ESCUELA SUPERIOR POLITECNICA DEL LITORAL · 2018-04-04 · VIII van de 0.023 a 0.168 ohm-m y en...

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

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

TESIS DE GRAD0 Previa a la obtenci6n del Titulo de:

INGENIERO EN GEOLOGIA

Presentada por:

Antonio Byron Torres Haz

Guayaquil - Ecuador 1989

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

- Mi profundo agradecimiento a CONOCO

ECUADOR LTD, y a su Presidente Edward Da-

vies, por haberme dado todas las facilida-

des para la realizacion de esta tesis.

- A Albert0 Belforte, Vicepresidente de

CONOCO ECUADOR LTD, por todo su apoyo y

por la confianza puesta en mi.

- A Roy Leadholm, Jefe de Geologos, por la

constante guia y dedicacion que pus0 en la

realizacion de este trabajo siempre

dispuesto a atender mis inquietudes,

beneficiandome de sus enseiianzas y

experiencia.

- A Douglas Good, Geologo Mayor, y a1 Ing.

Heinz Teran, Director de Tesis, por sus

sugerencias y comentarios.

- A Jose Espinosa, Ingeniero Asociado, por

su ayuda en la impresion del texto.

I11

- A Maria Mercedes de Perez, secretaria del

Departamento de Exploracion, por su ayuda

permanente.

- A Hector Mejia, Jefe del Departamento de

Dibujo, y a su eficiente grupo de trabajo:

Carlos Vargas, Sergio Landivar, Marcelo

Santacruz y Mauricio Giacometti, por la

elaboracion de 10s perfiles y mapas.

- A PETROECUADOR y DNH, por la information

proporcionada.

- A cada uno de mis compafieros de trabajo

por su confianza y colaboracion.

D E D I C A T O R I A

- Con eterno agradecimiento a mis dos madres:

A mi querida Magda, autora de mis dias, por

su sacrificio, abnegacion y ejemplo de per-

severancia. Y a mi querida tia Adelina, mi

angel de la guarda, presente en todo momen-

ento con su bondad y amor, han sido siempre

mi motivaci6n.

- A mis hemanos: Helio, Eduardo y Gisella

por su confianza en mi.

' - A mis compafieros y amigos.

DECLARACION EXPRESA

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

puestos en esta tesis, me corresponden exclusivamente; y,

el patrimonio intelectual de la misma, a la ESCUELA

SUPERIOR POLITECNICA DEL LITORAL".

(Reglamento de Ex6menes y Titulos profesionales de la

ESPOL) .

ANTONIO TORRES HAZ.

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

TIERRA.

Ing. Edison Navarrete C. MIEMBRO DEL TRIBUNAL.

Ing. Heinz Teran M. DIRECTOR DE TESIS.

Colmont M. EL TRIBUNAL.

RESUMEN

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

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

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

laciones de lutita. Fue depositada en un ambiente fluvio-

deltaico.

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

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

sidad es entre 2.2 y 2.3 grm/cc.

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

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

gilacea, caolinitica o intercalaciones de lutita, disminu-

yen su valor.

Mediante la ecuacion : Tf = Prof*(0.0164) + 69 Ec.(4.1),

se puede pronosticar la temperatura de formacion a una de-

terminada profundidad, y su gradiente termico es de

1.49"F/100 pies.

La salinidad del aqua de formacion es heterogenea sus con-

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

Este a Oeste de la cuenca, mientras que sus resistividades

VIII

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

a Oeste.

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

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

a1 Noroeste, Centro Oeste y Suroeste de la cuenca.

La madurez del petroleo esta relacionada tanto con la

salinidad, como por la temperatura de formacion.

Las areas que se muestran como potenciales reservorios,

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

INDICE GENERAL

RESUMEN ............................................... VII

INDICE GENERAL ......................................... IX

INDICE DE FIGUIZAS .................................... XI11

INDICE DE TABLAS ....................................... XX

NOMENCLATURA .......................................... XXI

INTRODUCCION ........................................... 23

CAPITULO I

VISTA GENERAL DE LA CUENCA ORIENTE ..................... 25

1.1 HISTORIA DE LA EXPLORACION ......................... 25

1.2 ESTRUC.RA ......................................... 29 1.3 ROCA MADRE ......................................... 31

1.4 ESTRATIGIZAFIA ...................................... 32

1.4.1 FORMACIONES PRE-CRETACICAS ................... 32 1.4.2 FORMACIONES CRETACICAS ....................... 34

1.4.3 FORMACIONES TERCIARIAS ....................... 38

CAPITULO I1

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

2.1 METODOLOGIA ........................................ 41

2.1.1 BASE DE DATOS ................................ 41

2.1.2 RECONOCIMIENTO DE LA FORMACION TENA .......... 42 2.1.3 RECONOCIMIENTO DE LA DISCORDANCIA TERCIARIA .. 42

X

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

2.2.1 PERFIL ESTRATIGRAFICO A-A'

( L I M O N C O C ~ - 1 / T I P U T I N I - l ) .................... 44

2.2.2 PERFIL ESTRATIGRAFICO B-B'

(SHIRIPUNO-C~/NASHIRO-~) ..................... 4 7

2.2.3 PERFIL ESTRATIGRAFICO C-C'

(ENTRE RIOS/HUITO-l) ......................... 50

2.2.4 PERFIL ESTRATIGRAFICO D-D'

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

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

CAPITULO I11

AMBIENTE REGIONAL DE DEPOSITACION DE LA ARENISCA

"M-1" .................................................. 57

3.1 METODOLOGIA ........................................ 57

3-1.1 BASE DE DATOS ................................ 57

3.1.2 PROCEDIMIENTO ................................ 58

3.2 GEOMETRIA DEL CUERPO ARENOSO ....................... 60

3.2.1 INTERPRETACION Y DESCRIPCION DEL MAPA DE

ARENISCA BRUTA ............................... 60


ARENISCA NETA ................................ 61

3.3 INTERPRETACION DE ELECTROFACIES .................... 61

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

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

XI

CAPITULO IV

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

4.1.1 BASE DE DATOS ................................ 66

4.1.2 PROCEDIMIENTO ................................ 67

4.1.3 DESCRIPCION DEL PROGRAMA DE ANALISIS DE

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


POROSIDAD .................................... 76

4.2.2 INTERPRETACION DEL GRAFICO DE PROFUNDIDAD VS

POROSIDAD .................................... 76

4.3 PERMEABILIDAD ...................................... 77

4.3.1 ANALISIS DE LA PERMEABILIDAD CON INFORMACION

DE NUCLEOS. BLOQUE 16 ........................ 77

4.3.2 ANALISIS DE LOS GRAFICOS DE POROSIDAD SONICA

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


TEMPERATURA ................................. 100


GRADIENTE TE.ICO ........................... 101

4.4.3 INTERPRETACION DEL GRAFICO DE TEMPERATURA DE

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

CAPITULO V

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

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

xi1

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

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


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


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

5.2.3 INTERPRETACION DE LOS GRAFICOS DEL AGUA DE

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

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


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

5.3.2 INTERPRETACION DEL GRAFICO DE PROFUNDIDAD VS

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

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

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

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

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

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

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

INDICE DE FIGURAS

Fig. (1.1)

Fig. (1.2)

Fig. (1.3)

Fig. (1.4)

Fig. (1.5)

Fig. (3.1)

Fig. (4.1)

Fig. (4.2)

Fig. (4.3)

Limites Estructurales de la Cuenca Oriente,

Ecuador.

Zonas Tectonicas de la Cuenca Oriente, Ecuador.

Zonas Estructurales del Borde Oriental.

Columna Estratigrafica de la Cuenca Oriental,

Distribucion de 10s Campos Petroleros en el

Oriente Ecuatoriano.

Patrones Basicos de 10s Registros de SP y GR.

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

Amazonas llM-l", Porosidad Sonica vs Profundi-

dad.

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

Fig. (4.4)

Fig. (4.5)

Fig. (4.6)

Fig. (4.7)

Fig. (4.8)

Fig. (4.9)

Fig.(4.10)

dad,

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

didad.

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

Amo-2 "M-1" , Porosidad Sonica vs Profundidad.

Amo-2 "M-l*@, Porosidad de Nucleo vs Profundi-

dad.

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

didad.

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

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

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

XIV

dad.

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

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

dad.

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

didad.

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

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

dad.

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

dad.

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

dad.

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

didad.

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

dad.

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

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

fundidad.

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

didad.

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

dad.

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

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

f undidad .

xv

Fig. (4.27)

Fig. (4.28)

Fig. (4.29)

Fig. (4.30)

Fig. (4.31)

Fig. (4.32)

Fig. (4.33)

Fig. (4.34)

Fig. (4.35)

Fig. (4.36)

Fig. (4.37)

Fig. (4.38)

Fig. (4.39)

Fig. (4.40)

Fig. (4.41)

Fig. (4.42)

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

dad.

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

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

fundidad.

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

dad.

Dorisa tlM-ltt, Porosidad Sonica vs Profundidad.

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

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

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

dad.

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

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

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

fundidad.

Huito llM-lll, Porosidad Sonica vs Profundidad.

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

dad.

Iro-1 rrM-llg , Porosidad Sdnica vs Profundidad.

Iro-1 llM-lll, Porosidad Sonica-Nucleo vs Pro-

fundidad.

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

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

dad.

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

dad.

XVI

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

dad.

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

dad.

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

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

Profundidad.

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

didad.

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

Profundidad.

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

didad.

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

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

Profundidad.

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

dad.

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

fundidad.

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

dad.

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

didad.

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

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

dad.

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

XVII

Fig. (4.61)

Fig. (4.62)

Fig. (4.63)

Fig. (4.64)

Fig. (4.65)

Fig. (4.66)

Fig. (4.67)

Fig. (4.68)

Fig. (4.69)

Fig. (4.70)

Fig. (4.71)

Fig. (4.72)

Fig. (4.73)

Fig. (4.74)

Fig. (4.75)

Fig. (4.76)

dad.

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

fundidad.

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

fundidad.

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

fundidad.

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

dad.

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

dad.

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

dad.

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

dad.

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

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

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

Cleo.

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

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

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

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

Cleo.

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

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

XVIII

Fig. (4.77)

Fig. (4.78)

Fig. (4.79)

Fig. (4.80)

Fig. (4.81)

Fig. (4.82)

Fig. (4.83)

Fig. (4.84)

Fig. (4.85)

Fig. (4.86)

Fig. (4.87)

Fig. (4.88)

Fig. (4.89)

Fig. (4.90)

Fig. (4.91)

Fig. (5.1)

Cleo.

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

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

Nucleo.

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

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

Nucleo.

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

nica.

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

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

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

Cleo.

Permeabilidad vs Porosidad de Nucleo, Bloque

16.

Temperatura de Formacion, Bloque 16.

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

"M-1".

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

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

"M-1".

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

"M-1".

Ginta-1 llM-lll Nuevos Parametros.

Carta de Correcion de SP.

XIX

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

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

Rwe.

Fig. (5.4) Profundidad vs Rw.

Fig.(5.5) Profundidad vs Salinidad.

Fig.(5.6) Profundidad vs Grados API.

INDICE DE TABLAS

I

I1

I11

IV

V

VI

Espesores Brutos.

Espesor Neto-Porosidad Promedio.

Permeabilidades Horizontales del Bloque 16,

CONOCO.

Temperaturas de Formacion del Bloque 16,

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

Resistividad (Rw) y Salinidad del Agua de

Formacibn.

VII Pruebas de Produccibn.

VIII Profundidad promedio y Grados API.

NOMENCLATURA

Rw

Rwe

SP

SSP

Tmf

Tf

@fl

Programa de Analisis de Registros de CONOCO.

Formation.

Rayos Gamma.

Linea del Protocolo de Rio de Janeiro.

Milidarcies.

Porosidad.

Porosidad el Registro de Densidad.

Porosidad por el Registro de Neutrbn.

Partes Por Millon.

Profundidad Promedio.

Resistividad de la Zona Invadida.

Resistividad del Lodo de Perforacibn.

Resistividad del Filtrado de Lodo.

Resistividad del Lodo de Perforacion a la Tempe-

ratura del Filtrado de Lodo.

Resistividad del Agua de Formaci6n.

Resistividad Equivalente.

Potencial Espontaneo.

Potencial Espontaneo Estatico.

Temperatura del Filtrado de Lodo.

Temperatura de Formacibn.

Densidad del Fluido.

XXI I

@log

@ma Densidad de la Matriz.

@T Gradiente Termico.

@Tf 1 Tiempo en Atravezar el Fluido.

@Tlog

@ m a

Lectura de la Densidad en el Registro.

Lectura del Tiempo en el Registro.

Tiempo en Atravezar la Matriz.

INTRODUCCION

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

cica que es considerada roca reservorio y de la cual poco

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

jor sus caracteristicas regionales y asi resolver inquie-

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

continua, especialmente en aquellas zonas donde poca in-

formation de pozos se tiene, donde podemos esperarla y con

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

tercalaciones de algun material? En que ambiente se depo-

sito? Que porosidades podemos encontrar? A que se deben

las altas permeabilidades del Bloque 16? Es posible de-

terminar alguna relacion para pronosticar la temperatura

de formacion? Y con que gradiente t6rmico esta aumenta?

Cuales son las caracteristicas del acuifero? Asi como que

gravedad especifica esperariamos encontrar en una determi-

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

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

formation disponible de todos aquellos pozos que han atra-

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

cos, pruebas de produccion, estudios paleontologicos, ana-

lisis de nucleos. Parte de ella fue procesada mediante el

us0 del programa de Analisis de Registros de Conoco

(CLAM), obteniendose valores de porosidad, concentraciones

24

y resistividad del agua de formacion, y realizdndose 10s

' respectivos mapas (Capitulo III-IV).

Los cinco perfiles estratigraficos asi como 10s mapas de

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

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

sirvio para conocer su ambiente de depositacion (Capftulo

11-111) 0

A partir de las temperaturas de todas las formaciones del

Bloque 16, de la CONOCO , se calculo la temperatura de

formacion para el resto de 10s pozos para realizar el mapa

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

Para el mapa de gravedad especifica se us6 la informacidn

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

Se hizo un andlisis de 10s valores de las permeabilidades

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

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

CAPITULO I

VISTA GENERAL DE LA CUENCA ORIENTE

1.1 HISTORIA DE LA EXPLORACION (25,27).

Para conocer la historia de la exploracion en la Cuen-

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

el Geografo ecuatoriano, Dr. Manuel Villavicencio,

descubre manaderos de asfalto y alquitran en 10s mar-

genes del R i o Hollin.

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

exploraciones sistematicas en el Oriente Ecuatoriano,

venciendo toda clase de obstaculos, como es la misma

morfologia de la selva con todos sus peligros que en-

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

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

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

Minas y Petroleos del Ecuador. Estas empresas pione-

ras, aun cuando no tuvieron exito en la busqueda de

reservorios hidrocarburiferos comerciales, su aporte

en cuanto a conocimiento geologico fue inmenso, tal es

el caso de la compafiia Shell, entre cuyos trabajos

consta: el levantamiento aereo de la zona subandina y

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

26

el levantamiento gravimetrico de toda la concesibn,

descripcion de la columna estratigrafica de la cuenca,

edades de las formaciones, posibles rocas madres y

tectonica general de la cuenca.

Toda esta informacion serviria de base para elaborar

teorias y modelos geologicos indispensables para la

exploracion petrolera.

En 1963, las compafiias TEXACO y GULF, obtienen una

concesion en la Cuenca del Putumayo en Colombia y

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

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

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

ma cuenca, y disponiendo con la informacion fruto del

esfuerzo de las empresas antes mencionadas, las mismas

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

descubrimiento comercial de petroleo en el Oriente

Ecuatoriano en el campo Lago Agrio, produciendo 1,241

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

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

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

ansiada busqueda del or0 negro y a1 comienzo de una

nueva era en la economia ecuatoriana.

Es a partir de esta fecha que se descubren una serie

de campos. La informacion del campo con su respectiva

produccion, fue obtenida del trabajo de Marcos Rivade-

27

neira; Cuenca Oriente, Evaluacion Historica y Pers-

pectivas F’uturas de la Exploracion de Hidrocarburos, y

la detallamos a continuacion:

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

Charapa y Bermejo, incorporando un total de reservas

de 145 millones de barriles de petroleo.

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

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

huacu, Atacapi, Bermejo Sur, totalizan una reserva de

crudo de 694 millones de barriles de petroleo.

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

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

total de 1,309 millones de barriles de petroleo.

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

Texaco y 10s campos Tivacuno y Tiputini de la compafiia

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

les de petroleo.

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

vas de pequefios campos, Pucuna, descubierto por Texa-

co-Gulf, y Primavera por Minas y Petroleos.

En 1972, se incorporan 118 millones de petroleo a1

descubrirse por parte de Texaco-Gulf 10s campos

Cononaco y Cuyabeno, sumandose a Bstos 10s campo de

28

Oglan de la Anglo y Fanny por la Cayman.

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

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

del Tarapoa por la compafiia Cayman.

En 1977, CEPE (hoy PETROECUADOR) descubre su primer

campo el Shiripuno Norte, incorporando 7 mil barriles

de petroleo.

En 1978, se incorporan 4 millones 300 mil barriles de

petroleo del campo Shiripuno Centro por parte de CEPE.

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

petroleo del campo Sansahuari y Capiron por parte de

CEPE.

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

shuqui con una produccion de 180 millones 340 mil ba-

rriles de petroleo, 10s cuales posteriormente con 10s

nuevos campos Pichincha y Carabobo forman lo que se

llama actualmente el campo Libertador. Tambien se des-

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

millones 770 mil barriles de petroleo, dando un total

de 210 millones de reservas.

En 1982, se incorporan 1140 millones de barriles de

petroleo del campo Rumiyacu por parte de la Texaco,

690 mil barriles del campo Amazonas por parte de CEPE,

29

dando un total de reservas adicionales para ese afio de

1,824 millones de barriles de petroleo.

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

incorporan 2 millones 167 mil barrileles de petroleo.

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

logran el mas grande descubrimiento de hidrocarburos

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

millones de barriles de petroleo in situ.

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

El Oriente Ecuatoriano es parte de una gran cuenca de

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

ca del Putumayo en Colombia y la Cuenca Marafion en el

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

metros cuadrados le corresponden.

Se pueden reconocer tres zonas tectonicamente diferen-

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

de plataforma o borde oriental y una zona de tectonis-

mo intermedio, entre las dos zonas anteriores, o zona

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

a continuation:

30

- Zona Subandina.

La zona subandina esta formada por el levantamiento

del Nap0 a1 Norte y por el levantamiento del Cutucu

a1 Sur, separados por la depresion Pastaza, ambos

levantamientos ocurridos en el Plioceno y con un

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

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

siendo las principales el Frente de Empuje y la Fa-

lla Napo.

El levantamiento Nap0 tiene una extension de 150 km

y un ancho de 40 km, con elevaciones de hasta

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

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

- -- Zona de Plataforma Q Borde Oriental.

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

Cuenca Pastaza y a1 Este la Plataforma Tiputini,

esta zona tambien esta afectada por juegos de fa-

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

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

- -- Zona del & la Cuenca.

Se encuentra entre las dos zonas anteriores, de di-

recci6n aproximada N-S, presenta una leve acci6n

tectonica. Y es en esta zona donde se han realizado

31

10s descubrimientos hidrocarburiferos en el Oriente

Ecuatoriano.

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

Sobre la roca generadora de hidrocarburos presentes en

la Cuenca Oriente, se han elaborado algunas teorias

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

gar mismo en que pudo haber ocurrido. A continuation

se mencionan algunas de ellas:

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

titas de la Formacion Nap0 las generadoras de hidro-

carburos.

En 1975, tanto Rig0 De Rughi como Thomas Feininger

coinciden a1 decir que son las Formaciones Napo, y

Hollin como las posibles generadoras de petroleo, y es

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

sible lugar de generacion.

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

pudieron haber generado petroleo en el Mioceno Medio

es decir hace 12 millones de afios.

Ademds, se ha considerado a la formacion Santiago del

Jurasico, a sus calizas y lutitas como generadoras de

hidrocarburos.

32

Estudios recientes de la compafiia CONOCO ECUADOR LTD,

confirman las tempranas observaciones de Tschopp que

son las lutitas de la Formacion Nap0 las generadoras

de hidrocarburos.

1.4 ESTRATIGRAFIA (19,27,30) .

El Oriente Ecuatoriano cuenta con un espesor sedimen-

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

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

continuacion, se describe a la estratigrafia del

Oriente en tres grandes grupos, a saber, Formaciones

Pre-cretacicas, Formaciones Cretdcicas y Formaciones

Terciarias:

1.4.1 Formaciones Pre-cretacicas.

Las Formaciones Pre-cretacicas son cuatro, a

saber: Pumbuiza, Macuma, Santiago y Chapiza, y

sus edades comprenden desde el Paleozoico hasta

el Jurasico:

- Formacion Pumbuiza.

Comprende lutitas de color gris obscuro, piza-

rras grafiticas con estratificaciones de are-

niscas cuarciferas de color gris-cafe de grano

fino, ademas calizas y dolornitas. En el Peril

se la conoce como perteneciente a1 Grupo Caba-

33

nillas.

- Formacidn Macuma.

La Formacion Macuma descansa en discordancia

angular sobre la Formacion Pumbuiza y compren-

de dos miembros:

a) Miembro Inferior: Consiste de silice color

azul a gris obscuro con capas delgadas de

calizas fosiliferas gue son en parte dolo-

miticas, alternando con lutitas. Su edad

es Pensilvanica y su espesor varia de 500 a

600 pies.

b) Miembro Superior: Esta formada por una se-

cuencia de calizas blancas a gris obscuro,

delgadas a masivas, intercaladas con capas

de lutitas. Ademas, se encuentran presentes

margas, arcillolitas y areniscas de color

cafe verdoso. Corresponde a1 period0 Permi-

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

- .Formation Santiaso.

Presenta una secuencia de capas de calizas si-

liceas de color gris obscuro a negro, alter-

nando con capas delgadas de areniscas de color

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

3 4

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

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

rior del Grupo Pucaro en el Perti.

- Formacion ChaDiza.

Consiste de arcillolitas de color rojo-gris y

verde-gris, limolitas y areniscas con menor

cantidad de conglomerados. Localmente, se

aprecian capas delgadas de anhidrita, vetillas

de yeso y concreciones dolomiticas. Pertenece

a1 Jurasico Superior y su espesor es de 2,000

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

Forrnacidn Motema y en el Penl, como Formaci6n

Sarayaquillo.

1.4.2 Formaciones CretAcicas.

Las formaciones cretacicas son : Hollin y Nap0

y sus edades comprenden desde el Albiano hasta

el Maestrichtiense:

- Formacion Hollin.

Consiste de areniscas masivas blancas de grano

variado (fino, grueso a conglomeratico), bien

clasificado, de subangular a subredondeado,

comunmente con estratificaciones cruzadas y

marcas de ripple esporadicas, con delgadas

35

intercalaciones de lutitas obscuras arenosas-

micaceas y lutitas carbonosas en la parte su-

perior de la formacion. Es de edad Aptiana

Albiana y su espesor varia de cero pies a1

Este a 500 pies a1 Oeste. Se la conoce como

Formacion Caballos en la Cuenca del Putumayo y

como Formacion Cushabatay en la Cuenca del

Marafton, en el Penl.

- Formacion NaDo.

Comprende tres miembros:

a) Miembro Inferior: Que comprende a las For-

maciones Nap0 Basal, Arenisca ggTgg, Caliza

rcBrg, y Arenisca W r @ .

La Nap0 Basal se encuentra en la base del

Miembro Inferior y se caracteriza por ca-

lizas o lutitas.

La Arenisca ggT1g comprende una serie de

intercalaciones de areniscas y lutitas,

siendo las arenas por lo general glauconi-

ticas y con contenido variable de arcilla

y / o carbonatos en la matriz. Su espesor

aumenta en direccion Sur. Se le ha asignado

una edad de Albiano a Senoniano.

36

La Caliza I1Blf consiste en una delgada per0

persistente capa de caliza, no siempre uni-

forme en la Cuenca Oriente, sobre ella se

encuentran lutitas de color variable.

La Arenisca llU1l consiste de arenas de color

gris de grano fino a medio, subredondeadas

con poco a pobre clasificadas, las arenas

superiores son usualmente glauconiticas y a

menudo arcillosas. Su espesor es variable

entre 150 y 270 pies.

b) Miembro Medio: Comprende la Caliza A y la

Arenisca Glauconitica 11M-21Q0

La Caliza tlA1l sobreyace la Arenisca llUfl I

hay una secuencia delgada de lutitas gris

obscuras a negras y sobre ellas un pro-

minente interval0 de calizas. Su color es

de gris claro a gris obscuro, masiva o en

capas delgadas, densa o finamente cristali-

na, localmente se encuentra caliza y calca-

renita, Se encuentra tanto en la Cuenca Pu-

tumayo, en la Formacion Villeta en Colom-

bia, como en la Cuenca Marafion, donde se la

conoce como Caliza Chonta. Su espesor varia

entre 10s 100 y 300 pies.

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

37

fino a medio, subangular a subredondeado,

moderadamente bien clasificado, suelta a

friable, matriz calcarea, y presencia de

glauconita.

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

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

cion Sureste aumenta su espesor, y desapa-

rece hacia el Oeste de la Cuenca Oriente.

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

gris claro a gris obscuro, moteado gris

obscuro con crema, firme a friable, micro-

cristalina.

La Caliza llM-lll es de color gris claro a

gris obscuro, blanco a crema, translucido

en parte, masiva, cristalina en parte, fir-

me a friable ocasionalmente dura.

ARENISCA "M-1"

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

tivo de esta tesis, se la hizo en base a

10s registros litologicos y de nucleos :

La Arenisca llM-lll, puede presentarse sola o

con intercalaciones de lutitas. Sus colores

varian de gris claro, verde claro, blanco a

translucido, de grano fino a grueso, oca-

sionalmente muy grueso, de regular a muy

bien clasificada, dura, firme y friable,

subangular a subredondeado, algo calcarea,

su matriz puede estar ausente, o ser argi-

lacea o caolinitica, ademas trazas de car-

bonatos, y es localmente glauconitica.

La lutita es de color gris claro a obscuro,

fisible a subfisible, quebradiza, algo cal-

carea, poco carbonosa, micro piritica.

1.4.3 Formaciones Terciarias.

Comprende las Formaciones Tena, Tiyuyacu, Orte-

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

des desde el Paleoceno hasta el Pliopleistoceno.

- Formation Tena,

Se caracteriza principalmente por arcillas

rojas, localmente varian a violeta, marron,

verde y variedades de colores grises, tambien

se encuentran presentes intervalos de arenis-

cas , asi como conglomerados en su base.

En su base se encuentra la Discordancia Ter-

ciaria, y su conglomerado basal es considerado

39

como un cambio abrupt0 de facies. Corresponde

a1 Paleoceno y su espesor alcanza hasta 1,980

pies, disminuyendo en direccion Este y Noreste

de la Cuenca.

- Formacion Tivuvacu.

Se compone de una secuencia de conglomerados,

areniscas de grano grueso, y una variedad de

arcillas rojas, localmente aparece glauconita

con intercalaciones de lutitas rojas, grises y

verdes. Los conglomerados se distribuyen a lo

largo de toda la formacion, y se componen de

chert, guijarros angulares y subredondeados

dentro de una matriz arenosa argilacea. Le

corresponde una edad de Eoceno Temprano. Es

equivalente a la Formacion Pepino en la Cuenca

del Puturnayo en Colombia, y a la Formacion

Yahuarango en la Cuenca del Marafion en el

Peru.

- Formacion Ortesuaza.

Se compone de lutitas de color cafe a gris

verdoso con cantidades subordinadas de arenis-

cas y limolitas. Se le ha asignado una edad de

Eoceno a Oligoceno Tardio.

4 0

- Formacion Chalcana.

Consiste de intercalaciones de lutitas, arena

de grano fino, yeso y bentonita. Se estima un

espesor de 650 a 11,000 mts. Se correlaciona

con el Grupo Orito en la Cuenca del Putumayo y

con la Formacion Cambira en la Cuenca del

Marafion.

- Formacion Araiuno.

Consiste de una secuencia de capas de arci-

llas, areniscas, con presencia de conglomera-

dos, yeso y carbon. Le corresponde una edad de

Mioceno Superior. Esta formacion es equiva-

lente a la Formacion Ospina en la Cuenca del

Putumayo.

- Formacion Mesa.

Son conglomerados que consisten principalmente

de cantos rodados, guijarros, arenas tobaceas

y arcillas, de apariencia horizontal, de alli

su nombre de mesa.

CAPITULO I1

CORRELACIONES ESTRATIGRAFICAS REGIONALES DE LA ARENISCA

1lM-l".

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

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

geometria regional muy poco entendidas, se realizo esta

correlacion estratigrafica para ayudar a establecer 10s

limites de este reservorio productivo.

2.1 METODOLOGIA

2.1.1 Base & Datos.

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

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

pozos para realizar 10s cinco perfiles que abar-

can toda la Cuenca Oriente, ademas se consider6

a aquellos que se tuviera mayor informacion en

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

tocopiar y llevar a una escala conveniente 10s

registros electricos disponibles tales como GR,

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

CION, realizando montajes de las diferentes cur-

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

42

2.1.2

2.1.3

interpretacion; de aquellos pozos de 10s cuales

no se tenia informacion completa y eran necesa-

sarios para realizar 10s perfiles, se recurrio a

PETROECUADOR y a la Direction General de Hidro-

carburos (DNH), donde por razones de seguridad

no se 10s pudo sacar para fotocopiarlos, sin0

que se calco la zona de inter&.

En algunos de 10s pozos se conto con registros

litologicos, de lodo, de perforacibn, compues-

tos y estudios paleontologicos que libraron de

dudas en muchas ocasiones.

Recoiiocimiento -- de la Formation Tena.

Es la formacion que se encuentra sobre la Are-

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

colores claros marrones a rojizos, y su base por

estratos de arenas donde las curvas de Potencial

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

alejdndose de la linea de las lutitas. A menudo

en su base se encuentran conglomerados marcando

el inicio de la Discordancia Terciaria.

Reconocimiento -- de la Discordancia Terciaria.

La Discordancia Terciaria, aparece en todos 10s

perfiles realizados, en la base de la Formacion

Tena. Los valores de 10s registros electricos,

43

disminuyen a la profundidad de la Discordancia

Terciaria, y 10s perfiles Sonico y de Densidad,

muestran un aumento en la porosidad.

2.1.4 Reconocimiento de la Arenisca 88M-118.

Por lo general la primera arena que se encuentra

a continuation de la Discordancia Terciaria es

la Arenisca 88M-118.

Las curvas de SP y GR determinan 10s espesores

de la. arenisca , la presencia de estratifica-

caciones de lutita, y el poder conocer su con-

tenido de mineral radiactivo en las lutitas y

arenas sucias. Los registros SONICO, DENSIDAD,

NEUTRON, MICROLOG cuando 10s tenemos a disposi-

ci6n, se suman a 10s registros anteriores para

aclarar dudas en cuanto a litologias.

2.2 INTERPRETACION DE LOS PERFILES ESTRAFIGRAFICOS

Se deseaba saber la geometria del cuerpo de la Arenis-

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

aparece solo en forma de estratos arenosos o interca-

calados con lutita? En que areas fuera del control de

pozos podemos esperar su presencia? Y con que espeso-

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

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

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

4 4

2.2.1 Perfil Estratiarafico A-A'tLimoncocha-ll

Timtini-1). perfil I.

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

extensidn de 163 km y comprende 10s pozos Limon-

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

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

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

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

a lo largo de todo el perfil, siendo su espesor

hacia el Sureste en el pozo Tiputhi-1 de

31 pies, disminuyendo gradualmente en direccion

Noroeste hasta alcanzar un espesor de 14 pies en

el pozo Panacocha-B1, donde comienza a aumentar

paulatinamente hasta llegar a 26 pies de espesor

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

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

extremo Noroeste del perfil.

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

la arena con intercalaciones de lutitas, mien-

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

Limoncocha-1 consisten de un solo paquete de a-

rena.

La Arenisca W-1" se encuentra a continuaci6n de

la Fm. Tena, apareciendo sin interrupci6n a lo

largo de todo el perfil, su espesor a1 Sureste

4 5

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

66 pies, disminuyendo gradualmente en direcci6n

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

comenzando a aumentar nuevamente a 68 pies en el

pozo Limoncocha-1 ubicado a1 extremo Noroeste

del perfil. Con excepcion del pozo Limoncocha-1,

la arenisca aparece con intercalaciones de

lutita, encontrandose el mayor numero de estas

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

Para este perfil se tom0 como linea datum el to-

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

bien definido en todos 10s pozos e incluimos a

la Fm. Tena como la formacion que nos ayuda a

lograr una buena correlacion, ya que la Discor-

dancia Terciaria a menudo produce en 10s regis-

tros electricos, sonico, densidad y neutr6n,

deflexion de la curva hacia la izquierda del

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

en algunos casos, la deflexion no es tan eviden-

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

andlisis del registro litologico fue necesario

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

determinar por la presencia de lutitas de

colores marrones, rojizos claros gue si lo era.

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

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

bastante parecida y paralela a la de SP, que se

4 6

aleja de la linea de las lutitas a1 comenzar la

formacion y se acerca a esta cerca de la base,

marcando el registro sonico para este intervalo

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

de arenisca con intercalaciones de lutitas, la

cuwa de SP aparecerd con deflexiones hacia la

linea de las lutitas y como en las lutitas

residen por lo general minerales radiactivos, la

curva de GR tambi4n se deflectara para la linea

de las lutitas en forma paralela a la curva de

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

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

la presencia de una zona radiactiva cuando el SP

aparece limpio, es decir alejandose de la linea

de las arcillas , para el caso del pozo San

Francisco-1; en el intervalo de 8,039 a 8,041

pies, ocurre un caso particular ya que la curva

de 8P se deflecta indicando un estrato de luti-

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

DENSIDAD se obsewa una disminucion de valores

en dicho intervalo, continuando de esta manera

en forma irregular hasta el tope de la forma-

don. Es con la ayuda del MICROLOG que podemos

apreciar una disminucion de la'permeabilidad en

el mencionado intervalo, indicandonos por consi-

guiente un material arenoso y muy arcilloso que

por cuesticin de correlacion entre 10s otros

pozos del perfil lo designamos como simplemente

arcilla.

47

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

Nashifio-11, perfi l 11.

El corte B-B1 tiene una direccion Noroeste-

Sureste con una extension de 103 km, y comprende

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

Cowi-1 y Nashifio-1, siendo las formaciones

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

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

macion Tena. Se torno como linea datum el tope de

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

zos y encontrarse bien determinada.

La Formacion Tena es continua a lo largo de todo

el perfil, su espesor es variable entre 3 y 13

pies, no presenta intercalaciones de lutita.

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

122 pies a1 Sureste del perfil en el pozo

Nashifio-1 y va disminuyendo paulatinamente hacia

el Noroeste, alcanzando 113 pies en el pozo

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

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

pozo Shiripuno-C1, intercalaciones de lutita se

presentan a lo largo de todo el perfil de espe-

sor variable entre 2 y 24 pies, siendo predomi-

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

Las variaciones de espesores entre 10s pozos

4 8

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

condiciones de depositacidn, mientras que en 10s

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

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

linologico (Nematosphaeropsis grandis) asi lo

conf irma.

La Caliza llM-lll aparece en todo el perfil con

estratos de caliza interestratificados de luti-

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

de apreciar en uno de sus estratos una transi-

cion de arenisca a caliza.

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

del perfil corno un solo estrato de caliza, si-

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

caliza intercalados de lutita. Entre 10s pozos

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

cion de material calcareo a arenisca y vicever-

sa.

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

perfil con espesores del orden de 17 pies en 10s

extremos, aurnentando a 75 pies hacia el centro

del perfil. Las intercalaciones de material en-

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

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

mientras que en el pozo cowi-1 aparece caliza.

49

La Caliza A es continua a lo largo de todo el

perfil, hacia el Noroeste en el pozo Shiripuno-

C1 su espesor es de 126 pies, disminuyendo pau-

latinamente hacia el Sureste alcanzando 46 pies

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

caliza disminuye y el de lutitas aumenta en di-

reccion Sureste, pudiendose ademas apreciar

transicion de caliza a arena a1 extremo Este del

perf il.

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

a que formacion pertenecian 10s estratos a

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

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

ba, aparecia el primer estrato como de la Fm.

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

realizar la correlacion entre 10s pozos del

perfil se observo que no encajaban geometrica-

mente, ademas que el marcador palinologico, el

Nematosphaeropsis grandis (28) aparece por deba-

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

cepcion del pozo Shiripuno-C1, donde el marcador

aparece en la Discordancia Terciaria y con la

correlaci6n de todo el pozo Shiripuno-C1 con 10s

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

termino que la Arenisca llM-llB no estaba presente

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

sionado, es decir que 10s dos ultimos estratos

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

50

SONICO, indicando una arena apretada no era la

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

si pertenece a la Formacion Tena.

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

se desarrolla, dando la apariencia de lutita,

mas el registro SONICO ayuda a aclarar las dudas

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

El valor promedio de registro SONICO en la Are-

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

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

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

2.2.3 Perfil Estratisrafico C-CIfEntre Rios/

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

El perfil C-C* tiene una direccion Noroeste-

Sureste con una extension de 140.5 km y com-

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

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

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

la Formacion Tena. Se tom6 como linea datum la

base de la Basal Tena, es decir la Discordancia

Terciaria, ya que la deflexion caracteristica

aparece muy bien marcada en 10s registros de so-

nico, densidad, induccion-resistividad.

La Formacion Tena es continua a lo largo de todo

51

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

presentandose intercalaciones de lutita solo en

el pozo Entre Rios.

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

todo el perfil, aparece con un espesor de 128

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

do en direccion Noroeste alcanzando un espesor

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

acuAarse a pocos metros de este. Las intercala-

ciones de lutita son de 2 a 5 pies.

Entre 10s pozos , Balsaura-1C y Huito-1 se ob-

serva la variacion de espesores por cambios en

las condiciones de depositacion, mientras que en

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

accion de la erosion.

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

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

tremo Sureste en el pozo Huito-1, disminuyendo

su espesor en direccion Noroeste, 170 pies en el

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

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

Entre Rios.

Esta caliza se presenta con un gran numero de

intercalaciones de lutita siendo muchas de ellas

continuas a lo largo de todo el perfil, con un

52

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

trandose el mayor numero de estas en 10s pozos

Curaray-1 y Huito-1.

Se penso primeramente que la arena presente en

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

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

adquiere un buen desarrollo en esta arena, mas

la curva de conductividad indicaba el clasico

quiebre hacia la izquierda que ocurre en la base

de la Basal Tena. Para resolver estas dudas se

correlacionaron 10s pozos Entre Rios, Balata-1,

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

Amazonas-1, utilizando todo el registro de

INDUCCION-RESISTIVIDAD de cada pozo, se determi-

no que la arena presente en 10s pozos Entre

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

Formacion Tena y no la Arenisca IIM-lgl.

Para determinar si las deflexiones del GR y SP

hacia la linea de las lutitas presentes en el

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

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

lutitas, ya que el registro MICROLOG indicaba

cierta permeabilidad, se recurrio a1 registro

NEUTRON-DENSIDAD, determinandose que estos in-

tervalos son de material arcilloso.

53

2.2.4 Perfil Estratisrafico D-D'tCantasallo-l/

San Roaue-3) perf i l IV.

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

una extension de 74 km y comprende a 10s pozos

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

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

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

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

marcada y Clara a lo largo de todo el perfil.

La Fm. Tena no se encuentra presente a lo largo

de todo el perfil y su espesor es variable,

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

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

Siona-1, acufiandose antes de llegar al pozo

Cuyabeno-10, dando lugar a la desaparicion de

las lutitas Nap0 (a1 Norte). Intercalaciones de

lutitas se presentan en el pozo San Rove-3.

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

el perfil Norte-Sur, presentando un espesor va-

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

disminuyendo hacia el Norte a 33 pies en el pozo

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

y disminuyendo a 36 pies en el pozo Cuyabeno-10

para aumentar paulatinamente a 46 pies en el ex-

tremo Norte del perfil en el pozo Cantagallo-1,

esta variacion de espesores se debe a cambios en

5 4

las condiciones de depositacion.

La presencia de intercalaciones de lutita es

continua a lo largo del perfil, siendo muy fre-

cuentes en el extremo Sur del mismo, a medida

que se avanza hacia el Norte se van agrupando

hasta formar un gran estrato de lutita de un

espesor de 25 pies.

La deflexion que aparece en 10s registros de

INDUCCION, SONICO, es bien definida en 10s pozos

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

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

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

Tena en estos ultimos tres pozos no esta presen-

te, es decir esta erosionada, descansando la

Discordancia Terciaria sobre el tope de la

Arenisca I g M - l t l .

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

pozo Siona-1 fue muy importante, ya que gracias

a el se pudo determinar que pequefios estratos de

arena que aparecian a1 final de la Arenisca

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

parte de esta arena.

El valor promedio del registro SONICO en la

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

55

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

L, perfil V.

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

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

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

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

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

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

bien marcada y Clara a lo largo de todo el

perf il.

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

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

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

direccion Sur alcanzando 8 pies en el pozo Can-

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

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

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

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

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

nua a lo largo de todo el perfil. El espesor

promedio es de 110 pies, con excepcion del pozo

San Roque-3 ubicado a1 extremo Norte del corte

donde alcanza 38 pies. Estas dos caracteristicas

de ser continua y de tener altos espesores, la

convierten en una buena arena para la explora-

cion petrolera.

56

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

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

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

neral radiactivo.

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

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

es de 2.2-2.3 grm/cc.

CAPITULO I11

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

Era necesario conocer que espesores brutos y netos se

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

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

de depositacion del reservorio potencial.

3.1 METODOLOGIA

3.1.1 Base & Datos.

Con 10s pozos con que se contaba tanto en CONOCO

como en PETROECUADOR y DNH, se realizo un inven-

tario de todos aquellos que se conocia mediante

registros compuestos o informacion de topes de

formaciones que habian atravesado la llM-lll 1 Para

aquellos casos en 10s cuales no se tenia infor-

macion de topes, se correlacionaron pozos que

habian atravesado la llM-lll cercanos a aquellos

que no se contaba con informacion alguna de to-

pes. Tambien se conto con ciertos articulos re-

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

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

58

3.1.2 Procedimiento.

TOPES DE LA ARENISCA BW-lll

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

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

curva de SP se deflecta hacia la izquierda de la

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

se trazo una linea en el punto de inflexion en

el tope y base de la lfM-llf.

MAPA BASE

Sobre el mapa de ubicacion de pozos del Oriente

Ecuatoriano cpe se tenia en las oficinas de la

CONOCO, se anotaron a aquellos pozos donde se

contaba con la presencia de la Arenisca IfM-lt1 y

se marc6 con lineas punteadas el limite de ocu-

rrencia. Dicho mapa sirvid como MAPA BASE para

el resto del estudio de sus propiedades regiona-

les, vease mapa 11.

MAPA DE ARENISCA BRUTA

Para la elaboracion del mapa de arenisca bruta

se anoto sobre el mapa base 10s espesores de la

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

pesor fue de 11 pies y el maximo de 203 pies

(ver tabla I), se realizaron contornos cada 25

pies.

59

MAPA DE AREN~SCA NETA

Para la elaboracion del mapa de arenisca neta se

anotaron sobre el mapa base 10s valores netos de

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

tar del espesor total de cada pozo 10s espesores

correspondientes a lutita, para ello se recurrio

a 10s registros SONICO, DENSIDAD, NEUTRON-

DENSIDAD, MICROLOG e informacion de nucleos

cuando se la tenia disponible, para poder dife-

renciar zonas permeables de no permeables. Como

el espesor minim0 de arena neta fue de 11 pies y

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

zaron contornos cada 4 0 pies.

MAPA DE POTENCIAL ESPONTANEO

Para elaborar el mapa de potencial espontaneo,

se realizaron reducciones de las curvas de SP de

pozos distribuidos en toda la cuenca y se las

coloco sobre el mapa de arenisca bruta.

60

3.2 GEOMETRIA DEL CUERPO ARENOSO.

3.2.1 Interpretacion y Description del MaDa @

Arenisca Bruta (ver mapa 111).

Este mapa se lo realizo con el deseo de conocer

&ales serian 10s espesores brutos que podriamos

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

tos valores, especialmente en aquellas zonas

donde poca informacion de pozos se tiene.

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

203 pies, aumentando de Noroeste a Sureste. Los

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

cuentran a1 Centro Este de la cuenca. La direc-

cion de la fuente de suministro fue de Sureste a

Noroeste, no conociendose hasta donde se deposi-

to, debido a la erosion que soporto. Podemos

decir en terminos generales que la Arenisca

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

tud Oeste.

Las zonas interesantes como reservorios poten-

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

dad.

61

3.2.2 Interpretacion y Description Mapa

Arenisca Neta (ver mapa IV),

Era necesario conocer 10s valores netos de la

arenisca para asi saber que espesores producti-

vos podriamos esperar y en que areas.

El minim0 espesor neto es de 11 pies y maximo de

179 pies, aumentando de Noroeste hacia el Sur-

este. Los mayores espesores netos se encuentran

a1 Centro Este de la cuenca.

A1 igual que en el mapa anterior, el de Arenisca

Neta, nos indica que las rcejores areas serian

las mismas antes mencionadas.

3.3 INTERPRETACION DE ELECTROFACIES (15,29).

Es importante obtener un conocimiento de las variacio-

nes de facies a nivel regional del potencial reservo-

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

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

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

a continuacion unos puntos importantes acerca de su interpretacion:

Frente a formaciones permeables, la curva de SP mues-

tra excursiones de la linea base de las lutitas, en

capas delgadas, estas excursiones tienden a alcanzar

62

una deflexion esencialmente constante definiendo una

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

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

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

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

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

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

las salinidades relativas del agua de formacion y del

filtrado de lodo.

Si la salinidad del agua de formacion es mayor que la

salinidad del filtrado de lodo, la deflexion es hacia

la izcpierda, para el caso contrario de concentracio-

nes, la deflexion sera hacia la deracha.

3.3.1 Patrones Basicos & Los Recristros Lodos

(16.23).

Existen tres patrones basicos de registros de

lodo; 1) Grano grueso en sentido ascendente

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

(forma de cilindro), y 3 ) Grano fino en sentido

ascendente (forma de campana) Fig. (3.1) : Los

cuales representan diferentes condiciones am-

bientales de depositacion y las combinaciones de

estos patrones bdsicos serian las variedades.

Basicamente, arenas y minerales gruesos son de-

positados en un medio de alta energia, mientras

63

que lutitas, arcillas y limos, en un medio de

baj a energia.

- Patron en Forma & Embudo 1161.

El patron de forma de embudo o de grano grueso

en sentido ascendente como por ejemplo en el

pozo Siona-1, representa un cambio gradual as-

cendente en el tamafio del grano que ha sido

depositado y una transicion mas bien suave de

un ambiente de depositacion a otro.

Contactos abruptos superiores en este patron

de grano grueso ascendente podria representar

discordancias o condiciones ambientales dife-

rentes.

- Patron Forma & CamDana (161.

El patron en forma de campana o grano fino en

sentido ascendente como en 10s casos de 10s

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

un cambio gradual descendente en el tamafio del

grano que ha sido depositado y una transicion

mas bien suave de uno a otro ambiente de depo-

sitacion.

Contactos abruptos inferiores con este patrdn

de granos finos en sentido ascendente, puede

64

representar inconformidades o un marcador de

ambientes de condiciones diferentes.

Este modelo de registro de granos finos en

sentido ascendente, indica una disminucion de

la energia de depositacion desde la base del

cuerpo arenoso hasta el tope.

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

El patron de registro basico de forma de ci-

lindro o masivo registrado en las curvas de

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

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

puede representar periodos de sedimentacion

uniformes, una rapida depositacion de sedimen-

tos en multicapas de aguas poco profundas,

arenas masivas, arenas aluviales, o arenas de

aguas profundas.

Un uniforme o suave patron de registro basico,

usualmente se relaciona con una estructura in-

terna homogenea, indicando que las arenas

fueron depositadas en un ambiente de relativa

alta energia constante y un suministro abun-

dante de minerales del tamafio de arena.

El patron identado se refleja en las curvas de

SP y Gr por deflexiones maximas para 10s epi-

65

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

positacion de arcillas, Fig.(3.1).

3.3.2 InterDretacion y Descrigcion del Mapa &

Potencial Esr)ontaneo. (ver mapa 111).

Como no se contaba con informacion de nucleos,

se elaboro el Mapa de Potencial Espontaneo para

poder estimar las caracteristicas litologicas

del reservorio asi como su medio de deposita-

cion.

Los patrones antes mencionados, facilmente se

10s puede reconocer en el mapa de potencial es-

pontaneo, haciendo una comparacion con 10s pa-

trones presentes en el mapa y 10s correspondien-

tes a medios sedimentarios (16), se nota una

combinacion de registros de medio fluvial y del-

taico.

Asi por ejemplo el registro del pozo MaraAon-1,

nos indica un canal distributario fluvial, el

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

tagallo-1 que sefiala transgresiones.

CAPITULO IV

PROPIEDADES REGIONALES DEL RESERVORIO

Con el proposito de tener un mejor entendimiento de las

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

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

vel de toda la Cuenca Oriente asi como de la permeabilidad

en el Bloque 16 de la CONOCO.

4.1 IQZTODOLOGIA

4.1.1 Base & Datos.

Se sac6 fotocopias del interval0 donde aparecia

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

de porosidad, sea el sonico, densidad, neutron-

densidad y mediante el us0 del Programa de And-

lis de Registros de Conoco (CLAM), se convirtio

10s valores del registro en porosidad, logrando

de esta manera realizar para cada pozo una tabla

de porosidad con su respectiva profundidad; a

partir de dichos valores con la ayuda de progra-

mas tales como Lotus o Harvard, se obtuvieron

10s graficos de Porosidad vs Profundidad. Los

valores de porosidad de nucleo, asi como 10s de

67

permeabilidad del Bloque 16, se 10s obtuvo del

estudio de Corelab. Ademas, se conto con la

descripcion litologica de 10s nucleos y las tem-

peraturas de formacion de cada uno de 10s pozos

del Bloque 16 de la CONOCO.


GRAFICOS DE POROSIDAD.

Con la ayuda del programa CLAM se determino la

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

del registro sbnico, de densidad o neutron-

densidad.

Estos valores se 10s grafico con su profundidad

respectiva, realizando de esta manera 10s grafi-

cos de Porosidad vs Profundidad. Para el caso de

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

maci6n de valores de porosidad de nucleo, se hi-

cieron 10s graficos de Porosidad de Nucleos vs

Profundidad y para poder apreciar la diferencia

de valores de porosidad sdnica y de nucleo, el

grafico de Porosidad Sonica-Nucleo vs Profundi-

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

Conociendo ya 10s intervalos de arena neta para

cada pozo (Capitulo 11), se procedio a obtener

el valor promedio de porosidad (ver tabla 11).

68

Este valor de porosidad, se lo grafico con su

profundidad respectiva, obteniendose el grafico

de Profundidad vs Porosidad, Fig. (4.68) .

MAPA DE POROSIDAD

Para elaborar el mapa de porosidad, se marc6 en

el mapa base todos estos valores, siendo el mi-

nimo y maximo de 13.2 y 36.7% respectivamente, y

luego se procedi6 a realizar contornos de 5 % .

TABLA DE DATOS DE LA PERMEABILIDAD

Con la information de 10s nucleos de 10s pozos

del Bloque 16 (CONOCO), se realizo una tabla con

las permeabilidades horizontales en el interval0

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

GRAFICOS DE PERMEABILIDAD

Se realizaron graficos de las permeabilidades

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

8 4 ) .

GRAFICOS DE TEMPERATURA.

Conociendo las temperaturas de las formaciones;

69

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

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

Tena, y sus profundidades promedios en 10s pozos

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

fica de Temperatura de Formacion vs Profundidad

promedio Fig.(4.86), de dicha grafica result0

una recta, cuya ecuacion es:

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

Tf = Temperatura de Formacion.

Prof = Profundidad Promedio.

Y como no se contaba con 10s valores para el

resto de 10s pozos de la temperatura de forma-

cion, ademds, que eran necesarios para el cal-

culo de la resistividad y concentration de la

salinidad del agua de formacion, se asumio que

la variacion de la temperatura de la Cuenca

Oriental correspondia a la Ec.(4.1).

P

MAPA DE TEMPERATURA

Conociendo de esta manera las temperaturas de

formacion se procedio a anotarlas en el mapa ba-

se, siendo 10s valores minimo y maximo respecti-

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

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

nos de temperatura, se tom0 como referencia el

7 0

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

CONOCO.

MAPA DE GRADIENTE TERMICO.

Se determino el gradiente termico de cada uno de

10s pozos por medio de la siguiente formula:

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

@T = Gradiente Termico.



Temperatura de Ambiente 8 0 ' C .

Los valores asi obtenidos se 10s multiplic6 por

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

mapa base, siendo 10s valores minim0 y maximo de

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

se procedio a realizar contornos cada 0.01'F/100

pies.

4.1.3 Description Prosrama de Analisis & Resis-

tros de CONOCO (CLAM) (12).

El CLAM es un programa de analisis computacio-

nal que ayuda a determinar algunas propiedades

de las formaciones, para lo cual cuenta con 16

programas individuales, que pueden ser corridos

71

simultaneamente o en combinacion. La informa-

cidn se la introdujo mediante la digitacion del

registro electrico, la cual es convertida en va-

lores de porosidad. A continuacion, se mencionan

10s registros electricos utilizados, una breve

descripcion teorica y 10s parametros necesarios

para hacer correr el programa de CLAM:

- Determixlacion de Porosidad mediante

Reqistro Sonico (12).

La curva de @T en un registro sonico mide el

tiempo que toma una onda acustica en viajar un

pie de roca. Entre mas porosa sea una roca,

se tomard mayor tiempo la onda acdstica en

atravesarla.

El valor de @T puede convertirse en porosidad,

sea usando la ecuacion de Wyllie :

Ec. ( 4 .3 )

P = Porosidad.

@Tlog = Lectura del tiempo en el registro.

@Tma = Tiempo en atravesar la matriz.

@Tfl = Tiempo en atravesar el fluido.

72

0, la ecuacion de Hunt-Raper:

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

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

47.5 useg/pies (caliza).

4 3 . 5 useg/pies (dolomita).

Con la ayuda de un rat6n (accesorio), se

digita la curva de sonico y se introduce en el

programa de CLAM 10s siguientes parametros:

Porosidad de = NEU-DEN SONIC0 DENSIDAD

Calculo de sonic0 = WYLLIE HUNT-RAYMER

Tip0 de roca = ARENISCA CALIZA DOLOMITA OTRA

Parametro de la matriz :

DEL(T)ma = 56.00 useg/pies.

t

Parametro del fluido:

DEL(T) fl = 189.00 useg/pies.

Para el calculo de la porosidad no se sabia

cu61 de las dos ecuaciones usar, si la de

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

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

Daimi-1. Sabiendo la porosidad de 10s nlicleos

73

en ambos casos, se procedio a calcular la po-

rosidad sonica usando la ecuacion de Wyllie y

la ecuacion de Hunt-Raper, luego se procedio

a graficar estas porosidades junto con las

porosidades de nucleos versus la profundidad

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

porosidad sonica calculada mediante la ecua-

cion de Hunt-Raper daba una mejor aproxima-

cidn de la porosidad de 10s nucleos, vease

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

parametros de matriz y del fluido:

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

DEL(T) fl= 185 useg/pies.

Los cuales dieron valores mucho mas altos a

10s de 10s nucleos Fig. (4.91) , por lo tanto

se descartaron dichos valores y se us6 10s

arriba antes mencionados.

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

Conociendo la litologia y el filtrado de lodo,

y mediante la siguiente ecuacion se convierte

@log, en porosidad:

7 4

EC. ( 4 .5 )

P = Porosidad.

@ma = Densidad de la matriz.

@log = Lectura de la densidad en el registro.

@fl = Densidad del fluido.

Con la ayuda de un raton, se digita la cuwa

de densidad y se introducen en CLAM 10s si-

guientes parametros:

Porosidad de: NEU-DEN SONIC0 DENSIDAD

Tip0 de roca: ARENISCA CALIZA DOLOMITA OTRO

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

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

- Determinacibn & la Porosidad mediante

Recristro Neutr6n-Densidad (12). ,

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

guiente ecuacidn:

75

Ec. ( 4 . 6 )

P = Porosidad.

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

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

Con la ayuda del raton, se digitan las curvas

de NEUTRON- DENSIDAD y se introducen en CLAM

10s siguientes parametros:

Porosidad de: NEU-DEN SONIC0 DENSIDAD

Matriz del registro: CALI ZA ARENA

Tip0 de roca: ARENISCA CALIZA DOLOMITA OTRO

Parametros de la matriz:

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

I

Parametros del fluido:

DEL(T)fl= 189.000 useg/pies.

RHO(fl)= 1.00 grm/cc.

76

4.2 POROSIDAD

4.2.1 Interpretaci6n y Description Maga

Porosidad (ver mapa V). .

Como no se contaba con suficiente informacion de

nucleos, el mapa de porosidad nos ayuda a poder

predecir que porosidades y en que areas se las

puede encontrar.

Los valores de porosidad de 10s pozos que han

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

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

10s valores mas altos se encuentran tanto a1

Norte como a1 Centro de la cuenca.

El area que tiene buenas condiciones de roca

reservorio, seria el Bloque 16 y su vecindad, ya

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

10s altos valores de arena neta.

4.2.2 Interpretation del Grafico & Profundidad

Porosidad, Fig. ( 4 . 6 8 ) .

Se deseaba saber si existe alguna relacion entre

la porosidad y la profundidad del reservorio, y

de existir, que porosidades se esperarian encon-

trar.

77

La mayor concentracion de puntos, nos indicaria

que entre una profundidad de 7,000 pies hasta

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

tendencia del grafico es la de disminuir la po-

rosidad a medida que la profundidad del reservo-

rio aumenta, es decir una relacion inversamente

proporcional. Asi por ejemplo, para un reservo-

rio que se encuentre entre una profundidad de

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

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

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

porosidades entre 10 y 14%.

4.3 PERMEABILIDAD.

4.3.1 Analisis & Permeabilidad con Informacion &

Nucleos. Bloaue 16 (ver tabla 111).

A continuacion, se presenta un analisis de la

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

respectiva litologia. Haciendo enfasis en 10s

intervalos en 10s cuales la permeabilidad es

alta o baja y se adjunta la respectiva descrip-

cion litologica de 10s nucleos.

En este pozo la Arenisca llM-lll aparece desde

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

78

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

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

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

cies. La arena es moderadamente consolidada a

friable, de grano muy fino a medio, ocasional-

mente grueso, subangular a subredondeado, mo-

deradamemte clasificado, cuarcitica, con algo

a nada de matriz blanca argilacea, no hay ce-

mento, buena porosidad visible.

En el intervalo de 8,466 a 8,492 pies , la

permeabilidad varia de 1,140 a 3,299 md. La

arena es friable a moderadamente consolidada,

de grano fino a medio, ocasionalmente grueso,

bien clasificado, cuarcitica, de no visible a

algo de matriz blanca, con algo a nada cemento

siliceo, buena porosidad.

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

arena es moderadamente consolidada a muy fria-

ble, grano fino a muy grueso, subangular a

subredondeada, pobremente clasificado, cuarci-

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

cia de cemento, de regular a excelente porosi-

dad visible.

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

79

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

13,900 md. La arena es moderadamente consoli-

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

so, subangular a subredondeada, pobremente

clasificado, cuarcitica, con algo a nada de

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

celente porosidad.

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

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

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

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

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

md. La arena es de grano fino a medio,

ocasionalmente grueso, subangular, medio cla-

sificado, limosa, poca silicea, argilacea en

parte con laminaciones ocasionales de lutita,

trazas de caolin, de pobre a buena porosidad

intergranular.

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

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

arena es de grano medio a grueso, subredon-

deada, pobremente clasificado, algo silicea,

trazas a muy limosa, de pobre a excelente po-

rosidad intergranular.

80



arena es de grano medio a grueso, subredon-

deada, pobremente clasificado, limosa, de tra-

zas a algo argilacea, de pobre a buena porosi-

dad intergranular.



arena es de grano medio, subredondeada, pobre-

mente clasificado, limosa y argilacea, buena

porosidad intergranular.

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

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

tervalo consta de arena y lutita. La arena es

de grano fino, subangular, bien clasificado,

muy limosa y argilacea, moderadamente silicea,

predominantemente apretada, con aberturas oca-

sionales en forma de venas, pobre porosidad

intergranular. La lutita es de color gris,

fisible, friable, arenosa-limosa, algo calca-

,

rea.

- Pozo Amo-1 161.

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

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

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

81

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

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



arena es moderadamente dura a friable, suban-

gular a subredondeada, bien clasificado, ce-

mento siliceo, cuarcitica, buena porosidad.


meabilidad varia de 437 md a 886 md. La

arena es moderadamente dura, muy fina, suban-

gular, bien clasificado, cuarcitica, abunda

cemento calcareo, porosidad no visible, carbdn

diseminado, presencia de glauconita.


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


de grano fino a medio y ocasionalmente grueso,

angular a subangular, regularmente clasifica-

da, no calcarea, cemento siliceo, porosidad

regular.



arena es moderadamente dura a friable, de

grano fino a grueso, angular a subangular,

pobremente clasificado, cuarcitica, algo de

82

cemento siliceo, algo de matriz argilhcea, de

no visible a pobre porosidad, fragmentos de

anhidrita.




de grano fino a grueso, ocasionalmente muy

grueso, subangular a subredondeado, sorteo

regular, cuarcitica, buena porosidad visible,

cemento siliceo, no hay matriz, inclusiones de

anhidrita.


meabilidad varia de 1,040 rnd a 4,919 md. La


de grano fino a medio, ocasionalmente grueso,

subangular a subredondeado, clasificacion re-

gular, cuarcitica, buena porosidad, aparente-

temente no hay matriz, cemento siliceo. #


meabibilidad varia de 3,837 md a 6,258 md. La


de grano medio a grueso, ocasionalmente muy

grueso, subangular a subredondeado, clasifica-

cion irregular, buena porosidad visible, no

hay matriz aparente, inclusiones de anhidrita.

83

En el intervalo de 7,698 a 7.697 pies, la per-



de grano fino a medio, ocasionalmente grueso a

muy grueso, subangular a subredondeada, de

regular a pobremente clasificado, algo de ce-

mento siliceo, con algo a nada de matriz argi-

lacea, de pobre a buena porosidad.

- Pozo Amo-2 ( 7 ) .

El tope de la Arenisca v v M - l v v esta a 7,644 pies

y su base a 7,756 pies. Los nucleos tornados

fueron: a) el nucleo #2 a 7,629-7,689 pies, y

b) el nucleo #3 a 7,689-7,729.5 pies.



arena es de grano fino a muy grueso, de pobre

a bien clasificado, de subangular a angular,

friable, buena porosidad, intercalaciones de

lutita en forma ondulada.


meabibilidad varia de 909 md a 2,455 md. La

arena es de grano fino y bien clasificado en

la base, y grueso y ma1 clasificado en el

tope, subangular a angular, friable, limosa en

su base.

84

En el intervalo de 7,654-7,657 pies, la per-


arena es de grano muy fino a grueso, pobremen-

te clasificado, subangular a subredondeada,

suave a friable, pobre porosidad.



arena es de grano medio a muy grueso, subangu-

lar a subredondeado, pobremente clasificado,

de suave a firme, ocasionalmente friable, po-

rosidad regular,


meabilidad varia de 900 md a 10s 6,551 md. La

arena es de grano medio a muy grueso, subangu-

lar a subredondeada, pobremente clasificado,

de suave a firme, friable, porosidad regular.



arena es de grano fino a medio, subangular a

subredondeado, moderadamente bien clasificado,

de suave a friable, buena porosidad.



arena es de grano fino a medio, subangular a

subredondeado, moderadamente bien clasificado,

85

de suave a friable, buena porosidad, tobacea

en el intervalo de 7,676 a 7,678 pies.



arena es de grano grueso a muy grueso, subre-

dondeado a subangular, muy friable, matriz

caolinitica en parte, buena porosidad.

En'el intervalo de 7,693 a 7,698 pies, la per-

meabilidad varia de 167 rnd a 10s 4 0 9 md. La

arena es de grano fino, subredondeado a sub-

angular, bien clasificado, firme, matriz cao-

linitica, pobre porosidad, laminaciones de

caol in.



arena es de grano fino, subredondeado a suban-

gular, bien clasificado, firme, pobre porosi-

dad, limosa en parte, laminacion ondulada de

caol in.

,

En el intewalo de 7,712 a 7,720 pies, la per-


arena es firme a dura, friable a quebradisa,

de grano fino a muy fino, bien clasificado,

subangular a subredondeada, de pobre a regular

porosidad, laminacion de caolin. Presenta

86

intercalaciones de lutita gris obscura, dura,

subfisible, micacea y piritica con laminacio-

nes de caolin.

- Pozo Dairni-1 18).

El tope de la Arenisca llM-lll esta a 7,647 pies

y su base a 7,805 pies. L o s nucleos que se to-

maron fueron: a) el nucleo #2 a 7,624-7,658.5

pies, b) el nucleo #3 a 7,660-7,693.8 pies, c)

el mlcleo #4 a 7,696-7.756 pies.

En el intervalo de 7,652 a 7,657 pies, 10s va-

lores de permeabilidad varian de 219 md a 10s

4,675 md, con tendencia a aumentar con la

profundididad. La arena es de grano medio a

grueso, subangular a subredonreada, pobremente

clasificado, moderamente a muy limosa, poco a

muy argilacea, trazas de glauconita y minera-

les pesados, de pobre a buena porosidad inter-

granular. P


meabilidad varia de 10s 33 md a 205 md. La

arena es de grano medio a conglomeratica, sub-

angular a subredondeada, friable, matriz argi-

lacea en abundancia, porosidad en general po-

bre, laminada a interestratificada con lutita

de color negra en parte.

87

En el intervalo de 7,672 a 7,690.5 pies, la

permeabilidad varia de 243 md a 15,891 md. La

arena es de grano medio pasando a grueso en la

base, guijarros en parte, friable, pobremente

clasificado, matriz argilacea, pobre a buena

porosidad.


meabilidad va de 64 md a 9,074 md. La arena es

de grano fino a muy fino, ocasionalmente de

grano medio, subangular a subredondeado, oca-

sionalmente angular, firme a friable, en parte

matriz argilacea moteada, de pobre a buena

porosidad visible, trazas de pirita disemina-

da, micromicacea, lutita laminada.

- - Po20 Daimi-2 (9).

El tope de la Arenisca ItM-lIt esta a 7,670 pies

y su base a 7,778 pies. Los nucleos que se to-

maron fueron: a) el nucleo #1 a 7,617-7,676.5

pies, y b) el ndcleo #2 a 7,677-7,727.5 pies.


lores de las permeabilidades van de 8,763 md a

13,958 md, con tendencia a disminuir con la

profundidad. La arena es moderadamente dura,

de grano medio a muy grueso, subangular a

subredondeada, pobremente clasificado,

aa

cemento siliceo, matriz no visible, buena

porosidad.

En el intervalo de 7,635 a 7,648 pies 10s va-

lores de la permeabilidad van de 583 md a 10s

6,253 md. La arena es dura a moderadamente

friable, de grano fino a medio, bien clasifi-

cado, cemento siliceo, de matriz no visible a

moteada de color gris claro, de pobre a buena

porosidad visible.


lores de permeabilidad van de 6,850 md a 10s

11,783 md. La arena es dura, de grano grueso

a muy grueso, subangular a subredondeado, po-

bremente clasificado, cemento siliceo, matriz

no visible.

En el intervalo de 7,674 a 7,692 pies, 10s

valores de permeabilidad van de 4,046 md a 10s

11,489 md. La arena es moderadamente dura, de I

grano medio a grueso, ocasionalmente muy grue-

so, subangular a subredondeada, moderadamente

clasificado, con cemento siliceo, matriz no

visible, de buena a muy buena porosidad.



arena es dura, ocasionalmente friable, predo-

89

minantemente es de grano medio, subangular a

subredondeada, bien clasificado, cemento sili-

ceo, buena porosidad visible, intercalaciones

de lutita.


meabilidad varia de 534 md a 5,680 md. La des-

cripcion litologica hace referencia a una

arena moderadamente dura a friable, de grano

fino, subangular a subredondeada, bien clasi-

ficado, cemento siliceo a calcareo, matriz no

visible, de pobre a buena porosidad, arcillosa

en parte.

- - Pozo Ginta-1 (11).

El tope de la Arenisca ssM-lss esta a 7,604 pies

y su base a 7,807 pies. L o s nucleos gue se to-

maron fueron: a) el nucleo #1 a 7,578-7,602

pies, b) el nucleo #2 a 7,607-7,666 pies y c)

el nucleo a 7,666-7,725.5 pies.



arena varia de grano muy fino a grueso, oca-

sionalmente muy grueso, dura a firme, modera-

damente a bien clasificado, subangular a sub-

redondeada, poco calcarea, matriz tobacea, de

buena a pobre porosidad visible.

90


meabilidad varia entre 850 md y 4,696 md. La

arena es de grano fino tendiendo a limosa,

firme a friable, subangular, moderamente cla-

sificado, porosidad visible regular, muy limo-

-sa.


meabilidad varia de 132 md a 1,195 md, en este

intervalo existen intercalaciones de lutitas y

limolitas. Las lutitas son de color gris obs-

cur0 a negro, fisibles, astillosas en parte y

las limolitas son de color gris obscuro a ne-

gro, arenosas en parte, duras.


meabilidad varia entre 2.9 md a 343 md. La

arena va de grano fino a grueso, matriz toba-

cea, porosidad visible regular.



arena es de grano fino a muy grueso, friable a

parcial y completamente inconsolidada, no cal- cArea, con algo a nada de matriz tobacea, de

buena a excelente porosidad, presencia de es-

tratificacion cruzada.


91

meabilidad varia de 62 md a 10s 194 md. La

arena es de grano medio, ocasionalmente grue-

so, firme a friable, subangular, moderadamente

clasificado, no calcarea, regular porosidad.



arena es grano fino a medio, ocasionalmente

grueso, firme a moderadamente friable, suban-

gular a subredondeada, bien clasificado, pre-

sencia de capas intercaladas de toba, buena

porosidad.


meabilidad va de 931 md a 10s 12,110 md. La

arena es de grano fino a grueso, ocasional-

mente muy grueso con granos de hasta 5 mm de

diametro, firme a friable, subangular a subre-

dondeada, de pobre a bien clasificado, buena

porosidad visible, intercalaciones de toba. . En el intervalo de 7,698 a 7,724 pies, la per-

meabilidad varia de 377 md a 10s 5,334 md, de

grano fino a muy fino, ocasionalmente de grano

medio a grueso con granos hasta 5 mm de diame-

tro, moderadamente dura a friable, bien clasi-

ficado, cement0 siliceo, laminaciones locales

de toba, buena porosidad.

92

- Pozo Iro-1 (11).

El tope de la Arenisca llM-ll* esta a 7,819 pies

y su base a 8,022 pies. Los nucleos que se to-

maron fueron: a) el nucleo #1 a 7,828-7,887

pies, b) el nucleo #2 a 7,887-7,947 pies y c)

el nucleo #3 a 7,947-8,006 pies.


meabilidad varia de 10s 161 md a 4,639 md. La

arena es de grano fino a grueso, volviendose

muy grueso con guijarros ocasionales de 3-5 cm

de diametro, moderadamente bien clasificado,

volviendose pobremente clasificado con la pro-

fundidad, firme a friable, arena suelta de

7,945 a 7,949 pies, ocasionalmente dura, sub-

redondeada a subangular, cement0 siliceo,

matriz caolinitica, de regular a pobre porosi-

dad, presencia local de cantos de lutita, mol-

des de lodo, guijarros de lutita. . En el intervalo de 7,862 a 7,882 pies, la per-

meabilidad varia entre 2,041 md a 12,667 md,

10s mas altos valores 12,667, 8,009 y 10,000

md se encuentran respectivamente a 10s 7,876,

7,877 y 7,878 pies. La arena es de grano

grueso a muy grueso, ocasionalmente presencia

de guijarros de 3 cm de diametro, volviendose

de grano medio con la profundidad, firme a

93

friable, buena porosidad.



arena es de grano muy fino, friable a firme,

cemento siliceo, muy bien clasificado, subre-

dondeada a subangular, regular porosidad,

clastos ocasionales de toba, estratos de limo

en forma ondulada con intercalaciones de capas

de toba.



arena es de grano fino a muy fino, bien clasi-

ficada, subredondeada a subangular, moderada-

mente dura, cemento siliceo, algo calcaree, de

buena a regular porosidad, ocasionalmente

clastos de toba, abunda limo, estratificacion

cruzada de lutitas onduladas, caracteristicas

de carga y huellas internas (burrows). *


meabilidad varia de 230 md a 662 md. La arena

es de grano fino, muy bien clasificado, subre-

dondeada a subangular, firme a moderadamente

dura, cemento siliceo, algo calcarea, clastos

ocasionales de arcilla y toba, de regular a

pobre porosidad.

9 4



arena es de grano fino, muy bien clasificado,

subredondeada a subangular, firme a dura, ce-

mento siliceo, de regular a pobre porosidad,

manchas de matriz caolinitica, algo calcarea.



arena es de grano muy fino, muy bien clasifi-

cado, subredondeada a subangular, firme, regu-

lar a pobre porosidad, algo calcarea, clastos

ocasionales de toba calcarea, algo de matriz

caolinitica.

En el intervalo dt! 7,948 a 7,955 pies, la per-


arena es de grano fino, volviendose m6s fina

con la profundidad, muy bien clasificado.

9

De las descripciones mencionadas, podemos ver

que existe una relacion entre la permeabilidad

y la litologia. Es asi que altas permeabilida-

des (2,000 a 10,000 md) estdn asociadas con

arenas suaves a firmes ocasionalmente fria-

bles, de grano fino a grueso, ocasionalmente

muy grueso, subangular a subredondeado, de

pobre a bien clasificado, de algo limosas a

nada, de cement0 siliceo a nulo, de pobre a

95

buena porosidad. Mientras que bajas permeabi-

lidades (menores de 800 md), estan asociadas

principalmente a matrices de tip0 argilaceas,

caoliniticas, tobaceas, siendo el tamafio del

grano variable.

4.3.2 Analisis & los Graficos & Porosidad Sonica y

- de Nucleos Permeabilidad. Bloaue 16.

- - Pozo Boai-1 (51.

En la Fig.(4.69), la porosidad sonica varia de

11 a 27% hace de 250 a

14,000 md. La mayor concentration de puntos se encuentra en un rango de porosidad de 15 a

20%, correspondiendoles una permeabilidad de

1,000 a 9,000 md.

y la permeabilidad lo

En la Fig. (4.70), la porosidad de nucleo va de

18 a 27% y el rango de permeabilidad de 250 a

14,000 md. La mayor concentracion de puntos

esta entre 18 y 24% de porosidad con valores

de permeabilidad de 1,000 a 3,000 md.


3 a 27% y la permeabilidad de 0.01 md a 10s

9,000 md. La mayor concentracion de puntos se

96

encuentra entre 19 y 24% de porosidad y per-

meabilidades de 1,000 a 9,000 md.

En la Fig.(4.72), la porosidad de nucleo va de

17 a 27% y permeabilidades de 0.01 md a 10s


encuentra entre 19 a 24% de porosidades con

permeabilidades de 1,000 a 9,000 md.

- Pozo Amo-1 ( 6 ) .


14 a 28% con permeabilidades que van de 1 a


se encuentra entre porosidades de 15 y 17% con


En el Fig.(4.74), la porosidad de nucleo tiene

un rango de 6 a 25% con valores de permeabili-

dades de 1 a 10,000 md. La mayor concentracion

de puntos se encuentra en un rango de porosi-

dad de 20 y 25% y permeabilidades de 400 a

6,000 md.

t

- Pozo Amo-2 ( 7 ) .


15 a 30% con permeabilidades que van de 0.02 a


97

encuentra entre porosidades de 17 y 30% y per-

meabilidades de 1,000 a 10,000 md.

En la Fig.(4.76), la porosidad de nucleo va de

3 a 32% con valores de permeabilidades de 0.02

a 13,000 md. La mayor concentracion de puntos

se encuentra entre porosidades de 21 y 26% y


- Pozo Daimi-1 ( 8 ) .

En la Fig. (4.77), la porosidad sonica tiene un

rango de 14 a 32% con permeabilidades de 0.02

a 16,000 md. La mayor concentracion de puntos

se encuentra entre valores de porosidades de

20 y 26% y permeabilidades de 200 a 9,000 md.

En la Fig.(4.78), la porosidad de nucleo varia

de 2 a 34% con permeabilidades de 0.02 a


comprenden porosidades de 20 a 30% y con per- .

meabilidades de 200 a 9,000 md.

- Pozo Daimi-2 19).


16 a 34% con permeabilidades que tienen un

rango de 1.9 a 15,500 md. Se pueden ver dos

concentraciones de puntos, la primera con po-

98

rosidades de 16 a 19% y permeabilidades de

5,000 a 11,000 md y la otra con porosidades de

24 a 31% y permeabilidades de 1,000 a 10s

9,000 md.

En la Fig.(4.80), la porosidad de nucleo tiene

un rango de 21 a 33% con valores de 200 a


encuentra en un rango de porosidades de 23 a

32% con permeabilidades de 1,000 a 12,000 md.

- Pozo Ginta-1 (10).


11 a 32% con permeabilidades que van de 0.02 a

12,000 md, La mayor concentracion de puntos se

encuentra entre porosidades de 18 a 23% y per-

meabilidades de 500 a 6,000 md.

En la Fig.(4.82), la porosidad de nucleo tiene

un rango de 9 a 29% con permeabilidades de

0.027 a 12,000 md. la mayor concentracion de

puntos se encuentra en un rango de porosidades

de 20 a 25% con permeabilidades de 700 a

6,000 md.

- Pozo Iro-1 (11).

En la Fig. (4.83), la porosidad sonica va de 6

99

a 33% con permeabilidades de 1 a 12,600 md, y

la mayor concentracion de puntos se encuentra

en un rango de porosidades de 15 a 19% con

permeabilidades de 200 a 6,000 md.

En la Fig.(4.84), la porosidad de nucleo varia

t2e 6 a 36% y permeabilidades que van de 1 a


se encuentra en un rango de porosidades de 23

a 26% y permeabilidades de 200 a 1,000 md.

Es decir en forma general, que para porosida-

des sonicas entre 15 y 31%, le corresponden

permeabilidades entre 200 y 10,000 md. Y para

porosidades de nucleos entre 18 y 32%, permea-

bilidades entre 200 y 12,000 md.

GRAFICO DE LA PERMEABILIDAD VS POROSIDAD DE

NUCLEO, BLoQUE 16. (Fig.4.85).

, Este grafico ayuda a ver si existe alguna re-

lacion entre la porosidad y permeabilidad del

reseworio en el Bloque 16, y si la hay, como

ocurre. Y como se cuenta con el mapa de poro-

sidad a nivel de la Cuenca Oriente, se podria

estimar que valores de permeabilidades esta-

rian asociados con ella.

En la Fig.(4.85), primeramente se aprecia que

100

para valores de porosidades entre 4 y 12%,

ocurre un aumento paulatino de permeabilidades

de 0.01 y 800 md, y para porosidades entre

18 y 28%, el valor de la permeabilidad tiende

a concentrarce entre 10s 1,000 y 10,000 md.

Segun el mapa de porosidad (mapa V), las poro-

sidades en el Bloque 16 estarian entre 10s 20

y 25%, y se podrian esperar dos rangos de per-

meabilidades en dicho Bloque. El primer0 que

corresponde a todos aquellos puntos que se

encuentran dispersos en la Fig.(4.85) y que

sus valores aumentan paulatinamente de 1 a

800 md, y el segundo donde ocurre una concen-

tracion de puntos y las permeabilidades van de

100 a 10,000 md.

4.4 TEMPERATURA

4.4.1 Interaretacibn Y DescriPcion del MaRa &

TemReratura (ver mapa VI).

Otra caracteristica importante del reservorio es

la temperatura a la cual se encuentra, cud1 es

su rango de variacion, donde se encuentran 10s

altos y bajos valores.

El valor minimo de temperatura es de 141.7.F y

el mdximo de 223"F, aumentando de Este a Oeste

101 - l

. - 4 en direccion de 10s Andes.

Los mas altos valores se esperarian en el area

del centro de la cuenca, en el Bloque 16 (200 a

220°F), y a1 borde del limite de ocurrencia de

la Arenisca llM-ll*.

4.4.2 Intemretacion del Mapa & Gradiente Termico.

(ver mapa VII).

El minim0 valor de gradiente es de 1.39 y el ma-

ximo de 1.52"F/100 pies, aumentando de Este a

Oeste asi como lo hace la temperatura.

4.4.3 InterDretaci6n del Grafico Temperatura &

Formacion Profundidad Fig. ( 4 . 8 6 ) .

Se deseaba saber si el aumento de la temperatura

era funcion de la cercania a 10s Andes, o de la

profundidad.

El grafico muestra qye si existe una relacion

entre la profundidad y la temperatura, y es del

tip0 lineal, es decir que a medida que aumenta

la una lo hace la otra. La relacion tiene la

siguiente ecuacion:

102

Tf = Prof(0.016416) + 69 Ec. (4.1)

T f = Temperatura de Forrnacion.


Mediante l a cual se pueden pronosticar tempera-

turas de formacion a una determinada profundi-

dad.

,

CAPITULO V

PROPIEDADES REGIONALES DE LO8 FLUIDOS DEL RESERVORIO

Se deseaba saber que valores de concentraciones de sali-

nidad existen en el agua de formacion y su respectiva re-

sistividad, si eran homogeneas o heterogeneas en el cuer-

PO arenoso, cual era su rango de variation y en que direccion . Ademas, que valores de gravedad especifica se puede

esperar en la "M-l", asi como donde se encontrarian dichos

valores. Si existe alguna relacion entre profundidad y

grados API, asi como entre concentraciones de salinidad y

grados API.

5.1 METODOLOGIA

5.1.1 Base & Datos. ,

Se trabajo con 59 pozos y de 10s registros

electricos disponibles tales como SP, NORMAL

CORTA, LATEROLOG, INDUCCION ESFERICA, se obtu-

vieron lecturas de sus encabezamientos de Rm a

Tm, Rmf a Tmf, y se deteminaron valores tales

como el espesor donde ocurre el SP maximo asi

como su valor en milivoltios y el Ri, necesarias

para la determinacion del Rw y la salinidad del

104

agua de formacion.

Se recopilo toda la informacion relacionada a

pruebas de produccion de 10s pozos que han atra-

vesado la Arenisca g ' M - l g g , tal como BPPD, BAPD , grados API del petroleo, y observaciones durante

la prueba, disponibles en las oficinas de DNH,

PETROECUADOR y CONOCO.


DETERMINACION DE LO8 MAPAS DE RESISTIVIDAD Y

SALINIDAD DEL AGUA DE FORMACION (1112).

A continuacion se hard una descripcion teorica

del Rw y su calculo:

La resistividad del agua de formacidn (Rw), es

esencial para toda ecuacion de saturacion. Rw

puede ser estimada si la salinidad y temperatura

de formacion son conocidos. La respuesta del re-

gistro SP en una zona permeable es funcion prin-

cipal del contenido de salinidad entre el agua

de formacion y el filtrado de lodo. El calculo

de Rw, la podemos determinar a partir de la siguiente formula:

105

8P = -K LOG (Rmf/Rw) Ec. (5.1)

K = 61 + 0.133 X Tf Ec. (5 .2 )

SP = La deflexion (mv) de la linea de las luti-

tas.

Rmf= Resistividad del filtrado de lodo a Tempe-

ratura de Formacibn.

Resistividad del Agua de Formacion a Tem-

peratura de Formacion.

Rw =


Capas delgadas no permiten el normal desarrollo

de la curva de SP, correcciones se pueden rea-

lizar en estos casos.

Despues que se ha determinado la temperatura de

formacion, se corrigen las resistividades (obte-

nidas de 10s encabezamientos de 10s registros

electricos) del filtrado de lodo Rmf, y la re-

sistividad del lodo de perforacion Rm a tempe-

ratura de formacidn.

Luego para minimizar el efecto del espesor de la

capa de arena, el SP es corregido a1 Potencial

Espontaneo Estatico (SSP) . El SSP representa el

mdximo valor de SP que una formacion puede tener

si no es afectada por el espesor de la capa.

106

La Fig.(5.1) es una carta usada para corregir SP

a SSP. La informacion necesaria para usar esta

carta es : (1) espesor de la capa, (2) resisti-

vidad de la lectura de la herramienta poco pro-

funda (Ri), (3) resistividad del lodo de perfo-

ration Rm a temperatura de formacion.

Una vez que el valor de SSP se ha determinado se

recurre a la carta de la Fig.(5.2) para determi-

nar la relacion Rmf/Rwe. La resistividad equiva-

lente Rwe se la obtiene dividiendo Rmf por

Rmf/Rwe, valor de la carta de la Fig.(5.2).

El valor de Rwe es luego corregido a Rw, usando

la carta ilustrada en la Fig.(5.3) para desvia-

ciones promedios de soluciones de cloruro de

sodio y de la influencia de la temperatura de

formacion.

El programa CLAM nos ahorra tiempo en recurrir a

tablas y para ello se necesita contar con la si-

guiente informacion: (1) El valor de SP mdximo y

su respectivo espesor de arena, (2) 10s valores

de Tmf y Rmf a la profundidad a la cual se en-

cuentre la l*M-lll. Para espesores menores de 30

pies, el programa CLAM hard las correcciones ne-

cesarias para obtener el SSP, para ello necesi-

tamos la siguiente informacion: (1) 10s valores

de Tm y Rm, (2) Resistividad de la zona invadida

107

Ri, la cual la podemos obtener del registro de

Normal Corta, Laterolog, Esferical Focus Log,

Induccion Media, Shallog Laterolog. El programa

CLAM, requiere que la resistividad del lodo de

perforacion Rm este a la misma temperatura que

la resistividad del filtrado de lodo Rmf, ya que

el programa harA la conversion a la temperatura

de formacion. La siguiente ecuacion ayuda a lle-

var la Rm a la temperatura de filtrado de lodo

Tmf:

Rm(Tmf) = Rm x (Tm+6.77)/(Tmf+6.77) EC. (5.3)

Rm(Tmf) = Resistividad del lodo a la temperatura

del filtrado de lodo.

Rm = Resistividad del lodo de perforacion.

Tm = Temperatura del lodo de perforacion.

Tmf = Temperatura del filtrado de lodo.

Con estos datos el 'programa CLAM dar6 la siguiente information: (1) Resistividad del agua

de formacion Rw, ( 2 ) Salinidad en ppm de NaCl

del agua de formacion, (3) El SSP, para aquellos

casos en 10s cuales el espesor es menor a 30

pies (ver tabla VI).

Con 10s valores de Rw, se procede a anotarlos en

el mapa base, siendo 10s valores minim0 y maximo

de 0.017 y 0.179 respectivamente, se realizan

108

contornos de 0.025 ohm-m.

De igual manera se hace con 10s valores de sali-

nidad, siendo sus valores minimo y mdximo de

10,521.6 y de 143,249.9 ppm de NaCl respectiva-

mente, se realizan contornos cada 25,000 ppm.

Con la infonnacion de Rw, salinidad y profundi-

dad de ocurrencia de la llM-lll, se realizan gra-

ficos, Fig. (5 .4 ,5 .5 ) .

MAPA Y GRAFICOS DE GRADOS API

Se anota 10s valores de API (tabla VIII), en el

mapa base, siendo 10s valores minimo y maximo de

8.7'API y de 22.9'API respectivamente, se reali-

zan contornos cada 5 grados API.

Se procede a graficar 10s valores de API vs la

profundidad promedio de ocurrencia de la llM-lll 8

Fig. (5.6).

5.2 ACUIFERO

5.2.1 Intermetadon y Description del MaPa & Resis-

tividad del Aqua & Formation & (ver mapa

VIII)

Tanto el mapa de resistividad como el de salini-

109

dad del agua de formacion, ayudan a conocer las

caracteristicas del acuifero, asi como ver si

existe relacion alguna con la gravedad especi-

fica del petroleo.

El minim0 valor es de 0.023 ohm-m y el mdximo de

0.103 ohm-m, disminuyendo en sentido Este a

Oeste. Las valores mas bajos ocurren tanto a1

Centro Oeste (Bloque 16) como al extremo Sur de

la cuenca.

5.2.2 InterDretacion y Descripci6n del Mapa de Salinidad (ver mapa IX).

El valor minim0 es de 14,594.8 y el m6ximo de

121,444.6 ppm de NaC1, aumentando de Este a

Oeste. Las mas altas concentraciones se encuen-

tran tanto a1 Centro como a1 Sur de la cuenca.

Todo esto nos indica que el acuifero no es homo-

geneo y que su variacion de concentraciones

puede deberse a: 1) infiltracion de agua fresca

en la formacion desde el Este a1 Oeste, 2) que

el agua de formacion se concentro en las areas

mas profundas del reservorio , o 3) que el acuifero esta formado por diferentes aguas de forma-

ciones, debido a su complejo ambiente de deposi-

tacibn.

110

5.2.3 Interpretacion & los Graficos del Aqua &

Formation (Rw) y Salinidad Profundidad,

Fig. (5 .4- 5.5) .

La Fig. ( 5 . 4 ) nos indica en forma general que la

resistividad del agua de formacion (Rw), tiende

a disminuir con la profundidad. Mientras que en

la Fig.(5.5), la concentracion de la salinidad

tiende a aumentar con la profundidad. Ademas, se

aprecia que la mayor concentracion de puntos ocurre para concentraciones de 20,000 a

60,000 ppm y profundidades entre 10s 7,000 y

9,000 pies, y resistividades entre 10s 0.025 y

0.12 ohm-m.

5.3 CRUDOS.

5.3.1 Intemretacibn y Descripci6n

Gravedad & & Crudos (ver mapa

Este mapa nos da una idea de la

- del MaPa de

distribuci6n y

de la gravedad especifica del petroleo presente

en el reservorio.

El'minimo valor es de 14"API y el maxim0 de

22.9'API, se aprecia un aumento en el sentido

Este a Oeste. Los valores mas altos se encuen-

tran hacia el Norte Centro, Centro Oeste (Bloque

16) y Sur de la cuenca.

111

5,

Cornparando con el mapa de salinidad, se observa

que en aquellas areas donde hay altas concentra-

ciones, la gravedad especifica tambien aumenta.

5.3.2 Intermetacion del Grafico @ Profundidad

Grados API. Fig. ( 5 . 6 ) .

Ademas de la relacion que se determino entre las

concentraciones de salinidad del agua de forma-

cion y el grado API, se deseaba conocer si el

cambio de la gravedad especifica del crudo se

relacionaba tambien a una rnaduracion termal.

Aun cuando apenas se cuenta con 24 puntos, la

tendencia del grafico es el de aumentar 10s

grados API a medida que aumenta la temperatura.

Si se compara tanto el mapa de temperatura de

formacion (mapa VI) como el de gravedad de 10s

crudos (mapa X), se aprecia que las areas donde

existe altas temperaturas se asocian con la

presencia de gravedades especificas entre 10s 20

y 25'API. Por lo que la madurez del petroleo se

relaciona a un fenomeno termal.

CONCLUBIONES

1.- La Basal Tena asi como la Discordancia Terciaria,

ubicada en su base, son por lo general buenos inca-

dores de que estamos cerca de alcanzar a la Arenisca

rrM-lrs. Las lutitas de colores claros marrones a ro-

jizos son caracteristicas de la Formation Tena. Los

valores de 10s registros electricos, disminuyen a la

profundidad de la Discordancia Terciaria, y 10s per-

files sonico y de densidad, demuestran un aumento en

la porosidad.

2.- La Arenisca r r M - l l s es un cuerpo continuo que se pro-

longa hacia el Norte a Colombia, a1 Sur y Este a1

Peru, acuiiandose aproximadamente a 76' 4 0 ' longitud

Oeste en el Orient@ Ecuatoriano. La variation de es-

pesores se debe tanto a diferentes condiciones de

depositacion como por accion de la erosion.

3.- Entre la ecuacion de Wyllie y la de Hunt-Raper, es-

porosidad del ta ultima da valores mas cercanos a la

nucleo:

DEL(T)ma= 56.00 useg/pies

113

El valor promedio del registro sdnico en la Arenisca

v l M - l v v es de 70 a 80 useg/pie y el del registro de

densidad de 2.2 a 2.3 grm/cc.

4.- El minim0 espesor de Arenisca Bruta encontrado en 10s

pozos fue de 17 y el maximo de 203 pies, aumentando

en sentido de NW a SE, 10s mayores espesores 10s te-

nemos al centro de la cuenca.

$

La direccion de la fuente de suministro fue de Sur-

este a Noroeste. Las zonas interesantes como reservo-

rio potencial serian la del Bloque 16 y sus alrededo-

res.

5.- El minim0 espesor de Arenisca Neta es de 11 pies y el

maximo de 160 pies, a1 igual que la Arenisca Bruta

aumentan de NW a SE y 10s mayores espesores se en-

cuentran a1 centro de la cuenca.

Las Areas que reunen las mejores condiciones de re-

servorio, serian las arriba rnencionadas.

6.- Las curvas de SP, GR, indican que la Arenisca l v M - l v g

es de ambiente de depositadon fluvio deltaico.

7.- El rango de las porosidades es entre 13 a 36%, au-

mentando desde 10s bordes hacia el centro de la cuen-

ca, las mas altas porosidades se encuentran hacia el

Norte .

114

El area que tiene buenas condiciones de reservorio

por sus buenos valores de porosidad (entre 20 y 25%),

seria, el Bloque 16 y su area contigua.

La tendencia de porosidad es la de disminuir con la

profundidad. Entre 10s 7,000 a 8,300 pies se espera-

rian porosidades de 17 a 24%.

8.- Las altas permeabilidades (2,000-10,000 md) del Blo-

que 16, segun el analisis de 10s nucleos, e s t h aso-

ciadas a arenas de suaves a firmes ocasionalmente

friables, de grano fino a grueso, ocasionalmente muy

grueso, subangular a subredondeado, de pobre a bien

clasificado, algo limosas y arcillosas, con cement0

siliceo o nulo, de pobre a buena porosidad.

Mientras que las bajas permeabilidades (menores de

800 ma), estan asociadas a matrices de tip0 argila-

cea, caolinitica, tobdceas, siendo el tamaAo y clasi-

ficacion del grano variable.

9.- De 10s graficos de Permeabilidad vs Porosidad (s6nica

y de nucleo) del Bloque 16, se obsewa que porosida-

des sonicas entre 15 y 31% le corresponden permeabi-

lidades de entre 200 y 10,000 md. Y para valores de

porosidades de nucleos entre 18 y 32% permeabilida-

des entre 200 y 12,000 md.

115

I

10.- Del grafico de la Permeabilidad vs la Porosidad de

Nucleo de todo el Bloque 16, Fig.(4.85) y del Mapa de

Porosidad (mapa V), se nota que para las areas del

Bloque 16 y su contigua hacia el Este, se esperarian

dos intervalos de permeabilidades para las porosida-

des entre 10s 20 y 25%, la una de 1 a 800 md y la

otra de 100 a 10,000 md.

11.- El minimo valor de la temperatura es de 141°F y el

mayor de 223OF, aumentando hacia el Oeste, con un

gradiente aproximado de 1.49.F por cada 100 pies.

La temperatura de formacion aumenta con la profundi-

dad, y la siguiente ecuacion es una aproximacion de

esa relacion:

Tf = Prof X (0 .0164) 4- 6 9 ECO ( 4 . 1 )

Gracias a ella podemos pronosticar temperaturas de

formacion a una determinada profundidad.

12.- La salinidad del agua de formacion es heterogbnea,

las concentraciones van de 14,500 a 122,000 ppm de

NaC1, aumentando de Este a Oeste. Las altas concen-

traciones se encuentran tanto a1 Noroeste, Centro

Oeste y Suroeste de la cuenca.

Los valores de la resistividad del agua de formaci6n

Rw, van de 0.023 a 0.168 ohm-m y aumentan hacia el

116

Este de la cuenca.

El acuifero no es homogeneo, lo cual puede deberse

a: 1) infiltracion de agua fresca del Este hacia el

Oeste, 2) que el agua de formacion se concentro en

las zonas mas profundas del reservorio, o 3) que el

acuifero esta formado por diferentes aguas de forma-

cion, debido a su complejo ambiente de depositacion.

13.- De 10s graficos de Rw vs Profundidad y Salinidad vs

Profundidad, podemos ver que la mayor concentration de puntos ocurre entre 10s 7,000 a 9,000 pies con

salinidades de 20,000 a 60,000 ppm y resistividades

de 0.025 a 0.12 ohm-m.

14.- En el Oriente Ecuatoriano, el minim0 valor de grados

API es de 8.7 y el mayor de 22.9, aumentando de Este

a Oeste. La gravedad especifica que predomina es

menor a 20"API (petroleo pesado), con excepcion de el

Noroeste, Centro Oeste y Suroeste de la cuenca, donde

10s valores son sobre 10s 20°API, y menores que 10s

25 o 30'API.

15.- Comparando 10s mapas de Salinidad y API, se observa

cierta relacion de la gravedad del crudo con la con-

centracion. En zonas donde las salinidades son bajas

la gravedad del petroleo es baja, y en zonas donde la

concentracion de salinidad es alta la gravedad espe-

cifica tambien es alta.

117

16.- Se podria pensar tambien que la madurez del petroleo

se asocia a un fenomeno termal, ya que comparando 10s

mapas de "API y temperatura, se aprecia que el petro-

leo de una gravedad especifica elevada se relaciona

con zonas muy calientes.

17.- Las areas que muestran las mejores condiciones de

roca reservorio, ya sea por su continuidad, buenos

espesores, porosidad, permeabilidad, gravedad espe-

cifica, son las del Bloque 16 y sus alrededores.

RECOMENDACIONES

1.- Para un estudio de correlacion estratigrafica, de ser

posible se deben usar como registros basicos el SP,

GR, Sonico, Induccion, Resistividad, ademas de estu-

dios paleontologicos.

2.- Entre mas puntos de control se tenga en un registro

mejor sera la correlacion y se podra escoger una buena

linea datum.

3.- Para determinar 10s topes de l a formacion, trazar l a

linea en 10s puntos de inflexion del registro (SP,GR).

4.- Cuando se tenga dudas en cuanto a litologias, realizar

y con el mismo tip0 correlaciones con pozos cercanos,

de registros.

5.- Minerales radiactivos pueden producir una deflexion en

el registro de GR y ninguna en el SP, para saber si es

o no una zona permeable, se podria recurrir a1 regis-

tro Microlog y Neutron-Densidad.

6.- Realizar un estudio mas detallado de 10s patrones de

SP para a s i determinar las diferentes zonas del

ambiente fluvio-deltaico.

119

7.- Deteminar cual de todos 10s registros de porosidad se

acerca mas a1 valor de la porosidad de nucleo.

8 . - Realizar un estudio mas detallado de la salinidad del

agua de formacion y del grado A P I de otras arenas pro-

ductoras, y ver si existe relacion alguna entre e s t o s

parametros.

9.- Realizar un estudio en otras arenas productoras, si

la madurez d e l petroleo esta asociado a la temperatu-

ra de formacion.

120

4'

2'

0'

2'

4'

6'

8'

LIMITES ESTRUCTURALES DE LA CUENCA

( 2 7 )

ORIENTE, ECUADOR.'

4'

2'

0'

2'

4.

6'

8'

Fig. (1.1)

0 N

W

121

F i g . (1.2)

122

ZONAS ESTRUCTURALES DEL BORDE ORIENTAL.

Fig. (1.3)

123

3UROS. .

~

ARCILLOLITA, LIUOLIIA Y ARLHISCA OfllSES ROJIZAS.

- AnClLLOLlTAS Y L I N O L I T A S R O J l Z A S OnlSES Colt C A P A S Y LAMINAS D E E V A F O A I l A S . Df lLCI IA Y COHGLONERADO Cot1 E L L M L N 1 O ~

P l Z A R R A H L G n A LH S I l l O S O R A F I I I C O S . Af lCHlSCA CUARCITICA.

F i g . (1.4)

124

DISTRIBUCION DE LOS CAMPOS PETROLEROS E N EL ORIENTE ECUATORIANO.

(19)

0 PERTOLEO LIVIANO(> 20'APll a PETROLEO PESADO I1O'- 20'PPU 69 PETROLE0 LlVlANOlPESADO

0 12.5 25 hl 0 PROYECTOS NO PROBAOOS

Fig. (1.5)

125

PA'l'RONES BASICOS DE LOS IU3GISTROS DE SP Y GR. (16)

EMBUDO

I DENTADO SUAV 1 Z ADO

7 Puede representar una barra. un medio marino deltaico. o una una unidad regresiva de arena

Cl tl NDRO S UAV 1 Z ADO I DENTADO

Puede representar un canal distributario, un abanico submarino. o estratoe de corrienteo turbiditicaa

CAMPANA S U AV I Z ADO I DENTADO

i: I Fig. (3:l)

unidad transgresiva de arena Puede representar un barra de arena aluvial (Point Bar). un canal distributario. o una

126

50 7

40

n

be 30

n 4 n v) 0 III 0 20 a

W

-

10

(I

ALAMA- 1 "M - 1 ' I

a I

'.

7.27

POROSIDAD SONICA VS PROFUNDIDAD

7.28 7.29

~

n L

7.3 7.3 1

F i g . (4.1) PROFUNDIDAD (MllES DE PIES)

127

50

40

30

20

10

0

1 _ _

I

I

AMAZONAS- 1 "M- 1 " POROSIDAD SONICA VS PROFUNDIDAD

8.8 8.82 8.84 8.86 8.88 8.9 8.92

PROFUNDIDAD (MILES DE PIES) Fig.

8.94

( 4 . 2 1

128

AMO- 1 "M- 1 " POROSIDAD DE NUCLEO VS PROFUNDIDAD

7.6 7.62 7.64 7.66 7-68

PROFUNDIDAD [MILES DE PIES]

7.7 7.72

Fig. ( 4 . 3 )

7.6 7.62

- POROSIDAD SONICA

AMO- 1 "M- 1 I '

POROSIDAD SONICA-NUCLEO VS PROFUNDIDAD

t + $ f+

-- t+ t-jt +

tttf t + t

7.64 7.66 7.68

PROFUNDIDAD (MILES DE PIES)

7.7 7.72

129

7.74

t POROSIDAD DE NUCLEO Fig. ( 4 . 4 )

130

AMO- 1 "M- I " 50

40

A

30 v

0 Q

v1 0 Ly-

0 20 a

n -

10

0 7.6 7.62


7.64 7.66 7.68 7.7 7.72 7.74

PROFUNDIDAD (MILES DE PIES) Fig. ( 4 . 5 )

131

50

40

A

t f 30

n Q n v) 0 ll 0 20 a

W

-

10

0

I, ? -

AMO- 2 "M- I I '

POROSIDAD DE NUCLEO VS PROFUNDIDAD

7.64 7.66 7.68 7.7 7.72 7.74 7.76

PROFUNDIDAD (MILES DE PIES) Fig. (4 .6)

132

50

40

A

30 v

0 4

v) 0 lx 0 20 a

n -

10

0

7.64

AMO-2 "M-I" POROSIDAD SONICA VS PROFUNDIDAD

7.66 7.68 7.7 7.72 7.74 7.76


133

50

40

A

l! 30

n Q n v) 0 ll 0 20 11

v

-

10

0

AMO-2 "M- 1 I '


7.64 7.66 7.68 7.7 7.72 7.74 7.76

PROFUNDIDAD (MILES PIES) Fig. ( 4 . 8 )

- POROSIDAD SONICA t POROSIDAD DE NUCLEO

134

BATRA- S "M - 1 I '

5c

40

A

6\" 30

n

W

0 Q

v) 0 lY

a

-

0 20

10

0 1 7.25


I

c

I 1 7.27 7.29 7.31 7.33


T

- I

7.35 7.37

F i g . ( 4 . 9 )

A

K n Q n u) 0

0 Q

W

-

50

40

30

20

10

0

8.43

B&I-l.,~'M- 1 " POROSIDAD DE NUCLEO VS PROFUNDIDAD

t

t

-t +tt +

8.45

t-1

+ ttt'

8.47

+t -t

t t

t t ++t

8.49

135

t+

t

t

8.51

PROFUNDIDAD (MILES DE PIES) Fig. (4 .10 )

136

50

40

A

k! 30

n n

v

4

u) 0 r i 0 20 a

-

10

0 -

8.43

BOGI- 1 "M- 1 " POROSIDAD SONICA VS PROFUNDIDAD

8.45 8.47 8.49 8.51

PROFUNDIDAD (MILES DE PIES) Fig. (4 .11 )

137

40 -

30 -

20 -

10 ~

0 .

8.43

. i '/ ) , '

BOGI-1 " M - I " POROSIDAD SONICA-NUCLEO VS PROFUNDIDAD

8.45

+t

t

d

t+

8.47 8.49 8.5 1

PROFUNDIDAD (MILES DE PIES) Fig. ( 4 . 1 2 )

- POROSIDAD SONICA t POROSIDAD DE NUCLEO

138

CANCRIO- 1 "M- 1 I '


7.87 7.89 7.9 1 7.93 7.95

PROFUNDIDAD (MILES DE PIES) F i g . (4.13)

140

c

5c

40

30

20

10

0

8.35

CAPIRON NORTE- 1 "M- 1 " POROSIDAD SONICA VS PROFUNDIDAD

8.37 8.39 8.41 8.43

\

8.45


141

50

40

A

30 v

n n Q

v) 0 K 0 20 a

-

10

0

8.435

J a

CAPIRON- 1 "M- 1 " POROSIDAD SONICA VS PROFUNDIDAD

8.445 8.455 8.465 8.475


142

50

40

n

If 30

n n

W

Q

u) 0 01 0 20 Q

-

10

0 -

7.69

i;

COFANE- 1 I'M- 1 I '


7.71 7.73 7.75 7.77 7.79

PROFUNDIDAD (MILES DE PIES) Fig. (4.17)

143

50

40

30

20

10

0

9.82

CARMEN- 1 " M - I POROSIDAD SONICA VS PROFUNDIDAD

9.84 9.86 9.88 9.9 9.92 9.94


\

I

0

0

0

N

0

145

COWI- 1 "M- 1 " POROSIDAD DE NUCLEO VS PROFUNDIDAD

50

40

n

30 W

n n 4

v) 0 o!

-

0 20 a

10

0

8.42 8.44 8.46 8.48 8.5 8.52 8.54


146

COWI- 1 "M- 1 " POROSIDAD SONICA VS PROFUNDIDAD

8.42 8.44 8.46 8.5 8.52 8.54


147

50

40

30

20

10

0

8.42

p

COWI- 1 "M- 1 'I POROSIDAD SONICA-IUCLEO VS PROFUNDIDAD

8.44 8.46 8.48 8.5 8.52

7

8.54

PROFUNDIDAD (MILES DE PIES) Fig. (4 .22 ) - POROSIDAD SONICA t POROSIDAD DE NUCLEO

-

\

\

I 0

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0

0

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149

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I

50

40

A

v 8

Q

v) 0 111 0 20 a

n n -

10

0

DAI MF22 I'M - 1 ' I

POROSIDAD DE NUCLEO VS PROFUNDIDAD

i t 30-L

--

--

-+ 7.62 7.64 7.66

H

7.68

I

)+ A c t f

S+

t t

t

7.7 7.72 7.74 7.76 7.78


150

50

40

-

7.64

I

DAIMI-2 "M- 1 I' POROSIDAD SONICA VS PROFUNDIDAD

-

\

7.66 1 7.72


I I

7.74 7.76 7.78

F i g . (4.25)

151

DAIMI-2 "M- 1 " 50 -

40 -

A

K 30

n n

W

Q

v) 0 v a

-

0 20

10

0 -

7.62

f

7.64


7.66 7.68 M I I

7.7 7.72


- - I

- - I

7.74 7.76 7.78

Fig. ( 4 . 2 6 ) - POROSIDAD SONICA f POROSIDAD DE NUCLEO

152

t

I , t I t ? + t +-+

-t t +

t + t t

t t

--t

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tt-- t i

I

t r

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t

I

I I I

DAIMI-1 " M - I " POROSIDAD DE NUCLEO VS PROFUNDIDAD

f I I I

, I

+t

,'t t tl

t

st I I

7.67

+ $ 4 t T t

t

7.69 7.71 7.73 7.75 7.77

50

40

A

bt

Q

v) 0 Ir 0 a

W

n n -

2o

10


-

--

30--

i

-7

--

i

153

DAIMI- 1 "M- 1 I '


A

K a Q a u) 0 LT 0 LL

W

-

7.61 7.63 7.65 7.67

\

7.69 7.71 7.73 7.75 7.77

PROFUNDIDAD (MILES DE PIES) F i g . ( 4 . 2 8 )

154

50

40

30 .

20 -

10 -

0 -

DAIMI- 1 "M- 1 " POROSIDAD SONICA-NUCLEO VS PROFUNDIDAD

7.61 7.63 7.65

- POROSIDAD SONICA

+t

ff ,lI

7.67

t

t

7.69 7.71


7.73 7.75 1 7.77

Fig. ( 4 . 2 9 ) -t POROSIDAD DE NUCLEO

155

4

A

6\"

a Q a u) 0 OL 0

v

-

a

DICARON- 1 I'M- 1 I '


8.69 8.71 8.73


156

5c

4c

A

6\" 30

n n

v

Q

u) 0 01 0 20 a

-

10

0

DORISA "M- 1 " POROSIDAD SONICA VS PROFUNDIDAD

10.66 10.68 10.7 10.72 10.74


157

0 1

FANNY- 1 I'M- 1 I '

50

40

n

6\" 30 W

0 4 0 v) 0 IY 0 20 n

-

10


I

L

I I I I

i

7.7 7.72 7.74 7.76


158

50

40

n

30 W

a n Q

v) 0 v 0 20 a

-

10

0

FANNY-2 I'M- 1 I '


7.6 7.62 7.64 7.66

-v

7.68


159

GINTA- 1 "M- 1 'I

POROSIDAD DE NUCLEO VS PROFUNDIDAD 50

40

30

20

10

0

7.6 7.62 7.64 7.66 7.68 7.7 7.72


7.74 7.76 7.78 7.8

Fig. ( 4 . 3 4 )

I I-

I 1 T

fr

0

Ln

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0

M

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ai

so

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d

0

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(3

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v . Y

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>

av

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oa

od

162

HUAYURI NORTE "M- 1"

10 10.02 10.04 10.06 10.08 10.1 10.12 10.14 10.16

F i g . ( 4 . 3 7 ) PROFUNDIDAD (MILES DE PIES)

163

HVITO- 1 ''M- 1 " POROSIDAD SONICA VS PROFUNDIDAD

I

J

8.71 8.73 8.75 8.77 8.79 8.81 8.83 8.85


164

50

40

30

20

10

i

I

o r

IRO- 1 "M- 1 " POROSIDAD DE NUCLEO VS PROFUNDIDAD

7.81 7.83 7.85 7.87 7.89 7.91 7.93 7.95 7.97 7.99 8.01 8.03

PROFUNDIDAD [MILES DE PIES) Fig. ( 4 . 3 9 )

c

9

00

M

R

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09

- h 09

n

0

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0

0

M

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ow

od

0

167

50

40

A

!f 30

n 4 n v) 0 K

a

W

-

0 20

10

0

8.59

LIMONCOCHA- 1 “M- 1 ” POROSIDAD SONICA VS PROFUNDIDAD

I I I I

8.61 8.63 8.65

PROFUNDIDAD (MILES DE PIES) FIG. (4.42)

168

r

MARANON- I "M-I" 50

40

30

20

10

0

8.89 8.9 1


8.93 8.95 8.97


I

8.99

Fig. ( 4 . 4 3 )

169

MARGARET- 1 "M - 1 I '

POROSIDAD SONlCA VS PROFUNDIDAD 50

40

A

ti 30

n n

W

Q

v) 0 ir a

-

0 20

10

0

6.16 6.18 6.2 6.22 6.24


170

50

40

A

8 30

n Q n u) 0 IT 0 20 a

v

-

10

0

7.06

1

MARIANN- 1 “M- 1 ‘I


7.08 7.1


171

1

7.136

MARIANN-3 "M- 1 I' POROSIDAD SONICA VS PROFUNDIDAD

7.124 7.126 7.128 7.13 7.132 7.134


1 7 2

50

40

30

20

10 -

0 -

NASHINO- 1 "M- 1 " POROSIDAD SONICA VS PROFUNDIDAD

6.54 6.56 6.58 6.6 6.62 6.64 6.66


173

50

40

n

30 W

a Q a v) 0 Itl 0 20 a

-

10

0 - 8.4 1

PALMERAS- 1 "M- 1 " POROSIDAD PHI(N-D) VS PROFUNDIDAD

I

8.43 8.45 8.47


174

50

40

30

20

10

0

6.392

PANACOCHA- 1 "M- 1 I '


6.394 6.396 6.398 6.4


6.402 6.404

Fig. ( 4 . 4 9 )

175

50

40

n

If 30

n 4 Q ul 0 K

a

W

-

0 20

10

0

8.288 8.292

PICHINCHA-2 "M- 1 " POROSIDAD DE DENSIDAD VS PROFUNDIDAD

8.296 8.3 8.304


8.308 8.312 8.316

Fig. ( 4 . 5 0 )

I

0

-4-

0

M

0

w

0

<%

>

177

4c

30

20

10

0

J

SIONA- 1 "M- 1 " POROSIDAD SONICA VS PROFUNDIDAD

7.1 1 7.12 7.13 7.14


r

7.15 7.16

Fig. ( 4 . 5 2 )

178

50

40

30

20

10

0

8.01

J /

SNJRANCISCO- 1 "M- 1 I ' POROSIDAD DE DENSIDAD VS PROFUNDIDAD

8.05 8.07 8.09


179

50

40

30 -

20 -

10 1

SNJACINTO "M- 1 " POROSIDAD SONICA VS PROFUNDIDAD

8.2 8.22 8.24 8.26 8.28 8.3


180

!-

f

SN.ROQUE-2 POROSIDAD DE DENSIDAD VS PROFUNDIDAD

7.555

I

7.565 7.575 7.585 7.595


181

0 1

50

40

A

6\" 30

a a

W

4

0 0 lt

a

-

0 20

10

v I;

SN.ROQUE-5 "M- 1 " POROSIDAD SONICA VS PROFUNDIDAD

I

7.525 7.535

t I I

7.545 7.555


182

POROSIDAD SONICA VS PROFUNDIDAD 50

40

30

20

10

A

8

n 4 n v) 0 L 0 a

V

-

I 7.308 4 7.284 7.288 7.292 7.296 7.3 7.304 7.312

PROFUNDIDAD (MILES DE PIES) FIG. (4 .57 )

183

SUNKA- 1 “M- 1 I ’


9.26 9.264 9.268 9.272 9.276 9.28 9.284 9.288 9.292


184

TAMBO 444 " M - I " POROSIDAD SONICA VS PROFUNDIDAD

1

11.89 11.91 11.93 11.95 11.97 11.99 12.01 12.03


185

n K n 4 n # 0 K 0

V

-

a

50

40

30

20

10

0 .

TIPUTINI- 1 "M- 1 ' I


I 4.39 4.41 4.43 4.45 4.47


186

\y

4.43

50 .

40

A

K 30

n n

v

Q

0 0 lr 0 20 a

-

10

0

/

4.39

I

I

a

TIPUTINI- 1 "M- 1 " POROSIDAD DE DENSIDAD VS PROFUNDIDAD

4.41 4.45

I

4.47


TIVACUNO-2 "M- 1 " POROSIDAD DE DENSIDAD VS PROFUNDIDAD

8.15 8.17 8.19 8.21 8.23


8.1 1 8.13

188

50

40

30

20

10

0

TIVACUNO-3 "M- 1 I '

POROSIDAD DE DENSIDAD VS PROFUNDIDAD

8.03 8.05 8.07 8.09


8.1 1 8.13

Fig. ( 4 . 6 3 )

189

A

K n Q n v) 0 U 0

W

-

a

TIVACUNO-4 I'M- 1 I '


ic 7.9 7.92 7.94 7.96 7.98 8 8.02 8.04

PROFUNDIDAD (MILES DE PIES) Fig. ( 4 .64 )

190

50

40

n

30 W

n n Q v) 0 K 0 20 a

-

10

I

. VINITA- 1 "M- 1 I'


5.41 5.43 I

5.45

P-

I

5.47

I" /

5.49


191

-7 50

I 1

40

A

30 v

0 20 a

10

0

YUTURI-1 “M-1” POROSIDAD SONICA VS PROFUNDIDAD

6.6

1

6.62 6.64 6.66


192

ZAPARO- 1 "M- 1 ' I


7.64 7.66 7.68 7.7 7.72 7.74 7.76 7.78

PROFUNDIDAD (MILES DE PIES) F i g . (4 .67 )

193

-2

-3

- 4

P -5

F -6

-7

D -8

-9

L - 1 0

- 1 1

p - 12

S - 1 3

- 14

- 15

-18

R 0 U N D I D A

E N

M I

E S

D E

I E

PROFUNDIDAD VS POROSIDAD AREN 1 SCA 'M-T

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 POROSIDAD (%)

FIG. (4.68)

194

P E R M E A E I L I 0 A O

M 0

1 ooooo

1 QQQQ

1000

100

10

1

0.1 0 6 10 16 20 26 30 36 40 46 6i

P O A O B I O ~ aONlW [%a)

GIG. (4.69)

195

i

1

P E R M E A E I L I 0 A 0

M D

o€looo

10000

1 aoo

100

PERMEABlLIbAD VS PORO$lRACI bE NUCLEO

10

1

0, 1

I I I I I I I I I

I I I t I I I I I I

I 5 I I.

I I 1 , - A

I I I I 8 - 1 I I I I I I I 1 . ' I I I I I

I

c -! 1 I I I I I I I

I I I I I I I i 1 I

0 15 10 75 20 26 30 36 40 46 60 . POROBIOAO OE NUOLEO (45)

F I G . (4.70)

196

CO'WI-1 RM=IR

P E A M E A R I L I 0 A 0

M D

PERMEABILIDAD VS POROSlbAb SONICA

1 oooo

I I I I I I I I I

I I I I 1 I I I I I I I I I 1 1

100

10

1

0.1

080 1

0.00 1

t 1 I I I I

I I I I I I I I I 1

I I I I I I I I I I I I I

I I I

I I I

I I I I

0 6 10 16 20 26 30 36 40 46 60 PoRoaiom a o ~ i w (451

FIG.. (4.71)

197

I m

COWI-1 "M-1"

I

P I I

E R M E A 8 I

I

L I 0 A 0 M D

PERMEABILIDAD VS POROSIDAD DE NUCLEO

10000

1000

100

10

1

0,l

0.01

0.00 1

I I I L I 1 I I I I I I I

I I I I I

I I

1 - 7 I I I 1 I I I 1 I I I I I I I I I I I

I 1

0 5 10 15 20 25 30 35 4 0 45 50 POROSIDAD DE NUCLEO (%)

FIG. (4 .72)

198

P E R M E A B I L I 13 A 0

M 0

1 00000

1 0000

1 000

100

10

1

01 1

PERMEABIUDAD VS PORQSIWD 9QNICA

1 I 1 I I I I I I I 1 1 I I I I I I

0 6 10 16 20 26 30 36 40 46 60 PoRoaiom aoNiw [%I

' F I G . (4.73)

199

L

E R M

ii I L I

D i M D

AMO-1 'M-1"

PERMEABILIDAD VS POROSIDAD DE NUCLEO

0 16 10 16 20 26 30 36 40 46 60 POWSIDNI DE NLJOLEO (%I

FIG. (4.74)

2 0 0

I I I I I I I I I I 1 I I I 1 I I I I I 1. . . I I I I

I 1 1 I A

E

B

x

R hl E

I L I

D

I I I I I I I I I r I r 1 I I r I I

?

M D

100000

10000

1000

100

10

1

0.1

a0 1

0.00 1

AMO-2 mM-lr

PERMEABILIDAD VS POROSIDAD SONICA ,

t I I I - . I . I I I I I I

I I I I I . I I I I I I I I.

1 I I I I I I I I I I I

J

. I I I I I I I I

I I I 1 I I I I I I I I I - I

0 6 10 16 20 26 30 36 40 46 60 FOR05 I DAD 5 ON I QA (%I

FIG. (4 .75)

201

I I I I I I I 1 . I I J I I I

AMO-2 mM-lr

I 1 I

P

I

a

E R

I I I

t!

f A E I

D A D M a

PERMEABILIWD VS PORoSlDAD DE NUCLEO

I I I I I I I I I I I I I

1 u00

100

I c I I I I I I b I

I I 1

0.1

0.0 1

0.00 1

L I I I I I I I 1 I I 1

1 I

3 6 10 16 20 26 301 36 40 46 60 POAO SI DAD D E NU OLEO [%I

FIG. (4.76)

202

I . I I I I 1 1 I I 1 I

I I I 1 I I

E R

1

M

li 1

L I

D !i

I I I I

M D

I 1 I I

d

DAIMI-1 *M-lm

PERMEABILIDAD VS P O R O S I W SONlCA

100000 [ I

10000

1000

100

10

I I I I I I I I I

I I I 1 1 I I I I I 1 I I I I I I I I I

I I I r I

I I

I I I I I 1 1 I I I I I

0

FIG. (4.77)

203

P E

E! A 0

I

D A D

t

M D

DAI MI-? 'M-1'

PERMEABILIWD V 3 POROSh3AD DE NUCLEO

10000

1000

100 I I I I I I I I I r I I I

10

1

0,1

t - i I I I I I I 1 1

I I I I I I I I I I

0.0 1 I 1 1 I I I 1 I I L , I I

~

0.00 1 0 6 10 I 6 20 26 30 36 40 46 60

POWISIDAD DE NUOLEO [%I FIG. (4.78)

204

E R M

!i I L I

D i M D

DAIMI-2 mM-lm

PERMEABILIDAD VS POROSIDAD SONIGA

1 00000

10000

1000

100

10

rn

, 1 0 6 10 16 20 26 30 36 40 46 BQ

P O W S I DAD S ON I ok [ %I FIG. (4 .79)

205

E R

M D

100000

10000

1000

100

10

1

DAIMI-2 mM-lm

PERMEABILIWD V 3 POROSlDAD DE NUCLEO

I

0 6 10 16 20 26 30 36 40 46 650 POAOSIDAD DE NLJOLEO [%]

FIG. (4.80)

206

E

b

R M E

I L I

D M D

GIN TA-1 mM-lm

PERMEABILIDAD VS POROSIDAD SO"%

E I 1 1 - I 1 I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I

I I I I

I I I I I I I I I I

I

I I I I I

I I I I 1

I I I - 1 I I I I I I I I 1 I

I I .

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0 6 10 I 6 20 21) 30 36 40 46 60 P O K E I DAD s ON I OA [ $1

F I G . (4.81)

207

100 P E A M

i I L I

D x

I I 1 - I I I I I .- ; I I I 1 1

I I I I 1 1 I I I 1

M D

I

I

GINTA-1 mM-lm

PERMEABILIMD VS POROSlRAD DE NUCLEQ

I I I I J

100000 1 1 I I I I I

1 1 I I I I I I I I

I 1 I 1 I

I I 1 I I I I I I I I I

I I

10 I I I 1 1 1 I I I I I

I I I I I I

I I

11 I I 1 I I I I I I I I I I I I

I I I

t I I I I I I I I I

I I 1 I I I " I I I I 0.0 1

0 6 10 16 20 Zd 30 35 40 46 60 POROSIDkD DE NUOLEO [%I

FIG. (4.82)

208

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I I .I I

I I - I: . . . . .

E R

I I I I -. I I I

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1 00000

10000

1000

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10

1

0,1

0*0 1

0,00 1

IRQ-1 'M-1"

PERMEABILIRAD VS POROSIDAD SONlCA

I L I I t I i I I I I I I I I

I I r-¤ I I I I

I I I. ;'I * - 1 . I I . - . . 1 . - . . I I I I I J I I 1 I I I

I

I L I I I 1 J

0 6 10 16 20 26 30 36 40 46 60 POROSl R4D [%I

FIG. (4.83)

209

I

E A

1 I I I 1

.

M

i I L I

0 !l M 0

L I T I I I 1 I I I I 1 I I I I

1 1 I 1

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8 I

100

I I I r I I I 1 I I I

1

0 , I

0.0 1 I ! I I I 1 I I I i I 1

0 6 10 16 20 26 30 36 40 46 650 FOROSl I X D [%I

FIG. (4.84)

I

P E R

E i l

0 I

A 0

1000000

1 00000

1 0000

1000

100

10

1

0' 1

0.0 1

0.00 1

ULWUE 16, ARENlSOli W=1'

210

1

FIG. (4 .85)

211

T E M

E

F

TEMPERATURA DE FORMEION, BBQUE 16

ARENISCR 'Wf

270

280

260

240

220

2 10

200

190

180

170

180 7 8 3 10 11 12

P ACID tJ N DI DAD [ MILES D E PIES 1 FIG. (4.86)

212

A

I

50

40

A

30 W

n n 4

0 0 K 0 20 a

-

10

0

POROSIDAD SONICA (H-R) Y DE NUCLEO DAM-1 I'M-1"

I

7.61 7.63 7.65 7.67 7.69 7.71 7.73 7.75

PROFUNDIDAD (MILES DE PIES) FIG. (4.87) - SONICA(HUNT-RAYMER) t P.DE NUCLEO

213

50

40

A

M 30

n 4 n v) 0 K 0 20 a

W

-

10

0

POROSIDAD SONICA (WYLLIE) Y DE NUCLEO DAM-1 I'M-1"

\

7.61 7.63 7.65 7.67

=I

t f

t i t

t

t

t I I I

7.69 7.71 7.73 7.75 7.77

PROFUNDIDAD (MILES DE PIES) FIG. (4 - 8 8 ) - SONICA (WYLLIE) t P.DE NUCLEO

214

50

40

A

30 W

n n 4

v) 0 ll 0 20 Q

-

10

0

7.6

POROSIDAD SONICA (H-R) Y DE NUCLEO GINTA- 1 "M- 1"

,

7.62 I

7.64 I

7.66 7.68 7.7 7.72 7.74 7.76 7.78 ' 7.8

PROFUNDIDAD (MILES DE PIES) FIG. (4.89) - SONICA(HUNT-RAYMER) t P. DE NUCLEO

50

40

A

30 v

n 4 0 v) 0 o! 0 20 a

-

10

0

215

POROSIDAD SONICA (WY l l IE ) Y DE NUCLEO GINTA- 1 "M- 1 I'

7.6

i t

t

t

t t

7.62 7.64 7.66 7.68 7.7 7.72 7.74 7.76 7.78

PROFUNDIDAD (MILES DE PIES) FIG. (4.90) - SONICA(WLLIE) t P. DE NUCLEO

7.8

216-

GINTA- 1 I'M- 1 I'

50

40

n

30 v

0 Q 0 v) 0 Itl 0 20 Q

-

10

0

"NUEVOS PAMMETROS"

7.6 7.64 7.68 7.72

PROFUNDIDAD (tJItES DE PIES)

7.76 7.8

FIG. (4.91) - POROSIDAD SONICA t POROSIDAD DE NUCLEO

217

CARTA DE CORRECCION DE SP. (1)

CORRECCION DE SP

UJ

P 1 < P 4 0 W Q

a 0 UJ W n u) w

w

FACTOR DE CORRECCION DE SP FIG. ( 5 . 1 )

218

CARTA PARA DETERhlINAR L A RELACION DE Rmf/Rwe.

(1) SOLUCION GRAFJCA DE LA ECUACION DE SP

0 0 7

0 Y) c I

0 0 -

POTENCIAL ESPONTANEO(MILlVOLTl0S) FIG. ( 5 . 2 )

2 19

I .c

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2

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CARTA PARA OBTENER EL VALOR' DE Rw A PARTIR DE Rwe.

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R, olirti-metros FIG. ( 5 . 3 )

220

m

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PROFUNDIDAD VS RW

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I

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F

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-3

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-6

-6

-7

-8

-9

-10

- 1 1

-12

-13

-14

ARENISCA "M-1"

Om 01 0.06 Om11 A'# [OHM-MI

0.16 0.21

FIG. (5.4)

,

221

PROFUNDIDAD VS SALINIRAD

ARENISCA "M-I"

P R a F U

B D A D E N M

E s L

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5 P I

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L

-4

-6

-6

-7

-8

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-11

- 12

-13

-14

-1B 210

€31 El

PROFUNDIDAD VS. GRADOS API

ARENISCA "M-17

222

P

P

223

IUM.

1 2 3 4 5 6 7 8 9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 I S 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59

TABLA I "ESPESORES BRUTOS"

ARENISCA "M-1"

POZO

ALAMA-1 AMAZONAS1 AMO-1 AMO-2 BALSAURA-I BATRA-3 BOGI-I CANCRIO-1 CANTAGALLO-1 CAPAHUA2X CAPIRON N-1 CAPIRON-I CARABOBO-3 CARMEN-1

COWI-1 CUYABENO-10 DAIMI-1 DAIMI-2 DICARON-1 DORISA-1 FANNY-1 FANNY-2 GINTA-1 HUARI-1N HUITO-1 IN D I LLAN A-I TAY A-1 IRO-1 LIMONCOCHA MARANON-I MARGARET-1 MARIANN-1 MARIANN-3 NASHINO-1 PALMERAS1 PANACOCHA 0-1 PANACOCHA-1 PICHINCHA-2 POMPELLA-I PRIMAVERA-1 SAN SAHUARI-1 SHUARA SHUSHUQUI-1 SIONA-1 SN.FRANCISC0 SN.JACINT0 SN.ROQUE-2 SN.ROQUE-3 SUNKA-1 TAMB044-X TANGAY-1 TIPUTINI-1 TIVACUNO-1 TIVACUNO-2 TIVACUNO-3 TIVACUNO-4 VlNlTA-1 YUTURI-1 ZAPARO-1

COFANE

I OPERADOR

PETROECUADOR P ETRO EC UADO R CONOCO CONOCO PETROECUADOR PERU CONOCO ANGLO PETROECUADOR PERU PETRO EC U ADO R P ETRO EC U ADO R PETROECUADOR PERU TEXACO CONOCO PETROECUADOR CONOCO CONOCO PETROECUADOR PERU CAYMAN CAYMAN CONOCO PERU PETROECUADOR OKC CONOCO DEPC PETROECUADOR CAYMAN CAYMAN CAYMAN ANGLO OKC SUMOCO SUMOCO PETROECUADOR MINAS MINAS PETROECUADOR PETROECUADOR PETROECUADOR CAYMAN TEXACO PERU GRACE GRACE ELF PERU GRACE MINAS MINAS MlNAS PETROECUADOR PETROECUADOR CAYMAN MlNAS PETROECUADOR

TOPE

(Pi-)

7277 8817 761 8 7644 9102 7257 8427 7876 7445

11906 8352 8438 8357 9820 7693 8420 7182 761 6 7620 8671

10660 7688 7608 7604

10002 8713 8360 7819

8896 61 67 7064 7124 6547 8415 6620 6392 8288 8573 8851 7285 8298 8387 7114 8017 8186 7555 751 6 9259

1 1895 7152 4397 7919 8119 8034 7903 5410 6800 7648

8590

BASE

@is)

7305 8927 771 6 7756 9185 7376 8508 7956 7491

12007 8443 8477 8377

7799 8533 7228 7773 7779 8736

10745 7766 7680 7807

10162 8841 8407 8022 8858 9013 6237 71 06 71 57 6669 8476 6677 6403 8316 8629 8869 7329 8309 8404 71 57 8094 8305 7596 7554 9292

12030 7216 4463 8066 8225 8126 8047 5482 6657 7780

99%

'ROF.PROM

(Pis)

7291 8872 7667 7700

9143.5 7316.5 8467.5

7916 7468

11 956.5 8397.5 8457.5

8367 0878 7746

8476.5 7205

7694.5 7699.5 8703.5

10702.5 7727 7644

7705.5 10082 8777

8383.5 7920.5

8624 8954.5

6202 7085

7140.5 6608

8445.5 6648.5 6397.5

8302 8601 8860 7307

8303.5 8395.5 71 35.5 8055.5 8245.5 7575.5

7535 9275.5

1 1962.5 71 84 4430

7992.5 8172 8080 7075 5448

6628.6 771 4

iSPESOR

@W 28

110 98

112 83

119 81 80 46

101 91 39 20

116 106 113 46

1 57 159 85 85 78 72

203 160 128 47

203 68

117 70 42 33

122 61 m 11 28 56 18 44 11 17 43 77

119 41 38 33

135 64 66

147 108 92

144 72 57

132

224

TABLA I I

"ESPESOR NET0 - POROSIDAD PROMEDIO" ARENISCA "M-1"

NUM.

- 1

- : -

3PERADOR INTERVAL0

(Dies)

rOTAL

pies

72 -

- 92

- 78

WROSIDAD 46 ESPESOF NET0 (pies:

4

6!

84

e 42

4

1

6

l€

Po20

BOGI-1

AMO-1

AMO-2

'ROMEDIO

;ONOCO 17.;

18.4

18.I

18.; 8429 843:

8433 8431

8442 85Oi

7618 no: 7708 n i c

7644 7683

7690 7694

noo no1 n i 5 7724

7740 77%

17.S

23.1

20.s

27.4

25.6

28.:

29.1

- 20.1 :ONOCO

>ONOCO 24

:ONOCO 108

- 90

23.1

19.7

22.c

23

24.1

2'1

29.e

24.2

-

18.7

21.4

20.1

22.: 3AIMI-1

3AIMI-2

7618 762E

7628 785s

7870 7676

7682 nil n 5 2 7773

7620 7651

7662 7672

7677 7680

7681 7693

7702 7728

n 6 9 me

l a 31

g

35

21

31

l a 3

12

24

10

232 :ONOCO

7604 7622

7625 7627

7629 7653

7655 7662

7664 7694

7695 7699

7700 7731

7739 7772

m5 7702

7783 7805

7808 7807

18

2

24

7

30

4

31

33

7

22

1

179 22

27.4

29.7

22.7

18.5

18.7

20

23.5

25.7

28

27.4

YNTA-1 23.8

23.8

Continua

7

-

RO-1 131

-

20.7

27.8

30.8

18.5

22.8

18.5

28.5

ONOCO 4

17

14

23

8

57

10

7819 7823

7827 7844

7845 7859

7881 7884

7887 7893

7898 7955

8012 8022

225

NUM.

TABLA II

POZO OPERADOR INTERVAL0


8

(pies) cowl-1 CONOCO 8464 8512

8515 8533

1 ALAMA-1 PETROECUADOR 7277 7281

10

11

7284 7305

CAPIRON-1 PETROECUADOR 8438 8441

8442 8477

CAPIRON N-1 PETROECUADOR 8351 8357

8 3 5 8 8 3 6 6

8387 8377

8380 8388

12

13

I I

DICARON-1 PETROECUADOR

ZAPARO-1 PETROECUADOR

I I

8

13

5

3

19

6

2

' 10

82

21

28

17

11

20

4

4

8

15

20

15

7

15

23

8387 8442

8872 8680

8682 8605

8700 8705

8706 8709

8710 8729

8730 8730

7848 7650

54 18.7

24.8

28.3

28.3

25.7

17.1

124 30.7

25.2

18.2

18.5

28 18.5

17 17.8

11

20 15.8

14 13.8

17

21.2

15 17.7

20 18.4

O4 17.5

20

23.5

18.8

PETROECUADOR

PETROECUADOR

PETROECUADOR

PETROECUADOR

PETROECUADOR

7651 7870

7878 7758

7 7 s m o 8288 0318

8387 8404

8298 8309

8357 8377

7445 7440

7451 7455

ESPESOR I TOTAL I POROSIDAD 46

I

CUYABENO-10 PETROECUADOR

SANSAHUARI-1 PETROECUADOR

AMAZONAS-1 PETROECUADOR

MARANON-1 PETROECUADOR

NET0 (pies) pies 4

7457 7463

7182 7197

7285 7314

8817 8832

8842 8849

8850 8865

8866 8889

8893 8927

8896 8903

8909 8980

m i 3

24.7

24.4

35 18.4

84 17.3

55 17

13.4

14.5

WMEDIO

20.8

1I

21.4

20.2

23.1

?3.:

18.:

17.8

15.8

17.3

17.7

18.4

18.3

13.2

8034 8037

8039 8048

8051 8078

8080 8128

7903 7918

7928 7936

7954 7957

7962 8004

8009 a012

8014 8046

8713 8715

8716 8739

8740 a753

8757 8824

8830 8840

3 85 1'

9 23.t

27 20.

46 19.;

15 103 22.t

a 17.!

3 28.t

42 24.1

3 1(

32 21.:

2 115 1 8 l

23 22.1

13 14.3

67 16.8

10 18.3

MlNAS

109 14.8

18.1

16.9

14.5

8119 8126

8135 8225

6600 6610

6612 6620

6632 6638

6649 6657

7 97 21.6

90 23.1

10 32 24.5

8 24.8

6 22.7

8 20.8

226

TABLA II


IUM. mzo OPERAOOR INTERVAL0 I ESPESOR I TOTAL I POROSIDAD 96

'ROMEDIC ( P W

9137 9184

22 BALSAURA-1 PETROECUADOR I 24 TIVACUNO-3 I PETROECUADOR 20.:

25 TIVACUNO-4 'ETROECUADOR 22.:

26

- 27

HUITO-1 'ETROECUADOR 18.1

:ANCRIO-l rNGLO 19.g 7877 7883

7887 7934

7951 7953

7955 7956

28

- 29

- 30

JASHINO-1 iNGLO 7

7

16

79

16.1 6548 8555

6562 6569

6573 6589

6590 6669

'OMPELLA-1 8573

8581

8591

7919

7937

7981

8030

I

'IVACUNO-1 MlNAS

7953 16

8006 25

8066 36 I I I

31 'IVACUNO-2 MINAS I 22.4

32

-

23.2 'UTURI-1 MINAS

Continua

227

mzo ,

PRIMAVERA-1

TIPUTINI-1

MARGARET-I

TABLA II

OPERADOR INTERVAL0

(pies) MlNAS 8851 8855

8859 8862

8875 8885

MlNAS 4398 4463

CAYMAN 6167 6169

8171 6175

6177 6193

6196 6211

6215 6237

SIONA-1

MARIANN-1

MARIANN-3

VINITA-1

CAYMAN 7114 7124

7126 7133

7135 7140

7142 7146

7151 7157

CAYMAN 7064 7085

7099 7106

CAYMAN 7124 7136

CAYMAN 5410 5425

5429 5437

5461 5482


ESPESO: 1 TOT:: 1 PORl

NET0 (pies) pies

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PROMEDIO

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6392 6403 23.6

6632 6648

8850 6657

6661 6671

6673 6677

7152 7164

7172 7190

7198 7217

19.1 7555 7588

7589 7596

228

JUM.

46

47

48

TABLA I I

POZO OPERADOR INTERVAL0 ESPESOR, TOTAL POR

(pies) NETO (pies) pies SN.ROQUE-3 GRACE 7516 7510 3 28 14.1

7523 7532 9 23.8

7534 7539 5 10.0

7541 7547 6 23 7549 7554 5 15.5

SN.FRANCISC0 T W C O 8017 8039 22 75 26.1 80.11 8094 53 21.2

COFANE TEXACO 7093 7698 5 94 21.1 n o 1 nit 10 23.5

n i 5 n24

"ESPESOR NETO - POROSIDAD PROMEDIO" ARENISCA "M-l I

;IDAD 46

'ROMEDIO

10.2

23.7

21.6

26.3

19.2

15.8

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10.5

17.2

20.2

229

K

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2492

778

2565

1718

I l l 0

TABLA I l l

"PERMEABILIDADES HORIZONTALES DEL BLOQUE 16, CONOCO." ARENISCA "M-1"

PROF.

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7601

7602

7603

7604

7605

7606

7607

7608

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7610

7611

7612

7613

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7833

7634

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230

TABLA 111


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TABLA 111

"PERMEABILIDADES HORIZONTALES DEL BLOQUE 16, CONOCO."

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171

409

863

825

439

276

20

723

387

1762

cowl-1

7954

1955

PROF.

@W -

2017

2051

ARENISCA "M-1"

AMO-1 AMO-2 -

DAI - PROF.

@W 7727

7728

ma 7730

7731

m 7733

7734

7735

7733

7737

rn 7 7 s

7740

774 1

7742

7743

7744

-

774s

7746

7747

7748

7740

7750

7751

7752

- :1-1 -

K

( d l - 213E

1-

3208

ma 6277

1174

2022

656

4aa

72

311

1044

35?

lo11

228(

81s

291

473i

0.0;

338I

-

DAIMI-2 I GINTA-1

7717

7718

7710

7720

7721

7722

7723

7724

IRO-1 r

233

DST

1,lA lA.10 2,2A,2B 2 3A

TABLA IV

"TEMPERATURAS DE FORMACION DEL BLOQUE 16, CONOCO."

FORMACION TOPE BASE (Pies) (pies:

HOLLIN PRlNC 9776 9805 HOLLIN PRINC 8960 9247 HOLLIN PRlNC 9756 9772 NAP0"T" 8684 8962 NAP0"T" 9480 9657

ARENISCA "M-1"

3

2A 1

2 2 2A

POZO

U INFERIOR 8455 855a

U INFERIOR 8470 8560 U INFERIOR 8474 8564

U INFERIOR 8449 8526 U MEDIO 8450 8468 U MEDIO 8448 8464

BOGI-1 9MO-1 BOGI-1 4MO- 1 30GI-1 4MO-1 4MO-2 IAIMI-1 IAIMI-2 4MO-2 IAIMI-1

3 3 1 5A 3 4 2,2A,3 4,4A 4,4A 6.6A 4,4A,48 4,4A 5

4MO-2 IAIMI-2 3INTA-1 IMO-2 IAIMI-1 IAIMI-2 3INTA-1

U SUPERIOR 8382 8404 U SUPERIOR 8377 8394 U SUPERIOR 8370 8380 M-1 INFERIOR 7690 7726 M-1 INFERIOR 7670 7720 M-1 INFERIOR 7660 7729 M-1 INFERIOR 7664 7732 M-1 PRlNC 761 8 7702 M-1 PRINC 8442 8508 M-1 PRlNC 7644 7684 M-1 PRINC 7616 7660 M-1 PRINC 7604 7652 M-1 PRINC 8398 8436

4MO-1 3OGI-1 4MO-2 IAIMI-1 jlNTA-1 3OGI-1 4MO-1 4MO-2 IAIMI-1 LMO-2

B.TENA B.TENA B.TENA B.TENA 7740

PROF.PRM

@is)

9790.5 91 03.5

9764 8823

9568.5 8502.5

8519 8515

8487.5 8459 8456 8393

8385.5 8375 7708 7695

7694.5 7698 7660 8475 7664 7638 7628 841 7 7566 7602 7574

7747.5

TEMP.FORI\I P F

227.; 21 6.1 231 .( 210.: 214.1 208.: 209.C 208.E 205.C 209.C 208.E 210.c 203.2 199.1

196.0 191.0

197.0

191.0 194.0 203.2 196.0 195.4 190.3 202.0 194.3 196.0 195.0 191.0

234

7992.5 8172 8080 7975 5446

6628.5 7714

TABLA V

"TEMPERATURA DE FORMACION Y GRADIENTE TERMICO"

200.2 0.0150 203.2 0.0151 201.6 0.0151 199.9 0.0150 158.4 0.0144 177.8 0.0148 195.6 0.0 150

ARENISCA "M-1"

54 55

57 58

OPERAD(

TIVACUNO-2 MINAS TIVACUNO-3 CEPE

i 6 W N O - d cErt VINITA-I CAYMAN YUTURI-1 MINAS

I I I

1 ALAMA-1 2 AMAZONAS-1 3 AMO-1 4 AMO-2 5 BALSAURA-1

m A-3 7 BOGI-1 8 CANCRIO-1 9 CANTAGALLO-1

10 CAPAHUAR142-X 31 CAPTRdNN-1 12 CAPIRON-I 13 CARABOBO-3 14 CARMEN-1

CONOCO CONOCO

CONOCO ANGLO

CEPE CEPE PERU

18 SN.ROOUE-3 GRACE 19 SUNKA-1 50 I TAM0044-X

59 IZAPARO-1 ICEPE

- TOP€

(Pies, - 7277 8817 7618 7644 9102

-7237 8427 7870 7445

11 900 -Em

8438 8357 9820 7693

T?Z 7182 7616 7620 8671 m

7688 7608 7604

10002 m 8360 7819 8590 8896

7064 7124 6547 8415

-6652 6392 8288 8573 8851 7285 9388 8387 7114 8017

7555 7516 9259

11895 m 4397 7919 81 19 8034 -mo3 5410 6600 7648

m3-7

-

- BASE

(pies]

7309 8927 7718 7758 9185 7578

8508 7950 7465

12007

847? 8377 9936 7799

-9555 7197 7773 7779 8736 m

7766 7680 7807

10162 rn 8407 8228 8658 m i 5 W 7106 7136 6669 8476

2x77 6403 8316 8628 8886 75m 9439 8404 7157 8094 -8m3 7596 7554 9292

I2030 7275 4463 8066 8225 8126 -mT 5482 6657 7780

- GRAD. TERM

('F/IOO pies]

1.48 1.52 1.49 1.51 1.52 1.49' 1.45 1.50

-1.49 1.55 1 .57 1.51 1.51 1.53 1.50 1.57 1.49 1.50 1.50 1.52 1.54' 1.50 1.50 1.50 1.53 1.52 1.51 1.50 1.51 1.52 1.46 1.49 1.49 1.48 1.51

::t; 1.51 1.51 1.52 1.4g 1.52 1.51 1.49 1.51

:::A 1.50 1.52 1.55 1.49 1.39 1.50 1.51 1.51

;:: 1.48 1.50

ARENISCA "M-1' NUM. PO20 TOPE BASE PROYEDO ZONASP YU SP R n T n Rnl Trnl R1 TEMP.

(pi-) (Pi-) (pi-) W-1 (W (-1 I V 1-1 ('0 (-1 FORM(.F)

1 AUMA-1 nn 73(w 7291 21 0.459 180 2 lW.7 -0 0.431 1W 2 AMAZONAS-1 0817 8927 M72 20 -too 0.402 fzo 0.m ?a 22 214.0

194 -38 0.459 1 M 0.4 194 3 AMO-1 7018 7710 7807 M 4 AMO-2 7M4 77% 7700 16 -lS 0.224 102 0.140 202 5.2 1 w 5 BALSAUR*-l 9102 9185 0143.5 47 -121 0.417 208 219.1 0 8ATRA-3 7251 7374 7316.5 119 42 180.1 7 8001-1 8427 8508 8467.5 w -78 0.- 200 2032

0 CANTAGALLO-1 7445 7465 74% 8 -32 1.74 74 1 74 24 191.4 10 CAPAHUARI42-X 11- 12007 119M.S 47 4 2 0.2 n 265.3

' 11 CAPIRONN-1 8352 8443 8397.5 27 -110 0.90 88 0.87 88 4 m . 9 12 CAPIRON-1 8438 8477 8457.5 34 -120 1.48 85 207.8 13 CARA8080-3 a 5 7 m n 8337 20 do 1.w m 0.82 88 n m . 4 14 CARMEN-1 mm em 8878 00 -m 1.47 75 2l1.2 15 COFANE-1 7603 7799 7748 46 -62 1.0 77 lW.2 10 cowl-1 8420 8533 8470.5 113 4 3 0.2l7 205 m.2 17 CUYABENO-10 7182 7197 7189.5 15 -74 1.45 08 1.18 80 10 187 18 DAIMI-1 7010 m3 7es4.5 21 -u 0.28s 100 0.251 200 0.7 195.4 19 DAIMI-2 7020 mo 7099.5 11 0.200 1 w 2.2 195.5 -34 0.266 1 w

211.9 20 DICARON-1 8671 8730 8701.5 37 -105 21 DORISA-1 10860 10745 10702.5 72 -121 244.1 22 FANNY-1 7000 nee 7727 8 4 4 1 . 1 a5 1.w 85 21 195.0 23 FANNY-2 7- T a w 7044 34 -Sl 104.5 24 OINTA-1 7004 7007 nos5 w -24 0.254 194 iw .3 I HUAR-1 NORTE 10002 10102 10082 180 -lo 0.41 01 214.5 20 nuno-i 8713 8841 8777 113 -115 0.155 220 212.0 27 INDIUNA-ITAYA-1 11360 8407 8303.5 31 -u 0.002 im 0,564 1oB m.0 28 IRO-1 7819 8022 7920.5 10 -lS 0.193 109 0.121 209 0.8 200.7 29 UMONCOCHA 85W 8658 0624 70 4 2 o . ~ im 210.0 30 MARANON-1 0806 9015 m5.5 71 -75 0.462 216 216 31 MARGARET-1 6167 6237 0202 26 dB 20.9 70 1.80 79 27 170.8 32 MARIANN-1 7064 7108 7085 44 4 0 0.81 110 0.95 78 105.3 33 MARIANN-3 7124 71% 71 30 12 -5a 180 34 NASHINO-1 e547 8069 bwo 100 -46 0.75 92 ins

2.5 207.E lS PALMER&( M l S 8478 M45.5 5 1 . s ~ im 0.840 i w M PANACOCHA 8-1 W32 8077 8054.5 34 -112 1.7 104 1.9 78 17~1.2 37 PANACOCHA-1 Ol92 0403 8397.5 11 -52 1.18 85 0.75 85 174 30 PICHINCHA-2 0283 8316 0302 28 0.553 104 205.5 4 0 0.549 194 19 POMPEU-1 8573) 0628 ew0.s 48 -01 0.84 w 0.65 rn 210.2 40 PRIMAVERA-1 O(K1 w06 w60.5 5 -42 0.93 87 0.73 1 - 87 7.8 214.4 41 SANSAHUARI-1 7285 7314 7299.5 29 -78 0.05 92 0.799 92 3s 1BB.B 42 SHUARA-1 mm 8Joo m . 5 11 -M 1.22 m 1.14 86 27 205.3 41 SHUSHUOUI-1 6387 8404 WW.5 17 -33 1.47 P 0.60 02 32 m.4 44 SIONA-1 7114 7157 7131.5 10 -71 0.m m 0 . a so 52 180.1 45 SN.FRANClSC0 8017 W M 0055.5 21 -72 1.5 M 1.11 84 3.5 201.1

46 SN.JACINT0 elm 8305 8245.5 82 -1 12 2077 47 SN.ROOUE-2 75% 7590 7575.5 40 -47 1.2 91 193.4 48 SN.ROOUE-3 7510 7 s n 7535 24 4 192.6

221 .? 40 SUNKA-1 9239 9292 9275.5 33 -15 0.344 104 50 TAMBO44-X 11895 12030 l lW2.5 115 -101 0.43 70 265.4

0.8 180,s 52 TIPUTlNl-1 4307 4403 4430 43 -n 1.02 I 7 141.1 5 l TNACUNO-1 7919 8060 7902.5 I -52 o m m 0.84 a5 10 mi 54 TNACUNO-2 8110 e225 8172 w 4 1 0.00 118 203.: 55 TNACUNO-3 cc34 8126 we0 27 -75 1.23 m 1.26 86 7.2 201.1 58 TIVACUNO4 7 w J 8047 7975 11 -105 1.01 84 1.48 84 33 1m.i 57 VlNITA-1 mi0 MEZ M I do 1.72 85 1.44 a5 n 158.4 5a YUTURI-1 ww w 7 w28.5 10 -5a 1 3 75 1.0 n 11 1n.c

10s.: 59 ZAPAM-I 7 w m# 7714 a 0 4 8

8 CANCRIO-1 ' 7876 79% 7916 47 -42 1.02 7e 1m.o

1.59 81

0.27s n

' S1 TANGAY-1 7152 7216 n e 4 i e -30 1.21 83 0.88 83

1 . n 01

(-1 CORRUIDO

61943 2 0.02l 214.6 1214446 -115.4 0.121 10955.5 0.051 1 w 50364.0 -37 0.023 219.1 120150.1

0.071 0.041

0.040

0.033 0.110 0.108 0.026

0.031 0.04

0 . W 0.107 0.067 0.059 0.057

0.OzI

195.5 w -35.6 211.9 oron.2

195.9 587w.8 -07.3 I

2C440.3 191.4 23071.4

W307.1

207.8 DU694.1 200.4 65029.3 231.2 45001.2

22722.6 m . 2 35571.4

46155.9 -79.9 195.4 45700.0 -54

0.007 0.116 0.041

0.029 0.051 0.046 0.129 0.m1 0.031 0.06)

0.159

0.062

0.101

0.017 0,160

0.06)

26189.3 207.6 178.2 74589.1

1 n . s 1 D488 4

210.2 a2599.2 2140 46594 3 4 . 4 188.8 ~ 5 1 . 1 -79 205.3 176W.O 4 4 . 7 206.8 M28.6 -30.2 164.1 1ooW7.5 -101.8 101.2 30750.4 -72

193.4 17282.3

221.3 M w . 1

141.7 u4w.0 100.2 59180.2 , 4 2

205.4 141249.9 186.9 14594 8 -30

0.114 0.00.3 0.024 0.113 0.048 0.019 0.08

0.102 0.071

21709.8

i t e w i 20105.4 54023 8

210.0 05725.0 58997.1 27510.

105.3 37946.l

0.088 0.026 0.078 0.101 0.om

1w.4 40675.3 n.8 1n.8 1175.1 44 .1 195.7 J1970.4

236

- NU PO20 OST TIP0 IHTERVMO PETROLE0 MU API OB-AEIDNES

(p*.) BPPO BAPD W.F.

1 A W O H I O - 1 8824-WM B.O mzo FLUYO INICULMENTE CON CMECEO. MURIO LUEQO tw PRODUCCION MEOIOAATANQUE eM3-emb

%KO-- 2 Auo-1 4 REVEASA 1324-7665

9 Awl-2 4 REVERSA 7140-7154 12.5 EL W L O MUERE OESPUEQ OE 2H Y 30' 4A FLWO.NA1 7620-7M0 114 N O M U A 10.8

TABLA VIJ

PRUEBAS DE PRODUCCION

ARENISCA "M-1"

237

VUM.

1 2 3 4 5 6 7 8 9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

TABLA Vlll

"PROFUNDIDAD PROMEDlO Y GRADOS API"

ARENISCA "M-1"

POZO

AMAZONAS-1 AMO-1 AMO-2 BALSAURA-1 BOGI-1 CANTAGALLO-1 CAPIRON N-1 CAPIRON-1 DAIMI-1 DAIMI-2 FANN Y-1 FANNY-2 GINTA-1 HUITO-1 IRO-1 MARANON-1 MARIANN-1 VASHINO-1 DANACOCHA-l SANSAHUARI-1 SHUSHUQUI-1 3UNKA-1 TIPUTINI-1 TIVACUNO-4 4INITA-1

PRO FU N D I DAD PROMEDlO (pies)

8872 7667 7700

9143.5 8467.5

7455 8397.5 8457.5 7694.5 7699.5

7727 7644

7705.5 8777

8023.5 8955.5

7085 6608

6397.5 7299.5 8395.5 9275.5

4430 7975 5446

GRADOS API 0 60° F.

9.6 16.8 16.5 22.9

20 19.8 10.7

18 16.4 16.5 22.3 19.3 17.1 10.5 13.8 11.7 18.5

12 10

8.7 13.8

20 14 20 10

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