha
obtenido automáticamente un variograma esférico (Figura 44).
Figura 43: Distribución estadística normal para valores de PHI
53
Figura 44: Variograma esférico
Se diseñó el modelo petrofísico, en base al análisis geoestadístico del poblamiento
de valores de porosidad, para el que se utilizó el método Gaussiano que responde a la
distribución normal y para el que fueron definidas 100 iteraciones, que representan 100
distribuciones diferentes de PHI (Figura 45).
Figura 45: Modelamiento petrofísico e iteraciones
54
El modelo final corresponde al cálculo de la media geométrica de las 100
iteraciones calculadas (Figura 46), el cual se representa en un cubo 3D (Figura 47 y 48).
Figura 46: Cálculo de media geométrica de las iteraciones
Figura 47: Perfil en la celda 110i, en sentido S-N
DRTA-013 DRTA-014
DRRA-043
DRRB-017
DRTA-018
DRRC-021
DRRC-027
DRRE-044
55
Figura 48: Mapa final de distribución de PHI.
3.4.5. Cálculo de POES
El cálculo de POES en este trabajo contempla el uso del método volumétrico, que
se basa en la incorporación de un sistema de generación de mapas de donde se obtiene el
área y volumen de yacimiento, el cual se especifica en el modelo geológico, un sumario
petrofísico de donde se obtienen los valores de saturación hidrocarburífera y PHI y la
evaluación de reportes PVT, donde se calcula el Boi. Esto se realiza a través de la fórmula
general del método volumétrico:
𝑃𝑂𝐸𝑆 =7758 × 𝐴 × ℎ × ∅ × (1 − 𝑆𝑤)
𝐵𝑜𝑖
56
𝐵𝑜𝑖 =(𝑉𝑜)𝑌
(𝑉)𝑜𝑁
POES = Petróleo original en sitio
A = Área de drenaje (acre-pies)
h = Neto de pago (pies)
∅ = Porosidad (dec)
(1-Sw) = Saturación de hidrocarburo (So)
Boi = Factor volumétrico de formación inicial (By/Bn)
Cada parámetro analizado en la fórmula volumétrica de POES tiene su propio
cálculo a partir de registros eléctricos, mapas estructurales y resultados de pruebas de
núcleos aledaños, con los siguientes valores:
Volumen de roca (A×h): El área de drenaje se calcula a partir del perímetro, cuyo
límite corresponde al valor de LIP (límite inferido de petróleo), el cual fue definido
usando un valor de tendencia de los LIPS más profundos (profundidad medida en
SSTVD) de los pozos analizados obteniendo como LIP final para la caliza A -8465.61 ft
(Figuras 49 y 50) y para la caliza M2 -8393.02 ft (Figuras 51 y 52).
57
Figura 49: Análisis de LIP de la caliza A de 18 pozos del campo Drago
-8490
-8480
-8470
-8460
-8450
-8440
-8430
DR
RA
-003
DR
RA
-035
S1
DR
RA
-042
DR
RB
-002
I
DR
RC
-021
DR
RC
-023
DR
RC
-027
DR
RC
-036
DR
RD
-022
DR
RD
-028
DR
RD
-053
DR
RD
-056
DR
RE-
038
DR
RE-
039
DR
RE-
044
DR
TA-0
08
DR
TA-0
13
DR
TA-0
36PH
SSTV
D
POZOS
58
Figura 50: Representación del LIP de la caliza A
-8460
-8460
-8450
-8450
-8450-8
450
-8450
-8440
-8440
-8440
-8440
-8430
-8430
-8430
-8420
-8420
-8420
-8420
-8420
-8410
-8410
-8410
-8410
-84
00
-8400
-84
00
-8390
-839
0
-8390
-84
40
-8430
-8420
-8410
-8400
-8460
-8380
-8370
-8360
-8350
-83
40
-83
30
-8320
-8310
-8420
-8430
-8380
-8440
-8430
-838
0
303200 304000 304800 305600 306400 307200 308000 308800 309600
303200 304000 304800 305600 306400 307200 308000 308800 309600
99
77
00
09
97
80
00
99
79
00
09
98
00
00
99
81
00
09
98
20
00
99
83
00
09
98
40
00
99
85
00
09
98
60
00
99
77
00
09
97
80
00
99
79
00
09
98
00
00
99
81
00
09
98
20
00
99
83
00
09
98
40
00
99
85
00
09
98
60
00
0 500 1000 1500 2000 2500m
1:50000
-8450.00
-8400.00
-8350.00
-8300.00
Elevation depth [ft]
LIP PARA CALIZA A (-8457 ft)
59
Figura 51: Análisis de LIP de la caliza M2 de 18 pozos del campo Drag -8440
-8430
-8420
-8410
-8400
-8390
-8380
-8370
-8360
-8350
-8340
DR
RA
-001
DR
RA
-003
DR
RA
-015
DR
RA
-035
S1
DR
RA
-042
DR
RB
-016
DR
RB
-018
DR
RB
-032
DR
RC
-027
DR
RD
-022
DR
RD
-024
DR
RD
-030
DR
RD
-051
DR
RD
-053
DR
RD
-056
DR
RE-
038
DR
TA-0
14
DR
TA-0
36
SSTV
D
POZOS
60
Figura 52: Representación del LIP de la caliza M2
Utilizando el software petrel y usando los mapas base delimitados por el LIP se
obtienen valores de área vs profundidad.
El cálculo de áreas delimitadas entre dos superficies (base y tope) se obtiene
directamente de los valores de las áreas de contorno cada 10 ft. Posteriormente se realizó
una relación de áreas, de las inferiores con las superiores, con lo que se definió el método
trapezoidal o piramidal para calcular el volumen total de roca a partir de la sumatoria de
cada volumen de roca para cada tramo.
-83
90
-8390
-8380
-83
80
-8370
-8370
-8360
-8350
-8350
-8340
-8380
-83
70
-8360
-8350
-8330
-8320
-83
10-8
300
-8290
-8280
-8380
-8370
-8340
-8380
-8340
303200 304000 304800 305600 306400 307200 308000 308800 309600
303200 304000 304800 305600 306400 307200 308000 308800 309600
99
77
00
09
97
80
00
99
79
00
09
98
00
00
99
81
00
09
98
20
00
99
83
00
09
98
40
00
99
85
00
09
98
60
00
99
77
00
09
97
80
00
99
79
00
09
98
00
00
99
81
00
09
98
20
00
99
83
00
09
98
40
00
99
85
00
09
98
60
00
0 500 1000 1500 2000 2500m
1:50000-8400.00
-8350.00
-8300.00
-8250.00
Elevation depth [ft]
LIP PARA CALIZA M2 (-8393 ft)
61
Tabla 6
Resultados del cálculo de volumen de roca para calizas A y M2
COTA AREAS DE
CONTORNOS
RELACIÓN
DE AREAS
MÉTODO VOLUMEN
DE ROCA
(ACRES - PIE)
CA
LIZ
A M
2
0 5 302.01
10 4 468.46 0.84 Método trapezoidal 48 852.35
20 3 486.17 0.78 Método trapezoidal 39 773.15
30 2 315.78 0.66 Método trapezoidal 29 009.75
40 1 273.56 0.55 Método trapezoidal 17 946.70
50 521.28 0.41 Piramidal 8 698.76
60 177.53 0.34 Piramidal 3 343.40
70 81.18 0.46 Piramidal 1 262.53
VOLUMEN TOTAL DE ROCA (ACRES - PIE) 148 886.64
CA
LIZ
A A
0 7 134.66
10 6 246.97 0.88 Método trapezoidal 66 908.15
20 5 133.03 0.82 Método trapezoidal 56 900.00
30 3 748.09 0.73 Método trapezoidal 44 405.60
40 2 358.94 0.63 Método trapezoidal 30 535.15
50 305.43 0.13 Piramidal 11 710.62
60 20.99 0.07 Piramidal 1 354.96
VOLUMEN TOTAL DE ROCA (ACRES - PIE) 211 814.49
El valor del neto de pago corresponde al promedio obtenido de los pozos
seleccionados para cada caliza, el espesor para la caliza M2 es 9.517 ft y para A 15.625 ft
(Anexos D y E).
Factor volumétrico de formación inicial: denominado Boi, es “el volumen de
petróleo (más su gas en solución) en el yacimiento, requerido para producir un barril de
petróleo medido a condiciones de superficie” (Escobar, 2012, p. 90), el petróleo en
62
formación contiene gas disuelto, el cual sale de la solución por caída de presión cuando
el petróleo sale a superficie, por ello el Boi es casi siempre mayor a la unidad.
El valor de Boi utilizado en este estudio es de 1.0255 que es el Boi usado en el
campo Puma obtenido en Guachamín et al (2017), en vista de que en el campo Drago no
se ha realizado ningún tipo de ensayo tipo PVT para calizas.
Utilizando el software Petrel a través de la herramienta “based volumen
calculation” (Figura 53) se calcula el POES, Rojas (2011) afirma que esta herramienta
parte de la metodología estocástica basada en el análisis de incertidumbre de la
heterogeneidad de los reservorios y constituye un análisis estructural-litológico de los
registros de los pozos.
Figura 53: Parámetros ingresados para el procesamiento y cálculo volumétrico de las calizas M2 y A con
su resultado
63
4. PRESENTACIÓN DE DATOS Y RESULTADOS
4.1. Caracterización petrofísica
De acuerdo con el modelo de Vsh, los reservorios A y M2 son moderadamente
“limpios”, el promedio de Vshl para la caliza A es de 0.297 y 0.31 para la caliza M2. Los
resultados finales para la elaboración de este modelo se fundamentaron en la curva de GR
ya que las curvas RHO y PHI dan errores significativos, porque en varios pozos estos
registros se corrieron a partir de la caliza M2 (Figura 54), dando resultados errados tanto
para contenido de arcilla como para el modelo de porosidad, por lo que se han
discriminado varios resultados de este miembro calcáreo.
Figura 54: Curvas RHO y PHI del pozo DRRA-043 que se corrieron a partir de TM2L (cuarto track)
El modelo de porosidad se basó especialmente en la interpretación de las curvas
PHI – RHO, si bien en las calizas la interacción de ambas curvas no es tan evidente como
en el caso de las areniscas, el modelo obtenido por este método se asemeja más a los
modelos de Lithoescanner del campo, al igual que la curva de Sw (Figura 55).
66
Figura 55: Comparación de Lithoescanner del pozo DRTA-012 con el modelo obtenido de Sw y PHI
Modificado de: Schlumberger, 2018
Modelo de Sw y PHI de Lithoscanner
Modelo de Sw y PHI
elaborado
67
Los valores de porosidad utilizados para el cálculo de POES corresponden a los
de porosidad total promedio obtenido en los registros de cutoffs, de 0.096 para la caliza
A y 0.137 para la caliza M2, al igual que los valores de Sw que se han tomado de la misma
manera y que son de 0.192 para la caliza A y 0.179 para la caliza M2. Los modelos de las
curvas de Sw, PHI y zonas de pago se representan en los registros como se muestra en la
siguiente figura.
Figura 56: Correlación de registros de los pozos DRTA-005 y DRTA-012 que incluyen los modelos de
Sw, zonas de pago y PHI.
La calidad de las propiedades petrofísicas basadas en los registros simples de
NPH, RHO, GR, SP disminuye hacia el NW (PAD E y D), mientras que hacia la zona
centro y SE se presentan los pozos con mejores propiedades petrofísicas, la zona que
corresponde a Drago y que se encuentra hacia el SW también presenta bajas propiedades
petrofísicas.
68
4.2. Modelo estructural
En base al modelo estructural puede determinarse que en el centro del campo
SHS-AGR se desarrolla la principal estructural Shushufindi, hacia el W de esta gran
estructura se encuentra la estructura Drago, de menor grado, con un alto estructural que
se halla en la zona central-norte y que corresponde al volcánico Vista.
Alrededor de este levantamiento se desarrollan principalmente los PAD C, E y A
de Drago Norte, cuyas características petrofísicas son mejores que en el resto del campo.
Los pozos que se hallan dentro de la denominada zona Drago ubicada hacia el SW, no
forman parte del alto estructural asociado al cuerpo volcánico Vista y corresponden a los
pozos DRGA-001, DRG-002 y DRGA-010.
4.3. Análisis estratigráfico - sedimentológico
Las unidades calcáreas mantienes su espesor y su continuidad a lo largo del campo
Drago. En la zona de Vista es evidente la elevación que sufre toda la secuencia cretácica.
La disposición geométrica y espesor de las capas de calizas no muestran una
significativa reducción de espesor en la zona del volcánico. el espesor de estas aumenta
hacia los límites del campo, especialmente en las zonas más cercanas a la estructura
Shushufindi.
En cuanto a la sedimentología y analizando exclusivamente la textura y forma de
los ripios de perforación se evidencia una mayor presencia de caliza tipo wackstone
packstone, con dominio de packstone especialmente en el PAD C en la caliza A, que
indica una caliza grano-soportada de matriz micrítica cuyo espacio intergranular se ocupa
también por micrita y posible presencia de lodo calcáreo.
69
En la caliza M2 existe un dominio de caliza tipo wackstone packstone,
especialmente en los PADS D y A, que indica una textura grano soportada de matriz
micrítica, con posible presencia de lodo calcáreo.
Hacia la zona centro-sur (PAD A y Drago Este) la tendencia indica una textura
packstone a grainstone que indica un soporte de granos, sin matriz micrítica,
probablemente los espacios porosos se deben a efectos de disolución.
4.4. Resultados de cálculo de POES
Los valores utilizados para el cálculo de POES, provienen de la evaluación
petrofísica, el análisis de registros y los diferentes mapas realizados, así como el posterior
cálculo de propiedades. Estos resultados fueron llevados a una hoja de cálculo, la cual se
basó en la fórmula general del cálculo de POES por el Método Volumétrico.
70
Tabla 7
Resumen de resultados del cálculo volumétrico de POES para las calizas A y M2 del campo Drago.
RESERVORIO
VOLUME
N TOTAL
DE ROCA
AREA
CERO
ESPESOR
PROMEDIO
NETO
N/G VOLUMEN
NETO DE
ROCA
POROSIDAD Sw Factor
Volumétric
o Inicial,
Boi
Petróleo
Original en
Sitio POES
Profundida
d original
del CAP
acre-pie acres pies % acre-pie % % By/Bn Bls pies
CALIZA M2 148 886.64 5 302.01 9 32.05 47 718.09 13.23 18.5 1.0255 38’923 745 -8 393.02
CALIZA A 211 814.49 7 134.66 14.901 50.19 106 313.57 9.69 20.21 1.0255 62’183 484 -8 465.61
71
Los cálculos realizados a partir del método map-based volume calculation utilizado
en Petrel arrojaron los siguientes valores:
Tabla 8
Resumen de resultados del cálculo de POES en Petrel para la caliza M2 y A.
Zonas HC Area Volumen roca POES
Acre Acre-ft Bls
Zone TM2L_JC 5 345.08 145 517 41’184 382
Zone TAL_JC 5 459.81 207 091 58’992 307
72
5. DISCUSIÓN
La mayor parte de yacimientos hidrocarburíferos calcáreos probados en el país
corresponden a yacimientos naturalmente fracturados, como el caso de los campos Puma y
Bermejo, cuyas calizas M1 y M2 constituyen los reservorios más importantes.
En el campo Drago, sin embargo, en base a los resultados y análisis de las
características petrofísicas y a los informes Lithoscanner, se puede definir una porosidad
interconectada para los miembros calcáreos A y M2 de la formación Napo, propiedad que
contribuye al potencial de acumulación de hidrocarburo.
Si bien los informes de análisis sedimentológicos y litológicos de núcleos de corona
de campos aledaños como el campo Sacha, muestran bajos valores de PHI y baja probabilidad
de que esta litología albergue importantes acumulaciones de petróleo, en Drago se ha
obtenido buenos resultados desde el punto de vista de acumulación hidrocarburífera con la
prueba de producción del pozo DRRB-018. Además, las cualidades sedimentológicas y
petrofísicas son mejores para almacenar hidrocarburo, especialmente por el dominio de una
litología wackstone – packstone y packstone-grainstone, que presentan un mayor espacio
entre poros.
Actualmente las formaciones que reportan mayor POES en el campo Drago son la U
Inferior con 201’60 624 Bls seguida por la T Inferior con 215’530 047 Bls. La suma de POES
de los miembros calcáreos A y M2 calculado en el presente trabajo da un total de 101’107
228 Bls, lo que hace que estos yacimientos sean los que presenten mayor acumulación
después de los reservorios principales.
73
En el campo Drago aún no se han realizado estudios para definir el factor volumétrico
(Boi) de las calizas A y M2, por lo que se ha tomado el valor de referencia de 1.0255 By/Bn
que corresponde al Boi de las calizas M1 y M2 del campo Puma, que para este estudio y por
su ubicación al S de Drago, ha sido tomado como análogo, en función de que este es el más
cercano con producción hidrocarburífera de calizas.
Por otra parte, la salinidad se ha definido a través de una prueba de producción
reportada para el pozo DRRB-018 zona M2, cuyos datos han sido generalizados también para
la caliza A, al igual que el valor de API, reportado de la misma prueba de producción.
El valor de POES aumentaría, notablemente, si se usará el modelo de Vshl obtenido
del promedio de las curvas de GR y RHO-NPH denominada VCLAV, sin embargo, en el
presente trabajo se ha utilizado únicamente la curva de GR para el modelo de Vshl, ya que
este registro es de mayor confiabilidad, pues corresponde a una lectura de la presencia de
minerales radioactivos y la herramienta no va pegada al hueco por lo que difícilmente la
lectura se verá afectada por efectos de mal hoyo.
En función del análisis de registros eléctricos y su reinterpretación, ensayos e
informes de campos aledaños se han definido las siguientes propiedades para las calizas A y
M2 del campo Drago:
74
Tabla 9
Resultados obtenidos de las propiedades del reservorio y del fluido a condiciones de
reservorio de las calizas A y M2 del campo Drago
PROPIEDADES CALIZA A CALIZA M2
Entrampamiento Estructural-estratigráfico Estructural-estratigráfico
Porosidad promedio (%) 9.68 13.7
Espesor/neto promedio (ft) 15.62 9.51
Profundidad LIP SSTVD (ft) -8 393.02 -8 465.61
POES 62’183 484 38’923 745
PROPIEDADES DEL FLUIDO A CONDICIONES DE RESERVORIO
API 30.70 30.70
Boi 1.0255 1.0255
Nota: El POES que se muestra en la tabla corresponde al obtenido por medio del método
volumétrico
En función de los valores obtenidos del cálculo de POES a través del método
volumétrico y el cálculo directo por medio del software Petrel, que se fundamenta en un
análisis estadístico de datos discretos, se ha calculado el porcentaje de error entre ambos
valores siendo de 5.49% en la caliza M2 y 5.13% en la caliza A.
Dichos valores de error podrían ser mucho mayores si en el software Petrel se
ingresara el valor para Net to gross (NG) del promedio obtenido en el análisis petrofísico y
no el valor de NG que se calculó de la relación entre el volumen neto de roca y el volumen
total de roca para cada caliza.
75
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1. Conclusiones
El POES calculado a través del método determinístico volumétrico del yacimiento
calcáreo A en el campo Drago es de 62’183 484 Bls, mientras que para la caliza M2 del
mismo campo es de 38’923 745 Bls, la sumatoria de ambos cuerpos calcáreos da un total de
101’107 229 Bls de POES.
Las calizas A y M2 del campo Drago se desarrollan paralelamente a lo largo del
campo, no se evidencia una fuerte variación en el espesor de las mismas a excepción de la
zona central donde se exhiben espesores de ambas calizas de entre 30 a 40 ft y que
corresponde a la zona donde se encuentra el volcánico Vista, el mismo que altera de forma
general la geometría de todas las formaciones del campo, el espesor de las calizas incrementa
hacia el límite E y coincide con una evidente elevación, que representa el inicio de la
estructura Shushufindi.
La caliza M2 en el campo Drago se presenta, mayoritariamente, con textura
wackstone a packstone, con importante presencia de textura grainstone en la zona centro-sur,
con presencia de hidrocarburo en ripios (Anexo G), hacia el tope la caliza es micrítica,
mientras que a la base se presentan fases lutíticas sublaminares. Petrofísicamente presenta
buenas propiedades de PHI y Sw.
La caliza A tiene textura dominante entre wackstone a packstone, hacia el tope se
muestra micrítica, mientras que hacia la base se hallan capas de lutita ligeramente calcárea
sublaminar, las características petrofísicas son menores que la caliza M2, sin embargo,
presenta un mejor promedio de espesor neto de pago, aproximadamente 15ft.
76
La porosidad de las calizas A y M2, sería interconectada, la posibilidad de que sean
yacimientos naturalmente fracturados es muy baja, ya que en el campo no se ha identificado
una estructura, como una falla o zona de fractura mayor, capaz de generar importantes zonas
de fracturamiento, por lo que estos reservorios serían calcáreos diagenéticos.
Los pozos DRRE-007, DRRE-044, DRRC-049, DRRC-027, DRRA-042, DRRB-
016, DRTA-012, DRTA-005 en el miembro calcáreo A, presentan las mejores propiedades
petrofísicas de PHI de entre 0.06 a 0.11 dec y Sw entre 10 a 30%, así como espesores netos
de pago de hasta 30 ft, que coinciden con los flancos de los altos estructurales al N y al centro
del campo Drago.
Los pozos DRRD-030, DRRB-018, DRRA-043, DRRB-037, DRTA-014, DRTA-005
en el miembro calcáreo M2, presentan las mejores características petrofísicas, con un
promedio de porosidad de entre 0.10 dec a 0.13 dec y Sw de 11 a 37%, estos pozos se ubican
en la zona central de la estructura y corresponden principalmente a pozos de Drago Norte,
además poseen los mayores espesores netos de pago de esta caliza, de hasta 15 ft.
Este trabajo no contempla sus cálculos en un CAP definido, sino en el LIP horizontal,
analizado en función de la deflexión de las curvas de resistividad de los registros eléctricos
del campo, por lo que no puede precisarse con certeza si dicha variación corresponde al
contacto agua petróleo o a un cambio litológico.
77
6.2. Recomendaciones
Obtener núcleos de corona de la caliza A y M2 en el campo Drago, con el fin de
afianzar los valores de porosidad, saturación y factor volumétrico a través de ensayos PVT y
obtener valores de permeabilidad de la roca, así como también definir si existe porosidad
secundaria y que eventos diagenéticos la provocaron.
Se recomienda adquirir más data, especialmente registros sónicos dipolares, registros
de imágenes y análisis de ripios para definir con mayor precisión aspectos importantes como
la litología, fluidos y contenido de gas, presión de poros, distribución de fracturas, espesor
de los estratos. Esto debería realizarse especialmente en los PADS A, B y Drago Este, ya que
son los que muestran mejores propiedades petrofísicas y mejores espesores de pago.
Realizar más pruebas de producción en las calizas A y M2, para zonificar los valores
de salinidad y API en función del miembro calcáreo y el área en que se ubica, así como
también definir con total exactitud la ubicación y geometría del CAP.
78
7. REFERENCIAS
Ahr, W. (2008). Geology of carbonate Reservoirs. New Jersey: John Wiley & Sons, Inc.
Akbar, M., Alghamdi, A., Allen, D., Herron, M., Carnegie, A., Dutta, D., . . . Saxena, K.
(2001). Evaluación de yacimientos carbonatados. Oilfield Review, 20 - 43.
Baby, P., Bernal, C., Christophoul, F., & Valdez, A. (1998). Modelo Estructural y Ciclos
Tectono-sedimentarios de la Cuenca Oriente. Quito: PETROPRODUCCION-
ORSTOM.
Baby, P., Rivadeneira, M., & Barragán, R. (2014). La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo.
Quito: IRD.
Báez, J., & Matínez, M. (2014). Análisis de pruebas de presión en yacimientos fracturados
vugulares y su comparación con yacimientos homogéneos y de doble porosidad.
México DF: Instituto Politécnico Nacional.
Barragán, R., Baby, P., & Duncan, R. (2005). Cretaceous alkaline intra-plate magmatism in
the Ecuadorian Oriente Basin: Geochemical, geochronological and tectonic evidence.
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81
8. ANEXOS
Anexo A: Perfiles geológicos
Perfil 1
82
Perfil 2
83
Perfil 3
84
Perfil 4
85
Perfil 5
86
Anexo B: Prueba de Producción del pozo DRRB-018 en la sección caliza M2.
87
Anexo C: Modelo de PHI y Sw del pozo DRRE-044.
88
Anexo D: Sumario de resultados para caliza A
Well
Top Bottom Gross Net N/G Av Phi Av Sw Av Vcl Phi*H
PhiSo*H
Vcl*H
S oil
(ft) (ft) (ft) (ft) (dec) (dec) (dec) (dec)
DRG-002 9420 9469 49
DRGA-001 9456 9505 49 10.2500 0.2092 0.0930 0.1660 0.2710 0.9500 0.7900 2.7700 0.8340
DRGA-010 10073 10124 51 20.0000 0.3922 0.0940 0.1710 0.3360 1.8700 1.5500 6.7200 0.8290
DRTA-005 9727 9780 53 17.0000 0.3208 0.0840 0.1930 0.2420 1.4300 1.1600 4.1200 0.8070
DRTA-008 9883 9937 54 4.5000 0.0830 0.0980 0.3880 0.3050 0.4400 0.2700 1.3700
DRTA-009 9704 9757 53 29.0000 0.5472 0.1360 0.0950 0.2270 3.9500 3.5800 6.5700 0.9050
DRTA-012 10041 10090 49 17.8800 0.3649 0.0940 0.1950 0.2820 1.6800 1.3500 5.0300 0.8050
DRTA-013 9679 9734 55 14.2500 0.2591 0.1170 0.1740 0.1810 1.6700 1.3800 2.5800 0.8260
DRTA-014 9686 9737 51 15.7500 0.3088 0.1030 0.1820 0.3850 1.6200 1.3200 6.0700 0.8180
DRTA-036PH 9872 9921 49 23.0000 0.4694 0.0950 0.2860 0.2340 2.1900 1.5600 5.3900 0.7140
DRRA-001 9328 9380 52 12.0000 0.2308 0.0960 0.2470 0.3360 1.1500 0.8700 4.0400 0.7530
DRRA-003 9976 10025 49 13.0000 0.2653 0.0910 0.2660 0.2840 1.1800 0.8600 3.7000 0.7340
DRRA-006 9827 9878 51 5.5000 0.1080 0.1110 0.4580 0.3070 0.6100 0.3300 1.6900
DRRA-011 9696 9745 49 17.2500 0.3520 0.0880 0.1390 0.2970 1.5200 1.3100 5.1200 0.8610
DRRA-014S1 9645 9698 53 14.0000 0.2642 0.1140 0.1250 0.2830 1.6000 1.4000 3.9600 0.8750
DRRA-015 9781 9830 49 12.0000 0.2449 0.0920 0.0780 0.3540 1.1000 1.0200 4.2500 0.9220
DRRA-020 10004 10052 48
DRRA-034 9654 9705 51 12.0000 0.2353 0.1050 0.1190 0.3170 1.2600 1.1100 3.8000 0.8810
DRRA-035 9977 10026 49 12.5000 0.2551 0.0870 0.2710 0.2590 1.0900 0.7900 3.2400 0.7290
DRRA-035S1 9992 10045 53 14.1300 0.2666 0.1010 0.1610 0.2370 1.4300 1.2000 3.3500 0.8390
DRRA-042 10056 10111 55 19.2500 0.3500 0.0990 0.1950 0.2720 1.9100 1.5400 5.2400 0.8050
DRRA-043 10167 10219 52 11.7500 0.2260 0.0940 0.2960 0.2890 1.1000 0.7800 3.4000 0.7040
DRRA-048 9564 9616 52 5.7500 0.1110 0.0880 0.1290 0.2950 0.5100 0.4400 1.6900
DRRB-002I 9818 9883 65 14.5000 0.2231 0.1010 0.1960 0.3210 1.4600 1.1800 4.6600 0.8040
DRRB-016 9825 9882 57 19.5000 0.3421 0.1110 0.1870 0.2610 2.1600 1.7500 5.0900 0.8130
DRRB-017 9793 9851 58
89
DRRB-018 10161 10219 58 17.7500 0.3060 0.1100 0.2120 0.2780 1.9500 1.5400 4.9300 0.7880
DRRB-031 10203 10254 51 13.0000 0.2549 0.0990 0.2450 0.3380 1.2800 0.9700 4.3900 0.7550
DRRB-037 9933 9988 55 12.5000 0.2273 0.0980 0.2530 0.2800 1.2200 0.9100 3.5100 0.7470
DRRC-021 9769 9823 54 15.0000 0.2778 0.0720 0.1230 0.2810 1.0700 0.9400 4.2100 0.8770
DRRC-023 9953 10009 56 13.0000 0.2321 0.0940 0.2070 0.2900 1.2300 0.9700 3.7700 0.7930
DRRC-027 9735 9781 46 15.2500 0.3315 0.1040 0.1810 0.2300 1.5800 1.2900 3.5100 0.8190
DRRC-049 10271 10318 47 12.7500 0.2713 0.0970 0.1440 0.2920 1.2300 1.0500 3.7300 0.8560
DRRD-022 9393 9434 41 27.6300 0.6739 0.1190 0.1560 0.3940 3.3000 2.7800 10.8800 0.8440
DRRD-024 9910 9955 45 13.0000 0.2889 0.1000 0.1890 0.2810 1.3100 1.0600 3.6500 0.8110
DRRD-028 10181 10229 48 13.7500 0.2865 0.0690 0.2460 0.3020 0.9400 0.7100 4.1500 0.7540
DRRD-030 9768 9815 47 12.5000 0.2660 0.0890 0.1080 0.3420 1.1100 0.9900 4.2700 0.8920
DRRD-053 9726 9768 42 11.7500 0.2798 0.1090 0.2180 0.3230 1.2900 1.0100 3.7900 0.7820
DRRD-055S1 9917 9962 45 11.5000 0.2556 0.0940 0.3020 0.3360 1.0800 0.7500 3.8700 0.6980
DRRD-056 10653 10701 48 14.0000 0.2917 0.0990 0.1790 0.2930 1.3900 1.1400 4.1000 0.8210
DRRD-059 11053 11104 51
DRRE-007 11690 11749 59 15.5000 0.2627 0.0920 0.1930 0.3250 1.4200 1.1400 5.0300 0.8070
DRRE-038 11056 11109 53 23.5000 0.4434 0.0830 0.1620 0.3690 1.9400 1.6300 8.6800 0.8380
DRRE-039 10213 10265 52 16.2500 0.3125 0.1100 0.1560 0.3010 1.7900 1.5100 4.8900 0.8440
DRRE-044 11549 11607 58 17.6300 0.3040 0.0680 0.2590 0.3750 1.1900 0.8800 6.6000 0.7410
DRRC-029 9970 10016 46 17.0000 0.3696 0.0940 0.2740 0.2580 1.5900 1.1600 4.3900 0.7260
DRRC-036 9683 9739 56 11.5000 0.2054 0.0970 0.1710 0.3140 1.1200 0.9300 3.6100 0.8290
DRRB-032 9530 9584 54 11.5000 0.2130 0.0730 0.1640 0.2930 0.8400 0.7100 3.3700 0.8360
DRRD-051 9847 9892 45 8.8800 0.1973 0.1510 0.1760 0.2870 1.3400 1.1000 2.5500 0.8240
TOTAL 51.5217 14.9016 0.289 0.0969 0.2021 0.2976 1.4604 1.1818 4.4281 0.7024
90
Anexo E: Sumario de resultados para la caliza M2.
Well
Top Bottom Gross Net N/G Av Phi Av Sw Av Vcl Phi*H
PhiSo*H
Vcl*H
S oil
(ft) (ft) (ft) (ft) (dec) (dec) (dec) (dec)
DRG-002 9359 9420 61
DRGA-001 9397 9456 59
DRGA-010 10011 10063 52 14.0000 0.2692 0.1360 0.1370 0.3440 1.9100 1.6500 4.8100 0.8630
DRTA-005 9676 9727 51 6.0000 0.1176 0.1160 0.1520 0.3430 0.7000 0.5900 2.0600 0.8480
DRTA-008 9831 9883 52
DRTA-009 9658 9704 46 12.5000 0.2717 0.1110 0.3220 0.1730 1.3900 0.9400 2.1700 0.6780
DRTA-012 9994 10041 47
DRTA-013 9627 9679 52
DRTA-014 9636 9686 50 6.7500 0.1350 0.1230 0.1230 0.3500 0.8300 0.7300 2.3600 0.8770
DRTA-036PH 9778 9824 46 7.0000 0.1522 0.1320 0.1480 0.2860 0.9300 0.7900 2.0000 0.8520
DRRA-001 9276 9328 52 9.5000 0.1827 0.1240 0.1640 0.2980 1.1800 0.9800 2.8300 0.8360
DRRA-003 9922 9976 54 7.0000 0.1296 0.1240 0.2070 0.2650 0.8700 0.6900 1.8500 0.7930
DRRA-006 9777 9827 50 6.0000 0.1200 0.1240 0.2750 0.2570 0.7400 0.5400 1.5400 0.7250
DRRA-011 9648 9696 48 5.1300 0.1069 0.1240 0.2110 0.2760 0.6300 0.5000 1.4200 0.7890
DRRA-014S1 9593 9645 52 6.5000 0.1250 0.1670 0.2560 0.1520 1.0900 0.8100 0.9900 0.7440
DRRA-015 9729 9781 52 11.7500 0.2260 0.1270 0.1070 0.3550 1.4900 1.3300 4.1700 0.8930
DRRA-020 9951 10004 53
DRRA-035 9923 9946 23 6.5000 0.2826 0.1170 0.2060 0.2580 0.7600 0.6000 1.6800 0.7940
DRRA-035S1 9937 9992 55 6.7500 0.1227 0.1080 0.0450 0.2770 1.2000 1.1500 1.8700 0.9550
DRRA-042 10005 10056 51 6.7500 0.1324 0.1160 0.1840 0.4600 0.7800 0.6400 3.1100 0.8160
DRRA-043 10114 10167 53 10.3800 0.1958 0.1530 0.1770 0.1860 2.6200 2.1600 1.9300 0.8230
DRRA-048 9513 9564 51 6.0000 0.1176 0.1200 0.2140 0.3000 0.7200 0.5700 1.8000 0.7860
DRRB-016 9779 9825 46 14.7500 0.3207 0.1020 0.1550 0.1770 2.3900 2.0200 2.6200 0.8450
DRRB-017 9749 9793 44 16.0000 0.3636 0.1080 0.2600 0.0640 4.9200 3.6400 1.0200
DRRB-018 10111 10161 50 5.0000 0.1520 0.1220 0.2870 0.7600 0.6700 1.4400 0.8780
DRRB-037 9882 9933 51 16.6300 0.3261 0.1570 0.1700 0.3140 4.2800 3.5500 5.2300 0.8300
91
DRRC-023 9909 9953 44
DRRC-021 9722 9769 47 4.5000 0.0957 0.1100 0.1550 0.3280 0.4900 0.4200 1.4800 0.8450
DRRC-027 9682 9735 53 10.5000 0.1981 0.1220 0.3100 0.2020 2.3300 1.6100 2.1200 0.6900
DRRC-049 10216 10271 55
DRRD-024 9862 9898 36 22.1300 0.6147 0.1690 0.0980 0.1400 5.9500 5.3700 3.0900 0.9020
DRRD-022 9345 9393 48
DRRD-028 10123 10181 58 5.5000 0.0948 0.0880 0.3790 0.3000 0.4900 0.3000 1.6500 0.6210
DRRD-030 9718 9738 20 17.5000 0.8750 0.2450 0.0360 0.3160 6.0500 5.8300 5.5300 0.9640
DRRD-053 9678 9726 48 8.2500 0.1719 0.1390 0.2140 0.2900 1.1500 0.9000 2.3900 0.7860
DRRD-055S1 9865 9917 52 7.7500 0.1490 0.1380 0.1900 0.3390 1.0700 0.8600 2.6300 0.8100
DRRD-056 10598 10653 55 10.7500 0.1955 0.1360 0.0530 0.3500 1.4700 1.3900 3.7700 0.9470
DRRD-059 10995 11053 58 4.0000 0.0690 0.1400 0.3640 0.4190 0.5600 0.3600 1.6800 0.6360
DRRE-007 11638 11690 52 4.0000 0.0769 0.1230 0.1620 0.3600 0.4900 0.4100 1.4400 0.8380
DRRE-038 11000 11056 56 6.7500 0.1205 0.1560 0.1550 0.3600 1.0500 0.8900 2.4300 0.8450
DRRE-044 11494 11549 55 8.0000 0.1455 0.1230 0.1920 0.3760 0.9200 0.7600 2.7700 0.8080
DRRC-029 9923 9970 47 4.5000 0.0957 0.1210 0.3450 0.2840 0.5400 0.3600 1.2800 0.6550
DRRC-036 9636 9683 47
DRRB-032 9483 9530 47 11.0000 0.2340 0.1500 0.0110 0.3720 0.7000 0.7000 0.8400 0.9890
DRRD-051 9797 9847 50
TOTAL 49.5333 9.0006 0.2071 0.1324 0.1853 0.2899 1.5721 1.3150 2.3529 0.8170
92
Anexo F: Tabla de resumen de las descripciones de mudlogging del campo Drago.
CAMPO POZO FM TEXTURA COLOR DUREZA FORMA PHI
PRESENCIA
DE
HIDROCAR
BUROS
DR
AG
O DRGA-001
M2 wackstone, packstone gris, gris bandeada con crema,
gris oscura
suave - mod dura bloque - subbloque
A wackstone, packstone gris clara, gris oscura firme - mod dura bloque - subbloque
DRGA-010
M2 wackstone, packstone crema, gris oscura, crema con
gris oscura
mod. dura - suave bloque - subbloque no visible NO
A wackstone, packstone crema, gris clara mod. Dura - dura subbloques no visible SI
DR
AG
O E
ST
E
DRTA-001 M2 packstone, grainstone gris, gris oscura, crema, negra mod. Dura - dura bloque - subbloque
A crema, gris clara mod. Dura - dura bloque - subbloque
DRTA-009
M2 packstone gris clara, gris oscura dura subbloque - bloque
A packstone crema bandeada con gris,
crema, gris oscura
dura subbloque - bloque
DRTA-010 M2 wackstone gris oscura, gris clara, crema suave - mod dura subbloque - bloque no visible NO
A mudstone, wackstone gris clara, gris oscura suave - mod dura subbloque - bloque no visible NO
DRTA-013 M2 wackstone, packstone gris oscura, crema suave - mod dura irregular a bloque no visible
A mudstone, wackstone cre.a, gris clara mod. dura - suave bloque - irregular no visible
DRTA-014 M2 wackstone, packstone gris oscura, gris clara suave - mod dura irregular a bloque no visible
A mudstone, wackstone crema, gris clara mod. dura - suave bloque - irregular no visible
DRTA-036H
M2 packstone, grainstone crema, gris, gris clara firme - mod dura subbloque no visible NO
A packstone gris clara, gris blanca, gris
oscura
firme - mod dura subbloque - bloque no visible NO
DR
AG
O N
OR
TE
DRRA-001
M2 packstone gris clara, crema, blanca
cremosa, grs oscura
suave - mod dura subbloque - bloque no visible NO
A mudstone gris oscura, gris clara, crema firme - mod dura subbloque - bloque no visible
DRRA-006 M2 packstone café oscuro con blanco, crema mod. dura - suave subbloque
A wackstone, packstone crema, gris clara dura - mod. Dura subbloque
DRRA-014 M2 packstone, grainstone gris clara, crema mod. Dura - dura subbloque - bloque
A packstone, grainstone crema, gris clara, blanca mod. Dura - dura bloque - subbloque
DRRA-034 M2 packstone, grainstone crea, gris clara, gris oscura mod. Dura - dura subbloque - bloque
A wackstone gris oscura, gris clara, crema mod. Dura subbloque
DRRA-035 M2 packstone gris clara, crema suave - mod dura subbloque - bloque
93
A mudstone gris oscura, gris clara, crema mod. Dura subbloque - bloque
DRRA-048 M2 wackstone, packstone crema bandeada con gris mod. dura - suave bloque no visible NO
A wackstone crema, crema con gris suave - mod dura subbloque - bloque no visible NO
DRRB-018 M2 packstone gris clara, crema, gris oscura mod. dura - dura subbloque - bloque
A packstone gris clara, crema mod. dura - dura subbloque - bloque
DRRC-021 M2 packstone gris oscura, negra, crema mod. dura - dura subbloque - bloque
A packstone gris clara, crema mod. dura - dura subbloque - bloque
DRRC-023 M2 mudstone, wackstone crema, crema con gris suave subbloque
A mudstone, wackstone crema suave - mod dura bloque - subbloque
DRRC-025 M2 mudstone gris clara suave - mod dura subbloque - bloque no visible
A mudstone, wackstone negra, gris clara, crema suave - mod dura subbloque - bloque no visible
DRRC-049 M2 mudstone girs oscura, gris clara suave - dura bloque - subbloque
A mudstone gris oscura, gris clara suave - dura bloque - subbloque
DRRD-022 M2 packstone gris oscua, negra mod. Dura subbloque - bloque
A wackstone, packstone gris clara, gris oscura suave - mod dura subbloque - bloque
DRRD-024 M2 packstone gris oscura, gris clara, crema mod. Dura subbloque NO
A packstone gris, gris clara mod. Dura subbloque - bloque NO
DRRD-026 M2 packstone gris clara, crema suave - mod dura subbloque - bloque
A packstone gris oscur, gris, crema mod. Dura subbloque - bloque
DRRD-028 M2 packstone gris clara, crema suave - mod dura subbloque - bloque
A packstone gris oscura, gris clara, crema mod. Dura subbloque - bloque
DRRD-030 M2 packstone, grainstone gris clara, crema mod. Dura bloque NO
A packstone, grainstone gris oscura, crema, gris clara mod. Dura bloque
DRRD-030S1 M2 packstone, grainstone gris oscura, gris clara mod. dura - dura subbloque - bloque
A packstone crema, gris clara, gris oscura mod. Dura bloque - subbloque NO
DRRD-051 M2 mudstone gris oscura, gris clara suave - dura bloque - subbloque
A mudstone gris clara, crema suave - dura bloque - subbloque
DRRD-053 M2 mudstone gris clara, grs oscura suave - dura bloque - subbloque
A mudstone gris clara, blanca, crema suave - dura bloque - subbloque
DRRD-055S1
M2 wackstone crema, gris oscura, crema con
gris oscura
suave - mod dura subbloque - bloque
A packstone gris clara, crema suave - mod dura subbloque - bloque
DRRD-056 M2 mudstone blanca, gris clara suave - dura irregular - subbloque
A mudstone gris clara, crema con gris suave - dura subbloque - bloque
94
DRRD-059
M2 packstone gris oscura, crema con gris
oscura
suave - mod dura subbloque - bloque
A packstone crema con gris oscura, gris
clara, crema
suave - mod dura subbloque - bloque
DRRE-004 M2 mudstone, wackstone crema, gris clara mod. dura - suave irregular - blocosa no visible NO
A packstone, grainstone crema con gris mod. Dura irregular - blocosa no visible NO
DRRE-007
M2 wackstone, packstone gris oscura con crema, crema suave - mod dura irregular - blocosa no visible NO
A wackstone, packstone crema cn gris oscura, grs
oscura
suave - mod dura irregular - blocosa no visible NO
DRRE-019 M2 wackstone gris oscura, gris clara mod. dura - suave blocosa - irregular no visible NO
A wackstone crema, gris clara mod. Dura bloque no visible
DRRE-038 M2 wackstone, packstone gris clara, negrsa, crema mod. Dura - dura subbloque - bloque no visible NO
A mudstone, wackstone crema, gris clara dura - suave irregular - blocosa no visible NO
DRRE-039 M2 wackstone, packstone crema, gris clara suave - mod dura irregular - subbloque pobre NO
A wackstone, packstone crema, gris clara suave - mod dura irregular - subbloque pobre NO
DRRE-062 M2 mudstone negra, gris oscura suave - dura bloque
A mudstone gris oscura, gris clara suave - dura irregular - blocosa
95
Anexo G: Masterlog del pozo DRRD-045.