REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD
DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO
ANÁLISIS NO CONVENCIONALES DE PERFILES DE POZOS Y ESTUDIO
GEOMECÁNICO APLICADOS
AL ÁREA DE TOMOPORO
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del
Zulia
para optar al Grado Académico de
MAGISTER SCIENTIARIUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
Autor: Mónica María González Luengo Tutor: Américo Perozo Co-tutor:
Luis Escándon
Maracaibo, mayo de 2008
APROBACIÓN
Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado ANÁLISIS NO
CONVENCIONALES DE PERFILES DE POZOS Y ESTUDIO GEOMECÁNICO APLICADOS
AL ÁREA DE TOMOPORO que la Ing. Mónica María González Luengo, C.I.:
15.012.759 presenta ante el Consejo Técnico de la División de
Postgrado de la Facultad de Ingeniería en cumplimiento del Articulo
51, Parágrafo 51.6 de la Sección Segunda del Reglamento de Estudios
para Graduados de la Universidad del Zulia, como requisito para
optar al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
________________________ Coordinador del Jurado
________________________ ________________________ Orlando
Zambrano Giuseppe Malandrino C.I.: 7.548.612 C.I: 15.887.087
______________________________ Director de la División de
Postgrado
Gisela Páez
González Luengo Mónica María. ANÁLISIS NO CONVENCIONALES DE
PERFILES DE POZOS Y ESTUDIO GEOMECÁNICO APLICADOS AL ÁREA DE
TOMOPORO (2008) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad
de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo. Tutor: Américo
Perozo; Co-tutor: Luis Escandón
RESUMEN
En este trabajo se realizan Análisis no Convencionales de Perfiles
de Pozos y Estudio Geomecánico aplicados al área de Tomoporo, que
permiten la comprensión de: los procesos de compactación o
sobrecarga, geopresiones, grado de integridad de las lutitas
presentes como sellos, espesores perdidos por procesos de erosión,
medida del carbono orgánico total presente en las rocas y
geomecánica del área, para poder identificar acciones que minimicen
riesgos y problemas operacionales de perforaciones futuras. Los
objetivos planteados son: realizar el perfil de compactación,
desarrollar análisis de geopresiones, realizar un cubo de
geopresiones del área, analizar la calidad de sellos lutíticos,
determinar los espesores erosionados, estimar el contenido de
carbono orgánico total (COT) y determinar las propiedades elásticas
a partir del registro sónico dipolar. Para el logro de los
objetivos planteados: se seleccionan los pozos del área con
registros petrofísicos suficientes, se establece el tren de
compactación observado por aproximación lineal, y se estima la
sobrecarga, presión de poro y de fractura del área en 3D, haciendo
uso del programa especializado “Drillworks Predict”. Adicionalmente
se estima el contenido de carbono orgánico total y propiedades
elásticas de las rocas usando el programa especializado
“Interactive Petrophysics”. El estudio permitió caracterizar
propiedades de la columna estratigráfica del área como componente
integral del sistema petrolero, estableciendo dos tendencias de
compactación normal delimitadas por la erosión del Eoceno,
estimando la presión de sobrecarga, que incrementa progresivamente
con la profundidad, identificando las zonas subcompactadas y
sobrepresurizadas a nivel de las lutitas de la Formación Paují,
examinando espesores erosionados, valores de COT en la formación
dada y analizando propiedades elásticas de la roca.
Palabras Clave: Compactación, Geopresiones, Carbono Orgánico Total.
E-mail del autor:
[email protected]
González Luengo Mónica María. ANÁLISIS NO CONVENCIONALES DE
PERFILES DE POZOS Y ESTUDIO GEOMECÁNICO APLICADOS AL ÁREA DE
TOMOPORO (2008) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad
de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo. Tutor: Américo
Perozo; Co-tutor: Luis Escandón
ABSTRACT
In this technical work unconventional log analysis and
geomechanical studies are made in Tomoporo area that permit to
understand: compactation or overburden gradient, geopressures,
shale integrity as seals, estimation of erosion thickness, quantity
of total organic carbon in rocks and geomechanic properties in the
area, to identify actions that minimize risks and operational
problems in future wells to be perforated. The objectives of this
study are: make the compactation trend, develop geopressures
analysis, make a geopressure cube in the area, analyze the quality
of shale seals, determine thickness eroded, estimate the quantity
of total organic carbon (COT) and determine elastic properties from
the dipolar sonic log. To reach these objectives are made:
selection of wells in the area with enough petrophysic logs,
establishment of observed compactation trend by linear
approximation, estimation of overburden gradient, pore and fracture
pressure in 3D for the area, using the specialized software
“Drillworks Predict”. Additionally are estimated the quantity of
total organic carbon and elastic properties in the rocks by using
the software “Interactive Petrophysics”. This study permitted to
characterized properties of stratigraphic column in the area as an
integral component of petroleum system, establishing two trends of
normal compactation delimited by Eocene’s erosion, estimating
overburden pressure, which increments progressively with depth,
identifying subcompactated and overpresurized zones in shales of
Pauji’s formation, examinating erosion thickness and COT values in
the formation given and analyzing elastic properties in the
rocks.
DEDICATORIA
A Dios Todo poderoso, por ser mi principal fuente de esperanza y
quien me
ha permitido hacer realidad este logro.
A mis padres Reyes y Graciela quienes me han dado la oportunidad de
vivir y
me han regalado todo su amor, apoyo, amistad y comprensión que
siempre he
necesitado.
A mi hermano Miguel, por ser mi ejemplo e inspiración y la persona
que me
ha enseñado tantas cosas importantes en la vida y quien me recuerda
que no existe
límite de tiempo, distancia y conocimiento para seguir
creciendo.
A mi esposo Eduar, quien con su cariño, perseverancia y paciencia
me ha
demostrado lo valioso que es y quien está siempre a mi lado dándome
esperanza en
los momentos más difíciles y ayudándome siempre en todo
momento.
A mi nana Gladis, quien me ha regalado su amor, amistad y
comprensión
durante todo momento de mi vida.
A mi sobrino Matheus Angel.
AGRADECIMIENTO
A la Ilustre Universidad del Zulia por recibirnos en sus aulas y
formarnos, no
sólo como profesionales exitosos, sino también como ciudadanos
útiles a la patria.
A la empresa PDVSA por permitirme realizar este estudio y brindarme
la
oportunidad de mejorar mi formación como profesional.
A mis tutores Prof. Américo Perozo e Ing. Luis Escandón, por ser
una guía
importante y por aportar sus conocimientos para cumplir en el
desarrollo de este
estudio.
A mis compañeros y amigos Albert Molina, Andreina Silva, Carolina
Olivares,
José Montoya y Juan Urdaneta por su gran apoyo y colaboración
durante el
desarrollo de esta investigación.
1.1.1.
1.2.1.
1.4.
1.5.
Metodología
2.3.
CAPÍTULO III. MARCO TEÓRICO
3.2.2.1
3.2.2.1.1
Compactación
3.2.2.1.2
Subcompactación
3.2.2.1.3
3.2.2.3.1
3.2.2.4
Erosionados
3.2.2.4.1
41
42
43
43
45
47
47
48
48
55
58
61
63
64
64
64
65
68
78
79
79
82
82
83
85
85
85
87
88
90
(COT)
3.2.2.5.1
Materia Orgánica
3.2.3.2.1
3.2.3.3.1
3.2.3.3.4
Hoyo
4.4
90
92
93
94
95
97
98
102
102
109
109
110
111
111
112
112
113
114
115
118
118
119
119
120
120
4.4.2
4.4.3
4.4.4
4.4.5
4.4.6
4.4.7
(COT)
4.4.9
del Registro Sónico Dipolar
5.1.
5.2.
5.3.
5.4.
5.5.
5.6.
5.8.
Registro Sónico Dipolar
Mapa base con la envolvente de los Levantamientos 3D y
los pozos utilizados en el estudio.
3.
Mapa estructural al Tope de la Unidad Informal de B-1,
de la Fm. Misoa de Edad Eoceno, sección geológica
4.
la zona de fallamiento normal denominada “zona de
pasillo”, además las fallas VLG-3729 y VLG-3783.
5.
6.
7.
profundidad en lutitas y areniscas. h1.- espesor
originario. hs.- espesor de sedimento seco. n.-
porosidad.
9.
10.
Subcompactación
12.
13.
14.
16.
17.
compactación
18.
19.
20.
22.
24
28
30
31
33
49
51
53
54
56
57
59
60
63
65
67
68
71
72
72
73
73
poros, según su oportunidad
para un estudio de presiones anormales. Dos en la lutita
sobrepresurizada, una en la formación que la suprayace
y otra en la que la infrayace.
25.
26.
27.
28.
30.
31.
rocas
32.
registros sónico/resistividad
34.
35.
dimensiones.
36.
43.
44.
45.
46.
Registros GR con Línea base de lutita y Sónico donde se
ha identificado lutitas (Pozo TOM-7)
47.
Registros GR con Línea base de lutita y Sónico Filtrado
(Pozo TOM-7)
(Pozo TOM-7)
TOM-7)
50.
con Problemas Operacionales y puntos de medición
directa de la Presión de Formación (Pozo TOM-7)
51.
TOM-7)
52.
53.
56.
57.
TOM-13)
58.
línea base (Pozo TOM-13)
59.
Estimación de Δ Log R (DLogR en el registro) y COT
(Pozo TOM-13)
sónico/resistividad
61.
62.
63.
13).
64.
65.
66.
67.
Curva DTS obtenida a partir de la DTC (Pozo TOM-1)
68.
69.
(Pozo TOM-13)
TOM-1)
71.
TOM-1)
72.
128
130
132
133
135
136
137
139
141
142
145
146
148
149
150
151
152
153
154
155
156
157
158
159
76.
observado, resaltando la Zona Subcompactada (Pozo
TOM-1)
77.
observado, resaltando la Zona Subcompactada (Pozo
TOM-7)
78.
observado, resaltando la Zona Subcompactada (Pozo
TOM-8)
79.
observado, resaltando la Zona Subcompactada (Pozo
TOM-9)
80.
observado, resaltando la Zona Subcompactada (Pozo
TOM-13)
81.
geopresiones (Pozo TOM-1)
geopresiones (Pozo TOM-7)
geopresiones (Pozo TOM-8)
geopresiones (Pozo TOM-9)
geopresiones (Pozo TOM-13)
87.
88.
89.
90.
Perfil de Presión de Fractura en 2D (Sección A – A’)
91.
92.
Perfil de Presión de Poro en 2D (Sección B – B’)
160
162
163
165
166
167
168
169
171
173
175
177
179
182
183
184
185
186
187
188
Perfil de Presión de Fractura en 2D (Sección B – B’)
94.
95.
TOM-1)
96.
97.
TOM-7)
98.
99.
TOM-13)
100.
101.
área de Tomoporo
Superposición de los registros sónico/resistividad y
Estimación de Δ Log R (DLogR en el registro) y COT
(Pozo TOM-1)
Superposición de los registros sónico/resistividad y
Estimación de Δ Log R (DLogR en el registro) y COT
(Pozo TOM-7)
Superposición de los registros sónico/resistividad y
Estimación de Δ Log R (DLogR en el registro) y COT
(Pozo TOM-13)
(Pozo TOM-1)
(Pozo TOM-7)
(Pozo TOM-8)
(Pozo TOM-9)
189
192
193
194
195
196
197
198
199
200
201
202
204
205
206
207
208
209
210
211
212
213
2.
matrices
3.
valores de COT.
roca madre.
valores de COT.
madre.
7.
Valores de LOM
8. Valores de la ecuación de Castagna ajustada al área de
estudio.
9.
Tomoporo.
10.
de Poro y de Fractura (Pozo TOM-1)
11.
de Poro y de Fractura (Pozo TOM-7)
12.
de Poro y de Fractura (Pozo TOM-8).
13.
de Poro y de Fractura (Pozo TOM-9)
14.
de Poro y de Fractura (Pozo TOM-13)
15.
17.
TOM-1)
18.
TOM-7)
44
46
93
98
138
140
143
152
164
172
174
176
178
180
181
197
205
207
TOM-8)
20.
TOM-9)
21.
TOM-13)
209
211
213
19
INTRODUCCIÓN
El área de Tomoporo está ubicada geográficamente al norte del Campo
La
Ceiba, al sur del Campo Mene Grande, al este de línea de costa del
Lago de
Maracaibo (Campo Ceuta) y al oeste del Campo Barúa – Motatan.
El conocimiento del tren de compactación, calidad de sellos
lutíticos y su
relación con la porosidad, perfil de geopresiones y presencia de
espesores
erosionados en un área determinada son uno de los aspectos más
críticos a
considerar en el diseño de pozos previo a la perforación de los
mismos, lo que
permite predecir profundidades a las cuales se pudieran presentar
desviaciones en
las presiones, que obligan a ajustes de especificaciones de lodos
de perforación y
por ende números y longitudes de hoyos y revestidores, tomando así
las acciones
correctivas que permitan minimizar los riesgos operacionales,
optimizar los costos y
por ende garantizar el éxito de la perforación.
La identificación de intervalos de rocas que contengan materia
orgánica a
partir de registros de pozos, permite la determinación de posibles
rocas madres y su
madurez. La determinación de COT mediante registros de pozos
permite disponer
de un número mayor de valores de COT a los obtenidos a partir de
muestras de
núcleo o canal.
entender los esfuerzos presentes en la misma, disminuyendo los
riesgos
operacionales durante la perforación de pozos.
En esta investigación se pretende realizar análisis no
convencionales de
perfiles de pozos y estudio geomecánico aplicados al área de
Tomoporo, que
permitan la comprensión de los procesos de compactación o
sobrecarga, de las
geopresiones, del grado de integridad de las lutitas presentes como
sellos, de los
espesores perdidos por procesos de erosión, de la medida del
carbono orgánico total
presente en las rocas y de la geomecánica del área, para poder
caracterizar
propiedades de la columna estratigráfica del área como componente
integral del
sistema petrolero identificando así acciones para minimizar riesgos
y problemas
operacionales de perforaciones futuras.
1.1.1.
encuentra dificultades técnicas durante la perforación de pozos,
atribuibles a
diferencias significativas de presión de poros entre los estratos
que el mismo
pueda atravesar, y tales diferenciales de presiones son un fenómeno
presente en
casi todas las cuencas petrolíferas del mundo.
La perforación de un pozo y la penetración de fluidos de
perforación en la
formación causan fenómenos físicos y químicos que afectan la
estabilidad del
pozo que está siendo perforado, es por ello que se estudian dichos
fenómenos
para buscar la forma de compensar algún tipo de alteraciones de las
propiedades
geomecánicas.
Al ser introducidos fluidos extraños a la formación, se genera
una
alteración de la presión de poro, creando una presión elevada y
localizada, una
reducción de la fuerza de cohesión de la formación que depende
básicamente de
la interacción del fluido con la matriz de la formación así como
cambios de las
fuerzas capilares, es por ello que se debe realizar un estudio
previo de las
condiciones mecánicas del hoyo para poder determinar así que tipo
de fluido
pueden introducirse en él.
Cuando la estabilidad de un pozo es afectada se producen
fenómenos
físicos como fracturamiento de la roca, cizallamiento, es por ello
que se estimará
la sobrecarga, presiones de poro y de fractura, calidad de sellos
lutíticos,
espesores erosionados, contenido de carbono orgánico total (COT) y
propiedades
elásticas de la roca a partir de registros sónico dipolar con el
propósito de
predecir el comportamiento de las diferentes formaciones, ante la
acción de una
fuerza externa, a efectos minimizar los riesgos y problemas
operacionales en
perforaciones futuras en el área.
Conocimiento restringido de los procesos de sedimentación y
erosión, que
afectan las condiciones de compactación y en consecuencia las
presiones
de formación y los gradientes de fracturas existentes.
Falta de un análisis de geopresiones representativo, el cual
es uno de los
factores más importante en la planificación y diseño de la
perforación de
pozos, sobretodo exploratorios.
Ausencia de una estimación del tren de compactación y
calidad de sellos
lutíticos y sus efectos sobre la porosidad y saturación de
fluidos.
Necesidad de una caracterización más representativa de
COT.
Ausencia de una estimación de las propiedades
elásticas.
1.1.1.3.
Pronóstico
La realización de un estudio del tipo propuesto, eventualmente
pudiera
minimizar el impacto de los siguientes hechos:
Presencia de riesgos operacionales asociados a la ausencia
de un perfil de
presiones a atravesar durante la perforación de pozos.
Inadecuada planeación y diseño de la perforación de pozos
(selección del
peso de lodo óptimo, definición de los mejores puntos de
asentamiento de
las tuberías de revestimiento, prevención de contingencias de
pérdidas de
circulación y de arremetidas).
Riesgos operacionales debido al desconocimiento del tren
de
compactación y calidad de sellos lutíticos y su relación con la
porosidad,
expulsión de fluidos saturantes y el posible desarrollo de
presiones de
poros anormales.
Ausencia de la cuantificación de COT y caracterización de
propiedades
elásticas de la roca.
Control del Pronóstico
Se propone desarrollar análisis no convencionales de perfiles de
pozos y
estudio geomecánico aplicados al área de Tomoporo, que permitan
estudiar
características del sistema petrolífero que están estrechamente
relacionadas a
las propiedades del yacimiento.
De acuerdo con las ideas expuestas anteriormente, surge la
siguiente
interrogante: ¿Es necesario estimar el perfil de compactación, la
presión de
poros y de fractura, la calidad de sellos lutíticos, los espesores
erosionados, el
contenido de carbono orgánico total (COT) y las propiedades
elásticas de las
formaciones del área de Tomoporo?
1.2.
1.2.1.
Justificación de la Investigación
Desde el punto de vista económico este estudio surge de la
necesidad de
PDVSA de disponer en esta área de una caracterización
representativa del perfil
de compactación, geopresiones, calidad de sellos lutíticos,
determinación de
espesores erosionados, contenido de carbono orgánico total (COT) y
propiedades
elásticas de las formaciones, que permitan una mejor planificación
y diseño de la
perforación de pozos (selección del peso de lodo óptimo, definición
de los
mejores puntos de asentamiento de las tuberías de revestimiento,
prevención de
contingencias de pérdidas de circulación y de arremetidas). Es
importante
mencionar, que determinando Carbono Orgánico Total mediante
registros
convencionales se obtiene un muestreo continuo, mejor control de la
profundidad
y resolución vertical e independencia de la contaminación, a menor
costo que los
métodos para medir COT mediante núcleos y muestras de canal.
Desde el punto de vista de utilidad metodológica, esta
investigación se
justifica, porque brinda una alternativa y experiencias que
pueden contribuir para
el desarrollo de estudios futuros relacionados en esta área de
investigación o en
otras similares.
Delimitación de la Investigación
El estudio se desarrollará en el área Tomoporo, la cual está
ubicada
geográficamente al norte del Campo La Ceiba, al sur del Campo Mene
Grande, al
este de línea de costa del Lago de Maracaibo (Campo Ceuta) y al
oeste del
Campo Barúa – Motatan.
23
De los 22 pozos del área Tomoporo, solo se trabajará con aquellos
que
dispongan de registros petrofísicos suficientes para la estimación
de sobrecarga,
presión de poro, gradiente de fractura y propiedades elásticas. Los
pozos
escogidos del área Tomoporo para la realización de los análisis
anteriormente
mencionados son TOM-1, TOM-7, TOM-8, TOM-9 y TOM-13.
El pozo TOM-1, el cual pertenece al yacimiento B-Superior TOM-1X,
se
encuentra ubicado en tierra, Área Tomoporo Sur, limitado al Oeste
por la línea
de costa del Lago de Maracaibo, hacia el Sur por el Campo La Ceiba,
al Este por
el Campo Barúa y hacia el Norte por el Campo Mene Grande.
Los pozos TOM-7, TOM-8, TOM-9 y TOM-13 están en el Bloque VII
del
Campo Ceuta, específicamente al este del yacimiento Eoceno
B-Superior VLG-
3729, perteneciente a la Unidad de Explotación Moporo. El
yacimiento Eoceno B-
Superior, VLG-3729 se encuentra ubicado en el sureste del Campo
Ceuta y se
extiende sobre una de las subdivisiones de dicho campo denominada
Area 8 Sur
y al Este, el Área Tomoporo Sur. El yacimiento VLG-3729 está
limitado al oeste
por la falla VLG-3686, al norte por la falla VLG-3729, hacia el sur
está limitado
por un contacto agua petróleo @ -17150 pies b.n.l encontrado a
nivel de B-4 por
Figura 1. Ubicación del Área Tomoporo
Este estudio se llevará a cabo en un tiempo de 6 meses,
comprendidos
desde Diciembre de 2007 hasta Mayo del 2008. Se realizará en las
áreas de
análisis de registros eléctricos, integración geológico-estructural
y geomecánica,
todas ellas pertenecientes al campo de investigación de la
Ingeniería de Petróleo.
1.3.
Estudiar mediante técnicas no convencionales los perfiles de pozos
y
geomecánica aplicados al área de Tomoporo, a fin de caracterizar
propiedades de
la columna estratigráfica como componente integral del sistema
petrolero.
Realizar un cubo de geopresiones del área
Analizar la calidad de sellos lutíticos
Determinar los espesores erosionados
Determinar las propiedades elásticas a partir del registro
sónico dipolar
1.5.
Metodología
área de investigación.
Predicción y estimación del perfil de compactación:
Determinación del
perfil de compactación observado, establecimiento del perfil normal
de
compactación, análisis de divergencias contra el perfil normal
de
compactación.
determinación del gradiente de presión de poros y de
fractura.
Realización de un cubo de geopresiones del área.
Análisis de la calidad de sellos lutíticos.
Determinación de espesores erosionados: Análisis de la
existencia de
trenes de compactación normales y distintos, separados por
discontinuidades, cuantificación de espesores de secciones
faltantes.
Estimación del contenido de carbono orgánico total (COT):
Elaboración de
un registro compuesto con un track de tiempo de tránsito y LogR,
análisis
de las divergencias entre Sónico y LogR, cuantificación de valores
de COT.
Determinación de las propiedades elásticas a partir del
registro sónico
dipolar: Conversión de tiempo de tránsito a velocidad de las ondas
P y S,
predicción de los parámetros de la ecuación de Castagna en el área
de
registros (módulo de corte, módulo volumétrico o de bulk,
compresibilidad
volumétrica, módulo de young y relación de poisson)
Análisis de resultados obtenidos
Elaboración del informe final.
CAPÍTULO II
MARCO GEOLÓGICO
En base a los objetivos planteados en este trabajo de
investigación, tales
como estimación del tren de compactación y calidad de sellos
lutíticos y su
relación con la porosidad, expulsión de fluidos saturantes y el
posible desarrollo
de presiones de poros anormales, se tratará de desarrollar una
metodología de
entendimiento, que pueda demostrar, que con el análisis de estos
factores
podemos reducir el nivel de incertidumbre, y por ende los riesgos
operacionales
del área en cuestión.
Comentarios de Geofísica
Enfocando el trabajo de estudio desde una perspectiva más amplia
como
es la sísmica, podemos decir, que las zonas de Tomoporo Sur y Área
8, están
cubiertas por tres levantamientos sísmicos 3D, los cuales son:
Levantamiento
Tomoporo Sur (área de Tomoporo) y los levantamientos Bloque XIII /
VII y
Ceuta-Sur (área de Ceuta).
La interpretación sísmica-estructural del área permitió construir
el marco
estructural del Eoceno Superior, así como delinear los rasgos
estructurales que
permitieron compartamentalizar el área.
El área de Tomoporo fue estudiada utilizando el levantamiento
sísmico 3D
Tomoporo Sur, los levantamientos sísmicos 3D de Ceuta y los pozos
de área 8
(ver figura 2). La interpretación estructural permitió identificar
bloques
estructurales, como acumulaciones potenciales.
Figura 2. Mapa base con la envolvente de los Levantamientos 3D y
los pozos
utilizados en el estudio.
Marco Estructural del Área de Estudio
En el área Ceuta /Tomoporo se interpretó un modelo estructural,
basado
en sísmica 3D y la información geológica de los pozos perforados en
el área 8 del
Campo Ceuta, generando un Modelo Estructural bien definido para el
área de
investigación.
fallamientos normales desde el Jurásico, posteriormente reactivados
durante los
esfuerzos compresivos NO-SE en el Eoceno.
Se generó un Modelo Estructural basado en la interpretación
sísmica
disponible (sísmica 3D/2D), integrada a la información de los pozos
perforados
en el área.
La estructura se describe por un bloque fallado en muchos
indicando la complejidad estructural de esta área. Las estructuras
más
relevantes son las fallas normales en dirección E-O
(aproximadamente), las
cuales son los principales límites de bloques y de la sedimentación
terciaria. Por
lo tanto, se divide en tres grandes bloques tales como, el bloque
3715
(Yacimiento 3693), el bloque 3729 (Yacimiento 3729) y el bloque
3783
(Yacimiento 3729). En medio del bloque 3729, se observa un corredor
en la
dirección N-S que parece un “corredor de transcurrencia” (couloir
de
decrochement). Este corredor se divide al menos en cinco fallas
separadas en
forma de escalón (en echelon). La mayoría de las fallas son
normales y se
generaron durante la época de extensión multidireccional causando
la variedad
de las direcciones de las fallas normales.
La (Figura 3), muestra la estructura en el tope del Eoceno B-Sup
(Unidad
informal B-1), un monoclinal con buzamiento regional hacia el Sur,
se extiende
desde área 8 hasta Tomoporo Sur. En esta estructura se encuentran
un sistemas
de fallas normales, las cuales tienen una dirección norte - sur con
buzamiento al
este aproximado de 70 grados, este sistema de fallas fue el primero
que se
produjo en el área, producto de un régimen tectónico extensivo,
posteriormente
algunas de estas fallas fueron reactivadas durante el Eoceno B
Superior,
originando en estas una componente inversa a causa de la orogénesis
Andina.
La falla VLG-3686 es la más importante de este tipo con un
desplazamiento
vertical superior a los 1700 pies, representando un verdadero sello
y es el límite
de las acumulaciones de petróleo en el Eoceno B / C, entre área 8 y
área 2
ubicada al oeste. Localmente existen algunas fallas inversas
conjugadas a la falla
VLC-3686, que producen estructuras con flancos de alto buzamiento
diferentes al
patrón general del área de Tomoporo.
3
6
8
6
F A L L A V L G _3 7 8 3
FALLA VLG_3729
PASILLO 1
Figura 3. Mapa estructural al Tope de la Unidad Informal de B-1, de
la Fm.
Misoa de Edad Eoceno, sección geológica
Hacia el Norte se encuentra la falla normal invertida VLG-3729, la
cual fue
parcialmente invertida durante el Eoceno Medio y el Mioceno. Los
saltos
verticales varían entre 50’ y 200’ a nivel del Terciario,
representando un
verdadero sello y es el límite de las acumulaciones de petróleo
ubicada al norte.
El límite Este, lo constituye una zona de fallas normales que buzan
hacia el
Este, las cuales se profundizan hasta el Paleoceno y presentan
saltos verticales
31
pertenece a la zona de fallamiento normal denominada “zona de
pasillo”, esta
falla buza al Este, tiene dirección NO-SE y salto vertical
aproximado de 400’.
Otra falla que conforma este sistema es una falla normal con
buzamiento al
Oeste, dirección N-O y salto vertical aproximado de 300’, la cual
se denominó
falla de pasillo 3. Al sur de esta falla (Pasillo 3), se observa
otra falla normal,
denominada falla de pasillo 2, con buzamiento al Este y dirección
NO-SE, que
presenta un salto máximo vertical de aproximadamente 200’. Esta
falla es
cortada por la falla VLG3783. En la Figura 4, se pueden observar
nítidamente las
fallas que controlan estructuralmente esta zona.
Figura 4. Imagen tridimensional, donde se muestran nítidamente la
zona de
fallamiento normal denominada “zona de pasillo”, además las fallas
VLG-3729 y
VLG-3783.
Posterior a la generación de las fallas norte - sur ocurrió un
segundo
patrón de fallas normales de rumbo nor - oeste, como resultado de
una tectónica
extensiva ocurrida en la cuenca durante el Eoceno superior. Este
sistema de
fallas buza entre 55-65 grados al norte, presentan un
desplazamiento vertical
variable entre 100 y 200 pies. (falla VLG-3783, Figuras 3 y 4),
confirmando de
Estratigrafía del Área de Estudio
El área de Tomoporo, está situada en el extremo este de la cuenca
del
Lago de Maracaibo. La secuencia estratigráfica comienza con las
formaciones El
Milagro y Onia de edad Pleistoceno-Plioceno, depositadas en
ambientes fluvio-
deltaico y lacustrino, respectivamente. Infrayacente se encuentran
los
sedimentos mio-pliocenos de la Formación Betijoque, los cuales son
areniscas
gruesas y conglomerados depositados en un abanico aluvial.
Infrayacen los
sedimentos miocenos de llanura de inundación y canales meándricos
de la
Formación Isnotú, compuesta de lutitas moteadas y areniscas
delgadas. Sigue en
la secuencia la Formación Lagunillas de lutitas, arcillas,
limolitas, carbones y
areniscas depositadas en ambientes de fluvial a deltaico. A la
Formación
Lagunillas infrayacen los sedimentos neríticos de la Formación La
Rosa y su
arena basal, de edad Mioceno. A continuación se encuentra la
discordancia del
Eoceno al tope de la Formación Paují de ambiente nerítico a batial,
compuesta
por lutitas fosilíferas grises a negruzcas que pasan a arenas
transgresivas hacia
la base. Seguidamente se encuentra la secuencia completa de la
Formación
Misoa que se compone de intercalaciones de areniscas y lutitas de
ambiente
fluvio-deltáico. El área ha pasado por varios periodos de
tectonismo, el cual se ve
evidenciado en la geometría de los estratos, este tectonismo es el
más
importante y se relaciona con el basculamiento de la cuenca en el
mioceno, se
EROSIONADOS DEL EOCENO, MEDIANTE REGISTROS SONICOS EN EL ÁREA
DE
ZULIA ORIENTAL”, Nota Técnica. En este trabajo se desarrolló una
metodología
para la estimación de espesores erosionados en intervalos
presurizados, a partir
del registro sónico; siendo la primera vez que se aplica en este
tipo de secciones.
De los nueve pozos disponibles en el área de Zulia Oriental, ocho
presentan una
sección lutítica presurizada prediscordancia. Esta técnica permitió
resultados que
calibraron satisfactoriamente con los de vitrinita e
interpretaciones sísmicas.
María del Carmen Gómez (1998) “DETERMINACIONES DE
CARBONO
ORGÁNICO TOTAL (COT) EN LA FORMACIÓN LA LUNA MEDIANTE
PERFILES
CONVENCIONALES EN EL LAGO Y COSTA ORIENTAL DE LA CUENCA DE
MARACAIBO. EDO ZULIA”. El objetivo de este estudio fue establecer
el contenido
de carbono orgánico total y espesor efectivo de la principal roca
madre
(Formación La Luna) mediante registros convencionales. Para ello se
siguió la
metodología desarrollada por Gómez (1997) para rocas madres de tipo
caliza con
alternancias de lutita y calibrado con los análisis realizados a
muestras de pared
y núcleo. El área de estudio comprende 18 pozos cretácicos del
centro y este de
la Cuenca del Lago de Maracaibo. Los resultados obtenidos
permitieron estimar la
variabilidad lateral y vertical del contenido de COT y el espesor
efectivo de roca
madre de la Formación La Luna y aportó la información necesaria
para el cálculo
de los volúmenes de generación de hidrocarburos en el área.
Salazar M. et al (1999) “PROYECTO DE GENERACIÓN DE
PROSPECTOS
EN EL ÁREA DE MOTATÁN”. Este trabajo está enmarcado dentro de la
cadena de
valor de Exploración, el cual permitió convertir una serie de
oportunidades en
prospectos así como definir nuevas oportunidades (Leads), que en
conjunto han
venido aumentando en forma significativa los recursos de
hidrocarburos en la
zona. Todo esto con el propósito de la incorporación y/o
desincorporación de
35
Proyecto PGP Tomoporo Mene Grande (2000). Con el fin de
completar
el estudio de prospectos y oportunidades al Sur de Zulia Oriental,
se definió un
proyecto PGP para cubrir en mas detalle las oportunidades definidas
en los dos
proyectos anteriores realizados en esta área, tanto en el de
Caracterización de
plays (1988) como el de Generación de prospectos en el área de
Motatán (1999-
2000), los cuáles permitieron convertir una serie de oportunidades
en prospectos
así como definir nuevas oportunidades (Leads), que en conjunto han
venido
aumentando en forma significativa los recursos de hidrocarburos en
la zona. De
esta forma, y continuando en la cadena de valor de Exploración, se
definió un
proyecto de generación de prospectos (PGP) en las áreas de
Tomoporo, Barúa y
Mene Grande, con el propósito de convertir algunas de las
oportunidades ya
definidas en prospecto perforables a corto, mediano y largo plazo,
permitiendo la
incorporación y/o desincorporación de posibles reservas de
hidrocarburos en la
Base de Recursos de Exploración. El área de estudio seleccionada
incluyó las
zonas de Ceuta, Tomoporo, La Ceiba, Barúa, Mene Grande y Motatán,
las cuáles
abarcan en su conjunto aproximadamente 2400 kilómetros cuadrados.
Estas
zonas fueron escogidas principalmente por su mayor prospectividad y
por tener
la mejor y mayor cantidad de información asociada a levantamientos
sísmicos 3-
D y a más de 400 pozos perforados en yacimientos conocidos los que
serían
tomados como base para la calibración principal del estudio,
extrapolando luego
a las zonas donde existe poca o ninguna información con el fin de
predecir
principalmente los parámetros asociados al sistema
petrolífero.
Ruiz, F. (2000) “GEOPRESIONES EN EL ÁREA DE MACAL (PROYECTO
PGP
MACAL)”. En este trabajo se estudian las causas que pudieran ser
determinantes
en el sobrepresurizamiento de la formación Carapita en el área de
Macal. Para
ello, primero se demuestra la existencia de presiones anormalmente
altas en la
misma, basados en los datos de pozos de los campos: Pirital, Bosque
y Santa
Bárbara. Posteriormente se estudia la posibilidad de cartografiar
el tope de las
inversiones de velocidades sísmica provenientes del procesamiento
sísmico,
asociadas al tope de las geopresiones. Se describe la metodología
para obtener
la ecuación de la tendencia de compactación normal, a partir de
datos de
velocidad de sísmica 2D, de VSP y de registros sónicos.
Adicionalmente a los
que exista conversión esmectita-ilita como posibles factores que
contribuyen al
sobrepresurizamiento. El trabajo consiste en identificar en el
subsuelo el tope de
las regiones donde ocurren inversiones de velocidad, a lo largo de
diferentes
líneas sísmicas. Finalmente se recomienda correr una secuencia de
registros en
pozos nuevos a perforar, Macal-A y Macal-B, los cuales serán útiles
para una
evaluación petrofísica, estudio de geopresiones y de geomecánica
detallada en el
área.
Acosta, J. (2001) “ESTADO DEL ARTE EN PREDICCIÓN DE
PRESIONES
ANORMALES A PARTIR DE DATA SÍSMICA DE SUPERFICIE”. Tesis de
grado
PDVSA-ULA. Como objetivo fundamental del estudio se planteó; el
seleccionar,
inventariar y jerarquizar las técnicas más destacadas y de mayor
aplicabilidad
práctica para la predicción de presiones anormales, mediante el uso
de datos
sísmicos de superficie, a efectos de contribuir en el diseño óptimo
de los planes
de la perforación de pozos exploratorios. Para el logro de los
objetivos y metas
planteadas, se estructuró y analizó una base de datos de
documentación
bibliográfica de estudios realizados a nivel mundial sobre el
tópico en cuestión.
Se seleccionaron los documentos considerados más resaltantes,
extrayendo y
realizando un análisis crítico comparativo de las técnicas en ellos
propuestas. Las
técnicas seleccionadas como relevantes fueron inventariadas,
documentadas en
detalle y validadas mediante su implementación y aplicación a la
predicción de
presión de poros de una localización exploratoria planificada a ser
perforada en el
año 2001. Los resultados obtenidos son; en primer lugar, la
documentación de
un inventario selecto de técnicas relevantes certificadas y de
aplicabilidad
práctica para la identificación, previo a la perforación, de
eventuales zonas de
presiones anormales y la cuantificación del perfil de magnitud de
presión de
poros a ser considerado en el diseño de perforación de pozos
exploratorios.
En segundo término, se presenta un diagrama de flujo de
procesos
secuenciados, a seguir en la realización de los estudios de
predicción
mencionados, para garantizar la máxima eficiencia de los
mismos.
Adicionalmente, se codificó un programa computarizado para la
aplicación de las
5 técnicas más relevantes, a efectos de permitir la consideración
de igual número
de escenarios potenciales de comportamientos de presiones de poros
a esperar
sobre la vertical de cualquier localización dada. El impacto
inmediato de este
37
incertidumbre, de uno de los procesos predictivos de mayor
influencia en la
planificación de perforación y completación de pozos
exploratorios.
Casal, B. (2002) “ESTADO DEL ARTE EN LA DETERMINACIÓN
DE
ESPESORES EROSIONADOS POR MEDIO DE REGISTROS DE POZOS”, Tesis
de
Grado PDVSA-UCV. En este trabajo se realizó una búsqueda exhaustiva
de las
técnicas de mayor valor agregado en la determinación de espesores
erosionados
por medio de registros de pozo. Se desarrolló una base de datos, la
cual fue
jerarquizada de acuerdo a su importancia. Se realizó un
resumen de aquellos
artículos considerados muy importantes. La técnica más empleada en
la
actualidad para determinar espesores erosionados en superficie es
la propuesta
por Heasler y Kharitonova (1996). Así mismo, la técnica más
empleada para la
determinación de espesores de secciones erosionadas en subsuelo es
la
propuesta por Nederlof en 1996 y modificada por Gómez en 1997. En
el mismo
orden de ideas, también se desarrollo un plan de implementación, el
cual fue
llevado a cabo en la Cuenca Oriental de Venezuela, específicamente
en el pozo
PIC-25 del campo Pirital y el SBC-37E del campo Santa
Bárbara.
Dommar, L. (2002) “ESTADO DEL ARTE EN LA DETERMINACIÓN
DE
CARBONO ORGÁNICO TOTAL (COT) A PARTIR DE REGISTROS DE POZOS”,
Tesis
de Grado PDVSA-UDO. El objetivo del trabajo es inventariar las
técnicas más
relevantes y de mayor valor agregado en relación con la
determinación de
carbono orgánico total (COT) a partir de registros de pozos, para
caracterizar
eventuales rocas madres y su madurez. Para cumplir con los
objetivos
establecidos se elaboró una base de datos donde está contenida y
clasificada de
acuerdo a su rango de importancia toda la información encontrada,
relacionada
directa e indirectamente con la determinación de COT mediante
registro de
pozos, posteriormente se estudió a detalle las técnicas más
representativas en
cuanto al tema y finalmente se seleccionó una técnica, tomando en
cuenta los
criterios de aplicabilidad, y certidumbre, para efectuar el plan
de
implementación. A partir de lo descrito anteriormente se concluyó
que las
técnicas son competentes ateniendo a las necesidades de
investigación y
características de la zona que se desee estudiar.
PDVSA-CIED (2002) “DETECCIÓN DE PRESIONES ANORMALES Y
DE
FRACTURA”. El objetivo general del manual es explicar las técnicas
y métodos
para la detección y determinación de presiones anormales y de
fractura.
Montoya, J. (2007) “ANÁLISIS NO CONVENCIONALES DE
REGISTROS
ELÉCTRICOS EN EL POZO EXPLORATORIO CLD-86X”, Tesis de Postgrado
PDVSA-
LUZ. Este estudio tuvo por finalidad realizar una serie de análisis
no
convencionales a los registros a hueco abierto, corridos en el pozo
exploratorio
CLD-86X, en los intervalos correspondientes de edad Mioceno,
Eoceno, Paleoceno
y Cretácico. Los objetivos planteados fueron: analizar la
compactación de las
lutitas, estudiar las geopresiones, analizar la calidad de sellos
lutíticos, estimar
los espesores erosionados y contenido de carbono orgánico total.
Para alcanzar
los objetivos se establecieron los trenes de compactación normales
mediante
aproximación lineal, se estimó la presión de sobre carga, presión
de poro y de
fractura mediante el programa especializado “Drillworks Predict”,
haciendo uso
de las ecuaciones de Athy, L. (1930) e Eaton (1972),
respectivamente. Para
estimar el contenido de carbono orgánico total se utilizó el método
del “ Log
R” propuesto por Passey et al ., (1990).
Este estudio permitió establecer dos tendencias de compactación
normal
para el área, ambas delimitadas por la erosión del Eoceno. Se pudo
observar que
la presión de sobrecarga incrementa progresivamente con la
profundidad; las
presiones anormales y de fractura máximas se observaron a nivel de
la
formación Guasare y las Lutitas de la Formación Mito Juan/Colón,
asociadas a
una zona de transición de presión. Finalmente, del análisis de
carbono orgánico
total se identificaron tres posibles intervalos generadores
correspondientes a la
formación La Luna. A nivel del Eoceno no se pudo determinar el
espesor
erosionado, por estar el tren de compactación normal observado
gobernado por
efectos distintos a subcompactación.
3.2.1
Petrofísica
La petrofísica es una ciencia que se encarga del estudio de
las
caracterización de las propiedades físicas de las rocas, mediante
la integración,
del entorno geológico, perfiles de pozo, análisis de muestras de
roca y sus fluidos
e historia de producción.
Según Inlab (2000) en su artículo “Temas de Ingeniería de
Reservorio”, la
petrofísica se puede dividir en petrofísica básica, y en
petrofísica especial. La
petrofísica básica comprende:
• Salinidad del Agua Intersticial
Por su lado la petrofísica especial es aquella que comprende todas
las
mediciones adicionales que se le quieran realizar al pozo para
lograr una
caracterización más completa y detallada del yacimiento (tomado de
Casal, B.
2002).
3.2.1.1
Modelo Petrofísico
García (1999) afirma que cuando hablamos de un modelo petrofísico,
nos
referimos a un modelo que nos permita estimar cuantitativamente
ciertas
propiedades de las rocas, tal como porosidad, permeabilidad y
saturación de
fluidos, a través de mediciones físicas realizadas sobre las mismas
rocas.
En dicho modelo, la matriz se refiere a toda la parte sólida de la
roca que
no es arcilla y cuya composición está basada mayormente en tres
minerales:
Cuarzo, Calcita y Dolomita, con constituyentes menores muy
variados, tales
como: Pirita, Halita, Silvita, Yeso y muchos otros.
Debido a las grandes contribuciones que hace la arcilla en las
mediciones
físicas que se realizan, esta es tratada por separado. Por lo
general las arcillas
son aluminosilicatos hidratados, cuya fórmula genérica es: X(Al2O3)
Y(SiO2)
Z(OH), los cuales contienen pequeñas cantidades de otros elementos
tales como
Magnesio, Potasio, Hierro y Titanio. Los minerales de arcilla están
clasificados en
grupos específicos de acuerdo a su estructura cristalina. Aquellos
relacionados
con las rocas sedimentarias son Montmorilonita, Ilita, Clorita y
Caolinita,
40
en contacto con agua, además la misma se convierte en Ilita por
encima de
cierta temperatura en el subsuelo, liberando agua que constituye
a
sobrepresionar sedimentos adyacentes.
El agua contenida en la porosidad es originalmente la misma
que
circundaba a los sedimentos cuando ellos fueron depositados y es
por ellos que
dichas aguas se denominan connatas. Sin embargo, las aguas también
sufren los
procesos diagenéticos a medida que se produce su enterramiento,
pudiendo ser
la salinidad actual mayor o menor que la original (tomado de Casal,
B. 2002).
3.2.1.2
Perfiles de Pozo
En este trabajo especial de grado se va a tratar el tema de los
perfiles de
pozo, referido en la petrofísica básica. A continuación se da una
breve
descripción de los perfiles más utilizados por la industria
petrolera.
Según Puzin (1962), las acumulaciones petrolíferas suelen
encontrarse en
rocas porosas y en estructuras geológicas o trampas estratigráficas
de
condiciones favorables para la acumulación del petróleo.
Las formaciones geológicas suelen clasificarse según su
composición
química o sus características litológicas como: densidad, textura,
color, dureza,
fósiles que contenga, etc., para lo cual es esencial obtener
muestras de la roca.
En los perfiles de pozo, las formaciones se distinguen por sus
propiedades
eléctricas como: resistividad eléctrica, potenciales
electro-químicos, velocidad del
sonido, radioactividad natural, captación nuclear de neutrones,
dispersión de
rayos gamma, temperatura, etc.
Dichas mediciones se realizan por medio de instrumentos sensibles
que se
introducen en el pozo, por lo que no es necesario obtener muestras
de rocas,
pues las mediciones se hacen “in situ”. Los perfiles de pozo son
registros
continuos de las características eléctricas, sónicas, mecánicas y
radioactivas de
las formaciones, a lo largo del pozo, para así poder llegar a una
determinación de
los posibles horizontes productores de petróleo o gas.
La cantidad de petróleo o gas contenido en una unidad de volumen
del
reservorio es el producto de su porosidad y saturación de
hidrocarburos. Además
de esas propiedades, el volumen de la formación que contienen el
hidrocarburo
es necesario para determinar si la formación puede ser considerada
comercial.
Conocer el espesor de la formación y el área que ocupa es esencial
para
determinar el volumen.
41
Para evaluar la productividad de un reservorio, se debe determinar
si los
fluidos que contiene se mueven fácilmente a través del sistema de
poros. Esta
propiedad de la formación, la cual depende de la interconexión
entre los poros se
denomina permeabilidad.
físicas necesarias para evaluar un reservorio, son su porosidad,
litología,
saturación de hidrocarburos, espesores y permeabilidad. Esos
parámetros
pueden ser derivados o inferidos de registros de pozos, tales como
el registro
eléctrico, el nuclear, el sónico y el gamma ray, entre otros(tomado
de Casal, B.
2002).
A continuación se presenta una breve descripción de cada uno de
los
perfiles de pozo de mayor importancia para la industria petrolera
(tomado de
Casal, B. 2002):
Perfil de Rayos Gamma
Este es uno de los perfiles más utilizados en la industria. Los
perfiles de
rayos gamma miden de manera continua la radiactividad natural de
las
formaciones y responden a la radioactividad producida por el
decaimiento de tres
elementos: Torio, Uranio y Potasio, pero no determina la proporción
relativa de
cada uno de estos elementos.
Las aplicaciones de esta herramienta no sólo son para
parámetros
petrofísicos, sino también para estudios geológicos. Algunas
posibles aplicaciones
son (tomado de Casal, B. 2002):
• Control de profundidad
• Correlación de pozos
• Análisis mineralógico
• Detección de minerales pesados. El Th y el U se encuentran
relacionados
con minerales pesados como Monazita y Zircón.
El perfil de rayos gamma puede utilizarse en hoyos abiertos o
entubados,
ya sean vacíos o llenos de fluido de cualquier tipo. La curva de
Rayos Gamma se
presenta en la primera pista del perfil, con el incremento de la
radiactividad
42
Los elementos radiactivos tienden a concentrarse mucho en las
arcillas y
las lutitas, lo cual hace que el registro de rayos gamma refleje el
contenido de
arcillas en las formaciones. Por el contrario, las formaciones
limpias tienen
usualmente un nivel muy bajo de radiactividad. Entre los elementos
radiactivos
que contribuyen a la emisión de rayos gamma están el Potasio, el
Uranio y el
Torio.
•
•
Porcentaje de arcilla en el intervalo evaluado.
La repuesta del perfil de rayos gamma, después de la corrección
por
efecto de pozo, tubería de revestimiento, etc., es proporcional a
la concentración
en peso del material radioactivo en la formación.
Un aumento en la radiactividad se indica por la desviación de la
curva
hacia la derecha y una reducción en la radiactividad se muestra por
la desviación
de la curva hacia la izquierda. Las formaciones de solo calizas y
arenas se
representan en el perfil por los valores mínimos, hacia la
izquierda, mientras que
las lutitas se representan por los valores máximos, hacia la
derecha. La distinción
entre una arena y una caliza no puede hacerse con sólo el perfil de
rayos
gamma. En ciertos casos, es recomendable correlacionar el perfil de
rayos
gamma con un registro de muestras geológicas (tomado de Montoya, J.
2007).
3.2.1.2.2
Registro Calibre “Caliper”
Este registro está especialmente diseñado para medir el diámetro
del hoyo
durante la perforación de un pozo. El producto de dicho registro,
es decir, una
respuesta del diámetro del hoyo vs. profundidad, proporciona una
clara idea del
estado en el que se encuentra el hoyo en el momento del
perfilaje.
El mismo se coloca en escala lineal y entre valores de 6 a 16
pulgadas.
Como referencia se coloca una línea punteada que indica el diámetro
de la mecha
que perforó la sección del pozo registrado, de tal manera que
cualquier medida
de “caliper” superior a la misma significa que el pozo esta
derrumbado, y
Resistividad
Una de las propiedades más importantes de una formación es la
medida
de la resistividad. Dicha medida en conjunción con la porosidad y
resistividad del
agua se usan en los cálculos de saturación en agua, y en
consecuencia, en la
saturación en hidrocarburos (tomado de Casal, B. 2002).
Autores como Asuith (1997), señalan que los registros de
resistividad se
usan para: (1) determinar hidrocarburos versus zonas productoras de
agua, (2)
indicar la permeabilidad de la zona, y (3) determinar porosidad y
permeabilidad.
Entonces, el uso más importante de los registros de resistividad es
la
determinación de hidrocarburos versus zonas productoras de agua.
Debido a que
la matriz o granos de la roca y los hidrocarburos no son
conductivos, la habilidad
de la roca de transmitir corriente es casi completamente función
del agua en los
poros. Los hidrocarburos como los de la matriz de la roca no son
conductivos;
por consiguiente, la saturación de hidrocarburos en los poros
aumenta y la
resistividad de la roca también aumenta.
El perfil de resistividad ha sido usado, en conjunto con otros
registros,
para indicar la presencia de depósitos ricos en materia orgánica,
pero realmente
constituye un mejor indicador de madurez que de riqueza.
En los perfiles convencionales de resistividad, se envían
corrientes a la
formación, a través de unos electrodos y se miden los potenciales
eléctricos
entre otros. La medición de estos potenciales permite determinar
resistividades.
Para que haya una circulación de corriente entre electrodos y
formación, debe
ser corrida en pozos que contengan lodo (barro, inyección o agua)
conductores
de electricidad (tomado de Dommar, L. 2002).
3.2.1.2.4
Registro de Densidad
Este perfil se usa principalmente como perfil de porosidad. La
herramienta
de densidad permite estimar la densidad de formación al medir la
atenuación de
rayos gamma entre una fuente y un detector. En otras palabras, el
registro de
densidad de formación mide la densidad de electrones de una
formación. El
dispositivo de dicho registro es una herramienta que consiste en
una fuente que
44
Los rayos gamma chocan con los electrones contenidos en la
formación. El
resultado de esos choques es la pérdida de energía de las
partículas de rayos
gamma. El número de colisiones es una función directa del número de
electrones
en la formación (densidad de formación). Consecuentemente la
densidad de
electrones puede ser relacionado con la densidad de la
formación.
La densidad de la formación es una función de la densidad de la
matriz,
porosidad y densidad de los fluidos de los poros (agua salada,
dulce o
hidrocarburo). La fórmula para calcular porosidad derivada de
densidad es:
f ma
ρf: Densidad del fluido.
Las densidades de las matrices se pueden observar en la tabla 1.
La
densidad del fluido es 1,1 en agua salada, 1 en agua dulce y 0,7
para el gas.
La presencia de arcilla o gas en la formación complica la lectura,
pero este
problema se resuelve usando una combinación apropiada de perfiles
de
porosidad.
ρma (gr/cc)
Areniscas 2,648
Carbonatos 2,710
Dolomitas 2,876
Anhydritas 2,977
Sal 2,032
En las formaciones con densidad baja (alta porosidad) la mayor
parte de
los rayos gamma producidos por la fuente llegan al receptor y
pueden ser
contactados. A medida que aumenta la densidad (disminuye la
porosidad),
menos rayos llegan al receptor.
45
El término densidad total se refiere a la densidad en conjunto o en
masa
de un volumen unitario de roca. En el caso de rocas porosas,
incluyen la
densidad del fluido en el espacio poroso y también la densidad de
los granos de
la roca. Era de esperar que existiera una relación entre la
contribución a la
densidad total por el fluido en el espacio poroso y la porosidad de
la roca. Esta
relación es la base para los cálculos de porosidad a partir del
perfil densidad
(Schneider et al ., 1974)
Otros usos del mismo incluyen: identificación de minerales en
depósitos
evaporíticos, detección de gas, determinación de la densidad de
hidrocarburo,
evaluación de arenas con arcillas y de litologías complejas,
determinación del
rendimiento de lutitas petrolíferas, cálculo de presión de
sobrecarga y
propiedades mecánicas de las rocas (tomado de Casal, B.
2002).
3.2.1.2.5
Registro Sónico Convencional
El perfil Sónico es un registro de Δt profundidad versus, el
tiempo
requerido por una onda compresional de sonido para recorrer un pie
de
formación. Conocido como “tiempo de tránsito”, Δt es el valor
reciproco de la
velocidad de una onda compresional de sonido. El tiempo de tránsito
en una
formación dada depende de su litología y porosidad. La dependencia
de la
porosidad, conocida la litología, hace que el perfil sónico sirva
mucho como
registro de porosidad.
Los tiempos de tránsito del sónico en la materia orgánica han
sido
estimados entre 150 hasta > 200 ms/pie, mientras que en
agua fresca son de
189 ms/pie, y en los minerales no-arcillosos que forman las rocas
varían de 43 a
55 ms/pie (tomado de Dommar, L. 2002).
Dicho tiempo de transito en una formación, depende de su litología
y
porosidad, por lo que dicho registro sirve como registro de
porosidad, como se
puede apreciar en (tomado de Casal, B. 2002):
•
relación lineal entre la porosidad y el tiempo de tránsito.
• Carbonatos: Por lo general estos presentan porosidad
secundaria debida a
cavernas o fracturas, por lo que los valores en el registro sónico
tienden a
ser muy bajos.
46
• Arenas No Compactadas: La relación entre porosidad y tiempo
de tránsito
se mantendrá aproximadamente lineal, pero debe hacérsele
ciertas
correcciones debido a que los valores de porosidad dan demasiado
altos.
La velocidad del sonido en las litologías comunes de las
formaciones varia
alrededor de 18000 a 26000 pies/seg. Se registra el valor recíproco
de la
velocidad en microsegundos/pie (μseg/pie), para evitar el uso de
fracciones
decimales pequeñas. La gama del registro varia desde unos
43μseg/pie, para
dolomitas densas de porosidad cero, hasta 200μseg/pie para
agua.
En formaciones sedimentarias la velocidad del sonido depende de
muchos
factores principalmente del material de la roca matriz (arenisca,
caliza o
dolomita) y de la porosidad distribuida. Las gamas de valores de la
velocidad del
sonido y tiempo de tránsito para las rocas matrices comunes y
tuberías de
revestimiento están presentadas en la tabla 2, también están
indicados, los
valores que comúnmente se usan para Δtmax (tomado de Dommar, L.
2002).
Tabla 2. Velocidades del sonido y tiempo de transito para rocas
matrices
Vma( pies/seg) Tma( seg/pies) Tma( seg/pies)
(Usado comúnmente
mediante la expresión:
Donde:
Δb: Tiempo de tránsito total (μseg/pie)
3.2.1.2.6
Los neutrones son partículas eléctricamente neutras cuya masa
se
aproxima a la del núcleo de hidrógeno. Cuando dichos neutrones son
emitidos
ellos penetran a la formación con mayor facilidad que las
partículas con cargas
eléctricas.
Dicho neutrón perderá aproximadamente la mitad de su energía
cuando
choque con un núcleo de hidrógeno presente en el fluido de los
poros. Luego de
alrededor de 20 choques, los mismos reducirán la velocidad térmica
y serán
fácilmente atrapados por cualquier elemento presente. Los neutrones
capturados
emiten un rayo gamma de origen secundario.
El registro neutrónico es un registro de porosidad que mide
la
concentración del ión hidrógeno en una formación. En una formación
limpia
donde la porosidad es saturada con agua o petróleo, el registro
neutrónico mide
la porosidad rellena de líquido.
Cuando los poros están rellenos de más que por agua o petróleo,
la
respuesta del registro de porosidad puede ser baja. Esto es debido
a que en el
gas existe menos concentración de hidrógeno que en el agua o en el
petróleo.
Por lo general se registra porosidades altas en zonas lutíticas y
bajas en
zonas ricas en gas. Los perfiles neutrónicos, densidad y sónico son
los perfiles
más usados en la determinación de la porosidad. En 1997, Asquith
(en Smolen,
1996) indica que una porosidad certera también puede ser
determinada por
medio de la combinación de los perfiles neutrón y densidad.
Schlumberger
(1970, 1972) afirma que cuando no se dispone de ningún perfil de
porosidad se
puede hacer una estimación de la porosidad basada en las lecturas
de
resistividad en formaciones limpias y acuíferas (tomado de Casal,
B. 2002).
3.2.2
Son procesos fundamentados en la interpretación de registros de
pozos,
orientados al estudio de características del sistema petrolífero
que no están
estrechamente vinculadas a las propiedades de los
reservorios.
Entre los objetivos más comunes de los análisis no convencionales
de
perfiles podemos citar:
Análisis de Geopresiones.
Estimación de Contenido de Carbono Orgánico Total (COT)
3.2.2.1
Análisis de Compactación de Arcillas
La compactación de una roca es el fenómeno de reducción de su
volumen
como efecto de los esfuerzos a que es sometida.
Los procesos de compactación de rocas sedimentarias pueden
ser
definidos en forma simple como procesos de litificación por efecto
de sobrecarga,
que expulsan los fluidos saturantes y reducen la porosidad. Asthly
(1930), sentó
las bases del análisis de compactación al estudiar la correlación
existente entre
densidad, porosidad y grado de compactación de sedimentos contra
su
profundidad de soterramiento. El análisis de compactación, es la
identificación y
estudio de los eventos ocurridos durante tales procesos y cómo
ellos impactan el
grado y calidad de compactación final en cualquier nivel de la
columna
sedimentaria.
3.2.2.1.1
Compactación
La compactación de una roca es el fenómeno de reducción de su
volumen
como efecto de los esfuerzos a que es sometida.
Otros autores como Baldwin y Butler (1985), prefieren expresar
la
compactación en términos de solidez, que es el volumen porcentual
de granos
por unidad de roca y por ende el complemento de la porosidad; así
mismo,
afirman que los estudios de análisis de compactación son aplicados
a reservorios
petrolíferos, para la reconstrucción de las estructuras
sedimentarias originales, y
para determinar el modelo de subsidencia que ha afectado una
cuenca
sedimentaria.
Compactación de las Lutitas
La compactación de las lutitas es el fenómeno de reducción de su
volumen
49
sedimentarias, la fuerza de gravedad transmite el peso de los
sedimentos más
superficiales a los más profundos, causando un efecto de compresión
que
provoca a su vez una compactación normal en los mismos y expulsión
de los
fluidos saturantes. Por lo tanto a mayor profundidad debería
existir mayor
compactación, menor porosidad y menor volumen porcentual de
fluidos.
Varios trabajos de campo y laboratorio tienden a demostrar que en
las
arcillas o lutitas la reducción de porosidad con profundidad guarda
una relación
exponencial atribuible a la expulsión de fluidos por efectos de
compactación. La
compactación de las lutitas está gobernada principalmente por la
carga litostática
(Magara, K., 1978) y si la presión de los fluidos es más alta que
lo normal, las
lutitas se encuentran menos compactadas que en los lugares donde
la
compactación es normal.
En síntesis, puede decirse que la porosidad (o solidez) de las
arcillas está
condicionada prácticamente en exclusividad por su nivel de
compactación y que
adicionalmente en condiciones normales existe una relación
exponencial bien
definida entre porosidad y profundidad (Figura 6).
Figura 6. Relación entre compactación y profundidad.
50
que hay maneras para hacer estimaciones razonables, de hecho ellos
proponen
tres curvas que muestran los cambios en el volumen de poros desde
la superficie
hasta grandes profundidades como 6 Km. (20000 pies).
El fenómeno de la compactación es sumamente complicado. Perrier
y
Quiblier (1974) afirman que la compactación depende de los tipos
de
sedimentos, edad, tasa de sedimentación y de la carga
sedimentaria
suprayacente, además de las dificultades con el drenaje o expulsión
de fluidos,
así como de la diagénesis en cuanto a transformación de minerales
o
cementación. Tanto así que Lang (1994) afirma que los procesos
de
compactación/diagénesis no pueden describirse como una función
simple y
universal. La disminución de la porosidad en sedimentos lutíticos
es similar en
una misma cuenca sedimentaria, pero es diferente de cuenca en
cuenca
sedimentaria.
Los indicadores de porosidad más conocidos y aceptados son:
Los registros radioactivos de densidad , los cuales miden la
densidad total
de un volumen de formación. Para un volumen teórico de cero
porosidad, la
densidad medida será la densidad de la matriz (2,65 gr/cc para
areniscas, 2.71
gr/cc para caliza). Si la densidad medida es menor a la densidad de
matriz
entonces existen espacios no ocupados por la matriz, es decir
poros.
Los registros radioactivos de Neutrones, que miden el índice de
hidrógeno
total de un volumen de formación. Las rocas no tienen hidrógeno en
su
composición química entonces el hidrógeno puede estar presente sólo
en los
poros y por lo tanto el índice de hidrógeno es un indicador directo
del volumen
de poros.
Los registros Sónicos, que miden el tiempo que tarda una señal
acústica
en transitar un pie de formación. Este tiempo es conocido como
tiempo de
tránsito. Para un volumen teórico de cero porosidad, el tiempo de
tránsito
medido será el tiempo de tránsito de la matriz (55 μseg/pie para
areniscas, 47.5
μseg/pie para caliza). Si el tiempo de tránsito medido es mayor al
tiempo de
tránsito de la matriz entonces existen espacios no ocupados por la
matriz, es
decir poros.
Compactación Normal
Es el proceso de compactación en el cual los sedimentos han
expulsado los
fluidos saturantes, en correspondencia con la carga a que han sido
sometidos por
efectos de soterramiento.
En una secuencia sedimentaría normal, se debe esperar un perfil
de
compresión y compactación normal, cuya característica principal es
que tiene
una relación directamente proporcional con profundidad. Es decir, a
mayor
profundidad mayor compactación y consecuentemente menor
porosidad.
Así mismo, en condiciones normales, la presión de poros a una
profundidad cualquiera, la cual es también conocida como presión de
formación,
es consistentemente creciente con profundidad e igual a la presión
hidrostática,
que es la presión ejercida por el peso de la columna de fluidos
(Figura 7).
Figura 7. Perfil de Compactación Normal
Compactación de las Arenas
En las arenas, la reducción de porosidad en función de profundidad
es
52
Maxwell, 1964 y Galloway, 1974, sugieren que el efecto de la
temperatura
sobre la porosidad de las arenas es significante, sugiriendo que
los efectos
químicos y diagenéticos en vez de los efectos físicos, son los que
principalmente
controlan su porosidad.
Lang (1994), afirma que los procesos de compactación y diagénesis
han
sido tratados como fenómenos separados. Ellos pueden ser separados
hasta
cierto punto, pero están interrelacionados, debido a que la
compactación en las
areniscas es el principal factor que contribuye a la disminución de
porosidad,
hasta una cierta profundidad, donde los cambios de temperatura y la
diagénesis
comienzan a ser los factores dominantes en la continua disminución
de
porosidad, no así en las lutitas.
Cambio de Espesor entre Sedimentos y Rocas Sedimentarias
Según Vera Torres (1994), el resultado más claro de la compactación
es la
reducción de espesor desde los sedimentos hasta las rocas
sedimentarias. Esta
reducción tiene lugar, esencialmente, por disminución de la
porosidad primaria
del sedimento. Resulta por tanto evidente que la reducción en el
espesor podrá
ser mucho mayor en los sedimentos con porosidad primaria
elevada.
Existe un segundo factor que hace algo más compleja la relación
de
porosidad primaria y reducción de espesor o compactación. Se trata
de la textura
de la roca y de la facilidad que tenga para poder modificar su
empaquetamiento.
Así por ejemplo, entre dos sedimentos de la misma porosidad
primaria pueden
haber grandes diferencias en el tipo de empaquetamiento de manera
que uno de
ellos (ej. con granos esferoidales) tienda a disminuir poco su
porosidad y otro
(ej. con granos planos) pueda hacerlo de una manera muy importante.
En todos
los casos la reducción de la porosidad está acompañada de expulsión
de gran
parte del agua que ocupaba los poros del sedimento.
Vera Torres (1994) afirma que cuando se aplican estos conceptos a
los
sedimentos y rocas sedimentarias más usuales se pueden destacar dos
tipos
extremos en cuanto a su comportamiento durante la compactación
(Figura 8). El
primer tipo corresponde a los sedimentos con alto grado de
porosidad primaria
(hasta el 80%) en los que puede disminuir de manera muy notable su
porosidad.
El tipo más característico lo constituye las lutitas, en especial
aquellas formadas
mayoritariamente por minerales de arcilla, que son partículas
planas y
53
el 90 al 50% (Vera Torres, 1994); en una primera fase de
compactación se
reduce a valores del 40-45% debido a la expulsión de agua.
Inmediatamente
comienza una reorganización de las partículas más finas
desarrollándose la
pizarrosidad, al mismo tiempo que sigue la disminución progresiva
de la
porosidad hasta su eliminación total, a la que se llega en
condiciones de presión
normal a unos 6 Km. de profundidad y en condiciones de sobrepresión
a menor
profundidad. La reducción de espesor puede llegar a ser hasta del
80%.
Figura 8. Comparación de los valores de porosidad en función de
profundidad en
lutitas y areniscas. h1.- espesor originario. hs.- espesor de
sedimento seco. n.-
porosidad. Tomado de Vera Torres, 1994
Según Vera Torres el segundo tipo extremo corresponde a las arenas
con
escasa matriz lutítica, con porosidad inicial del 25 al 45% que
reduce
ligeramente su porosidad a valores del 10-25%, y en las que la
consolidación se
alcanza por cementación, más que por compactación.
Los efectos de la compactación en los sedimentos carbonatados son
menos
conocidos ya que durante los mismos se producen fenómenos de
disolución bajo
presión, como los que forman las estilolitas, que enmascaran el
proceso e impide
su cuantificación.
54
Uno de los aspectos más interesantes, cuando se quieren interpretar
las
geometrías de rocas sedimentarias antiguas, es conocer los efectos
de la
compactación diferencial (Figura 9). Dado que los materiales
sedimentarios
reducen su volumen de manera desigual, en función de la litología y
la textura,
puede ocurrir que volúmenes de materiales originalmente iguales
pasen a tener
diferentes espesores después de la compactación, con la
consiguiente
modificación de la geometría de los estratos afectados y de los
suprayacentes.
Esto ocurre fundamentalmente cuando dos materiales de
diferente
comportamiento ante la compactación cambian lateralmente.
Figura 9. Efectos de la compactación diferencial en materiales en
los que haya un
cambio lateral de facies. Tomado de Vera Torres, 1994.
Perrier y Quiblier (1974), afirman que los geólogos petroleros
cuando
preparan reconstrucciones paleogeográficas o paleoestructurales,
toman en
cuenta las modificaciones que han sufrido los espesores de los
estratos durante
la historia de compactación. Por esa razón ellos propusieron dos
métodos para
calcular los efectos de compactación en cuencas sedimentarias no
afectadas por
orogénesis, basados en el conocimiento de porosidades actuales en
pozos y de la
compactación temprana de los sedimentos. Dichos métodos permiten
evaluar los
espesores en cualquier momento de la historia sedimentaria de la
cuenca.
El primer método está relacionado a aquellos casos donde los
registros de
porosidad se pueden obtener del pozo. La secuencia es dividida en
fases, las
cuales son a su vez subdivididas en “slices”. La evolución inicial
del cambio de
espesor se deduce de la curva porosidad – profundidad de sedimentos
recientes
similares en composición a los de la cuenca en estudio. Luego se
lleva a cabo
55
El segundo método se aplica en áreas donde no se tienen registros
de
porosidad, pero se puede inferir un promedio de porosidad –
profundidad. Se
calcula un número D, llamado numero de descompactación. Dicho
número es
función del espesor original y de la profundidad de enterramiento,
y por lo tanto
el mismo permite que el valor inicial del espesor de un estrato sea
calculado
(tomado de Casal, B. 2002).
3.2.2.1.2
Subcompactación
La subcompactación es uno de los procesos geológicos más
estudiados
para explicar la presencia de presiones anormales. Es simplemente
un proceso
de compactación incompleta, debido a efectos de agentes geológicos
que
retardan o reducen la secuencia y acabado de los procesos de
compactación
normal.
Es un estado resultante de un proceso de compactación anormal, en
el
cual los fluidos no han sido expulsados totalmente en
correspondencia con la
carga a la que han sido sometidos, y en consecuencia, los
sedimentos asociados
preservan altas porosidades y retienen volúmenes mayores de agua a
los
correspondientes a una compactación normal. Esta agua retenida en
exceso,
soporta parte de la carga litostática que deberían soportar sólo
los granos.
En síntesis, los intervalos subcompactados presentan
compresión
distribuida entre granos y fluidos, y compactación de granos
deficiente e
inconclusa. Esta es la causa más común y estudiada (80%) de
presencia de
presiones anormales.
En los intervalos subcompactados la relación compactación –
profundidad,
deja de ser directamente proporcional y creciente, como reflejo de
una tendencia
de compactación anormal, en la cual se encuentran porosidades
anormalmente
altas, saturadas por fluidos confinados y altamente
sobrepresurizados (Figura
10) (tomado de Acosta, J. 2001).
Causas Principales de la Subcompactación
Existe una gran variedad de eventos geológicos que conducen a
una
compactación incompleta o subcompactación, las más comunes y
conocidas son
(tomado de Acosta, J. 2001):
• Soterramiento excesivamente rápido: Los sedimentos son
sometidos a
procesos de carga tan acelerados que les impide ejecutar sus
procesos normales
de compactación, no dando tiempo para la expulsión normal del agua
entre
poros, la cual es confinada y sobrepresurizada.
• Llenado excesivamente rápido de sedimentos: En este tipo
de
sedimentación, la acumulación de sedimentos se hace tan rápido que
no da
tiempo a los sedimentos más antiguos a llevar a cabo sus procesos
normales de
compactación, por lo tanto terminan reteniendo agua atrapada por
confinación
temprana y en consecuencia subcompactada.
• Relación de esfuerzos horizontales: Sedimentos sometidos a
esfuerzos de
compresión horizontal excesivos, se deforman incrementando su
espesor vertical
y por lo tanto provocan sobrecarga mayor a la normal sobre los
sedimentos más
viejos.
• Fallamiento regional de tipo sellante: Si los estratos son
sometidos a
fallamientos sellantes previo a la conclusión normal de los
procesos de
compactación, los mismos son reducidos o detenidos provocando
subcompactación y en consecuencia sobrepresurización.
•
Relación Arena – Lutita: La carencia o ausencia absoluta de arenas
o
cuerpos permeables dentro de grandes secciones lutíticas limita el
reacomodo de
las aguas expulsadas en los procesos de compactación, generando
zonas
subcompactadas y presurizadas.
La figura 11 esquematiza los mecanismos de compactación anormal
o
subcompactación más importantes.
Compactación Normal
Tren de compactación normal, Método de Magara (1976)
Los espesores de roca sedimentaria removidos por erosión en el
pasado
geológico pueden ser evaluados por medio de datos de compactación.
Esto es
posible debido a que la compactación está relacionada con la
profundidad de
enterramiento y la sobrecarga, si la presión de poro es normal o
hidrostática.
El nivel de compactación puede ser determinado por el registro
sónico,
debido a que el tiempo de tránsito sónico es una función de
porosidad en una
litología uniforme.
Cuando la presión de poro es normal, la relación entre el logaritmo
de
tiempo de tránsito sónico y la profundidad en un intervalo
relativamente somero,
puede aproximarse a una lí