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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERIA DIVISION DE POSTGRADO

PROGRAMA DE POSTGRADO EN GEOLOGIA PETROLERA

MODELO GEOESTADÍSTICO DEL YACIMIENTO LAGUNILLAS EN EL ÁREA

NORESTE DE TÍA JUANA

Trabajo de Grado presentado para optar al Grado Académico de:

MAGISTER SCIENTIARUM EN GEOLOGÍA PETROLERA

Presentado por: Ing. Dayveni Suárez Tutor: Ing. Américo Perozo, MSc.

Maracaibo, julio de 2008

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERIA DIVISION DE POSTGRADO

PROGRAMA DE POSTGRADO EN GEOLOGIA PETROLERA

MODELO GEOESTADÍSTICO DEL YACIMIENTO LAGUNILLAS EN EL ÁREA NORESTE DE TÍA JUANA

Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia para

optar al Grado Académico de:


Autor: DAYVENI SUÁREZ

Tutor: Américo Perozo

Maracaibo, julio de 2008

APROBACIÓN

Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado MODELO GEOESTADÍSTICO DEL YACIMIENTO LAGUNILLAS EN EL ÁREA NORESTE DE TÍA JUANA que Suárez Hernández, Dayveni Carolina, C.I: 14.556.633 presenta ante el Consejo técnico de la División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería en cumplimiento con el artículo 51, Parágrafo 51.6 de la Sección Segunda del Reglamento de Estudios para Graduados de la Universidad del Zulia, como requisito para optar al Grado académico de


_______________________ Coordinador del Jurado

Américo Perozo C.I.: 2.880.248

__________________ _________________ Giuseppe Malandrino Marcos Escobar C.I.: 15.887.087 C.I.: 3.805.898

_____________________ Director de la División de Postgrado

Gisela Páez

Maracaibo, julio de 2008.

Suárez Dayveni. Modelo Geoestadístico del Yacimiento Lagunillas en el Área Noreste de Tía Juana (2008). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. División de Postgrado. Facultad de Ingeniería. Maracaibo, Venezuela, 182p, Tutor: Prof. Américo Perozo.

RESUMEN Los procesos para mejorar la recuperación de Reservas de petróleo representa uno de los objetivos principales para llevar a cabo la caracterización y modelado de yacimientos. Este estudio incluyó un enfoque multi-etapas para la construcción del modelo estocástico para evaluar la viabilidad de la inyección de vapor continua en el yacimiento Lagunilllas Inferior, que muestra variación lateral y vertical de las facies y las propiedades de la roca reservorio. Un modelo inicial de tres zonas desde una previa interpretación geológica fue usada para la verificación de un control de calidad preliminar de las propiedades petrofísicas, facies y marco estructural, es decir, topes estructurales y fallas. Inconsistencias en el marco estructural conllevaron a revisiones y reinterpretaciones de los topes estructurales y la sísmica, lo cual dió lugar a un modelo geológico mejorado. La integración del análisis de presiones confirmó la existencia fallas no sellantes en el yacimiento. Los registros de facies y registros petrofísicos fueron escalados para la malla de simulación y las curvas de proporción vertical se generaron para evaluar las proporciones de las facies de arena y arcilla dentro de cada zona del modelo geológico. La Simulación Secuencial por Indicadores (SIS), fue aplicada para modelar la distribución espacial de litologías restringidas por información geológica y de pozos. Las propiedades petrofísicas (T, Vsh, Sw) fueron modeladas por medio de la Simulación Secuencial Gaussiana (SGS) y condicionada por las facies; mientras que la porosidad efectiva y absoluta permeabilidad fueron estimadas determinísticamente. El conjunto final de diez realizaciones estocásticas del yacimiento provee una mejor percepción y comprensión de la heterogeneidad estratigráfica del yacimiento; permitiendo el cálculo volumétrico estocástico del petróleo original en sitio (P.O.E.S.) para cada realización, y garantizar el estudio de una futura simulación dinámica del yacimiento.

Palabras Clave: Geoestadística, Estocástico, Inyección de Vapor, Facies, Propiedades Petrofísicas, Simulación.

E-mail del Autor: [email protected]

mailto:[email protected]

Suárez Dayveni. Geoestadistical Modeling of Lagunillas Reservoir in the North-East Area of Tía Juana (2008). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. División de Postgrado. Facultad de Ingeniería. Maracaibo, Venezuela, 182p, Tutor: Prof. Américo Perozo.

ABSTRACT Oil reservoirs subject to improved recovery processes represent one of the most challenging targets for reservoir characterization and modeling. This study involved a multi-step approach to build a stochastic model to assess the feasibility of continues flooding steam in Lagunillas Inferior reservoir, that displays lateral and vertical variation of facies and Petrophysics properties of reservoir rock. An initial three-zone model from previous geologic description was used for preliminary quality control verification of petrophysical properties, facies and structural framework, namely, structural tops and faults. Discrepant results lead to reviews and reinterpretations of structural tops and seismic, that resulted in an improved geological model. Integrating reservoir pressure analysis to confirm the existence of faults not flow barriers. Facies and petrophysical well logs were scaled to the simulation grid and vertical proportion curves were generated to assess shale and sand facies proportions within each zone of the geologic model. Sequential Indicator Simulation (SIS) was applied to model spatial distribution of facies. Petrophysical properties (T, Vsh, Sw) were then modeled by means of Sequential Gaussian Simulation (SGS) and conditioned by facies. While effective porosity and absolute permeability were deterministically estimated. The set of ten final stochastic realizations of the reservoir spatial architecture provided a better perception and understanding of reservoir heterogeneity; allowing stochastic volumetric calculations of Original Oil in Place (OOIP) and ensuring enhanced future dynamic reservoir simulation studies.

Key words: Geostatistical, Stochastic, Flooding Steam, Facies, Petrophysics

Properties, Simulation.

E-mail del Autor: [email protected]

mailto:[email protected]

DEDICATORIA

A mi Dios Todopoderoso, mi guía, mi fortaleza, muchas gracias por este gran

logro, ya que sin tí hubiese sido imposible, muchas gracias por permitirme estar hay

aquí junto a mi familia, gracias porque me has fortalecido con cada dificultad en mi

vida y me haz enseñado a vencer y a levantarme con muchas más fuerzas, y

cuando sentí miedo de seguir mi camino me ayudaste a continuar, me sostuviste

con tus brazos dándome fuerza para seguir adelante y entender que la vida sigue,

que no hay nada más hermoso que disfrutar la vida, gracias por enviarme al lugar

indicado y con estas personitas especiales que me mostraron tu amor, gracias

porque siempre has estado y estarás a mi lado.

Dayveni Suárez

AGRADECIMIENTO

A mis padres, Yolanda y Jorge, los cuales han sido fuente de inspiración, y me

han enseñado la dedicación y perseverancia para lograr el éxito, gracias por

haberme dado las alas y haberme permitido volar hasta aquí y alcanzar mi sueño,

gracias por haber creído en mi, y sobretodo muchas gracias por los sacrificios que

hicieron, los cuales hoy día tienen sus grandes frutos.

A mis hermanos y sobrinitas, que son personas que con su presencia me han

animado y me han apoyado con su presencia y con su amor.

A todos mis amigos, compañeros y demás familiares, que de una u otra manera

me han apoyado, los cuales han estado conmigo a lo largo de estos años. No los

nombro porque la lista es extensa y no quiero excluir a ninguno.

A dos personitas lindas que están en mi corazón, y lograron ganarse mi cariño

con su dulzura y su manera de ser. Así como también a un gran amigo que me

apoyó en los momentos que más lo necesité, y siempre me fortaleció con sus

palabras y actos. Le agradezco mucho a su familia porque me hicieron vivir lindos

momentos.

Al Prof. Américo por asesorarme, darme su apoyo y colaboración siempre.

A La Universidad del Zulia, por ser mi casa de estudio y brindarme la oportunidad

de formarme profesionalmente. Así como también a Arelis, Enrique y Ary, que

siempre me ayudaron a resolver cada imprevisto sin esperar nada a cambio.

Les agradezco a todos, y sobretodo a Dios, por darme este gran regalo, este

regalo de la vida, la cual es hermosa y con ella somos capaces de lograr cada meta

y cada sueño por muy inaccesibles que parezcan.

Dayveni Suárez

TABLA DE CONTENIDO

RESUMEN………………………………………………………………………………………………….……

ABSTRACT……………………………………………………………………………………………………..

DEDICATORIA……………………………………………………………………………………………….

AGRADECIMIENTO…………………………………………………………………………………………

TABLA DE CONTENIDO…………………………………………………………………………………

LISTA DE TABLAS………………………………………………………………………………………….

LISTA DE FIGURAS……………………………………………………………………………………….

INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………………………………….

Página

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CAPITULO I: PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

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1.1. Planteamiento del Problema……………………………………………………….…………

1.2. Objetivos de la Investigación……………………………………………………..………..

1.2.1. Objetivo General…………………………………………………………………………..

1.2.2. Objetivos Específicos……………………………………………………………………

1.3. Justificación de la Investigación……………………………………………………………

1.4. Hipótesis de la Investigación…………………………………………………………………

1.5. Estudios Previos Realizados en el Área ……………………………………………….

1.7. Ubicación del Área en Estudio……………………………………………………………….

1.6. Datos Básicos del Yacimiento……………………………………………………………….

CAPITULO II: MARCO TEÓRICO 31

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2.1. Estadística………………………………………………………………………………………………

2.2. Variables Estadísticas……………………………………………………………………………

2.2.1. La Media……………………………………………………………………………………….

2.2.2. La Mediana……………………………………………………………………………………

2.2.3. La Moda…………………………………………………………………………………………

2.2.4. Valor Esperado………………………………………………………………………………

2.2.5. La Varianza……………………………………………………………………………………

2.2.6. Desviación Estándar…………………………………………………………………….

2.2.7. Estimadores………………………………………………………………………………….

2.3. Características de las Distribuciones de Probabilidad………………………….

2.3.1. Distribución Normal o Gaussiana………………………………………………… 32

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2.3.2. Distribución Logarítmica Normal………………………………………………….

2.4. Geoestadística……………………………………………………………………………………….

2.5. Análisis Estadístico de los Pozos……………………………………………………………

2.6. Aplicación de Técnicas Geoestadísticas………………………………………………..

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35

Página 2.7. Variables Regionalizadas……………………………………………………………………….

2.8. Variogramas o Semivariogramas…………………………………………………………. 37

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. Lag o distancia……………………………………………………………………………………..

. Longitud………………………………………………………………………………………………..

. Ancho…………………………………………………………………………………………………….

. Tolerancia Angular…….………………………………………………………………….......

. Altura Angular……………………………………………………………………………………...

. Altura…………………………………………………………………………………………………….

2.9. Método Kriging……………………………………………………………………………………..

2.10. Modelos de Kriging……………………………………………………………………………..

2.10.1. Kriging Ordinario………………………………………………………………………..

2.10.2. Kriging con Deriva Externa…………………………………………………………

2.10.3. Kriging Simple…………………………………………………………………………….

2.11. Simulación Estocástica……………………………………………………………………….. 38

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2.11.1. Transformación Gaussiana para la Simulación Estocástica………

2.11.2. Simulación de Variables Discretas (Facies)……………………………….

2.12. Modelos Boléanos………………………………………………………………………………..

2.13. Ranqueo de Realizaciones…………………………………………………………………..

2.14. Rocas Sedimentarias……………………………………………………………………………

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2.15. Estratigrafía…………………………………………………………………………………………

2.16. Facies Sedimentarias………………………………………………………………………….

2.17. Yacimiento de Petróleo……………………………………………………………………….

2.18. Modelo Estático……………………………………………………………………………………

2.18.1. Modelo Estructural………………………………………………………………………

2.18.1.1. Método Sísmico Tridimensional (3D)…………………………..……

2.18.1.2. Conversión de la Sísmica 3D de Tiempo a Profundidad….

. Checkshots…………………………………………………………………………………

. Sismogramas Sintéticos…………………………………….………………………

2.18.1.3. Amplitud Sísmica……………………………………………………………….

2.18.1.4. Atributos Sísmicos……………………………………………………………. 45

45

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46

46

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2.18.2. Modelo Estratigráfico………………………………………………………………….

2.18.3. Modelo Sedimentológico…………………………………………………………….

2.19. Ambientes de Sedimentación………………………………………………………………

2.20. Principales tipos de Ambiente de Sedimentación……………..……………….

2.20.1. Ambientes Continentales (Sistemas Fluviales)…………………………

2.20.2. Ambiente Deltaico………………………………………………………………………

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. Delta con Dominio Fluvial……………………………………………………………….

. Delta con Predominio de Mareas…………………………………………………….

. Delta con Dominio de Oleaje………………………………………………………….

2.20.3. Ambientes Marinos…………………………………………………………………….

2.20.4. Ambientes Desérticos Eólicos……………………………………………………

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2.21. Modelo Petrofísico……………………………………………………………………………….

2.22. Propiedades Físicas del Sistema Roca – Fluido..............................

2.22.1. Porosidad.........................................................................

2.22.1.1. Factores que afectan la Porosidad................................

. Uniformidad del Tamaño de Grano......................................

. Grado de Cementación o Consolidación...............................

. Compactación durante y después de la Depositación.............

. Tipo de Empaque..............................................................

2.22.1.2. Clasificación de la Porosidad desde el punto de vista de

Ingeniería........................................................................................

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2.22.1.3. Clasificación Geológica de la Porosidad.........................

. Porosidad Primaria............................................................

. Intercristalina..................................................................

. Intergranular...................................................................

. Porosidad Secundaria........................................................

. Porosidad en Solución.......................................................

. Porosidad por Dolomitación................................................

. Porosidad por Fractura......................................................

2.22.2. Permeabilidad...................................................................

2.22.2.1. Factores que afectan la Permeabilidad..........................

. Forma y Tamaño de los Granos de Arena............................. 55

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. Laminaciones...................................................................

. Cementación....................................................................

2.22.2.2. Tipos de Permeabilidad...............................................

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. Permeabilidad Absoluta.....................................................

. Permeabilidad Efectiva......................................................

. Permeabilidad Relativa......................................................

2.22.3. Saturación de Fluidos…………………………………………………………………

2.22.4. Agua de Formación…………………………………………………………………….

2.22.4.1. Composición de las Aguas de Formación…………….……………

2.22.4.2. Resistividad del Agua de Formación…………………………………

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2.22.4.3. Clasificación de las Aguas de Formación………………………….

2.22.4.3.1. Clasificación Genéticas de las Aguas de Formación.

. Aguas Connotas…………………………………………………………………..

. Aguas Meteóricas………………………………………………………………… 63

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. Aguas Juveniles……………………………………………………………………

2.22.4.3.2. Clasificación según Hem…………………………………………..

2.22.4.3.3. Clasificación propuesta por Sulin…………………………….

2.22.5. Temperatura de la Formación……………………………………………………

CAPITULO III: MARCO METODOLÓGICO

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3.1. Modelo de Datos Validados……………………………………………………………………

3.2. Modelo Estático………………………………………………………………………………………

3.2.1. Modelo Estructural……………………………………………………………………….

3.2.1.1. Interpretación Sísmica…………………………………………………………

3.2.1.2. Sismogramas Sintéticos………………………………………………………

3.2.1.3. Interpretación del Horizonte Sísmico………………………………….

3.2.1.4. Validación de Fallas…………………………………………………………….

3.2.1.5. Conversión de Datos Sísmicos a Profundidad….…………………

3.2.2. Modelo Estratigráfico……………………………………………………………………

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3.2.3. Modelo Sedimentológico………………………………………………………………

3.2.4. Modelo Petrofísico…………………………………………………………………………

3.2.4.1. Determinación de Parámetros Petrofísicos.……………………….

. Densidad de la Matriz de Formación (ma)……………………………..

. Exponente de Cementación (m)……………………………………………….

. Exponente de Saturación (n)…………………………………………………….

3.2.4.2. Determinación de los Modelos Petrofísicos…………………………

. Modelo de Arcillosidad………………………………………………………………. 75

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. Modelo de Porosidad………………………………………………………………….

. Modelo de Permeabilidad………………………………………………………….

. Modelo de Saturación de Agua………………………………………………….

. Modelo de Saturación de Agua Inicial………………………………………

3.3. Validación de Análisis Físicos-químicos del Agua de Formación antes

de la Inyección de Vapor………………………………………………………………………………

3.2.5. Modelo Geoestadístico………………………………………………………………….

81

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3.2.5.1. Datos de Entrada para Petrel………………………………………………

. Trayectorias de Pozos……………………………………………………………….

. Curvas Petrofísicas de Pozos…………………………………………………….

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. Interpretación de Facies……………………………………………………………

. Marcadores de Pozos…………………………………………………………………

. Interpretación Sísmica de los Horizontes Laguna, Ojeda y

Discordancia del Eoceno……………………………………………………………………………….

. Interpretación Sísmica de Planos de Fallas………………………………

. Completación de Pozos………………………………………………………………

3.2.5.2. Control de Calidad de los Datos………………………………………….

. Revisión de Marcadores…………………………………………………………….

. Revisión de Fallas con Marcadores de cada Horizonte…………….

. Revisión de la Interpretación de Facies con respecto a la

Interpretación Petrofísica………………………………………………………………………………

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3.2.5.3. Modelo Estructural 3D para el Modelo Estocástico…………….

3.2.5.4. Malla Estratigráfica para el Modelo Geoestadístico.….……….

3.2.5.5. Curvas de Proporción Vertical.……………………………………………

3.2.5.6. Escalamiento de Pozos en Petrel.……………………………………….

3.2.5.7. Análisis de Datos de Facies y Petrofísica.…………………………..

3.2.5.8. Análisis de Variogramas de Facies por Unidad…………………..

3.2.5.9. Análisis de variogramas de Datos Petrofísicos.………………….

3.2.5.10. Simulación de Facies.……………………………………………….……….

3.2.5.11. Simulación de Propiedades Petrofísicas.…………….……………

3.2.5.12. Estimación del POES de los Modelos Equiprobables………..

CAPITULO IV: DISCUSIÓN DE RESULTADOS

4.1. Modelo de Datos Validados……………………………………………………………………

4.2. Modelo Estático………………………………………………………………………………………

4.2.1. Modelo Estructural……………………………………………………………………….

4.2.1.1. Interpretación Sísmica………………………………………………………….

4.2.1.2. Sismogramas Sintéticos………………………………………………………

4.2.1.3. Interpretación del Horizonte Sísmico…………………………………..

4.2.1.4. Validación de Fallas……………………………………………………………….

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4.2.1.5. Conversión de tiempo a Profundidad en función a la curva TZ……

4.2.2. Modelo Estratigráfico y Sedimentológico………………………………

4.2.4. Modelo Petrofísico……………………………………………………….………….

4.2.4.1. Determinación de Parámetros Petrofísicos……….…………. 108

108

108

109

Densidad de Matriz de Formación (ρma)……………………………………..

Exponente de Cementación (m)……………………………………………………

Exponente de Saturación (n)…………………………………………………………

2.4.2. Determinación de los Modelos Petrofísicos……………… 110

110

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Modelo de Arcillosidad……………………………………………………………………

Modelo de Porosidad………………………………………………………………………

Modelo de Permeabilidad……………………………………………………………….

Modelo de Saturación de Agua………………………………………………………

Modelo de Saturación de Agua Inicial…………………………………………..

4.3.- Caracterización del Agua de Formación antes de la Inyección de

Vapor…………………………………………………………………………………………………………….. 113

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4.2.5. Modelo Geoestadístico………………………………………………………………….

4.2.5.1. Datos de Entrada para Petrel………………………………………………

4.2.5.2. Control de Calidad de los Datos………………………………………….

. Revisión de Marcadores…………………………………………………………….

. Revisión de Fallas con Marcadores de cada Horizonte…………….

. Revisión de la Interpretación de Facies con respecto a la

Interpretación Petrofísica…………………………………………………………………..

. Revisión de las Completaciones en los pozos………………………….

4.2.5.3. Modelo Estructural 3D para el Modelo Geoestadístico………. 155

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4.2.5.4. Malla Estratigráfica para el Modelo Geoestadístico……………

4.2.5.5. Curvas de Proporción Vertical…………………………………………….

4.2.5.6. Escalamiento de Pozos en Petrel…………………………………………

4.2.5.7. Análisis de Datos de Facies y Petrofísica……………………………

. Análisis de Datos en la Unidad D1-D2………………………………………

. Análisis de Datos en la Unidad D2-D3………………………………………

. Análisis de Datos en la Unidad D3-La Rosa………………………………

4.2.5.8. Análisis de Variogramas de Facies por Unidad……………………

4.2.5.9. Análisis de Variogramas de Datos Petrofísicos……………………

. Análisis de Datos de Porosidad Total y Volumen de Arcilla para

la zona D1-D2……………………………………………………………………………………………….

. Análisis de Datos de Porosidad Total y Volumen de Arcilla para

D2-D3…………………………………………………………………………………………………………….

. Análisis de datos de porosidad total y volumen de arcilla para

D3-La Rosa……………………………………………………………………………………………………. 171

173

175

177

4.2.5.10. Simulación de Facies…………………………………………………………

4.2.5.11. Simulación de Propiedades Petrofísicas……………………………

4.2.5.12. Estimación de POES de los Modelos Equiprobables………..

CAPITULO V: CONCLUSIONES

181

. Conclusiones………………………………………………………………………………………….

CAPITULO VI: RECOMENDACIONES

. Recomendaciones………………………………………………………………………………….

CAPITULO VII: REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 182

. Referencias Bibliográficas…………………………………………………………………….

LISTA DE FIGURAS

Página

CAPITULO I: PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

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34

Figura 1.1. Mapa de Ubicación, Campo Tía Juana, Proyecto C7….….…………

CAPITULO II: MARCO TEÓRICO

Figura 2.1. Función de Distribución Normal de Probabilidad…………………….

Figura 2.2. Función de Distribución Logarítmica de Probabilidad……………..

Figura 2.3. Histograma de Frecuencia…………………….………………………………….

36

36

43

Figura 2.4. Propiedades de los Variogramas……………………………………………….

Figura 2.5. Modelo de Variogramas……………………………………………………………..

Figura 2.6. Cubo Sísmico………………………………………………………………………………

Figura 2.7. Principales Componentes Morfológicos comunes a todos los

Deltas…………………………………………………………………………………………………………….

47

50

Figura 2.8. Empaques Cúbicos con tres tipos de tamaños de granos

diferentes………………………………………………………………………………………………………

Figura 2.9. Tipos de Porosidad que pueden existir en Reservorio de

Areniscas………………………………………………………………………………………………………. 53

56

56

57

Figura 2.10. Efectos de Granos Planos y Largos sobre la Permeabilidad……

Figura 2.11. Efectos de Granos Redondeados y Largos sobre la

Permeabilidad……………………………………………………………………………………………….

Figura 2.12. Efectos de Granos Pequeños Irregulares sobre la

Permeabilidad……………………………………………………………………………………………….

CAPITULO III: MARCO METODOLGICO

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Figura 3.1. Gráfico GEN-8 de Schlumberger………………………..…………………….

Figura 3.2. Diagrama de Stiff………………………………………………………….…………..

Figura 3.3. Gráfico GEN-8 de Schlumberger.……………………………….…………….

Figura 3.4. Malla Proporcional………………………………………………………………………

Figura 3.5. Malla Paralela……………………………………………………………………………..

Figura 3.6. Curvas de Proporción Vertical……………………………………………………


94

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Figura 4.1. Área Interpretada con Sísmica (Área dentro del recuadro)…….

Figura 4.2. Sismograma Sintético. Calibración del Registro Check Shot

del pozo SONLSE-0010………………………………………………………………………………..

Figura 4.3. Horizonte Sísmico Laguna. ……………………………………………………….

Figura 4.4. Sección Sísmica 3D Arbitraria O-E. ……………………………..……….…

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Figura 4.5. Mapa en Tiempo del Tope de Ojeda. ……………………………………….

Figura 4.6. Contacto erosivo entre lutita y arena de grano medio a

grueso……………………………………………………………………………………………………………

Figura 4.7. Arena de grano grueso a medio impregnada de hidrocarburo..

Figura 4.8. Intercalación de arcilla que separa las arenas de grano grueso

con otra de grano grueso a medio……………………………………………………………….

Figura 4.9. Visualización de arena de grano grueso en la base, carbón en

el centro y tope de arcilla……………………………………………………………………………..

Figura 4.10. Visualización de arena de grano grueso en la base, carbón

en el centro y tope de arcilla………………………………………………………………………..

Figura 4.10A/4.10B. Visualización de arcilla y precipitación de azufre

debido a la descomposición de la materia orgánica presente…………………….

Figura 4.11. Lutita con resto orgánico, visualización del molde de una

hoja……………………………………………………………………………………………………………….

Figura 4.12. Lutita con delgadas capas de arena………………………………………..

Figura 4.13. Arcilla de color gris a marrón claro…………………………………………

Figura 4.14. Lutita de color marrón claro a oscuro, más compacta que las

descritas anteriormente………………………………………………………………………………..

Figura 4.15. Intervalos recubiertos y empacados……………………………………….

Figura 4.16. Lata donde se encuentran 12’’ empacadas y el resto es una

arena de grano medio a fino, impregnada de hidrocarburo……………………….

Figura 4.17. Arena de grano medio a fino, friable/suelta e impregnada de

hidrocarburo pesado……………………………………………………………………………………..

Figura 4.18. Arena de grano medio a fino, impregnada de hidrocarburo….



Figura 4.21. Instalaciones de la Nucleoteca donde se llevó a cabo la

interpretación………………………………………………………………………………………………..

Figura 4.22. Facies Interpretadas…………………………………………………………………

Figura 4.23. Facies simplificadas para el ajuste de los Variogramas………….

Figura 4.24. Sección Estratigráfica E-O………………………………………….……………

Figura 4.25. Histograma de Densidad de la Matriz. ………………..…………………

Figura 4.26. Gráfico de Factor de Resistividad de Formación…………………….

Figura 4.27. Índice de Resistividad en función de la Saturación…………….….

Figura 4.28. Ajuste del Índice de Arcillosidad………………………………………………

1 06

106

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110

Página

Figura 4.29. Ajuste de los valores de Porosidad del Registro con Data de

Núcleo…………………………………………………………………………………………...………………

112

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111

112

Figura 4.30. Calibración de la Permeabilidad a partir de Perfiles con la

Permeabilidad de Núcleos……………………………………………………..…………………….

Figura 4.31. Gráfico de Resistividad vs Sw por la Ecuación de Simandoux.

Figura 4.32. Distribución de los Análisis Físico-químicos del Agua de

Formación del Campo Tía Juana Tierra.……………………………………………………….

Figura 4.33. Diagrama de Stiff – Patrón Característico en el Nor-Este del

Campo (Bajo CI – posible agua percolada)…………………………………………………

Figura 4.34. Distribución Geográfica de los Análisis con Baja

Concentración de Cloruros (Cl)……………………………………………………………………. 115

116

116

116

117

117

117

Figura 4.35. Estado del pozo LSE-1567……………………………………………………….

Figura 4.36. Estado del pozo LSE-1595. …………………………………………………….





Figura 4.41. Sección Estructural Oeste-Este donde se observa el Alto

Estructural al Este del Campo……………………………………………………………………... 118

118 Figura 4.42. Línea Sísmica 2D LBV-95C-06, en dirección SO-NE……………….

Figura 4.43. Mapa de Ubicación de las Líneas Sísmicas y Fallas. Campo

Tía Juana Tierra. ………………………………………………………………………………….……… 119

119

120

121

122

Figura 4.44. Diagrama de Stiff – Patrón Característico del Agua Percolada

Figura 4.45. Histogramas los Valores de Rw antes de la Actividad Térmica

Figura 4.46. Diagramas de Stiff por área. Clasificación de Sulín:

Meteórica Tipo Bicarbonato de Sodio……………………………………………………………

Figura 4.47. Análisis de Regresión Múltiple y Varianza para los

Componentes Principales del Agua, Área 1…………………………………………….……

Figura 4.48. Histograma de Frecuencia de la Resistividad del Agua de

Formación a 80°F, Área 1…………………………………………………………………………….

Figura 4.49. Gráficos del Componente Residual, Área 1. ………………………….


Componentes Principales del Agua, Área 2. ……………………………………………….


Formación a 80°F, Área 2. ………………………………………….………………………………

122

123

123

124

124

125

125

Página Figura 4.52. Gráficos del Componente Residual, Área 2………….…………………


Componentes Principales del Agua, Área 3………………………………………………….


Formación a 80°F, Área 3….………………………………………………………………………… 1 25

126

127

129

130

130

131

131

132

Figura 4.55. Gráficos del Componente Residual, Área 3…………………………….

Figura 4.56. Patrón del Agua de Formación…………………………………………………

Figura 4.57. Interpretación Petrofísica. Pozo LSE-5018………………………………

Figura 4.58. Marcadores Estructurales, Horizontes antes (arriba) y

después (abajo) del Control de Calidad de los Marcadores…………………………

Figura 4.59. Sección Sísmica 3D Arbitraria O-E………………………………………….

Figura 4.60. Línea Sísmica 2D ONE 97C-24…………………………………………………

Figura 4.61. Horizonte de la Arena D2 muestra Falla 6 (Normal) con

buzamiento hacia el Este, (sísmica). Topes estructurales indican lo

contrario (derecha - abajo)………………………………………………………………………….

Figura 4.62. Horizonte Sísmico Laguna con Topes Estructurales de

Laguna consistentes……………………………………………………………………………………..

Figura 4.63. Horizonte de la Arena D2. Inconsistencias con la Falla 1

entre la Interpretación Sísmica y Topes Estructurales……………………………….

Figura 4.64. Sección Sísmica Arbitraria 3D, Reinterpretación Sísmica de

la Falla 1 e Interpretación de la Falla 2………………………………………………………. 133

133

134

134

Figura 4.65. Línea 2D en Dirección SO-NE correspondiente a ONE-97C-

24…………………………………………………………………………………………………………………..

Figura 4.66. Traza Sísmica en Dirección O-E correspondiente al Cubo

Sísmico 3D…………………………………………………………………………………………………….

Figura 4.67. Falla 1: Interpretación sísmica (izquierda). Continuación de

la Tendencia por Geología (derecha) y Horizonte de la Arena D1 con

Falla 1 (abajo)……………………………………………………………………………………………….

Figura 4.68. Planos de Fallas a partir de la Interpretación Sísmica en el

Área en Estudio…………………………………………………………………………………………….

Figura 4.69. Fallas 1 y 2 Interpretadas con Pozos cercanos a ellas………….

Figura 4.70. Correlación de Pozos Ubicados en el Bloque Deprimido del

Graben entre las Fallas 1 y 2……………………………………………………………………….

Figura 4.71. Correlación de Pozos Ubicados en el Bloque Levantado de la

Falla 1…………………………………………………………………………………………………………….

135

136

138

138

Página

Figura 4.72. Correlación de Pozos Ubicados en el Bloque Deprimido de la

Falla 1……………………………………………………………………………………………………………. 138

139

139

139

140

140

Figura 4.73. Pozos mostrados en Correlaciones anteriores, ubicados en el

Modelo 3D en Bloques Levantado y Deprimido de Falla 1……………………….…

Figura 4.74. Correlación de Pozos Ubicados en el Bloque Levantado de la

Falla 2 (al Este del Graben). Pozos LSE-4574, LSE-5801, LSE-4944........

Figura 4.75. Correlación de Pozos Ubicados en el Bloque Deprimido del

Graben y Bloque Levantado de la Falla 2…………………………………………………….

Figura 4.76. Correlación de pozos Ubicados en el Bloque Levantado de la

Falla 2 (al Este del Graben). Pozos LSE-4515, LSE-4511, LSE-4274…………

Figura 4.77. Correlación de Pozos Ubicados en el Bloque Deprimido de la

Falla 2 (al Este del Graben). Pozos LSE-5160, LSE-4995, LSE-5002…………

Figura 4.78. Correlación de Pozos Ubicados en ambos Bloques

(Deprimido-Levantado) de la Falla.…………………….………………………………………. 140

141

142

Figura 4.79. Pozos mostrados en Correlaciones anteriores, ubicados en

Modelo 3D en los Bloques Deprimido y Levantado de la Falla 2…………………

Figura 4.80. Ubicación de los Pozos LSE-4492 y LSE-4584 en el Modelo

3D (nueva interpretación)…………………………………………………………………………….

Figura 4.81. Horizontes en Tiempo, Laguna (Azul) y Discordancia del

Eoceno (Verde) con Fallas Interpretadas Finales………………………………………… 142

142

143

143

145

147

Figura 4.82. Interpretación Actual del Modelo 3D, Horizonte de la Arena

D1………………………………………………………………………………………………………………….

Figura 4.83. Fallas 1 y 2 en la Interpretación Oficial con los Pozos

Ubicados alrededor de ambas Fallas…………………………………………………………….

Figura 4.84. Mapa Oficial del Área en Estudio…………………………………………….

Figura 4.85. Comportamiento de Presión en Pozos cercanos a las Fallas 1

y 2 (Bloques B7 y C7)………………………………………………………………………………….

Figura 4.86. Mapa Estructural. Arena D1……………………………………………………



Figura 4.89. Mapa Isópaco. Arena D1…………………………………………………………



Figura 4.92. Control de Calidad entre Facies y Petrofísica. Pozo LSE-

4207………………………………………………………………………………………………………………

147

148

148

149

149

150

Página Figura 4.93. Inconsistencia entre Marcadores Interpretados (Aparente

Completación en La Rosa = Unidad no productora). (Se reinterpretaron

los Topes)……………………………………………………………………………………………………… 151

152

153

153

154

154

Figura 4.94. Completación dentro de las Arenas de Interés. Pozo LSE-

4286..…………………………………………………………………………………………………………….

Figura 4.95. Pillar Gridding y Mapa de Porosidad en el Horizonte D1………..

Figura 4.96. Planos de Fallas. Proyecto Operacional C-7…………………………..

Figura 4.97. Columna Estratigráfica y Zonas Generadas en Petrel…………….

Figura 4.98. Ventana de Petrel donde se construyeron los horizontes 3D…

Figura 4.99. Horizontes en 3D de D1 y La Rosa Ajustados a sus

Marcadores……………………………………………………………………………………………………. 154

155

155

156

157

Figura 4.100. Ventana Utilizada para crear Horizontes Intermedios (D1,

D2 y D3)………………..………………………………………………………………………………………

Figura 4.101. Horizontes D1, D2, D3 y La Rosa………………………………………….

Figura 4.102. Ventana de Petrel donde se muestra la División Vertical de

la Malla………………………………………………………………………………………………………….

Figura 4.103. Curvas de Proporción Vertical en D1, D2 y D3 para 40,80 y

160 de Capas respectivamente…………………………………………………………………….

Figura 4.104. Registros Crudos (a la izquierda) y Registros Escalados (a

la derecha)……………………………………………………………………………………………………. 158

160

160

160

161

161

162

Figura 4.105. Histogramas de Porosidad Total para la Facies Barra

(izquierda) y Facies Canal (derecha) para las tres unidades………………………

Figura 4.106. Distribución de las Proporciones de Facies en la Arena D1….

Figura 4.107. Curva de Proporción Vertical Arena D1…………………………………


Figura 4.109. Curva de Proporción Vertical Arena D2…………………………………


Figura 4.111. Curva de Proporción Vertical Arena D3………………………………… 1 62 Figura 4.112. Curva de Proporción Vertical desde D1 hasta La Rosa………… 163

164

164

164

166

Figura 4.113. División Arbitraria del Área en estudio para el Análisis

Regional…………………………………………………………………………………………………………

Figura 4.114. Curvas de Proporción Vertical por Unidad por Regiones………

Figura 4.115. Curvas de Proporción Vertical desde D1 hasta La Rosa por

Regiones………………………………………………………………………………………………………..

Figura 4.116. Mapa de Variograma de Facies y Mapa de Porosidad………….

166

167

167

Página Figura 4.117. Variograma de Canal en la arena D1, Variograma de Mayor

Dirección (a la izquierda), Variograma Vertical (a la derecha)………………….

Figura 4.118. Variograma de Canal en la Arena D2, Variograma de Mayor


Figura 4.119. Variograma de Canal en la Arena D3, Variograma de Mayor


Figura 4.120. Histogramas de Porosidad Total en Canal (izquierda) y en

Llanura (derecha)…………………………………………………………………………………………. 169

169

169

170

Figura 4.121. Histogramas del Volumen de Arcilla en Canal (izquierda) y

en Llanura (derecha)…………………………………………………………………………………….

Figura 4.122. Variogramas de Porosidad Total en Canal y Llanura.

Variograma Areal (izquierda) y Variograma Vertical (derecha)………………….

Figura 4.123. Variogramas del Volumen de Arcilla en Facies de Canal y

Llanura. Variograma Areal (izquierda) y Variograma Vertical (derecha)……

Figura 4.124. Histogramas de Porosidad Total en Canal y Llanura. Arena

D2…………………………………………………………………………………………………………………. 170

171

Figura 4.125. Histogramas del Volumen de Arcilla en Canal y Llanura.

Arena D2……………………………………………………………………………………………………….

Figura 4.126. Variogramas de Porosidad Total en Facies de Canal y

Llanura. Variograma Areal a la izquierda y Variograma Vertical a la

derecha. Arena D2………………………………………………………………………………………… 171

171

172

172

Figura 4.127. Variogramas del Volumen de Arcilla en Facies de Canal y

Llanura. Variograma Areal a la izquierda y Variograma Vertical a la

derecha. Arena D2…………………………………………………………………………………………

Figura 4.128. Histogramas de Porosidad Total en las Facies de Canal

(izquierda) y Llanura (derecha)……………………………………………………………………

Figura 4.129. Histogramas del Volumen de Arcilla en las Facies de Canal

(izquierda) y Llanura (derecha)…………………………………………………………………..

Figura 4.130. Variogramas de Porosidad Total en las Facies de Canal y

Llanura……………………………………………………………………………………………………...... 172

173

173

174

Figura 4.131. Variogramas del Volumen de Arcilla en las Facies de Canal

y Llanura………………………………………………………..……………………………………………..

Figura 4.132. Malla con Distribución de Facies desde D1 hasta La Rosa……

Figura 4.133. Comparación de la Capa 17 de la Malla y la Curva de

Proporción Vertical en la Realización 4, Datos Escalados……………………………

Página Figura 4.134. Comparación de la Capa 53 de la Malla y la Curva de

Proporción Vertical en la Realización 8, Datos Escalados………………………….. 174 Figura 4.135. Comparación de la Capa 121 de la Malla y la Curva de

Proporción Vertical en la Realización 3, Datos Escalados…………………………… 175

176

177

178

178

Figura 4.136. Propiedades Simuladas en la Realización 4, Capa 82,

Arena D2……………………………………………………………………………………………………….

Figura 4.137. Capa 41, Arena D1, con las Propiedades Sw, Phie, K y

Facies…………………………………………………………………………………………………………….

Figura 4.138. Estimación del Petróleo Original en Sitio (P.O.E.S.). Estudio

Intevep, 2002……………………………………………………………………………………………….

Figura 4.139. Estimación del Petróleo Original en Sitio (P.O.E.S.). Estudio

Actual, 2008………………………………………………………………………………………………….

LISTA DE TABLAS

Página

CAPITULO II: MARCO TEÓRICO

64

64

Tabla 2.1. Clasificación de las Aguas asociadas a los Yacimientos

Petrolíferos según Hem…………………………………………………………………………………

Tabla 2.2. Clasificación de las aguas según Sulin……………………………………….


107

113

120

127

146

158

177

Tabla 4.1. Base de Datos de Registros disponibles por pozo………………………

Tabla 4.2. Base de Datos de los Análisis Físico-químicos del Agua de

Formación para el Campo Tía Juana Este…………………………………………………….

Tabla 4.3. Análisis Físico-químicos de Agua de Formación antes de la

Actividad Térmica………………………………………………………………………………………….

Tabla 4.4. Parámetros de Arcilla a partir de Registros de pozos………………..

Tabla 4.5. Diferencias entre Topes (saltos) de Pozos Ubicados en los

Bloques Levantados y Deprimidos de Fallas del estudio…………………………….

Tabla 4.6. Proporciones de Facies para Registros Crudos y Registros

Escalados en las Mallas 40, 80 y 160 Capas……………………………………………….

Tabla 4.7. Estimación del Petróleo Original en Sitio (P.O.E.S.) para Cada

Realización…………………………………………………………………………………………………….

23

INTRODUCCIÓN

En los últimos años el estudio de las geociencias se ha convertido en uno de los

pilares para el manejo de yacimientos, y actualmente es la fuerza que impulsa a la

industria petrolera en búsqueda de soluciones para optimizar la producción de

hidrocarburos a lo largo de la vida útil del yacimiento. Por tal motivo se han

desarrollado estrategias enmarcadas principalmente en la caracterización de

yacimientos mediante la integración multidisciplinaria de las distintas ramas de la

geociencias. Por lo tanto, en este estudio se llevó a cabo un modelo geoestadístico

integrado en el Yacimiento Lagunillas Inferior, perteneciente al Proyecto Operacional

C-7 del Campo Tía Juana Tierra.

El Proyecto Operacional C-7 se encuentra localizado al Nor-Este, pertenece al

Campo Tía Juana Este del Campo Costanero Bolívar, y la zona de interés pertenece a

la Formación Lagunillas Inferior. El área en estudio posee un área aproximada de 2580

acres. El Yacimiento fue descubierto en el año 1955 con el pozo LSE-0285 y posee una

variedad de crudos que oscilan entre 9 y 14 º API, de areniscas petrolíferas no

consolidadas depositadas en un ambiente Deltaico con predominio fluvial.

El Yacimiento produce bajo el esquema de completación a hoyo desnudo con

empaque con grava, el mecanismo de producción prevaleciente en el yacimiento son

empuje por gas en solución y compactación. Hasta la fecha, la producción de petróleo

acumulada en el Proyecto C-7 es de 101,24 MMBN; 24,34 MMMPCN de gas y 24 MMBN

de agua.

La ejecución del estudio integrado se fundamenta en la aplicación de métodos

modernos de tratamiento de datos como lo son las técnicas geoestadísticas

conjuntamente con simulación numérica de yacimientos. En general, se trata de

combinar diferentes disciplinas como la geofísica, geología, petrofísica e ingeniería de

yacimientos.

La finalidad del estudio es obtener un modelo refinado de la distribución de facies y

propiedades petrofísicas lo más aproximado a las condiciones reales del Yacimiento, de

24

tal manera que pueda ser ajustado a un estudio de simulación numérica del

yacimiento donde se obtenga el mínimo tiempo de respuesta en la fase del cotejo

histórico.

El estudio aportará información valiosa sobre las características del yacimiento

para la definición de zonas económicamente importantes y propuestas para los futuros

planes de explotación.

CAPÍTULO I

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.1. Planteamiento del Problema

El yacimiento Lagunillas Inferior se encuentra divido en tres compartimientos,

los cuales producen de la Formación Lagunillas de edad Mioceno bajo el esquema

de completación a hoyo desnudo; donde en todos los casos se produce de los tres

compartimientos que conforman el yacimiento.

El ambiente de depositación del Miembro Lagunillas Inferior de la Formación

Lagunillas ha sido interpretado en la literatura como Fluvio-Deltaico, lo cual implica

un alto grado de heterogeneidad y por ende una distribución particular de los tipos

de rocas (Facies). En el estado de madurez que se encuentra el Campo Tía Juana

se hace imprescindible el desarrollo de un modelo geoestadístico que comprenda la

interpretación estructural, sedimentológica y petrofísica que permita ubicar y

delimitar las diferentes zonas prospectivas del yacimiento así como generar planes

de explotación geológicamente optimizados y adecuados a las exigencias actuales

de producción.

1.2. Objetivos de la Investigación

1.2.1. Objetivo General

El objetivo de éste trabajo es el de generar un modelo geoestadístico del

Yacimiento Lagunillas Inferior en el Proyecto C-7 en la porción Noreste del Campo

Tía Juana, con el fin de caracterizar geológica y petrofísicamente una de las zonas

del Campo Tía Juana en la que se prevé una gran actividad de perforación y

producción a corto plazo.

1.2.2. Objetivos Específicos

Definir el modelo sedimentológico en el Yacimiento Lagunillas Inferior, basado

en la descripción del núcleo.

Validar el modelo estructural en cada uno de los horizontes en estudio, con

ayuda de la interpretación sísmica 2D/3D e interpretación de pozos.

Generar el modelo petrofísico y evaluar petrofísicamente los pozos para

detectar las áreas con mejor calidad de roca.

Generar el modelo geoestadístico, con el fin de obtener los diferentes

escenarios posibles y las reservas remanentes del área en estudio.

1.3. Justificación de la Investigación

Con la definición de los mejores cuerpos sedimentarios y de las unidades de

flujo se propondrá un mejor esquema de perforación de localizaciones a futuro en

el yacimiento, y a su vez optimizar la inyección de vapor; la cual es necesaria para

producir el crudo pesado que contiene.

1.4. Hipótesis de la Investigación

Se espera que los resultados de esta investigación permitan definir las mejores

unidades sedimentarias así como ubicar cuales son las unidades más prospectivas,

tomando en cuenta las propiedades petrofísicas y el comportamiento de

producción, para así soportar geológicamente el desarrollo e incorporación de

nuevos puntos de drenaje que puedan maximizar el recobro de las reservas del

área en estudio del Yacimiento Lagunillas Inferior Campo Tía Juana Tierra.

26

1.5. Estudios Previos Realizados en el Área

Desde el año 1942, se han realizado trabajos que involucran al Campo Tía

Juana desde el punto de vista geológico, específicamente referidos al desarrollo de

las áreas periféricas del Campo.

En 1949, J.A. Richarson, destaca la presencia de agua en los bloques H1 y

G1, y en sus recomendaciones señala la explotación separada de las arenas

superiores e inferiores. Además, Richarson señala que el ambiente de

depósito de las arenas productoras es el responsable del adelgazamiento

relativo que ocurre en dichas arenas hacia Tía Juana Principal, donde se

observa un incremento en el contenido de arcilla y la presencia de agua en

el Norte.

Para 1960, F. Rubio, indica que el límite actual de la acumulación en el

Campo Tía Juana ha sido determinado por el espesor decreciente de la arena

neta petrolífera, el deterioro de la permeabilidad y porosidad de las arenas,

el aumento en la viscosidad del petróleo y la presencia de agua dulce.

En 1963, H.E. Rosa, señala las características sedimentarias como factores

fundamentales de la acumulación en la Costa Bolívar, coincidiendo con las

apreciaciones hechas por Rubio en 1960.

En 1977, C. Soto, señala que la distribución lateral de las arenas indican

tendencias direccionales Norte-Sur y Noreste-Suroeste.

En 1982, Y. Sánchez y J. Jiménez, analizan que específicamente en el

Proyecto C7 el patrón de distribución de las arenas tiene una tendencia

Noreste-Suroeste.

En agosto de 1983, R. Faria et al, menciona que estadísticamente la mayor

probabilidad de existencia de petróleo es hacia los bloques B7, C7, D7 y D8

(área Norte del Campo). Así mismo, se cuantificó un petróleo original in situ

(POES) en 706.2 MMBls, estimando recuperar 105.9 MMBls (15% POES).

En Marzo de 1992, A. Belisario et al, analizan nuevamente la invasión de

agua hacia el área periférica Este, a consecuencia de los resultados

27

arrojados por la perforación del pozo LSE-4486 en el bloque H-9. Por ello,

se recomendó perforar localizaciones de carácter de investigación que

permitieran una mejor definición e indicación de prospectividad del área.

En el año 2002, Intevep realizó el Estudio Integrado en el Campo Tía Juana

Este, en el cual se realizó el modelo geológico-petrofísico del área, arrojando

nuevas propuestas de localizaciones para el drenaje de la reservas.

1.6. Ubicación del Área de Estudio

Regionalmente el área de estudio se localiza en la porción Noroeste de

Venezuela, dentro de la Cuenca petrolífera de Maracaibo, que se extiende al área

ocupada por las aguas del lago y los terrenos planos o suavemente ondulados que

los circundan.

La Cuenca de Maracaibo se extiende por aproximadamente 50.000 Km2

correspondiendo políticamente al Estado Zulia y extensiones menores a los

estados Táchira, Mérida y Trujillo, oeste de Venezuela.

Localmente, el área se encuentra ubicada al Noreste de la Cuenca de Maracaibo,

en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo, Distrito Lagunillas del Estado Zulia, y

desde el punto de vista petrolífero pertenece a la Unidad de Explotación Tierra Este

Pesado del Distrito Tía Juana (Figura 1.1).

28

Proyecto C7

Figura 1.1. Mapa de Ubicación, Campo Tía Juana, Proyecto C7.

1.7. Datos Básicos del Yacimiento

El Yacimiento Lagunillas Inferior pertenece a la Formación Lagunillas de Edad

Mioceno caracterizado por arenas petrolíferas no consolidadas además de arcillas y

lutitas carbonaceas depositadas en un ambiente Fluvio-Deltaico. El área tiene presiones

actuales alrededor de los 200 lpc y hasta 400 lpc; los valores de presión están referidos

al datum del campo el cual se encuentra a 1700 pies.

El Yacimiento está constituido por tres compartimientos que conforman el

yacimiento de manera grupal. La viscosidad absoluta de crudo muerto varia ente

1200 a 35000 Cps a una temperatura de 100°F y una gravedad API de 9 a 14

grados, ubicándose la zona de mayor viscosidad al este del campo, bloques B5 y

B6.

La presión inicial promedio para todo el campo Tía Juana Este es de 993.3 lpc @

2300 pies (ss), con presiones actuales que varían entre 400 a 600 Lpc @ 2300 ft (s.s).

29

30

Se produce bajo el esquema de completación a hoyo desnudo; y por las altas

viscosidades es necesario inyectar vapor en el yacimiento ya sea de forma

alternada o continua para producir dicho crudo. Estas razones conllevan a

determinar cuales son las direcciones de sedimentación para optimizar la inyección

y proponer de manera eficiente los próximos puntos de drenaje en el yacimiento.

El Campo comenzó la explotación comercial en el año 1955 con el pozo LSE-0285

ubicado al sur de dicho Campo.

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

2.1. Estadística La estadística es la ciencia cuyo objetivo consiste en acumular, analizar, inferir y

presentar conclusiones a partir de datos disponibles que proporcionan información

de un sistema conocido. Los estudios estadísticos proponen tendencias generales

del comportamiento de los sistemas a partir de los resultados de las leyes de

probabilidad. Estos se caracterizan por la complejidad y aleatoriedad de los

fenómenos que intervienen.

2.2. Variables Estadísticas

2.2.1. La Media: la media es un valor numérico único representativo de todo un

conjunto de observaciones. Existen varios tipos de medias, sin embargo, las dos

más importantes son: la media aritmética y la media geométrica.

2.2.2. La Mediana (): representa el valor intermedio de un conjunto de datos

que se encuentran ordenados de manera creciente en un histograma.

Geométricamente, la mediana es el valor de X (abcisa) correspondiente a la línea

vertical que divide la representación gráfica de una distribución de frecuencias

(histograma) en dos partes de igual área, de tal forma que la mitad de éstas es

mayor que la mediana y la otra mitad es menor.

2.2.3. La Moda: se define como el valor que ocurre con mayor frecuencia en un

conjunto de valores, es decir, el valor del conjunto con una frecuencia absoluta

superior a los restantes.

2.2.4. Valor esperado: la expectación o valor esperado constituye la media

para una distribución. Es el momento de distribución más importante para una

distribución de probabilidad.

2.2.5. La varianza: es una de las medidas de dispersión más utilizadas,

describe la tendencia de una variable aleatoria a “descarriarse” del valor de su

media. Al tratarse de valores centralizados, representan sólo los efectos

compensados generales del grupo sin expresar tendencias hacia valores extremos.

2.2.6. Desviación estándar: la desviación estándar es la raíz cuadrada positiva

de la varianza.

2.2.7. Estimadores: son el vehículo para la determinación, a través de

inferencias, de las variables requeridas y en un espacio muestral no accesible por la

data disponible.

2.3. Características de las Distribuciones de Probabilidad

A través de las distribuciones de probabilidad es posible extraer un “promedio”

de la variable y así sintetizar cuán diferente son sus valores. Los gráficos de

distribución más importantes son:

2.3.1. La Distribución Normal o Gaussiana

Es la distribución más importante en la teoría estadística convencional por la

gran cantidad de fenómenos que pueden representar, su extraordinario valor teórico

y su versatilidad de representación. Una distribución normal tiene forma de

campana simétrica con respecto a la mediana (Figura 2.1), está únicamente

determinada por la media y la desviación estándar y tiene una distribución continua

cuya función de densidad de probabilidad f(X) es la siguiente:

2

22

2

S

X

2

1exp

S2

1)S,,X(f

-1 .5 -1 -0.5 0 0.5 1 1.5

Figura 2.1. Función de Distribución Normal de Probabilidad.

2.3.2. Distribución Logarítmica Normal

32

Es un tipo de distribución en la cual no es la variable X sino sus logaritmos los

que se distribuyen normalmente (Figura 2.2). Esta distribución es importante en la

caracterización de yacimientos porque la permeabilidad suele ajustarse a esta

distribución. Su función de densidad de distribución está dada por:

2

ln2

ln

X

X

S

X

ln

2ln2

lnln

2

1exp

2

1),,(

XXX

SSXf

0

0 .0 5

0 .1

0 .1 5

0 .2

0 .2 5

0 .3

0 .3 5

-4 .5 -3 .5 -2 .5 -1 .5 -0 .5

Figura 2.2. Función de Distribución Logarítmica de Probabilidad Y=LNnormal(X,0.1).

2.4. Geoestadística

Es el estudio de los fenómenos que fluctúan en el espacio. Su principal diferencia

con la estadística tradicional es que ésta toma en cuenta la correlación espacial, las

cuales, en su gran mayoría, caracterizan un fenómeno natural.

La geoestadística es usada en la exploración petrolera como una manera de

obtener diferentes realizaciones o mapas de heterogeneidades de un yacimiento.

Esta debe ser usada conscientemente con el conocimiento de la calidad de la

información y esencialmente de los procesos sedimentarios involucrados en la

génesis de un yacimiento. Se puede emplear geoestadística para modelar

propiedades de un yacimiento, tales como facies, porosidad, permeabilidad, índice

de calidad del yacimiento, etcétera; bajo la suposición de que son variables

aleatorias.

33

2.5. Análisis Estadístico de Datos

Explorar los datos de una muestra esencialmente significa presentar, ilustrar y

cuantificar las características esenciales presentes en toda la data a ser analizada.

En general la exploración de datos, como primer paso dentro del análisis

geoestadístico, sólo intenta averiguar la tendencia central, la dispersión, la

correlación interna y, en caso particular, la distribución espacial de los datos

provenientes de diferentes fuentes, las que pueden ser geofísica, geología,

petrofísica, etc.

Las principales herramientas usadas en el análisis exploratorio de datos son: las

Estadísticas descriptivas, los Histogramas (Figura 2.3), los Gráficos de Caja, los

Correlogramas, los Mapas de clases y los Gráficos de probabilidad.

0

20

40

60

80

1 00

1 20

105

00

11120

11740

12 360

12980

13600

14220

1484 0

15460

16080

1 6700

17320

17940

18560

191 80

19800

20420

2 1040

21660

22280

22900

235 20

24140

24760

25380

Fr

ec

ue

nc

i

.0 0%

2 0.0 0 %

4 0.0 0 %

6 0.0 0 %

8 0.0 0 %

1 00 .0 0%

1 20 .0 0%

Fr ecue ncia % a cumula do

Figura 2.3. Histograma de Frecuencia.

2.6. Aplicación de Técnicas Geoestadísticas

Las propiedades de los yacimientos muestran una variabilidad espacial errática

que difícilmente puede ser determinada mediante funciones determinísticas. Una

forma de tomar en cuenta la aleatoriedad de las variaciones de las propiedades y de

la incertidumbre asociada a dicha distribución espacial consiste en adoptar una

interpretación probabilística. De esta forma, cada propiedad del yacimiento se

interpreta como una distribución de probabilidad, esto debido a que las propiedades

son en realidad funciones en el espacio y su interpretación probabilística es una

34

función aleatoria. Así las fluctuaciones espaciales de las propiedades pueden

concebirse como una realización de funciones aleatorias o procesos estocásticos.

Los métodos estocásticos difieren de los métodos determinísticos, en que los

primeros toman en cuenta los procesos aleatorios, mientras que los segundos

consideran que las mismas causas en circunstancias distintas producirán siempre

los mismos efectos.

Técnicamente, la geoestadística es la aplicación de la teoría de las variables

regionalizadas a la estimación de procesos o fenómenos geológicos en el espacio y

se basa en considerar que los datos se correlacionan por su distribución temporal o

espacial.

2.7. Variables Regionalizadas

Una variable regionalizada es aquella que se encuentra distribuida en el espacio

y presenta una estructura espacial de correlación. Ejemplos de variables

regionalizadas son: la porosidad (), la permeabilidad (K), el espesor neto

petrolífero (ANP), el volumen de arcilla (Vsh), y otros. Así pues, si Z(x) es el valor

de la característica Z en el punto x, Z(x) es una variable regionalizada.

Posee dos características contradictorias, por un lado un aspecto aleatorio

asociado con las variaciones erráticas e impredecibles de la variable, y por otro lado

un aspecto general estructurado que refleja en cierta forma las características

globales de variación del fenómeno regionalizado.

2.8. Variogramas o Semivariogramas

El Variograma o Semi-Variograma es la herramienta principal de la

geoestadística, para visualizar, modelar y describir la variabilidad espacial de un

atributo distribuido en el espacio. En general, es una medida del grado de dispersión

que existe entre los datos en función de su separación. Se define formalmente

como:

35

)()(*2

1xZhxZVarianzah

Principalmente en el estudio geoestadístico se realiza el variograma

experimental el cual se estima sobre la base de los datos y la estructura del

fenómeno. (Figura 2.4).

Figura 2.4. Propiedades de los Variogramas.

(h

h

Efecto pepit

Meseta

Rango

Aquellos variogramas que se caracterizan por una meseta y un rango se les llama

Modelo de Transición y el variograma al cual se le puede ajustar un modelo se

llama Variograma Teórico. Los modelos de ajuste más comunes son el Esférico, el

Exponencial, el Gaussiano y el modelo Lineal Generalizado (aquellos que no

presentan meseta). (Figura 2.5).

Figura 2.5. Modelo de Variogramas.

36

Los parámetros para el cálculo del variograma experimental son los siguientes:

Lag o distancia: medida de desplazamiento a la cual se calcula el variograma.

Long (Longitud): longitud del LAG.

Ancho: ancho del variograma.

Tolerancia Angular: definida para una dirección que permite calcular el valor

del variograma entre las direcciones x, y, z.

Altura Angular: ángulo vertical medido desde el plano horizontal.

Altura: altura del variograma

2.9. Método Kriging

Es un método de estimación local, que proporciona un estimador lineal

insesgado de las variables aleatorias desconocidas del fenómeno en estudio, es

decir, permite calcular estimados lineales de una variable regionalizada en un

punto, sobre un área o dentro de un volumen. En el caso de que el estimado sea

sobre un punto se habla de Kriging puntual, y en el caso de que el estimado sea

sobre un área o volumen se habla de Kriging por bloques.

2.10. Modelos de Kriging

El Kriging, al igual que en los métodos de estimación explicados anteriormente,

permite determinar el valor de una variable regionalizada a través de una ecuación:

Z(x) = Y(x) + m(x)

Donde m(x) es una función de “tendencia” de la propiedad, la cual es posible

determinar a través del variograma, y Y(x) involucra los pesos a en su función de

covarianza. A continuación una breve descripción de los casos de Kriging más

utilizados en la Industria Petrolera:

37

2.10.1. Kriging Ordinario: es un interpolador lineal, exacto y de solución

única, donde la variable regionalizada Z(x) no depende de la tendencia (no existe

estudio variográfico detallado que indique tendencias preferenciales).

2.10.2. Kriging con Deriva Externa: se supone que la tendencia m(x) es

conocida y que no es constante. En este caso se debe disponer de atributos sísmicos

(deriva) y de la función de covarianza o variograma que indica la tendencia

preferencial de variabilidad.

2.10.3. Kriging Simple: es el método más sencillo entre todos los Kriging. En

este caso se supone que la función aleatoria es estacionaria y se conoce su media

m(x) la cual es constante. La principal característica del Kriging Simple es que no se

escribe en los términos del variograma ya que se puede calcular la covarianza sin

problemas.

Este modelo de Kriging es el mayormente usado en la simulación estocástica.

Otros casos importantes de Kriging son: Co-Kriging, Co-Kriging Colocado, Kriging

Indicador.

2.11. Simulación Estocástica

La simulación estocástica es usada para cuantificar la incertidumbre y consiste

en generar una gran cantidad de realizaciones o posibles escenarios del yacimiento

en estudio. De esta forma se obtienen valores “equiprobables” de la propiedad en

los puntos donde no se tiene información, respetando siempre propiedades tales

como la variabilidad espacial, las direcciones preferenciales de anisotropías y las

diferentes fuentes de información utilizadas para su generación. El término

Simulación Condicional Estocástica significa que se respeta, en cada realización,

la información conocida en los puntos observados.

Para lograr la cuantificación de la incertidumbre, este enfoque requiere que las

diferentes realizaciones sean procesadas en un simulador de yacimientos con la idea

de mostrar diferentes resultados, por ejemplo, el más favorable, el menos y el

38

comportamiento medio. Finalmente se hace un estudio de sensibilidad a través de

una distribución normal Gaussiana.

2.11.1. Transformación Gaussiana para la Simulación Estocástica

En general, el espacio en el cual se realizan las observaciones no es Gaussiano;

sin embargo, se sabe que en este espacio el conocimiento de sólo la media y la

covarianza son suficientes para determinar totalmente la función de distribución de

la función aleatoria. También se pueden condicionar las simulaciones no

condicionales, lo que no es el caso en general para una función de distribución

cualquiera y finalmente la mayoría de los métodos presuponen, en cierta medida,

que la variable simulada sigue una ley normal. Estas son las razones por las cuales

es necesario trabajar en el campo Gaussiano.

2.11.2. Simulación de Variables Discretas (Facies)

Este tipo de simulación es clave dentro del proceso de caracterización de

yacimientos, ya que permite la generación de realizaciones de la arquitectura de

facies del medio poroso condicionadas por los valores observados (interpretados)

provenientes de núcleos, perfiles y la correlación existente entre ellos. Se requiere

generar la arquitectura condicional de facies y asignar las propiedades petrofísicas,

ya que la distribución cambia cuando se cambia de facies.

2.12. Modelos Booleanos

Esta técnica permite generar objetos en el espacio, los cuales representan

cuerpos sedimentarios con una cierta forma, dirección y tamaño que deben ser

determinados a partir de los datos observados en pozos, afloramientos, ambientes,

etc. Estos dependen de dos parámetros: la intensidad del proceso puntual de

Poisson (Bx) y la medida de cada conjunto aleatorio A(x).

39

2.13. Ranqueo de Realizaciones

El ranqueo de las realizaciones es el último paso de la simulación estocástica.

Una vez generados los escenarios, es preciso seleccionar aquel modelo geológico

más confiable, es decir, aquel cuya realización se encuentre dentro del rango de

variabilidad de la propiedad que permite hablar de un comportamiento promedio

(tendencia), siempre soportado por el sentido físico/geológico.

Para realizar este ranqueo es necesario considerar criterios estáticos y criterios

dinámicos. Los primeros tienen que ver con el volumen poroso, la conectividad, el

número de celdas por encima de un umbral de porosidad, etc. y los segundos tienen

que ver con la producción acumulada por el campo al cabo de cierto período, el

tiempo de irrupción, etc.

Desde el punto de vista del ranqueo dinámico, es posible comparar una curva de

tasa de petróleo mensual, cotejo de presión, corte de agua, etc. con la curva

histórica de cada variable. Estos criterios (estáticos y dinámicos) no son más que

intervalos de confianza que son utilizados para filtrar los resultados y finalmente

escoger aquel modelo geológico de resolución heterogénea en tres dimensiones que

permita la gerencia integrada de yacimientos, esto con el objeto de obtener los

mejores resultados posibles (ganancias) al menor costo que se pueda.

2.14. Rocas Sedimentarias

Las rocas sedimentarias están compuestas por materiales ígneos, sedimentarios

o metamórficos preexistentes, transformados en la superficie de la corteza terrestre

a condiciones de presión y temperatura ambiente que son muy diferentes que las de

su génesis original. Están formadas por la acumulación y consolidación de materia

mineral, depositada por la acción del agua y, en menor medida, del viento o del

hielo glaciar. La mayoría de las rocas sedimentarias se caracterizan por presentar

capas (estratos, láminas) paralelas o discordantes que reflejan cambios en la

velocidad de sedimentación o en la naturaleza de la materia depositada.

40

2.15. Estratigrafía

Es una rama de las ciencias geológicas a la que concierne la descripción,

organización y la clasificación de las rocas sedimentarias (o volcánicas)

estratificadas (dispuestas naturalmente en capas o estratos). Se ocupa del estudio

de las posiciones de las rocas en el tiempo (disposición vertical) y en el espacio

(distribución horizontal), así como de sus correlaciones entre lugares diferentes,

utilizando métodos litológicos, biológicos, cronológicos y sedimentológicos.

2.16. Facies Sedimentarias

Una facies sedimentaria es una unidad litológica definida por parámetros físicos,

químicos y biológicos que la caracterizan y la diferencian de otras rocas adyacentes.

También, se puede definir como un conjunto de características litológicas y

paleontológicas que definen una unidad estratigráfica y que permiten diferenciarla

de las demás. Estos parámetros son definidos en base a la descripción de color,

textura, mineralogía, estructuras sedimentarias y contenido de fósiles e ichnofósiles,

entre otras.

2.17. Yacimiento de Petróleo.

Un yacimiento de petróleo puede definirse como un volumen poroso que

contiene agua, petróleo y a veces una fase gaseosa. El medio poroso del yacimiento

o roca almacén es de origen sedimentario de tipo arena, arenisca o caliza. El

diámetro de poro varía ampliamente según la roca, pero es de tamaño

microscópico, desde algunas fracciones de milímetros a micrómetros. Un yacimiento

también puede definirse, desde un punto de vista de ingeniería, como un volumen

de roca porosa y permeable capas de producir y contener petróleo en cantidades

comercialmente explotables.

41

2.18. Modelo Estático

El modelo estático o caracterización propiamente dicho está a su vez compuesto de

varios modelos, los cuales se detallan a continuación:

2.18.1. Modelo Estructural

La sísmica es la base para el modelo estructural, la cual es usada para:

Proveer un marco estructural mediante identificación del reflector del tope del

yacimiento, y de los lentes que lo conforman, donde la resolución de la sísmica

lo permita.

Definir orientación y geometría de los elementos estructurales.

Delimitar las estructuras o cierres que confinan la acumulación.

Abarca la revisión tanto del marco regional como del marco local, para determinar y

generar planos de fallas, mapas estructurales y mapas de compartimentos. Si se

dispone de sísmica de mayor resolución (Hz) se podrían delimitar trampas

estratigráficas más sutiles: acuñamientos, capas delgadas, apilamiento de cuerpos.

2.18.1.1. Método Sísmico Tridimensional (3D)

Se caracteriza porque cubre un área tanto en superficie como en profundidad

con lectura continua, de esta manera es posible generar un cubo donde las

estructuras se visualicen de una manera más clara y menos distorsionada que las

que proporciona un muestreo convencional plano. Entonces la sísmica 3D (Figura

2.6) se presenta como una herramienta poderosa en donde la grabación sísmica de

una región del subsuelo es adquirida, procesada e interpretada en toda su

dimensión.

42

Figura 2.6. Cubo Sísmico.

2.18.1.2. Conversión de la Sísmica 3D de Tiempo a Profundidad

La sísmica originalmente se graba en unidades de amplitud sísmica y a

intervalos de tiempo (milisegundos). Para lograr su conversión a profundidad se

debe contar con la siguiente información:

Chekshots: Se conocen como tiros de verificación, y son los que miden el

tiempo requerido por un pulso sísmico en viajar desde superficie hasta un

geófono posicionado a una profundidad determinada en el pozo. Al repetir

este procedimiento para distintas profundidades, se genera un conjunto de

pares de valores tiempo-profundidad, con los cuales se construye la curva (T-

Z). Los Checkshot relacionan la sísmica, la cual se expresa en el dominio del

tiempo, con la geología, que se manifiesta en el dominio del espacio

(profundidad).

Sismogramas Sintéticos: permiten obtener la calibración sísmica-pozo de

la cual se puede identificar las respuestas sísmicas asociadas a los horizontes

del subsuelo. Se crean para los pozos que cuentan con Checkshot

(preferiblemente medidos en campo), registros de densidad compensada y

sónico. Los sismogramas se obtienen al multiplicar el registro de Densidad

por el Sónico para obtener la impedancia acústica. Luego se genera en forma

43

de coeficientes de reflexión, que al ser convolucionados a un modelo de

ondícula sísmica, se convierten en una traza o “sísmica sintética” en el pozo.

La sísmica sintética representa las trazas sísmicas generadas a partir de las

mediciones en campo de los registros de densidad, de velocidad y los tiros de

verificación (checkshot). Los coeficientes de reflexión o función de reflectividad de la

impedancia acústica permiten predecir cómo los impulsos sísmicos se reflejan en la

vecindad del pozo, lográndose asociar la información de los registros con la sísmica.

A medida que se generan los sismogramas sintéticos, se debe identificar el tope de

cada formación en la sísmica (medido en milisegundos), desplegando la sección

sísmica del pozo analizado. Si existen pequeñas diferencias de profundidad en la

ubicación de las ondículas de la "sísmica real" con la "sintética", es preciso aplicar

un shift (ajuste) de la “sísmica real” con la información de pozo (sísmica sintética),

de tal modo de llevar la sísmica grabada a un ajuste perfecto con la información de

pozo que tiene mayor resolución.

2.18.1.3. Amplitud Sísmica

Es una medida física que constituye un atributo numérico (fuerza de reflexión)

de la data sísmica. Una onda sísmica involucra el movimiento de partículas de

material desde sus posiciones de equilibrio. Este movimiento representa, para la

traza sísmica convencional, una medida de energía cinética. Sin embargo, el

movimiento de dichas partículas es resistido por una fuerza de restauración elástica,

de tal modo que la energía se almacena como energía potencial.

2.18.1.4. Atributos Sísmicos

Los atributos sísmicos representan una cualidad de la data medida y

proporcionan gran ayuda a la hora de analizarla. Se pueden definir como el

resultado de aplicar funciones matemáticas establecidas a la data sísmica original

(amplitud) de un horizonte o intervalo. Los atributos sísmicos son usados por

muchos intérpretes, principalmente para ubicar acumulaciones de crudo, límites de

44

yacimientos, cambios de litología, cambios en las propiedades de la roca,

identificación de contactos de fluidos y otras, a través de relaciones lineales que

permiten entender procesos físicos asociados con las respuestas que ellos

proporcionan.

En general, los atributos sísmicos pueden ser medidos de forma estadística

(promedios) o instantáneos (puntuales dentro de un intervalo). Los primeros se

utilizan cuando se desea obtener un determinado atributo arealmente distribuido, y

los segundos cuando se requiere el valor del atributo en forma de malla de

simulación en el modelaje 3D de yacimientos.

2.18.2. Modelo Estratigráfico

Provee un marco estratigráfico mediante correlación de los reflectores intra-

yacimiento de los lentes que lo conforman, apoyándose en correlaciones litológicas

pozo-pozo, análisis crono o bioestratigráfico y análisis de estratigrafía secuencial.

Permite identificar límites de secuencia y superficies de máxima inundación;

secuencias y para-secuencias.

2.18.3. Modelo Sedimentológico

El análisis de las facies permite definir ambientes e identificar unidades

sedimentarias, además la geometría de los cuerpos y la calidad de los depósitos

facilitan la caracterización de unidades de flujo y delimita intervalos de producción.

Los análisis de núcleos proveen información clave para la caracterización de

Yacimientos. El modelo sedimentológico complementa y calibra los modelos

estratigráfico y estructural, además de las propiedades de la roca para la

caracterización petrofísica final.

45

2.19. Ambientes de Sedimentación

Los diversos ambientes depositacionales son consecuencia de los procesos de

erosión, transporte y depósitos de sedimentos. Estos ambientes pueden volverse

muy complejos a medida que el sedimento es trabajado, erosionado y transportado

a otro lugar. El viento, la lluvia, las tormentas, las olas y mareas, las corrientes, etc.

Todos estos factores desempeñan un papel importante en el ciclo de sedimentación.

La energía necesaria para transportar a los sedimentos termina disminuyendo y

finalmente el sedimento se deposita en el suelo, puede ser enterrado rápidamente y

preservado o posteriormente ser removido y transportado a otro lugar de

depositación.

2.20. Principales tipos de Ambientes de Sedimentación

2.20.1. Ambientes Continentales (Sistemas Fluviales)

Suelen describirse como abanicos aluviales, corrientes fluviales, lacustres y

eólicos. La subdivisión fluvial suele relacionarse con los ríos y corrientes que se

encuentran en las configuraciones meandrosas, acordonadas o rectas, así como en

los rellenos de los valles aluviales.

Los sistemas fluviales están bien representados, dentro del registro geológico

subterráneo. Los abanicos aluviales se verán separadamente, debido a las diversas

diferencias de facies tales como la depositación de partículas finas y de

conglomerados y cantos rodados, que es típica de los depósitos de abanicos

aluviales.

2.20.2. Ambiente Deltaico

Los deltas se forman en la desembocadura de las cuencas vertientes fluviatiles.

Dichas cuencas abastecen el delta en agua, sedimentos y elementos químicos, que

llegan a la zona costera de un mar o de un lago. Una cuenca vertiente está

generalmente limitada por relieves empinados, caracterizados por depósitos

46

conglomeráticos de conos aluviales o de ríos en trenza. En las partes más distales

de la cuenca vertiente, el relieve es menos pronunciado, y se desarrollan llanuras

aluviales que pueden ser la sede de importantes acumulaciones fluviatiles por

agradación vertical en períodos de subsidencia. Cuando los ríos desembocan en el

mar, las corrientes fluviátiles desaceleran bruscamente, debido a su dispersión. Eso

provoca el depósito de la mayor parte de los sedimentos cargados por el río,

edificando el delta (Figura 2.7). A medida que se acumulan sedimentos, el delta

prograda hacia el mar, adquiriendo así una organización morfológica característica

con tres medios principales, que son de arriba hacia abajo la llanura deltaica, el

frente deltaico y el prodelta.

Figura 2.7. Principales Componentes Morfológicos Comunes a Todos los Deltas.

El tipo de delta resultante dependerá de la magnitud del aporte de sedimento a la

costa y su redistribución por las olas, mareas y corrientes litorales. De esta manera,

según el tipo de energía predominante, se pueden distinguir el delta con dominio

fluvial, delta con dominio de marea y delta con dominio de oleaje. Aunque,

generalmente dos, o tres factores, pueden actuar conjuntamente para dar lugar a

deltas de tipo mixto.

Delta con Dominio Fluvial

Los deltas con predominancia fluviatil son generalmente lobulados (más común)

cuando se acumulan en zonas costaneras someras, o alargados (forma en birdfoot)

cuando se edifican en aguas más profundas, por ejemplo en el borde de la

plataforma continental. La mayoría de los deltas antiguos parecen ser más bien de

tipo lobulado. A pesar de sus diferencias morfológicas, dichos deltas presentan

características sedimentológicas comunes.

47

Deltas con Predominio de Mareas

Está caracterizada por canales distributarios de tipo estuarino: desembocadura

ensanchada (las desembocaduras fluviatiles son estrechas), bordeadas por llanuras

tidales arcillosas (tidal fiat, mud fiat), y canales meandriformes aguas arriba.

Delta con Dominio de Oleaje

La deriva litoral transporta la mayor parte de la arena fluviatil fuera de las

desembocaduras, formando cordones litorales y playas. Si la acción del oleaje es

más débil, los cordones de playa no son adheridos a la costa, y forman cordones

litorales que limitan lagunas.

2.20.3. Ambientes Marinos

Más hacia el mar con respecto a los ambientes costeros, los sedimentos clásticos

y los carbonatos pasan a transformarse en arenas de grano fino, limos, lodos y

carbonatos de mar profundo. Algunos de los limos y arenas de grano fino se

acumulan en barras costafuera, mientras que otros se dispersan sobre grandes

zonas de la plataforma como arenas laminadas, y otros vuelven a ser trabajados y

transportados de nuevo a la costa, como arenas transgresivas que se superponen a

depósitos transicionales.

2.20.4. Ambientes Desérticos Eólicos

Las dunas desérticas de gran tamaño que hayan sido preservadas en el subsuelo

presentan un gran potencial de entrampamiento de gran cantidad de hidrocarburos.

Su potencial económico las transforma en un blanco atractivo para la exploración de

gas y petróleo. Se pueden identificar grandes reservorios de dunas eólicas por

perfiles característicos. Estos impresos de electrofacies tienen características

ventajosas con respecto a las descripciones de facies de testigos.

48

2.21. Modelo Petrofísico

Cuantifica los parámetros básicos de porosidad, saturación, permeabilidad y

contenido de arcillas de los depósitos.

Es competencia del modelo petrofísico:

Definir los parámetros de corte (cutoff).

Definir valores promedio por unidad de flujo.

Correlación núcleo / perfiles.

Correlación con atributos sísmicos.

Calibración datos producción.

Generación de mapas de isopropiedades.

Generación de mapas de arena neta petrolífera (ANP).

2.22. Propiedades Físicas del Sistema Roca-Fluido

2.22.1. Porosidad

La porosidad se define como la fracción del volumen total de roca ocupada por

poros o espacios vacíos. Desde el punto de vista matemático es la relación entre el

volumen poroso y el volumen total de la roca, y se expresa mediante la siguiente

ecuación:

100.Vt

Vp

Donde:

Porosidad

Vp = Volumen poroso

Vt = Volumen total de la roca

El volumen poroso se define como la diferencia que existe entre el volumen total

y el volumen de granos o sólidos contenidos en la roca. La porosidad puede

49

expresarse en fracción o en porcentaje, siendo este último el más comúnmente

usado.

En formaciones no consolidadas, la porosidad depende más de la distribución del

tamaño de grano que del tamaño absoluto del grano. Si todos los granos son de

tamaño similar la porosidad será mas alta, mientras que si existe una gran variedad

de tamaños de granos será menor, ya que los granos pequeños ocuparan el espacio

poral entre los granos mayores. Valores de porosidad menores ocurren cuando las

partículas están cementadas entre si con material silíceo o calcáreo, resultando en

formaciones consolidadas.

2.22.1.1. Factores que Afectan la Porosidad

En un esfuerzo por determinar aproximadamente los límites de la Porosidad,

Fraser and Graton determinaron la porosidad para varios tipos de empaques o

arreglos, con esferas uniformes. Ellos demostraron que el sistema o empaque

cúbico presenta una porosidad de 47.6%, mientras que el romboedral tiene una

porosidad de 25.9%. La porosidad para tales sistemas es independiente del tamaño

de grano. Sin embargo, si esferas pequeñas son introducidas entre aquellas

utilizadas en los empaques definidos anteriormente, la proporción de espacio poroso

se reducirá y por lo tanto el valor de porosidad disminuirá. En la figura 3.1,

ilustración B, se muestra un empaque cúbico con tres tamaños de granos diferentes

donde la porosidad de este empaque, ahora es de aproximadamente 26.5%.

Figura 2.8. Empaques Cúbicos con Tres Tipos de Tamaños de Granos Diferentes.

50

Las porosidades en reservorios de hidrocarburos varían entre 5 y 40%, pero más

frecuentemente entre 10 y 20%. Los factores que gobiernan o controlan la

magnitud de la porosidad en sedimentos clásticos son:

Uniformidad del Tamaño de Grano

La uniformidad o escogimiento viene dada por la forma y tamaño de los granos

que conforma la roca reservorio. Si partículas de limo o Arcilla son introducidos

entre granos de arena de mayor tamaño, la porosidad efectiva de dicho sistema se

verá reducida considerablemente, tal como se muestra en la figura 3.1, ilustración

A. El escogimiento de los granos en un yacimiento depende básicamente de cuatro

grandes factores: tamaño del material, tipo de depositación, características de las

corrientes que transportan los sedimentos y duración del proceso de sedimentación.

Grado de Cementación o Consolidación

Las arenas altamente cementadas presentan bajas porosidades, mientras que en

las rocas no consolidadas esta es alta. La cementación tiene lugar durante la

litificación de los sedimentos y mediante la alteración de las rocas por la circulación

de aguas subterráneas. El proceso consiste esencialmente en llenar los espacios

vacíos con material mineral, que reduce la porosidad. El material cementante puede

estar compuesto por: Carbonato de Calcio, Carbonato de Magnesio, Carbonato de

Hierro, Sulfato de Hierro, Limolita, Hematita, Arcillas, y muchos otros materiales

incluyendo la combinación de estos materiales.

Compactación Durante y Después de la Depositación

La compactación tiende a disminuir los espacios vacíos y expulsar los fluidos

para unir más las partículas minerales, especialmente en las rocas sedimentarias de

grano fino. La compactación es un proceso importante de litificación en arcillas

compactadas, lutitas y rocas carbonáticas de grano fino, mientras que es

despreciable en areniscas cerradas o conglomerados. Generalmente, la porosidad es

51

baja a mayor profundidad y en rocas viejas, pero comúnmente existen excepciones.

Sin embargo, existen muchas rocas carbonáticas que muestran poca evidencia de

compactación física.

d) Tipo de Empaque

Para un sistema idealizado que supone granos perfectamente esféricos y de

igual diámetro, se han estudiado cuatro tipos definidos de empaques con diferentes

valores de porosidad a saber: El sistema cúbico con una porosidad de 47.6%, el

romboedral con 25.96%, otorrombico con 39.54% y tetragonal esferoidal de

30.91%.

2.22.1.2. Clasificación de la Porosidad desde el Punto de Vista de

Ingeniería

Durante la sedimentación y litificación, algunos de los espacios porosos

originados inicialmente pueden quedar aislados de otros por varios procesos

diagenéticos y catagenéticos, tales como la cementación y compactación. Entonces,

muchos de los poros estarán conectados, mientras que otros se encontrarán

completamente aislados. Esto conlleva a distinguir dos categorías de porosidades,

denominadas total o absoluta y efectiva.

La porosidad total o absoluta es la relación entre el volumen de todo el espacio

poral existente en la roca (poros, fisuras, fracturas, vúgulos) y el volumen total de

la roca. Por otra parte, la porosidad efectiva es aquella accesible a los fluidos libres

para desplazarse, excluyendo la porosidad no conectada y el espacio ocupado por el

agua absorbida e inmovilizada en las lutitas.

2.22.1.3. Clasificación Geológica de la Porosidad

Porosidad Primaria

52

Es aquella que se desarrolla u origina en el momento en que se depositan los

sedimentos y usualmente es mas uniforme que la porosidad inducida. Esta se

clasifica en las siguientes porosidades.

Intercristalina

Esta conformada por los espacios vacíos que existen entre las hendiduras de los

planos de los cristales. Muchos de estos espacios vacíos son sub-capilares con poros

de hasta 0.002 mm de diámetro. La porosidad existente en los cristales y entre las

partículas de tamaño muy fino ha sido llamada por Pittman como microporosidad

(ver figura 3.2).

Figura 2.9. Tipos de Porosidad que Pueden Existir en Reservorios de areniscas.

Intergranular

Espacios vacíos intersticiales entre granos que forman la estructura. Estos

espacios vacíos pueden variar de sub-capilares hasta capilares de mayor tamaño

que pueden llegar hasta 5 mm de diámetros.

Porosidad Secundaria

53

La porosidad secundaria es el resultado de procesos geológicos (diagénesis y

catagénesis) después de la depositación de los sedimentos. La magnitud, tamaño e

interconexión de los poros puede tener una relación no directa con la forma de las

partículas sedimentarias originales. La porosidad puede ser dividida en tres grupos

basados en el proceso geológico dominante.

Porosidad en Solución

Se presenta en rocas cuyos intersticios están formados por soluciones de

algunas porciones solubles de roca contaminadas con ácidos orgánicos.

Porosidad por Dolomitización

Es un proceso en el cual la caliza es transformada en dolomita de acuerdo a la

siguiente reacción química.

22 )3(32 CaCOCaMgMgCaCO

Algunos están constituidos prácticamente por calizas, y si el agua circulante por

los poros contiene una cantidad significativa del ion magnesio, el calcio en la roca

puede ser cambiado por magnesio en la solución. El volumen iónico de magnesio es

considerablemente pequeño que el del calcio, con el reemplazo, el resultado es una

dolomita que posee una porosidad mayor. Una vez completado el reemplazo de

calcio por magnesio se pueden obtener resultados de 12 y 13% de incremento de la

porosidad.

Porosidad por Fractura

Son aberturas creadas por quiebres estructurales de las rocas reservorios bajo

tensión causada por actividad teutónica. Estas aberturas incluyen fisuras y

fracturas. En algunas rocas reservorios, tales como en los carbonatos de Campos de

Texas, la porosidad por fractura es bastante importante.

54

2.22.2. Permeabilidad

La permeabilidad se define como la medida de facilidad con que una roca

permite que los fluidos se muevan dentro del volumen poroso interconectado. Así

como la porosidad es la forma de medir la capacidad de almacenar fluidos en la roca

porosa, la permeabilidad regula la tasa a la cual los fluidos pueden ser producidos o

desplazados de este medio poroso.

Para una roca dada la permeabilidad se cuantifica como la cantidad de fluido

normal que pasa a través de una sección transversal unitaria en una unidad de

tiempo. La unidad básica de la permeabilidad se llama Darcy, en honor a Henry

Darcy, quien estudió por primera vez en 1856 la filtración de agua en un medio

poroso.

Se dice que un medio poroso tiene una permeabilidad de un Darcy, cuando un

fluido de una sola fase con una viscosidad de 1 centipoise y que llena totalmente un

medio poroso, fluye a través de este bajo condiciones de flujo viscoso a una tasa de

1 cm3/seg, por un área transversal de un centímetro cuadrado, por centímetro de

longitud y bajo una diferencial de presión de una atmósfera. La permeabilidad se

denota con la letra “K” y su unidad de medición es el Darcy, como se dijo

anteriormente, ver ecuación:

dL

dpAKq

.

..

Donde:

q= Tasa de flujo (cm3/seg)

A= Área Transversal (cm2)

dp/dL= Diferencia de Presión por unidad de longitud (Atm/cm).

K= Constante de proporcionalidad dependiente de la característica de la arena.

Viscosidad del Fluido (cps).

2.22.2.1. Factores que Afectan la Permeabilidad

Forma y Tamaño de los Granos de Arena

55

Si una roca está conformada por granos planos y alargados uniformemente

arreglados (ver figura 3.3). En esta la permeabilidad horizontal (Kh) puede ser muy

alta, mientras que la permeabilidad vertical (Kv) puede ser mas baja. En el caso de

que la roca esté conformada por granos redondeados y alargados, en esta la

permeabilidad puede ser considerablemente alta con la misma magnitud en ambas

direcciones (ver figura 3.4). La permeabilidad en rocas reservorios es generalmente

baja, especialmente

en la dirección vertical, si los granos de arenas son pequeños y de forma irregular

(ver figura 3.5). Los reservorios con permeabilidad direccional son llamados

anisotrópicos. La anisotropía afecta grandemente el flujo de fluidos característica de

las rocas.

Figura 2.10. Efectos de Granos Planos y Largos Sobre la Permeabilidad.

Figura 2.11. Efectos de Granos Redondeados y Largos Sobre la Permeabilidad.

56

Figura 2.12. Efectos de Granos Pequeños Irregulares Sobre la Permeabilidad.

Laminaciones

Minerales tales como moscovita y láminas de lutita pueden afectar la

permeabilidad vertical. En este caso la relación Kh/Kv se encuentra en un rango de

1.5 a 3 y puede exceder de 10 para algunas rocas reservorios.

Cementación

El material que cementa los granos de la roca reservorio afecta las medidas de

la porosidad efectiva y por consiguiente la permeabilidad, ya que existe una relación

directa entre ambas propiedades.

2.22.2.2. Tipos de Permeabilidad

Según las fases presentes en el medio poroso se tienen los siguientes tipos de

permeabilidad:

Permeabilidad Absoluta

Se refiere a la permeabilidad del medio poroso cuando un fluido saturado 100%

a este medio.

Permeabilidad Efectiva

57

Se refiere a la permeabilidad del medio poroso a un determinado fluido en

presencia de otros fluidos. Esta permeabilidad es función de la saturación del fluido

considerado y será siempre menor que la permeabilidad absoluta.

Permeabilidad Relativa

Es la relación entre la permeabilidad efectiva a determinado fluido y la

permeabilidad absoluta.

2.22.3. Saturación de Fluidos

La fracción del espacio poroso ocupado por el agua se denomina “saturación de

agua” o Sw, la fracción restante, contentiva de petróleo o gas, se denomina

“saturación de hidrocarburos” o Sh, como uno es el complemento de otro, la

diferencia entre uno y la saturación de agua resulta en la saturación de

hidrocarburo. El supuesto general es, que el yacimiento estuvo repleto de agua y

que a lo largo del tiempo geológico, el petróleo o gas formados en otro lugar,

migraron hacia la formación porosa, desplazando el agua de los espacios porosos de

mayor tamaño. Sin embargo, los hidrocarburos que migran nunca desplazan toda el

agua intersticial. En efecto, hay una saturación de agua irreducible o Swi,

representada por el agua retenida por la tensión superficial sobre la superficie de los

granos, en el contacto entre los granos y en los intersticios más pequeños. Su valor

puede variar entre 0.05 (%) en formaciones de granos muy gruesos, hasta 0.4

(40%) o más, en las formaciones de granos muy finos con alta superficie específica.

El agua irreducible no fluirá cuando se somete a procesos de producción.

Desde el punto de vista matemático la saturación se define como la relación

entre el volumen de fluido y el volumen poroso, ver ecuación:

Vp

VfSf

Cuando el petróleo y el gas están presentes en una roca porosa, conjuntamente

con una cierta cantidad de agua salina de formación, la resistividad de la formación

58

(Rt) es mayor que la resistividad de esta 100% saturada de agua (Ro), debido a

que hay un volumen de agua menor disponible para el paso de la corriente eléctrica.

2.22.4. Agua de Formación

El medio poroso de un yacimiento puede contener agua, petróleo y gas, ya sea

individualmente o cualquiera de los dos o tres al mismo tiempo. La mayoría de las

rocas de los yacimientos, sin embargo, contienen siempre cierta cantidad de agua

de formación, aun cuando se aproximen a condiciones de ser mojadas por petróleo.

El conocimiento sólido de la resistividad del agua de formación, es factor básico

para la interpretación de los registros eléctricos.

El agua contenida en los poros de los estratos penetrados por la perforación,

puede variar considerablemente de acuerdo a la localización geográfica, a la

profundidad y a la edad geológica. Las aguas superficiales por lo general son dulces

y de resistividad comparativamente alta, a medida que se perfora a mayor

profundidad, el agua que se encuentra en las formaciones se hace mas salada. Sin

embargo, cabe señalar que este fenómeno no tiene nada de uniforme o regular. La

resistividad de las aguas superficiales puede exceder los 20 a 50 Ohm-m a la

temperatura ambiente, mientras que las aguas muy salinas de las perforaciones

profundas pueden tener resistividades tan bajas como 0.04 Ohm-m a 75 °F, lo cual

corresponde a una solución de saturación completa.

Las aguas de formación son conductoras de la electricidad debido a las sales

ionizadas en solución que dichas aguas contienen. Al aplicarse un gradiente de

potencial eléctrico a una solución salina (electrolito), los iones migran hacia el

electrodo de polaridad opuesta a sus respectivas cargas. Los cationes (iones

positivos) van hacia el cátodo (electrodo negativo) y viceversa. Cuando alcanzan el

cátodo, los cationes monovalentes se neutralizan al aceptar un electrón. A su vez,

los aniones monovalentes, al llegar al ánodo, se neutralizan por pérdida de un

electrón. Puesto que cada ión monovalente solo puede llevar una unidad de carga

eléctrica, la capacidad electroconductora de un electrolito, depende del número de

59

iones por unidad de volumen (concentración), así como la velocidad del ión

(movilidad).

La temperatura es otro factor que afecta la capacidad conductora del agua de

formación, debido a que influye en la movilidad de los iones, a mayor temperatura,

mayor es la movilidad de los iones, por lo tanto mayor capacidad conductora. Como

la conductividad es el inverso de la resistividad, se puede decir que la resistividad

de un fluido es inversamente proporcional a la temperatura.

2.22.4.1. Composición de las Aguas de Formación

Generalmente, las aguas de formación se caracterizan en base a seis

constituyentes principales: Ca++ (Calcio), Mg++ (Magnesio), Cl- (Cloro), SO4-

(Sulfato), HCO3- (Bicarbonato) y Na+ mas K+ (Sodio mas Potasio). Este último se

calcula por diferencia debido a que es difícil determinar su valor.

Los constituyentes disueltos encontrados en las aguas son comúnmente

calculados por combinación de los radicales positivos y negativos en el orden

siguiente:

Calcio Bicarbonato

Magnesio Sulfato

Sodio Cloruro

Potasio Nitrato

El calcio se combina con el bicarbonato, y si existe más calcio no consumido por

el bicarbonato, éste es combinado con sulfato, cloruro, y nitrato hasta que se agote.

Contrariamente, cualquier exceso de bicarbonato es combinado con magnesio, sodio

y potasio hasta agotarse. Otros radicales pueden y deben ser agregados para la

mayoría de las aguas asociadas con hidrocarburos. Estos incluyen litio, estroncio,

bario, hierro, borato, fosfato, bromuro y yoduro. Ellos pueden ir agrupados en la

columna apropiada, y posteriormente, en el cálculo de cada radical, positivos y

negativos, deben ser combinados en su totalidad; el siguiente radical es combinado

hasta que tanto los cationes como los aniones se agoten. Si el análisis es correcto,

60

los cationes y los aniones deben presentarse aproximadamente en cantidades

equivalentes.

2.22.4.2. Resistividad del Agua de Formación

Es la medida de la resistencia que ofrece el agua de formación al paso de la

corriente eléctrica, con la cual se mueven los diferentes iones componentes del

agua.

El valor de resistividad de agua es muy importante en la determinación de la

saturación de agua de la formación. Varía significativamente de una zona a otra,

sobre todo para cada cuenca. Dicha variación está relacionada con la salinidad y las

características geológicas del área que se evalúa. Existen varios medios para

determinar la resistividad del agua de formación:

a) Medida directa de una muestra representativa.

b) A través de análisis químico de una muestra representativa.

c) A partir de la curva de potencial espontáneo (SP).

d) A partir de un perfil de resistividad de investigación profunda.

e) A partir de un perfil de resistividad de investigación mediana.

f) Archivos o catálogos de muestras de aguas e interpolando en mapas de

isosalinidad (mapas isosalínicos o isoconáticos) de formaciones geológicas

específicas.

2.22.4.3. Clasificación de las Aguas de Formación

Toda agua de formación contiene sales disueltas. La cantidad y relación de estos

constituyentes depende principalmente, del origen del agua y de lo que le ha

ocurrido a ésta una vez que entra en el ambiente del subsuelo. La cantidad de estos

constituyentes en las aguas puede variar de unos pocos miligramos por litro a más

de 350000 mg/L, y depende de diversos factores, entre los cuales se pueden citar:

el gradiente hidráulico, profundidad, distancia de los afloramientos, movilidad de los

61

constituyentes químicos disueltos, material soluble de la roca asociada, intercambio

iónico y tiempo de residencia.

El contenido de sólidos totales disueltos está representado principalmente por

los cationes y aniones mayoritarios, cuya cantidad y relaciones interiónicas son la

base de un gran número de sistemas de clasificación.

2.22.4.3.1. Clasificación Genética de las Aguas de Formación

Los análisis de los constituyentes disueltos en las aguas de formación, han

aportado valiosas claves de su historia geológica, permitiendo establecer con el uso

de las concentraciones y relaciones de las especies en las mismas, su posible

origen, y los procesos que han ocurrido en su interacción con el subsuelo.

En general, puede decirse que las aguas de formación son el producto de una

larga y complicada historia geológica, de la sedimentación de la región, de la

historia de los procesos de concentración subterráneas y de las transformaciones

fisicoquímicas de las aguas.

Así, de acuerdo a la clasificación genética, las aguas de formación se pueden

clasificar en tres clases:

. Aguas Connatas.

. Aguas Meteóricas.

. Aguas Juveniles.

Aguas Connatas.

Las aguas connatas son definidas como aquellas que fueron depositadas juntos

con los sedimentos en la cuenca, las cuales han estado fuera del contacto con la

atmósfera desde su sedimentación. Son altamente saladas, conteniendo entre

20000 – 250000 mg/L de sólidos totales disueltos. Presentan altas concentraciones

de cloruro y muy bajas concentraciones de en los iones de bicarbonato y sulfato.

62

Estas aguas no circulan, pero se mueven a través de los sedimentos como parte

del proceso de compactación y migración. Así, el agua no necesita estar presente en

la misma roca en la cual fue depositada. Las aguas de formación en capas de

areniscas, son casi siempre expulsadas desde los estratos subyacentes. Estas, son

generalmente de origen marino y de edad similar a las rocas asociadas, pero

pueden ser más viejas que éstas cuando están presentes en acuíferos.

Aguas Meteóricas.

Se define como aquellas aguas que han estado recientemente involucradas en el

ciclo de circulación atmosférica. Se caracterizan por presentar bajas concentraciones

de sólidos disueltos, usualmente menor a 10000 mg/L y además poseen cantidades

considerables del ion bicarbonato.

La edad de las aguas meteóricas es poca comparada con la edad de las rocas

circundantes. Evidencias recientes indican que las aguas meteóricas pueden

percolar grandes profundidades (hasta 10 Km) en sistemas geotermales, sistemas

hidrotermales y cuencas sedimentarias. El tiempo requerido para llegar a estas

profundidades con distancias totales que pueden exceder los 100 Km desde las

áreas de recarga puede ser de millones de años.

Aguas Juveniles.

Las aguas juveniles están conformadas por aquellas aguas que ascienden desde

el manto de la tierra y nunca han formado parte del ciclo hidrogeológico

2.22.4.3.2. Clasificación Según Hem.

Según el contenido de sólidos totales disueltos, Hem en 1970 clasificó las aguas

de formación en cuatro tipos (ver tabla 2.1):

63

TIPO DE AGUA DE FORMACIÓN SÓLIDOS TOTALES DISUELTOS

(mgs/lts)

Salmueras > 35000 Salinas 10000 - 35000

Salobres 1000 - 10000 Dulces < 1000

Tabla 2.1. Clasificación de las Aguas Asociadas a los Yacimientos Petrolíferos Según Hem.

2.22.4.3.3. Clasificación propuesta por Sulin

Sulin propuso un sistema de clasificación de aguas subterráneas basado en el

ambiente de origen y en los aniones predominantes en solución, a partir del cual

distinguió cuatro tipos de aguas de formación:

Condiciones Superficiales: Tipo A: Sulfato de Sodio.

Tipo B: Bicarbonato de Sodio.

Ambiente Marino: Tipo C: Cloruro de Magnesio.

Condiciones Profundas: Tipo D: Cloruro de Calcio.

Estos cuatro grupos los englobó en dos grandes grupos: meteóricas y

connatas, considerando su dinámica en el subsuelo y las concentraciones de los

iones sodio (Na+) y cloruro (Cl-) (ver tabla 2.2).

RELACIÓN IÓNICA RELACIÓN IÓNICA FACIES

PRINCIPAL TIPO DE AGUA SECUNDARIA HIDROQUÍMICAS(%meq/lts) (%meq/lts)

(Na+ - Cl-) > 1Bicarbonato de

Sodio SO4=

Na+/Cl- > 1 Meteórica (Na+ - Cl-) < 1 Sulfato de Sodio SO4= (Cl- - Na+) > 1 Cloruro de Calcio Mg++

Na+/Cl- < 1 Connata (Cl- - Na+) < 1 Cloruro de Magnesio Mg++

Tabla 2.2. Clasificación de las Aguas Según Sulin.

64

2.22.5. Temperatura de la Formación

Las resistividades de las soluciones acuosas están en función de la

temperatura y para interpretar cuantitativamente los registros, es necesario conocer

la resistividad del agua de formación y del barro de perforación a lo largo de la

profundidad en la zona de interés. Por consiguiente, es preciso determinar la

temperatura de un pozo a cualquier profundidad.

La temperatura de las formaciones es función de la profundidad a la cual se

encuentra un determinado estrato y del gradiente geotérmico del área considerada.

En un pozo de petróleo, la temperatura del fondo se obtiene colocando un

termómetro de máxima lectura junto con el dispositivo de registro y se anota la

temperatura una vez sacado el dispositivo del pozo. Suponiendo que la temperatura

entre la superficie y la profundidad máxima cambia linealmente con la profundidad,

o sea que el gradiente geotérmico es lineal, la temperatura a cualquier punto del

pozo puede ser determinada partiendo de estas dos lecturas. La figura del anexo 5

(Gráfico GEN-6 de Schlumberger) muestra la relación temperatura profundidad de

varios gradientes geotérmicos, representados por el conjunto de rectas que pasan

por el punto común de cero profundidad y temperatura media de superficie. Esta

gráfica se utiliza para determinar la temperatura de la formación a cualquier

profundidad, pero primero hay que determinar la temperatura media de la

superficie, para establecer la escala horizontal apropiada (En Venezuela se usa la

temperatura promedia de 80°F) luego, es necesario encontrar la intersección que

corresponda a la temperatura y profundidad del fondo de la perforación. Desde este

punto, se traza una recta hasta el punto correspondiente a la profundidad y

temperatura de la superficie, esta recta constituye el gradiente geotérmico de este

pozo.

Para determinar la temperatura a cualquier profundidad, simplemente se

entra al gráfico por el eje vertical con la profundidad hasta cortar con el gradiente

geotérmico de este pozo y luego se lee la temperatura a escala horizontal en la

parte inferior.

65

La temperatura de una formación de interés también puede ser determinada

usando la ecuación:

PmTsTmPfTsTf /).(

Donde:

Tf= Temperatura de formación de interés.

Ts= Temperatura media de la superficie.

Tm= Temperatura máxima (del fondo).

Pm= Profundidad de la formación de interés.

Pf= Profundidad de la formación de interés.

66

CAPÍTULO III

MARCO METODOLÓGICO

Éste trabajo se basó principalmente en la generación de un modelo

geoestadístico de Yacimiento (Estático). El modelo estático se realizó a través de

técnicas geoestadísticas usando como herramienta computacional Petrel versión

2005 de la Compañía Schlumberger.

Debido a la gran diversidad de nuevas técnicas de medición e interpretación, se

hace necesario asegurar un correcto orden del método a seguir, por lo que trabajar

en forma sistemática permite obtener los resultados más consistentes y

representativos del Yacimiento.

En general el desarrollo de este trabajo se llevó a cabo en varias etapas,

diseñadas de la siguiente manera:

3.1. Modelo de Datos Validados

Se adquirió toda la información del Yacimiento Lagunillas Inferior del Campo

perteneciente al Proyecto Operacional C-7, el cual está constituído por las arenas

D1, D2 y D3, las cuales se producen mediante una completación a hoyo abierto.

Además se consideró todo lo referente a la geología del Yacimiento: grabaciones

sísmicas 3D, datos de registros de pozos y mapa isópaco-estructural oficial. Así

como también se tomaron las presiones tomadas en las cercanías de las nuevas

fallas interpretadas.

Además se revisaron estudios previos del Campo, específicamente un trabajo

titulado Evaluación Integrada del Yacimiento Lagunillas Inferior, Campo Tía Juana

Este, con el cual se obtuvo data referente al Yacimiento Lagunillas Inferior,

detectando así las necesidades adicionales de información para finalmente construir

una base de datos completa del Yacimiento.


La generación del modelo estático comprendió la ejecución del modelo

estructural, sedimentológico, petrofísico y geoestadístico, los cuales se describen a

continuación:


Se procedió a actualizar el modelo del Yacimiento Lagunillas Inferior basado en

la información proveniente de los pozos perforados y la interpretación del horizonte

sísmico de las arenas de interés.

3.2.1.1. Interpretación Sísmica

La interpretación se llevó a cabo en un área que comprende aproximadamente

7Km2 (1721 acres), en la cual ya existían algunos horizontes interpretados, que

fueron de gran ayuda en el desarrollo del trabajo.

El plan de trabajo se desarrolló de la siguiente manera:

Elaboración de sismogramas sintéticos.

Identificación de los marcadores geológicos con expresión sísmica y la

elaboración correspondiente de mapas estructurales en tiempo a través de la

correlación de horizontes sísmicos.

Validación de fallas.

Generación del modelo de velocidad y conversión a profundidad.

3.2.1.2. Sismogramas Sintéticos

En esta etapa fue necesaria la recolección de registros “check shot” o tiros de

verificación, de los cuales sólo se trabajó con un solo registro de check shots

correspondiente al pozo SONLSE-0010, ya que el mejor ajuste se encontró con este

registro. A partir de este pozo y con información adicional de registros de densidad

68

y sónicos, topes geológicos correlacionados; se generaron los sismogramas

sintéticos, los cuales permitieron asociar los topes litológicos a reflectores sísmicos.

El programa usado fue “SynTool Landmark’s synthetic seismogram application’’

el cual aplica una función de checks shots e internamente multiplica los valores de

velocidad interválica obtenidos del registro sónico disponible (SONLSE-0010) por los

valores de densidad del registro de densidad, obteniéndose el sismograma sintético.

El siguiente paso fue la obtención de las relaciones tiempo-profundidad,

asignándolas al resto de los pozos del área y realizando un ajuste en tiempo con la

finalidad de calibrar la sísmica real a los pozos con el sismograma sintético.

3.2.1.3. Interpretación del Horizonte Sísmico

El horizonte fue interpretado en la aplicación SEISWORK, generando líneas

espaciadas para tener una visión global de la continuidad de los eventos en el área.

Se realizó un mallado de 55 (cada 5 líneas y cada 5 trazas se realiza la

interpretación) tanto en las “inlines” como en las “crosslines”. Luego se realizó una

interpolación proporcionada por la aplicación “ZAP Cross Correlations”, la cual se

encargó de definir los espacios vacíos donde no se realizó interpretación.

3.2.1.4. Validación de Fallas

La identificación de fallas se realizó a través del mapa estructural en tiempo,

donde se observaron cambios de amplitud correspondientes a quiebres e

interrupciones en los ciclos geológicos. Adicionalmente se generó un mapa de

coherencia a través de la aplicación Poststack/palm de Landmark que permitió

corroborar las variaciones observadas en el mapa estructural.

3.2.1.5. Conversión de Datos Sísmico de Tiempo a Profundidad

La conversión de tiempo a profundidad consistió de dos partes fundamentales:

estimación de velocidades y conversión a profundidad.

69

La tabla tiempo profundidad asociada al pozo con la curva TZ del área constituye

la base fundamental del modelo de velocidad en el área en estudio. Además se

empleó la aplicación TDQ de “Openworks” que es capaz de utilizar los horizontes

sísmicos de tal manera que el gradiente de velocidad se ajuste a la estructura.

Aunque se sabe que no necesariamente la velocidad varía de acuerdo a la

estructura, este modelo funciona mejor que una simple interpolación lineal.

Finalmente se realizó la conversión de los horizontes interpretados en tiempo a

profundidad aplicando la ecuación “v = d/t”, con la cual se obtuvo la componente en

profundidad, previamente conocido el tiempo de tránsito (t) y la velocidad (v) dada

por el modelo de velocidad.

3.2.2. Modelo Estratigráfico

Este modelo fue definido específicamente mediante correlaciones litológicas

pozo-pozo y secciones estratigráficas, realizadas de manera estratégica para

visualizar la continuidad del estrato de interés, el espesor presente, existencias de

adelgazamientos en la arena, etc.

La idea de realizar secciones (estructural-estratigráfica), es obtener los límites

del Yacimiento, observar la continuidad de los estratos, estructuras y características

de sedimentación, se seleccionaron los pozos verticales que estuviesen más

cercanos entre sí y cuya trayectoria fuese relativamente lineal.

Las secciones se llevaron a cabo en la misma aplicación Petrel, donde fueron

cargados los registros de los pozos y la data correspondiente a topes, bases,

marcadores lutíticos, coordenadas de pozos y datum de referencia. Seguidamente

se elaboró un mapa con la ubicación de los pozos y las trayectorias de las secciones,

y a partir de allí se construyeron las secciones.

70

3.2.3. Modelo Sedimentológico

La caracterización sedimentológica tuvo como objetivo principal la revisión y el

establecimiento de la orientación y distribución del patrón de sedimentación

predominante en el Yacimiento Lagunillas Inferior.

Este modelo se llevó a cabo con la identificación y codificación de las facies

presentes en el intervalo de las arenas de interés D1, D2 y D3; a través de la

descripción del núcleo LSE-5018, la cual posteriormente fue extrapolada al resto de

los pozos a través de la interpretación de los registros de rayos gamma y

resistividad por medio de secciones estratigráficas. La descripción del núcleo se

llevó a cabo en las instalaciones de la nucleoteca de PDVSA, con el núcleo

desplegado. Inicialmente se tenían dos núcleos ubicados en el área en estudio, pero

cuando se tenían los núcleos desplegados se observó que el núcleo del pozo LSE-

4208 aunque posee coordenadas pertenecientes al área en estudio, no pertenece al

área por su profundidad, ya que en el área se cuenta con profundidades entre 400 y

1200 pies y este presenta valores de 3000 pies en adelante, por lo que el mismo

fue descartado.

3.2.4. Modelo Petrofísico

La evaluación petrofísica constituyó un aporte a la definición clara de la litología,

porosidad, permeabilidad y saturación de agua; estas propiedades físicas fueron

inferidas a partir de mediciones de registros de pozos. Para ello se usó la aplicación

Interactive Petrophysics de Schlumberger.

Antes de llevar a cabo las interpretaciones de cada uno de los pozos se realizó la

validación de curvas o registros de pozos, la cual es una etapa primordial y fundamental

en la elaboración de un Modelo Geológico/Petrofísico, sobre todo en aquellos Campos

o Yacimientos donde se dispone de pozos con registros viejos. La idea fundamental de

esta validación es garantizar que la curva en formato .LAS coincida perfectamente con

la curva en la imagen en formato .TIFF o en papel.

71

En este estudio las curvas fueron validadas en la aplicación Neuralog, donde es

posible desplegar las curvas de cada uno de los servicios sobre las curvas

representadas en la imágenes de cada uno de ellos, lográndose así un mayor grado de

precisión en la verificación del ajuste de la curva digitalizada.

Luego de haber certificado las curvas, se procede a realizar empalmes a las curvas

en aquellos pozos que fueron perfilados en dos etapas, con el objetivo de tener una

curva completa desde la profundidad total hasta la el revestidor de superficie en cada

pozo.

Posteriormente se llevó a cabo el ajuste en profundidad, el cual consiste en colocar

al mismo nivel las diferentes respuestas de los registros en los cuerpos de arenas y

lutitas perfilados en los diversos servicios corridos, tomando como base el servicio de

rayos gamma de la resistividad. Por lo general estas desviaciones se presentan en

servicios que provienen de corridas diferentes, por lo que se ajustaron las curvas del

servicio de porosidad.

Los parámetros y modelos petrofísicos, fueron determinados a partir del pozo

LSE-5018 de Tía Juana, este pozo se encuentra ubicado en el bloque D-7, con

respecto a la información de registro, posee Gamma Ray, Resistividad, Densidad,

Neutrón y Sónico. La información del núcleo pertenece básicamente al Yacimiento

Lagunillas Inferior, este fue tomado en el año 1997 y sus resultados fueron

entregados en el año 1998, donde sólo se registran análisis convencionales,

destacando los ensayos de porosidad, permeabilidad, densidad de grano, índice de

resistividad y factor de formación. De análisis especiales se tiene muy poca

información, la cual no es suficiente ya que sólo se tienen 3 tapones con dicha

información, por lo que no se puede para generar una buena tendencia al momento

de analizar las muestras, los análisis especiales que posee son los siguientes (sólo

para 3 tapones): Presión Capilar, Pruebas de Suceptibilidad a la Inundación de

Agua, Permeabilidad Relativa por el método estado no estable. Así como también

posee un análisis de las propiedades geomecánicas. Es importante destacar que

también se dispuso de los análisis convencionales de los pozos LSJ-3310 y LSJ-

3326, específicamente de los valores de índice de resistividad y factor de formación.

72

Así como también se utilizaron los análisis de los núcleos TJ- 1423 y PB-769,

para la determinación de la permeabilidad y de la saturación de agua inicial, ya que

pertenecen al mismo Yacimiento y esta información hace mucho más robusto el

modelo petrofísico.

3.2.4.1. Determinación de Parámetros Petrofísicos

La determinación de los parámetros petrofísicos es primordial en el desarrollo de un

Modelo Petrofísico, ya que conforman los parámetros que requieren las ecuaciones

matemáticas con las cuales se estiman las propiedades y características de los

Yacimientos en estudio. A continuación se presentan los parámetros que fueron

estimados con la data de núcleo disponible:

Densidad de Matriz de Formación (ρma)

La densidad de la matriz se determinó mediante la elaboración de un histograma

de frecuencia con los diferentes valores de densidad de grano medidos en el

laboratorio, donde el valor que aparece con mayor frecuencia, es decir, la moda del

número de observaciones representa la densidad de matriz de la unidad o

Yacimiento estudiado.

Exponente de Cementación (m)

El exponente de cementación se obtiene mediante la construcción de la gráfica

de Factor de Resistividad de Formación (FF) en función de la Porosidad en escala

bilogarítmica (Log-Log). Luego, se verifica si los valores presentan una buena

correlación, y mediante la ecuación de una línea recta se obtiene el corte con el eje

Y, en el cual la intersección es el coeficiente de tortuosidad, y la pendiente es el

exponente de cementación (m), los cuales deben ser consistentes con los valores

para las arenas en estudio dependiendo de su edad geológica.

73

En el caso de que los valores obtenidos no estén en línea con los

correspondientes a la arena en estudio, se procede a ajustar la línea a la

coordenada (1,1) del gráfico y se verifica que exista una buena correlación,

obteniéndose un coeficiente de tortuosidad igual a uno y el exponente de

cementación viene dado por la pendiente de la nueva línea recta. Para la obtención

del exponente de cementación, m, se utilizó la relación de Archie para el factor de

formación:

m.aRwRoF

Exponente de Saturación (n)

Para la obtención del exponente de saturación se construye una gráfica con los

valores del Indice de Resistividad (IR) y los valores de saturación de la solución

salina utilizada en la prueba de laboratorio, en una escala logarítmica (Log-Log).

Una vez representados los datos se traza la mejor tendencia, y con la pendiente

de la recta se obtiene el exponente de saturación. Para obtener el exponente de

saturación corregido por arcillosidad se aplica el mismo procedimiento

representando en este caso el Indice de Resistividad de Formación corregido por

arcillosidad en función de la saturación de la solución salina.

3.2.4.2. Determinación de los Modelos Petrofísicos

Modelo de Arcillosidad

Para la estimación del volumen de arcilla existen diferentes modelos

matemáticos, tales como: Larionov, Clavier, Lineal y Stieber.; estos parten de un

índice de arcillosidad inicial. Para verificar cual de estos modelos matemáticos

reproduce la arcillosidad de los cuerpos de arena es necesario calibrarlos con los

análisis de difracción de rayos X o descripción mineralógica, en este estudio sólo se

dispone de una muestra de difracción de rayos X, por lo que no es suficiente para el

74

ajuste del modelo matemático, por lo que se procedió al cálculo del volumen de

arcilla por los diversos modelos existentes, luego para cada uno se determinó la

porosidad efectiva, con el objetivo de observar cual arroja valores más consistentes

con los valores de porosidad arrojados por los análisis del núcleo tomado en el pozo

LSE-5018; el que mejor se ajustó es el modelo de arcillosidad lineal.

El volumen de arcilla (Vsh) fue calculado utilizando la curva de Rayos Gamma en

las secciones de interés y en las lutitas, mediante la siguiente ecuación:

mínmáx

mínleídoVsh

GRGR

GRGR

Donde:

GRmín: es la lectura del Gamma Ray en la arena más limpia del registro.

GRmáx: es la lectura hecha en la sección de lutita más apreciable (más arcillosa).

GRleído: corresponde a la lectura de gamma Ray.

Modelo de Porosidad

La porosidad se determinó a partir de la curva de densidad de formación,

utilizando la ecuación 3.3, la cual es usada para determinar esta propiedad en

arenas arcillosas. Para el caso del registro densidad se obtuvo la porosidad por la

siguiente ecuación:

fma

bma

Donde

ma: es la densidad de la matriz de roca.

b: es la densidad leída del registro.

f: es la densidad promedia del fluido saturante.

Se asumió una densidad promedia del fluido saturante de 1.00 gr/cc, debido a

que el fluido que satura los poros en la zona relativamente superficial investigada

75

por el dispositivo, es mayormente filtrado de lodo, el cual tiene una densidad que

fluctúa entre 1 hasta 1.1 gr/cc dependiendo de la salinidad, temperatura y presión.

Finalmente se calculó la porosidad efectiva a través de ecuación 3.4, usando un

volumen de roca sin lutita (1-Vshl).

)1(* Vshlpromefec

Modelo de Permeabilidad:

Una de las propiedades con mayor incertidumbre es la permeabilidad, ya que

esta es inferida a partir del cálculo de otras propiedades. En la literatura existen

diversidad de modelos que permiten estimarla, tales como Timur, Timur Modificado,

Wyllie and Rose, entre otros; los cuales dependen de la porosidad y la saturación de

agua irreducible.

En este estudio la permeabilidad se determinó a partir de una ecuación en base

a los datos de los análisis de núcleos del pozo TJ- 1423 y PB-769 del Campo Tía

Juana Lago, el cual pertenece al mismo Yacimiento, y al comparar con los valores

arrojados por el núcleo en el pozo clave fueron consistentes.

PERM_N = 10^(1,8 + 0,05461 PHIT – 2,5 Vsh)

Modelo de Saturación de Agua:

De manera similar que para los modelos de arcillosidad y de permeabilidad, en la

literatura existen diversos modelos matemáticos que permiten estimar la saturación

de agua en arenas arcillosas a partir de la curva de resistividad. Entre los más

importantes tenemos a Simandoux, Waxman Smits y Simandoux Modificado.

Generalmente, estos modelos son calibrados mediante los datos de saturación

provenientes de los análisis de presión capilar, siempre y cuando se tenga una

76

curva de resistividad profunda tomada a condiciones iniciales. En el área en estudio

no se cuenta con análisis de presión capilar, por lo cual se recurrió a definir el

modelo matemático calibrando con los datos de producción, definiendo una ecuación

que se ajustara a estos datos y permitiera estimar la saturación en los pozos al

momento que fueron perforados. La Saturación de Agua se calculó mediante la

Ecuación de Simandoux:

Rsh

VshSw

RwF

nSw

Rt

1

Donde:

Rt=Resistividad verdadera de la formación (ohm-m)

Rw=Resistividad de agua de formación (ohm-m)

Rsh=Resistividad de la arcilla (ohm-m)

Sw=Saturación de agua (fracción)

m= Factor de cementación (adimensional)

n = Exponente de saturación (adimensional)

Vsh= Volumen de arcilla (fracción)

F=Factor de Formación (adimensional)

Modelo de Saturación de Agua Inicial:

La distribución de fluidos original del yacimiento Lagunillas Inferior ha variado

considerablemente, debido a su alto nivel de explotación, por lo que no se puede

utilizar directamente la saturación de agua estimada por perfiles para calcular o

determinar el petróleo original en sitio. Por lo tanto, es necesario estimar la

saturación de agua inicial, mediante él calculo de la saturación de agua irreducible

“Swir”.

Para la estimación de la saturación de inicial del Yacimiento, se realizó basado

en los resultados del núcleo de Tía Juana Lago, el cual contiene suficiente

77

información, considerando además que pertenece al mismo Yacimiento. Los valores

de saturación de agua irreducible medidos durante las pruebas de presión capilar de

los núcleos de los pozos TJ-1423 y PB-769, fueron analizados conjuntamente con

los valores de porosidad y permeabilidad absoluta “Kab”, mediante un gráfico de

Swir en función de PHI

Kab

. La ecuación derivada para calcular Swir se representa de

la siguiente forma:

)24,1

0082,00,1

5,0(

PHIKab

S wir

Donde, las unidades de Kab y PHI están dadas en mD y fracción, respectivamente.

3.3.- Validación de Análisis Físico-químicos del Agua de Formación Antes de

la Inyección de Vapor:

Se recopilaron todos los análisis físico-químicos disponibles en las carpetas de

pozo y en DOCUMENT, los cuales fueron digitalizados y cargadas en una base de

datos creada en Excel, luego estos fueron validados con el fin de garantizar la

representatividad de las muestras de agua recolectadas, siguiendo el procedimiento

de verificación que se muestra a continuación:

- Verificar que las pruebas posean los datos completos (fecha, intervalo,

concentración, entre otros), ya que las pruebas con datos ilegibles y data

incompleta fueron descartados.

- Verificar que la muestra no fue tomada después de un trabajo de reparación

o inyección.

- Verificar si el análisis presenta un balance iónico, es decir que la suma de los

pesos equivalentes de los cationes es igual a la suma de los aniones,

aceptando una tolerancia de 0.05.

78

Una vez validados los análisis físico – químicos disponibles, se procede a

caracterizar cada muestra. Con el total de muestras representativas se realiza un

análisis estadístico, que incluye los diagramas de Stiff, para establecer un patrón

representativo del agua de formación del Yacimiento. El análisis estadístico arrojará

el valor más representativo de la cantidad de cloruros de sodio equivalentes

utilizando el gráfico de la figura 3.1, según la cual debe calcularse la resistividad del

agua a temperatura del laboratorio, utilizando la figura 3.2.

Figura 3.1. Gráfico GEN-8 de SCHLUMBERGER.

Figura 3.2. Diagrama de Stiff.

79

Figura 3.3. Gráfico GEN-9 de SCHLUMBERGER.

Para la construcción de los diagramas de Stiff, se consideran las concentraciones

absolutas en miliequivalentes por litro de los iones de sodio, calcio, magnesio, cloro,

bicarbonato y sulfato. Los valores de concentración de cada ión son representados a

la izquierda y derecha de un eje vertical. Los valores se unen con líneas rectas, para

conformar un diagrama característico de cada tipo de agua. La escala debe ser

cuidadosamente escogida, dependiendo de las concentraciones (ver figura 3.2).

Obtenidas todas las ecuaciones y parámetros necesarios, se procedió a

ingresarlas al software para las evaluaciones petrofísicas Interactive Petrophysics,

en donde se ingresó a cada uno de los módulos de evaluación para ingresar los

valores correspondientes y proceder a la evaluación de cada uno de los pozos.

Finalmente los resultados fueron exportados en formato .LAS para luego ser

cargados al software Petrel.

3.2.5. Modelo Geoestadístico

El objetivo principal de las técnicas geoestadísticas es integrar toda la data

proveniente de las distintas disciplinas con la finalidad de obtener un modelo

estático completo y detallado en cuanto a distribución de facies y propiedades.

80

Para la realización del modelo geoestadístico para cada una de las arenas del

Yacimiento Lagunillas Inferior, se utilizó el software Petrel de la compañía

Schlumberger, el cual es una herramienta con técnicas fáciles de usar y con una

respuesta visual de alta resolución gráfica.

Básicamente la descripción de este modelo estuvo basada en una simulación

condicional estocástica de facies y de propiedades petrofísicas, el flujo de trabajo

fue el siguiente:

3.2.5.1. Datos de Entrada para Petrel

Para llevar a acabo el modelo estructural 3D y la geoestadística de las unidades

D1-D2, D2-D3, D3-La Rosa del Yacimiento Lagunillas Inferior del Proyecto

Operacional C-7 ubicado en el NorEste del Campo Tía Juana Tierra, cubriendo los

bloques B7, B8, C7, C8, C9, D7, D8 y D9, con un área de 2580 acres

aproximadamente, se contó con los siguientes datos de entrada:

Trayectorias de pozos (339 pozos)

Curvas petrofísicas de pozos .LAS (283 pozos)

Interpretación de facies desde Tope Lagunillas hasta La Rosa en pozos

con registros (326 pozos interpretados)

Marcadores tope y base de D1, D2, D3 y La Rosa

Interpretación sísmica de 7 planos de fallas presentes en el área en

estudio.

Interpretación Sísmica de los horizontes Laguna, Ojeda y la

Discordancia.

Completaciones de los pozos del estudio

Trayectorias de Pozos

En el área de interés se encuentran ubicados 288 pozos verticales y 51 pozos

desviados y horizontales dando un total de 339 pozos. El área de estudio se

encuentra ubicada entre las coordenadas (X=245220- 250000 Y=1139000-

1142600), la cual fue cargada en el proyecto para poder iniciar el modelo con los

desviaciones reales de cada uno de los pozos.

81

Curvas Petrofísicas de Pozos Estos datos son de suma importancia al igual que las facies, puesto que ayudan

a definir las zonas de mejor prospectividad. Se importaron a la aplicación Petrel los archivos petrofísicos .LAS de 283 pozos

verticales, esta información fue exportada desde la aplicación Interactive

Petrophysics, software en el cual se llevaron a cabo las evaluaciones petrofísicas de

los pozos. Los horizontales no fueron interpretados petrofísicamente ya que el

espesor vertical de estos pozos no es representativo.

Las propiedades importadas fueron: Volumen de arcilla (Vsh), porosidad total

(PHIT), porosidad efectiva (PHIE), saturación de agua (Sw) y Permeabilidad (K).

Las propiedades de PHIT, K y Vsh se utilizaron directamente en el modelo

geoestadístico, y la PHI y Sw de igual manera fueron calculadas en el software

Petrel mediante SCRIPT (Aplicaciones matemáticas).

Las evaluaciones petrofísicas fueron realizadas cada medio pie en cada

propiedad, en las tres arenas de interés, D1, D2 y D3.

3.2.5.4. Interpretación de Facies

Se contó con la interpretación sedimentológica de 326 pozos con facies de

barras costeras, canales, heterolíticos, abanicos de roturas, llanuras y lutitas,

basada en la descripción litológica del núcleo LSE-5018. Esta interpretación fue

realizada directamente en la aplicación Petrel. Los pozos LSE 4703, LSE 5083, LSE

5088, LSE 5092, LSE 5295, LSE 5367, LSE 5467, LSE 5557, LSE 5558, LSE 5564,

LSE 5593, LSE 5962 y LSE 4429 (13 pozos) no presentan interpretación de facies

dado que no se encontraron sus registros en ninguna base de datos.

82

Marcadores de Pozos El área de estudio está definida por los marcadores D1 (tope), D2 (tope), D3

(tope) y La Rosa (tope). Los marcadores de los horizontes Laguna, Ojeda y

Lagunillas Inferior no fueron utilizados en el estudio ya que se realizó el modelo 3D

y Geoestadística sólo para las unidades de interés (desde D1 hasta La Rosa). Los

horizontes 3D desde D1 hasta La Rosa fueron construidos con los marcadores. No

se disponía de horizontes sísmicos para estos topes. Al igual que la interpretación

de facies, estos datos fueron cargados en el proyecto.

Interpretación Sísmica de los Horizontes Laguna, Ojeda y

Discordancia del Eoceno

Se utilizó el horizonte sísmico de Laguna para facilitar visualización al momento

de realizar el control de calidad de las fallas. Se construyeron los horizontes

sísmicos 3D de Laguna, Ojeda y Lagunillas Inferior. De la información sísmica se

conoce que los horizontes de interés D1, D2 y D3 no se les realizaron interpretación

sísmica por ser cuerpos arenosos limitados arealmente y requería mayor tiempo de

interpretación, por lo que los horizontes interpretados, base y tope, se tomaron

como patrón para realizar una interpolación del polígono de fallas en los horizontes

de interés.

Interpretación Sísmica de Planos de Fallas

La identificación de fallas se realizó a través de secciones sísmicas 3D en tiempo,

donde se observaron cambios en los horizontes sísmicos tales como: continuidad

lateral, pliegues de los estratos sísmicos. Inicialmente se habían interpretado 6

planos de fallas normales, desde Laguna hasta La Rosa. Posteriormente se

encontraron variaciones entre las interpretaciones de los planos de fallas al

correlacionar dichas interpretaciones con la información geológica (topes

estructurales). Por lo que se llevó a cabo una reinterpretación sísmica, y finalmente

las fallas fueron importadas en Petrel en formato .flt desde el proyecto de

Openworks donde fue interpretado.

83

Completación de Pozos

Se importaron las completaciones de todos los pozos presentes en el proyecto,

esto con la finalidad de chequear que estas completaciones se encontraran en las

del intervalo de la zona de interés. Esta información fue solicitada al Ing. de

Yacimientos del área y fue importada a la aplicación Petrel en formato .ev para

poder ser cargado, en el archivo se encontraba el nombre del pozo y las

profundidades completadas para cada uno de los pozos.

3.2.5.2. Control de Calidad de los Datos

La revisión a los datos de entradas al modelo como marcadores, fallas,

interpretaciones de facies y petrofísica, y las completaciones de los pozos es uno de

los pasos más importantes, ya que permite detectar posibles inconsistencias

existentes en estas informaciones.

Revisión de Marcadores

Según la interpretación litológica del núcleo LSE-5018, los marcadores D1 y La

Rosa, fueron definidos en lutita, pero el marcador D2 no presentó una arena

totalmente definida dado que en algunos casos se observan los marcadores en

lutitas y en otros en arenas, y el marcador D3 en la mayoría de los pozos fue

definida en arena debido a que prácticamente no existe una lutita que la separe del

marcador D2.

Inicialmente se realizó un horizonte preliminar para cada uno de los topes de

interés utilizando los marcadores D1, D2, D3 y La Rosa, esto con la finalidad de

revisar las correlaciones de los pozos y detectar posibles zonas irregulares (picos)

en los horizontes, o saltos inconsistentes en la correlación del tope de un horizonte

determinado. Este trabajo fue práctico realizarlo en Petrel dado que la

interpretación de topes fue realizada en este mismo software y facilitó la

visualización de correlación y modelo 3D al mismo tiempo.

84

Revisión de Fallas con Marcadores de cada Horizonte

Para validar las fallas interpretadas en la sísmica se crearon horizontes

preliminares con los marcadores y se procedió a revisar fallas con marcadores. Esta

revisión se realizó en cada una de las fallas desde el horizonte Lagunillas Inferior

hasta La Rosa comparándolas con los topes estructurales más cercanos a los saltos

de fallas. En esta etapa se deben certificar las posibles inconsistencias que puedan

existir, y si es necesario se recurre a una reinterpretación de la sísmica y de los

topes estructurales.

Revisión de la Interpretación de Facies con Respecto a la

Interpretación Petrofísica

Además se llevó a cabo el control de calidad entre la interpretación de facies y la

interpretación petrofísica, por medio del Vsh como parámetro para el control de

calidad, esto con el objetivo de asegurar la consistencia entre ambas

interpretaciones, para garantizar que si estamos en presencia de una arena se debe

encontrar con un bajo valor del índice de arcillosidad y en presencia de lutitas un

alto volumen de arcilla.

3.2.5.3. Modelo Estructural 3D para el Modelo Geoestadístico

Las técnicas estocásticas son las que mejor reflejan la variabilidad de la

información puntual de los pozos (Kabbabe et al. 1999). Estos modelos permiten

obtener cuantitativamente la anisotropía del Yacimiento y entender mejor sus

propiedades. Para realizar un estudio completo de simulación estocástica, es

necesario diferentes tipos de información. La primera información es la referida a la

estructura.

Una vez realizado todo el control de calidad a la data de entrada se procedió a

realizar el Modelo 3D y la malla. El Modelo Estructural consistió en construir los

horizontes 3D en Petrel desde D1 hasta La Rosa y el conjunto de 7 fallas normales

interpretadas a partir de la sísmica y de la geología de pozos. Estos mismos

horizontes forman el modelo de malla areal, el cual fue construido con celdas de

85

45*45 metros, tamaño requerido por el Ing. De Simulación. Como primer paso se

debe generar un pillar gridding, donde se generan los planos de fallas, para luego

generar los horizontes. En este paso se debe asignar un tren de dirección que será

tomado en cuenta por el Software para asignar la dirección de las celdas.

El procedimiento consistió en generar los horizontes D1 y La Rosa en el modulo

“Make horizont” en Petrel, para luego generar los horizontes intermedios D1, D2 y

D3 en el modulo “Make Zones”.

Los horizontes interpretados (se denominan horizontes interpretados, debido a

que provienen de una interpretación geológica) sólo se disponían para el tope de

Laguna, Ojeda y la Discordancia del Eoceno , y no en los topes de las arenas de

interés, D1, D2 y D3, lo cual era indispensable porque es dentro del intervalo donde

se realiza el modelaje del Yacimiento. Petrel proporciona un comando que permite

generar un horizonte calculado a partir de uno interpretado. El requisito

indispensable a parte del horizonte interpretado es tener un estimado de los

espesores de la arena en los pozos. La determinación del horizonte calculado se

realizó a partir de las superficies importadas (horizontes interpretados) y de los

espesores estimados en cada pozo (mapa de espesores).

Es importante considerar que los horizontes generados deben respetar los

marcadores estructurales, es decir, que los horizontes se encuentren ajustados a los


3.2.5.4. Malla Estratigráfica para el Modelo Geoestadístico

La malla de simulación representa la discretización tridimensional de las zonas.

El tipo de malla estratigráfica seleccionada debe estar relacionado con el Modelo

Estratigráfico de la unidad de flujo que está siendo modelada. Existe la malla por

espesor, que es comúnmente llamada malla paralela, y la malla por el número de

celdas, que es llamada malla proporcional; y éstos corresponden a dos conceptos

sedimentológicos diferentes. La malla proporcional (Figura 3.4) es apropiada cuando

los sedimentos depositados muestran poco o ningún acuñamiento estratigráfico o no

86

ocurre erosión. En esta malla, el mismo número de capas está presente a lo largo

del yacimiento y sólo cambian los espesores de las celdas, lo cual generalmente es

causado, por ejemplo, por compactación.

En el caso de la malla paralela (Figura 3.5), ésta describe mejor un sistema

sedimentológico donde las capas están cortadas por una superficie de erosión. El

espesor de las capas en una malla estratigráfica paralela es constante, pero no

necesariamente hay el mismo número de capas a lo largo del yacimiento. Es

importante destacar que el impacto del tipo de malla seleccionada para el modelo

geoestadístico es muy significante. Las correlaciones (variografía, curvas de

proporción vertical) dependen de la malla estratigráfica, por lo tanto, una selección

incorrecta del tipo de malla puede generar una falsa continuidad o barrera en el

yacimiento.

Figura 3.4. Malla Proporcional (Varia el espesor).

Figura 3.5. Malla Paralela (Con erosión).

Luego de seleccionar el tipo de malla apropiado al Yacimiento a modelar, se lleva

a cabo en Petrel la construcción del “Layering” o división de las capas, para

seleccionar la división vertical apropiada, se realizan GRID o mallas variando el

tamaño vertical, y se selecciona, un tamaño en el que no se pierda información en

las proporciones de las facies en la GRID y que no sea muy pesado para el

momento de llevar a cabo las diversas realizaciones.

87

3.2.5.5. Curvas de Proporción Vertical Las Curvas de Proporción Vertical son aquellas curvas en el cual se le asigna un

valor a cada celda que es penetrada por un pozo, cada celda tendrá un valor de

facies, 0 ó 1, y estas curvas representan un promedio de las facies arena/arcilla

(0/1) para cada celda de la Malla 3D.

Figura 3.6. Curvas de Proporción Vertical. Evidentemente mientras mayor es el número de capas, mejor es la

representación de la geología, este es un método de estudiar el escalamiento

“Upscaling” y de escoger la resolución vertical óptima de la Malla.

3.2.5.6. Escalamiento de Pozos en Petrel En un principio la información de cada uno de los pozos está cada medio pie

generalmente (registros originales), por lo que es necesario asignar a cada una de

las celdas que se encuentren la zona atravesada por la trayectoria de los pozos un

valor discreto de facies y de petrofísica.

En esta etapa es posible conocer información de la estadística de los pozos,

como espesor promedio, máximo y mínimo de cada una de las facies; la estadística

de facies sirve como manera de información para el modelo estocástico.

Promedio

VPC0 1

Arena

Arcilla

88

3.2.5.7. Análisis de Datos de Facies y Petrofísica

En esta fase se lleva a cabo la revisión de la data ya escalada, por medio de

histogramas y de gráficos de proporción, así como también de las curvas de validar

la correspondencia entre la interpretación petrofísica y de facies. Aquí también se

considera la simplificación de las facies en caso de ser necesario para evitar

complicaciones en el momento de llevar a cabo los variogramas, ya que no se

recomienda el ajuste de variogramas cuando se presentan facies con muy baja

proporción. Este análisis se realiza para cada una de las arenas o zonas a trabajar.

3.2.5.8. Análisis de Variogramas de Facies por Unidad

La construcción de mapas de variograma permite detectar con facilidad las

direcciones principales que puede presentar una variable. Para esto se construyen

los mapas de variogramas de facies para confirmar la dirección, así mismo los

mapas de isopropiedades muestran la tendencia. También es recomendable buscar

estudios anteriores para corroborar con toda la información que se tenga disponible

del área.

Los variogramas se realizan para cada una de las facies interpretadas en cada

una de las unidades en estudio.

Este análisis consistió en correlacionar espacialmente las variables analizadas,

en este caso las facies, para ello fue necesario definir dos tipos de variogramas: el

experimental y el teórico.

Primeramente se realizó el modelaje del variograma experimental, donde se

definieron las clases de distancia y la dirección, donde la visualización es bastante

amigable en el sentido de seleccionar las clases de distancia, dirección y ancho de

banda que permitan una mejor selección de estos parámetros.

El estudio variográfico se realizó en tres direcciones simultáneamente (la

dirección principal, la secundaria perpendicular a la principal y la dirección vertical),

con la finalidad de detectar el comportamiento espacial de la variable. Para cada

89

dirección se realizaron sensibilidades en cuanto al ancho de banda, clases de

distancia y tolerancia angular.

La dirección principal fue tomada de acuerdo con el patrón de sedimentación

presentado por la arena en estudio, esto suele realizarse debido a que no siempre

se cuenta con gran cantidad de información en el área, más sin embargo en nuestro

caso esta dirección se corroboró con el mapa de variograma de la facies y con

mapas de isopropiedades petrofísicas.

Se realizaron los variogramas experimentales en las distintas direcciones hasta

obtenerse el mejor ajuste en cada una de ellas. Debido a que éstos no pueden

usarse como tales en la ejecución de programas de estimación, fue necesario

ajustar un modelo a los variogramas con el objeto de llenar aquellos espacios vacíos

presentados por la descripción de la continuidad espacial del atributo. Por

consiguiente se procedió a generar el variograma teórico, el cual consistió en

obtener un modelo con ecuación conocida al variograma experimental, esto con la

finalidad de que se represente lo mejor posible el comportamiento espacial de las

variables.

El procedimiento para obtener el modelo teórico fue seleccionar uno de los

modelos de variogramas existentes más comunes (esférico, exponencial, gaussiano)

el que se asemejara más al comportamiento del variograma experimental, de esta

manera se buscó que el modelo pasara cerca de todos los puntos del variograma o

siguiera su tendencia. Este criterio empleado fue netamente visual, ya que a pesar

de existir métodos que efectúan este ajuste el tiempo de cómputo requerido hace

que su uso sea poco frecuente.

Cabe destacar que el modelo teórico seleccionado fue el mismo para las tres

direcciones y como los datos se encuentran en espacio gaussiano (media igual 0 y

desviación estándar igual a la unidad) la meseta del variograma siempre será 1, ya

que la meseta es una medida de la dispersión de los datos, la cual viene dada por la

desviación estándar. Es así como se obtiene un modelo de variograma

representativo de los datos o variables bajo estudio.

90

3.2.5.9. Análisis de Variogramas de Datos Petrofísicos

En cuanto a datos petrofísicos crudos, se llevaron a cabo los variogramas para la

Porosidad Total (PHIT), Volumen de Arcilla (VCL) y Saturación de Agua, obtenidas

de las evaluaciones petrofísicas realizadas en la aplicación Interactive Petrophysics.

Los variogramas son claves para la distribución de las propiedades en la malla

(GRID). Las propiedades que requirieron la simulación numérica son porosidad

efectiva (PHIE), permeabilidad absoluta (K), Saturación de Agua Inicial, las cuales

fueron generadas de las ecuaciones petrofísicas del área (descritas con

anterioridad). Información que posteriormente fue utilizada para la estimación del

P.O.E.S. (Petróleo Original en Sitio).

Es importante destacar que para el que Software (Petrel) pueda leer las curvas

petrofísicas interpretadas en Interactive Petrophysics y pueda procesarlas

(Anamorfosis de lo datos), se llevó a cabo una Normalización de la data para

transformarla de tal manera que se obtiene una distribución del tipo normal con una

media en 0 y una distribución estándar igual a la unidad, y consistió en generar la

función de distribución de probabilidad para cada propiedad petrofísica, esto con el

objetivo de convertir todos los valores de propiedades petrofísicas medidas a una

distribución continua en campo Gaussiano, ya que Petrel trabaja con curvas

discretas, es decir, asigna un único valor a cada una de las celdas. De la misma

manera que se realizaron los variogramas para las facies se realizó para el volumen

de arcilla, porosidad y saturación de agua.

3.2.5.10. Simulación de Facies

El principal objetivo del modelaje de facies es obtener una distribución de los

diferentes cuerpos relacionados unos con otros espacialmente. La simulación

estocásticas de las facies se realizó utilizando el método de Simulación Secuencial

de Indicadores, el cual es un método que requiere tanto los variogramas de facies

como las curvas de proporción vertical en cada una de las unidades a simular como

data de entrada en el modulo “Facies Modeling” de la aplicación Petrel.

91

3.2.5.11. Simulación de Propiedades Petrofísicas

Las propiedades petrofísicas que se modelaron fueron porosidad total (PHIT),

volumen de arcilla (Vsh) y saturación de agua (Sw). La porosidad efectiva y

permeabilidad absoluta se calcularon a partir del modelo de porosidad total y

volumen de arcilla. Se realiza de esta manera con la finalidad de que en el modelo

se respeten las dependencias existentes entre estas variables.

El método estocástico utilizado para la simulación del Vsh, PHIT y Sw, fue el de

Simulación Secuencial Gaussiana por facies, el cual es un método que requiere que

los parámetros a simular estén en un espacio gaussiano, y por otro lado, requiere el

análisis variográfico de la propiedad a simular. Para cada realización de facies se

generó una realización de las propiedades petrofísicas.

La finalidad de realizar la simulación estocástica es obtener varios escenarios de

las propiedades petrofísicas, lo cual proporcionará una distribución de estas dentro

del medio poroso, se seleccionaron un total de 9 escenarios o realizaciones que

representan una posible realidad del medio que se está simulando 3.2.5.12. Estimación de POES de los Modelos Equiprobables

Efectuado el modelaje petrofísico, fue posible realizar el cálculo de los

volúmenes en sitio (Petróleo original en sitio) puesto que en esta etapa se han

calculado múltiples realizaciones de volumen poroso mediante la siguiente ecuación

teórica:

oi Swi-1hA7758

POES

Donde:

POES: petróleo original en sitio.

A: Área de la celda en acres.

h: Espesor en pies.

: Porosidad en fracción.

92

93

Swi: Saturación inicial de agua en fracción.

oi: Factor volumétrico del petróleo en BY/BN.

Swi: Saturación de agua inicial.

Cabe destacar que los volúmenes de hidrocarburos corresponden a la sumatoria

de los volúmenes calculados en cada celda de la malla de simulación del modelo

petrofísico en la región de petróleo.

CAPÍTULO IV

DISCUSIÓN DE RESULTADOS

4.1. Modelo de Datos Validados

Durante el desarrollo de la investigación, se obtuvo toda la información

disponible y necesaria del Yacimiento Lagunillas Inferior. La base para desarrollar el

proyecto fue la información disponible del área de estudio, de los pozos analizados

e inclusive información de estudios previos del Campo Tía Juana Tierra.


La generación del modelo estático comprendió la ejecución del modelo

estructural, sedimentológico y petrofísico, los cuales se describen a continuación:


En base a la información de los pozos perforados y la interpretación de los

horizontes sísmicos interpretados, se definió la estructura del área en estudio.

4.2.1.1. Interpretación Sísmica

En función de la interpretación sísmica realizada en un área de aproximada de 7

Km2, se definió y corroboró la estructura del yacimiento.

Figura 4.1. Área Interpretada con Sísmica (Área dentro del recuadro).

95

4.2.1.2. Sismogramas Sintéticos Con el registro check shots, registrote densidad, sónico y los topes estructurales

del pozo SONLSE-0010, se generaron los sismogramas sintéticos obteniendo

posteriormente la calibración de la sísmica disponible a los pozos.

Asociados los topes litológicos a los reflectores sísmicos fue posible ubicar los

horizontes Laguna, Ojeda y la Discordancia del Eoceno en milisegundos en el pozo

SONLSE-0010. (Figura 4.2).

Figura 4.2. Sismograma Sintético. Calibración del Registro Checkshot del Pozo SONLSE-0010.

4.2.1.3. Interpretación del Horizonte Sísmico

Se interpretó un total de 3 horizontes sísmicos en tiempo correspondientes a

Laguna, Ojeda y la Discordancia del Eoceno, los cuales se muestran a continuación.

(Ver Figura 4.3).

96

Laguna Ojeda Discordancia del Eoceno

Figura 4.3. Horizonte Sísmico Laguna.

4.2.1.4. Validación de Fallas

La identificación de fallas se realizó a través del mapa estructural en tiempo en

cada uno de los horizontes interpretados, se visualizaron cambios de amplitud

correspondientes a quiebres e interrupciones en los ciclos geológicos.

Adicionalmente con el mapa de coherencia se corroboraron las variaciones

observadas en el mapa estructural. (Ver Figuras 4.4 y 4.5).

Figura 4.4. Sección Sísmica 3D Arbitraria O-E.

97

N

FALLA 3 FALLA 4

FALLA 5FALLA 6

FALLA 7

FALLA 2

FALLA 1

0 250m

N

FALLA 3 FALLA 4

FALLA 5FALLA 6

FALLA 7

FALLA 2

FALLA 1

0 250m

Figura 4.5. Mapa en Tiempo del Tope de Ojeda.

4.2.1.5. Conversión de Datos Sísmicos de Tiempo a Profundidad en

Función de la Curva TZ

Se transformaron los horizontes de tiempo a profundidad en función de la

relación de velocidad obtenida a través de la curva TZ del pozo SONLSE-0010,

asociada a los pozos del área, indispensable para obtener el cubo en profundidad.

Vale destacar que el área de estudio presenta una estratigrafía bastante uniforme y

con pocos accidentes estructurales, lo que facilitó el uso de un solo pozo con

información del registro Checkshots (Tabla TZ).

4.2.2. Modelo Estratigráfico y Sedimentológico

La idea de realizar secciones (estructural-estratigráfica), es obtener los límites

del Yacimiento, observar la continuidad de los estratos, estructuras y características

de sedimentación.

La interpretación de facies se basó en la interpretación realizada al núcleo del

pozo LSE-5018, y la interpretación del resto de los pozos se llevó a cabo por medio

de diversas secciones estratigráficas, a través de las respuestas de los registros de

98

litología y resistividad, para definir la continuidad y el espesor del estrato, observar

hacia dónde ocurren adelgazamientos de la arena, la posición de los granos

(creciente o decreciente) y con los tipos de facies presentes.

La descripción sedimentológica del Núcleo LSE-5018 se presenta a continuación:

. Lata Nro 1 (972’ - 976’): En la base se observa una lutita de color marrón

claro y grano muy fino con un espesor de 1,5’’ aproximadamente. Seguidamente

se visualiza un contacto erosivo entre la lutita y una arena de grano grueso a

medio de tipo no consolidada e impregnada de hidrocarburo con pequeños clastos

de arcilla, no fue posible detallar estructuras sedimentarias debido a que la

formación es poco consolidada y el crudo que lo satura es pesado, el espesor de

esta arena es de 30’’ aproximadamente.

Seguidamente se tiene una arcilla de 1,5’’ de color marrón claro con algunas

precipitaciones de arcilla. Luego se visualiza una arena de grano grueso, de grano

suelto e impregnada de hidrocarburo.

Figura 4.6. Contacto Erosivo entre Lutita y Arena de Grano Medio a Grueso.

99

Figura 4.7. Arena de Grano Grueso a Medio Impregnada de Hidrocarburo.

Figura 4.8. Intercalación de Arcilla que Separa las Arenas de Grano Grueso con otra de Grano Grueso a Medio.

. Lata Nro 2 (970’ - 973’): Se observa una arena de grano grueso y suelto con

clastos de arcilla e impregnada de hidrocarburo, indicando la posible continuidad de

la arena descrita en la lata anterior. (8,5’’).

Seguidamente se observa un contacto erosivo entre la arena y una lámina de

carbón de 2,5’’ aproximadamente. Luego del carbón se visualiza una arcilla de color

gris a marrón claro, de grano muy fino con delgadas capas de arena (22,5’’), así

como también restos de materia orgánica, en especial un molde de una hoja, lo cual

es característico de un ambiente continental.

100

Figura 4.9. Visualización de Arena de Grano Grueso en la Base, Carbón en el Centro y Tope de

Arcilla.

Figura 4.10. Visualización de Arena de Grano Grueso en la Base, Carbón en el Centro y Tope de

Arcilla. Figura 4.10A y 4.10B. Visualización de Arcilla y Precipitación de Azufre debido a la Descomposición

de la Materia Orgánica Presente.

Carbón

Lutita

Carbón

Arena impregnada

Figura 4.10A Figura 4.10B

Precipitación de Azufre

Arcilla

101

Figura 4.11. Lutita con Resto Orgánico, Visualización del Molde de una Hoja.

Figura 4.12. Lutita con Delgadas Capas de Arena.

. Lata 3 (967’ - 970’): Se observa una arcilla de color gris a marrón claro de

grano muy fino con delgadas capas de arena en un intervalo completo de la lata.

Figura 4.13. Arcilla de Color Gris a Marrón Claro.

Molde de una hoja

102

. Lata 4 (964’ - 967’): En las primeras 17’’ se observa una lutita de color gris a

marrón claro, de grano muy fino y muy quebradiza. En los siguientes 17’’ se

visualiza una lutita de marrón claro a marrón oscuro, de grano muy fino y se

observa más compacta que la lutita anteriormente descrita.

Figura 4.14. Lutita Color de Marrón Claro a Oscuro, más Compacta que las Descritas Anteriormente.

. Lata 5 (961’ - 964’): Intervalo recubierto




Figura 4.15. Intervalos Recubiertos y Empacados.

. Lata 9 (945’ - 948’): Las primeras 12’’ de esta lata están recubiertas con

objetivo de protección para un posible estudio que aún no ha sido procesado. Las

siguientes 26’’ se observa una arena de grano medio a fino, de grano suelto e

103

impregnada de hidrocarburo, no se pudo detallar ninguna estructura sedimentaria

debido al tipo de crudo (pesado) y el tipo de formación no consolidada.

Figura 4.16. Lata donde se encuentran 12’’ empacadas y el resto es una arena de grano medio a fino,

impregnada de hidrocarburo

Figura 4.17. Arena de grano medio a fino, friable/suelta e impregnada de hidrocarburo pesado.

. Lata 10 (943’ - 945’): Se observa una arena de grano medio a fino, de grano

suelto e impregnada de hidrocarburo, no se pudo detallar ninguna estructura

sedimentaria debido al tipo de crudo (pesado) y el tipo de formación no

consolidada. Posiblemente sea una continuidad de la arena descrita en el intervalo

945’ -948’.

104

Figura 4.18. Arena de Grano Medio a Fino, Impregnada de Hidrocarburo. . Lata 11 (940’ - 943’): Se observa una arena de grano medio a fino, de grano

suelto e impregnada de hidrocarburo, no se pudo detallar ninguna estructura

sedimentaria debido al tipo de crudo (pesado) y el tipo de formación no

consolidada. Posiblemente sea una continuidad de la arena descrita entre 943’ 945’

y 945’ 948’.

Arena de grano medio a fino impregnada de hidrocarburo, se observa una posible

fractura en dirección NE-SO y con mayor grado de impregnación que los intervalos

arenosos anteriores.

Figura 4.19. Arena de Grano Medio a Fino, Impregnada de Hidrocarburo.

. Lata 11 (922’ - 925’): Se observa una arena de grano medio a fino, de grano suelto e impregnada de hidrocarburo, no se pudo detallar ninguna estructura

Posible fractura

105

sedimentaria debido al tipo de crudo (pesado) y el tipo de formación no consolidada.

Figura 4.20. Arena de Grano Medio a Fino, Impregnada de Hidrocarburo.

Figura 4.21. Instalaciones de la Nucleoteca Donde se Llevó a Cabo la Interpretación.

En un principio se llevó a cabo la interpretación de facies en función de la

siguiente clasificación, ver Figura 4.22, más sin embargo para el momento de llevar

a cabo la realización de los variogramas se unificaron las facies (Figura 4.23) para

ajustar los mismo, ya que para proporciones muy pequeñas el variograma no puede

ajustarse. Es importante destacar que la interpretación de facies inicial quedó

106

intacta dentro de la base de datos y la simplificación se realizó en una copia de las

mismas.

Figura 4.22. Facies Interpretadas.

Figura 4.23. Facies Simplificadas para el Ajuste de los Variogramas.

Las arenas D1, D2 y D3 del Yacimiento Lagunillas Inferior presenta un espesor

promedio de 80, 81 y 81 pies respectivamente, obteniendo su mejor desarrollo en el

Nor-Oeste y Sur-Este del área en estudio; el yacimiento se interpreta como un

depósito de ambiente deltaico dominado por procesos fluviales con predominios de

canales, lo cual es característico del ambiente de sedimentación de la Formación

Lagunillas Inferior a la cual pertenece la arena objeto de estudio.

Figura 4.24. Sección Estratigráfica E-O.

ARENA

107

4.2.4. Modelo Petrofísico

En el área deL Proyecto C7 la mayoría de los registros petrofísicos fueron

perfilados entre 1983 y 1997. La edición de los registros en los pozos constituyó una

de las etapas más importantes para la generación de la evaluación petrofísica y en

la interpretación geológica, debido a la poca calidad que presentaba gran parte de

ellos.

Se contó con un total de 283 pozos con registros petrofísicos con los cuales

se llevó a cabo la evaluación petrofísica. Es importante destacar que se evaluaron

sólo los pozos verticales ya que los pozos horizontales sólo navegan en un intervalo

muy pequeño de arena, y esto no puede utilizarse en el momento de cuantificar la

arena neta petrolífera.

Tabla 4.1. Base de Datos de Registros Disponibles por Pozo.

Cada uno de los pozos pertenecientes al proyecto, fueron sometidos a un

proceso de edición de registros, especialmente al proceso correspondiente al ajuste

en profundidad. El ajuste en profundidad se llevó a cabo en aquellos pozos que

presentaban desfases de los registros en las capas de arenas y lutitas, realizándose

en algunos casos ajustes de hasta 10 pies, entre el servicio de resistividad y

densidad.

Nro Pozo Tipo de Pozo Fecha Curvas1 LSE1264 NO CONTROL 22/04/1949 SP, R16, R64, LAT

POZO VIEJO 18/08/1983 SP/GR/LLD/LLS2 LSE1264A NO CONTROL 01/07/1997 SP/GR/MCAL/MSFL/LLD/LLS3 LSE1591 NO CONTROL 09/12/1951 SP/R16/R64/LAT

POZO VIEJO 17/09/1983 SP/GR/RD/RS5 LSE4121 CONTROL 15/10/1982 GR/SP/LLD/LLS

GR/CALI/RHOB/COOR8 LSE4208 NO CONTROL 24/04/1983 GR/SP/RD/RS9 LSE4209 NO CONTROL 16/04/1983 GR/SP/LLD/LLS

10 LSE4210 CONTROL 20/04/1983 GR/SP/LLD/LLSCAL/CORR/DEN

11 LSE4211 CONTROL 29/04/1983 GR/SP/RD/RSCAL/XDEN/ZCORR

12 LSE4213 CONTROL 10/05/1983 GR/SP/LLD/LLSCAL/CORR/DEN

13 LSE4222 CONTROL 08/06/1983 GR/SP/LLD/LLSGR/CALI/RHOB/DRHO

14 LSE4243 CONTROL 28/07/1983 GR/SP/LLD/LLSCAL/GR/DRHO/RHOB

108

0

1

2

3

4

5

2,64 2,65 2,66 2,67

Histograma de Densidad

De acuerdo con los valores de los análisis de los núcleos LSE-5018, LSE-3320,

LSE-3326, TJ-1423 y PB-769, se realizaron los diversos análisis y gráficos para

determinar los parámetros petrofísicos del Yacimiento en estudio.

4.2.4.1. Determinación de Parámetros Petrofísicos

Densidad de Matriz de Formación (ρma)

Para la estimación de la densidad de la matriz del Yacimiento Lagunillas Inferior,

se integraron los análisis de densidad de granos de los núcleos tomados en los

pozos LSE-5018, los cuales están representados en el histograma de la figura 4.25.

En la misma se muestra un comportamiento de los datos, similar a una distribución

normal donde el valor más frecuente es 2.65 gr/cc.

Figura 4.25. Histograma de la Densidad de la Matriz.

Exponente de Cementación (m)

En la siguiente figura 4.26 se muestra el gráfico de Factor de Resistividad de

Formación, sin corrección por arcillosidad, en función de la Porosidad donde se

obtuvo un valor de 1.52 para el exponente de cementación.

109

Factor de Resistividad de Formación

y = x1,52-

y = 2,7697x0,5622-

R20,26 =

1,00

10,00

100,00

0,010 0,100 1,000

Porosidad (Fracción)

Fac

tor

de

Res

isti

vid

ad d

e F

orm

ació

n

Figura 4.26. Gráfico de Factor de Resistividad de Formación.

Exponente de Saturación (n)

En el Yacimiento en estudio se contó con análisis de Índice de Resistividad de

Formación, y en los gráficos del Índice de Resistividad de Formación en función de

la saturación de la solución salina utilizada, se obtuvo un valor de exponente de

saturación sin corregir por arcillosidad de 1.5 (Ver Figura 4.27).

Figura 4.27. Índice de Resistividad en Función de la Saturación.

Indice de Resistividad

y = 0.9356x-1.6135y = x-1.5

1.00

10.00

100.00

0.01 0.10 1.00

Saturación de la Solución Salina

Indic

e d

e R

esi

stiv

idad

110

4.2.4.2. Determinación de los Modelos Petrofísicos

Modelo de Arcillosidad

Como no se disponía con los suficientes análisis de difracción de rayos X para el

ajuste de un modelo matemático, en este estudio para verificar cual de los modelos

matemáticos reproduce la arcillosidad de los cuerpos de arena se procedió al cálculo

del volumen de arcilla por los diversos modelos existentes, luego para cada uno se

determinó la porosidad efectiva, con el objetivo de observar cual arroja valores más

consistentes con los valores de porosidad arrojados por los análisis del núcleo

tomado en el pozo LSE-5018; el que mejor se ajustó es el modelo de arcillosidad

lineal.

Figura 4.28. Ajuste del Índice de Arcillosidad.

Modelo de Porosidad

Los valores de porosidad efectiva derivados de los análisis de núcleos, fueron

comparadas con las obtenidas a partir de los registros y se observó que existe una

muy buena correspondencia, acotando que este fue el método por el cual se ajustó

el índice de arcillosidad en el punto anterior.

111

Figura 4.29. Ajuste de los Valores de Porosidad del Registro con Data de Núcleo.

El valor promedio para la porosidad efectiva quedó definido como 37%, ya

estamos en presencias de areniscas no consolidadas y estamos en la zona más

somera del Yacimiento, entre 400 y 1100 pies.

La estimación de la porosidad total se realizó a partir del registro de

densidad, mediante la ecuación 3.3, y para la porosidad efectiva a partir de la

ecuación 3.4 que está en función del volumen de arcilla.

Modelo de Permeabilidad

Una las propiedades con mayor incertidumbre de estimar a partir de la

información de registros de pozos es la permeabilidad, ya que las ecuaciones o

modelos existentes están en función de propiedades que son inferidas a partir de

algunas herramientas. Por otra parte, los modelos como Timur, Wyllie and Rose,

entre otros, están en función de la saturación de agua irreducible, donde

generalmente se utiliza un promedio que no es representativo ya que la saturación

varía de acuerdo al tipo de roca. Por lo tanto en este estudio la permeabilidad se

estimó a partir de los análisis de los núcleos PB-769 y TJ-1423, con los cuales se

obtuvo una correlación que depende estrictamente de la porosidad total de la roca y

del volumen de arcilla.

112

PHIT

PHIE

PHI_NUC

VCLAY_NU

PERM_NUC

PB-769

PERM_CALC.

PHIT

PHIE

PHI_NUC

VCLAY_N

PERM_NUC

TJ-1423

PERM_CALC.

SwirreducibleSwirreducible

Figura 4.30. Calibración de la Permeabilidad a Partir de Perfiles con la Permeabilidad de Núcleos.

Modelo de Saturación de Agua

La estimación de la Saturación de Agua se realizó a partir de la ecuación de

Simandoux, ya que fue la que presentó mejor ajuste con los datos de núcleo. En la

siguiente figura se puede observar como la Sw irreducible arrojada por la saturación

estimada a partir de la ecuación arroja valores acordes con los que reporta el núcleo, en

una arena limpia los valores están alrededor de 4 %, ya que estamos en una arenisca

no consolidada con altas porosidades.

Figura 4.31. Gráfico de Resistividad vs Sw por la Ecuación de Simandoux.

113

Modelo de Saturación de Agua Inicial

Como la saturación de agua estimada a partir de la ecuación de Simandoux es la

saturación al momento de perforar el pozo, y esta está afectada por el drenaje del

Yacimiento a lo largo de su vida productiva, para la estimación del Petróleo Original

en Sitio (POES) no se puede utilizar la misma, ya que es necesario la distribución de

fluidos original del Yacimiento Lagunillas Inferior, es por ello que se estimó la

saturación de inicial del Yacimiento a partir los resultados de los núcleos PB-769 y

TJ-1423. Los valores fueron de alrededor de 4 a 10 % para areniscas limpias.

4.3. Caracterización del Agua de Formación Antes de la Inyección de Vapor

Para esto se recolectaron un total de 1385 análisis de Agua de Formación para

todo el Campo Tía Juana Este, para lo cual se generó una base de datos en

formatos Excel, distribuidos en varios archivos debido a la gran cantidad de

información (Ver Tabla 4.2).

Tabla 4.2. Base de Datos de los Análisis Físico-químicos del Agua de Formación para el Campo Tía

Juana Este.

En la siguiente figura se observan ploteados en un mapa la distribución de los

análisis físico-químicos validados, en donde se visualizó que en la zona Sur del

Campo es donde se dispone de la mayor cantidad de análisis; esto es debido que en

114

el Sur está ubicado el Proyecto Operacional M-6, este estuvo sujeto a un Proyecto

de Inyección Contínua de Vapor que inició su operación en el año 1978, con el

objetivo de evaluar la aplicación del proceso de Inyección Contínua de Vapor en

yacimientos parcialmente agotados de crudos pesados después de la inyección

alternada de vapor, el cual fue efectivo, en este Proyecto se ensayaron diferentes

opciones en cuanto al tonelaje inyectado, el manejo de los fluidos calientes, la

producción de H2S y otros aspectos operacionales. Este proyecto fue finalizado en el

año 1987 por cortes de producción de la Unidad de Tía Juana Pesado, debido a que

este era el crudo proveniente con los mayores costos operacionales por el alto

consumo de combustible y por los procesos de deshidratación. Entre unos de los

seguimientos que se llevaron a cabo en este proyecto, fue el seguimiento constante

para llevar un control del agua que se estaba inyectando en el área, es por ello la

gran cantidad de análisis físico-químicos en esta área.

Figura 4.32. Distribución de los Análisis Físico-químicos del Agua de Formación del Campo Tía Juana

Tierra.

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(

(

(

P R O YE C T O F -7

PR O YEC T O H -7

AP T J E N -1

P R O YE C T O E -8

PR OY E CT O C- 7

AP TJEN -2

PR O YE C T O D -6

PR O YEC T O C -5

PR O YEC T O B /C -3

P R O Y EC T O J - 7

PR O YEC T O M - 6 IN Y . ALT E R N A

P R O YE C T O H -6

PRO YE C TO C -5 EXT .

P R O YE C T O D /E -3

/E -2

AP TJ C

PR O YEC T O G -2 /3

P R O YE C T O G -2 /3 E XT PR O YE C T O M - 6 IN Y . C O N T .

PR O YEC T O M - 6 IN Y . ALT .

P R O YE C T O F -7

PR O YEC T O H -7

AP T J E N -1

P R O YE C T O E -8

PR OY E CT O C- 7

AP TJEN -2

PR O YE C T O D -6

PR O YEC T O C -5

PR O YEC T O B /C -3

P R O Y EC T O J - 7

PR O YEC T O M - 6 IN Y . ALT E R N A

P R O YE C T O H -6

PRO YE C TO C -5 EXT .

P R O YE C T O D /E -3

/E -2

AP TJ C

PR O YEC T O G -2 /3

P R O YE C T O G -2 /3 E XT PR O YE C T O M - 6 IN Y . C O N T .

PR O YEC T O M - 6 IN Y . ALT .

LA S M O R O C H A S

T IA J U A N A

RIO T

AM A R

E

ZO N A IR R E G U L AR V E R C

B5

D4

F3

A5

B4

D3

E3

F2

H1

B7

C 6

D6

F5

E5

G4

A6

E4

C5

G3

B6

D5

F4

B

C8

D8

D7

C7

F7

E7

F6

G6

E6

H6

H5

G5

D10

C9

E9

D9

F 9

H8

F8

G8

G7

E8

H7

F10

E10

G9

H9

G10

G2

H2

H3

H 4

J2

L1

K1

J1

J3

K3

L3

K 2

L2

M2

K 6

M5

L5

J6

K4

K 5

N4

N3

M3

M4

L4

M7

J8

K8

L7

L6

M6

J7

K 7

N6

O6

O5

N5

P8

N8

L9

M8

K9

J9

P7

O8

P6

O7

N7

Q8

P -9

LIBRE

LS E 1 72 8

L S E -1 1 9 4

L S E -1 1 9 7 LS E -12 0 0 L S E -12 20

L S E -1 2 2 2

L S E -1 2 2 3L S E -1 2 25

LS E -12 2 6

LS E -1 2 4 5

L S E -1 2 7 2

L S E -13 10

L S E -1 3 2 1

LS E -13 30

L S E -13 33

L S E -1 3 3 7 L S E -13 41

L S E -1 3 4 4

LS E -1 3 4 6

L S E -1 3 47

LS E -13 4 9

LS E -1 3 5 0

L S E -13 52

L S E -13 53

L S E -1 3 5 5

LS E -13 5 6

LS E -13 5 9

LS E -1 3 6 0

LS E -1 3 6 3

L S E -13 66

LS E -13 68

LS E -1 3 7 2

LS E -13 76

L S E -1 3 79LS E -1 3 8 1

LS E -13 84

L S E -1 3 88

LS E -1 3 9 1

LS E -13 92

LS E -13 96

L S E -13 98

L S E -1 3 9 9

L S E -1 4 0 1LS E -14 0 3

LS E -1 4 0 4

LS E -14 06

LS E -14 07

LS E -14 08L S E -1 4 10

L S E -14 15

LS E -1 4 1 6

LS E -14 17

LS E -14 2 2

L S E -14 29

L S E -1 4 3 6

LS E -14 4 0

LS E -1 4 4 7L S E -14 50

L S E -14 54

L S E -14 55

L S E -1 4 5 7

L S E -1 4 6 1

L S E -1 4 6 3

L S E -1 4 6 8

L S E -1 4 74

L S E -14 75

L S E -1 4 7 7

LS E -14 8 1

LS E -1 4 8 4

L S E -14 91

L S E -14 95

L S E -1 4 9 9

LS E -15 04

L S E -1 5 07

L S E -1 5 1 2

L S E -15 16

L S E -1 5 1 9

LS E -1 5 2 3

LS E -15 2 8

LS E -1 5 2 9

L S E -15 33

LS E -15 36

L S E -1 5 39

L S E -1 5 40

L S E -1 5 4 3

L S E -1 5 4 7

LS E -15 51

L S E -1 5 54

LS E -1 5 5 8

L S E -1 5 6 2

L S E -15 67

LS E -15 69

LS E -15 71

L S E -1 5 75

L S E -1 5 81

L S E -1 5 8 5

L S E -1 5 9 3

L S E -15 95

L S E -1 5 9 6

L S E -1 5 97

LS E -1 6 0 0

LS E -1 6 0 5

LS E -16 08

L S E -1 6 0 9

LS E -16 10

L S E -16 16

L S E -16 21

L S E -1 6 2 6

L S E -1 6 3 4

L S E -1 6 3 6

LS E -1 6 4 1

LS E -1 6 6 7

LS E -16 82

L S E -16 92

L S E -1 7 0 1

LS E -1 7 0 3

LS E -1 7 0 5

LS E -1 7 0 9

L S E -1 7 13

L S E -17 17

L S E -1 7 2 1

L S E -1 7 2 2

L S E -17 25

L S E -17 32

L S E -1 7 3 4

L S E -1 7 3 7

LS E -1 7 3 9

L S E -17 45

LS E -1 7 4 6

L S E -17 49

L S E -1 7 6 5

LS E -17 6 7

LS E -17 7 1

L S E -1 7 7 6

LS E -1 7 8 0

LS E -1 7 9 1

L S E -18 01

L S E -1 8 1 0

L S E -1 8 1 9

L S E -18 26

L S E -18 28

L S E -1 8 3 0

L S E -1 8 33

LS E -1 8 3 6

LS E -1 8 3 8

LS E -18 42

LS E -1 8 4 4

LS E -18 4 5

L S E -18 46

L S E -1 8 53

LS E -18 60

L S E -1 8 6 4

L S E -1 8 67

LS E -18 6 9LS E -18 72

L S E -19 10

L S E -2 5 0 7

LS E -2 6 0 6

LS E -26 1 2L S E -2 6 3 6

LS E -2 6 4 0

LS E -27 05

LS E -27 06

LS E -2 7 0 7

LS E -2 7 1 0

LS E -2 7 8 0

LS E -28 45

LS E -28 4 7

L S E -28 49

L S E -2 8 50

L S E -28 52

L S E -2 8 5 3

L S E -2 8 5 4

LS E -2 8 9 9

L S E -29 00

LS E -2 9 0 2

LS E -29 5 1

L S E -2 9 5 5

L S E -2 9 5 7

L S E -2 9 59

LS E -3 0 30

LS E -30 33

LS E -30 54

LS E -30 56

L S E -30 70

L S E -3 1 10

LS E -3 1 7 9

L S E -3 2 0 7

L S E -3 2 1 0

L S E -3 2 12

LS E -3 2 2 0

L S E -32 45

LS E -3 2 5 8

L S E -3 3 0 7

LS E -3 3 0 8

LS E -33 1 4

L S E -3 3 15

L S E -3 3 2 0

LS E -3 5 7 2

LS E -37 2 1

LS E -37 4 7

LS E -3 8 1 4

L S E -3 8 17

LS E -38 20

LS E -38 21

L S E -3 8 2 4

LS E -39 2 2

L S E -3 9 9 3

L S E -40 35

L S E -4 0 4 3

LS E -4 0 8 0

LS E -41 7 6

L S E -42 12

LS E -4 2 1 7

LS E -42 26

L S E -4 4 1 5 L S E -44 19

L S E -4 4 2 1

L S E -4 4 2 2

L S E -4 4 7 8

L S E -44 91

L S E -45 79

L S E -47 95

LS E -48 75

LS E -5 2 3 9

LS E -0 8 0 1

242 500

242 500

245 000

245 000

247 500

247 500

250 000

250 000

252 500

252 500

2550 00

2550 00

11

27

500

11

275

00

11

30

000

11

300

00

113

250

0

11

325

00

11

35

000

11

350

00

113

750

0

11

375

00

11

40

000

11

400

00

11

42

500

11

425

00

M ap a c o n d is tr ib uc ió nG 1 p 1G 1 a p1G 2 p 1G 2 a p1G 3 p 1G 3 a p1G 4 p 1G 4 a p1G 5 p 1G 5 a p1G 6 p 1G 6 a p1G 7 p 1G 7 a p1G 8 p 2G 9 p 2G 1 0 p2G 1 0 a p 2G 1 1 p2G 1 2 p2G 1 3 p2G 1 4 p2G 1 5 p2

N

115

Es importante destacar que se observaron 9 análisis de agua en un total de 6 pozos

con una concentración muy baja en Cloruros de Sodio, por lo cual se procedió a

ubicarlos geográficamente y se observó que se encuentran en el Nor-Este del Campo.

Estos bajos valores de salinidad es indicativo de presencia de agua dulce en el

yacimiento, lo cual conlleva a una posible existencia de agua percolada en el mismo. Y

para determinar o no la existencia de este fenómeno se llevó a cabo un análisis micro

con el objetivo de detectar la procedencia del mismo.

Figura 4.33. Diagrama de Stiff – Patrón Característico en el Noreste del Campo (Bajo CI – Posible Agua

Percolada).

Figura 4.34. Distribución Geográfica de los Análisis con Baja Concentración de Cloruros (CI)

Clasificación Sulín: METEÓRICATipo Bicarbonato de Sodio

Agua Percolada - Ubicación Geográfica

11/02/1952

24/12/1991

18/04/1977

12/11/1991

24/12/199124/12/1991

116

El pozo LSE-1595 fue el que presentó menor concentración de cloruros, al

abrirse a producción en el año 1952 produjo 92% de agua, fue perforado como pozo

semi-exploratorio y está abandonado desde el mismo año; por lo que este sería el

patrón característico del agua percolada. A continuación se muestran las imágenes

del estatus de los pozos que presentan baja salinidad, los cuales son LSE-1567,

LSE-1595, LSE-4415, LSE-4419, LSE-4421 y LSE-4422; estos pozos presentan alto

porcentaje de agua, desde 60% a 99%, aumentando en las épocas de temporada

de lluvias.

Figura 4.35. Estado del Pozo LSE-1567.



117




En un estudio realizado con anterioridad en el año 2002 por Intevep, llamado

Evaluación Integrada del Yacimiento Lagunillas Inferior, Campo Tía Juana Este.

(Megaevaluación) se menciona la existencia de un acuífero en el Noreste del

Campo, lo cual justifica la presencia de agua dulce en esa área, la cual sería agua

que se percola por dicho afloramiento. Para corroborar la existencia del afloramiento

se recurrió a la interpretación sísmica del mallado 2D disponible que se tiene en el

118

área, el cual determinó que el límite de esta secuencia se encuentra en el Nor-Este

del Campo, ocasionado por un alto estructural que impidió la depositación de esta

unidad en esa área. Según la interpretación actual se evidencia un afloramiento de

roca hacia la dirección Nor-Este del Campo Tía Juana Tierra, lo que valida la

interpretación de dicho acuñamiento y corrobora la hipótesis de la recarga de agua

meteórica dado que no existe una falla sellante que impida el avance; más sin

embargo se observó un sistemas de fallas normales con gran extensión de dirección

NNO-NO atravesando todo el área, pero las mismas no son sellantes.

Figura 4.41. Sección Estructural Oeste-Este Donde se Observa el Alto Estructural al Este del Campo.

Figura 4.42. Línea Sísmica 2D LBV-95C-06, en Dirección SO-NE.

LSE 4419 LSE1595

Tope LagunaTope Lagunillas InferiorDiscordancia del Eoceno

Tope Bachaquero

119

Figura 4.43. Mapa de Ubicación de las Líneas Sísmicas y Fallas. Campo Tía Juana Tierra.

Toda esta interpretación ratifica la presencia del afloramiento originando la

intrusión del agua meteórica en el yacimiento, ya que no existe ningún sello que

impida el flujo de la misma, por lo que los análisis físico-químicos tomados en esta

zona son de agua percolada, y según estudios geoquímicos realizados en el Campo

(INT-3655,1997), el agua fresca en contacto con el crudo pesado hace que estos

sean sometidos a un proceso de biodegradación severo (bacterias o “seres vivos”

que usan parte de este crudo como alimento), y estas bacterias destruyen los

componentes más livianos y transforman la parte media y pesada del mismo, siendo

esta una de las razones más importantes por las cuales dichos crudos han venido

disminuyendo su calidad y por ende su gravedad API, desde el momento en que se

entramparon hasta el día de hoy. El patrón característico del agua percolada o agua

fresca es el siguiente:

Figura 4.44. Diagrama de Stiff – Patrón Característico del Agua Percolada.

LBV-95C-06Tía Juana

Lagunillas

Afloramientovisto en sísmica

AfloramientoLagunillasInferior

Profundo

Somero

Falla Normal

0 1.2. 4.8 Km..

Límite del Afloramiento según la interpretación sísmica

120

Una vez validados los análisis físico-químicos del agua de formación en función

de los criterios de validación y haber descartado los análisis físico-químicos del

agua percolada, para determinar la resistividad del agua de formación se decidió

realizar antes de comenzar la actividad térmica para certificar que el agua analizada

no estuviera contaminada, la cual se inició en periodos variables en función de cada

uno de los pozos a partir del año 1958. Se contó con un total de 34 muestras antes

de la inyección de vapor, las cuales se muestran a continuación:

Tabla 4.3. Análisis Físico-químicos de Agua de Formación Antes de la Actividad Térmica.

Figura 4.45. Histogramas los Valores de Rw Antes de la Actividad Térmica.

Número Bloque Pozo Fecha Rw química@75°F Rw química@80°F Na Ca Mg Fe CO3 SO4 HCO3 Cl1 N-6 LSE-3314 03/08/1978 1,899 1,789572779 1475 40 32 0 0 9 3996 1102 N-7 LSE-1349 08/07/1978 2,565 2,417195459 1114 9 3 0 120 0 2684 403 J-6 LSE-1475 23/07/1953 5,057 4,765597442 474 32 16 0 0 30 1330 404 J-6 LSE-1810 05/05/1958 1,619 1,525707387 1762 28 60 0 0 0 4923 805 J-6 LSE-1810 08/07/1958 2,973 2,801685029 949 9 8 0 0 0 2532 306 N-5 LSE-1429 13/07/1951 1,443 1,359849141 1970 108 39 0 408 0 4856 387 G-6 LSE-2507 18/04/1958 3,618 3,409517806 683 13 16 0 96 0 1409 1908 N-6 LSE-3307 06/12/1976 1,784 1,681199493 1499,6 4 55 0 60 120 3440,4 3209 G-5 LSE-1245 09/03/1949 2,751 2,592477469 938 37 17 0 180 81 2025 12210 J-6 LSE-1801 13/12/1968 3,506 3,303971649 721 16 19 0 60 8 1684 14011 J-6 LSE-1801 13/01/1969 3,604 3,396324536 683 48 22 0 0 0 1915 9012 J-7 LSE-3245 18/04/1977 1,689 1,591673735 1766 4 2 0 0 106 4392 10513 L-7 LSE-1713 08/07/1958 1,482 1,396601821 2033 13 29 0 0 0 5510 4014 J-8 LSE-3258 18/04/1977 1,981 1,866847643 1474 8 0 0 144 47 3428 9015 L-7 LSE-1721 04/08/1958 3,043 2,867651377 926 9 5 0 0 0 2440 4016 G-6 LSE-2710 30/08/1963 2,176 2,050611041 1213 27 25 0 0 19 2879 30417 N-7 LSE-1499 03/10/1969 2,63 2,478449925 1051 7 20 0 0 16 2733 9018 O-7 LSE-1417 03/10/1969 3,6 3,392555031 738 10 13 0 0 12 1903 8019 N-7 LSE-1512 05/04/1966 1,945 1,832922093 1435 31 34 0 0 55 3819 10520 N-7 LSE-1352 03/10/1969 1,57 1,479530944 1780 40 74 0 0 9 4996 12021 N-7 LSE-1523 31/07/1958 3,13 2,949638124 862 18 21 0 0 0 2379 4022 N-7 LSE-1220 05/08/1958 1,495 1,408852714 2002 9 16 0 240 0 4758 10023 F-7 LSE-1310 08/07/1958 3,399 3,203137375 773 9 34 0 0 0 2196 3024 F-7 LSE-1826 06/07/1958 3,281 3,09193696 799 13 36 0 0 0 2288 3025 F-7 LSE-1844 10/02/1961 2,749 2,590592716 947 32 39 0 0 0 2660 8426 K-6 LSE-3207 18/04/1977 1,892 1,782976144 1571 4 2 0 0 52 4002 7027 K-8 LSE-1596 07/04/1953 1,789 1,685911375 1550 88 22 0 0 0 4270 12828 K-8 LSE-1605 05/03/1972 3,972 3,74311905 649 22 19 0 0 14 1805 3529 K-7 LSE-2612 07/07/1960 1,536 1,447490146 1828 26 36 0 0 875 3965 2030 K-7 LSE-2612 24/11/1960 1,813 1,708528408 1376 73 83 0,02 0 0 3721 33031 K-7 LSE-2612 01/12/1960 1,796 1,69250801 1516 13 49 0,8 0 33 3782 28032 K-7 LSE-2612 08/12/1960 1,94 1,828210211 1488 0 13 0,02 0 0 3721 17033 O-6 LSE-1399 10/04/1951 2,801 2,639596289 827 45 15 0 96 19 1415 44834 O-6 LSE-1399 10/04/1951 2,933 2,763989973 826 26 10 0 144 88 1366 320

0

1

2

3

4

5

6

7

1,3

5-1

,40

1,4

5-1

,50

1,5

5-1

,60

1,6

5-1

,70

1,7

5-1

,80

1,8

5-2

2,5

-3

3,5

-4

4,5

-5

Histograma de Rw @ 80°F

121

Luego de haber purificado la base de datos, se procedió a hacer una distribución

areal de las mismas en un mapa de isopropiedad; y se observó que existen 3 zonas

específicamente, las cuales se llamaron Área 1, Área 2 y Área 3, ya que poseen una

distribución diferente. Una de las causas por las cuales se tienen variabilidad en los

valores de Rw es debido al afloramiento existente en dicha zona que abarca todo el

Este del Campo y en más grado al Norte, lo cual afecta considerablemente los

valores de resistividad, ya que esta agua percolará de manera más fácil a través de

los canales preferenciales y continuos definidos.

Figura 4.46. Diagramas de Stiff por Área. Clasificación de Sulín: Meteórica Tipo Bicarbonato de Sodio.

Área 1

12 Pozos con análisis de Agua

Área 2


Área 3


122

Para cada una de las zonas se realizó un análisis estadístico donde se observó

que para la zona 1, el patrón está bastante amarrado, ya que los valores de los

componentes están dentro de un mismo rango, a pesar de que se tienen variaciones

leves en el gráfico de Stiff para cada una de las muestras, el modelo estadístico en

función de los componentes es coincidente con los valores obtenidos, con ajuste de

casi 99%.

Figura 4.47. Análisis de Regresión Múltiple y Varianza para los Componentes Principales del Agua,

Área 1.

Figura 4.48. Histograma de Frecuencia de la Resistividad del Agua de Formación a 80°F, Área 1.

123

Figura 4.49. Gráficos del Componente Residual, Área 1.

En el área 2, se observa un mejor ajuste de la data con respecto al área

anterior; arrojando un 99,88% de ajuste.

Figura 4.50. Análisis de Regresión Múltiple y Varianza para los Componentes Principales del agua,

Área 2.

124



Para el área 3, no sería representativo evaluar estadísticamente la data debido a

la poca información disponible, más sin embargo se presenta como modo de

referencia. Los valores de resistividad en esta zona e igual que en al zona 1 según

mi criterio están afectadas por el agua percolada, a través de el afloramiento por

medio de los canales preferenciales del yacimiento, debido que el límite del mismo

abarca todo el Este del Campo según la interpretación sísmica disponible.

125

Figura 4.53. Análisis de Regresión múltiple y Varianza para los Componentes Principales del Agua,

Área 3.



126

El Statgraphic se utilizó como análisis de riesgo e incertidumbre, para saber

cuan amarrado se tiene la data para determinar el agua de formación, el cual se

tiene un ajuste de la Rw basado en modelo del componente residual, y al menor

valor de “P value” es indicativo que es el que posee menor variabilidad de los

valores que tengo de la data. Se genera una ecuación Del Rw en el cual colocando

los valores de los iones se determina el valor y si dá fuera del rango establecido

quiere decir que esa muestra no corresponde al agua de formación. Existe un

porcentaje de error y me indica que pudieron haber sido al analizar la muestra

debido a que no se utilizaban los mismos equipos y también que no eran realizados

por la misma compañía.

El patrón definido para el agua de formación antes de la actividad térmica es el

siguiente (Ver Figura 4.56), considerando que el área 2 es la que presenta nada o

muy poca influencia del agua percolada a través del afloramiento.

Figura 4.56. Patrón del Agua de Formación.

Es importante destacar que para la evaluación en cada uno de los pozos se

realizó una base de datos con los valores de resistividad de la arcilla y densidad de

la arcilla. (Ver Tabla 4.4).

Finalmente se llevó a cabo la interpretación petrofísica para cada uno de los

pozos y los resultados fueron exportados en formato .LAS de la aplicación

Interactive Petrophysics para luego ser cargados al software Petrel. (Ver Figura

4.57).

ÁreRw químico@80°F

1,658 ~ 1,7

Ión mg/lt

Na 1623

Ca 37

Mg 35

Fe 0

CO3 0

SO4 29

HCO3 4338

Cl 126

127

Tabla 4.4. Parámetros de Arcilla a Partir de Registros de Pozos.

Figura 4.57. Interpretación Petrofísica. Pozo LSE-5018.

POZOLSE5018LSE4803LSE4875LSE4906LSE4907LSE4908LSE4904LSE4935LSE4937LSE4946LSE4987LSE4990LSE5008LSE5013LSE5023LSE5041LSE5064LSE5140

Dshale Rshale2.132 4.212.058 4.212.079 4.212.157 4.212.28 4.212.256 4.212.137 4.212.13 4.212.321 4.212.3 4.242 4.26

2.268 4.322.289 4.352.27 4.352.18 4.352.144 4.422.11 4.52.11 4.5

128

4.2.5. Modelo Geoestadístico

4.2.5.1. Datos de Entrada para Petrel

Se integró toda la información concerniente al modelo estático y de esta manera

se obtuvo una distribución de facies y de propiedades del yacimiento con la

aplicación de técnicas de simulación estocástica condicional.

4.2.5.2. Control de Calidad de los Datos

El control de calidad de cada uno de los datos de entradas al modelo estocástico

fueron analizados para corroborar la consistencia entre los mismos, y se corrigieron

las inconsistencias encontradas, se analizaron los siguientes datos: marcadores,

fallas, interpretaciones de facies y petrofísica, y las completaciones de los pozos.

Revisión de Marcadores

Se realizó un horizonte preliminar para cada uno de los topes de las arenas de

interés, con los marcadores estructurales D1, D2, D3 y La Rosa; para chequear las

correlaciones de los pozos y detectar posibles zonas irregulares (picos) en los

horizontes, o saltos inconsistentes en la correlación del tope de un horizonte

determinado.

Se editaron varios marcadores de los pozos dado que se encontraron picos en

sus horizontes. La zona más irregular y problemática de estudio fue hacia el Oeste,

ya que allí se observaron comportamientos anormales en los topes. Esta etapa de

revisión tomó suficiente tiempo ya que se realizó en cada horizonte (D1, D2, D3 y

La Rosa). En la zona Oeste justo donde se encuentran dos fallas según la

interpretación oficial del área, se llevó a cabo de manera más detallada y cuidadosa

dado que los topes generaban picos altos y bajos en los horizontes.

En algunos pozos fue necesario importar nuevamente los registros eléctricos

para realizar una reinterpretación de topes ya que durante la revisión no se

129

encontraban las explicaciones a estas irregularidades. En efecto para los pozos con

mayores diferencias en topes, el problema fue debido a errores en curvas

importadas inicialmente. En otros casos, esta revisión junto con el control de calidad

realizado a fallas y topes facilitaron la visualización de una segunda falla presente

hacia el Oeste del Yacimiento la cual no había sido detectada inicialmente en la

interpretación sísmica, por lo cual se requirió una reinterpretación sísmica del área.

Figura 4.58. Marcadores Estructurales, Horizontes Antes (arriba) y Después (abajo) del Control de

Calidad a los Marcadores.

Revisión de Fallas con Marcadores de cada Horizonte

Con los horizontes preliminares realizados a partir de los marcadores, se

chequearon las fallas con los topes estructurales interpretados, esta revisión se

llevó a cabo para cada una de las fallas interpretadas en cada uno de los horizontes

de interés, en especial con los pozos más cercanos a las mismas.

130

Figura 4.59. Sección Sísmica 3D Arbitraria O-E 3D.

Figura 4.60. Línea Sísmica 2D ONE 97C-24.

En la falla 6 se observó una contradicción entre la información de interpretación

geofísica de la falla y la interpretación de topes estructurales de los pozos cercanos

a ella. La falla 6 según la sísmica era Normal con buzamiento hacia el Este, es decir,

el bloque deprimido debería estar hacia el Este y el bloque levantado hacia el Oeste,

pero en el horizonte 3D se observó que los topes hacia el Este indicaban que la

estructura era más somera. (Ver Figura 4.61)

Falla 2 Falla 3 Falla 4 Falla 5

Falla1

Falla 2

Falla 3

Falla 4

Falla 5 Falla 6

Falla 6

131

Figura 4.61. Horizonte de la Arena D2 muestra la Falla 6 (Normal) con Buzamiento hacia el Este, (sísmica). Topes Estructurales Indican lo Contrario (derecha - abajo).

Posteriormente se visualizó el horizonte sísmico de Laguna y se observó que la

superficie aflora hacia el Este del área, coincidiendo esta información con la

interpretación de marcadores. (Ver Figura 4.62).

Figura 4.62. Horizonte Sísmico Laguna con Topes Estructurales de Laguna Consistentes.

De igual manera al realizar la revisión de la Falla 1, se observó que los topes

indicaban inconsistencia con la falla trazada, en esta zona los topes mostraban

muchos picos y no amarraban completamente la tendencia de la Falla 1, por lo que

se realizó una revisión a la sísmica encontrando la presencia de una nueva falla. La

figura 4.63 muestra que los marcadores indican que la estructura es más somera

hacia el Este de la falla por lo cual este debe ser el bloque levantado.

Topes estructurales hacia el Este del área, cercanos a la falla 6

Falla 6: normal buzamiento hacia el Este Falla 6

Rojo: + Somero Morado: + Profundo

132

Figura 4.63. Horizonte de la Arena D2. Inconsistencias con la Falla 1 Entre la Interpretación Sísmica y

Topes Estructurales.

Debido a las inconsistencias encontradas, las interpretaciones de las Fallas 1 y 6

fueron revisadas nuevamente por el intérprete sísmico tomando en cuenta la

información de pozos cercanos. De esta revisión se determinó que muy cerca de la

falla 1 se encuentra ubicada otra falla lo que coincide con la interpretación oficial del

área en estudio. En cuanto a la falla 6 se determinó que la misma es normal, pero

con buzamiento hacia el Oeste, validando esto la interpretación de los topes

estructurales cercanos a esta falla. En la figura 4.65 se muestra una línea sísmica

2D donde se pudo visualizar mejor el buzamiento de la Falla 6 ubicada al Este de la

figura (En esta zona la sísmica 2D presenta mejor contraste estructural en los

horizontes y se observa de una manera más clara la Falla 6). Se observa en la línea

que se forma un graben entre las fallas 6 y 7 (Ver Figuras 4.65 y 4.66); la Falla 1 y

2 no se encuentran incluidas en esta línea. (Los números de las fallas cambiaron

luego de la nueva falla, enumeradas del 1 al 7 de Oeste-Este). La línea sísmica 2D

más la información de topes confirman que la falla 6 es normal con buzamiento

hacia el Oeste. En la falla 4 por topes estructurales se confirma que la falla es

normal con buzamiento hacia el Oeste, coincidiendo en este caso con la línea 3D.

En la figura 4.64 muestra una línea sísmica arbitraria con las Fallas 1 y 2 formando

un graben. Este comportamiento se confirma con la información que suministran los


Dirección de buzamiento de la falla

Lado deprimido (Según sísmica) Lado levantado

133

Figura 4.64. Sección Sísmica Arbitraria 3D, Reinterpretación Sísmica de la Falla 1 e Interpretación de la Falla 2.

Figura 4.65. Línea 2D en Dirección SO-NE correspondiente a ONE-97C-24.

Falla 1

Falla 2

Falla 5

Falla 6 Falla 7

134

Figura 4.66. Traza Sísmica en Dirección O-E correspondiente al Cubo Sísmico 3D. Es importante destacar que en la reinterpretación de la Falla 1, se observó muy

cerca de esta una segunda falla, la misma no pudo ser interpretada a nivel de

sísmica en toda su extensión, ya que la información sísmica no abarca toda el área

en estudio, por lo que la extensión de la Falla 2 fue hecha a partir de la información

de pozos.

Figura 4.67. Falla 1, Interpretación Sísmica (izquierda). Continuación de la Tendencia por Geología

(derecha) y Horizonte de la Arena D1 con Falla 1 (abajo).

Falla 2 Interpretación Sísmica

Falla 2 Trazada por Geología

Falla 6

Falla 7

135

A continuación se muestran los planos de fallas (Fault Sticks) para cada una

de las fallas interpretadas en el área en estudio, a partir de la sísmica disponible.

Figura 4.68. Planos de Fallas a Partir de la Interpretación Sísmica en el Área en Estudio.

Entre las Fallas 1 y 2 se observó un graben, comportamiento visualizado en la

estructura al momento de realizar control de calidad a los marcadores en los pozos

LSE-4498, LSE-4490, LSE-4521, LSE-4571, LSE-4574, cuyos marcadores se

encontraban muy profundos con respecto al resto de pozos cercanos a ellos. La

explicación a esta estructura en esta zona se encontró una vez que se obtuvo la

nueva reinterpretación sísmica de dos Fallas 1 y 2, ya que los pozos arriba

mencionados quedaban ubicados en el bloque deprimido que forman las dos fallas,

mientras que los pozos LSE-4584, LSE-5821, LSE-5155, LSE-5157 se encuentran

ubicados en el lado levantado de la Falla 1, y los pozos LSE-5801, LSE-4262, LSE-

5165, LSE 5229, LSE 4515, LSE 4274, LSE 4907, LSE 5804 y LSE 5809 se ubican

en el lado levantado de la Falla 2 (Falla principal). En las próximas figuras se da una

explicación más detallada de la revisión y trazado de las Fallas 1 y 2.

Nueva falla interpretada en sísmica

Zoom Fallas 1 y 2

136

A B C

D E F

G H I

J K L

Figura 4.69. Fallas 1 y 2 Interpretadas con Pozos Cercanos a Ellas.

En la figura 4.69, en la imagen A, se tiene una vista del horizonte D2 con los dos

planos de fallas resultantes de la interpretación sísmica y todos los marcadores de

este horizonte. En la imagen B se observan los pozos LSE-4490, LSE-4498 y LSE-

4521, y los planos de las dos fallas en el horizonte D2 sin presentar saltos de fallas

aún. Para el momento de la revisión de marcadores y horizontes con picos, estos

pozos generaban picos por lo que se realizó una revisión muy cuidadosa de sus

correlaciones, pero siempre indicaban que estos pozos estaban bien

correlacionados, es decir, que la estructura en esta área presentaba una caída

brusca que fue mejor amarrada con los dos planos de las fallas (sísmica) 1 y 2

137

dando la forma de un graben (figura 4.64). Para la imagen C se observan los pozos

LSE-4571 y LSE-4574 y el horizonte se muestra ya con el salto de fallas hacia el

Oeste del área. En la imagen D se muestra un Zoom de este salto para que pueda

ser mejor apreciado, mostrando esto una diferencia de profundidad entre los

marcadores ubicados al Oeste del área. En la imagen E se muestra el plano de la

falla 1 (superficie creada en Petrel) y los pozos antes mencionados. Los pozos LSE-

4584, LSE-5155 y LSE-5821, ubicados muy cerca de los pozos más profundos de

esa área fueron de mucha ayuda para trazar la tendencia de esta falla 1, ya que

estos pozos por topes estructurales indican estar en el bloque levantado de la falla

1, al Oeste del área. (Extensión de la tendencia de la Falla a partir de los topes

estructurales, ya que en el Sur del área en estudio no se cuenta con información

sísmica). En la imagen F se muestran los mismos pozos ubicados en el bloque

deprimido antes mencionado y el salto de la falla 2 o falla principal del área por ser

la de mayor extensión en el área en estudio. La presencia de esta falla se amarra

con más fuerza por la diferencia de topes estructurales existentes entre los pozos

cercanos a la falla más la información de la interpretación sísmica (Ver Figura 4.64).

Los pozos ubicados al Este de esta falla en el área del graben LSE-5801, LSE-4262,

LSE-5165 y LSE-5170, por presentar marcadores a profundidades más someras

indican estar en el bloque levantado de la Falla 2. Esta falla forma un graben con la

falla 1 hasta el pozo LSE-4521. Esta interpretación se realizó tomando en cuenta la

información con la que se contaba para el estudio como topes estructurales,

interpretación sísmica y fallas oficiales. Desde las imágenes G hasta la L, se

muestran los saltos de fallas, planos de las dos fallas construidas en Petrel y una

vista general de todo el horizonte D2 con las 7 fallas del área, donde la falla 1 está

identificada con color rojo y la falla 2 con color azul. Se acota que los horizontes

antes mencionados son preliminares, esto se realizó para el control de calidad de los

topes y fallas.

A continuación se muestran las correlaciones de los pozos ubicados en el bloque

deprimido del graben y Falla 2, bloque levantado de la falla 1 y 2 y combinación de

los pozos del bloque deprimido con los pozos en los bloques levantados de ambas

fallas. Por diferencias de topes se puede decir que el salto mayor en estas fallas se

encuentra alrededor de 53 ft. Esto se observó en una revisión comparando topes de

138

pozos para cada uno de los horizontes y en cada una de las fallas. Esta información

será mostrada en una tabla más adelante.

Figura 4.70. Correlación de Pozos Ubicados en el Bloque Deprimido del Graben entre las Fallas 1 y 2.

Figura 4.71. Correlación de Pozos Ubicados en el Bloque Levantado de la Falla 1.

Figura 4.72. Correlación de Pozos Ubicados en el Bloque Deprimido de la Falla 1.

En las correlaciones se puede observar la diferencia de aproximadamente 40-

50 ft en los marcadores de pozos ubicados en los diferentes bloques. En la siguiente

139

figura se muestran los pozos de las correlaciones ubicados en el modelo 3D en

bloque levantado y deprimido de la Falla 1.

Figura 4.73. Pozos mostrados en Correlaciones anteriores, ubicados en el Modelo 3D en los Bloques

Levantado y Deprimido de Falla 1.

Figura 4.74. Correlación de Pozos Ubicados en el Bloque Levantado de la Falla 2, (al Este del Graben). Pozos LSE-4574, LSE-5801, LSE-4944.

Figura 4.75. Correlación de Pozos Ubicados en el Bloque Deprimido del Graben y Bloque Levantado de la Falla 2.

140

Figura 4.76. Correlación de Pozos Ubicados en el Bloque Levantado de la Falla 2 (al Este del Graben).

Pozos LSE-4515, LSE-4511, LSE-4274.

Figura 4.77. Correlación de Pozos Ubicados en el Bloque Deprimido de la Falla 2 (Al Este del Graben). Pozos LSE-5160, LSE-4995, LSE-5002.

Figura 4.78. Correlación de Pozos Ubicados en Ambos Bloques (Deprimido-Levantado) de la Falla 2.

141

Figura 4.79. Pozos Mostrados en Correlaciones Anteriores, Ubicados en Modelo 3D en los Bloques Deprimido y Levantado de la Falla 2.

Es importante mencionar que las Fallas 1 y 2 (principal) en este modelo no

tienen la misma tendencia ni forma de las fallas oficiales, pero si se mantiene la

ubicación de la mayoría de los pozos cercanos a las fallas en sus respectivos

bloques (deprimido/levantado). Los pozos que se ubicaron en bloques diferentes a

los de la interpretación oficial fueron el LSE-4584 y LSE-4492, ambos ubicados en

el bloque deprimido según de interpretación oficial y en bloque levantado de la Falla

1, de acuerdo a la nueva interpretación del área en estudio (Ver Figuras

4.80/4.82/4.83). El pozo LSE-4492 se encuentra ubicado muy distante de la Falla

1, más hacia el Oeste del yacimiento en la bloque C-7.

142

Figura 4.80. Ubicación de los Pozos LSE-4492 y LSE-4584 en el Modelo 3D (nueva interpretación).

Figura 4.81. Horizontes en Tiempo, Laguna (Azul) y Discordancia del Eoceno (Verde) con Fallas Interpretadas Finales.

Figura 4.82. Interpretación Actual Modelo 3D, Horizonte de la Arena D1.

LSE-4584LSE-4492

B7

C7

D7

B8

C8

D8

D9

C9

143

LSE-4571 LSE-4574 LSE-4498 LSE-5821 LSE-4490 LSE-4521 LSE-4208 LSE-5157

LSE-4584 LSE-4292

Figura 4.83. Fallas 1 y 2 en la Interpretación Oficial con los Pozos Ubicados Alrededor de Ambas Fallas.

Figura 4.84. Mapa Oficial del Área en Estudio.

Adicionalmente se llevó a cabo un análisis del comportamiento de presiones de

los pozos cercanos a las fallas, es importante destacar que sólo se realizó el análisis

en las Fallas 1 y 2, ya que para el resto de las fallas no se contó con suficiente data

de presiones. Los pozos LSE-4574, LSE-4843, LSE-4222, LSE-4584, LSE-4411, LSE-

Pozos que coinciden en ambas interpretaciones

Pozos que no coinciden en ambas interpretaciones

144

5143 y LSE-4498 ubicados en los distintos bloques de las Fallas 1 y 2. Los

resultados se presentan en el gráfico siguiente de cuyo análisis se obtiene que:

Todos los puntos de presión indistintamente de la ubicación de los pozos

respecto del sistema de fallas (en el graben, al Este u Oeste del mismo), se

ajustan muy bien a una tendencia general de declinación de presión (línea

segmentada roja, figura 4.85). La mayor diferencia en presión es la mostrada

entre los pozos LSE-5143 y LSE-4222 (99 Lpc), la cual se explica por la

ubicación apartada de estos pozos (1272 metros).

La presión de los pozos ubicados en el bloque deprimido (LSE-4574 y LSE-

4498) es fundamentalmente igual. Estos pozos están completados en los

horizontes D1 y Lagunillas Inferior respectivamente, por lo que se confirma

que existe comunicación hidráulica en este bloque fallado.

Sobre la base de las anteriores observaciones se concluye que las

heterogeneidades geológicas que representan este sistema de fallas no

constituyen barreras al flujo de fluidos y por ende no afectan la comunicación

hidrodinámica. Por el contrario, el mayor o menor grado de comunicación luce

estar controlado más por cambios estratigráficos laterales que están en

función de cambios de facies y distancia entre pozos.

Estas observaciones fundamentadas en el comportamiento dinámico de la

presión de yacimiento están acorde con el modelo estático de donde se

obtiene que el desplazamiento de estas fallas (30-50 pies), no es suficiente

para dar origen a condiciones completamente sellantes, dado que los

espesores promedios de las unidades o zonas son de 80 pies

aproximadamente. Para el resto de las fallas no se realizó el análisis de

presión porque no existía suficiente información de presión cerca de las fallas.

145

Figura 4.85. Comportamiento de Presión en los Pozos Cercanos a las Fallas 1 y 2 (Bloques B7 y C7).

A continuación se muestran los saltos de fallas observados por topes

estructurales en cada uno de los horizontes. Esta revisión se realizó tomando la

información de profundidad de los marcadores en ambos lados de las fallas. En

algunas fallas no se colocó información debido a que no existían pozos muy cerca de

las fallas. El mayor salto se puede observar para la Falla 2, teniendo un valor de 53

ft con los pozos LSE- 5801 y LSE-4574, manteniéndose este en los horizontes D1 y

D2. Las Fallas 4 y 5 presentan saltos muy pequeños de aproximadamente 6 ft.

Comportamiento de Presión(Bloques B7 y C7)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

11/3/97 24/7/98 6/12/99 19/4/01 1/9/02 14/1/04 28/5/05

Pre

sió

n(L

pc)

LSE4574 - D1 LSE4222 - D1 LSE4411 - D3 LSE4498 – Lag InfLSE4843 - D2 LSE4584 – Lag Inf LSE5143 - D2

Comportamiento de Presión(Bloques B7 y C7)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

11/3/97 24/7/98 6/12/99 19/4/01 1/9/02 14/1/04 28/5/05

Pre

sió

n(L

pc)

LSE4574 - D1 LSE4222 - D1 LSE4411 - D3 LSE4498 – Lag InfLSE4843 - D2 LSE4584 – Lag Inf LSE5143 - D2

Al Este del Graben

Bloque deprimido (Graben)

Al Oeste del Graben

146

Falla Pozos (bloque levantado) Pozos (bloque deprimido) Valores del salto (ft)

1 LSE 5155, LSE 5157 LSE 4498, LSE 4490 40, 30 2 LSE 5165, LSE 5801, LSE 4991 LSE 4490, LSE 4574, LSE 5004 48, 53, 14 3 LSE 4875 LSE 5838 22 4 - - - 5 LSE 4799 LSE 4844 6 6 LSE 5242 LSE 5041 12

Horizonte

D1

7 LSE 5817 LSE 5814 13

Falla Pozos (bloque levantado) Pozos (bloque deprimido) Valores del salto

(ft) 1 LSE 5155, LSE 5157 LSE 4498, LSE 4490 39, 35 2 LSE 5165, LSE 5801, LSE 4991 LSE 4490, LSE 4574, LSE 5004 41, 53, 39 3 LSE 4875 LSE 5838 14 4 - - - 5 - - - 6 - - -

Horizonte

D2

7 LSE 5817 LSE 5814 7

Falla Pozos (bloque levantado) Pozos (bloque deprimido) Valores del salto

(ft) 1 LSE 5155, LSE 5157 LSE 4498, LSE 4490 40, 30 2 LSE 5165, LSE 5801, LSE 4991 LSE 4490, LSE 4574, LSE 5004 45, 47, 18 3 LSE 4875 LSE 5838 13 4 - - - 5 - - - 6 - - -

Horizonte

D3

7 LSE 5817 LSE 5814 13

Tabla 4.5. Diferencias Entre Topes (saltos) de Pozos Ubicados en los Bloques Levantados y Deprimidos

de Fallas del estudio. De Oeste a Este se describe el sistema de fallas interpretado con los saltos

promedios encontrados de la siguiente manera:

Falla 1: Normal con buzamiento hacia el Este. Salto: 30´ - 40´

Falla 2: Normal con buzamiento hacia el Oeste Salto: 20´ - 50´

Falla 3: Normal con buzamiento hacia el Este Salto: 14´ - 22´

Falla 4: Normal con buzamiento hacia el Oeste Salto: 10´

Falla 5: Normal con buzamiento hacia Oeste Salto: 6´

Falla 6: Normal con buzamiento hacia el Este Salto: 12´

Falla 7: Normal con buzamiento hacia el Oeste Salto: 10´

A continuación se muestran los mapas estructurales, en el cual se observa un

Homoclinal suave, de rumbo Nor-Oeste / Sur-Este y buzamiento suave de 4° a 6°

147

aproximadamente al Sur-Oeste, así mismo se observan los mapas isópacos para

cada una de las arenas de interés en 2 dimensiones:

Figura 4.86. Mapa Estructural. Arena D1.


148


Figura 4.89. Mapa Isópaco. Arena D1.

149



150

Revisión de la Interpretación de Facies con respecto a la

Interpretación Petrofísica

Además se llevó a cabo el control de calidad entre la interpretación de facies y la

interpretación petrofísica, por medio del Vsh como parámetro para el control de

calidad, esto con el objetivo de asegurar la consistencia entre ambas

interpretaciones, para garantizar que si estamos en presencia de una arena se debe

encontrar con un bajo valor del índice de arcillosidad y en presencia de lutitas un

alto volumen de arcilla.

Se realizó el control de calidad entre la interpretación de facies y la

interpretación petrofísica para corroborar la consistencia entre dichas propiedades

en las zonas o intervalos de interés, y en caso donde se encontró inconsistencia

entre la petrofísica y facies, esta se corrigió. Aquí se validó que en las lutitas las

propiedades petrofísicas no presentan prospectividad económica, mientras que en

las facies de areniscas se deben encontrar una alta calidad de roca.

Figura 4.92. Control de Calidad Entre Facies y Petrofísica. Pozo LSE-4207.

151

A pesar de que este es un proceso que requiere mucho tiempo, es primordial

para poder respetar las estadísticas de las propiedades petrofísicas del yacimiento.

Revisión de las Completaciones en los pozos

En este proceso se verificó si los topes estructurales interpretados se encuentran

dentro del intervalo completado en cada pozo, es decir, si el intervalo completado

cae dentro de la zona de interés. Esta información no se uso directamente en la

construcción del modelo 3D. Es importante para la simulación numérica que las

completaciones se encuentren en las arenas de interés. En las arenas de interés

(D1-D2-D3) la producción es a hoyo abierto, es por esto que se observa en las

figuras 4.93/4.94, que las completaciones se encuentran seguidas o continuas a lo

largo de toda el área abierta a producción. Finalmente todas las completaciones

cargadas se encuentran en los intervalos de interés.

¡Error!

Figura 4.93. Inconsistencia entre Marcadores Interpretados (Aparente Completación en La Rosa = Unidad no productora). (Se reinterpretaron los Topes).

Completación

Marcadores Estructurales

152

Figura 4.94. Completación Dentro de las Arenas de Interés. Pozo LSE-4286.

4.2.5.3. Modelo Estructural 3D para el Modelo Geoestadístico

Luego de haber validado la data de entrada al modelo geoestadístico, se

procedió a construir la malla areal, la cual posee celdas de 45*45 metros

(Requerido por el Ing. De Simulación para llevar a cabo la simulación numérica). Se

construyeron los horizontes 3D en cada una de las arenas de interés en este estudio

(D1, D2 y D3) y se modelaron el conjunto de 7 fallas interpretadas por medio de

información de registros de pozos y sísmica del área.

Para la construcción de la malla, se generó el pillar gridding (Esqueleto de la

Malla), malla sobre la cual se generaron los planos de fallas, seguido de la

generación de los horizontes. Para esto se asigno un tren de dirección que fue

tomado en cuenta por el software “Petrel” para asignar la dirección de las celdas.

Este tren se asignó tomando como referencia la dirección de la sedimentología del

Yacimiento, la cual es Sur-Este. Estudios anteriores y mapas de porosidad ayudaron

a definir el tren de dirección para la malla. En la figura 4.95 se muestra del lado

153

Tren de dirección de celdas

izquierdo el Pillar Gridding con los 7 polígonos de fallas interpretados del área y el

tren de dirección de las celdas asignado (37 grados aproximadamente). Del lado

derecho se observa el mapa de distribución de porosidad con sus direcciones

preferenciales en el horizonte D1. Una vez generado el Pillar Gridding se procedió a

generar los horizontes.

Figura 4.95. Pillar Gridding y Mapa de Porosidad en el Horizonte D1.

Figura 4.96. Planos de Fallas. Proyecto Operacional C-7.

Los datos de entrada para la generación de los horizontes fueron los

marcadores, y mapas estructurales 2D generados con los mismos marcadores. Para

estos horizontes no se tienen horizontes sísmicos.

En la figura 4.97 se muestra la columna estratigráfica del estudio y los

horizontes de interés para la distribución de propiedades. Entre dos horizontes se

generaron las zonas que es el volumen existente entre estos horizontes en Petrel.

154

Figura 4.97. Columna Estratigráfica y Zonas Generadas en Petrel.

Figura 4.98. Ventana de Petrel Donde se Construyeron los Horizontes 3D.

Figura 4.99. Horizontes en 3D de D1 y La Rosa Ajustados a sus Marcadores.

Es importante destacar que los horizontes generados deben respetar los topes

estructurales, es decir, que los horizontes se encuentran ajustados a los marcadores

o topes.

Columna GeológicaPROYECTO C-7

Perfil TipoLSE 5546

Bachaquero

MI

OCENO

EOCENO

Formación

La Puerta

Discordancia

(Fm. Misoa)

Miembro

Lagunillas

Laguna

La Rosa

Edad

Ojeda

Lag s . Inf.

LA ROSA

D-1

D-2

D-3

Columna GeológicaPROYECTO C-7

Perfil TipoLSE 5546

Bachaquero

MI

OCENO

EOCENO

Formación

La Puerta

Discordancia

(Fm. Misoa)

Miembro

Lagunillas

Laguna

La Rosa

Edad

Ojeda

Lag s . Inf.

LA ROSA

D-1

D-2

D-3

Horizontes de Interés D1 tope Zona D1-D2 D2 tope Zona D2-D3 D3 tope Zona D3-La Rosa La Rosa

Columna Estratigráfica

Lagunillas Inferior D1 tope D1 base D2 tope D2 base D3 tope D3 base La Rosa

155

Figura 4.100. Ventana Utilizada para Crear los Horizontes Intermedios (D1, D2 y D3).

Figura 4.101. Horizontes D1, D2, D3 y La Rosa.

4.2.5.4. Malla Estratigráfica para el Modelo Geoestadístico

Para las zonas D1, D2 y D3 se seleccionó la malla proporcional, ya que esta es la

que cumple con las condiciones del Yacimiento.

Para seleccionar la división vertical en las tres zonas, se realizaron 3 GRID o

mallas con diferentes números de capas iniciando con una GRID muy fina de 162

capas para D1-D2, D2-D3 y 160 capas para D3-La Rosa (capas aproximadamente

de 0.5 pies) y se varió este tamaño vertical hasta obtener capas de un tamaño

aproximado de 5 pies. En cada prueba se realizaron curvas de proporción vertical y

se observaron si se perdía información en las proporciones de algunas de las facies

en la GRID. El tamaño areal cumple con asignar un pozo en cada celda por el

156

espaciamiento entre pozos existentes y fue el requerido para la simulación

numérica.

Figura 4.102. Ventana de Petrel Donde se Muestra la División Vertical de la Malla.

La malla seleccionada fue de 45*45 (IJ) areal con 41 capas (k) para la zona D1-

D2 teniendo un espesor promedio de 81 pies, 41 capas (k) para la zona D2-D3

igualmente con su espesor promedio de 81 pies y 40 capas (k) para la zona D3-La

Rosa, espesor promedio de la zona 80 pies. En la figura 4.102 se muestra la

ventana utilizada en Petrel para construir el layering o división de capas en cada

zona.

4.2.5.5. Curvas de Proporción Vertical La generación de las curvas de proporción vertical ayudaron a definir el tamaño

o resolución de la malla vertical apropiada, asegurando que no se pierde

información al momento de hacer el escalamiento de la interpretación de facies y

petrofísica para las posteriores realizaciones de las propiedades, y así se obtuvo una

óptima representación de las propiedades modeladas.

4.2.5.6. Escalamiento de Pozos en Petrel Como en Petrel, el modelo geoestadístico no está basado en los datos originales

(registros de pozos cada 0,5 pies) sino está basado en los datos escalados a la

malla de cada uno de los pozos (valores discretos). Por eso, es primordial asegurar

157

que la malla sea lo suficientemente fina para no perder detalles con respecto a los

registros originales. Las estadísticas de los registros originales deben ser “muy

similares” a las estadísticas de los datos escalados a la malla.

Se muestran las curvas de proporción vertical que resultaron al realizar tres

mallas con diferentes números de capas, para seleccionar la mejor GRID que

permitiera mantener los valores de datos originales muy parecidos a los escalados.

En la figura 4.103 se muestra de izquierda a derecha las curvas de proporción

vertical de las unidades D1, D2 y D3 y de arriba hacia abajo las mallas o GRID de

160, 80 y 40 capas respectivamente.

Las curvas muestran que al variar el número de capas no se pierde

proporción de facies considerable, además no se observa un sello lutítico que las

separe.

Figura 4.103. Curvas de Proporción Vertical en D1, D2 y D3 para 40,80 y 160 de Capas Respectivamente.

La tabla 4.6 muestra en rojo las diferencias que se presentaron entre las

proporciones originales y escaladas en cada una de las mallas para todas las facies

158

seleccionadas. La diferencia mostrada no es significativa por lo que se decidió

seleccionar una malla con 40 capas verticales.

GRID capas Facies Barra Canal Heterolítico Abanico Llanura Lutita

Registros Original Escalado Original Escalado Original Escalado Original Escalado Original Escalado Original Escalado

160 D1_D2 10,03 10,03 37,77 37,77 13,9 13,9 0,83 0,83 37,46 37,46 0,1 0

D2_D3 3,99 3,99 71,22 71,22 2,67 2,67 0,27 0,27 21,85 21,85 0 0

D3_LR 4,69 4,69 70,17 70,17 1,24 1,24 0,19 0,19 23,72 23,72 0 0

D1_D2 10,03 10,01 37,77 37,01 13,9 13,01 0,83 0,82 37,46 39,01 0,1 0,14

80 D2_D3 3,99 3,81 71,22 73,03 2,67 2,69 0,27 0,19 21,85 20,04 0 0

D3_LR 4,69 4,61 70,17 72,07 1,24 1,24 0,19 0,18 23,72 21,91 0 0

D1_D2 10,03 9,38 37,77 36,42 13,9 13,23 0,83 0,91 37,46 39,61 0,1 0

40 D2_D3 3,99 3,76 71,22 74,05 2,67 2,66 0,27 0,19 21,85 19,34 0 0

D3_LR 4,69 4,08 70,17 73,54 1,24 1,24 0,19 0,13 23,72 20,97 0 0.04

Tabla 4.6. Proporciones de Facies para Registros Crudos y Registros Escalados en las Mallas 40, 80 y

160 Capas. Las dimensiones de la malla seleccionada son 87*85*122 (IJK) para un total de

902.190 celdas. En la figura 4.104 se muestra en los pozos LSE-5029 y LSE-5013

que la facies llanura es donde se pierde cierta proporción al escalar el registro en la

malla. No obstante, esta diferencia resulta ser menor del 3%, lo que significa un

margen de error mínimo.

Figura 4.104. Registros Crudos a la Izquierda y Registros Escalados a la Derecha.

Llanura p ierde proporciónLlanura p ierde proporción

159

4.2.5.7. Análisis de Datos de Facies y Petrofísica Las curvas de proporción vertical para el análisis de datos se realizaron sólo con

los pozos verticales con la finalidad de no sobreestimar las proporciones de arenas.

Por esta razón no fueron incluidos los pozos desviados y horizontales del área. Para

efectos de la simulación fueron incluidos todos los pozos presentes en el área de

estudio.

Para llevar a cabo los variogramas, se simplificaron las facies debido a la baja

proporción que presentan algunas de las facies interpretadas, quedando clasificadas

como: Barra, Canal y Llanura.

Análisis de Datos en la Unidad D1-D2 Esta unidad se encuentra entre los horizontes D1 y D2, tiene un espesor

promedio de 80 pies y la facies que más predomina es la llanura con un 66%,

siguiendo el canal con 27% y la barra con un 7%. La facies de barra por su baja

proporción fue unida a los canales, sin que esto afecte o castigue las arenas ya que

a nivel de sus propiedades petrofísicas se observaron que son muy similares a las

de facies canal (Figura 4.105). Los histogramas muestran que las porosidades para

ambas facies (Barras y Canales) se encuentran en los mismos valores, la diferencia

existente entre las dos facies se muestra en su distribución granular. Las

proporciones de facies quedaron canal o arena 34%, llanura o lutita 66%. (Ver

Figura 4.106).

Las bajas proporciones de facies no facilitan su modelaje, ya que al momento de

realizar los variogramas no se encuentran los rangos verdaderos por no tener

suficiente cantidad de datos disponibles.

160

Figura 4.105. Histogramas de Porosidad Total para la Facies Barra (izquierda) y Facies Canal (derecha)

para las Tres Unidades.

Figura 4.106. Distribución de las Proporciones de Facies en la Arena D1.

Figura 4.107. Curva de Proporción Vertical Arena D1.

Pro p orció n d e Facies en D 1

Bar r a

7%

Canal

27%

Luti ta

66%

Bar r a Canal Luti ta

Proporción de Facies D1

Canal34%

Llanura66%

Canal Llanura

161

En la curva de proporción vertical de la zona D1-D2 (Arena D1), Figura 4.107,

se observa que hacia el tope de la unidad se encuentra la mayor cantidad de llanura

o lutita, hacia la base se nota que la proporción de canal aumenta en relación al

resto de zona.

Análisis de Datos en la Unidad D2-D3

Esta unidad se encuentra ubicada entre los horizontes D2 y D3, tiene un espesor

promedio de 81 pies. La facies que más predomina es canal con un 80%, sigue la

llanura con 16% y barra con muy poca presencia en un 4%. Esta facies fue unida

con la facies de canal al igual que se realizó en D1. Después de unidas las facies las

proporciones quedaron canal 84%, llanura 16%. (Figura 4.108)



Proporcion de Facies en D2

Barra4%

Canal80%

Lutita16%

Barra Canal Lutita


Canal84%

Llanura16%

Canal Llanura

162

La curva de proporción vertical para la zona D2-D3 (Figura 4.109) muestra que

existe mayor proporción de arena a lo largo de toda la zona. No se observan

intercalaciones lutíticas en la unidad considerables y la distribución de lutita hacia el

tope y la base de la curva no indica presencia de sello entre las unidad de D1 ni D3.

Análisis de Datos en la Unidad D3-La Rosa Esta unidad se encuentra ubicada entre los horizontes D3 y La Rosa, tiene un

espesor promedio de 81 pies. La facies que más predomina es canal con 82%,

llanura con un 14% y barra que se encuentra en un 4%. Por su poca proporción

esta facies fue agrupada con canal. Una vez unida las barras a los canales las

proporciones de las facies, quedaron: arena 86% y lutita 14%. (Ver Figura 4.110).



Proporcion de Facies D3

Barra4%

Canal82%

Llanura14%

Barra Canal Llanura


Canal86%

Llanura14%

Canal Llanura

163

La figura 4.111, muestra que al igual que la zona D2-D3 existe mayor

proporción de arena en toda la unidad. No existen intercalaciones de lutitas que

produzca una división en la unidad y hacia el tope de la arena predomina la arena

con un 80%, la lutita se encuentra en un 20% en esta zona. Hacia la base se

observa mayor acumulación de lutita con un 70%.

Con el fin de visualizar las variaciones laterales en proporciones arena-lutita

por efectos en cambios de facies se dividió el área de estudio en cuatro regiones

arbitrarias (Figura 4.113), para así analizar de manera práctica el impacto de la

heterogeneidad horizontal sobre dichas proporciones.

Figura 4.112. Curva de Proporción Vertical Desde D1 Hasta La Rosa.

A lo largo de toda la curva D1-La Rosa (Figura 4.112) se observó que en la

unidad D1-D2 existe mayor proporción de lutita y entre D2 y D3 la proporción de

arena es mayor con un 70% aproximadamente.

D1

D2

D3

164

D1-D2

N

D1-D2

N

D2-D3D2-D3 D3_LA ROSAD3_LA ROSA

Figura 4.113. División Arbitraria del Área en Estudio para el Análisis Regional.

Figura 4.114. Curvas de Proporción Vertical por Unidad por Regiones.

Figura 4.115. Curvas de Proporción Vertical Desde D1 Hasta La Rosa por Regiones.

NN

165

En la figura 4.114 las curvas de proporción para D1-D2 muestran que esta

unidad tiene la mayor proporción de lutitas hacia el Sur y Nor-Este del área. Al Nor-

Oeste la unidad tiene mayor proporción de arena hacia su base. En las cuatro

regiones la cantidad de lutita se muestra hacia el tope y parte media de la unidad.

En la unidad D2-D3 se observa que en todas sus regiones tiene buena

proporción de arena, estando las mayores proporciones en la región Noroeste y

Sureste. La mayor proporción de lutita en esta arena se encuentra en la región

Suroeste.

La unidad D3-La Rosa tiene mayor proporción de arena hacia el tope de las

regiones Nor-Oeste, Nor-Este aumentando la lutita hacia la base. La zona Nor-

Oeste presenta la mayor proporción de arena en todo su espesor. Hacia el Este la

proporción de lutita es menor que la de arena, pero se mantiene en toda la zona

con un 20% aproximado.

De la figura 4.114 y con la información de proporciones de las facies en las

diferentes regiones se obtienen las tendencias globales regionales, se obtiene que la

zona más limpia es al Nor-Oeste, seguida de la zona Sur-Este. La zona Sur-Oeste es

la más arcillosa del área principalmente de D1 y D2, D3 tiene mayor proporción de

arena en esta región y en la región Nor-Este, la arena D2 presenta mayor

proporción de arena continuando esta proporción en el tope de D3.

4.2.5.8. Análisis de Variogramas de Facies por Unidad

La construcción de mapas de variogramas permitió detectar con facilidad las

direcciones principales que puede presentar una variable. Por eso, se construyeron

los mapas de variogramas de facies para confirmar la dirección que indican estudios

anteriores y el mapa de porosidad mostrado en la figura 4.116. El mapa de

variograma muestra una tendencia Sur-Este aunque un ángulo más suave que el

mapa de porosidad. Ambos mapas confirman que la dirección de la sedimentología

es Sur-Este.

166

Figura 4.116. Mapa de Variograma de Facies y Mapa de Porosidad.

Se realizaron variogramas de las facies de canal y la facies de llanura para las

diferentes unidades en estudio (Figuras 4.117, 4.118 y 4.119). La mayor dirección

se encontró a 45° en caso de las llanuras y 230° para las arenas, siguiendo esto las

direcciones de sedimentología.

Figura 4.117. Variograma de Canal en la arena D1, Variograma de Mayor Dirección (a la izquierda),

Variograma Vertical (a la derecha).

167





Los variogramas de llanura presentan rangos mayores a 900 metros para D2 y

D3, dado que por existir mayor diferencia entre las proporciones de canal y de

llanura (canal con mayor proporción), por lo que corresponde un rango mayor. Para

la arena D1 se obtuvo un rango de 488 metros para la facies de canal y 500 metros

para la llanura.

168

4.2.5.9. Análisis de Variogramas de Datos Petrofísicos

Los variogramas se llevaron a cabo en los datos de porosidad total (PHIT) y

volumen de arcilla (Vsh), valores tomados de la interpretación petrofísica (registros

crudos). Adicionalmente se realizaron los variogramas para la saturación de agua

(Sw) pero sólo para la distribución de la propiedad en la malla, ya que para la

estimación del Petróleo Original en Sitio (P.O.E.S.) se utilizó la saturación del agua

inicial. Las propiedades que requiere la simulación numérica son porosidad efectiva

(PHIE) y permeabilidad absoluta (K), estas propiedades fueron generadas de las

ecuaciones petrofísicas del área.

Análisis de Datos de Porosidad Total y Volumen de

Arcilla para la zona D1-D2 Se realizó el análisis de las propiedades petrofísicas en las facies (canal,

llanura). La porosidad promedio en canal es de 36% para esta unidad, en general la

porosidad presenta valores muy altos (hasta 40%). Estos valores se observan en

toda el área de estudio y las razones es porque en el Mioceno las arenas son no

consolidadas, siendo el crudo pesado el que mantiene la arena, además estamos en

la zona más somera del Yacimiento, encontrando profundidades de has 450 pies en

las arenas de interés. En la Figura 4.120 (izquierda) el histograma muestra un

comportamiento donde predominan los valores altos de porosidad, cabe acotar que

las lutitas también presentan altas porosidades pero se justifica por la poca

consolidación del área, se encontraron altos valores tanto para los canales como

para las lutitas, además esta área está muy cerca del afloramiento del Yacimiento al

Noe-Este.

El volumen de arcilla tiene un corte para arenas < 50%. En el histograma de Vsh

para la zona la mayor frecuencia de los valores se encuentra en un 45%, que al

comparar con el Vsh de las unidades D2 y D3 se observa que D1 presenta mayores

valores de volumen de arcilla. Es una arena con menor calidad petrofísica que D2 y

D3.

169

Los variogramas de porosidad también se realizaron por facies. El rango del

variograma vertical en canal resultó 7.3 pies y el mayor rango areal fue de 462

metros con una dirección N45°E.

En la llanura el rango del variograma vertical fue de 11 pies y el mayor rango

fue de 480 metros, la dirección fue de N36°E. Los rangos de variogramas en Vsh

son muy parecidos a los de la porosidad. Figuras 4.122/4.123.

Figura 4.120. Histogramas de Porosidad Total en Canal (izquierda) y en Llanura (derecha).

Figura 4.121. Histogramas del Volumen de Arcilla en Canal (izquierda) y en Llanura (derecha).

Figura 4.122. Variogramas de Porosidad Total en Canal y Llanura. Variograma Areal (izquierda) y

Variograma Vertical (derecha).

170

Figura 4.123. Variogramas del Volumen de Arcilla en Facies de Canal y Llanura. Variograma Areal

(izquierda) y Variograma Vertical (derecha).

Análisis de Datos de Porosidad Total y Volumen de

Arcilla para D2-D3

El valor promedio de la porosidad en esta unidad es de 39% siendo mayor que en

D1. En el histograma de llanura se muestra un comportamiento bimodal siendo los

valores más altos en 28%. El histograma de volumen de arcilla muestra mayor

frecuencia en valores de 20% para los canales y en las lutitas entre valores de 60

a 70%.

Los variogramas de PHIT en la facies de canal para el vertical se presentan un

rango de 14 pies y el mayor rango es de 477 metros. La dirección preferencial es de

N45°E. Para las llanuras el rango vertical fue de 8 pies y el de mayor dirección fue

425 metros. La dirección preferencial es de N230°E. Los variogramas de volumen

de arcilla presentan valores muy similares a los de PHIT. Ver las siguientes figuras.

Figura 4.124. Histogramas de Porosidad Total en Canal y Llanura. Arena D2.

V C L llan u ra

V C L ca na l

V C L llan u raV C L llan u ra

V C L ca na lV C L ca na l

171

Figura 4.125. Histogramas del Volumen de Arcilla en Canal y Llanura. Arena D2.

Figura 4.126. Variogramas de Porosidad Total en Facies de Canal y Llanura. Variograma Areal a la

Izquierda y Variograma Vertical a la Derecha. Arena D2.

Figura 4.127. Variogramas del Volumen de Arcilla en Facies de Canal y Llanura. Variograma Areal a la

Izquierda y Variograma Vertical a la Derecha. Arena D2.

Análisis de datos de porosidad total y volumen de

arcilla para D3-La Rosa

En el histograma de porosidad (Figura 4.128) en la facies de canal se

observan de igual manera altos valores, alcanzando un valor promedio de 39,5%

V c l e n c a n a l

V c l e n l l a n u r a

V c l e n c a n a lV c l e n c a n a l

V c l e n l l a n u r a

Porosidad total en canal

Porosidad total en llanura

Porosidad total en canal

Porosidad total en llanura

172

aproximadamente. El histograma de llanura mantiene un comportamiento similar al

presentado en la unidad D2, pero con valores promedios de 24%. El histograma de

volumen de arcilla (Figura 4.129) en canal indica que esta unidad es más limpia que

D1 y D2, teniendo valores de 13%, los valores para D2 se encuentran entre un

20%.

Los rangos de variogramas de PHIT en canal resultaron para el vertical de 14

pies y el mayor rango 356 metros, con dirección N45°E. Los rangos de PHIT para

las llanuras fueron rango vertical 8.1 y rango mayor dirección 383, dirección

N230°E. Para el volumen de arcilla se presentaron valores similares a la PHIT.

Figura 4.128. Histogramas de Porosidad Total en las Facies de Canal (izquierda) y Llanura (derecha).

Figura 4.129. Histogramas del Volumen de Arcilla en las Facies de Canal (izquierda) y Llanura (derecha).

Figura 4.130. Variogramas de Porosidad Total en las Facies de Canal y Llanura.

P o ro s id a d to ta l e n c a n a l

P o ro s id a d to ta l e n l la n u ra

P o ro s id a d to ta l e n c a n a l

P o ro s id a d to ta l e n l la n u ra

173

Figura 4.131. Variogramas del Volumen de Arcilla en las Facies de Canal y Llanura.

4.2.5.10. Simulación de Facies

Se realizó la simulación estocástica de las facies utilizando el método de

Simulación Secuencial de Indicadores. Este método requiere los variogramas de

facies en cada unidad a simular y las curvas de proporción vertical.

Se realizaron 9 realizaciones de facies en las tres unidades de estudio. En la

figura 4.132 se muestra la malla con la distribución de facies en las tres unidades.

Figura 4.132. Malla con Distribución de Facies Desde D1 Hasta La Rosa.

En la siguiente figura se muestra la capa 17 (unidad D1-D2) comparándola con

las curvas de proporción vertical de los datos escalados en toda la unidad, la curva

de proporción vertical resultante en la realización 4, y las curvas realizadas por

regiones. La línea punteada indica la capa en las curvas. Se puede observar que se

respetan las proporciones de facies, y en las curvas por regiones (pozos escalados)

V C L e n c a n a l

V C L e n lla n u ra

V C L e n c a n a l

V C L e n lla n u ra

174

indican que hacia el Nor-Oeste existe la mayor proporción de arena y en la capa 17

de la malla se observa mayor distribución en esa dirección.

Figura 4.133. Comparación de la Capa 17 de la Malla y la Curva de Proporción Vertical en la Realización

4, Datos Escalados.

Para la unidad D2-D3 se muestra la capa 53 de la realización 8 y la curva de

proporción vertical que resultó de esta realización. Se observa que esta curva

respeta la tendencia de la curva escalada y que en la capa 53 la mayor distribución

de llanura (verde) se ubica hacia el Sur-Oeste de la unidad. Al comparar con las

curvas por regiones estas indican que hay más lutita hacia esta zona. La zona más

limpia se muestra tanto en la capa como en las curvas por regiones se encuentra al

Sur-Este de la unidad.

Figura 4.134. Comparación de la Capa 53 de la Malla y la Curva de Proporción Vertical en la Realización

8, Datos Escalados.

Para la unidad D3_La Rosa se compara la capa 121 y la curva de proporción

vertical (CPV) de la realización 3 con las curvas de proporción de los datos escaldos

D1-D2 N

Escalados Realización 4

D2-D3 Capa 53


N

175

(Figura 4.135). Se observa que la curva resultante de la simulación respeta la

tendencia de la CPV de los datos escalados. En las curvas por regiones para esa

capa la facies que predomina es la llanura y en la capa se muestran distribución de

llanura en toda el área.

Figura 4.135. Comparación de la Capa 121 de la malla y la Curva de Proporción Vertical en la

Realización 3, Datos Escalados.

4.2.5.11. Simulación de Propiedades Petrofísicas

Las propiedades petrofísicas que se modelaron fueron porosidad total (PHIT),

volumen de arcilla (VCL) y saturación de agua (Sw). La porosidad efectiva y

permeabilidad absoluta se calcularon a partir del modelo de porosidad total y

volumen de arcilla. Se realizó de esta manera con la finalidad de que en el modelo

se respeten las dependencias existentes entre estas variables.

El método estocástico utilizado para la simulación del Vsh, PHIT y Sw, fue el de

Simulación Secuencial Gaussiana por facies. Para cada realización de facies se

generó una realización de las propiedades petrofísicas.

Resultados de las propiedades simuladas en la capa 82 de la realización 4 en las

facies, se observa que las propiedades respetan las tendencias de las facies. (Figura

4.136)

D3_LA ROSA Capa 121

N


176

Figura 4.136. Propiedades Simuladas en la Realización 4, capa 82, Arena D2.

Las ecuaciones utilizadas para calcular la porosidad efectiva, permeabilidad

absoluta y saturación de irreducible fueron las siguientes:

Porosidad efectiva:

PHIE = Porosidad total – volumen de arcilla*porosidad de la arcilla

Permeabilidad absoluta:

K= 10(2+5.461*Porosidad total-1.5*volumen de arcilla)

Saturación de agua inicial:

Swi= a/ (1+b*((K/porosidad efectiva)1/2)c)

Donde:

a=0.5, b= 0.0082 y c=1.24

En la figura 4.137 se muestra (de izquierda a derecha) la distribución de la

Sw, Phie, K y Facies.

PHIT VCL

Sw Facies

177

Figura 4.137. Capa 41, Arena D1, con las Propiedades Sw, Phie, K y Facies.

4.2.5.12. Estimación de POES de los Modelos Equiprobables

Para el cálculo del POES volumétrico en Petrel se requiere, entre otros, el NTG

en el campo. Esta propiedad es resultado de un corte que discrimina arena de

yacimiento y la lutita. En este estudio para estimar el P.O.E.S., se asignaron los

cortes petrofísicos para obtener el NTG (Net to Gross): VCL<0.5, Sw<0.5, PHIE>=

0.20.

Se calculó el POES para cada realización, obteniéndose los siguientes resultados:

Tabla 4.7. Estimación del Petróleo Original en Sitio (P.O.E.S.) para Cada Realización.

Realización POES, MMBNP 1 983 2 867 3 870 4 871 5 869 6 868 7 870 8 870

9 980

PHIE

K

Sw

Facies

178

Por cálculo volumétrico se estima un P.O.E.S. de 870 MMBNP en base a los

resultados arrojados por este estudio. Es importante destacar que para esta área

no se tiene oficializado un P.O.E.S., más sin embargo en el año 2002 Intevep llevó a

cabo un estudio donde se obtuvo como valor promedio de 800 MMBNP, lo cual

corrobora la consistencia de este proyecto.

Figura 4.138. Estimación del Petróleo Original en Sitio (P.O.E.S.). Estudio Intevep, 2002.

Figura 4.139. Estimación del Petróleo Original en Sitio (P.O.E.S.). Estudio Actual, 2008.

POES: 800 MMBNP Res Rec: 272 MMBNP FR34% Res Rem: 206 MMBNP NP: 66 MMBNP

POES: 870 MMBNP Res Rec: 296 MMBNP FR34% Res Rem: 230 MMBNP NP: 66 MMBNP

CONCLUSIONES

- Se realizó una caracterización estocástica detallada del Yacimiento Lagunillas

Inferior, integrando los modelos estructural, estratigráfico, sedimentológico y

petrofísico, con un total de 9 realizaciones equiprobables.

- La arquitectura 3D del Yacimiento se definió usando las fallas interpretadas a

partir de la sísmica disponible y de la información de registros de pozos.

- Estructuralmente, el yacimiento Lagunillas Inferior en el Campo Tía Juana Tierra

corresponde a un homoclinal con rumbo Noroeste-Sureste con buzamiento suave

de 4 a 6 grados de inclinación hacia el Suroeste. La misma se encuentra afectada

en sus extremos Este y Oeste por un sistema de 7 fallas de tipo normal, la falla

Nro 2, es la falla principal ya que es la que presenta mayor extensión en el área y

mayor salto. El desplazamiento vertical de la falla nro 2 es de 30 a 50 pies, la falla

nro 1 presenta un salto promedio de 20 pies, mientras que el resto de las fallas se

manejan entre 15 a 6 pies, este poco desplazamiento no constituye sellos, debido

a que el espesor de los arenas del yacimiento poseen espesores promedios de 80

pies.

- En cuanto a la acumulación, los factores que lo controlan son predominantemente

estratigráficos. De acuerdo a las evidencias geológicas mostradas no existe límites

estructurales, el límite del yacimiento está definido por el espesor decreciente de la

arena neta petrolífera y el aumento de la viscosidad del hidrocarburo.

- Se interpretaron y correlacionaron los topes Ojeda, Laguna, Lagunillas, Arenas D1,

D2, D3 y La Rosa en el área en estudio, con sus respectivas facies, siendo las más

predominantes la facies de canales distributarios, barras de desembocadura y

llanuras. La dirección preferencial es en sentido Noreste-Sur-Oeste.

- La porosidad promedio para las arenas prospectivas del Yacimiento, Arenas D2 y

D3, se estimó en 39%, mientras que en el volumen de arcilla se maneja alrededor

de 10 %. Con espesores promedio de 80 pies cada una.

- Se obtuvo un buen ajuste entre la interpretación de facies y petrofísica, lo cual es

indispensable para el momento de llevar a cabo la simulación numérica e indica la

consistencia del modelo.

179

- La evaluación petrofísica en correspondencia con las facies arenosas presentes

(canales) han determinado que hacia la zona Norte y Sur-Este la arena D2 presenta

las mejores condiciones de desarrollo de arena neta total, arena neta petrolífera y

porosidad, denominada como zona de canales; mientras que la arena D3 presenta

su mejor desarrollo en la zona Nor-Oeste y Sur-Oeste del área en estudio.

- La Resistividad del agua que percola el Yacimiento es de 16, 6 ohm_m a 80 °F

(264 ppm), mientras que la Resistividad del agua de Formación es de 1,7 ohm_m a

80 °F. Según la interpretación sísmica existe un afloramiento en el Noreste del área

en estudio, lo cual se corroboró con los análisis físico-químicos del agua.

- Las propiedades petrofísicas fueron simuladas dentro de las realizaciones de facies

generadas. Se generaron 9 modelos equiprobables de 902.000 celdas, los cuales no

fueron necesarios escalarlos a una malla más gruesa (para simulación dinámica),

ya que el tamaño de la malla puede ser manejado eficientemente por el simulador

térmico Eclipse. Estos servirán de base para orientar futuras perforaciones y planes

de recuperación en el área.

- El Petróleo Original en Sitio (P.O.E.S.) calculado a través del método estocástico

se encuentra alrededor de los 870 MMBN y Reservas Remanentes de 230MMBN, ya

que en siete de las nueve realizaciones corridas se obtuvo este valor.

180

181

RECOMENDACIONES

Con el objeto de aumentar la certidumbre en la caracterización de yacimientos

siguiendo la metodología empleada se recomienda:

- Realizar un análisis de riesgo e incertidumbre tomando en cuenta todas las

variables consideradas en el estudio tales como, porosidad, permeabilidad,

saturación de agua, datos sísmicos, historia de producción, con la finalidad de

disminuir aun más el grado de incertidumbre en el modelo del yacimiento y soportar

futuras tomas de decisiones.

- Actualizar el modelo estocástico a medida que se disponga de nuevos datos

(sísmicos, estructurales, nuevos pozos, registros e interpretaciones geológicas), en

especial en el área Sur del estudio donde no se cuenta con información sísmica.

- Proponer el corte de nuevos núcleos que atraviesen todos los cuerpos de arenas

que conforman el yacimiento Lagunillas Inferior, para robustecer el modelo

petrofísico, y mejorar la calidad de la interpretación sedimentológica del estudio.

- Tener en cuenta que la geoestadística es una herramienta adicional en la

caracterización de yacimientos, que no reemplaza el juicio experto ni mucho menos

minimiza el tiempo de trabajo, al contrario, obliga al grupo multidisciplinario a

trabajar de manera integrada.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

1. Belisario A. Simón C. y Torres G. (1993). Revisión geológica y de

yacimientos. Proyecto APTJEE, Campo Tia Juana. (MAR001038).

2. Berrios Irenio. (2002). Evaluación Integrada del Yacimiento Lagunillas Inferior

del Campo Tía Juana Este, pp 480. (INT-9793).

3. Chedid R. Y otros. (1997). Modelo Estático del Yacimiento en las Areas del

Proyecto D6, F7 y J7 de Tía Juana. PDVSA, Venezuela.

4. Berrios I. Y Moreno I. (1999). Estudio geoquímico de yacimientos del área del

proyecto F7, Campo Tia Juana (INT-06063).

5. PUCHE, E. (1980). Algunas consideraciones sobre la entrada de agua en los

pozos del bloque F-9. Reporte Técnico Nº TR-9915.

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MODELO GEOESTADÍSTICO DEL YACIMIENTO …04:04Z... · y las propiedades de la roca reservorio. ......

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