UNIDADES HIDRÁULICAS DE FLUJO DE LAS...
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1 REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE ESTUDIOS PARA GRADUADOS PROGRAMA DE POSTGRADO DE GEOLOGÍA PETROLERA UNIDADES HIDRÁULICAS DE FLUJO DE LAS ARENAS OLIGOCÉNICAS PRESENTES EN EL BLOQUE JUNIN 4 CAMPO IGUANA ZUATA, ESTADO GUARICO, FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO, UTILIZANDO DATOS DE NÚCLEOS Y MÉTODOS GEOESTADÍSTICOS. Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia para optar al Grado Académico de MAGÍSTER SCIENTIARUM EN GEOLOGÍA PETROLERA Autor: Ing. Nestor Enrique Villegas Mejias. Tutor: Msc. Yoel Vivas. Maracaibo, marzo 2017
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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE ESTUDIOS PARA GRADUADOS
PROGRAMA DE POSTGRADO DE GEOLOGÍA PETROLERA
UNIDADES HIDRÁULICAS DE FLUJO DE LAS ARENAS OLIGOCÉNICAS PRESENTES EN EL BLOQUE JUNIN 4 CAMPO IGUANA ZUATA, ESTADO GUARICO, FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO, UTILIZANDO DATOS DE
NÚCLEOS Y MÉTODOS GEOESTADÍSTICOS.
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN GEOLOGÍA PETROLERA
Autor: Ing. Nestor Enrique Villegas Mejias.
Tutor: Msc. Yoel Vivas.
Maracaibo, marzo 2017
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Villegas Mejias, Nestor Enrique. UNIDADES HIDRÁULICAS DE FLUJO DE LAS ARENAS OLIGOCÉNICAS PRESENTES EN EL BLOQUE JUNIN 4 DE CAMPO IGUANA ZUATA, ESTADO GUARICO, FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO, UTILIZANDO DATOS DE NÚCLEOS Y MÉTODOS GEOESTADÍSTICOS. (2017). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaíbo, Venezuela. 2017. 170 p. Tutor: Msc Yoel Vivas
RESUMEN
El área de estudio comprende de 117 Km2 (Área de Producción Temprana) ubicada al Norte del Bloque Junín 4, Faja Petrolífera del Orinoco. El Bloque Junín 4 está ubicado en el flanco Sur de la Cuenca Oriental de Venezuela, al Norte del río Orinoco. El objetivo principal del estudio fue determinar las Unidades Hidráulicas de Flujo de las arenas de edad Oligoceno presentes en el Bloque Junín 4 y posteriormente elaborar un modelo geoestadístico, que integrará esta información por la necesidad que existe en la Faja Petrolífera del Orinoco en la identificación de tipos de rocas para caracterizar mejor el yacimiento de acuerdo a las propiedades petrofísicas obtenidas a partir de núcleo y con esto poder proponer trayectorias de pozos horizontales más optimas hacia las zonas en donde se tenga mejor calidad de roca. Para la ejecución de este trabajo se utilizó los datos obtenidos del núcleo IZJ4-0028, en una primera instancia se describieron las propiedades petrofísicas de las muestras, luego se integró toda la información petrofísica y sedimentologica. Debido a la heterogeneidad de las facies sedimentarias identificadas en los registros en concordancia con los diferentes tipos de calidad de roca dentro de una misma facies, se decidió realizar el análisis de Unidades Hidráulicas de Flujo utilizando la metodología de Amaefule. Además se utilizó la técnica de análisis de datos multivariados para lograr la mejor correlación de los datos; posteriormente se integró los resultados obtenidos y se propago mediante el uso de tecinas geoestadísticas dentro de un modelo del área el cual servirá para la planificación de las trayectorias de de pozos horizontales siguiendo las UHF de mejor calidad de roca. Palabras claves: Unidades Hidráulicas de Flujo, análisis multivariados, modelo geoestadístico. e-mail del autor: [email protected]
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Villegas Mejias, Nestor Enrique. HYDRAULIC FLOW UNITS OF THE OLIGOCENE SANDS PRESENT IN THE JUNIN 4 BLOCK OF IGUANA ZUATA FIELD, GUARICO STATE, FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO, USING CORE DATA AND GEOSTATISTICS METHODS. (2017). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaíbo, Venezuela. 2017. 170 p. Tutor: Msc Yoel Vivas
ABSTRACT
The study area covers 117 Km2 (Early Production Area) located to the North of Block Junín 4, Faja Petrolífera del Orinoco. Block Junín 4 is located on the Southern flank of the Eastern Basin of Venezuela, North of the Orinoco River. The main objective of the study was to determine the Hydraulic Flow Units of the Oligocene Sands in the Junín 4 Block to elaborate a geostatistical model, which integrates and matching this information with the other reservoir properties. It’s very important, in the Orinoco Oil Belt, the identification of types of rocks to optimize the characterization of the reservoir according to its quality which are obtained directly from core data available and with it performance the design of the horizontal well’s trajectories in the areas with better reservoir properties. To achieve the objectives of this research, is used the laboratory analysis from the core IZJ4-0028, in a first instance the properties of the each core’s sample was interpreted, and it was integrated with the petrophysical model and sedimentological information. Because to the heterogeneity of the sedimentary facies identified in the logs in agreement with the different types of rock quality within the same facies, it was decided to perform the analysis of Hydraulic Flow Units using the Amaefule methodology. In addition, the technique of multivariate data analysis was used to achieve the best correlation of the data; the results were integrated in all wells and propagated in a 3D grid using geostatistical techniques, generating a model representative of the reservoir, this geostatistical model will be used for the next simulation phase and the planning of new locations of producing wells Key words: Hydraulic flow units, multivariate analysis, geostatistical model.
e-mail: [email protected]
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DEDICATORIA
A Dios todo poderoso y a Jesús de Nazareno por siempre guiar mis pasos.
A mis padres, Antonia y Enrique por su apoyo, constancia, dedicación.
A mi hermano, Jesús por su apoyo incondicional.
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AGRADECIMIENTO
A mi querida amiga Desiree Alvarado, por siempre apoyarme en todo momento.
A mi tutor Yoel Vivas, por guiarme en el desarrollo de este trabajo.
A la División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería de la Universidad del Zulia
y a cada uno de los profesores que contribuyó a mi crecimiento profesional.
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TABLA DE CONTENIDOS
RESUMEN ....................................................................................................................... 4
ABSTRACT ...................................................................................................................... 5
DEDICATORIA ................................................................................................................ 6
AGRADECIMIENTO ........................................................................................................ 7
TABLA DE CONTENIDOS .............................................................................................. 8
ÍNDICE DE FIGURAS .................................................................................................... 11
ÍNDICE DE TABLAS ...................................................................................................... 15
INTRODUCCIÓN ........................................................................................................... 17
CAPITULO I
ASPECTOS FUNDAMENTALES DEL PROBLEMA. .................................................... 19
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ............................................................................... 19 1.2 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA .................................................................................. 20 1.3 JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN ......................................................................... 20 1.4 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN .............................................................................. 21
1.4.1. Objetivo general ............................................................................................. 21 1.4.2. Objetivos específicos ..................................................................................... 21
1.5 DELIMITACIÓN.......................................................................................................... 21
CAPITULO II
MARCO TECTÓNICO REGIONAL ................................................................................ 22
2.1. REFERENTE GEOGRÁFICO. ...................................................................................... 22 2.2 EVOLUCIÓN GEODINÁMICA Y TECTÓNICA ................................................................... 24 2.3 SECUENCIA ESTRATIGRÁFICA REGIONAL ................................................................... 27 2.4. TECTÓNICA Y SEDIMENTOLOGÍA DE LA FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO. ................... 34
2.4.1 Geología Estructural y Tectónica .................................................................... 34 2.5 ESTRATIGRAFÍA Y SEDIMENTOLOGÍA: AMBIENTES SEDIMENTARIOS ASOCIADOS. ........... 36 2.6 UBICACIÓN GEOGRÁFICA Y GEOLOGÍA LOCAL DEL BLOQUE JUNÍN 4. ............................ 45
2.6.1 Ubicación Geográfica. ..................................................................................... 45 2.6.2 Estratigrafía. ................................................................................................... 47 2.6.3 Geología Estructural. ...................................................................................... 49
CAPITULO III
MARCO TEÓRICO ........................................................................................................ 52
3.1 ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN. ...................................................................... 52
9
3.2 BASES TEÓRICAS. .................................................................................................... 53 3.2.1 Propiedades Físicas de las Rocas. ................................................................. 53 3.2.1.1 Resistividad de la Formación. ................................................................... 53 3.2.1.2 Resistividad del agua de formación. ......................................................... 54 3.2.1.3 Temperatura de la formación. ................................................................... 56 3.2.1.4 Porosidad .................................................................................................. 57 3.2.1.5 Saturación de Agua .................................................................................. 58 3.2.1.6 Permeabilidad ........................................................................................... 59 3.2.1.7 Saturación de Agua Irreducible ................................................................. 60 3.2.2 Modelos Petrofísicos. ...................................................................................... 60
3.2.2.1 Modelo de Saturación. .............................................................................. 60 3.2.2.2 Modelo de Arcillosidad .............................................................................. 61 3.2.3 Unidades Hidráulicas de Flujo. ....................................................................... 63 3.2.3.1 Relación Clásica de Porosidad y Permeabilidad. ..................................... 63 3.2.3.2 Carmen-Kozeny ........................................................................................ 64 3.2.3.3 Radio de garganta poral. .......................................................................... 64 3.2.3.3.1 Winland r35. ........................................................................................... 64
3.2.3 MODELADO GEOLÓGICO ........................................................................................ 71 3.2.3.1 Tipos de datos usados en el modelado geológico. ...................................... 74 3.2.3.2 Geoestadística. ............................................................................................ 76 3.2.3.2.1 Estacionaridad. ...................................................................................... 77 3.2.3.2.2 Ergodicidad. ........................................................................................... 78 3.2.3.3 Métodos geoestadísticos tradicionales. ....................................................... 79 3.2.3.3.1 Simulación basada en variogramas. ...................................................... 79 3.2.3.3.2 Simulación basada en objetos. .............................................................. 82 3.2.3.3.3 Simulación secuencial. .......................................................................... 83
CAPÍTULO IV
MARCO METODOLÓGICO ........................................................................................... 85
4.1. TIPO DE INVESTIGACIÓN .......................................................................................... 85 4.2 DELIMITACIÓN Y CLASIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN ................................................ 86
4.2.2 Delimitación Temporal de la investigación. ..................................................... 86 4.2.3 Población y Muestra. ...................................................................................... 86 4.2.4 Diseño de la investigación. ............................................................................. 87 4.2.5 Técnicas de recolección de datos. .................................................................. 87
4.3 METODOLOGÍA APLICADA EN LA INVESTIGACIÓN. ......................................................... 88 4.3.1 Revisión Documental y Recopilación de información: .................................... 88 4.3.2 Muestras y descripción de núcleos y registros disponibles. ............................ 90 4.3.3 Descripción del Cálculo de Resistividad del Agua (Rw). ................................. 92 4.3.4 Propiedades eléctricas obtenidas de muestras de núcleos. ........................... 95 4.3.5 Densidad de Grano. ...................................................................................... 102 4.3.6 Modelo de Arcillosidad .................................................................................. 102
10
4.3.7 Modelo de Porosidad .................................................................................... 103 4.3.8 Modelo de Permeabilidad ............................................................................. 103 4.3.9 Identificación y análisis de los tipos de roca partir de registros en función de la descripción de núcleo. ........................................................................................... 105 4.3.10 Metodología para Identificación de las UHF ............................................... 109
4.3.10.1 Revisión y recopilación de información. ................................................ 110 4.3.10.2 Revisión del modelo estratigráfico del área. ......................................... 110 4.3.10.3 Revisión del modelo sedimentológico del área. .................................... 110 4.3.10.4 Establecer estadística de propiedades petrofísicas. ............................. 110 4.3.10.5 Validación de los datos de núcleo con el modelo petrofísico. ............... 110 4.3.10.6 Determinación de las Unidades de Flujo. ............................................. 111 4.3.10.7 Estimación Probabilística de la Permeabilidad. .................................... 114
4.3.11 Integración del Modelo de UHF en un modelo geoestadístico .................... 114
CAPÍTULO V
ANÁLISIS DE RESULTADOS ..................................................................................... 117
5.1 PARÁMETROS PETROFÍSICOS .................................................................................. 117 5.1.1 Cálculo de la Resistividad de Agua (Rw). ..................................................... 117 5.1.2 Parámetros Eléctricos. .................................................................................. 119 5.1.3 Modelos Petrofísicos. .................................................................................... 119
5.2. IDENTIFICACIÓN Y ANÁLISIS DE LOS TIPOS DE ROCA PARTIR DE REGISTROS EN FUNCIÓN DE
LA DESCRIPCIÓN DE NÚCLEO Y PARÁMETROS PETROFÍSICOS. ........................................... 121 5.3. DETERMINACIÓN DE LAS UNIDADES HIDRÁULICAS DE FLUJO POR EL MÉTODO DE JUDE
AMAEFULE. ................................................................................................................. 126 5.4 RESULTADOS DE LA INTEGRACIÓN DEL MODELO DE UNIDADES HIDRÁULICAS DE FLUJO EN
UN MODELO GEOESTADÍSTICO PARA LA PROPAGACIÓN DE PROPIEDADES. ......................... 140
CONCLUSIONES ........................................................................................................ 159
RECOMENDACIONES ................................................................................................ 162
BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................... 163
11
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1 Relación de las Reservas de Hidrocarburos del Mundo.. ................................. 23
Figura 2 Ubicación Geográfica de la Faja Petrolífera del Orinoco y su división en
campos Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo. ............................................................. 24
Figura 3 Columna Estratigráfica de La Cuenca Oriental de Venezuela. ........................ 29
Figura 4 Mayores características estructurales de la Cuenca Oriental de Venezuela,
durante el Cretácico. La posición actual del Río Orinoco, el borde continental actual, las
islas y los límites del Bloque Junín, se muestran como referencia. ................................ 31
Figura 5 Paleogeografía de la Cuenca Oriental de Venezuela a finales del Cretácico
(Maastrichtiense). La posición actual del Río Orinoco, el borde continental actual, las
islas y los límites del bloque Junín, se muestran como referencia. ................................ 32
Figura 6 Sección estructural esquemática de la Cuenca Oriental de Venezuela en
dirección Sureste-Noroeste. El recuadro rojo indica la ubicación del forebulge periférico
donde se encuentra la Faja Petrolífera del Orinoco. ...................................................... 34
Figura 7 Configuración Estructural Esquemática de la Faja Petrolífera del Orinoco y el
Campo Junín vista en planta. En rojo se muestran los límites del campo Junín. ........... 35
Figura 8 Configuración estructural esquemática de la Faja Petrolífera del Orinoco en
dirección Este-Oeste.. .................................................................................................... 36
Figura 9 Cuadro de Correlación Estratigráfico del Área Junín. ...................................... 38
Figura 10 Sección esquemática regional de la Faja Petrolífera del Orinoco. ................. 39
Figura 11 Distribución del Complejo Deltaico en la Unidad I. ......................................... 42
Figura 12 Distribución Este-Oeste de los Ciclos de depósito durante el Terciario en la
FPO. El recuadro azul indica la aparición del fósil correspondiente al momento de
máxima transgresión (flecha), el recuadro rojo indica el área de estudio. ...................... 43
Figura 13 Mapa ubicación del Bloque Junín 4................................................................ 45
Figura 14 Ubicación del Área de Producción Temprana, objeto de estudio. .................. 46
Figura 15 Pozos del Bloque Junín 4. .............................................................................. 47
Figura 16 Columna estratigráfica y registro tipo de área (pozo IJZ4-0028). ................ 48
Figura 17 Mapa estructural del la Arena E1 (Oligoceno) del Área de producción
Temprana del Bloque Junín 4. ....................................................................................... 50
Figura 18 Mapa estructural del Cretácico del Área de producción Temprana del Bloque
Junín 4.. ......................................................................................................................... 51
12
Figura 19 Temperatura (°F) contra profundidad (miles de pies). .................................... 56
Figura 20 Índice de arcilla vs Volumen de arcilla.. ......................................................... 63
Figura 21 Gráfico tipo de Winland. ................................................................................. 67
Figura 22 Ejemplo de gráfico tipo logRQI vs log∅z......................................................... 71
Figura 23 Principales modelos necesarios para la construcción de modelos. ............... 72
Figura 24. Elementos geométricos de un modelo tridimensional cúbico. ....................... 73
Figura 25 Representación gráfica del variograma.. ........................................................ 80
Figura 26 Tres tipos de heterogeneidades geológicas diferentes (arriba) y sus
respectivos variogramas (abajo).. .................................................................................. 81
Figura 27 Modelo de litofacies generado usando método basado en objetos.. .............. 83
Figura 28 Reporte del análisis fisicoquímico del pozo IZJ4-0091. .................................. 94
Figura 29 Hoja Excel para cálculo del Diagramra de Stiff. ............................................. 95
Figura 30 A la derecha se observa el grafico utilizado para calcular el valor promedio de
m (exponente de cementación), a la izquieda se muestra el gráfico utilizado para
calcular el valor promedio de n (exponente de saturación) .......................................... 102
Figura 31 Crossplot entre los análisis de porosidad y permeabilidad del núcleo. ........ 104
Figura 32 Crossplot entre los análisis de permeabilidad y GR en el pozo con núcleo
IZJ4-0028. .................................................................................................................... 105
Figura 33 Ejemplo de Gráfico Estratigráfico de Lorenz Modificado (SLMP). ................ 108
Figura 34 Proceso anidado para la propagación de las propiedades dentro de las
Arenas del Oligoceno. .................................................................................................. 116
Figura 35 Resultados de la caracterización de agua de formación a partir de análisis
fisicoquímico. ................................................................................................................ 118
Figura 36 Histograma de la Porosidad calculada para las Arenas del Oligoceno. ....... 120
Figura 37 Histograma de la Permeabilidad calculada para las Arenas del Oligoceno. 120
Figura 38 Evaluación Petrofísica del Pozo IZJ4-0028. ................................................. 121
Figura 39 Identificación de Facies ambientales en el pozos IZJ4-0028.. ..................... 124
Figura 40 Gráfico de Permeabilidad (K) Vs Porosidad (∅). .......................................... 125
Figura 41 Gráfico Estratigráfico Modificado de Lorenz.. ............................................... 126
Figura 42 Ubicación de los pozos del Área de Producción Temprana indicando el pozo
con núcleo.. .................................................................................................................. 128
Figura 43 Sección Estratigráfica sentido N-S.. ............................................................. 129
13
Figura 44 Sección Estructural sentido N-S. .................................................................. 130
Figura 45 Proporción de facies presentes en las muestras del núcleo IZJ4-0028.. ..... 131
Figura 46 Descarte de muestras de núcleo por corte petrofísico. ................................ 132
Figura 47 Gráfico RQI vs PHIZ en donde se observa el agrupamiento por UHF. ........ 134
Figura 48 Correlaciones entre variables de registros y FZI. ......................................... 135
Figura 49 Regresión multilineal de FZI en función de GR_NM, RHOB, NPHI.............. 136
Figura 50 Relación K-Phie datos agrupados por UHF. ................................................ 137
Figura 51 Registro del Pozo IZJ4-0028 con registro FZI y UHF. .................................. 138
Figura 52 Distribuciones probabilísticas de las variables involucradas en la ecuación de
Amaefule. Fuente: Villegas N, 2017. ............................................................................ 139
Figura 53 Distribución probabilística de la Permeabilidad.. .......................................... 140
Figura 54 Información de pozos, sísmica y estratigráfica cargadas en el modelo........ 141
Figura 55 Sección estratigráfica perpendicular a la sedimentación .............................. 142
Figura 56 Sección estructural perpendicular a la sedimentación.. ............................... 142
Figura 57 Sección estratigráfica paralela a la sedimentación. ..................................... 143
Figura 58 Sección estructural paralela a la sedimentación. ......................................... 143
Figura 59 Fault stick de las fallas interpretadas en el área de producción temprana. .. 144
Figura 60 Fallas modeladas en el área de producción temprana. ................................ 145
Figura 61 Vista 3D de fallas y los contornos estructurales del Horizonte E1. .............. 145
Figura 62 Ajuste entre el Horizonte Estructural E1 y los topes geológicos. ................. 146
Figura 63 Malla geológica construida mediante la técnica de pilares. .......................... 147
Figura 64 Simplificación y/o unificación de las facies ambientales y las UHF con las
facies yacimiento. ......................................................................................................... 148
Figura 65 Visualización de los registros discretos en los pozos.. ................................. 149
Figura 66 Escalamiento Pozo - Malla ........................................................................... 150
Figura 67 Curvas de proporción vertical (VPC) de las propiedades discretas.. ........... 151
Figura 68 Resultados de la propagación de la propiedad arcillosidad (Vsh) en todas las
unidades. ...................................................................................................................... 153
Figura 69 Proporción de propiedad arcillosidad por cada UHF dentro de la Arena E1.153
Figura 70 Resultados de la propagación de la propiedad porosidad (PHIE).. .............. 154
Figura 71 Proporción de la porosidad por cada UHF dentro de la Arena E1. . ............ 155
Figura 72 Resultados de la propagación de la propiedad permeabilidad (PERM).. ..... 156
14
Figura 73 Proporción de la propiedad permeabilidad (PERM) por cada UHF dentro de la
Arena E1.. .................................................................................................................... 156
Figura 74 Vista de Planta de las Propiedades propagadas en la Arena E1 del Oligoceno.
..................................................................................................................................... 157
Figura 75 Vista 3D de la propiedad UHF en las Arenas del Oligoceno. ....................... 158
15
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1 Características de las Unidades de descripción.. .............................................. 44
Tabla 2 Ecuaciones empíricas para determinar radios de garganta de poro (µm)
correspondientes a varios porcentajes de saturación de mercurio. ................................ 68
Tabla 3 Resumen de tipos de datos utilizados para el modelado geológico .................. 75
Tabla 4 Registros convencionales recopilados .............................................................. 90
Tabla 5. Muestras de núcleo y topes formacionales. ..................................................... 90
Tabla 6 Características y abreviaturas utilizadas para las muestras de núcleos............ 91
Tabla 7 Fragmento de la recopilación de la descripción de las muestras de núcleos .... 92
Tabla 8 Evaluación del método para el cálculo del Rw. ................................................. 93
Tabla 9 Fragmento resumen con los resultados de las propiedades eléctricas obtenidas
de los ensayos de laboratorio del pozo IZJ4-0028 ....................................................... 101
Tabla 10 Integración de parámetros petrofísicos y características sedimentológicas del
pozo con núcleo IZJ4-0028. ......................................................................................... 106
Tabla 11 Datos obtenidos en los ensayos de laboratorio de las muestras del núcleo
IZJ4-0028 ..................................................................................................................... 107
Tabla 12 Fragmento de hoja de cálculo con los valores calculados para la identificación
de los tipos de roca utilizando el gráfico estratigráfico modificado de Lorenz (SMLP) en
las Arenas del Oligoceno. ............................................................................................ 109
Tabla 13 Parámetros eléctricos de las muestras del núcleo IZJ4-0028. ...................... 119
Tabla 14 Modelos Petrofísicos ..................................................................................... 119
Tabla 15 Fragmento de la Integración de información petrofísica y sedimentológica de
las muestras del núcleo IZJ4-0028. .............................................................................. 122
Tabla 16 Facies Ambientales del Pozo IZJ4-0028. ...................................................... 123
Tabla 17 Fragmento de la base de datos de los análisis convencionales de las muestras
del núcleo IZJ4-0028. ................................................................................................... 127
Tabla 18 Facies presentes en el núcleo IZJ4-0028. ..................................................... 130
Tabla 19 Rangos de los análisis convencionales para cada Facies. ............................ 131
Tabla 20 Agrupamiento de las muestras mediante análisis de clasificación y análisis de
error. ............................................................................................................................. 133
Tabla 21 Rango de FZI por cada UHF.. ....................................................................... 135
Tabla 22 Rangos de Unidades Hidráulicas de Flujo.. ................................................... 137
16
Tabla 23 Dimensiones de la malla geológica. .............................................................. 146
Tabla 24 Resultados del escalamiento pozo - malla. ................................................... 150
Tabla 25 Tabla de valores de los variogramas calculados para las Arenas ................. 151
Tabla 26 Resultados de la propagación de las propiedades dentro de la malla .......... 152
17
INTRODUCCIÓN
En el presente trabajo de investigación se determinarán las Unidades
Hidráulicas de Flujo de las Arenas Oligocénicas, utilizando datos de núcleos y métodos
geoestadísticos.
El área de estudio comprende de 117 Km2 (Área de Producción Temprana) en el
Bloque Junín 4 de la Faja Petrolífera del Orinoco. El Bloque Junín 4 está ubicado en el
flanco Sur de la Cuenca Oriental de Venezuela, al Norte del río Orinoco.
Geológicamente la sección estratigráfica está representada por las Formaciones Canoa
de edad Cretácica, Merecure, de edad Oligoceno y Oficina, de edad Mioceno
Temprano, del Terciario, las cuales forman parte de la columna geológica regional de la
Cuenca Oriental de Venezuela. Actualmente el Yacimiento de interés es la Formación
Merecure de edad Oligoceno, el cual se subdivide en 3 miembros E1, E2 y E3. El
ambiente sedimentario está dominado dentro de la columna estratigráfica por facies
fluviales, siendo las facies predominantes: rellenos de canales, canales apilados,
canales abandonados, barras, abanicos de rotura, depósitos de llanura de inundación y
borde de canales.
El desarrollo de este trabajo está estructurado en los siguientes capítulos:
En el Capítulo I, se describe el problema. Contiene el planteamiento del mismo,
los objetivos de la investigación, general y específicos, la justificación, delimitación la
misma.
En el Capítulo II, se muestra el marco tectónico regional, la evolución
geodinámica y tectónica, la estratigrafía y sedimentación así como la ubicación
geográfica y la geología local del área de estudio.
En el Capítulo III, se presentan los antecedentes que respaldan la investigación y
el marco teórico donde se expondrán las bases teóricas que sustentan el estudio.
El Capítulo IV, está constituido por el marco metodológico, que representa las
diversas estrategias que se utilizaron para desarrollar la investigación, presentando el
18
diseño y tipo de investigación, la población y muestra, las técnicas de recolección de
información y metodología aplicada para la organización y análisis de la misma.
El Capítulo V, Comprende el análisis e interpretación de los resultados obtenidos
durante el estudio, las conclusiones a las cuales se llegaron, una vez finalizada la
investigación, así como las recomendaciones del caso.
Por último, se expondrán las conclusiones y recomendaciones a las que se
llegara en esta investigación después de haber analizado los resultados.
19
CAPITULO I
ASPECTOS FUNDAMENTALES DEL PROBLEMA.
Este capítulo se centra en presentar el contexto en el que se desarrolla la
investigación, presentando primeramente el planteamiento del mismo y su formulación,
para luego definir los objetivos que se persiguen y establecer la justificación y
delimitación del estudio.
1.1 Planteamiento del problema
Actualmente la industria petrolera enfrenta el gran reto de incrementar la
producción de crudo al menor costo posible, con el fin de satisfacer la creciente
demanda global de energía y mejorar la rentabilidad de los proyectos. Para el logro de
esos objetivos, la industria petrolera realiza una serie de actividades, donde la puesta
en producción de petróleo es una de las más importantes, ya que se encarga de
coordinar y ejecutar las estrategias de producción mediante la evaluación, análisis y
control del sistema área de drenaje-pozo-superficie, para el cumplimiento de los
compromisos adquiridos.
Dentro de las operaciones de exploración y producción de Petróleos de
Venezuela, S.A. (PDVSA) en la Faja Petrolifera del Orinoco Hugo Chavéz (FPOHC), se
hayan las arenas de la Formación Merecure, de edad Oligoceno que conforman los
yacimientos más importantes de hidrocarburos (tipo extrapesado), y en el Bloque Junín
4 éstas se encuentran en un área compleja desde el punto de vista estratigráfico por su
gran heterogeneidad.
Este estudio surge de la necesidad que existe en la FPOHC de caracterizar la
roca yacimiento, para lo cual es necesario utilizar metodologías que permitan la
tifipicación de la calidad de la roca a través de la identificación de las Unidades
Hidraulicas de Flujo (UHF) y su correspondencia con las propiedades petrofísicas
obtenidas a partir de núcleo y con esto poder proponer trayectorias de pozos
horizontales mas optimas hacia las zonas en donde se tenga mejor calidad de roca
20
yacimiento. Adicionalmente, en esta área no se cuenta con un modelo geoestadístico
actualizado, siendo el más reciente del año 2008, por tal motivo se requiere de un
estudio que permita integrar la información recientemente obtenida e interpretada de
las distintas especialidades: sedimentología, estratigrafía, petrofísica (evaluaciones de
datos de núcleos y pozos recientemente perforados), geofísica (interpretación sísmica
obtenida de nuevo cubo 3D), con el objeto de disminuir el grado de incertidumbre, y
proponer un modelo elaborado con datos duros propagados en el área de estudio, que
refleje de manera confiable las características y propiedades del yacimiento. Los
resultados de este estudio servirán de base para posteriores investigaciones dentro del
área, como por ejemplo la simulación dinámica de yacimientos que permita establecer
un plan óptimo de explotación y proyectos de recobro mejorado de hidrocarburos.
1.2 Formulación del problema
¿Cuáles son las Unidades Hidráulicas de Flujo existentes en el Bloque Junín 4,
Campo Iguana Zuata, que permitan caracterizar mejor el yacimiento y garantizar el
éxito en la planificación de las trayectorias de pozos horizontales, en las arenas de
edad Oligoceno?
1.3 Justificación de la investigación
Este trabajo responde a la necesidad de hacer una identificación de las UHF,
debido a la falta de información en el área en la caracterización de los tipos de roca, y
al requerimiento de la generación de un modelo geoestadístico actualizado que permita
realizar las evaluaciones necesarias para la selección de estrategias apropiadas de
explotación orientadas a maximizar y/o optimizar la recuperación de las reservas en el
mismo y así lograr visualizar de manera más confiable las recomendaciones de nuevas
áreas perforación.
Desde el punto de vista de utilidad metodológica, esta investigación brinda
alternativas y experiencias que pueden contribuir en el desarrollo de futuros estudios en
áreas vecinas.
21
1.4 Objetivos de la investigación
1.4.1. Objetivo general
Determinar las Unidades Hidráulicas de Flujo de las Arenas Oligocénicas
presentes en el Bloque Junín 4 del Campo Iguana Zuata, estado Guárico, Faja
Petrolífera del Orinoco, utilizando datos de núcleos y métodos geoestadísticos.
1.4.2. Objetivos específicos
Describir los parámetros petrofísicos como resistividad del agua de formación,
exponente de saturación, factor de cementación, constante de tortuosidad, densidad de
la matriz, así como las muestras de núcleos disponibles y los registros de las Arenas
Oligocénicas del Bloque Junín 4.
Analizar los tipos de rocas presentes en las Arenas Oligocénicas del Bloque
Junín 4, haciendo uso de los registros de pozos y de los núcleos disponibles, a través
de criterios petrofísicos, sedimentológicos.
Determinar las Unidades Hidráulicas de Flujo de las Arenas Oligocénicas usando
los datos disponibles de análisis convencionales de núcleos validados con el modelo
petrofísico (arcillosidad, porosidad efectiva, permeabilidad) con la aplicación de
metodologías geoestadísticas y los modelos estratigráfico y estructural existentes del
área.
1.5 Delimitación
Espacial: El trabajo se desarrollará en la Faja Petrolífera del Orinoco en las
Instalaciones de EEII División Junín de la Empresa Petróleos de Venezuela, S.A
Temporal: El tiempo estimado para realizar el estudio es de seis meses, comprendidos
entre agosto del 2016 y febrero de 2017.
22
CAPITULO II
MARCO TECTÓNICO REGIONAL
2.1. Referente Geográfico.
Para los fines de esta investigación, el estudio del área de interés debe
realizarse sin descontextualizar su posición geográfica, es decir, tomando en
consideración que forma parte de un sistema que está representado a nivel macro por
la Cuenca Oriental de Venezuela, a nivel meso por la Faja Petrolífera del Orinoco
(FPO) y a nivel micro por el Campo Junín, específicamente el Bloque Junín 4. Por lo
tanto, es esencial estudiar la evolución de la Cuenca Oriental de Venezuela, en su
totalidad para entender los procesos y fenómenos que tomaron parte en la génesis del
área.
La Cuenca Oriental de Venezuela es el nombre con que se denomina
colectivamente a dos subcuencas, divididas por el arco de Urica, la subcuenca de
Maturín al Este y la subcuenca de Guárico al Oeste, ambas son tipo foreland y cubren
un área total de aproximadamente 165.000 Km2 (Erlich y Barrett, 1992).
Es necesario destacar que la Cuenca Oriental de Venezuela es la segunda
provincia más rica en hidrocarburos en Suramérica después de la Cuenca de
Maracaibo. Éstas en conjunto con la FPO forman la mayor acumulación de
hidrocarburos del mundo (PDVSA, 2010). (Figura 2.1) Esta cuenca se encuentra
ubicada al norte del continente Suramericano, en el área Norte Central y Noreste de la
República Bolivariana de Venezuela, entre los 8º a 11º latitud Norte y 56º a 69º longitud
Oeste (Figura 2.2), formando una depresión topográfica y estructural de
aproximadamente 800 Km de longitud y 200 Km de ancho.
Además, se encuentra limitada al Sur con el Río Orinoco desde la
desembocadura del Río Arauca hacia el Oeste hasta Boca Grande al Este, siguiendo el
borde septentrional del Escudo de Guayana; al Oeste con el Arco de El Baúl y su
conexión estructural con el Escudo de Guayana; al Norte con el cinturón de
plegamiento de la Serranía del Interior y por la falla El Pilar, y al Este con el Sur de
Trinidad y el Océano Atlántico (Renz et al, 1958).
23
Figura 2. 1 Relación de las Reservas de Hidrocarburos del Mundo. Fuente: PDVSA,
(2010).
Por su parte, la FPOHC, se encuentra en el área central de Venezuela,
específicamente, en la región Sur de la Cuenca Oriental de Venezuela, al sur de los
estados Guárico, Anzoátegui, Monagas y Delta Amacuro, al Norte del Río Orinoco.
Tiene aproximadamente 600 Km de longitud y entre 35 y 100 Km de ancho, abarcando
una extensión de 55.314 Km² y un área de explotación de 11.593 Km². (Figura 2.2)
Para su cuantificación y certificación de las reservas, la FPOHC fue dividida en
cuatro grandes áreas debido a sus características estructurales, enmarcadas en el
trabajo de Galavis y Velarde (1967), siendo estas de Oeste a Este: Boyacá, Junín,
Ayacucho y Carabobo, antiguamente denominadas Machete, Zuata, Hamaca y Cerro
Negro, respectivamente, y estas a su vez están segmentadas en bloques de
aproximadamente 500 Km2 cada uno.
24
Figura 2. 2 Ubicación Geográfica de la Faja Petrolífera del Orinoco y su división en
campos Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo. Fuente: PDVSA, 2010.
2.2 Evolución Geodinámica y Tectónica
Muchos son los geocientíficos que han realizado estudios sobre la Cuenca
Oriental de Venezuela. Para los fines de este estudio se utilizó el punto de vista
geodinámico y tectónico de Erlich y Barrett (1992), Erlich y Barrett (1990) y Talwani
(2002), los cuales están intrínsecamente relacionados con eventos tectónicos de
influencia global como los procesos de rift.
En términos generales, la historia y evolución geodinámica de la Cuenca Oriental
de Venezuela desde el Paleozoico puede ser dividida en cuatro fases:
Fase Pre-Rift (Paleozoico)
Fue principalmente identificada usando registros sísmicos (Talwani, 2002). Los
resultados de la limitada información de pozo existente sobre estas rocas indican que
las formaciones de esta edad consisten de areniscas de grano fino a grueso
25
ligeramente calcáreas, intercaladas con conglomerados y lutitas, que posiblemente
fueron depositados en un ambiente de continental a marino somero con bajo nivel de
energía.
Las rocas de esta edad no forman parte del sistema petrolero de la Cuenca
Oriental de Venezuela y se asocian al interior del súper-continente Pangea. (Erlich y
Barrett, 1992).
Fase de Rift y Deriva (Jurásico Superior y Cretácico Inferior)
Durante este periodo la placa de Norte América se separó del súper continente
Gondwana, formando el Atlántico Norte y afectando el margen norte de la placa de Sur
América. Esta separación fue diacrónica, ocurrió primero en el norte y luego en el sur
de Norte y Sur América (Talwani, 2002).
Aparentemente, esta etapa de rift no está asociada con el estiramiento de la
corteza o subsidencia rápida, lo que sugiere que su desarrollo fue diferente al de un
típico evento de rift. La falta de estiramiento de la corteza indica que en su etapa inicial
la ruptura ocurrió debido a los efectos de cizalla asociados al rift. El desplazamiento
rumbo deslizante o de falla transformante fue la actividad tectónica de mayor relevancia
(Erlich y Barrett, 1992). Los sedimentos. depositados durante el periodo de rift no
tienen ninguna importancia en la generación o acumulación de hidrocarburos.
En la Cuenca Oriental de Venezuela, esta fase está representada por las capas
rojas y basaltos depositados en el Graben de Espino durante el Jurásico Superior y
Cretácico Inferior (González de Juana et al, 1980). Es necesario destacar que el
término “capas rojas” denomina un conjunto de rocas clásticas depositadas en
ambiente continental de canales entrelazados, canales anastomosados y abanicos de
rotura de un sistema progradante tipo graben, cuyos sedimentos probablemente
provienen de las rocas plutónicas y metamórficas del Escudo de Guayana. (Pérez y
Tortolero, 2003).
Fase de Margen Pasivo (Cretácico Inferior y Eoceno)
Esta fase se caracteriza por la subsidencia del margen pasivo de América del
Sur desde el Jurásico Superior o Cretácico Inferior hasta el Eoceno, y el depósito de 3
26
o 4 Km de rocas sedimentarias de origen marino con alto contenido de materia
orgánica y espesas unidades carbonáticas.
Las rocas distintivas de esta etapa en el Oriente de Venezuela son las
formaciones Querecual y San Antonio. A medida que evoluciona la cuenca se
convertirán en la roca madre de toda la región.
Fase de Colisión oblicua (Eoceno Inferior-Medio-Presente)
La placa del Caribe y la placa de Sur América colisionaron tangencialmente y de
manera diacrónica. La colisión comenzó durante el Eoceno Inferior-Medio en el Oeste,
fue más prominente durante Oligoceno-Mioceno Medio en el Este y continua hasta el
presente. (Erlich y Barret, 1992; Pindell, 1991). Durante esta fase se formaron los
márgenes actuales de esta cuenca. En general, las rocas metamórficas que conforman
el margen Sur de la cuenca son consideradas autóctonas, es decir, una parte de la
placa de Sur América.
Autores como Erlich y Barret (1990, 1992) y Pindell (1991), suponen que las
rocas pertenecientes al flanco Sur formaban parte del margen pasivo y de la cuenca
antepaís existente durante el Cretácico hasta el Terciario. Estas rocas suprayacen a los
sedimentos y rocas ígneas del Paleozoico y a las rocas metamórficas del Precámbrico.
En contraste, el origen de las rocas ígneo-metamórficas que conforman el
margen Norte de la cuenca es más debatido. Algunos autores, consideran que estas
secciones son alóctonas respecto a su posición actual, siendo transportadas desde
algunas decenas de kilómetros hasta miles de kilómetros previos al depósito.
Desde esta perspectiva, Erlich y Barret (1990) describen la historia de las placas
tectónicasdel Norte de Venezuela y Trinidad como dominada por desplazamientos
rumbo-deslizantes (strike-slip) de bloques de corteza discretos, donde el
desplazamiento tangencial y cabalgamiento de un bloque relativamente competente
denominado “Bloque de Margarita”, respecto a los terrenos autóctonos de la placa de
Sur América, emplazó los terrenos aloctónos de la Cordillera de la Costa y Villa de
Cura durante el Eoceno Inferior.
Además, formó las cuencas de Cariaco y Bonaire por su fractura y posterior
extensión durante el Oligoceno Inferior y emplazó los terrenos de Araya-Paria y el
27
Norte de Trinidad y Tobago durante el Oligoceno Superior y Mioceno Inferior (Erlich y
Barrett, 1990).
Durante esta última fase de actividad tectónica cambios menores en el
movimiento relativo de las placas provocaron una configuración tectónica compresiva,
que indujo la subducción oblicua de la placa de Sur América por debajo de la placa del
Caribe (Jacome, 2003), y cabalgamiento generando una cuenca antepaís (Foreland),
en las subcuencas de Guárico y Maturín, además provocó levantamiento y erosión de
esta cuenca. (Erlich y Barrett, 1992).
Contrariamente, autores como Pindell et al (1991) consideran que las rocas
pertenecientes al flanco Norte, son autóctonas puesto que formaban parte de un
margen pasivo de edad Paleozoico que formó un sobre-corrimiento por efecto de los
esfuerzos compresivos y de cizalla, durante el choque oblicuo entre la placa de Caribe
y la placa de Sur América.
Cabe resaltar que esta fase es, sin lugar a dudas, la más importante para los
sistemas petrolíferos de la Cuenca Oriental de Venezuela puesto que las fallas inversas
de bajo ángulo asociadas al sobrecorrimiento causaron carga litosférica y la formación
de la cuenca, resultando en el soterramiento de rocas madres de edad Cretácico e
incluso más antiguas (Parnaud et al 1995; Summaa et al, 2003). En el caso específico
de la FPO; la roca yacimiento, las vías de migración, la roca sello y la trampa
estructural también se desarrollaron durante esta fase.
2.3 Secuencia Estratigráfica Regional
El estilo y la sincronización de los procesos tectónicos, epirogénicos y
orogénicos,
ocurridos en el límite de placa fueron críticos en la determinación de la cantidad y tipo
de sedimentos que rellenaron las subcuencas de Guárico y Maturín. En general, los
procesos fueron diacrónicos (Pindell, 1991; Erlich y Barret, 1992; Talwani, 2002).
Además, la columna de sedimentos preservados varía considerablemente entre las
cuencas, evidencia de una tasa de subsidencia y de suministro de sedimento diferente
en cada caso.
De esta manera, una sección típica de la Subcuenca de Guárico contiene en
promedio entre 3-4 km de sedimentos, sin incluir aproximadamente 3 Km de
28
sedimentos erosionado desde el Oligoceno. En contraste, la columna de sedimentos en
la subcuenca de Maturín ha sido estimada entre 8.5-14 Km, con una sección
erosionada entre 1 y 6 Km (Erlich y Barret, 1992).
Para realizar una descripción sistemática y detallada de la secuencia
estratigráfica regional de la Cuenca Oriental de Venezuela, las rocas que constituyen el
relleno de la misma se dividieron en tres grandes periodos. Para cada uno de los
periodos se describen los eventos de mayor relevancia estratigráfica y la(s)
formación(es) (Fm.) geológica(s) más relevante(s).
i.- Pre-Cretácico
Las rocas sedimentarias correspondientes a este período se encuentran en
áreas aisladas de la parte sur de la Subcuenca de Guárico, específicamente en la zona
sur del estado Guárico y suroccidental del estado Anzoátegui, estando restringidas a
las rocas de la Fm. Hato Viejo y Fm. Carrizal. (Figura 2.3).
Las areniscas de la Fm. Hato Viejo sólo han sido descritas a partir de muestras
de núcleo puesto que se desconocen outcrops. La unidad es esencialmente una
arenisca de grano fino a grueso, friable, maciza, ligeramente calcárea y en partes con
contenido de mica, pirita o glauconita. Hasta el presente, no hay mención de restos
fósiles en esta formación sin embargo es considerada de Edad Paleozoico (Léxico
Estratigráfico de Venezuela, 1970).
El ambiente de sedimentación se interpreta como continental, y sus sedimentos
representan el relleno de cuenca (facies fluvial y/o piedemonte) de una fase erosiva,
contemporánea o subsiguiente a un período de intensa actividad tectónica. (Léxico
Estratigráfico de Venezuela, 1970).
29
Figura 2. 3 Columna Estratigráfica de La Cuenca Oriental de Venezuela. Modificado del
Léxico Estratigráfico de Venezuela, 1980.
Por su parte, las rocas de Edad Carbonífero correspondientes a la Fm. Carrizal
están constituidas por una espesa secuencia de arcillitas, masivas y compactas,
generalmente fuertemente bioturbadas. Es notablemente homogénea, pese a su
30
contenido variable de limo, con intercalaciones locales de areniscas o conglomerados
de guijarros. Hacia la base de la formación se han observado cuerpos de arena.
Las estructuras sedimentarias sugieren que estas litologías fueron depositadas
bajo condiciones de ambiente marino (nerítico) de aguas someras y condiciones de
corriente típicas de llanuras de marea. (Léxico Estratigráfico de Venezuela, 1970).
Cronoestratigráficamente, la base de esta formación se correlaciona con la Fm. Hato
Viejo y representa la base del Paleozoico.
ii.- Cretácico
El espesor y distribución de las facies de las rocas de Edad Cretácico,
correspondientes al Grupo Temblador, en las subcuencas de Guárico y Maturín varían
principalmente siguiendo la dirección del buzamiento de las cuencas, es decir, Norte-
Sur. Además. Los únicos rasgos fisiográficos que durante este periodo tuvieron
influencia estructural en los patrones de depósito, fueron el Arco del Baúl y el Escudo
de Guayana. (Figura 2.4) (Erlich y Barret, 1992).
Asimismo, Kiser, (1997) en el III Léxico Estratigráfico de Venezuela (edición
online, 2000) observó que la Fm. Canoa se acuña erosional y estratigráficamente
contra el escudo de Guayana, estando ausente en el área de Carabobo, pero
atravesando la parte norte de las áreas Boyacá, Junín, y Ayacucho; aparentemente, se
acuña estratigráficamente contra el Arco de El Baúl.
31
Figura 2. 4 Mayores características estructurales de la Cuenca Oriental de Venezuela,
durante el Cretácico. La posición actual del Río Orinoco, el borde continental actual, las
islas y los límites del Bloque Junín, se muestran como referencia. Fuente: Modificado de
Erlich y Barret, 1990.
Por su parte, la Fm. Tigre se encuentra en gran parte de la Faja Petrolífera del
Orinoco, desapareciendo por erosión hacia el este del área de Boyacá y el norte del
escudo de Guayana. Además, las secuencias del Grupo Temblador gradan lateral y
verticalmente en dirección Norte a secuencias conformes de ambientes marinos
someros con sedimentos clásticos y carbonáticos de Edad Aptiense a Cenomaniense.
La inundación de la plataforma carbonática durante el Albiense fue seguida por
el depósito de lutitas con gran cantidad de material orgánico, calizas y chert en la
cuenca. Esta secuencia representa la máxima transgresión marina durante la fase de
depósito del margen pasivo.
Finalmente, entre el Cretácico Tardío a Terciario ocurrió el relleno gradual de la
cuenca por ende, las aguas que la cubrían se volvieron más someras. En la secuencia
32
se observa la transición entre los depósitos de aguas profundas a depósitos de agua
somera. (Figura 2. 5)
Figura 2. 5 Paleogeografía de la Cuenca Oriental de Venezuela a finales del Cretácico
(Maastrichtiense). La posición actual del Río Orinoco, el borde continental actual, las
islas y los límites del bloque Junín, se muestran como referencia. Fuente: Modificado de
Gonzalez de Juana et al, 1980.
iii.- Terciario
La configuración de margen pasivo, donde se depositaron sedimentos marinos
someros continuó durante el límite Cretácico-Terciario sobre la mayor parte de la
Cuenca Oriental de Venezuela hasta el Paleoceno.
El sobrecorrimiento de la parte Norte de la Cuenca de Guárico causó flexura por
carga y la formación de la cuenca foreland que existe desde el Paleoceno hasta el
presente. Aproximadamente 3 Km de sedimentos de edad Maastrichtiense y Paleoceno
fueron subsecuentemente depositados en la cuenca.
Durante el Eoceno el sobrecorrimiento proporcionó las condiciones para el
desarrollo de pequeñas plataformas carbonáticas, ambientalmente inestables sobre
altos aislados, debido al levantamiento de la cuenca principalmente de la zona Sur
(Erlich y Barret, 1992). Además, la mayor parte del área que actualmente se conoce
33
como FPO fue erosionada, no así al Norte de la región donde ocurrió el depósito de la
Fm. Caratas y se inició el depósito de la Fm. La Pascua durante el Eoceno Tardío.
A lo largo del Oligoceno continuó depositándose la formación La Pascua.
Posteriormente se depositó la Formación Roblecito y la Formación Merecure, en casi
toda la cuenca. La Formación La Pascua es un clástico basal asociado con la
transgresión marina que ocurrió sobre una amplia extensión del norte de Venezuela
durante el Eoceno Tardío-Oligoceno. Por su parte, la Fm. Roblecito se caracteriza
principalmente por intercalaciones de lutitas y areniscas arcillosas mientras que el
Grupo Merecure consiste principalmente de areniscas petrolíferas limpias y masivas.
Al final de este período, continúa el levantamiento de la Serranía del Interior y se
desarrolla el Foredeep al Sur, donde se depositan los sedimentos de aguas profundas
de la Fm. Carapita.
Durante el Mioceno, en la parte norte de Guárico la sedimentación se hace
predominantemente continental. Desde el flanco norte de la cuenca hacia el sur se
observa gradación entre las formaciones Capiricual-Quiamare al norte y la Fm. Oficina
hacia el Sur.
Martinius et al, (2008) destaca que en este periodo en el área central y NE de la
región se depositó una espesa capa de sedimentos de hasta 8 Km, en su mayoría
proveniente del cratón de Guayana, que sugiere que el aporte de estos era lo
suficientemente alto como para mantenerse en equilibrio con la alta tasa de
acomodación de la cuenca.
Hacia el Este, la profundización de ambientes continúa determinando la
sedimentación de Carapita. En el flanco Sur se sedimenta la Fm. Freites de ambiente
marino somero durante el Mioceno Tardío-Plioceno, seguido por la Fm Las Piedras que
se depositó en extensos ambientes fluvio-deltaicos. Únicamente al Noreste de la
Cuenca Oriental de Venezuela se encuentra la Fm. La Pica, depositada en un ambiente
marino costero. Cabe destacar que no se ha reportado la presencia de ésta formación
en ningún área de la FPO.
34
2.4. Tectónica y Sedimentología de la Faja Petrolífera del Orinoco.
2.4.1 Geología Estructural y Tectónica
La Faja Petrolífera del Orinoco forma un prisma de sedimentos de Edad
Terciaria que se acuña hacia el Sur y suprayace en contacto discordante rocas de
Edad Cretácica, Paleozoico o Precámbrico. En general, la dinámica de la zona
corresponde a un sistema de fallas tectónicas normales, con bloques rígidos, sin
evidencia de plegamiento ni esfuerzos tectónicos de gran importancia (Isea, 1987; De
Vega y Rojas 1987) (Figura 2.7).
La dirección dominante de las fallas varía de E-O a NE-SO (Figura 2.8) mientras
que las capas buzan hacia el NO (Figura 2.7), formando un monoclinal cortado por un
sistema de fallas normales, en un arreglo en échelon (en escalón), con un
desplazamiento vertical de aproximadamente 61 m (De Vega y Rojas, 1987). Cabe
destacar que la secuencia Terciaria esta poco deformada (Figura 2.7).
A nivel regional el control estructural de la distribución de hidrocarburos es
secundario respecto al control estratigráfico, este es un enorme heavy-oil seal (sello de
crudo pesado) que migró y se entrampó en las areniscas depositadas durante el
Terciario.
Figura 2. 6 Sección estructural esquemática de la Cuenca Oriental de Venezuela en
dirección Sureste-Noroeste. El recuadro rojo indica la ubicación del forebulge periférico
35
donde se encuentra la Faja Petrolífera del Orinoco. Fuente: Modificado de Schenk, C.,
et al, 2010.
Localmente, la presencia de fallas influye en las acumulaciones de hidrocarburo
y en los contactos de agua-petróleo (Vega y de Rojas, 1987). Estructuralmente, las
acumulaciones de hidrocarburos se encuentran a lo largo del forebulge periférico
formado al sur de la cuenca antepaís. (Bartok, 2003) (Figura 2. 7).
Por otro lado, la Faja Petrolífera del Orinoco se encuentra dividida en dos
provincias estructurales por el sistema de fallas de Hato Viejo. La Provincia Occidental
del sistema de fallas, campos Boyacá y Junín, los sedimentos de edad terciaria yacen
en contacto discordante sobre las secuencias de sedimentos Cretácicos y Paleozoicos,
depositados en una profunda depresión estructural (Talwani, 2002), mientras que en la
Provincia Oriental, campos Carabobo y Ayacucho, los sedimentos yacen sobre rocas
ígneo-metamórficas de edad Pre-cámbrica pertenecientes al escudo de Guayana
(Figura 2.9).
Figura 2. 7 Configuración Estructural Esquemática de la Faja Petrolífera del Orinoco y el
Campo Junín vista en planta. En rojo se muestran los límites del campo Junín. Fuente:
Modificado de De Vega y Rojas, 1987.
36
Figura 2. 8 Configuración estructural esquemática de la Faja Petrolífera del Orinoco en
dirección Este-Oeste. Fuente: Yoris y Ostos, 1990.
2.5 Estratigrafía y Sedimentología: Ambientes Sedimentarios Asociados.
Estratigráficamente, FPO se encuentra en el flanco Sur de la Cuenca Oriental de
Venezuela, acuñándose en dirección Sur y en contacto disconforme sobre el cratón de
Guayana. Por su parte, el área Junín se encuentra en la parte centro occidental de la
FPO. Su cuadro de correlación estratigráfico (Figura 2.10 y Figura 2.11) incluye rocas
con edades entre Precámbrico hasta tiempo reciente. Es importante destacar que los
yacimientos de hidrocarburos se encuentran predominantemente en sedimentos de
Edad Terciaria y en algunos depósitos menores de edad Cretácica. Para los fines de
este estudio se distinguen dos períodos estratigráficos: uno Pre- Cretácico y otro Post-
Cretácico, en función del contenido de hidrocarburo:
i.- Pre-Cretácico:
En casi toda el área de la FPO se encuentran rocas de Edad Pre-Cámbrico que forman
parte del basamento ígneo-metamórfico perteneciente a la Formación Pastora y al
Complejo metamórfico del Escudo de Guayana y rocas de Edad Paleozoico,
37
restringidas al área de Boyacá, Junín y el noroeste (NO) de Ayacucho,
correspondientes a rocas de las formaciones Hato Viejo, Carrizal y al Graben de
Espino.
En pozos del área Junín se encuentran intercalaciones arenosas dentro de la
Formación Carrizal, que presentan las características de la Formación Hato Viejo. Esto
ha permitido a varios autores (Sinanoglu, E. 1986; Stover, L. E., 1967) a considerar que
al menos en su parte más antigua la Formación Carrizal equivale cronológicamente a la
Formación Hato Viejo.
En general, las rocas de edad Paleozoico se encuentran en contacto
disconforme sobre el basamento ígneo-metamórfico de Edad Pre-Cámbrico. Además,
se separan mediante inconformidad angular de dos unidades litoestratigráficas
suprayacentes que lindan en la región. Estas son: el Grupo Temblador de Edad
Cretácico y las Capas Rojas de edad Jurasico Superior. Cabe destacar que en estas
rocas no se han encontrado acumulaciones de hidrocarburos.
38
Figura 2. 9 Cuadro de Correlación Estratigráfico del Área Junín. Fuente: Vega y De
Rojas, 1987.
39
Figura 2. 10 Sección esquemática regional de la Faja Petrolífera del Orinoco. Fuente:
Magna Reserva, 2008.
ii.- Post-Cretácico
Los sedimentos Post-Cretácico se acuñan en dirección Sur y en contacto
discordante sobre las rocas de Edad Pre-Cretácico. En tales sedimentos se encuentran
entrampadas las acumulaciones de hidrocarburos. Se distinguen las siguientes edades:
a. Cretácico
Periodo representado por los sedimentos del Grupo Temblador, el cual incluye
las formaciones Tigre y Canoa. Litológicamente corresponde a areniscas cuarzosas y
lutitas negras caoliníticas, identificadas mediante una asociación palinológica distintiva,
llamada zona R, la cual marca el límite entre Terciario y Cretácico.
Esta secuencia suprayace el basamento Precámbrico en el área Carabobo y
progresivamente desaparece hacia el Sur, mientras que en el área de Junín suprayace
rocas de Edad Paleozoico. Tanto el contacto basal como el superior son discordantes,
siendo este ultimo reconocido a escala regional por Isea, (1987).
40
b. Terciario
Según Galavis y Velarde, (1967), durante el Paleoceno y Eoceno la mayor parte
de la región fue erosionada con excepción de la parte oriental de la FPO donde la Fm.
La Pascua se depositó. Posteriormente, Isea (1987) reconoció la presencia de la Fm.
La Pascua en el área, como areniscas regionales transgresivas en la forma de barras
litorales, depósitos de zona de marea o de playa, con algunas lutitas de lagunas o
estuarios, todos con una orientación Este-Oeste preferencial. Además, estableció que
esta formación no constituye un yacimiento de interés económico en el área.
A finales del Oligoceno comenzó el depósito de La Fm. Oficina, la cual se
caracteriza por la alternancia de lutitas, areniscas y limolitas de grano fino a grueso,
con capas menores y delgadas de; lignitos, lutitas ligníticas, arcillitas, areniscas
siderítico-glauconíticas y calizas. Asimismo, el material carbonoso es común, variando
desde pocos centímetros hasta 60 cm de espesor, el cual resulta de considerable valor
en las correlaciones.
La sedimentación de la Formación Oficina se inició en condiciones de aguas
dulces o salobres, continuando con repetidas alternancias de ambientes marinos
someros, salobres y pantanosos. En general las condiciones se tornan gradualmente
más marinas de Oeste a Este y de Sur a Norte.
Estas rocas fueron depositadas sobre la plataforma continental que existía en el
Oriente de Venezuela durante el Mioceno, rellenando las depresiones paleo-
topográficas formadas por la inconformidad de la Base del Terciario (Martinius et al,
2008).
Además, múltiples estudios geológicos, (Burkill, 2002; Isea, 1987; Vega y de
Rojas, 1987; Fiorillo, 1987, Martinius et al, 2008) sugieren que el depósito ocurrió por la
acción de ríos que fluían en dirección N-NE durante un evento transgresivo, donde la
fuente de sedimentos se encontraba al Sur, en el Escudo de Guayana.
Asimismo, en base a estudios palinológicos y sedimentológicos realizados por
Gaponoff (1986) y Martinius et al (2008) respectivamente, se propuso que las areniscas
productoras de hidrocarburo de la formación Oficina en el área Junín corresponden a
un complejo deltaico.
Por otro lado, las areniscas se hacen más abundantes, de mayor espesor y de
grano más grueso hacia la base de la formación. En el área Junín, Audemard (1985),
41
describe la formación Oficina como predominantemente arenosa. Además, la divide en
3 unidades de descripción (UD), que en el área se correlacionan con los Miembros de
la Fm. Oficina de esta manera:
• Unidad I: (Miembro Inferior) caracterizada por areniscas masivas progradantes y
la intercalación de lutitas y areniscas transgresivas, características de un
complejo deltaico. Figura 2.10
• Unidad II: (Miembro Medio) representa una secuencia lutítica con intercalaciones
ocasionales de areniscas y limolitas.
• Unidad III: (Miembro Superior) es una secuencia predominantemente arenosa.
Por su parte, la Fm. Freites que se encuentra en la mayor parte de la FPO,
presenta un ambiente marino somero, infra-litoral, en su proporción inferior,
pasando a ambiente nerítico en la parte media y finalmente en la parte superior
de nuevo a ambientes costero o infra litoral. Audemard, (1985) citado en el
Léxico estratigráfico de Venezuela, clasifica estos eventos en dos unidades de
descripción (Figura 2. 12).
• Unidad IV: secuencia de capas delgadas de areniscas arcillosas de grano fino.
• Unidad V: secuencia de lutitas intercaladas con areniscas, de grano medio a
grueso,glauconíticas, calcáreas o sideríticas y muy fosilíferas.
42
Figura 2. 11 Distribución del Complejo Deltaico en la Unidad I. Fuente: Modificado de
Latreille, 1983.
Bolly y Premolisilva (1973), realizaron un estudio de foraminíferos plantónicos y
correlaciones litoestratigráficas en la FPO, que aunado a la caracterización de las
unidades de descripción realizada por Audemard (1985), permitió correlacionar las
secuencias y determinar la edad en la que se depositaron las secuencia y bajo que
ciclos eustáticos.
En la Fm. Oficina la división de las tres unidades corresponde a los dos ciclos
regresivos transgresivos, ocurridos durante las Épocas Oligoceno Inferior y Mioceno.
Bolly y Premolisilva (1973), correlacionaron esta secuencia basados en el periodo de
máxima transgresión correspondiente al Mioceno Medio, determinado por la aparición
del fósil Globorotalia fohsi fohsi (Figura 2.13).
Asimismo, las Unidades IV y V de la Fm. Freites corresponden al segundo mayor
y último ciclo transgresivo del Mioceno. A continuación se describen de manera más
detallada los ciclos eustáticos del Mioceno:
43
Ciclo 1
Ciclo regresivo-transgresivo ocurrido durante el Oligoceno, se extiende sobre
Boyacá y el noroeste de Junín. En su base posee un contacto inconforme con rocas de
edad Cretácica o Pre-Cretácica. La configuración de las facies, la litología y la
presencia de fauna marina indican un ambiente nerítico o de plataforma, representado
por las formaciones La Pascua, Roblecito y la formación Chaguaramas del Grupo
Merecure. Estas formaciones no fueron incluidas en las UD, descritas por Audemard
(1985).
Figura 2. 12 Distribución Este-Oeste de los Ciclos de depósito durante el Terciario en la
FPO. El recuadro azul indica la aparición del fósil correspondiente al momento de
máxima transgresión (flecha), el recuadro rojo indica el área de estudio. Fuente: De
Isea, 1987.
44
Ciclos 2 y 3
Ambos son de Edad Mioceno y representan los ciclos más importantes durante
el Terciario debido a la acumulación de hidrocarburos. Según Isea (1987) están
divididos en 5 unidadeslitoestratigráficas informales que pueden ser correlacionadas
regionalmente y se corresponden con las Unidades de Descripción establecidas por
Audemard (1985) (Tabla 2.1).
De acuerdo a Isea (1987), la distribución de facies de los ciclos y unidades
identificadas, indican que las arenas productivas fueron depositadas en un ambiente
fluvio-deltaico, en un complejo de deltas dominados por marea-oleaje, asociado con
fases regresivas y transgresivas.
Tabla 2. 1 Características de las Unidades de descripción. Fuente: Isea, 1987.
UD: unidad de descripción litoestratigráfica. Fm: Formación.
c. Cuaternario
El Pleistoceno está representado por la Fm. Mesa ubicada en el área Norte y
Noreste de la FPO. La formación está compuesta por areniscas poco consolidadas,
conglomerados y lutitas producto de una sedimentación fluvio-deltáica y paludal, como
resultado del avance de un extenso delta hacia el este en la misma forma que avanza
hoy el delta del río Orinoco.
Finalmente, en toda
consolidados con un tama
por la erosión de los dos e
estos son; el Escudo de Gu
2.6 Ubicación Geográfica
2.6.1 Ubicación Geográfic
El Bloque Junín 4,
Venezuela, al Norte del río
Anzoátegui; Municipios Ipir
con 22,6 Km de Este a O
denominado Junín, es una
área de la Faja Petrolífera d
Limita al Norte con e
con el Bloque Junín 2 (E.
PetroJunín) y Junín 6 (E.M
El área cuenta con 5
e informes técnicos realizad
Figura 2. 13 Mapa ubic
El área de interés p
Producción Temprana (Fig
da el área se encuentran depósitos aluvial
año de grano muy variable entre grava y a
elementos fisiográficos de mayor importanc
uayana y la Serranía del Interior.
a y Geología Local del Bloque Junín 4.
fica.
, está ubicado en el flanco Sur de la Cu
río Orinoco. Pertenece regionalmente a los
ire y Monagas. El área total del Bloque Jun
Oeste y 30 Km de Norte a Sur. Se localiza
a de las 10 divisiones en que se encuentra
del Orinoco para fines del Proyecto Orinoco
el Bloque Junín 3, al Sur-Este con el Bloque
E.M Petromacareo) y al Este con los Bloqu
M Petromiranda).
528 kilómetros de líneas sísmicas 2D y un
ados por PDVSA y empresas contratistas.
icación del Bloque Junín 4. Fuente: Magna R
para este trabajo es el del área nombrad
igura 2.15) representada por 117 km2 ubic
45
ales jóvenes, poco
arcilla, producidos
ncia en esta época,
uenca Oriental de
s estados Guárico-
unín 4 es 325 km2,
a dentro del campo
ra fraccionada esta
co Magna Reserva.
e Junín 7, al Oeste
ques Junín 5 (E.M
n cubo sísmico 3D;
Reserva, 2008.
ada como Área de
bicada al norte del
46
Bloque Junín 4 (325 km2). En la figura 2.16 se observan los pozos estratigráficos que
conforman el Bloque.
Figura 2. 14 Ubicación del Área de Producción Temprana, objeto de estudio. Fuente:
Villegas N, 2017.
Leyenda
Área de Producción Temprana (117 Km2)
Bloque Completo (325 Km2)
47
Figura 2. 15 Pozos del Bloque Junín 4. Fuente: Villegas N, 2017.
2.6.2 Estratigrafía.
La sección estratigráfica del área de interés del Bloque Junín 4, está
representada por la Formación Carrizal de edad Paleozoico, la Formación Canoa de
edad Cretácica, la Formación Merecure, de edad Oligoceno y la Formación Oficina, de
edad Mioceno Temprano, del Terciario, las cuales forman parte de la columna
geológica regional de la Cuenca Oriental de Venezuela. La profundidad de los
yacimientos oscila entre 948 y 2168 pies. Geológicamente el Bloque Junín 4 se ubica
dentro de la Sub-Cuenca de Maturín, específicamente en el extremo Sur Oeste de la
Faja Petrolífera del Orinoco.
La sección productora del área de interés es las arenas del Oligoceno de la Formación
Merecure (Figura 2.17), dentro de las cuales se definieron 3 submiembros
denominadas E1, E2, y E3 siendo la más reciente las arenas de Oligoceno1.
Leyenda
Área de Producción Temprana (117 Km2)
Bloque Completo (325 Km2)
El nombre de la Fo
(1937) para representar u
afluente del río Querecual e
sobre los sedimentos de la
de Junín.
Para Campos et al.
areniscas masivas, con alg
que son más abundantes e
Figura 2. 16 Columna estr
ormación Merecure fue inicialmente introdu
una sección arenosa que aflora en la que
l en el Norte de Anzoátegui y que descansa d
la Formaciones Tigre y Canoa según, sea e
al., (1985) esta unidad se caracteriza por
lgunas intercalaciones de capas delgadas d
en la parte superior.
stratigráfica y registro tipo de área (pozo IJZ4
Villegas N, 2017.
48
ducido por Herberg
uebrada Merecure,
a discordantemente
el caso en el área
r el predominio de
de lutitas y lignitos
Z4-0028). Fuente:
49
De acuerdo al enfoque estratigráfico antes mencionado, se propone una
sedimentación continua donde cada unidad definida se depositó de Suroeste hacia el
Noreste.
La interpretación del ambiente de sedimentación asociado a las Formaciones
Canoa, Merecure y Oficina Inferior, es proveniente de los informes de núcleos
existentes, dentro del área Junín y zonas vecinas. Se han recuperado informes de
núcleos en los pozos estratigráficos IZZ-0042, IZZ-232 e IZJ4-28.
Los depósitos de la Formación Merecure de edad Oligoceno dentro del
Bloque Junín 4, son principalmente areniscas masivas apiladas y amalgamadas (65 –
80%), con algunas intercalaciones de capas delgadas de lutitas y lignitos que son más
abundantes en la parte superior. Los paquetes arenosos varían de espesor, entre <10’
y hasta 100’ aproximadamente. Una característica distintiva para las arenas del
Oligoceno son los “onlaps” progresivos contra las formaciones más viejas hacia el Sur.
El espesor de esta formación tiende a adelgazar de Norte a Sur.
Los estudios y análisis de núcleo muestran que la litología del Bloque Junín 4
está representada principalmente por arenas de grano fino friable y no consolidadas
compuestas por partículas de cuarzo y pequeñas cantidades de feldespato.
La Formación Merecure de edad Oligoceno en Junín 4 está conformada por
arena de grano fino y delgadas capas de lutitas con unas pocas cantidades de calcio.
Subyacente a Oligoceno se encuentra la Formación Canoa de edad Cretácica con
arenas de grano fino a medio y capas gruesas de lulita.
2.6.3 Geología Estructural.
Estructuralmente el Bloque Junín 4 se caracteriza por una sección al Sur
elevada y una sección al Norte fuertemente deprimida. La disposición de los horizontes
sísmicos en el Bloque sugiere el acuñamiento de la sección terciaria hacia al Sur,
donde la separación entre los horizontes es menor.
En el nivel de la Formación Oficina y el Grupo Temblador, los yacimientos buzan
entre 0,5º y 3º hacia el NE, formando un monoclinal cortado por un sistema de fallas
normales escalonadas o “en échelon”.
50
En el área de Producción Temprana, se interpretaron siete (7) fallas normales,
cinco (5) en dirección SO-NE con buzamiento hacia el Norte y dos (2) en dirección E-O
con buzamiento hacia el Sur (Figura 2.18 y 2.19).
Figura 2. 17 Mapa estructural de la Arena E1 (Oligoceno) del Área de producción
Temprana del Bloque Junín 4. Fuente: Villegas N, 2017.
Mapa Estructural E1
51
Figura 2. 18 Mapa estructural del Cretácico del Área de producción Temprana del
Bloque Junín 4. Fuente: Villegas N, 2017.
Mapa Estructural Cretácico
52
CAPITULO III
MARCO TEÓRICO
En el marco teórico se presentan los antecedentes de la investigación, que dan
respaldo a la misma, y además contiene las referencias teóricas relacionadas con el
tema de investigación, de manera que se tenga un basamento confiable que contribuya
al desarrollo de los objetivos.
3.1 Antecedentes de la investigación.
Primeramente se presenta la investigación de Amaefule, J., et all. (1993), cuyo
título es "Enhanced Reservoir Description: Using Core and Log Data to Identify
Hydraulic (Flow) Units and Predict Permeability in Uncored Intervals/Wells". Los
autores definieron una metodología para la identificación y caracterización de las
unidades hidráulicas de flujo dentro de las facies. La técnica está basada en la
ecuación de modificada de Kozeny-Carmen. La ecuación indica que para cada unidad
hidráulica, al graficar en escala log-log la relación entre el índice de calidad de roca
(RQI), definido a través de la ecuación RQI=0,0314 √k/Ф, y el índice de porosidad
normalizada, (Фz) = Ф/(1-Ф), la tendencia resulta en una línea recta con pendiente
unitaria. La intersección de la línea recta de pendiente unitaria con Фz=1, corresponde
al parámetro de “Indicador de Zona de Flujo” (FZI), el cual es único para cada Unidad
Hidráulica. Los valores de RQI, Фz y FZI se determinan con los datos de porosidad y
permeabilidad medidos en las muestras de núcleo y usando las relaciones
mencionadas arriba. Los valores de FZI son entonces correlacionados con las
respuestas de ciertas combinaciones de registros de pozos para desarrollar modelos
de regresión con el fin de predecir la permeabilidad en intervalos de pozos con y sin
núcleo.
Vera, C. (2011), titulado “Estudio de las heterogeneidades y rasgos estructurales
de las zonas compartidas de los campos Bare y Arecuna”. Universidad Simón Bolívar.
Genero una caracterización y modelo geoestadístico de la Formación Merecure
ubicada entre los campos Arecuna y Bare, El área estudiada abarcó 94 Km2, con
información sísmica 3D, evaluación petrofísica recopilada para un total de 20 pozos
53
verticales y muestras de núcleos encontrados en los campos cercanos. La
caracterización y el modelo geoestadístico implicó utilizar técnicas de correlación por
límites de secuencias, análisis de la continuidad lateral de los cuerpos sedimentarios,
análisis de atributos sísmicos y técnicas geoestadísticas para redefinir los modelos de
ambientes sedimentarios, respetando la heterogeneidad de sus cuerpos sedimentarios.
Meza R., Salazar, K., et al. (2015), “Combining Geostatistics with Seismic
Attributes to Improve Reservoir Management Strategies: A Case Study From the
Faja Petrolífera del Orinoco". El Modelo de Yacimientos realizado proporcionó flujos
de trabajo, herramientas y flexibilidad necesaria para representar de forma eficiente y
exacta el subsuelo así como su contenido petrofísico. el uso de un conjunto completo y
flexible de algoritmos geoestadísticos permitió la integración de un amplio rango de
restricciones, incluyendo datos de pozos, atributos sísmicos como el cálculo de bloques
y mapas de facies sísmicas generados por medio de la clasificación jerárquica, entre
otras informaciones geológicas. La integración de data continúa como la sísmica fue de
vital importancia como data secundaria, logrando modelar los cuerpos presentes en
zonas tan complejas estratigráficamente.
Por último, se presenta el trabajo realizado por Jiménez, E., Vera, C. (2015),
titulado “Aplicación de la Técnica de Múltiples Variogramas Focalizados en
modelamientos geoestadísticos, Campo Bare, Cuenca Oriental de Venezuela”. El modelo
geológico 3D realizado involucró mapas de distribución de facies y de propiedades
físicas de la roca, generados haciendo uso de la técnica de múltiples variogramas
focalizados; para definir el modelo fue necesario analizar los escenarios a partir del
comportamiento de producción de los pozos; esto permitió determinar, de manera
acertada, las direcciones preferenciales de sedimentación.
3.2 Bases teóricas.
3.2.1 Propiedades Físicas de las Rocas.
3.2.1.1 Resistividad de la Formación.
54
Es la resistencia que ofrece un material a dejar pasar corriente eléctrica a través
de él. Dicha resistencia es directamente proporcional a la longitud del material e
inversamente proporcional a su área, comúnmente, la unidad utilizada para la
resistividad es el Ohm.m. La ecuación 3.1 expresa la resistividad de un material.
R = �.�� Ecuación 3. 1
La resistividad de la formación constituye una propiedad importante para indicar
litología y contenido de fluido. La mayoría de los minerales constituyentes de las rocas
al igual que los hidrocarburos, no son buenos conductores de electricidad, es decir, son
resistivos.
En las rocas sedimentarias, la parte sólida está formada por minerales no
conductores de electricidad, tales como el cuarzo, silicatos, carbonatos, etc. Estas
rocas conducen la electricidad, solamente debido a la presencia de fluidos conductivos
dentro de los espacios porosos interconectados, como es el agua de formación.
3.2.1.2 Resistividad del agua de formación.
El medio poroso de un yacimiento puede contener agua, petróleo y gas, ya sea
individualmente o cualquiera de los dos o los tres al mismo tiempo. La mayoría de las
rocas de los yacimientos, sin embargo, contienen siempre cierta cantidad de agua de
formación, la cual podría no haber sido el agua presente cuando se formó
originalmente la roca. Por el contrario, el agua connata es el agua entrampada en los
poros de una roca durante su formación, también denominada agua fósil. 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 son por lo general dulces y
de resistividad alta. A medida que se perfora a mayor profundidad, el agua que se
encuentra en las formaciones se hace más salada.
55
Es importante recalcar que dicho fenómeno no ocurre de manera regular o
uniforme. Son muchos los factores que pueden influir en la salinidad de los acuíferos
profundos, uno de ellos es la salinidad del mar que estaba presente cuando fueron
depositados los sedimentos; otro lo constituye la cercanía de las antiguas
desembocaduras del río y sus aguas dulces. También puede ser debido a un aumento
de concentración salina por percolación cuando los sedimentos eran aun jóvenes.
La resistividad de las aguas superficiales pueden 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 ºF, lo cual
corresponde a una solución de saturación completa.
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, es decir, 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. La ecuación 3.2. expresa
matemáticamente la variación de la Resistivadad (R1) de un fluido a una temperatura
(T1) a una Resistividad (R2) para el mismo fluido a una temperatura (T2).
� = �
�� Ecuación 3. 2
Actualmente se recomienda usar la relación de Arps donde la ecuación 3.2. es
expresada de la siguiente manera: � = � �
���� Ecuación 3. 3
Donde, X= constante = 6.77 (para temperatura en °F).
Existen varios medios para determinar la resistividad del agua de formación:
• Medición directa de la resistividad en una muestra representativa (núcleo).
• Análisis químico de la muestra en el laboratorio determinando la concentración
iónica.
• Calculo de la resistividad a partir de los registros (curva de SP, Método Rwa,
etc).
56
3.2.1.3 Temperatura de la formación.
Debido a que la resistividad de las soluciones acuosas es una función de la
temperatura y con el fin de interpretar cuantitativamente los registros, es necesario
saber la resistividad del agua de la formación y del lodo de perforación a la profundidad
de la formación de interés; de esta manera, es necesario 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 (la proporción en que
aumenta la temperatura de acuerdo a la profundidad) del área considerada. En un pozo
con 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, es decir, que el gradiente geotérmico es lineal, la temperatura en
cualquier punto del pozo puede ser determinada partiendo de estas dos lecturas. La
figura 3.1 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.
Figura 3. 1 Temperatura (°F) contra profundidad (miles de pies). Fuente: Marin C, 2003.
57
Esta gráfica se utiliza para determinar la temperatura de la formación a cualquier
profundidad, primero hay que determinar la temperatura media de la superficie, para
establecer la escala horizontal apropiada (en Venezuela se usa la temperatura
promedio de 80ºF), 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. En este orden de ideas, la
temperatura de una formación de interés puede ser determinada usando la siguiente
ecuación:
T� = T� + P� ������� Ecuación 3. 4
Donde:
Tf: Temperatura de la formación de interés.
Ts: Temperatura media de la superficie.
Tm: Temperatura máxima de fondo.
Pm: Profundidad máxima.
Pf: Profundidad de la formación de interés.
3.2.1.4 Porosidad
Es una medida de la capacidad de almacenamiento de una roca y se define
como la fracción del volumen total de una muestra que está ocupada por poros o
espacios vacíos y que pueden contener fluidos. El símbolo de la porosidad es ∅.
Una sustancia densa y uniforme, como lo es un pedazo de vidrio, tiene porosidad cero.
Por el contrario, una esponja tiene una porosidad muy alta. La porosidad de las
formaciones del subsuelo puede variar considerablemente. Los carbonatos densos
(calizas y dolomitas) y las evaporitas (sales, anhidritas y yeso), pueden tener
porosidades cercanas a cero, para todos los efectos prácticos. Por su parte, las
areniscas bien consolidadas pueden tener de 10% a 15% de porosidad, mientras que
las no consolidadas pueden tener un 30% o más de porosidad.
Las lutitas o arcillas pueden tener una porosidad mayor a 40% llenas de agua,
pero estos poros son considerados individualmente, por lo general estos poros son tan
pequeños, que la roca es impermeable al flujo de los fluidos.
La porosidad depende principalmente de los siguientes factores:
58
• El empaque geométrico, en condición ideal, el empaque de los granos esféricos
que son todos del mismo tamaño, dan como resultado las siguientes
porosidades máximas de acuerdo a los distintos empaques geométricos:
Cúbico 47%
Rómbico 39.5%
Hexagonal 25.9%
• El escogimiento, el empaque de granos esféricos de diferentes tamaños (mal
escogimiento) reduce la porosidad.
• La cementación, la acción de cristalización secundaria de cualquier mineral
(cuarzo, calcita, dolomita, etc), reduce la porosidad.
• La angularidad y grados de redondez tienen influencia en la porosidad, los
granos con mayor grado de redondez permiten una mayor porosidad y
viceversa.
• La granulación (el proceso por el cual los granos de los minerales se rompen por
presión de sobrecarga), por lo general, aumenta la porosidad. Sin embargo, la
superficie expuesta también se incrementa, lo que conduce a una reducción de
la permeabilidad.
• La solución de minerales a través de aguas circulantes aumenta la porosidad.
En los sedimentos clásticos estos no tiene mucha importancia; sin embargo,
constituye un factor significativo para el desarrollo de la porosidad en las rocas
carbonáticas.
3.2.1.5 Saturación de Agua
La fracción del espacio poroso ocupado por el agua se denomina “saturación de
agua” (Sw), la fracción restante, contentiva de petróleo o gas se denomina “saturación
de hidrocarburo” (Sh). Como uno es complemento del otro entonces Sh = 1 - Sw. El
supuesto general es que inicialmente el yacimiento estuvo lleno de agua y que a lo
largo del tiempo geológico, el petróleo o el 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 (Sw), representada por el agua retenida
por la tensión superficial sobre la superficie de los granos, en el contacto entre los
59
granos y en los intersticios más pequeños. Su valor varía entre 0.05 (5%) en las
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 la
formación se somete al proceso de producción.
Cuando el petróleo y el gas (que no son buenos conductores de electricidad)
están presentes en una roca porosa, conjuntamente con una cierta cantidad de agua
salina de formación, su resistividad verdadera (Rt) es mayor que (Ro) (la resistividad de
esa misma formación, si estuviera saturada 100% con agua), debido a que hay menor
volumen de agua, disponible para el paso de la corriente eléctrica.
La resistividad de una roca parcialmente saturada de agua (Rt) depende no solo
del valor de Sw, sino también de su distribución en el interior del espacio poroso. La
distribución de las dos fases (agua e hidrocarburo) dentro de la roca, depende de la
humectabilidad de la misma, de la dirección en que fue establecida (drenaje o
imbibición) y del tipo de porosidad (ya sea intergranular, cavernosa o ambas).
3.2.1.6 Permeabilidad
Es la medida de la facilidad con que los fluidos se desplazan a través de una
roca. La permeabilidad es una propiedad dinámica para una muestra dada de roca y
para un fluido homogéneo, siempre que el fluido no interactúe con la roca misma. La
unidad de permeabilidad es el “darcy”, la cual es bastante grande.Por ello se emplea la
milésima parte, o sea, el milidarcy (md). El símbolo de la permeabilidad utilizado es K.
Para que sea permeable, la roca debe poseer poros interconectados o fracturas,
por lo tanto, hay una relación de tipo general entre la porosidad y la permeabilidad. Una
mayor permeabilidad generalmente corresponde con una mayor porosidad, aunque
esto no siempre constituye una regla absoluta. Las lutitas y algunas arenas tienen una
alta porosidad, pero los granos son tan pequeños que los conductos aprovechables
para el movimiento de los fluidos son muy restringidos y tortuosos. Por tal motivo, la
permeabilidad puede ser muy baja en tales casos. Otras formaciones con litologías
tales como calizas, pueden estar compuestas de roca dura ininterrumpida por fisuras
muy pequeñas o por fracturas de gran extensión. La porosidad de estas formaciones
puede ser baja, pero la permeabilidad de una fractura puede ser muy grande. En
60
consecuencia, las calizas fracturadas presentan una porosidad baja conjuntamente con
una permeabilidad extremadamente alta.
El volumen total del espacio poroso interconectado se llama “porosidad efectiva”.
En las rocas clásticas, ésta generalmente, es igual a la porosidad total o absoluta. Es
obvio, que si los poros de una roca no estuvieran interconectados, no existiría
permeabilidad alguna. La siguiente es la ecuación de Darcy (3.5) que expresa la tasa
del flujo a través de un medio poroso y permeable con unidades prácticas:
Q = 1.127A ��� �∆�� Ecuación 3. 5
Donde:
K: Darcy.
Q: Tasa de flujo (bbl por día).
∆P: Diferencial de Presión (psi).
L: Distancia recorrida por el fluído (pies).
A: Area transversal (pies2).
µ: Viscosidad (centipoise).
3.2.1.7 Saturación de Agua Irreducible
En una formación productora de petróleo, las cantidades relativas de petróleo y
aguaque se producen a un determinado nivel y a un determinado momento, dependen
de la saturación irreducible de agua y de las permeabilidades relativas a una condición
dada de saturación. En la medida en que se produce petróleo y aumenta la saturación
de agua, el yacimiento alcanza un momento en el cual el agua fluye junto con el
petróleo y comienza a producir junto con este mismo; al seguir la producción a ese
nivel, aumentara la producción de agua.
3.2.2 Modelos Petrofísicos.
3.2.2.1 Modelo de Saturación.
En el año 1941 Archie define el factor de resistividad de formación F, el mismo
es la relación entre la resistividad de una roca saturada 100% de agua, Ro y la
resistividad del agua que la satura, Rw ecuación (3.6).
61
F = #$ Ecuación 3. 6
De igual manera se puede relacionar F con la porosidad mediante la expresión:
F = %∅� Ecuación 3. 7
Donde "a" es una constante que no tiene un claro significado físico, aunque ha sido
relacionada con la forma de grano y la toruosidad, y "m" se define como el factor de
cementación. Combinando estas dos relaciones (Ecuacion 3.6 y 3.7) se tiene la
ecuación de Archie para la determinación de la saturación de agua:
S$ = '( =
(*+)( = %+
∅�( Ecuación 3. 8
3.2.2.2 Modelo de Arcillosidad
Para realizar una buena evaluación petrofísica se debe conocer el valor del
volumen de arcilla contenido en las arenas.
En la práctica, este valor se calcula a partir de las lecturas de los perfiles, bien
sea de manera individual, usando el registro de rayos gamma, el registro potencial
espontáneo (SP) y el registro de resistividad o combinando dos curvas, Densidad-
Neutrón, Densidad- Sónico y Sónico Neutrón. A continuación se presenta un grupo de
ecuaciones que permite el cálculo del volumen de arcilla dada la información
proveniente de las diferentes herramientas.
Para el registro de Rayos Gamma:
V�. = (/�/�01)(/�23�/�01) Ecuación 3. 9
Donde:
GR: Lectura del registro de rayos gamma.
GRmin: Lectura minima del registro de rayos gamma.
GRmax: Lectura máxima del registro de rayos gamma.
Vsh: Volumen de Arcilla
El volumen de arcilla está relacionado con el índice de arcilla de la siguiente
manera:
62
I�. = (5678�59)(5�:�59) Ecuación 3. 10
Donde:
; log = respuesta de los rayos gamma en la zona de interés.
; c = respuesta promedio de los rayos gamma en la zona más limpia de la
formación.
; sh = respuesta promedio de los rayos gamma en las lutitas.
Es habitual asumir que Vsh = Ish (Ecuación 3. 11). Sin embargo, esta premisa
tiende a exagerar el volumen arcilla.
Para el registro de SP (Potencial Espontáneo):
V�. = (<<��<�)(<<�) = 1 − ( <�
<<�) Ecuación 3. 12
Donde:
SSP: SP estático
SP: Lectura del registro de potencial espontáneo.
Para el registro de Resistividad:
V�. = (/�:�/()(/�:�/�21@) Ecuación 3. 13
Donde:
Rsh: Lectura de resistividad en la lutita
Rt: Lectura de la resistividad verdadera.
Rsand: Lectura de resistividad en la arena.
Para el registro Densidad-Neutron:
V�. = (∅A�∅B)(∅A�:�∅B�:) Ecuación 3. 14
Donde:
∅C: Valor leído de porosidad, dado por el perfil densidad.
∅D: Valor leído de porosidad, dado por el perfil neutrón.
∅C�.: Valor leído de porosidad en la lutita, dado por el perfil densidad.
∅D�.: Valor leído de porosidad en la arena, dado por el perfil densidad.
63
Existen algunas relaciones empíricas que fueron desarrolladas para diferentes
edades geológicas. Las más notables fueron desarrolladas por Larionov, Stieber y
Clavier. La figura 3.2 muestra dichas correlaciones, las cuales pueden ser expresadas
analíticamente de la siguiente manera:
Ecuación de Larionov: V�. = 0.083(2H.IJ�: − 1) Ecuación 3. 15
Ecuación de Stieber: V�. = J�:(H��J�:) Ecuación 3. 16
Ecuación de Clavier: V�. = 1.7 − K(3.38 − (I�. + 0.7)� Ecuación 3. 17
Figura 3. 2 Índice de arcilla vs Volumen de arcilla. Fuente: Marín C, 2013.
3.2.3 Unidades Hidráulicas de Flujo.
3.2.3.1 Relación Clásica de Porosidad y Permeabilidad.
La permeabilidad y su distribución normalmente son determinadas de pruebas
de núcleos. Pero la realidad es que en pocos pozos son cortados núcleos, por lo tanto
64
para el resto, la permeabilidad debe ser hallada de relaciones de porosidad
permeabilidad,las cuales son cualitativas y no cuantitativas, ya que no hay una relación
directa ni indirecta entre estas variables. Para esto se utiliza una gráfica semi-log de
permeabilidad versus porosidad con base en la siguiente ecuación:
logk = a∅ + b Ecuación 3. 18
La relación clásica es inadecuada cuando se tiene una alta dispersión numérica
de los datos (porosidad y permeabilidad). Autores han propuesto modelos alternativos,
debido a la importancia de definir relaciones de porosidad permeabilidad óptimas ya
que estas son útiles para entender el flujo de fluidos a través de un medio poroso.
3.2.3.2 Carmen-Kozeny
La siguiente ecuación 3.19, es desarrollada para un modelo de tubos capilares;
es útil para la caracterización de rocas consolidadas, asumiendo que los capilares
poseen un radio promedio y que este es no rugoso. Sin embargo, los capilares en un
medio poroso no tiene secciones trasversales constantes. Es por esto que el factor de
rugosidad está incluido en la tortuosidad (razón entre la distancia entre dos puntos en
la roca a través de los poros y la distancia de esos dos puntos conectados por una
línea recta).
k = � *��R<ST�R ∅U
(�∅)R Ecuación 3. 19
Donde FsT2 comúnmente es llamada la constante de Kozeny. El Fs denominado factor
de forma es 2 para una geometría circular cilíndrica.
3.2.3.3 Radio de garganta poral.
3.2.3.3.1 Winland r35.
La metodología evalúa la calidad de la roca del yacimiento, mediante
correlaciones matemáticas, desarrolladas por Winland en 1970 y publicadas por
Kolodzie (1980); se plantea una relación empírica entre porosidad, permeabilidad de
aire y radio de apertura, donde se reproduce los resultados de una prueba de
65
desplazamiento con mercurio para una población cerca de 300 muestras, entre las que
se encuentran areniscas y carbonatos.
Para el desarrollo del grafico de Winland, se realizan pruebas a núcleos con aire.
Se requiere tener una relación que aproxime la permeabilidad de aire (kaire) con la
permeabilidad de mercurio (kHg); Swanson (1981) desarrolló varias relaciones que
cumple con este objetivo.
Winland hizo regresiones entre , k y radio de poro a varios percentiles (30, 40, 50)
pero encontró que la mejor correlación (la de más alta R2) era la del percentil 35.
La ecuación de Winland es la siguiente:
logrHW = 0.732 + 0.588logk%Y�Z − 0.864log∅ Ecuación 3. 20
Donde:
r35 : Radio de apertura de poro correspondiente al percentil 35.
kaire: Permeabilidad del aire no corregida [mD].
∅: Porosidad [%].
Despejando la ecuación de Winland se obtiene:
logk%Y�Z = ].^_`a#T∅ (a#T�Ub�].IH�)].W^^ Ecuación 3. 21
Al graficar k vs ∅ en escala logarítmica se obtiene una línea recta de pendiente
m = ].^_`].W^^, y con pendiente b = (a#T�Ub�].IH�)
].W^^ ; m y b están en función del tipo de roca.
La curva r35 se utiliza para identificar intervalos que tengan similares radios de
poro (isoporo), a una saturación de mercurio del 35% y así se divide el yacimiento en
varias unidades de flujo. Utilizando las ecuaciones de Winland para calcular r35 se
caracterizan los intervalos como unidades de flujo sin hacer un análisis especial de
núcleos.
De la relación r35 son distinguidos cuatro categorías y rangos de tamaño de
puerto (Garganta de poro), los cuales son convenientes para caracterizar un sistema
poroso.
66
Según Alden (1997) estos rangos se definen así:
• Megaporo: Son unidades de flujo, con gran tamaña de poro (>10 [µm]), que
producen fácilmente cerca de diez mil barriles por día de aceite, de mediana
gravedad si el espesor de la zona y otros factores son constantes.
• Macroporo: Unidades de flujo con tamaño de poro un poco más pequeño(2-10
[µm]), capaces de producir miles de barriles de aceite por día.
• Mesoporo: Unidades de flujo que permiten solo cientos de barriles de aceitepor
día, no tienen tasas máximas a menos que la zona tenga un espesormuy grande
y continuidad del tipo de poro. (0.5-2 [µm]).
• Microporo: Unidades de flujo de grosor moderado que son de interés perocomo
sellos potenciales, ya que solo producen pocos barriles de aceite de gravedad
mediana por día sin restricciones mecánicas. (<0.5 [µm]).
Winland R35 es una ecuación ampliamente utilizada en la industria, pero no es
la única para definir distribuciones de permeabilidad en función de la porosidad y el
radio de poro. Cabe destacar que el modelo Winland asume que el medio poroso
homogéneo que se compone de tubos capilares rectos, circulares y no
intercomunicados. Por tanto no toma en cuenta la tortuosidad. Un gráfico típico de
Winland R35, es la figura 3.3.
67
Figura 3. 3 Gráfico tipo de Winland. Fuente: Susilo, 2010.
3.2.3.3.2 Pittman.
Pittman (1992), extendió el trabajo de Winland al desarrollar varias relaciones
empíricas (Ver tabla 3.2), que permiten hallar los radios de garganta de poro para
saturaciones de mercurio del 10 al 75%, utilizando un sistema de regresión múltiple con
datos de porosidad, permeabilidad, y varios parámetros derivados de las curvas de
presión capilar generadas al aplicar el método de inyección de mercurio. Para hacerles
dichas pruebas, utilizó un grupo de muestras representativo, variadas en composición y
textura y con un amplio rango de porosidad y permeabilidad.
68
Tabla 3. 1 Ecuaciones empíricas para determinar radios de garganta de poro (µm)
correspondientes a varios porcentajes de saturación de mercurio (%). (mD),
(%).k(mD),∅ (%). Fuente: Pittman 1992.
3.2.3.4 Gráfico Stratigraphic Modified Lorenz (SMLP).
Es una herramienta gráfica donde se identifican preliminarmente unidades de
flujo existentes en un intervalo de estudio, basados en la variación vertical en la
capacidad de flujo (k*h) y en la capacidad de almacenamiento (∅ ∗ h ).
Utilizando datos de núcleos y/o de registros ordenados estratigráficamente,
además permite seleccionar preliminarmente los intervalos que representaría las
unidades de flujo. Para construir el SMLP se hace una gráfica cartesiana de (k*h)
acumulado versus ((∅ ∗ h ) acumulado.
La ecuación para obtener un valor de capacidad de flujo acumulado es la
siguiente:
(h ∗ k)fgh = k(h − h]) + k�(h� − h) + ⋯+ kY(hY − hY)/∑ kY(hY − hY) Ecuación 3. 22
Donde k es la permeabilidad (mD) y h es la altura del intervalo de la muestra.
69
La ecuación para obtener un valor de capacidad de almacenamiento acumulado
es la siguiente:
(∅ ∗ k)fgh = ∅(h − h]) + ∅�(h� − h) + ⋯+ ∅Y(hY − hY)/∑∅Y(hY − hY) Ecuación 3. 23
Donde ∅ es la porsidad (fracción).
3.2.2.5 Amaefule et al.
Los yacimientos clásticos del mundo, son heterogéneos y anisotrópicos. Sin
embargo se afirma que dentro de las heterogeneidades en el yacimiento pueden existir
múltiples homogeneidades en los geocuerpos (unidades de flujo). Amaefule, et al
(1993), parten de la ecuación de Carman-Kozeny (ecuación 3.19), e introduce el factor
KT que básicamente es la constante de Kozeny, pero KT es una constante variable
puesto que varía en las diferentes unidades de flujo.
k = k �l<S8mRn
∅U(�∅)R Ecuación 3. 24
KT para una formación de arenisca homogénea se estima mediante la relación:
K� = 1J�
El índice litológico J1 es determinado de los datos de presión capilar que se
ajustan a una línea recta que tiene la siguiente ecuación:
logJ(S$∗ ) = −λlogS$∗ + logJ Ecuación 3. 25
Donde J1 es el intercepto de la línea recta (si es necesario extrapolar) hasta Sw*=1; la
normalización de la saturación de agua se realiza mediante la siguiente expresión:
S$∗ = <+�<+0�<+0
Ecuación 3. 26
Amaefule et al (1993) introduce los siguientes términos:
70
Índice de Calidad de Roca de Yacimiento (RQI), (k/∅)0.5: Considera el cambio de
radio de garganta de poro, distribución de grano y poro. Dividiendo la ecuación 3.24 en
ambos lados por la porosidad y sacando la raíz cuadrada en ambos lados se obtiene:
rs∅ =
<S8mK�l� ∅�∅ Ecuación 3. 27
Para la permeabilidad en milidarcies y porosidad en fracción el lado izquierdo de
la ecuación 3.26 queda:
RQI = 0.0314rs∅ Ecuación 3. 28
Donde el RQI es expresado en micrómetros tμmv.
Indicador de Zona de Flujo: es un parámetro único que incluye los atributos
geológicos de la textura y mineralogía en la estructura de diferentes facies; está
definido por la siguiente ecuación:
FZI = <S8mK�l
Ecuación 3. 29
La ecuación 3.27 se reescribe en función de las ecuaciones 3.28 y 3.29:
RQI = FZI(∅x) Ecuación 3. 30
Donde ∅y es la razón entre el volumen poroso y el volumen de roca:
∅y = ∅�∅ Ecuación 3. 31
Aplicando logaritmo a ambos de lados de la ecuación 11 se obtiene:
logRQI = log∅y + logFZI Ecuación 3. 32
En una gráfica log –log de RQI versus ∅y (Figura 3.4), la ecuación 3.32
proporciona una línea recta de pendiente unitaria cuyo intercepto con ∅y es el indicador
de zona de flujo (FZI). Cada línea recta representa características similares de
garganta de poro, es decir, representa una unidad de flujo.
71
Figura 3. 4 Ejemplo de gráfico tipo logRQI vs log∅y. Amaefule et al, 1993.
3.2.3 Modelado Geológico
Un modelo geológico, en su definición más simple, consiste en una
representación bidimensional o tridimensional de un volumen de rocas. Estos modelos
pueden representar distintas características geológicas como la litología, estructura,
mineralización, etc. Para el caso de los modelos geológicos de yacimientos, Harris
(1975) afirma que estos deben proveer una descripción suficiente de aquellos
parámetros que controlan el movimiento de los fluidos dentro del yacimiento, con la
finalidad de desarrollar la planificación de explotación de un campo petrolero. Sin
embargo, un modelo de yacimiento debe ir más allá y debe ser capaz de representar el
resultado de los procesos geológicos a través de una distribución espacial realista de
los cuerpos que estos generan (e.g. tipos de roca, distribución de facies, geometrías,
conectividad) y de sus propiedades (porosidad, permeabilidad, saturación de fluidos).
Hasta principios de los años 80 la mayoría de los modelos de yacimientos eran
simplemente modelos de capas. En estos modelos, capas homogéneas o bloques de
fallas contenían permeabili
verdadero comportamiento
las posibles barreras que e
Los yacimientos so
diversos tipos de rocas dep
por una infinidad de proces
ha promovido que los méto
representar de la manera
geológico debe estar const
disciplinas de la geología,
sedimentológico y modelo p
Figura 3. 5 Principales mod
Actualmente, los mo
tridimensionales denomina
virtuales que se correspon
coordenadas (latitud y long
ilidades constantes lo cual no reflejaba a p
to de la trayectoria de un fluido (alta perme
este puede encontrar (baja permeabilidad).
son sistemas complejos y heterogéneos,
epositadas en diferentes ambientes sedimen
esos geológicos a lo largo de su historia (Del
todos de modelado geológico evolucionen e
ra más exacta estos sistemas. Es así co
stituido por modelos más detallados basado
a, como el modelo estructural, modelo estra
petrofísico (Figura 3.5).
odelos necesarios para la construcción de mo
modelos geológicos se representan a travé
inadas “mallas” o “grillas” (grids), ubicad
nden al espacio real mediante parámetros g
ngitud) y profundidad. Desde esta perspectiv
72
pequeña escala el
eabilidad), incluso
, compuestos por
ntarios y afectados
elgado, 2011), esto
en la búsqueda de
como todo modelo
dos en las diversas
tratigráfico, modelo
odelos geológicos.
vés de estructuras
adas en espacios
s geográficos como
iva Mattax y Dalton
73
(1990), exponen que un modelo de yacimiento está dividido en un número finito de
bloques individuales denominados celdas (gridblocks), donde a cada celda le
corresponde una posición dentro del modelo.
Una grilla contiene información en cada unidad espacio-temporal del área
modelada. Estas unidades, llamadas “nodos”, están igualmente separadas y tienen
dimensiones fijas (Figura 3.6). Este tipo de grilla estructurada es llamada “cartesiana” y
puede estar completamente caracterizada por:
• Su origen.
• El tamaño de los nodos.
• El número de nodos en cada dimensión.
En la mayoría de los algoritmos, la grilla es convertida a un sistema de
coordenadas en unidades de nodos (i, j, k) en vez de metros o kilómetros (x, y, z). En
muchos casos, el dominio modelado no es rectangular, sin embargo, la geoestadística
requiere que las grillas sean rectangulares (o cajas en 3D). Este problema se resuelve
usualmente usando máscaras. Una máscara es una porción de la grilla que existe
numéricamente (i.e., la máscara está hecha de nodos que tienen ID’s o coordenadas
correspondientes) pero que no tienen ninguna existencia física y debería por lo tanto
ser ignorada cuando se consideren relaciones espaciales (Mariethoz y Caers, 2014).
Figura 3. 6. Elementos geométricos de un modelo tridimensional cúbico. Fuente:
Delgado, 2011.
74
La construcción de un modelo geológico a través de una grilla, comúnmente es
el objetivo de final de lo que en la industria petrolera se conoce como el modelado
estático del yacimiento. El grado de detalle del modelo depende del tamaño de las
celdas y del número de celdas empleadas. A menor tamaño de celda mayor será la
resolución del modelo, lo cual se traduce en una mejor descripción de la
heterogeneidad del yacimiento. Estos modelos son construidos mediante software que
utilizan los datos provenientes de las interpretaciones de las distintas disciplinas, por
esta razón la cantidad y calidad de estos datos determina en gran manera la precisión y
exactitud del modelo.
3.2.3.1 Tipos de datos usados en el modelado geológico.
La manera en que los datos son integrados en los modelos geoestadísticos es
específica a los tipos de datos y el tipo de problema a ser resuelto. Según Mariethoz y
Caers (2014) los datos pueden clasificarse de distintas maneras, resumidas en la tabla
3.2.
Una primera clasificación de los datos está dada por su influencia directa en el
proceso de interés. Los datos que se consideran exactos y que informan de manera
directa la propiedad o característica que se está modelando se denominan “datos
duros”. Estos datos son usualmente fáciles de integrar en el modelo porque su
asignación a la grilla es relativamente directa, y por lo general, los algoritmos están
diseñados para usarlos como punto de partida para construir los modelos espaciales.
El término “datos suaves” es usado para designar los datos que son inexactos y/o
indirectos. Estos necesitan ser integrados a la grilla de simulación a través de
relaciones que pueden ser simples o complejas.
Otro factor a tomar en consideración con los tipos de datos es su extensión y
resolución. El valor medido puede tener una extensión correspondiente a un punto, un
área o un volumen. Por otro lado, cuando la resolución del dato difiere de la resolución
del nodo de la grilla, necesitan usarse técnicas apropiadas de escalamiento o
disgregación para determinar en qué se convierte esta medida cuando es trasladada a
la escala de un nodo.
75
En último lugar, la variable medida puede ser continua o categórica. Las
variables continuas son siempre numéricas, y teóricamente pueden ser cualquier
número, positivo o negativo (e.g., porosidad, permeabilidad, saturaciones de fluidos),
mientras que las variables categóricas contienen información que puede organizarse en
categorías (e.g., facies, tipos de rocas)
Tabla 3. 2 Resumen de tipos de datos utilizados para el modelado geológico. Fuente:
Mariethoz y Caers, 2014.
Propiedad del
datoDicotomía Método de integración de datos
Relación a la
propiedad
modelada
Directo o indirecto
Datos directos son asignados a los
nodos de la grilla. Los datos indirectos
pueden ser integrados mediante
perturbación local de las estadísticas
(probabilidad deseada), reproduciendo
relaciones multivariadas observadas, o
a través de la resolución de un
problema inverso.
ExtensiónPunto o área (o
volumen en 3D)
Si los datos concuerdan con el volumen
de un nodo, su valor puede ser
simplemente migrado a la grilla de
simulación. De lo contrario, es
necesario el escalado o disgregación al
tamaño del nodo.
Medida de la
incertidumbreExacta o inexacta
Los datos exactos son usados como
punto de partida para generar modelos.
Para datos inexactos, las realizaciones
de los datos necesitan ser obtenidas
para reflejar su incertidumbre.
Tipo de datoContinuo o
categórico
Influye en la escogencia del método de
simulación. Se puede aplicar un umbral
(rango) a una variable continua para
convertirla en una categórica.
76
3.2.3.2 Geoestadística.
La geoestadística es la aplicación de numerosas herramientas estadísticas que
son usadas para determinar la distribución espacial de variables geológicas (Wolf,
1990). El método geoestadístico es un procedimiento que comprende, por lo general,
cuatro pasos:
• Aprender de los datos a través de un análisis estadístico (e.g., cálculo de
medias, varianzas, valores máximos y mínimos, histogramas).
• Encontrar relaciones entre conjuntos de datos (si es posible) a través de gráficos
cruzados. Esto generalmente se realiza tratando de encontrar relaciones entre
datos de pozos dispersos y datos sísmicos relativamente densos.
• Usar lo que se ha aprendido y encontrado en los datos para determinar su
distribución espacial entre puntos de control.
• Determinar la precisión/error/riesgo del producto generado en el paso c.
La geoestadística fue originalmente usada en la prospección donde era
necesario estimar el potencial de un depósito tan precisamente como fuese posible
usando muestras espacialmente dispersas. Su aparición ocurre en 1960 en Suecia
cuando Bertil Matern usa los principios de variación espacial aplicados a las ciencias
forestales, sin embargo, debido a la necesidad de evaluar reservas mineras, la
geoestadística se desarrolló en los años 60 para fines de minería siendo sus
principales promotores Krige y Matheron. Matheron es considerado el padre de la
geoestadística al definir sus herramientas fundamentales (variografía, estimación de
varianza, Kriging) y sus contribuciones fomentaron la aplicación de estas herramientas
en otros campos de estudios como la meteorología, agronomía, demografía, industria
del petróleo, entre otros.
Al tratar problemas geológicos, la geoestadística se concentra en estudiar
variables regionalizadas, debido a que existe un fuerte componente espacial que debe
ser considerado. En otras palabras, los fenómenos geológicos varían espacialmente y
la medición de estos altera en sí mismo al fenómeno, por lo que está condicionado a la
región estudiada.
77
Matheron (1965) definió a la geoestadística como el estudio de la teoría de
variables regionalizadas aplicada al área de las ciencias geológicas, introduciendo el
término “variable regionalizada” definido por los siguientes aspectos:
Una variable regionalizada toma sus valores en una región bien determinada del
espacio denominada campo geométrico (representado en este caso por el yacimiento).
Una variable regionalizada posee características cualitativas estrechamente ligadas a
la estructura del fenómeno natural.
La continuidad de una variable regionalizada se establece dentro de la cercanía
de un punto. Por lo general, posiciones cercanas a un punto conocido tendrán valores
similares a ese punto.
Una regionalización puede ser anisótropa. Es decir, puede existir una dirección
privilegiada, a lo largo de la cual los valores se modifican lentamente mientras que en
otra dirección varían más rápido.
El propósito fundamental de la geoestadística es entonces predecir los valores
de variables en sitios no muestreados (por lo general, en una grilla 3D) y
posteriormente simular estas variables regionalizadas e identificar su comportamiento
espacial. El procedimiento típico implica una primera etapa que consiste en poblar con
indicadores de facies el área a estudiar, y una segunda etapa que consiste en poblar
las celdas del modelo asociadas a estas facies con sus respectivas propiedades
petrofísicas (e.g., porosidad, permeabilidad, entre otras). Para lograr esto se han
desarrollado en los últimos años diversos métodos y algoritmos geoestadísticos que
hacen uso de diferentes herramientas para generar modelos ajustados a la realidad
geológica estudiada y que reproduzcan la heterogeneidad necesaria para simular el
flujo de fluidos en los yacimientos. Los métodos más usados pueden agruparse de dos
maneras: los métodos tradicionales (basados en variogramas o basados en objetos) y
los métodos de orden mayor (basados en estadísticas de múltiples puntos). Sin
embargo, para la aplicación de los métodos geoestadísticos es necesario asumir dos
condiciones: estacionaridad y ergodicidad.
3.2.3.2.1 Estacionaridad.
La geoestadística cuenta con el concepto bien conocido de variables aleatorias,
en términos simples, las propiedades del yacimiento en varias localizaciones de la
78
malla son altamente desconocidas o inciertas, por lo tanto cada propiedad de interés en
cada celda de la malla es transformada en una variable aleatoria z(x) cuya variabilidad
es descrita por una función de distribución de probabilidad (pdf, por sus siglas en
inglés, probability distribution function). Con el fin de realizar cualquier tipo de
estimación o simulación geoestadística se requiere una decisión o suposición de
estacionaridad y cualquier método estadístico, incluyendo la geoestadística, cuenta con
esta suposición (Caers y Zhang, 2002).
La estacionaridad por lo tanto requiere que todos los momentos (estadísticos)
sean invariables a la traslación, es decir, que para cualquier incremento de una
distancia h, la pdf es la misma. En tal sentido existen solo dos medidas que pueden ser
constantes y que permiten verificar que esta condición se cumpla, que son la media y la
covarianza. Entonces, mediante la suposición de estacionaridad queda establecido
que:
El valor esperado (o promedio) de z(x) debe ser constante para todos los puntos x.
La función de covarianza de los valores existentes entre cualquiera de dos puntos x y
x+h depende del vector h, pero no del punto x.
Varias descripciones matemáticas de este concepto existen en Deutsch y
Journel (1998) y Chiles y Delfiner (1999).
3.2.3.2.2 Ergodicidad.
Las “fluctuaciones de ergodicidad” están referidas a los cambios en ciertas
medidas (e.g., histograma) que originan los algoritmos durante la simulación
geoestadística al intentar reproducir las estadísticas de los datos de origen. Las
muestras estadísticas (proporción net to gross, porosidad, histogramas, covarianzas)
no se reproducen exactamente, es decir, que las estadísticas de una sola realización
no coinciden hasta el último dígito con los valores de entrada. Tal coincidencia no es
deseable de todas maneras ya que las mismas muestras estadísticas son
inherentemente inciertas.
Estas fluctuaciones se deben a la extensión limitada y finita del dominio del
espacio que está siendo simulado. La simulación en un dominio infinitamente largo
resultará en estadísticas de una realización que exactamente coincidan con las
estadísticas de entrada. Por lo tanto, cuando se simula un dominio finito, algunas
79
estadísticas tienen menores variaciones que otras. Por ejemplo, las estadísticas de
variogramas de una realización para pequeños intervalos de distancias típicamente
muestran menos variabilidad que el variograma para distancias de intervalos grandes.
De esta manera, se considera que un proceso es ergódico si en el momento que
se realiza dicho proceso en una región finita, éste se aproxima al momento del proceso
aleatorio en todo el espacio, cuando el límite de la región tiende al infinito (Samper y
Cabrera, 1989). Esto significa que si el proceso es medido por muestreo en una región
finita entonces la muestra es representativa del proceso en todo el espacio.
3.2.3.3 Métodos geoestadísticos tradicionales.
La mayoría de los métodos geoestadísticos clásicos tienen su fundamento en
una de las dos corrientes principales de modelado: la simulación de dos puntos basada
en variogramas (bipuntual o basada en píxeles) y la simulación basada en objetos
(aplicada para el modelado de facies).
3.2.3.3.1 Simulación basada en variogramas.
La simulación de dos puntos parte de la teoría de las variables regionalizadas y
usa el concepto del variograma para expresar la relación entre pares de puntos en el
espacio. El variograma cuantifica la disimilaridad existente entre los valores de una
misma propiedad en dos puntos unidos por un vector h, a través de la expresión:
[ ]2)()(
2
1)( hxZxZEh +−=γ
Ecuación 3. 33
Donde:
γ(h): variograma
h: intervalo (separación entre puntos)
Z(x): valor de la muestra en el punto x
Z(x+h): valor de la muestra en el punto x+h.
El variograma tiene varias representaciones gráficas como el variograma nube y
el variograma mapa, sin embargo la más usada es el variograma experimental (también
conocido como semivariograma), representado en la Figura 3.7.
Figura 3. 7 Representac
Al representar en un
el eje Y, se puede determin
a distintas distancias. Por
variograma tendrá valores b
distancias crecen el variog
en la cual se puede estab
relación entre ellos.
Al ajustar una curva
modelo de variograma, que
la variabilidad o continuida
tanto, una combinación de
varianza es mínimo, por
resultados confiables.
Según Caers y Zha
variogramas en la industr
aplicación en el mundo d
geoestadística y el tipo de
de minería que en la explo
geólogo petrolero en su bú
del yacimiento que puedan
meras correlaciones entre d
ación gráfica del variograma. Fuente: Caers y
un gráfico las distancias h en el eje X y el va
inar la relación que existen entre pares de p
r lo general, entre puntos localizados a una
s bajos (los valores tienden a ser similares) y
grama aumenta, hasta que se alcanza una
tablecer el límite en que los valores de los
rva a los puntos plasmados en este gráfic
ue representa una función matemática que p
idad espacial identificada. El modelo variog
e funciones básicas las cuales garantizan q
r lo que el proceso de estimación y sim
hang (2002) la aplicación de la geoestad
stria petrolera se ha llevado a cabo debi
de la minería. Desafortunadamente, el p
e información disponible es bastante diferent
loración y producción de petróleo/gas. El va
búsqueda de producir modelos precisos de l
an tener un impacto serio en el flujo de flu
e dos locaciones espaciales, un variograma n
80
s y Zhang, 2002.
variograma γ(h) en
e puntos separados
na baja distancia el
y a medida que las
a distancia máxima
os puntos guardan
fico se obtiene un
permite reproducir
iográfico es, por lo
que el valor de la
imulación produce
dística basada en
bido a su exitosa
propósito de usar
nte en aplicaciones
variograma limita al
la heterogeneidad
fluidos. Al describir
no puede capturar
matemáticamente la compl
cruzada) ni puede describir
Aún si el variogram
heterogeneidad del yacimi
lateral cuando sólo unos p
descripción adecuada de
estratigráfica o facies. Sin
modelos de facies en tres
fluidos en el yacimiento. L
varios tipos altamente difer
un variograma experimenta
Figura 3. 8 Tres tipos d
respectivos var
Para Caers y Zhang
no geológica, y es un me
realidad.
plejidad de los rasgos curvilíneos (e.g. canal
ir cualquier conectividad importante dentro d
ma pudiera considerarse como un descripto
miento, a menudo es muy difícil determina
pocos pozos están disponibles. El variogr
de la heterogeneidad geológica dentro
in embargo, la definición de estas unidades
s dimensiones es la que tiene el mayor impa
. Las debilidades del variograma quedan e
erentes de heterogeneidades de yacimientos
tal similar, como se muestra en la figura 3.8.
s de heterogeneidades geológicas diferentes
ariogramas (abajo). Fuente: Caers y Zhang,
ng (2002) el variograma es una herramienta
ero concepto matemático que tiene poca
81
ales, estratificación
del yacimiento.
tor confiable de la
ar su componente
grama provee una
de una unidad
es estratigráficas o
pacto en el flujo de
expuestas cuando
os pueden producir
s (arriba) y sus
, 2002.
ta estadística, más
a conexión con la
82
3.2.3.3.2 Simulación basada en objetos.
Es una técnica basada en la reproducción de la geometría de los cuerpos
geológicos originados en un determinado ambiente. Al igual que la simulación basada
en variogramas, la simulación basada en objetos es una herramienta estocástica, por lo
tanto es posible obtener múltiples respuestas aleatorias, con distintas distribuciones
espaciales de los cuerpos de interés dentro de un yacimiento.
Por su naturaleza, el método es usado para la simulación de facies, por lo tanto
los conceptos sedimentológicos y estratigráficos cobran importancia. Las facies de un
yacimiento aparecen como secuencias, parasecuencias, estratos o conjuntos de
estratos, es decir, que existe una jerarquía genética en las facies que debe ser
modelada. Para ello los algoritmos de simulación basada en objetos realizan
transformaciones de coordenadas sucesivas y de objetos geométricos que representan
las asociaciones de facies. Los tres problemas claves en el modelado basado en
objetos son:
Las geometrías geológicas y sus parámetros de distribución. Las geometrías
pueden ser especificadas mediante ecuaciones o plantillas rasterizadas y las formas
geológicas pueden ser modeladas jerárquicamente, es decir, un objeto es usado a gran
escala y después diferentes formas pueden ser usadas para geometrías geológicas
internas de pequeña escala.
La data relevante para restringir las realizaciones resultantes, que puede abarcar
datos de pozos (códigos de facies identificados en registro y/o núcleos), datos sísmicos
e interpretaciones geológicas que incluyan objetos determinísticos, conexiones y
tendencias del sistema depositacional.
El algoritmo para la modificación de la ubicación del objeto. El algoritmo básico
utilizado es el de posicionamiento Booleano de objetos. Usualmente estos algoritmos
ubican los objetos de tal manera que parezcan realistas y honren los datos disponibles,
tendiendo a posicionar los objetos condicionantes primero a fin de reproducir la data
disponible y luego ubicando los objetos no condicionantes de manera aleatoria hasta
reproducir la proporción de facies.
La principal limitante de este método es su dificultad para honrar los datos,
especialmente cuando estos son muy densos, por lo que se corre el riesgo de generar
realizaciones poco realistas. Sin embargo, cuando existen pocos datos condicionantes
83
el método genera una buena representación de los cuerpos geológicos y sus
distribuciones.
Figura 3. 9 Modelo de litofacies generado usando método basado en objetos. Fuente:
Shepherd, 2009.
3.2.3.3.3 Simulación secuencial.
En la grilla de salida, los valores deben estar organizados de tal manera que
tengan una relación espacial con sus vecinos. En este sentido, el valor en cada nodo
depende del valor de sus vecinos. El resultado final depende del orden en el cual los
nodos son visitados. Este orden es llamado secuencia de simulación, y puede ser
realizado de diversas maneras.
Secuencia aleatoria. La más usada comúnmente para visitar los nodos en una
simulación secuencial. Consiste en visitar todos los nodos no informados de la grilla en
un orden aleatorio. Usar una secuencia aleatoria conlleva a que los primeros nodos
simulados tiendan a estar más alejados de sus vecinos, y por lo tanto los rasgos a gran
escala serán simulados primero (Mariethoz y Caers, 2014). Luego, mientras las grilla se
vuelve más densa, la frecuencia de casos con vecinos cercanos aumenta, informando
acerca de las estructuras a menor escala. Todas las áreas de la grilla son pobladas
simultáneamente (en un sentido estadístico), y la grilla se llena progresivamente.
84
Obtener diferentes realizaciones se logra generando una nueva secuencia para cada
realización, usando otra semilla aleatoria.
Una variante simple de la secuencia aleatoria puede hacerse, asegurando que
cada nodo simulado tenga algunos vecinos informados cerca. Esto se logra por un
proceso de rechazo que sólo acepta simular un nodo si uno de sus vecinos directos
está informado. Si ningún vecino está informado, el nodo es rechazado y otro candidato
aleatorio es probado. La simulación luego crece a partir de los datos condicionantes.
Un frente de simulación progresa, y los nodos candidatos rechazados son
eventualmente simulados mientras la grilla es cubierta. Este tipo de secuencia es
llamada “secuencia aleatoria de vecinos”.
Secuencia unilateral. Un método alternativo es visitar los nodos de la grilla de una
manera lineal, comenzando por una esquina de la grilla y después progresando a lo
largo de una de las dimensiones de la grilla a la vez. Este tipo de secuencia tiene la
ventaja de que cada nodo solo necesita ser condicionado a los vecinos previos debido
a que la cadena de dependencias de un nodo al siguiente se rompe desde el inicio al
fin de la secuencia.
Este enfoque tiene, sin embargo, desventajas. Puede que sea difícil honrar los
datos condicionantes que están por delante en la secuencia, y por lo tanto algunas
estructuras construidas previas a la simulación de las posiciones de los datos pueden
ser incompatibles con los valores de los datos. Una característica de la secuencia
unilateral es que puede ser corrida a lo largo de diferentes direcciones. También es
posible correr a través de dimensiones en orden inverso, lo que conlleva a otra
desventaja y es que diferentes decisiones de las direcciones de la secuencia
generalmente influencian los resultados de la simulación.
