Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de...

Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación Mugrosa en el área la

Cira-Este del Campo La Cira

César Augusto Rojas Suárez

Universidad Nacional de Colombia

Facultad de Ciencias, Departamento de Geociencias

Bogotá, Colombia

2011

Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación Mugrosa en el área la

Cira-Este del Campo La Cira

César Augusto Rojas Suárez

Tesis presentada como requisito parcial para optar al título de:

Magister en Ciencias Geología

Director:

Ph.D. Candidato Guillermo Arturo Camargo Cortes

Codirector:

M.A. Adriano Lobo Álvarez

Universidad Nacional de Colombia

Facultad de Ciencias, Departamento de Geociencias

Bogotá, Colombia

2011

Dedicatoria

Esta tesis está dedicada a mi amada esposa

Carolina, a mis adorados Hijos Juan Camilo y

María José por su amor, comprensión y

constate apoyo. A mis Padres Celio y

Cleotilde por su ejemplo de vida y apoyo

incondicional. A mis Hermanos Carlos,

Carolina, Consuelo y Magaly, así como

Aldemar (Q.E.P.D.), Benicia y Karina por su

comprensión y constante aliento.

Agradecimientos

El autor expresa sus agradecimientos:

• A Occidental Andina y ECOPETROL S.A. por facilitar y permitir mi desarrollo

profesional.

• A la Universidad Nacional de Colombia por haberme acogido y dado la oportunidad de

continuar con mi desarrollo profesional.

• Al Ph.D. Guillermo Arturo Camargo Cortes por ser un excelente profesor y guía para el

desarrollo de este trabajo.

• Al M.A. Adriano Lobo por sus enseñanzas, amistad e impulsar este importante

proyecto en mi vida tanto personal como profesional.

• Al Ingeniero Javier Lesmes por ser un excelente amigo y colaborador en este

proyecto.

• Al Geofísico Diego Morales y Petrofísico Ricardo Bueno por el enfoque y el excelente

trabajo en equipo.

• Al Ingeniero Aldo Andrés Cáliz Schafer por ser un excelente amigo y compartir sus

conocimientos en el área de la Ingeniería de Petróleos

• Al Ph.D. Noel Tyler por sus enseñanzas en sedimentología y caracterización de

yacimientos.

• A todos mis compañeros de Occidental de Colombia y Ecopetrol S. A. porque de

alguna forma y con su amistad me han ayudado a crecer durante toda mi vida

profesional en la Industria del Petróleo.

VIII Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira

Resumen y Abstract IX

Resumen Mediante algoritmos geoestadísticos se realizo el modelo tridimensional de los

yacimientos fluviales de la Zona-C de la Formación Mugrosa en el área Cira-Este del

Campo La Cira. Este modelo permitió calcular el aceite original en sitio e identificar las

reservas que aun no han sido drenadas en el yacimiento.

Palabras clave: geoestadística, facies, meandriforme, simulación y reservas.

X Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira

Abstract

Geostatistical algorithms were used for making the three-dimensional model for the fluvial

deposits of Zona-C of Mugrosa Formation in the Cira-Este area of the Cira Field. This

model allowed to calculate the original oil in place and to identify the reserves that have

not yet been drained in the Reservoir.

Keywords: geostatistic, facies, meandering, simulation and reserves.

Contenido XI

Contenido

Pág.

Resumen ..............................................................................................................................IX

Lista de figuras ................................................................................................................ XIII

Lista de tablas ................................................................................................................. XVII

Lista de Símbolos y abreviaturas ................................................................................ XVIII

Introducción ......................................................................................................................... 1

1. Objetivos ....................................................................................................................... 51.1 Objetivo general .................................................................................................. 51.2 Objetivos específicos ........................................................................................... 51.3 Justificación ......................................................................................................... 5

2. Marco de referencia ...................................................................................................... 92.1 Marco de antecedentes ....................................................................................... 92.2 Marco geológico ................................................................................................ 11

2.2.1 Localización ............................................................................................ 112.2.2 Marco geológico regional ....................................................................... 112.2.3 Estratigrafía ............................................................................................ 132.2.4 Geología de superficie ............................................................................ 192.2.5 Modelo estructural .................................................................................. 212.2.6 Trampa .................................................................................................... 222.2.7 Modelo estratigráfico .............................................................................. 252.2.8 Modelo diagenético ................................................................................ 25

3. Marco teórico .............................................................................................................. 373.1 Marco teórico ..................................................................................................... 373.2 Geoestadística ................................................................................................... 38

3.2.1 Análisis exploratorios de datos .............................................................. 383.2.2 Análisis de la relación espacial (estructural) .......................................... 563.2.3 Predicción de valores ............................................................................. 62

4. Metodología ................................................................................................................. 754.1 Recopilación y análisis de la información existente ......................................... 774.2 Construcción modelo estructural de la Zona-C en el área Cira-Este ............... 79

4.2.1 Correlación regional ............................................................................... 794.2.2 Correlación detallada Zona C ................................................................. 864.2.3 Modelo estructural Cira-Este .................................................................. 91

XII Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira

4.3 Construcción modelo estratigráfico de la Zona C en el área Cira-Este ........... 934.3.1 Núcleos y modelo sedimentológico ........................................................ 974.3.2 Calibración roca-registro ...................................................................... 1054.3.3 Mapas de isopacos, arena neta y electro-facies ................................. 111

4.4 Análisis comportamiento de fluidos (agua, aceite y gas) en el área .............. 1144.4.1 Análisis de contactos ............................................................................ 1174.4.2 Mapas de fluidos producidos ................................................................ 123

4.5 Características petrofísicas y saturación de agua inicial en los tipos de roca de la Zona-C en el área Cira-Este .................................................................................. 127

4.5.1 Modelo petrofísico ................................................................................ 1354.6 Generación modelo geológico tridimensional de la Zona C en área Cira-Este (modelamiento geoestadístico) .................................................................................. 138

4.6.1 Datos de entrada .................................................................................. 1384.6.2 Modelamiento estructural ..................................................................... 1404.6.3 Escalamiento de registros de pozo ...................................................... 1444.6.4 Análisis de datos .................................................................................. 1474.6.5 Modelamiento de facies ....................................................................... 1534.6.6 Modelamiento de propiedades petrofísicas ......................................... 156

4.7 Determinación del aceite original “in situ” y las reservas existentes en la Zona-C del área (calculo volumétrico) ................................................................................. 1594.8 Resultados ....................................................................................................... 162

5. Conclusiones y recomendaciones ......................................................................... 1655.1 Conclusiones ................................................................................................... 1655.2 Recomendaciones ........................................................................................... 166

Bibliografía ....................................................................................................................... 171

Contenido XIII

Lista de figuras Pág.

Figura 2-1: Localización geográfica Campo La Cira-Infantas. .................................... 11Figura 2-2: Localización geográfica área Cira-Este. ................................................... 12Figura 2-3: Localización paleoaltos La Cira-Infantas y Cachira. ................................ 13Figura 2-4: Columna estratigráfica Valle Medio del Magdalena. ................................ 15Figura 2-5: Mapa geológico Superficie Campo la Cira-Infantas (1935). .................... 20Figura 2-6: Registro tipo Cenozoico Campo La Cira-Infantas. ................................... 22Figura 2-7: Línea sísmica arbitraria esquema estructural Campo La Cira-Infantas. .. 23Figura 2-8: Mapa estructural Tope Zona-C campo La Cira-Infantas. ......................... 24Figura 2-9: Localización pozos corazonados Campo La Cira-Infantas. ..................... 26Figura 2-10: Clasificación Arenas Zona C (Folk, 1974). ............................................... 28Figura 2-11: Sección delgada arenas Zona C. ............................................................. 29Figura 2-12: Clasificación arenas Zona B (Folk, 1974). ................................................ 29Figura 2-13: Sección delgada arenas Zona B. .............................................................. 30Figura 2-14: Clasificación Arenas Zona-A (Folk, 1974). ............................................... 30Figura 2-15: Sección delgada Arenas Zona-A. ............................................................. 31Figura 2-16: Facies de Paleosuelos. ............................................................................. 33Figura 2-17: Secuencia de canales Meandriformes. .................................................... 34Figura 3-1: Función de distribución de probabilidad (FDP). ....................................... 39Figura 3-2: Función de densidad de probabilidad (fdp). ............................................. 40Figura 3-3: Ejemplo de Cuartiles: X0.25, X0.5 y X0.75 ...................................................... 42Figura 3-4: Grafica de una distribución Normal. ......................................................... 44Figura 3-5: Graficas de Distribuciones Log-Normal. ................................................... 45Figura 3-6: Desviación estándar. ................................................................................. 45Figura 3-7: Simetría y curtosis de una distribución. .................................................... 47Figura 3-8: Diagrama de dispersión análisis bivariado. .............................................. 48Figura 3-9: Semivariograma. ....................................................................................... 49Figura 3-10: Diagrama de Dispersión con su correlación lineal. .................................. 50Figura 3-11: Transformación de datos. ......................................................................... 55Figura 3-12: Metodología Transformación Normal Score. ............................................ 56Figura 3-13: Representación gráfica de un Variograma. .............................................. 58Figura 3-14: Modelos de Variograma y sus efectos. ..................................................... 60Figura 3-15: Parámetros para la construcción de un variograma. ................................ 61Figura 3-16: Anisotropía Geométrica 2D y 3D. ............................................................. 61Figura 3-17: Anisotropía Zonal. ..................................................................................... 62Figura 3-18: Anisotropías complejas. ............................................................................ 62

XIV Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira

Figura 3-19: Modelo de predicción por Kriging. ............................................................ 64Figura 3-20: Teoría de Secuencial indicador (SIS). ...................................................... 69Figura 3-21: Pasos Simulación Gaussiana (SGS). ....................................................... 71Figura 3-22: Comparación resultados simulación contra kriging. ................................. 72Figura 3-23: Ventajas de la simulación. ........................................................................ 72Figura 4-1: Registro Tipo y marcadores regionales interpretados área Cira-Este. .... 81Figura 4-2: Mapa localización secciones de correlación de Rumbo y Buzamiento. .. 82Figura 4-3: Correlación de Buzamiento (Sección 15-15´). ......................................... 83Figura 4-4: Correlación de Rumbo (Sección 5-5´). ..................................................... 83Figura 4-5: Pozos con información VSP o Check-shot campo La Cira-Infantas. ....... 84Figura 4-6: Amarre pozo-sísmica. Línea arbitraria A-A´ programa sísmico 3D. ........ 85Figura 4-7: Línea sísmica Arbitraria B-B´. ................................................................... 86Figura 4-8: Definición de Planos de falla a través del sistema de inyección. ............. 87Figura 4-9: Registro Tipo para Zona C en el área Cira-Este. ..................................... 88Figura 4-10: Mapa localización ejemplos de correlaciones Zona-C área Cira-Este. ... 89Figura 4-11: Correlación de detalle Zona-C en los Bloques de Cira-Este. .................. 90Figura 4-12: Imagen sísmica “Line 5603” muestra estructuras y la Falla La Cira. ....... 91Figura 4-13: Falla “La Cira”: puntos de control en pozos y plano construido. .............. 92Figura 4-14: Esquema estructural y fallas en el área Cira-Este. .................................. 94Figura 4-15: Mapa Estructural al Tope C1 área Cira-Este. .......................................... 95Figura 4-16: Bloques área Cira-Este. ............................................................................ 96Figura 4-17: Pozos corazonados Campo La Cira-Infantas. .......................................... 97Figura 4-18: Sección corazonada “Zona C” área Cira-Este. ....................................... 98Figura 4-19: Morfología canal Pequeño Formación Mugrosa-Zona C. ...................... 100Figura 4-20: Morfología canal Principal Formación Mugrosa-Zona C. ....................... 100Figura 4-21: Conglomerados con intraclastos arcillosos a la base del canal. ............ 101Figura 4-22: Llanura de inundación con bajo grado de pedogenización. ................... 102Figura 4-23: Llanura de inundación con grado de pedogenización intermedio. ......... 102Figura 4-24: Llanura de inundación con alto grado de pedogenización. .................... 103Figura 4-25: Abanico de desborde “Crevasse Splays”. .............................................. 103Figura 4-26: Descripción sedimentológica pozo Cira-1884. ....................................... 104Figura 4-27: Bloque-diagrama modelo de sedimentación Campo La Cira-Infantas. . 106Figura 4-28: Resolución vertical vs profundidad de investigación en registros. ........ 107Figura 4-29: Comparación Registro GR vs SP. .......................................................... 108Figura 4-30: Corrección registro SP por línea base. ................................................... 109Figura 4-31: Definición de roca reservorio y sello desde la curva de VSh. ................ 110Figura 4-32: Concepto espesores GROSS, arena neta y relación NTG. ................... 112Figura 4-33: Mapas isopacos Unidades C2 y Gtb de la Zona-C. ............................... 113Figura 4-34: Mapas de arena neta y electrofacies unidades C2 y GTB (Zona-C). .... 114Figura 4-35: Historia de producción Cira-Este. ........................................................... 115Figura 4-36: Mapa campañas de perforación área Cira-Este. .................................... 118Figura 4-37: Pozos área Cira-Este con marcadores OWC (NR) y LKO. .................... 118Figura 4-38: Mapa OWC, OWC (NR) y LKO. .............................................................. 119

Contenido XV

Figura 4-39: Mapa correlaciones usadas para definir OWC en cada bloque. ............ 120Figura 4-40: Contacto agua-aceite (OWC) bloque 3E-1. ............................................ 120Figura 4-41: Contacto agua-aceite (OWC) bloque 3E-2. ............................................ 121Figura 4-42: Contacto agua-aceite (OWC) bloque 3E-3. ............................................ 121Figura 4-43: Contacto agua-aceite (OWC) bloque 4. ................................................. 121Figura 4-44: Contacto agua-aceite (OWC) bloque 5. ................................................. 122Figura 4-45: Contacto agua-aceite (OWC) bloque 6a. ............................................... 122Figura 4-46: Contacto agua-aceite (OWC) bloque 6b. ............................................... 122Figura 4-47: Mapa de Np por pozo área Cira-Este y parte de Infantas Norte. .......... 124Figura 4-48: Mapa Agua Total Producida (WT) área Cira-Este e Infantas Norte. .... 125Figura 4-49: Mapa Agua Inyectada (WI) área Cira-Este e Infantas Norte. ................. 126Figura 4-50: Esquema de los diferentes tipos de porosidad. ..................................... 128Figura 4-51: Esquema Sistema poral. ......................................................................... 129Figura 4-52: Esquema Ley de Darcy. .......................................................................... 130Figura 4-53: Pozo CIRA1880 corazonado en el área Cira-Este. ................................ 131Figura 4-54: Ascenso Capilar interfase agua-petróleo e Idealización medio poroso heterogéneo. 133Figura 4-55: Definición de contacto agua aceite y nivel de agua libre. ...................... 134Figura 4-56: Curvas de Presiones capilares Rocas de la Zona-C. ........................... 135Figura 4-57: Tipos de Roca definidos para el área Cira-Infantas. .............................. 137Figura 4-58: Flujo de Trabajo para la construcción del modelo 3D. ........................... 139Figura 4-59: Modelo estructural 3D área Cira-Este. ................................................... 140Figura 4-60: Límites y esqueletos para construcción malla 3D. ................................. 141Figura 4-61: Bloques o segmentos del área Cira-Este. .............................................. 141Figura 4-62: Horizonte Tope C1 sobre la malla 3D. .................................................... 142Figura 4-63: División vertical de la malla 3D en 10 zonas y en capas. ...................... 143Figura 4-64: Cortes estructurarles de rumbo y buzamiento del modelo 3D. .............. 144Figura 4-65: Escalamiento de Registros de pozo en las celdas de la malla 3D. ....... 145Figura 4-66: Registró discreto RTYPE y continúo PHIE escalados. .......................... 146Figura 4-67: Histogramas de distribución de facies Zona-C. ...................................... 147Figura 4-68: Curvas de proporción vertical de facies en cada unidad de la Zona-C. 148Figura 4-69: Análisis de Espesores de las facies. ...................................................... 148Figura 4-70: Mapas de arena neta y probabilidad de arenas Unidad C2. .................. 149Figura 4-71: Histogramas, curvas de frecuencia acumulada y estadística básica de porosidad y permeabilidad. ............................................................................................... 151Figura 4-72: Histogramas y estadística básica de porosidad por unidad. .................. 152Figura 4-73: Histogramas y curvas de frecuencia acumulada de porosidad. ............ 152Figura 4-74: Distribuciones de porosidad transformadas en cada unidad. ................ 152Figura 4-75: Variografía Unidades C1 a GTB. ............................................................ 154Figura 4-76: Variografía unidades C3 a C5. ................................................................ 155Figura 4-77: Malla 3D poblada con facies. .................................................................. 156Figura 4-78: Comparación de histogramas de facies. ................................................ 156Figura 4-79: Malla 3D poblada con porosidad. ........................................................... 157Figura 4-80: Histogramas y curvas de frecuencia acumulada de porosidad. ............ 158

XVI Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira

Figura 4-81: Malla 3D poblada con permeabilidad. .................................................... 158Figura 4-82: Mapa OOIP para el área Cira-Este. ........................................................ 161

Contenido XVII

Lista de tablas Pág.

Tabla 3-1: Métodos de simulación. ................................................................................ 68Tabla 3-2: Comparación simulación y kriging. ............................................................... 71Tabla 4-1: Porcentaje de penetración pozos en Zona C. .............................................. 89Tabla 4-2: Inventario fallas área Cira-Este. ................................................................... 93Tabla 4-3: Distribución histórica de registros área Cira-Este. ..................................... 106Tabla 4-4: Espesores promedio y arquitectura deposicional de la Zona-C. ............... 113Tabla 4-5: Parámetros de fluido y presión área Cira-Este. ......................................... 115Tabla 4-6: OWC por bloque y por unidad para el área Cira-Este. .............................. 123Tabla 4-7: Número de capas por zona en la malla 3D de Cira-Este. ......................... 143Tabla 4-8: OOIP área Cira-Este por unidades y bloques. ........................................... 160Tabla 4-9: Balance de Reservas área Cira-Este. ........................................................ 160

Contenido XVIII

Lista de Símbolos y abreviaturas Símbolos con letras latinas Símbolo Término Unidad SI Definición k Permeabilidad Darcies

Sw Saturación de agua (%)

Símbolos con letras griegas Símbolo Término Unidad SI Definición Φ Porosidad

Abreviaturas Abreviatura Término BOPD Barriles de petróleo por día BWPD Barriles de agua por día DRX Análisis de difracción de rayos X MMBLS Millones de barriles EUR Recobro último esperado FR Factor de recobro OOIP Aceite original en sitio OWC Contacto agua aceite

SEM Imágenes de microscopia electrónicas de barrido

SIS Simulación indicador secuencial SGS Simulación gaussiana secuencial

TVDSS Profundidad vertical verdadera por debajo del nivel del mar

Contenido XIX

Introducción

La importancia de esta investigación es desarrollar una metodología mediante el uso de

algoritmos geoestadísticos (Davis, 2003) para la construcción de un modelo

tridimensional en el cual se pueda visualizar la geometría espacial de los depósitos

fluviales de edad Oligoceno de la Zona C de la Formación Mugrosa localizados en el

área Cira-Este, los cuales corresponden geológicamente a la Cuenca del Valle Medio del

Magdalena. Estos depósitos se caracterizan por presentar una alta heterogeneidad por lo

cual es importante definir la geometría de los cuerpos de arena (roca reservorio) y las

arcillas (barreras de permeabilidad) junto con la correlación y distribución de las

propiedades petrofísicas (porosidad, permeabilidad) en cada unos de estos cuerpos.

El propósito de esta investigación fue generar un modelo estructural y estratigráfico

confiable del área Cira-Este basados en la información de: pozos, sísmica, núcleos y

datos de laboratorio. Esta información fue ajustada con los datos presiones y fluidos

producidos e inyectados en el campo. Estos modelos fueron la base para construir la

malla tridimensional del campo la cual fue poblada con facies y propiedades petrofísicas

usando algoritmos geoestadísticos (Caers, 2005).

La organización de este estudio se presenta de acuerdo al siguiente esquema:

localización, generalidades, descripción, reseña histórica, modelo geológico y

sedimentológico del área de estudio es descrita en el Capitulo 2. La fundamentación

teórica de los algoritmos usados en este estudio, se describe en el Capitulo 3. La

metodología desarrollada en esta investigación es descrita en el Capitulo 4, con el

objetivo de que se pueda aplicar en reservorios de características muy parecidas al

Campo estudiado. Por último las conclusiones y recomendaciones obtenidas de este

estudio se presentan en el Capitulo 5.

2 Introducción

Finalmente, junto con la construcción de la malla tridimensional poblada se hizo el

análisis y definición de los contactos agua-aceite para cada unidad de la Zona C de la

Formación Mugrosa. Esta información se usó para calcular los volúmenes de aceite

original “in situ” (OOIP) y las reservas remanentes en cada una de las unidades, lo cual

permitió identificar áreas no drenadas con los pozos existentes y áreas que no han sido

inundadas por el proceso de inyección. Estos cálculos permitirán un desarrollo óptimo y

eficiente del área Cira-Este lo cual traerá beneficios de muy alto impacto económico,

social y ambiental tanto a la compañías operadoras ECOPETROL S.A - OCCIDENTAL

ANDINA LLC como al país.

Introducción 3

1. Objetivos

1.1 Objetivo general Modelar tridimensionalmente los depósitos fluviales de la Zona-C de la Formación

Mugrosa del área La Cira-Este del Campo La Cira usando métodos geoestadísticos.

1.2 Objetivos específicos • Construir el modelo estructural que afecta la Zona C en el área La Cira-Este.

• Construir el modelo estratigráfico para los Depósitos Fluviales de la Zona-C de la

Formación Mugrosa en el área La Cira-Este.

• Analizar el comportamiento de los fluidos (agua, aceite y gas) en el área.

• Definir la correlación existente entre los diferentes tipos de roca y las propiedades de

porosidad y permeabilidad en los pozos del área la Cira-Este.

• Generar el modelo geológico tridimensional para los yacimientos de la Zona-C en el

área La Cira- Este.

• Determinar el aceite original “in situ” y las reservas existentes en la Zona-C del área.

1.3 Justificación La trascendencia de este estudio es que permitirá conocer y visualizar como es la

estructura tridimensional, el carácter sellante de las fallas, la distribución espacial de los

cuerpos de arena (rocas reservorio) y la geometría de las arcillas (roca sello) para la

Zona C de la Formación Mugrosa en el área Cira Este, mediante la aplicación de

diferentes algoritmos geoestadísticos, la interpretación de la información tanto existente

como recientemente adquirida y el uso de herramientas tecnológicas de última

generación. Las principales ventajas de este estudio son:

6 Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación

Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira

• Permitirá establecer la conectividad de los cuerpos de arena y las barreras de

permeabilidad existentes en el área La Cira Este.

• Permitirá establecer la conexión que existe entre los pozos productores y los pozos

inyectores con el fin de optimizar el barrido del agua y de esta forma maximizar el

recobro de aceite en el área, para permitir a las compañías operadoras del campo la

Cira-Infantas ECOPETROL S.A - OCCIDENTAL ANDINA LLC tomar decisiones con un

excelente criterio técnico y en un corto tiempo.

• Permitirá calcular el aceite original “in situ” (OOIP) y las reservas existentes en los

reservorios del área, para definir e implementar un plan de desarrollo y optimización del

sistema de inyección-producción para maximizar el recobro de aceite y de esta forma

incrementar el factor de recobro y revertir el proceso de declinación de la producción de

aceite, garantizando la sostenibilidad económica del campo.

• Servirá como metodología guía para implementarla en otras áreas del campo, donde

también es necesario entender la geometría de estos cuerpos sedimentarios para

garantizar el éxito del proyecto Inyección-producción, con el fin de incrementar el factor

de recobro de aceite para la Zona C de la Formación Mugrosa en todo el Campo La Cira

Infantas.

• Permitirá aplicar e implementar los conocimientos adquiridos en las diferentes

materias tomadas en la Universidad Nacional de Colombia con el fin buscar solución a un

problema que se tiene actualmente en el Campo La Cira-Infantas operado por

ECOPETROL S.A - OCCIDENTAL ANDINA LLC.

• Permitirá beneficiar tanto a los habitantes de los Municipios de Barrrancabermeja, San

Vicente de Chucurí y Simacota, como a la Nación y las empresas operadoras

ECOPETROL S.A - OCCIDENTAL ANDINA LLC, pues con las regalías e impuestos que

se pagarán con el redesarrollo del área se podrán realizar obras tales como colegios,

hospitales e infraestructura vial que beneficien a las diferentes poblaciones y al país.

Capítulo 1 7

2. Marco de referencia

En cualquier campo de petróleo donde se desee implementar un proyecto de

recuperación secundaria por inyección de agua es necesario realizar una caracterización

detallada de las zonas productoras de aceite con el fin de entender las heterogeneidades

del yacimiento y como es el movimiento de los fluidos dentro de la roca.

El enfoque clásico de esta caracterización era la generación de modelos 2D usando

métodos de interpolación ordinarios. Durante los últimos años se ha desarrollado en la

industria del petróleo una nueva metodología para la caracterización de yacimientos que

permite realizar modelos 3D del campo usando algoritmos geoestadísticos con el fin de

entender las anisotropías y heterogeneidades de las rocas y propiedades petrofísicas del

reservorio de una forma más eficiente y real (Caers, 2005).

Con este estudio se realizaran modelos 3D del campo pero usando algoritmos

geoestadísticos los cuales han tenido un fuerte desarrollo durante los últimos años en la

industria del petróleo. Estos modelos permitirán optimizar y maximizar el recobro de

aceite de una forma más eficiente en los yacimientos de la Zona C de la Formación

Mugrosa en el área Cira-Este.

2.1 Marco de antecedentes La historia del Campo La Cira-Infantas es bastante extensa y comienza en 1918 con la

perforación del pozo Infantas-2 considerado como el pozo descubridor del campo. En

1920 la Standard Oil (Tropical Oil Company) adquirió la Concesión de Mares y mantuvo

su explotación hasta el 25 de Agosto de 1951 cuando la concesión revirtió a la nación y

su manejo pasó a ECOPETROL. En 1925 se perforó el pozo La Cira-58, el cual

comprueba la existencia del anticlinal de la Cira (Mulholland, 1943).



Los primeros modelos estructurales y estratigráfico del área fueron en dos dimensiones

(2D) de las Zonas productoras de aceite en el Campo La Cira-Infantas y se desarrollaron

con base en un mapa geológico de superficie elaborado por geólogos Canadienses y

Norteamericanos a principios de la década de los años 30 y la escasa información que se

podía obtener de los pozos perforados como corazones y muestras de zanja, pues aún

no se contaba con información sísmica ni registros de pozos (Swolfs, 1947). Durante los

años 40 comienza la implementación del uso de registros eléctricos de pozos, lo cual

ayuda a entender y mejorar los modelos geológicos 2D del área.

En 1951 Ecopetrol (Morales, 1958) entra a manejar el campo y continúa con la

perforación de pozos adicionales hasta llevar a un total de 1702 pozos perforados, con la

adquisición de esta información los modelos geológicos 2D del área se siguen

actualizando a medida que se adquiere información (Sanderson, 1951).

En el año de 1994 se hizo la adquisición del programa sísmico 3D en el Campo, antes de

este año la información sísmica disponible para el campo era muy escasa, solo algunas

líneas de los programas sísmicos-2D disparados entre 1976 y 1989 fueron registradas en

el campo. La información suministrada por estos programas sísmicos 2D eran de

carácter regular a buena en los alrededores del campo. Adicionalmente este mismo año

inicia el proyecto "Evaluación Integrada de Yacimientos del Campo La Cira-Infantas"

(Lobo et al., 1999) por parte de ECOPETROL el cual terminó en 1999, en este estudio se

realizó la primera prueba de un modelo tridimensional (3D) del campo, usando los

algoritmos geoestadísticos y programas que existían en esa época (Armstrong, 1998).

En el año 2005 ECOPETROL S.A-OCCIDENTAL ANDINA LLC deciden asociarse para

iniciar el redesarrollo del Campo la Cira-Infantas. Con el inicio de este trabajo se

comenzaron a generar modelos 3D del campo, estos modelos fueron hechos con

métodos de interpolación convencionales sin usar algoritmos geoestadísticos, a la fecha

en el campo se sigue trabajando con estos modelos 3D.

¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. 11

2.2 Marco geológico

2.2.1 Localización El área de estudio está localizada geográficamente en el Departamento de Santander

(Ver Figura 2-1), en jurisdicción de los Municipios de Barrancabermeja, San Vicente de

Chucurí y Simacota. El campo La Cira-Infantas se encuentra ubicado en la parte central

de la antigua Concesión De Mares, en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena, a una

distancia aproximada de 25 km. al SE de la ciudad de Barrancabermeja y a 250 km. al

NW de Bogotá. El área Cira-Este está localizada al Nororiente del Campo La Cira-

Infantas y tiene una extensión de aproximadamente veinte (20) Kilómetros cuadrados

(2000 Hectáreas) (Ver Figura 2-2).

Figura 2-1: Localización geográfica Campo La Cira-Infantas.

2.2.2 Marco geológico regional Desde el punto de vista geológico Regional el área de estudio está localizada en la

cuenca del Valle Medio del Magdalena (VMM) por lo tanto su historia geológica está

asociada a esta cuenca. Los estudios de Mulholland (1943), Swolfs (1947), Morales

(1958), Sanderson (1951), Lobo et al. (1999) y Gómez (2005) muestran que durante el

Triásico y hasta comienzos del Cretáceo el área de la cuenca actuó como una zona de

"Rift" con depósitos principalmente de tipo molásico. En el Cretáceo la cuenca actuó

La C

iraIn

fanf

as



como un "backarc" (retroarco) detrás de la zona de subducción Andina con depósitos

principalmente de tipo marino. Durante el Cretáceo Tardío-Paleoceno comenzó en la

cuenca un proceso de deformación compresional debido a la acreción de la Cordillera

Occidental al cratón Suramericano, lo cual causó plegamiento y erosión de la secuencia

Cretácica del campo. En el Eoceno Tardio-Oligoceno Temprano comenzó el

levantamiento de la Cordillera Central, al tiempo que la cuenca del Magdalena y la actual

cordillera Oriental formaban parte de una gran cuenca de "foreland" (antepaís), pasando

la sedimentación a ser de tipo continental (fluvial y deltaica), depositándose

discordantemente sobre la secuencia Cretácea.

Figura 2-2: Localización geográfica área Cira-Este.

Finalmente en el Mioceno Tardío-Plioceno ocurrió un período de plegamiento y

cabalgamiento en la cordillera Oriental evidenciada por el levantamiento regional de

dicha cordillera y la presencia de abanicos imbricados y zonas triangulares. De acuerdo a

los estudios de Rolón et al. (2004) y Gómez (2005) durante este periodo el área del Valle

Medio del Magdalena se transforma en una cuenca intermontana y los altos de Cachira y


La Cira-Infantas se forman por la reactivación de antiguas fallas normales antiguas (ver

Figura 2-3).

Figura 2-3: Localización paleoaltos La Cira-Infantas y Cachira.

Modificado de Gómez (2005).

2.2.3 Estratigrafía Desde el punto de vista estratigráfico el Campo La Cira-Infantas está ubicado en la parte

central de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena, la cual fué un área de depositación

de sedimentos fluviales y deltaicos durante el Terciario. Estos sedimentos Terciarios

descansan discordantemente sobre los sedimentos marinos del Cretáceo y algunas

veces sobre rocas del basamento pre-Cretáceo (Sanderson, 1951). La figura 2-4 muestra

la columna estratigráfica generalizada para la cuenca del Valle Medio del Magdalena.

La columna estratigráfica a partir de los pozos perforados en el campo abarcan rocas

desde el Jura-Triásico hasta el Mioceno Medio; el Mioceno Tardío está presente hacia el

Occidente del campo La Cira-Infantas y en algunos campos vecinos. Los depósitos del

Pleistoceno descansan discordantemente sobre el Oligoceno hacia el oriente de la Cira-

Infantas (Sanderson, 1951).

La Cira-



A continuación se hace una breve descripción de las formaciones que se encuentran en

el registro sedimentario de los pozos en este campo según las descripciones de Morales

(1958), Dickey (1992), Vásquez et al. (1992) y Lobo et al. (1999). Las formaciones que la

componen de base a tope son:

Mesozoico:

• Formación Girón (Jura-Triásico). Es la más antigua de las unidades sedimentarias

perforadas en el campo y yace discordantemente sobre el basamento. Compuesta por

areniscas rojizas y limolitas intercaladas con flujos riolíticos-riodacíticos y tobas.

Cretácico: en contacto paraconforme con la secuencia Jura-Triásica y está constituida

por las siguientes formaciones de base a techo:

• Formación los Santos-Tambor (Valanginiano). Descansa paraconforme sobre las

capas rojas del Jurá-Triásico. Compuesta por areniscas y conglomerados intercalados

con limolitas de color rojo oscuro. Estos sedimentos fueron depositados en ambientes de

corrientes de meandros, llanuras deltáicas e intramareales. Algunos autores la reportan

en el área como Formación Arcabuco.

• Formación Rosablanca (Hauteriviano). Esta formación corresponde a una plataforma

de carbonatos. Compuesta por calizas, margas y evaporitas. Tiene una relación

estratigráfica transicional con la Formación Los Santos.

• Formación Paja (Barremiano). Compuesta por lutitas negras ligeramente calcáreas,

delgadamente laminada, ocasionalmente micácea y limosa. Hacia la base la formación

contiene concreciones de calizas y venas de calcita. Las capas de calizas se vuelven

más abundantes a medida que nos acercamos a la Formación Rosablanca. Fue

depositada en un ambiente de aguas más profundas que la infrayaciente Formación

Rosablanca.

• Formación Tablazo (Aptíano). Compuesta por calizas masivas, lutitas calcáreas y

margas. La caliza es café oscura, densa y dura, contiene abundante pirita y predomina

hacia el tope de la Formación. Esta formación se considera una roca fuente excelente y


su potencial como roca almacenadora se limita a la permeabilidad de fracturas. Su

contacto es gradacional con la infrayaciente formación Paja. Figura 2-4: Columna estratigráfica Valle Medio del Magdalena.

Modificado de Morales (1958).

• Formación Simití (Albíano). Compuesta principalmente de lutitas, ocasionalmente

calizas y areniscas. Hacia el tope predominan las lutitas grises no calcáreas a

ligeramente calcáreos, ocasionalmente escamas de pescados. Hacia la base de la

formación la lutita cambia a color pardo. Su contacto es gradacional con la infrayaciente

formación Tablazo.

• Formación Salto (Cenomaníano). Compuesta por calizas arcillosas y delgados

niveles de lutitas negras. Su contacto con la infrayaciente formación Simití es

transicional.

Middle Magdalena Valley unconformity

PUJAMANA MEMBER

BA

SA

L LI

ME

STO

NE

GR

OU

P

SALADA MEMBER



• Formación La Luna (Turoniano a Santoniano) .Es la Roca Generadora más

importante de la cuenca y está compuesta por lutitas negras, calizas y delgados niveles

de liditas (Chert). Esta formación está dividida en tres unidades. La unidad inferior es

conocida como “Miembro Salada” de edad Turoniano Temprano-Medio y está compuesta

por lutitas negras calcáreas intercaladas con delgados niveles de calizas, contiene

abundantes concreciones. La segunda unidad es conocida como “Miembro Pujamana”

de edad Turoniano Tardío y consiste principalmente de lutitas negras, masivas, duras y

compactas, ocasionalmente contiene fósiles de gastrópodos y escamas de pescado. La

última unidad es conocida como “Miembro Galembo” de edad Coniaciano-Santoniano y

está compuesta principalmente de lutitas calcáreas intercalada con delgados niveles de

calizas y liditas (Chert). Su contacto con la infrayaciente formación Salto es transicional.

• Formación Umir (Campaniano a Maestrichtiano). Esta formación esta compuesta

principalmente de lodolitas grises intercaladas con carbones y algunas areniscas

arcillosas, contiene abundantes concreciones de color rojo (hierro). Estos depósitos

corresponden principalmente a depósitos de frentes de playa y bahías. Su contacto con

la infrayaciente formación La Luna es discordante.

Cenozoico. Compuesto por unidades siliciclásticas de ambientes fluviales y deltáicos.

Descansa en discordancia angular sobre la secuencia Cretácica. Las formaciones que la

componen de base a tope son:

• Formación Lisama (Paleoceno). Los sedimentos de esta formación representan una

transición en el tipo de depositación desde el ambiente marino de La Formación Umir a

depósitos continentales. Está compuesta principalmente por lutitas varicoloreadas con

intercalaciones de delgado niveles de areniscas. Las areniscas son más gruesas hacia el

tope y contienen mantos de carbón. Su contacto con la infrayaciente formación Umir es

gradacional. Esta unidad estratigráfica no está presente en el área de influencia del

Campo la Cira Infantas.


• Grupo Chorro - Zona D (Eoceno Medio a Tardío). En la cuenca del Valle Medio del

Magdalena esta grupo está conformado por las Formaciones La Paz y Esmeraldas.

• Formación la Paz (Eoceno Medio). Esta unidad está compuesta por un paquete

masivo de areniscas conglomeráticas de color gris claro con estratificación cruzada.

Localmente presenta delgados niveles de limolita y lutita de color gris. Hacia la base

aparece una lutita de color crema a blanco, dura y densa, altamente diaclasada

interpretada como de origen volcánico (Tufa). Esta Lutita blanca fue primero llamada

“Lutita Alterada” y posteriormente se conoció como el “Toro Shale”. Su relación con la

infrayaciente Formación Lisama es marcada por una Discordancia Regional bien definida

llamada “Discordancia del Eoceno” o “Discordancia del Valle Medio del Magdalena”. Esta

unidad estratigráfica no está presente en el área de influencia del Campo La Cira-

Infantas.

• Formación Esmeraldas (Eoceno Tardío). Esta unidad está compuesta por una

secuencia de lutitas de color gris claro a verdoso intercaladas con algunos pobres

desarrollos de arenisca y delgados niveles de limolitas, localmente presenta mantos de

carbón (Lignito). Hacia el Tope de esta Formación aparece un delgado nivel fosilífero

compuesto por moluscos principalmente de agua dulce y unos pocos de agua

ligeramente salobre, este nivel es conocido como “Horizonte Fosilífero de Los Corros”.

Esta unidad presenta un espesor variable dependiendo del control paleogeográfico. En el

área La Cira-Infantas los pozos muestran hacia la base de esta zona la presencia de la

lutita blanca conocida como el “Toro Shale”.

Su contacto con la infrayaciente Formación La Paz en la sección tipo es continuo y

transicional pero en el Campo la Cira-Infantas su relación con los infrayacientes

depósitos Pre-Eocénicos es marcada por una Discordancia Regional bien definida

llamada “Discordancia del Eoceno” o “Discordancia del Valle Medio del Magdalena”.

• Grupo Chuspas (Oligoceno a Mioceno Medio). Este grupo está compuesto por las

formaciones Colorado y Mugrosa.

• Formación Mugrosa (Oligoceno). Este nombre se usa para incluir los sedimentos que

se encuentran entre el “Horizonte Fosilífero de Los Corros” a su base y el Horizonte



Fosilífero denominado “Fósiles de Mugrosa” presente al Tope de la Formación (Ver figura

4). Esta Formación se divide en dos zonas, la superior es la “Zona-B” y la inferior es la

“Zona-C” separadas por intervalos de lodolitas y lutitas.

• Zona B. Esta zona está compuesta principalmente por arcillas varicoloreadas

intercaladas con delgados niveles de limolitas, hacia la parte media de la unidad se

presentan importantes desarrollos de areniscas de canales fluviales de sistemas de ríos

meandriformes. Hacia la base de esta zona se presenta un potente desarrollo de lutitas

de aproximadamente 200 pies de espesor. Es característico encontrar al tope de esta

Zona un nivel fosilífero denominado “Fósiles de Mugrosa” compuesto de fragmentos

calcificados de gasterópodos de agua dulce que por su amplia distribución areal se

constituye como un importante datum estratigráfico del área.

• Zona C. Compuesta por el apilamiento de areniscas depositadas en cinturones de

canales fluviales de sistemas de ríos meandriformes con intercalación de niveles de

lodolitas depositadas en llanuras fluviales y paleolagos. En las llanuras de inundación es

característico la formación de paleo-suelos, por esta razón es común observar en las

lodolitas el desarrollo de perfiles pedológicos. Debido a que la Zona C constituye el

principal reservorio de aceite en el área, este proyecto se enfocara en el modelamiento

geoestadístico tridimensional de esta unidad.

El contacto de la Formación Mugrosa con la Infrayaciente Formación Esmeraldas está

caracterizado por una discordancia Paralela no erosional o Paraconformidad

(Discordancia paralela sin superficie de erosión visible). Esta paraconformidad en la

mayor parte del área es muy difícil de identificar debido a que las litologías de las dos

formaciones son muy similares.

• Formación Colorado - Zona A (Mioceno Temprano a Medio). Esta unidad está

compuesta por lodolitas masivas de color rojo, gris y púrpura interestratificadas con

delgados niveles de areniscas de grano fino. Hacia la base de la unidad se presentan los

más importantes desarrollos de areniscas, los cuales se depositaron en un ambiente

fluvial de ríos meandriformes y son rocas almacenadoras y productoras de aceite en el

área.


Al tope de esta formación se presenta un nivel fosilífero compuesto por moluscos de

agua dulce conocido como “La Cira Shale”. Este horizonte se encuentra erosionado hacia

la parte estructuralmente más alta del campo La Cira-Infantas. El contacto de la

Formación Colorado con la Infrayaciente Formación Mugrosa es concordante y continuo.

• Grupo Real (Mioceno Medio a Tardío). Este grupo se conocía como la Serie Real

debido que incluye las Formaciones Real inferior, medio y superior, separadas entre sí

por inconformidades. Está compuesta principalmente por conglomerados ricos en líticos,

areniscas conglomeráticas y arcillolitas grises depositadas en ambientes continentales. El

contacto del Grupo Real con la Infrayaciente Formación Colorado está representado por

una muy bien desarrollada inconformidad. Este Grupo no está presente en el área de

influencia del Campo la Cira-Infantas.

• Grupo Mesa (Plioceno). El grupo está compuesto hacia el tope por bloques y gravas

de ríos interestratificados con areniscas conglomeráticas y conglomerados. Hacia la base

se presenta lodolitas y flujos de lava con material piroclástico. El contacto del Grupo

Mesa con el Infrayaciente Grupo Real esta caracterizado por una inconformidad. Este

Grupo no está presente en el área de influencia del Campo la Cira-Infantas.

2.2.4 Geología de superficie La cartografía geológica de superficie fue hecha por geólogos canadienses y

norteamericanos en el periodo desde 1918 a 1935 (Mulholland, 1943 y Sanderson,

1951). Estos trabajos revelaron una serie de estructuras anticlinales los cuales estaban

siendo afectados por fallas de carácter inverso y pequeñas fallas de carácter normal.

Adicionalmente el hallazgo de pliegues volcados en el flanco oriental de la estructura de

La Cira permitió sugerir una falla o un gran pliegue que originalmente se denominó

"pliegue o flexura de Wheeler" y que hoy corresponde a la Falla La Cira. Es importante

anotar que a la fecha se continúa trabajando con esta cartografía.

La figura 2-5 muestra el mapa geológico de superficie elaborado por los geólogos

Canadienses y Norteamericanos. Este mapa muestra la distribución areal de las



formaciones que afloran sobre y en los alrededores del campo La Cira-Infantas como son

la Formación Colorado (Horizonte fosilífero La Cira y La Cira Shale, Pebbly Sands

(Arenas-58), Middle-A Zone Shale, 116-Sands, Arenas-244) y la Formación Mugrosa

(Fósiles de Mugrosa, Zona-B y Zona-C). Adicionalmente se observan los principales

rasgos estructurales del área.

Figura 2-5: Mapa geológico Superficie Campo la Cira-Infantas (1935).

Modificado de Lobo et al. (1999).


Estas unidades cartografiadas en superficie correspondían con unidades productoras en

el subsuelo y cuya nomenclatura se ha mantenido hasta el presente. La Figura 2-6

muestra el registro tipo para la secuencia Cenozoica en el área, donde se puede

observar la posición vertical de las unidades cartografiadas.

2.2.5 Modelo estructural A nivel de la secuencia cenozoica en el campo la Cira-Infantas se identifican dos

estructuras principales. La primera es la estructura de Infantas localizada al sur del

Campo y está constituida por un anticlinal asimétrico elongado de aproximadamente 12

Km de longitud por 2 km de ancho, con cabeceo tanto al sur como al norte, el eje

principal del anticlinal es en dirección Norte-Sur. Este anticlinal está cortado a lo largo de

su cresta por un sistema de fallas de cabalgamiento llamado “Sistema de Fallas de

Infantas”. Este sistema de fallas buza hacia el oriente con ángulos entre 40° y 70° (Ver

figuras 2-7 y 2-8). Adicionalmente la estructura de Infantas se encuentra afectada por

fallas normales con una dirección aproximadamente perpendicular al sistema de fallas

principales. Hacia el norte el sistema de fallas de Infantas pierde salto y sufre un ligero

desplazamiento hacia el oriente.

La segunda estructura en el área es el Anticlinal de “La Cira” localizado en la parte

Noroccidental del campo y está constituido por un anticlinal en forma de domo alargado

con su eje principal en dirección Norte-Sur, el anticlinal tiene unas dimensiones

aproximadas de 5 km de longitud por 3 km de ancho con cabeceo hacia el Norte y hacia

el Sur. Esta estructura está cortada por una falla de dirección Norte-Sur de carácter

inverso con buzamiento de muy alto ángulo hacia el occidente llamada “Falla La Cira”, la

cual está asociada a un sistema de Fallas de Rumbo tipo “Wrenching” (ver figuras 2-7 y

2-8).

La falla La Cira tiene carácter sellante, el bloque colgante (área Cira Sur-Norte) y el

bloque yacente (área Cira-Este) de esta estructura son áreas productoras de

Hidrocarburos. En la estructura La Cira existen una serie de fallas normales

perpendiculares a la falla principal las cuales también actúan como fallas sellantes

compartimentalizando los yacimientos productores en cada bloque.



2.2.6 Trampa Las estructuras de “La Cira” e “Infantas” se caracterizan por ser anticlinales fallados.

Tanto la Falla “La Cira” como el “Sistema de Fallas de Infantas” que cortan estas dos

estructuras tienen carácter sellante, debido a esto el entrampamiento de aceite en el área

ocurre por Trampas de tipo estructural.

Figura 2-6: Registro tipo Cenozoico Campo La Cira-Infantas.


300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 3100 3200 3300 3400 3500 3600 3700 3800

UA3 UA4a UA4b

A1 AA

A1a A2

A2a A3

A3a A4

A/B B1

B1a B1b B1c B1d

B2 B2a B2b

B3 B3a B3b B3c

B4 B4a B4b

C1 C1Bt C1Ab

C2 C2Dt Gtb C3

C3cb C4

C4Ab C4Cb C4Et

C5 D1 D2 D3 D4 D5

ARENAS

58

ARENAS

116

AGUA

ARENAS

244

ARENAS

157

ARENAS

13

ARENAS

13 L

ARENAS

LA CIRA ARENAS 47

ARENAS C1

ARENAS C2

ARENAS C3

ARENAS C4

ARENAS D

ZONA

ZONA

B

A

ZONA

C ZONA D

ESMERAL

FORMACION

FORMACION

COLORADO

MUGROSA

ZONA

B

FOSILES DE MUGROSA

ZONA

C

ARENAS157

ARENAS244

ARENAS116

ARENAS58

Zona-A Media

La Cira Shale

Fósiles La Cira


Figura 2-7: Línea sísmica arbitraria esquema estructural Campo La Cira-Infantas.

Asociado a este tipo de entrampamiento se presenta una alta complejidad estratigráfica

puesto que las rocas reservorio son principalmente areniscas que se depositaron en un

ambiente fluvial de ríos meandriformes.

Los estudios de Morales (1958), Mulholland (1943), Sanderson (1951) y Lobo et al.

(1999) muestran que en el área se tiene producción de hidrocarburos de las formaciones

Colorado (Zona A), Mugrosa (Zonas B y C) y Esmeralda-La Paz (Zona D).

Adicionalmente se han encontrado importantes manifestaciones y muestras de

hidrocarburos en los sedimentos calcáreos de las formaciones Cretácicas. Las

Estructuras de Infantas y la Cira son realmente dos campos diferentes, a continuación se

hace una breve descripción de cada una ellos.

La estructura de La Cira es un anticlinal afectado tectónicamente por fallas de Rumbo

tipo “Wrenching”. La falla tiene un carácter inverso y en esta estructura tanto el Bloque

yacente como el bloque colgante son productores de Hidrocarburos debido a que la Falla

La Cira tiene carácter sellante y los dos bloques esta cubiertos por sedimentos de

lodolitas y lutitas de la parte superior de la Formación Colorado que actúan como rocas

sello, las cuales permiten el entrampamiento de los hidrocarburos de las areniscas de la

parte basal de la Formación Colorado (Zona A), reservorios de la Formación Mugrosa

NW SEESTRUCTURA LA CIRA ESTRUCTURA INFANTAS



(Zonas B y C) y delgados niveles de areniscas de la Formación Esmeraldas (Zona D)

(ver Figuras 2-5 y 2-6).

Figura 2-8: Mapa estructural Tope Zona-C campo La Cira-Infantas.

2010

Líne

a sí

smic

a ar

bitra

ria

ESTR

UCT

URA

LA

CIR

A

ESTR

UC

TURA

INFA

NTA

S


La estructura de Infantas es un anticlinal elongado afectado tectónicamente por fallas de

cabalgamiento. El Sistema de Fallas de Infantas tiene carácter sellante y el

entrampamiento de Hidrocarburos se produjo en el bloque caído al occidente del Sistema

de Fallas debido a que este bloque está cubierto por sedimentos de lodolitas y lutitas de

la parte basal de la Formación Colorado y la parte superior de la “Zona-B” de la

Formación Mugrosa permitiendo el entrampamiento de las unidades inferiores de la

Formación Mugrosa (parte Basal de la Zona B y Zona C) y en la Formación Esmeraldas

(Zona D). En los bloques colgantes de esta estructura las principales unidades reservorio

del área (Formación Colorado “Zona A” y Formación Mugrosa “Zonas B y C”) están

expuestas en superficie por lo cual los hidrocarburos no pudieron ser entrampados (ver

Figuras 2-5 y 2-6).

2.2.7 Modelo estratigráfico La figura 2-9 muestra la localización de los pozos del Campo la Cira-Infantas con

información de núcleos que actualmente están preservados en la Litoteca Nacional de la

Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). El Campo La Cira cuenta con 6 pozos

corazonados con aproximadamente 3600 pies núcleos que abarcan las Formaciones

Colorado, Mugrosa y Esmeralda-La Paz. El área de Infantas actualmente no cuenta con

información de núcleos.

Con base en la información de núcleos, calibración roca-registro y correlación de pozos

existentes se definió los modelos diagenéticos y sedimentológicos para el campo la Cira

Infantas.

2.2.8 Modelo diagenético De acuerdo al estudio de Mesa (1995) el cual incluyó análisis de petrografía y petrología

de secciones delgadas, difracción de rayos X (DRX) y microscopia electrónica de barrido

(SEM) de las formaciones Mugrosa y Colorado en el campo La Cira-Infantas se concluye

que:



Figura 2-9: Localización pozos corazonados Campo La Cira-Infantas.

• Mineralógicamente estas formaciones están compuestas por cuarzo (monocristalino y

policristalino), feldespato potásico y plagioclasas (relación 3:1), fragmentos de origen

sedimentario y matriz detrítica compuesta principalmente por Caolinita, illita y en menor


proporción de esméctica. Las arcillas diagenéticas se encuentran orientadas y están

compuestas de illita/esméctica y se encuentra ocupando poros y rodeando los granos.

Entre los minerales pesados se encuentran el granate, el zircón, turmalina, epidota y

piroxenos. En cuanto a minerales diagenéticos se encuentran Siderita, ankerita y

caolinita esta última presentándose en forma de grandes y pequeñas hojuelas; cuando

ocurre en hojuelas pequeñas rellena los poros y genera alta microporosidad.

• La porosidad es predominantemente secundaria por disolución de feldespatos lo cual

genera alta microporosidad.

Textural y composicionalmente la Zona-C de la Formación Mugrosa está compuesta por

arenas submaduras de composición subarcosa a arcosa de grano medio, con cuarzo que

varía entre 60 y 80%, feldespato entre 11 y 36%, líticos entre 4 y 10%; y matriz arcillosa

de composición caolinita-illita en un 5% (Ver figuras 2-10 y 2-11).

Textural y composicionalmente la Zona-B de la Formación Mugrosa presenta arenas de

grano fino y muy fino de composición subarcosa-arcosa y sublitoarenita. La zona B en el

área está dividida en:

• “Arenas-47” compuesta por arenas de grano fino a muy fino, el contenido de cuarzo

varía entre el 54% y 70%, feldespato entre 19% y 35%, líticos entre 4% y 17%; la arcilla

principalmente es illita menor a un 15%.

• “Arenas La Cira” de grano fino, con cuarzo que varía entre el 50% y 72%, feldespato

entre 21% y 38%, líticos entre 3% y 13%; presenta matriz dispersa (clorita) en menos de

un 5%.

• “Arenas-13” compuesta de grano fino a medio, el contenido de cuarzo varía entre el

43% y 65%, feldespato entre 24% y 35%, líticos entre 10% y 30%; y un 10% de matriz

arcillosa (Ver figuras 2-12 y 2-13).

Textural y composicionalmente la Formación Colorado (Zona-A) en el campo está

compuesta por areniscas de grano fino a muy fino que varían en composición entre

arcosa lítica y subarcosa (Ver figuras 2-14 y 2-15).



Adicionalmente el estudio de Mesa (1995) muestra que los análisis de las arcillas

mediante técnicas de difracción de rayos X (DRX) concluyen que la principal arcilla es la

Caolinita (autigénica y detrítica). También se presenta Motmorillonita cálcica

interestratificada con minerales micáceos tipo illita de origen autigénico producto de la

probable disolución de feldespatos. En la Zona-C predomina la illita.

Figura 2-10: Clasificación Arenas Zona C (Folk, 1974).

Modificado de Mesa (1995).

LC-1884

LC-1880LC-1882LC-1891

LC-1888

CUARZO

LITICOS

LITICOSFELDESPATO

FELDESPATO

CUARZO


Figura 2-11: Sección delgada arenas Zona C.


Figura 2-12: Clasificación arenas Zona B (Folk, 1974).


Qz

Qz

Feld

Feld

Qz

Feld

φ

φ

k

Qz

LC-1880LC-1882LC-1891

CUARZO

LITICOSFELDESPATO



Figura 2-13: Sección delgada arenas Zona B.


Figura 2-14: Clasificación Arenas Zona-A (Folk, 1974).


Un efecto importante de la diagénesis es la disolución de los feldespatos potásicos y

plagioclasas, líticos y micas arcillosas. Esta disolución en algunos casos incrementa la

Qz

Qz

Qz

Qz

φ

φ

Feldk


porosidad secundaria pero en otros casos las arcillas generadas rellenan poros

(microporosidad) disminuyendo las propiedades petrofísicas del yacimiento.

Figura 2-15: Sección delgada Arenas Zona-A.


Otras conclusiones importantes son: pérdida de porosidad por compactación de dúctiles,

disolución de minerales del armazón, cementación con arcillas y precipitación de

carbonatos.

• Modelo sedimentológico y definición de ambientes de depositación. El estudio de

Vásquez et al. (1992) muestra que los análisis palinológicos, las asociaciones de

palinomorfos y la identificación de kerógeno tipo II y tipo III sugieren la sedimentación en

un ambiente continental donde son comunes los granos de polen de palmas y helechos.

La presencia ocasional de algas tipo Pseudoschizaea, esporas de Azolla y polen de

plantas acuáticas tipo Onagracea sugieren la sedimentación ocasional en ambientes

pantanosos a lacustres. La presencia de material leñoso y herbáceo sugiere un ambiente

ligeramente subacuoso (llanuras de inundación) y/o condiciones climáticas húmedas.

Qz

Qz

φφ

Feld

Qz

Qz

φ

φ

Feld Feld

Feld

Qz

φ

Feld

Qz



De acuerdo a los estudios de los afloramientos en superficie y los análisis de núcleos de

los pozos corazonados junto con la calibración roca-registro realizada por Mulholland

(1943), Swolfs (1947), Morales (1958), Sanderson (1951) y Lobo et al. (1999) se

determinó que los depósitos de canales fluviales son los ambientes predominantes en las

Formaciones productoras de Hidrocarburos en el área.

Formación Colorado (Zona A). Se identificaron los siguientes subambientes:

• Rellenos de canal de carga mixta la cual consiste de secuencias granodecrecientes

que incluye areniscas de grano medio a grueso a la base, con intercalaciones de material

conglomerático en la base del canal, que grada de manera transicional hacia el tope a

areniscas de grano fino a muy fino e incluso limolita, presentan estratificación en artesa y

plana paralela afectadas por bioturbación. La porción más alta de estos canales

usualmente presenta lodolitas, restos de raíces e icnofósiles.

• Llanuras de inundación “floodplain” compuesta por sedimentos finos transportados en

suspensión depositados durante los períodos de inundación en las tierras planas

adyacente a los canales. La litología presente consiste de arcillolitas, limolitas y lodolitas

con un alto grado de pedogenización.

• Rellenos de abanico de desborde “crevasse splays” formadas por el rompimiento del

dique natural “natural levee” de las corrientes y produciendo sedimentación en las

llanuras de inundación. Está constituida por secuencias grano crecientes con areniscas

de grano fino a muy fino que gradan a secuencias de grano más grueso al tope.

Presentan trazas de raíces y diferentes grados de pedogenización.

• Subambientes lacustres compuestos por facies heterogéneas lodo-soportadas en

intercalación con las areno-dominadas que reflejan períodos de sedimentación

intermitentes. Una característica distintiva es la de conformar secuencias

progradacionales con estratos de areniscas intercalados con limolitas, presentan

rizaduras y estratificación cruzada a pequeña escala, en algunos casos presentan

bioturbación.


• Paleosuelos bien desarrollados formados por exposición subaérea al tope de las

secuencias fluviales, cárcavas de desbordamiento y depósitos lacustres (Ver figura 2-16).

Figura 2-16: Facies de Paleosuelos.


Esta secuencia corresponde a sedimentos de ambientes fluviales depositados en un

sistema de ríos meandriformes (Ver figura 2-17).

Formación Mugrosa (Zona B). Esta unidad se caracteriza por presentar:

• Rellenos de canal de carga mixta (secuencias granodecrecientes con conglomerados

en la base del canal gradando a areniscas de grano muy fino al tope). Presenta

estratificación en artesa y plana paralela afectadas por bioturbación.

• Lanuras de inundación “floodplain” compuesta por arcillolitas, limolitas y lodolitas con

alto grado de pedogenización.



• Rellenos de abanico de desborde “crevasse splays”. Constituida por secuencias grano

crecientes con areniscas de grano muy fino que gradan a secuencias de grano más

grueso al tope. Presenta diferentes grados de pedogenización.

Figura 2-17: Secuencia de canales Meandriformes.


• Subambientes lacustres compuestos por facies heterogéneas lodo-soportadas en

intercalación con las areno-dominadas que reflejan períodos de sedimentación

intermitentes.

• Paleosuelos bien desarrollados formados por exposición subaérea al tope de las

secuencias fluviales, cárcavas de desbordamiento y depósitos lacustres.

Estos subambientes corresponden a sedimentos de ambientes fluviales depositados en

un sistema de ríos meandriformes.

PO

ZO:

LA C

IRA

1880


Formación Mugrosa (Zona C). Esta unidad se caracteriza por presentar canales, diques

naturales, abanicos de desborde y depósitos de llanuras de inundación. Estos depósitos

han sido interpretados como de ambiente fluvial depositado en un sistema de ríos

meandriformes y sus principales características son:

• Canales apilados verticalmente: corresponden a rellenos de canal con carga de fondo

constituidos por areniscas de grano medio a grueso.

• Llanuras de inundación: corresponden a depósitos de arcillolitas y lodolitas.

• Rellenos de abanico de desborde y diques naturales: compuestos de lodolitas,

arenitas muy finas y limos.

En el capítulo 4: “Metodología” de trabajo se hará un análisis y descripción mucho más

detallada del modelo sedimentológico para la Zona-C debido a que esta unidad fue el

objetivo principal de estudio de este trabajo.

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