Caracterización Estática del yacimiento R56 del Campo Yucal Placer

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
Decanato de Estudios de Postgrado
Coordinación de Geofísica
Caracterización Estática del yacimiento R56 del Campo
Yucal Placer
Trabajo Especial de Grado presentado a la Universidad Simón Bolívar por
Rufino Andrés Rengifo Moreno
Como requisito para optar al grado de Magíster en Ciencias de la Tierra
Octubre del 2005
i
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
Decanato de Estudios de Postgrado
Coordinación de Geofísica
Caracterización Estática del yacimiento R56 del Campo
Yucal Placer
Como requisito para optar al grado de Magíster en Ciencias de la Tierra
Realizado con la tutoría del Profesor
Prof. Juan Francisco Arminio
Octubre del 2005
ii
iii
Agradecimiento
Al Departamento de Ciencia de la Tierra de la Universidad Simón Bolívar por haberme
formado integralmente.
A Ypergas y TOTAL por haberme brindado la oportunidad de participar en un proyecto de
esta envergadura y por permitirme desarrollar este tema tan interesante a nivel académico.
A mis tutores Juan Francisco Arminio y Thierry Manivit por sus ideas, paciencia,
comprensión y sobre todo apoyo irrestricto.
A mi esposa Carolina, fuente inagotable de inspiración y energía, mi gran compañera en todas
mis aventuras, sin ti este esfuerzo no hubiera tenido ningún sentido.
A mis compañeros de trabajo que aportaron información y contribuyeron con su valioso
trabajo a la realización de esta tesis: Lazlo Maurel, Jesús Bello, Atilio Malavé, Julio Jiménez,
George Nelly, Rosa Polanco, Louis Bruckert, Christopher Robert, Jean Caltero, Thierry
Modiano, Eric Braccini, Tatiana Cardenas, Brezza Ochoa, Jacqueline Camy-Peyret, Yann
Bigno, Francois Salel, Jean Gomez y Haled Sadaui.
A mis compañeros de postgrado Joaquín, Alghys, Edmundo y en especial a Daniel Salas por
encargarse de control de estudios durante un año.
A mi familia (Rufino, Paquita, Pablo, Andrés y Victoria).
iv
Resumen
El objetivo de este estudio es caracterizar el yacimiento de areniscas
“apretadas” (baja
permeabilidad y porosidad) de gas seco R56 (Fm. Roblecito) del campo Yucal Placer, el cual
se encuentra ubicado en la Cuenca Oriental de Venezuela, Sub-Cuenca de Guárico a 200 Km
al sur-este de Caracas.
La estructura interna del Campo Yucal Placer corresponde a direcciones de fallas heredadas
del antiguo margen pasivo (Jur-Tri), posteriormente reactivadas durante la orogénesis Andina.
Los sistemas de fallas son subverticales en su mayoría, están segmentados, poseen saltos
pequeños y con numerosas zonas de relevo estructural. La interpretación de los elementos
estructurales realizada en la sísmica 2D/3D se dividieron en 4 sistemas de fallas principales:
SO-NE, NW-SE, N-S y E-W. El yacimiento R56 consiste de dos secuencias de 5to orden
(R56inf y R56sup) depositadas durante un sistema de bajo nivel, limitadas por superficies de
inundación regionales. Estas sub-unidadades, se depositaron en un complejo estuarino de
orientación ESE-ONO con múltiples puntos de entrada de sedimentos (Sur y Oeste). La
distribución de la porosidad está controlada por la preservación de la porosidad inicial por una
carga temprana de HC, la disolución de feldespatos y el sobrecrecimiento de cuarzo.
La capa R56 ha mostrado un comportamiento Dreno/Matriz en registros de producción y
análisis de núcleos, en donde son pequeñas zonas de buenas condiciones petrofisicas las que
producen gas, mientras que el resto del yacimiento consiste de una matriz apretada que
actualmente no aporta a la producción. Se generó una metodología de modelado que a partir
de la integración del análisis estructural, estratigráfico, petrofísico y la información dinámica
del yacimiento, permitió reproducir el comportamiento del yacimiento R56.
El modelo
estático cotejó con el gas original in situ calculado por balance de materiales y fue introducido
exitosamente en un simulador numérico para realizar predicciones de producción bajo
diferentes esquemas de explotación.
Palabras
Claves:
Caracterización,
Yacimientos,
Yucal
Placer
y
Gas.
v
Índice
Resumen .....................................................................................................................................iv
Índice ...........................................................................................................................................v
Lista de Figuras ....................................................................................................................... viii
Lista de Tablas............................................................................................................................xi
1. Introducción.............................................................................................................................1
Objetivos..................................................................................................................................1
General ................................................................................................................................1
Específicos...........................................................................................................................1
Antecedentes............................................................................................................................2
Metodología.............................................................................................................................5
Recopilación de Información...............................................................................................5
Análisis Petrofsico...............................................................................................................6
Análisis Estructural .............................................................................................................7
Análisis Estratigráfico-Sedimentario...................................................................................7
Síntesis Diagenética.............................................................................................................8
Síntesis Dinámica ................................................................................................................9
Síntesis Petrofisica...............................................................................................................9
Construcción de Modelo Estático......................................................................................10
2. Geología Regional .................................................................................................................11
Marco Estructural ..................................................................................................................11
vi
a)
Autóctono ..................................................................................................................12
b)
Alóctono ....................................................................................................................13
c)
Parautóctono ..............................................................................................................14
Estratigrafía Regional ............................................................................................................15
Tectónica Regional................................................................................................................18
Fase de Margen Pasivo ......................................................................................................18
3. Síntesis Estructural ................................................................................................................20
Interpretación Sísmica ...........................................................................................................20
Campo de Esfuerzos ..............................................................................................................26
Fracturamiento.......................................................................................................................27
Estilolitas ...............................................................................................................................29
Evolución y Síntesis Estructural............................................................................................29
4. Estratigráfia ...........................................................................................................................32
5. Interpretación Sísmica ...........................................................................................................35
Síntesis Petroelástica .............................................................................................................35
Calibración Sísmicas .............................................................................................................36
Resolución Sísmica ...............................................................................................................37
6. Modelo Sedimentológico.......................................................................................................42
Yacimiento R56inf ................................................................................................................45
Yacimiento R56sup ...............................................................................................................47
Modelo Diagenético ..............................................................................................................53
7. Síntesis Dinámica ..................................................................................................................57
Características y Propiedades de los fluidos .........................................................................57
Pruebas de producción...........................................................................................................60
vii
8. Síntesis Petrofísica.................................................................................................................65
Muestras de Núcleos..............................................................................................................65
Medidas Convencionales en Núcleos ....................................................................................66
Medidas no convencionales en núcleo ..................................................................................67
Interpretación de registros de Pozo .......................................................................................69
Arcillosidad (VCL):...........................................................................................................69
Porosidad (Phi): .................................................................................................................69
Saturación de Agua: ..........................................................................................................70
Definición de valores de corte ...............................................................................................70
Ley de permeabilidad ............................................................................................................73
Propiedades promedio por yacimiento ..................................................................................74
Ley de Saturación de Agua....................................................................................................75
9. Modelo Estático.....................................................................................................................78
Geometría ..............................................................................................................................78
Condiciones Límites ..............................................................................................................80
Definición del tamaño y orientación del mallado geométrico...............................................80
Orientación ........................................................................................................................80
Límites Externos del Modelo ............................................................................................81
Tamaño de las celdas.........................................................................................................81
Modelado de Fallas................................................................................................................81
Modelo de capas “Layering” .................................................................................................82
Yacimiento R56.................................................................................................................84
Modelado Petrofísico.............................................................................................................85
Mapas de facies .................................................................................................................85
viii
Arena neta..........................................................................................................................88
NtG (Arena neta entre espesor total) .................................................................................90
Porosidad ...........................................................................................................................90
Saturación de agua.............................................................................................................91
Permeabilidad horizontal...................................................................................................91
Anisotropía Horizontal y Vertical .....................................................................................91
Arena Neta Gasífera ........................................................................................................110
10. Discusión de Resultados....................................................................................................115
11. Conclusiones......................................................................................................................119
Bibliografía..............................................................................................................................121
Lista de Figuras
Fig.1 Ubicación Campo Yucal Placer
4
Fig.2 Ubicación de los pozos y levantamientos sísmicos 2D/3D Yucal Placer, mostrando el area de la EPS.
5
Fig.3 Ubicación Subcuenca de Guárico Modificado G. Nely et all 2004
11
Fig.4 Corte geológico conceptual Norte-Sur del cinturón de deformación del Caribe en Curazao hasta el Río
Orinoco (Yoris y Ostos 1997).
12
Fig.5 Columna tipo Campo Yucal Placer (Daal y Lander, 1993)
15
Fig. 6 Yucal Placer Sección Regional NNW-SSE
20
Fig. 7 Interpretación Sísmica 3D: Calibraciones e Interpretación de los Horizontes y Fallas.
22
Fig. 8 Interpretación Sísmica 3D: Calibraciones e Interpretación de los Horizontes y Fallas
23
Fig. 9 Mapas Estructural en profundidad Tope R56
24
Fig. 10 Mapa de Fallas de La Formaciones La Pascua y Roblecito Inferior.
25
Fig. 11 Diagramas de la fracturación en los pozos (GÓMEZ 2003).
26
Fig. 12 Diagramas de la fracturación en los pozos ( GÓMEZ 2003).
27
Fig. 13 Ubicación de las zonas de agrupación de datos y sus respectivos diagramas de rosa para la fracturación,
(Polanco 2004).
Fig. 14. Relación entre las estilolitas y el esfuerzo principal σ1 (Tomado de POMEROL et al., 2002).
28
29
ix
Fig. 15. Esquema de la evolución tectónica del Campo Yucal Placer. (G. Nely 2002)
30
Fig. 15a. Diagrama de las principales direcciones de fracturación natural del Campo Yucal Placer.
31
Fig. 16. Yucal Placer Modelo estratigráfico Yacimientos R51-R56.
32
Fig. 17. Mapa de espesor de arena del yacimiento P8 del Campo Guarico W tomado de la tesis de J. Reistroffer
(1990),con el mapa de amplitud del mismo yacimiento del Campo Yucal Placer .
33
Fig. 18. Sección estratigráfica O-E del campo Yucal Placer
34
Fig. 19 Graficas de la correlación entre la impedancia y litología a partir de información del pozo P-A.
36
Fig. 19a Calibración del pozo P-A. Nótese que los topes de yacimiento corresponden a picos de amplitud positiva
37
Fig. 20 Mapa de amplitud Máxima yacimiento R-56.
39
Figura 21. Correlación Amplitud máxima extraída de la sísmica vs espesor de arena neta.
40
Fig. 22 Mapa de amplitud máxima Yac. R-56 sísmica 2D con el mapa de amplitud de la sísmica 3D súper
impuesto.
41
Fig. 23 Descripción sedimentológica del pozo P-B en un núcleo tomado en R56 Braccini (2004).
43
Figura 24. Modelo sedimentológico para el yacimiento R56 amplio estuario con múltiples puntos de entrada
43
Figura 25. Análogo moderno de delta dominado por la marea con múltiple puntos de entrada de sedimentos Delta
de Irrawady, Birmania (Braccini 2004)
44
Fig. 26 Columna tipo del yacimiento (pozo P-A) con los tres marcadores definidos para su correlación en el
estudio.
45
Fig. 27 Comparación de la dimensión de las barras de marea para el nivel R56inf vs la base de datos TOTAL
(Bibliográfica y RECOR).
46
Fig. 30 Comparación de la dimensión de las barras de marea para el nivel R56inf vs la base de datos TOTAL
(Bibliográfica y RECOR).
48
Fig. 28 Mapa de proporción de facies para cada pozo R56inf
49
Fig. 29 Mapa paleogeográfico R56inf.
50
Fig. 31 Mapa de proporción de facies para cada pozo R56sup
51
Fig. 32 Mapa paleogeográfico R56inf
52
Fig. 33 Porosidad vs Profundidad datos de núcleos.
53
Fig. 34 Disolución feldespatos pozo M-D
54
Fig. 35 Sobrecrecimiento de Cuarzo P-A
54
Fig. 36 Diagrama de la secuencia de los procesos diagenéticos del Campo
55
Fig. 37 Gradiente de CO2 del Campo Yucal Placer
57
Fig. 38 Gradiente de Temperatura Campo Yucal Placer
58
Fig. 39 Gradiente de Temperatura Campo Yucal Placer
59
Fig. 40 Mapa de pruebas de producción
60
Fig. 41 PLT pozo P-B A. Malavé (2004).
61
Fig 42. Interpretación prueba de producción Pozo PLA-22, mostrando la curva de flujo vs tiempo y la curva
derivativa con sus resultados A. Malavé 2004.
62
x
Fig. 43 Prueba de interferencia entre los pozos P-B y P-X A. Malavé.
63
Fig. 44 Mapa de distribución de núcleos por yacimiento en el Campo Yucal Placer.
65
Fig. 45 Medidas de permeabilidad y porosidad de todos los tapones tomados en los distintos yacimientos del
campo. Cabe destacar que las medidas antiguas no se encuentran a condiciones de yacimiento.
66
Fig. 46 Medidas de salinidad vs volumen extraído de agua de formación
68
Fig. 47 Medidas de presión Capilar de las medidas Purcell (inyección de Hg)
68
Fig. 48 Medidas de Phi vs K de todos los yacimientos para facies. Canales de marea y barras de marea a partir de
datos de tapones
70
Fig. 49 Medidas de Phi vs K de todos los yacimientos para facies. Topes barras de marea bioturbados y playa, a
partir de datos de tapones
71
Fig. 50 Medidas de las curvas interpretativas Phi (porosidad) vs VCL (arcillosidad) para cada facie de los
yacimientos donde se corrió registro de producción (PLT).
Fig. 51 Medidas de las curvas interpretativas Phi (porosidad) vs VCL (arcillosidad) para todas las facies
72
73
Fig. 52 Medidas de Phi (porosidad) vs Permeabilidad (mD) para todas las facies de los yacimientos R54 y R56.74
Fig. 53 Medidas de Phi (porosidad) vs saturación de agua promedio.
75
Fig. 54 Mapas en profundidad y esquema de fallas.
78
Fig. 55 Mapa de fallas del modelo estático
79
Fig. 56 Sección Modelo Noroeste-Sureste mostrando las condiciones límite
80
Fig. 57 Criterios de selección de la orientación de la malla, orientación de cuerpos sedimentarios y fallas N60. 81
Fig. 58 Corte NO-SE Modelado de fallas sub-verticales con poco salto.
82
Fig. 59 Como se puede observar en la figura en el yacimiento R56inf se apiló el espesor de dreno al tope del
yacimiento, mientras que la matriz se encuentra en el fondo.
84
Fig. 60 Mapa 2P de R56inf superpuesto al mapa paleogeográfico
85
Fig. 61 Mapa 2P de R56inf Dreno superpuesto al mapa paleogeográfico.
86
Fig. 62 Mapa 2P de R56inf Matriz superpuesto al mapa paleogeográfico.
86
Fig. 63 Mapa 1P de R56inf Dreno superpuesto al mapa paleogeográfico
87
Fig. 64 Mapa 2P de R56sup superpuesto al mapa paleogeográfico
87
Fig.65 Mapa 1P de R56sup superpuesto al mapa paleogeográfico
88
Fig. 66 Mapa de facie utilizado como deriva externa en la construcción de la propiedad arena neta.
89
Fig. 67 Mapa 2P de arena neta R56sup.
92
Fig. 68 Mapa 2P de arena neta R56inf Dreno.
93
Fig. 69 Mapa 2P de arena neta R56inf Matriz.
94
Fig. 70 Mapa 2P de NtG neta R56sup.
96
Fig. 71 Mapa 2P de NtG R56inf Dreno.
96
Fig. 72 Mapa 2P de NtG R56inf Matriz.
97
Fig. 73 Mapa 2P de Porosidad R56sup.
98
Fig. 74 Mapa 2P de Porosidad R56inf Dreno.
99
Fig. 75 Mapa 2P de Porosidad R56inf Matriz.
100
xi
Fig. 76 Mapa 2P de Saturación de Agua R56sup.
101
Fig. 77 Mapa 2P de Saturación de Agua R56sup.
102
Fig. 78 Mapa 2P de Saturación de Agua R56sup.
103
Fig. 79 Mapa 2P de Permeabilidad Horizontal R56sup.
104
Fig. 80 Mapa 2P de Permeabilidad Horizontal R56inf Dreno.
105
Fig. 81 Mapa 2P de Permeabilidad Horizontal R56inf Matriz.
106
Fig. 79 Mapa 2P de Permeabilidad V/H R56sup.
107
Fig. 80 Mapa 2P de Permeabilidad V/H R56inf Dreno.
108
Fig. 81 Mapa 2P de Permeabilidad V/H R56inf Matriz.
109
Fig. 82 Mapa 2P de Arena neta Gasifera R56sup.
111
Fig. 83 Mapa 2P de Arena neta Gasifera R56inf Dreno.
112
Fig. 84 Mapa 2P de Arena neta Gasifera R56inf Matriz.
113
Figura 85. Histogramas de distribución de la arena neta gasífera calculada a partir de registros y del geomodelo.
118
Lista de Tablas
Tabla 1.1. Coordenadas UTM del bloque YPN
2
Tabla 1.2. Coordenadas UTM del bloque YPS
3
Tabla 1.3 Características y Propiedades de los fluidos
57
Tabla 1.4 Valores promedios evaluados para todo el yacimiento R56inf.
75
Tabla 1.5 Valores promedios evaluados para todo el yacimiento R56sup.
76
Tabla 1.6 Valores de los variogramas exponenciales utilizados para la arena neta.
88
Tabla 1.7 Valores de los variogramas exponenciales utilizados para la porosidad.
89
1
1. Introducción
Objetivos
General
El objetivo de este estudio es caracterizar el yacimiento productor de gas seco R56 del campo
Yucal Placer. Aunque este yacimiento es considerado como areniscas “apretadas” (baja
permeabilidad y porosidad) ha tenido pruebas positivas de producción por lo que el objetivo
de este estudio es preparar un modelo que represente la distribución de las propiedades
petrofísicas y la comprensión de los mecanismos de producción, utilizando la información
disponible (sísmica 2D, sísmica 3D, núcleos, perfiles de pozo, geología de superficie y datos
de producción de los pozos) para generar, a su vez, un modelo que pueda ser introducido en un
simulador numérico de yacimiento.
Específicos
•
Estudiar y definir los controles geológicos sobre las propiedades petrofisicas de las
areniscas del yacimiento R56 en el área de estudio.
•
Generar un modelo estático que represente la estructura y la distribución de
propiedades de roca del yacimiento R56, que pueda ser introducido en un simulador
numérico.
•
De ser posible validar el modelo estático con la información dinámica (Pruebas de
pozos, PLT, RFT, productividad, históricos de producción, etc.)
2
Antecedentes
El campo de gas Yucal-Placer se encuentra ubicado en la Cuenca Oriental de Venezuela, SubCuenca de Guárico a 200 Km al sur-este de Caracas. El campo de Yucal Placer se encuentra
dividido en dos bloques:
Yucal Placer Norte (946 km2)
Yucal Placer Sur (865 km2)
El bloque Yucal Placer Norte se encuentra ubicado en la jurisdicción de los municipios
Monagas y Chaguaramas del estado Guárico, delimitado por las siguientes coordenadas UTM,
Huso 19, Datum La Canoa:
VERTICE
ESTE
NORTE
1
818.xxx,xx
1.086.xxx,xx
2
818.xxx,xx
1.066.xxx,xx
3
771.xxx,xx
1.065.xxx,xx
4
771.xxx,xx
1.086.xxx,xx
Tabla 1.1. Coordenadas UTM del bloque YPN
El bloque Yucal Placer Sur está ubicado en la jurisdicción del municipio Urdaneta del estado
Aragua y de los municipios Monagas y Chaguaramas del estado Guárico, delimitado por las
siguientes coordenadas UTM, Huso 19, Datum La Canoa:
3
VERTICE
ESTE
NORTE
1
818.xxx,xx
1.066.xxx,xx
2
818.xxx,xx
1.060.xxx,xx
3
812.xxx,xx
1.060.xxx,xx
4
812.xxx,xx
1.047.xxx,xx
5
777.xxx,xx
1.047.xxx,xx
6
777.xxx,xx
1.052.xxx,xx
7
763.xxx,xx
1.052.xxx,xx
8
763.xxx,xx
1.065.xxx,xx
Tabla 1.2. Coordenadas UTM del bloque YPS
Toda la información anterior se puede visualizar en el mapa de la figura 1, donde se pueden
localizar geográficamente, dentro del contexto nacional, las dos zonas previstas para el
desarrollo del proyecto Yucal Placer con sus respectivas superficies.
El Campo fue descubierto en 1947 por Mene Grande con el pozo Placer-1 y desde entonces ha
sido operado sucesivamente por Petrolera Las Mercedes, Mene Grande, CVP y Corpoven con
una producción acumulada de 142.5 BCF. 29 pozos fueron perforados dentro del campo en
dos periodos, la primera mitad de los pozos fue perforada entre 1947 y 1972, la segunda mitad
entre 1985 y 1987.
Un total de 1027 Km2 (Fig.2) de sísmica 2D fueron tomados en dos campañas entre 1970 y
1981. En 1986 un estudio integrado del campo fue realizado por TOTAL y Meneven, del cual
resultaron 7 pozos. Posteriormente, en 1996, Enron y Corpoven realizaron un estudio de
desarrollo del campo. Desde entonces ninguna otra acción ha sido tomada, permaneciendo el
campo inactivo debido a la baja rentabilidad del proyecto para la época (Gas Seco), la
complejidad técnica del campo y problemas laborales de la zona.
4
Fig.1 Ubicación Campo Yucal Placer
En el 2001, con motivo de la apertura gasífera de Venezuela, fue licitado el campo y la
concesión de explotación y desarrollo se otorgó a un consorcio formado por Total, Repsoil,
Inelectra y OTEPI de nombre YPergas S.A.
Como primera fase de desarrollo se eligió un área de 170 Km2 denominada como EPS (Early
production stages) en donde están distribuidas las mayores reservas probadas para hacer una
evaluación de la rentabilidad del proyecto. Dentro de esta etapa se adquiere una sísmica 3D y
se procede a la planificación de la perforación de 5 pozos en el área.
5
La crisis energética en la generación de electricidad en el occidente del país y la cercanía de
este campo a la ciudad de Caracas (menos de 150 Km) hacen del desarrollo de Yucal Placer
una prioridad para el desarrollo de la nación, siendo de suma importancia la comprensión de
los yacimientos de este campo para su futura explotación.
76 000 0
764 000
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
108 500 0
10 850 00
80 000 0
108 000 0
10 800 00
107 500 0
10 750 00
107 000 0
10 700 00
10 600 00
106 000 0
106 500 0
10 650 00
10 500 00
0
25 00
5 000
750 0
10 000
12 500 m
P4 Amplitud Max
1: 250 000
76 000 0
764 000
105 000 0
10 550 00
105 500 0
3D 2003
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
Fig.2 Ubicación de los pozos y levantamientos sísmicos 2D/3D Yucal Placer, mostrando el area de la EPS.
Metodología
Todos los nombres de los pozos fueron cambiados por motivos de confidencialidad, asi mismo
mucha de la información e imágenes se encuentra un poco distorsionadas de forma que no se
pueda reproducir.
Recopilación de Información
6
La recopilación de información consistió en la ubicación y recolección de toda la información
disponible sobre el campo Yucal Placer:
•
Revisión bibliográfica que incluye estudios previos (de yacimiento y geológicos).
•
Selección y carga en la base de datos Geoframe y Petrel de los registros brutos e
interpretados de todos los pozos del campo.
•
Selección de los pozos con núcleos recuperados en las areniscas R-56. Traslado de
estos a los laboratorios de Schlumberger las Morochas.
•
Recopilación de las líneas sísmicas 2D existentes, mas el cubo 3D recién adquirido en
Geoframe.
Análisis Petrofsico
El propósito del estudio petrofísico realizado por Christophe Robert (Ypergas) en los pozos
del campo fue el de proveer una interpretación de los registros de pozos viejos y nuevos para
generar curvas interpretativas homogéneas de Porosidad efectiva (“Phie”), Arcillosidad
(“VCL”) y saturación de agua (“Sw”) que puedan ser integradas al modelo del yacimiento.
•
La heterogeneidad en la información de registros de los pozos del campo (diferentes
campañas de perforación 1970s, 80s y 2004) implica una fase de corrección en
profundidad, unificación de escalas, correcciones ambientales y recalibración de los
registros.
•
Análisis convencionales fueron realizados en los núcleos (Phi, K bajo condiciones de
yacimiento). Además se realizaron análisis de “Dean Stark” y análisis residuales de sal.
•
La curva de arcillosidad (“VCL”) fue generada a partir de los registros de Rayos
Gamma, Neutron, sónico y densidad.
•
La curva de porosidad fue interpretada a partir de los registros de Neutron Densidad.
El registro sónico fue utilizado cuando hubo problemas con algunos de los registros
anteriores debido a la calidad del hoyo.
7
Análisis Estructural
El análisis estructural tiene como objetivo poder definir en sus diferentes escalas la
extensión, orientación y frecuencia de los elementos estructurales. Para lograr este objetivo
se realizaron los siguientes estudios:
•
Análisis de imágenes de radar, Landsat, fotografías aéreas y estudio de geología de
campo (Rosa Polanco tesista pre-grado UCV 2004).
•
Interpretación sísmica 2D y 3D (Maurel, Bello Ypergas)
•
Estudio estructural de los núcleos (realizado por T. Vandenabeele TOTAL, en 4 pozos
con núcleos, solo uno orientado), describiendo fracturas abiertas, fracturas cementadas,
stylolitas, micro-fracturas y planos de clivaje diagenéticos.
•
Estudios de perfiles de imagen UBI (realizados por JP Gómez TOTAL), describiendo
las fracturas inducidas por la perforación, las fracturas sub verticales y stylolitas.
•
Levantamiento en Superficie de estaciones para estudio microtectónicos (R. Polanco)
midiendo en afloramiento la extensión, orientación y frecuencia de los diferentes
sistemas de fractura.
•
Síntesis Regional (G. Nelly TOTAL), análisis de evolución del campo de esfuerzos,
generación de mapas estructurales por nivel, secciones regionales.
Análisis Estratigráfico-Sedimentario
El análisis estratigráfico se realiza en el intervalo comprendido por el yacimiento R56 de la
Formación Roblecito, utilizando los conceptos de estratigrafía genética secuencial de
Galloway (1989), para lo cual se siguieron los siguientes pasos:
•
Selección de marcadores estratigráficos a escala regional, correlacionables en perfiles
de pozos. Con este fin se correlacionaron las máximas superficies de inundación
8
(“MFS”) determinadas a partir de información de núcleos y registros. Estas superficies
de máxima inundación se caracterizaron por ser lutitas negras, con valores altos de
rayos Gamma que definen secuencias de cuarto orden.
•
Se estudiaron los 4 núcleos existentes del yacimiento R56 en el campo (E. Braccini
TOTAL pozos M-Z, M-P, M-D y P-A), se describieron las diferentes facies
sedimentarias
presentes
para
poder
definir
los
ambientes
sedimentarios
correspondientes, además de tomar tapones para estudios petrofísicos en todas las
facies representativas y secciones finas para estudios diagenéticos.
•
Correlación de los marcadores escogidos (Tope R56 sup, Tope R56 inf y Base R56) en
los 38 pozos que perforan el yacimiento. Estos marcadores delimitan 2 unidades
genéticas y están definidos por contrastes litológicos lutita/arenisca y arenisca /lutita.
•
Elaboración de 10 secciones estratigráficas detalladas, a objeto de interpretar las
condiciones estratigráficas-sedimentarias de los intervalos seleccionados. La
orientación de estas secciones fue SO-NE y NO-SE intentando que las secciones
fueran paralelas o perpendiculares a la dirección de aporte sedimentario e igualmente a
las estructuras mayores del campo. Estas secciones permitieron propagar la
interpretación de las facies definidas en núcleos, tener una visión de la geometría de
los yacimientos así como de la extensión geográfica de los intervalos de mayor interés.
•
Elaboración de mapas paleogeográficos, los cuales son determinantes en la definición
de los sistemas depositacionales; estos se construyeron a partir de la información de las
secciones estratigráficas, mapas de atributos sísmicos (CAMY-PEYRET TOTAL),
información de pozos y la base de datos de tamaños de cuerpos sedimentarios de
TOTAL.
Síntesis Diagenética
•
Se realizó una observación petrográfica de las secciones finas tomadas a lo largo de los
intervalos con núcleos (6 pozos R54 y R56) donde se estudiaron los principales
procesos diagenéticos (J.C. Lacharpagne TOTAL).
9
•
Después se realizó un conteo puntual de una selección de secciones finas para observar
el impacto de la cementación y disolución en el yacimiento (J.C. Lacharpagne).
Síntesis Dinámica
La síntesis dinámica consistió en la recopilación de toda la información de producción
asociada al yacimiento R56 (PLT, resultados pruebas, PVT,etc).
•
Definición del gradiente de presiones y de temperatura.
•
Definición de gradientes composicionales (contenido CO2).
•
Mapa de resultados de pruebas y análisis de pruebas de producción (A. Malavé
Ypergas).
•
Balance de materiales para estimar el Gas in situ (A. Malavé Ypergas).
Síntesis Petrofisica
Con la síntesis petrofisica se integro la información dinámica (interpretación de pruebas y
corridas de registro PLT), la información microscópica de los tapones y la interpretación de
los registros, de forma de poder representar verticalmente a escala de yacimiento las
propiedades petrofisicas del mismo y así determinar las zonas productivas.
•
Estudio de la relación entre las facies sedimentológicas y las propiedades petrofisicas.
•
Estudio de la relación entre los distintos sistemas de fractura y las propiedades
petrofisicas.
•
Determinación de valores limite “cut-off” en los registros interpretados a partir de
resultados de pruebas de laboratorio y valores phie-K de tapones.
•
Cálculo de propiedades petrofisicas promedio para las capas definidas.
10
Construcción de Modelo Estático
La construcción del modelo estático se realizo en la aplicación Petrel (Schlumberger), donde
se cargo toda la información de registros, facies y susperficies (fallas y horizontes en
profundidad). Para la construcción del modelo estático se siguieron los siguientes pasos:
•
Definición del tamaño y orientación del mallado geométrico.
•
Modelado de fallas
•
Cartografiado y modelado de superficies estructurales en profundidad
•
Definición del “layering” (modelado de capas)
•
Construcción de mapas de facies
•
Modelado
de propiedades petrofisicas (infilling): Espesor, relacion neto a bruto
“NtG”, Porosidad, saturación de agua, Permeabilidad horizontal (Kh) , Kv/Kh.
•
Definición de la trasmisibilidad horizontal y vertical.
•
Calculo de gas “in situ”.
•
Definición de incertidumbres asociadas al modelo
11
2. Geología Regional
Marco Estructural
La subcuenca de Guárico (Fig.3) esta limitada al este por el sistema de fallas de AnacoAltamira de orientación SO-NE y el sistema de falla de Urica NO-SE que la separa de la
cuenca Sub Maturín. El límite sur es el craton de Guayana y al norte el cabalgamiento de La
Cordillera de la Costa. Al oeste limita con el arco del Baúl, de orientación aproximada ESEONO, que la separa de la cuenca de Barinas. Hacia el NO de la cuenca se abre en el pull apart
de Guarumen, en la zona de transición entre la cordillera de la costa y los Andes.
Cuenca de
Falcon
Napas
de Lara
Cuenca de
Barinas
100 km
Ar
co
de
El
Ba
ul
Sub-cuenca
de Maturin
Craton de Guayana
Fig.3 Ubicación Subcuenca de Guárico Modificado G. Nely et all 2004
12
La estructura mayor del área es un cinturón de corrimiento de sentido ENE-OSO que es
paralelo al frente de montaña, asociado a la cuenca de antepais (Fig.4). Este cinturón de
corrimiento proviene de los esfuerzos compresivos en sentido NNO-SSE que se generaron
durante el paleógeno tardío Mioceno (Yoris & Ostos 1997).
Según Yoris y Ostos (1997), esta área se encuentra a lo largo del piedemonte de la Serranía de
la Costa, siendo un collage de terrenos alóctonos emplazados al sur y suroeste a lo largo del
norte de Venezuela, como resultado de la colisión diacrónica entre La Placa caribe y la
sudamericana (Fig.4).
Fig.4 Corte geológico conceptual Norte-Sur del cinturón de deformación del Caribe en Curazao hasta el Río
Orinoco (Yoris y Ostos 1997).
Según Blanco y Sánchez (1989), en el campo se pueden identificar tres dominios estructurales:
autóctono, alóctono y parautóctono.
a) Autóctono
El dominio autóctono se acuña hacia el Sur. Desde el punto de vista estructural, el autóctono
en esta área está ligeramente deformado, caracterizado típicamente por fallamiento
13
transcurrente ONO-ESE y normal ENE-OSO, de ángulo alto y con limitados desplazamientos
(PDVSA & M.E.M., 2000.).
Las fallas transcurrentes ONO-ESE tienen un desplazamiento, asociado regionalmente a las
rampas laterales de los principales cabalgamientos del área. Estas pueden ser fallas precretácicas relacionadas con el rompimiento de Pangea (PDVSA & M.E.M., op. cit.).
El desplazamiento de las fallas normales ENE-OSO limita el evento de deformación al
Paleoceno-Oligoceno Temprano, siendo el del Eoceno Tardío-Oligoceno Temprano el más
probable. Por otra parte, están ausentes unas claras relaciones de “crecimiento”
contemporáneas al movimiento de las fallas, sugiriendo que la tasa de desplazamiento de la
falla y de creación del espacio era considerablemente más alta que la proporción de la
sedimentación (PDVSA & M.E.M., op. cit.).
Las fallas normales, generalmente, muestran buzamientos altos y desplazamientos (salto)
relativamente pequeños, indicando que ellas acomodaron cantidades limitadas de terreno.
Probablemente estas estructuras fueron el resultado del plegamiento y flexión del basamento
ante la carga representada por el orógeno en avance (PDVSA & M.E.M., op. cit.).
b) Alóctono
Está constituido por un conjunto de escamas transportadas desde el nor-oeste. En el área de
estudio, comprende el flysch paleoceno de la Formación Guárico. Más hacia el Norte, las
unidades estratigráficas más antiguas son parte del orógeno, como el complejo ofiolítico de
arco de isla de Villa de Cura. El contacto tectónico alóctono-parautóctono se encuentra a lo
largo del borde Sur de la Serranía del Interior, en el estado Guárico. Las fallas inversas y los
pliegues tienden a estar orientados en una dirección NE a ENE, con sus trazas en superficie
generalmente cóncavas al Norte (PDVSA & M.E.M., op. cit.).
La llegada de las unidades alóctonas comenzó en el Eoceno Tardío, como es indicada por la
edad de los sedimentos que suprayacen la discordancia basal del foredeep. El frente de
deformación migró progresivamente al S-SE hasta tiempos post-Mioceno Medio, como lo
14
sugiere el hecho de que las rocas de esta edad son las más jóvenes datadas en el cinturón
montañoso deformado (PDVSA & M.E.M., op. cit.).
El estilo estructural dentro del dominio alóctono es el de una delgada cobertura en un cinturón
plegado y con cabalgamientos, desacoplada de un basamento relativamente rígido. El
despegue basal se ha interpretado en la sección más inferior y arcillosa de la Formación
Roblecito. Un despegue más profundo y ligeramente más joven se ha interpretado a un nivel
cortical. Se ha postulado la existencia de este último para explicar: a) la reactivación e
inversión de algunas de las fallas normales previamente formadas; b) el replegamiento del
despegue de Roblecito; c) el desarrollo del “klippe” de Villa de Cura; y d) el levantamiento y
exposición del basamento autóctono en el Sistema Montañoso del Caribe (PDVSA & M.E.M.,
op. cit.).
c) Parautóctono
El dominio del parautóctono se limita al Norte por el cabalgamiento emergente donde el flysch
del Guárico cabalga sobre los sedimentos del surco “foredeep” de la Subcuenca de Guárico; su
límite sur lo representa el cabalgamiento más externo.
Su estilo estructural es el típico de un cinturón plegado y fallado, desacoplado del basamento
(PDVSA & M.E.M., 2000.). Varios niveles de despegue pueden reconocerse mediante sísmica
y la mayoría de ellos se encuentra en las lutitas de Roblecito (PDVSA & M.E.M., op. cit.). Las
superficies de despegue ascienden estratigráficamente hacia el Sur y se conectan por rampas.
El acortamiento a través de este juego de superficies y rampas generó una serie de anticlinales
y sinclinales apareados, cabalgamientos emergentes y una zona triangular. En la actualidad, la
estructura del cinturón consiste en un cabalgamiento ciego. Bajo el principal nivel de
despegue, el basamento autóctono -relativamente rígido- se caracteriza por fallas normales de
ángulo alto ENE-OSO que son progresiva y variablemente invertidas en la vecindad del
hinterland (PDVSA & M.E.M., op. cit.).
Primero, las fallas normales del Paleógeno explican el abrupto engrosamiento hacia el Norte
de las secuencias basales de La Pascua y Roblecito. Segundo, algunas de las estructuras que
15
buzan hacia el Norte proporcionaron una heterogeneidad que localiza la deformación del
cinturón, obligando el despegue basal intra-Roblecito hacia arriba durante su propagación del
Norte hacia el Sur. Finalmente, algunas de estas estructuras fueron invertidas durante la fase
de deformación más joven que involucra al basamento (PDVSA & M.E.M., op. cit.).
Estratigrafía Regional
Según Daal y Lander (1993), la secuencia estratigráfica del Campo Yucal Placer consiste de
dos ciclos sedimentarios, Cretácico y Terciario, separados por una discordancia pre-Oligocena
(Fig.5):
EDAD
Pleistoceno
FORMACION
LITOLOGIA
Aluvion N
DESCRIPCION
Arenicas Fluviales.
Plioceno
Mioceno
Superior
Mioceno
Inferior
Oligoceno
Superior
Chaguaramas
600 - 1400 m
Ciclo regresivo con lutitas marinas en la base
gradan a areniscas litorales. Parte superior y
media erosionadas.
Roblecito
1000 - 1500 m
Espesa secuencia de lutitas marinas con
areniscas turbiditicas en su parte media y
areniscas de plataforma en su parte inferior.
La Pascua
300 - 430 m
Lutitas y areniscas interestratificadas.
Areniscas superiores marinas de plataforma.
Medio
Inferior
Eoceno
Paleoceno
Cretaceo
Guavinita
Tigre
Infante
250 m.
La Cruz
Canoa
Calizas delgadas, areniscas y ftanitas. Calizas
Fosiliferas.
Areniscas y Lutitas.
Fig.5 Columna tipo Campo Yucal Placer (Daal y Lander, 1993)
Dichas secuencias se describen a continuación:
16
Formación Canoa (Aptiense-Albiense): Según Patterson y Wilson (1953) en el subsuelo
de Guárico, esta formación consta de lutitas y arcilitas irregularmente estratificadas,
típicamente abigarradas, en tonos gris, verde, amarillo, rojo y morado; contiene algunas
areniscas moteadas. La presencia de conglomerados y restos de plantas, sugiere que se
depositó en un ambiente continental; y su contacto inferior es discordante (CIEN, op. cit.).
Formación Tigre (Turoniense-Maastrichtiense): Esta formación está dividida en tres
miembros: La Cruz (inferior), Infante (medio) y Guavinita (superior) (Aymard et al.,
1985). El Miembro La Cruz está constituido por areniscas de facies marinas no muy
profundas con cantidades menores de lutitas. El Miembro Infante (o caliza “N”) está
caracterizado por calizas fosilíferas (biomicritas y bioesparitas) glauconíticas que se
depositaron en un ambiente marino marginal (Aymard et al., op. cit.). Por encima de esta
caliza se encuentran unos 100 m de areniscas glauconíticas, caoliníticas y calcáreas; lutitas
negras, calizas limosas y lododolomitas, que constituyen el Miembro Guavinita, el cual es
truncado hacia su parte superior por la discordancia preoligocena (Aymard et al., op. cit.).
Formación La Pascua (Oligoceno Temprano): Menche et al.(1953) describen a la
Pascua como una intercalación de areniscas, lutitas oscuras y algunos lignitos. Según el
léxico las lutitas son de color gris negruzco a negro, masivas a finamente laminadas,
localmente calcáreas, con algunos cristales de pirita y láminas de lignitos, conteniendo
foraminíferos, moluscos e impresiones de plantas.
Según reporte interno de ELF (1984) La Formación La Pascua se depositó en un ambiente
marino, que pasa progresivamente de sur a norte de un medio tidal inlet (replat de maree) a
un medio estuarino y después a un complejo de barras de plataforma litorales coalescentes
en la zona de Yucal Placer. Mientras que Fasola et al (1985) lo interpretaron como
ambientes marinos marginales costa afuera hacia el oeste y pantanos, estuarios y bahías
interdistributarias hacia el oeste.
Según el Léxico Estratigráfico de Venezuela (2000) la tendencia de engrosamiento, la
orientación NO-SE de los canales y el afinamiento de las areniscas hacia el noroeste,
indican una fuente de sedimento del escudo de Guayana. Aunque Peirson (1965) señala
17
una posible fuente del Arco del Baúl. Esta formación descansa sobre una discordancia
angular sobre estratos cretácicos, su contacto con la suprayacente Formación Roblecito es
transicional.
Formación Roblecito (Eoceno Tardío -Mioceno Temprano): Segun Patterson y Wilson
(1953) la formación en el subsuelo consisten de lutitas gris a gris oscuro, medianamente
duras, fisiles, comúnmente limosas, no-calcáreas, frecuentemente glauconíticas y
microfosilíferas. Los 150-160 m, tanto basales como superiores se vuelven mas limosos y
finalmente arenosos, carbonáceos y micáceos, gradando en muchos niveles a areniscas
laminadas muy arcillosas de grano muy fino.
Las lutitas, limolitas y areniscas basales hacia la base muestran bioturbaciones,
laminaciones onduladas, rizaduras de corriente, estratificación cruzada de torrente
(“hummocky cross-bedding”) y estratificación de espina de pescado, además de niveles de
pelecípodos.
Según el Léxico Estratigráfico de Venezuela (2000) sus características de electrofacies
reflejan una sedimentación cíclica que va de lutitas limpias a lutitas limosas a limos y
localmente a areniscas de grano muy fino.
Fasola et al (1985), con base en los foraminiferos bénticos, interpretaron un ambiente que
varía, en orden ascendente, desde nerítico medio externo (90-180 m) a batial superior
(300-600 m), a marino marginal a nerítico interno (0-30), a marino marginal superior (0-6
m), con la máxima profundidad durante el Oligoceno medio en el área de campo Yucal
Placer.
Según informe interno de ELF (1984) la parte inferior de Roblecito se caracteriza por un
ambiente nerítico, barras litorales y depósitos de talud, la máxima inundación se alcanza
en el oligoceno medio sup con la sedimentación de 1000’ de lutitas de ambiente batial, esta
secuencia lutítica es localmente interrumpida por arenisca de talud, turbiditas y cañones
submarinos. La parte superior de Roblecito corresponde a un ambiente nerítico medio a
interno. Dentro de Roblecito superior e inferior se encuentran subdivididos los principales
intervalos productores dentro del campo Yucal-Placer.
18
Formación Chaguaramas (Oligoceno Tardío-Mioceno Medio): Según el léxico
estratigráfico III (1970) la formación se caracteriza por una alternancia irregular de arenas,
lutitas y lignitos, con arcillas y conglomerados de guijarros arcillosos. Su espesor alcanza
unos 1200 m al E y disminuye hacia el W a unos 500 m (Aymard et al., op. cit.; CIEN, op.
cit.).
Tectónica Regional
Fase de Extensión Cortical “Rift”
Durante el Jurásico Tardío comienza la separación de Pangea con un proceso de apertura
cortical cuya apertura origina el océano protocaribe. Secuencias sin “rift” de esta edad han
sido localmente reportadas en pozos perforados en el Graben de Espino (Gonzales y Lander
1990), así como en afloramientos en El Baúl, donde han sido asignadas a las volcánicas de
Guacamayas (González de Juana et al., 1980) o a su equivalente Formación La Quinta.
Fase de Margen Pasivo
La subsidencia permitió la acumulación de rocas clásticas marinas y de algunas unidades
carbonáticas. En el subsuelo de Guárico corresponde a las rocas del Grupo Temblador formaciones Tigre y Canoa- (Erlich y Barrett 1992.).
Fase de Antepais, Régimen Compresional
Desde el Eoceno hasta el presente, la placa del Caribe y los esfuerzos estructurales asociados
han migrado hacia el Este. Esa migración causó diacronismo en la tectónica y sedimentación a
lo largo del borde Norte de Venezuela (Erlich y Barrett 1992).
La erosión de la sección paleocena y eocena son las primeras evidencias de la colisión y
obducción de la Cordillera de la costa y el aloctono de Villa de Cura sobre el margen pasivo
de Sudamérica (Erlich y Barrett 1992).
19
Según Daal y Lauder (1993), el área entera fué afectada por subsidencia diferencial regional
de sur a norte durante el Oligoceno, teniendo como resultado la sedimentación a lo largo de un
canal profundo hacia el NO limitado al SE por una amplia zona de charnela “hinge”. Esta
subsidencia diferencial permitió la sedimentación de las areniscas transgresivas de La Pascua
y de Roblecito inferior, cuya fuente de sedimentos se encontraba al sur.
Un segundo régimen compresional causa acortamiento y levantamiento de la costa originando
una fuente de sedimentos en el norte durante el Mioceno Medio superior. Estos sedimentos se
pueden observar en secciones sísmicas cono una progradación sobre la base de la plataforma
(Daal y Lauder 1993).
Finalmente la orogénesis del Mioceno Tardío a Pleistoceno causa la reactivación de todas las
estructuras preexistentes y la formación de pliegues, fallas inversas de alto ángulo y
corrimientos.
20
3. Síntesis Estructural
Interpretación Sísmica
El Campo Yucal Placer se encuentra ubicado en la cuenca ante-país oriental de Venezuela
(Fig.6). La cuña de sedimentos terciarios solapa las formaciones Guavinita e Infante del
cretácico, la discordancia del tope Cretácico tiene un ángulo bajo y una imagen sísmica
bastante
sutil
(Fig.7).
Los
principales
yacimientos
de
Roblecito
y
La
Pascua
(R38,R51,R54,R56,P2/3,P4,P5,P7 y P8/9) pertenecen al autóctono, mientras que la parte
superior de Roblecito (R24 y R26) y la Formación Chaguarama se encuentran envueltos en
una tectónica de piel delgada (de eje N40) con evidencias de rampa lateral.
NNO
M-C
P-Y
SSE
Campo
Yucal Place r
2 Regímenes Estructurales diferentes:
N
Cuenca de Ante Pais, aumento de los espesores hacia el norte.
Aloctono (tectonica de Piel delgada).
Autóctono Sistema de fallas sub-verticales con salto pobre o nulo.
Fig. 6 Yucal Placer Sección Regional NNW-SSE
Se interpretaron 13 horizontes que corresponden a los topes de los yacimientos R24, R26,
R38, R39, R40, R51, R54, R56, P2/3, P4, P5, P7, P8/9 y K. Según la interpretación de la
sísmica 3D (Fig. 7 y 8) el plano de despegue estaría ubicado justo por encima del yacimiento
R38. El autóctono se caracteriza por estar en un régimen de fallas inversas subverticales de
pequeño salto.
21
La interpretación de los elementos estructurales realizada en la sísmica 2D/3D se dividió en 6
clases diferentes:
1. Flexuras con aparente continuidad: Corresponden a posibles fallas con un salto menor
de 30 pies (por debajo de la resolución sísmica), pero que en atributos como el
buzamiento “dip” y cubos de coherencia se expresan como alineaciones.
2. Fallas Normales: de salto débil <60 pies: Comúnmente estas fallas tienen un
componente de reactivación que disminuye la dimensión del salto.
3. Fallas Normales: de gran salto >60 pies: fallas que a pesar de la inversión aun
mantiene un gran salto
4. Fallas Inversas: son fallas generalmente con un salto pequeño, producto de la inversión
de antiguas fallas normales.
5. Estructuras Invertidas: pliegues generados por la compresión en el bloque del techo de
las fallas invertidas.
6. Fallas transcurrentes: sistemas de fallas transpresivas destrales en echelon que
generalmente pueden desarrollar flexuras en sentido normal.
Los principales sistemas de fallas identificados en el campo serán descritos de acuerdo a su
orientación (Fig. 9 y 10):
a) Sistema SO-NE: Normalmente son flexuras o fallas normales que pueden haber
sido reactivadas, pero con su salto normal pocas veces compensado.
b) Sistema NO-SE: Normalmente son flexuras o fallas normales que pueden haber
sido reactivadas, pero con su salto normal pocas veces compensado.
c) Sistema N-S: Sistemas de fallas transpresivas dextrales en echelon que
generalmente pueden desarrollar flexuras en sentido normal.
d) Sistema E-O: Generalmente fallas normales.
22
NO
Nivel principal de
despegue
SE
R26
R26
P4
R51
R56
P8
tope Infante
Ejempl o de
flexura
Ejempl o de falla
normal inverti da
NE-SO plegamiento
Debi do a la fase
andina
Ejempl o de falla
norma del margen
pasivo reacti vada
NE-SO
Fig. 7 Interpretación Sísmica 3D: Calibraciones e Interpretación de los Horizontes y Fallas.
23
SO
NE
3D
Fallas transpresiva dextral N-S en echelon
R38
R56
P8
Tope Infante
Top Cretacico
Falla transpresiva Autoctono
Fig. 8 Interpretación Sísmica 3D: Calibraciones e Interpretación de los Horizontes y Fallas
24
Profundidad
TVDSS
Mapa estructural
R56
Fig. 9 Mapas Estructural en profundidad Tope R56
25
Mapa de Fallas
Formaciones La Pascua y Roblecito Inferior
Leyenda
Saltos mayores a 80 pies
Falla Normal
Falla Inversa
Falla en eje Norte – Sur
Falla en eje Este - Oeste
Saltos menores a 80 pies
Falla Normal
Falla Inversa
Falla en eje Norte – Sur
Falla en eje Este - Oeste
Fig. 10 Mapa de Fallas de La Formaciones La Pascua y Roblecito Inferior.
26
Campo de Esfuerzos
El estrés in situ horizontal actual fue estudiado en los núcleos y registros UBI (registro sónico
de imágenes Schlumberger) por J.P. Gómez (Fig.11), mostrando una dirección máxima de
estrés horizontal N40° lo cual es divergente de la dirección de máximos esfuerzos del nororiente Venezolano (N150°).
P-A UBI
σH
Fracturas inducidas
σh
Ovalización
Estrés horizontal
Actual máximo N40,
(durante el Mioceno
debio ser 150N aprox.)
Ovalización
Fig. 11 Diagramas de la fracturación en los pozos (GÓMEZ 2003).
Según R. Polanco (2004) la permutación de dos vectores de esfuerzo (σ1 y σ3) es posible en
una zona tectónicamente activa en compresión o extensión. Para G. Nelly (2004) esta rotación
del σH se debe a una zona de relevo creada por la transferencia de la deformación del sistema
de Falla de Camatagua. Según PDVSA (2000) el Campo de Yucal Placer se encuentra en una
27
zona donde se está produciendo un adelgazamiento de la corteza lo que para ellos explicaba el
alto gradiente de temperatura de la zona y que indudablemente de ser cierto modificaría el
campo de esfuerzos.
Fracturamiento
La fracturación natural es un parámetro que juega un papel sumamente importante en todo
yacimiento de hidrocarburos, ya que modifica la porosidad y permeabilidad iniciales de la
roca. En el caso de Yucal Placer, donde los yacimientos son del tipo apretado 'tight', se hace
indispensable conocer la densidad, dirección y ubicación de los sistemas de fracturas
naturales.
A partir de los datos de fracturación de tres pozos, fueron realizados los diagramas de rosa
correspondientes a las direcciones de fractura en los diferentes yacimientos. Estos resultados
se ilustran en la Figura 12.
30
15
50
60
10
70
5
10
15
20
5
110
10
P-A
120
13
0
15
22
0
0
14
60
70
80
15
10
5
5
15
20
5
110
250
10
120
240
0
23
13
0
21
0
0
14
22
0
15
20
170
160
0 2
0
1
N160
0
3 3
3
0
0
40
3
N2
0 N5
0
90
100
260
K
10
0
15
0
40
0
32
3
0
4
2 0
3
1 4
1 2
7 60 0 -7 700
5 0
1 0
3 0
0
60
8
6
29 0
70
4
2 80
80
2
2 71 06
1 4 1 2 1 0
8
6
4
2
2
N14 0
N40
50
5
20
200
210
200
330
5
P2/3
P2/3
1 6
310
15
10
R566
R566
N60--80
N60
20
31
0
30
0
290
280
270
K
340
190
No induced fracture as an
help for rere-orientation
350
170
160
N17
0
180
20
150
R54
R54
K
90
100
N1 00
0
23
0
5
5
240
10
10
250
190
15
20
260
180
270
80
20
0
40
0
32
N50 N5060
30
0
290
280
30
330
20
31
0
P-B
UBI
Nucleos
20
340
350
M-Z
10
Direc c ión N 5 0
2 60
4
6
8
1 4 1 69 0
1 0 1 2
10 0
4
25 0
1 0
6
24 0
0
12
8
0
1 0
0 3
0
0
2
02
0
8 0
1
0
9
N1 30
0
1
15
10
2
1 4 0
P2/3
P2/3
1 4
1 6
1 70
N20 N40
1 2
1 6
No core
N8 0
N100
7 80 00- 820 0
78 00-7 950
20
0
10
0
16
320
10
5
5
10
15
20
12
12
10
8
6
4
0
22
2
4
6
8
10
12
14
90
100
6
250
110
8
240
120
10
23
0
130
12
14
200
170
160
190
16
150
210
0
14
N30--50
N30
N140-- 160
N140
8 30 0-870 0
P7
P7
N100
16
4
22
0
210
200
190
170
160
180
2
2
150
P5
P5
80
2
14
260
0
14
N1 40
N8 0
4
16
120
13
0
20
70
6
270
15
0
60
8
290
280
110
10
23
50
10
90
100
5
40
14
31
0
80
300
15
250
20
330
70
20
260
240
P8/9
P8/9
340
60
5
350
N50
10
290
280
270
N100
N1 0 N3 0
30
0
40
32
50
15
300
N8 0
10
30
330
340
20
31
0
P7
P7
Direc c ión N
14 0
N10
350
N40
180
P5
P5
13
2
No t represen ta tive 5 p lan es !
N1 30
83 0000- 8 700
No t representa tiv e Qua lity !
Direc c ión E- W
2
Fig. 12 Diagramas de la fracturación en los pozos ( GÓMEZ 2003).
28
J. P. GÓMEZ (2003) menciona y describe las características estructurales observadas en los
núcleos y registros de imágenes de pozos (UBI). El buzamiento estructural es
aproximadamente horizontal al nivel de los yacimientos (< 5-10°), con rumbos muy dispersos.
Se determinan cuatro direcciones de fracturas principales: N130-150, N10-20, N30-50, N80100.
Fig. 13 Ubicación de las zonas de agrupación de datos y sus respectivos diagramas de rosa para la fracturación,
(Polanco 2004).
En los afloramientos donde fue posible, se realizaron las mediciones de los planos de fractura
(R. Polanco 2003). Estos datos fueron agrupados por grupos de estaciones de medición, en
zonas nombradas con las letras de la a la r, y que pueden ser observadas en la figura 13. El
levantamiento geológico de superficie del sector estudiado, en todas las franjas tectónicas
(alóctono, parautóctono y autóctono) muestra una repartición de la fracturación siguiendo
ciertas direcciones principales: N0-10, N45-55 y N140-150, aunque también existe otra de
rumbo aproximado N80-90. Otro aspecto importante a mencionar es la verticalidad de la
mayoría de las fracturas, muy pocas de estas poseen buzamientos inferiores a los 79°. La
mayor parte de las fracturas parecen ser abiertas, sin embargo es necesario tener cuidado con
esta observación debido a que en muchos casos dicha abertura puede estar ligada a ligeros
29
deslizamientos por gravedad de bloques de areniscas sobre importantes espesores lutíticos o a
una erosión mas acelerada en las zonas de debilidad de la roca (la erosión es intensa en la
zona).
En este caso parece no existir duda de la correspondencia entre las direcciones de las fracturas
reportadas tanto en superficie como en pozos. He aquí la importancia de estos estudios de
fracturación en superficie en la región de Yucal Placer, vista la posibilidad de extender su
caracterización a los yacimientos.
Estilolitas
En los núcleos de Yucal Placer se describieron frecuentes sistemas de estilolitas estratiformes
y grietas de tensión que pueden sugerir preliminarmente un σ1 vertical (Fig.14). GÓMEZ
(2003) señala que esa debe corresponder a una dirección de paleo-esfuerzos de una fase
extensiva del campo. Dentro de los yacimientos las estilolitas van a funcionar como barreras
locales al paso del gas.
Fig. 14. Relación entre las estilolitas y el esfuerzo principal σ1 (Tomado de POMEROL et al., 2002).
Evolución y Síntesis Estructural
La combinación de los elementos estructurales antes expuestos nos permite realizar una
construcción tentativa de la evolución estructural del campo Yucal Placer (Fig. 15).
30
La estructura interna del Campo Yucal Placer corresponde a direcciones de fallas heredadas
del antiguo margen pasivo (Jur-Tri), que posteriormente son reactivadas y reversadas durante
la orogénesis Andina. Los sistemas de fallas en su mayoría están segmentados con un salto
pequeño y con numerosos zonas de transferencia “relay zones”.
Fases mas importantes de deformacion cartografiadas en la 3D
CUATERNARIO - PRESENTE
Compresión - Reactivación - Transpresión
N40
Régimen
Esfuerzos
PA-B
Indicadores de esfuerzos a nivel de
pozos de un estrés in situ σH N40.
Compresión – Inversión, Corrimientos - Plegamiento
OLIGO - MIOCENNO
Superfic ie y estructuras a escala de pozos
P A-B
N40-60 pliegues invertidos con el
desarrollo de fracturas de colapso
de dirección N40-60, fractures de
tensión N150 y reactivación de
fallas tranpresivas N150
Autóctono
CONVERGENTE
PA-B
MZ
Alóctono
N150
Extensión
P A-B
OLIGOCENO
Estilolitas estratiformes y grietas
de tensión, que se traducen en
un σ1 vertical.
N140
DIVERGENTE
N150
Fig. 15. Esquema de la evolución tectónica del Campo Yucal Placer. (G. Nely 2002)
Posteriormente, ya sea por la acción del Sistema de fallas de Camatagua o por un posible
adelgazamiento de la corteza, sucede una permutación de los vectores de esfuerzo (σ1 y σ3) que
localmente lleva al campo a tener un esfuerzo horizontal principal N40°.
Como se pudo observar en el mapa de fallas la mayoría de los sistemas lucen discontinuos,
presentando dimensiones kilométricas y patrones en echelon por lo cual no parecen ser
grandes barreras laterales. Los saltos de las fallas son débiles y usualmente están reducidos por
la reactivación e inversión, por lo que la mayoría de los yacimientos están yuxtapuestos
facilitando la comunicación lateral. Estas dos razones permiten concluir que existe poca
31
probabilidad de una compartamentalización estructural del yacimiento R56 en el Campo
Yucal Placer.
Cabe destacar que estos sistemas de fallas pudieron ser caminos importantes en la migración
de Hidrocarburos y otros fluidos que tuvieron un rol muy importante en los procesos
diagenéticos.
Las principales direcciones de fracturación (Fig15a) son la N0-10, N45-55 y N140-150, siendo
en su mayoría subverticales y abiertas.
N10-20
N30-50
N80-100
N130-150
Fig. 15a. Diagrama de las principales direcciones de fracturación natural del Campo Yucal Placer.
32
4. Estratigráfia
En base a los registros, la interpretación sísmica e información de núcleos, se definió un
modelo estratigráfico para el área completa del campo Yucal Placer en las formaciones La
Pascua y Roblecito Inf.
Los principales yacimientos del campo pertenecen a secuencias de cuarto orden, que se
depositaron en un Sistema encadenado de Bajo Nivel (“LST”) restringido hacia la parte este
del campo y en otros casos pertenecen a un Sistema Transgresivo temprano (Fig. 16).
S-SO
N-NE
Deltas de marea y
fluviales
Prodelta
Sistemas estuarinos
Plataforma Interna
Yucal Placer Modelo
Estratigráfico
Yacimientos R51-R56
Canales
Distributari os
Valles
Incisos
Fig. 16. Yucal Placer Modelo estratigráfico Yacimientos R51-R56.
Mapas regionales presentados en la tesis doctoral de Reistroffer (1990) demuestran claramente
que los cuerpos arenosos de Yucal Placer están desconectados de su fuente al sur y son
alimentados por valles incisos. Esta relación esta bien demostrada por la evidencia de los
pozos y los patrones observados en la sísmica para los niveles de la Fm. La Pascua (P89, P7
y P2/3) donde se puede llegar hasta observar el punto de entrada de los sedimentos al SO (Fig.
33
17). Lamentablemente no se contó con mapas de los niveles de Roblecito inferior, aunque no
existe ninguna razón geológica para pensar que sea distinto a los cuerpos arenosos
inmediatamente subyacentes.
Punto de
entrada
Fig. 17. Mapa de espesor de arena del yacimiento P8 del Campo Guarico W tomado de la tesis de J. Reistroffer
(1990),con el mapa de amplitud del mismo yacimiento del Campo Yucal Placer .
El yacimiento R56 está formado por una serie de areniscas depositadas en un sistema de bajo
nivel. Esta formado por dos secuencias de quinto orden separadas por una lutita intra regional
(FS) que separa el yacimiento en dos (R56inf y R56sup). Esta lutita se puede correlacionar a
lo largo de todo el campo, constituyendo una barrera vertical que no permitiría el paso de
fluidos entre ambas secuencias (Fig. 18). Se correlacionaron las máximas superficies de
inundación (“MFS”) determinadas a partir de información de núcleos y registros. Estas
34
superficies de máxima inundación se caracterizaron por ser lutitas negras, con valores altos de
rayos Gamma que definen secuencias de cuarto orden. Se correlacionaron tres topes (Tope
R56 sup, Tope R56 inf y Base R56) en los 38 pozos que perforan el yacimiento. Estos
marcadores delimitan 2 unidades genéticas (Galloway 1989) y están definidos por contrastes
litológicos lutita/arenisca y arenisca /lutita.
Fig. 18. Sección estratigráfica O-E del campo Yucal Placer
M-D
MGU-3 [TVD]
MGU-9 [TVD]
0.00 VCL 1.00 TVD
0.0000 PHIEMIXF 0.2000
Facies
0.00 VCL 1.00 TVD
0.00 GR 200.00
7570
0.0000 PHIEMIXF 0.2000
0.00 GR 200.00
7469
7962
M-P
MGU-1S [TVD]
Facies
0.00 VCL 1.00 TVD
Prode
0.00 GR 200.00
0.0000 PHIEMIXF 0.2000
8050
2.5 Km
5 Km
7 Km
B_R56
8075
8100
Prodelta
8125
Tidal Bar
8150
lta
T P23
delta
m
T_P23_sup
E
T_R56_S
T_R56_inf
Botto
B_R56
8200
8100
8125
7625
7725
Prodelta
7700
B_R56
T_R56_S
T_R56_inf
Botto
T_R56_inf
8175
B_R56
8075
7575
7600
B_R56
8050
7550
Delta
Delta
Top s
Tidal Bar Top set
8025
Tidal Ba Tidal
7525
T_R56_S
T_R56_inf
Tidal
Prodelta
7675
8000
Prodelta
7500
Prodelta
Tidal B
Prodelta
7600
7625
7650
T_R56_S
Tidal
Prodelta
7500
T_R56_S
T_R56_inf
T_R56_inf
Tidal Ba
7425
7450
7475
Tidal B
T_R56_S
Facies
Prodelta
Facies
0.00 GR 200.00
525
B_R56
0.0000 PHIEMIXF 0.2000
Delta
T_R56_S
T_R56_inf
Delta
0.00 VCL 1.00 TVD
Prodelta
7358
M-G
PLA-19R [TVD]
Facies
Top set Tidal Bar
0.00 GR 200.00
7400
O
0.0000 PHIEMIXF 0.2000
Tidal Bar
P-A
P-D
PLA-18 [TVD]
0.00 VCL 1.00 TVD
5 Km
B_R56
35
5. Interpretación Sísmica
Para llevar a cabo la interpretación sísmica del área se implementó un flujo de trabajo estándar
que incluyó los siguientes pasos: Verificación y homogenización de datos, realización de
calibraciones sísmicas, interpretación en tiempo de horizontes y fallas, construcción de un
modelo de velocidad y conversión a profundidad.
En paralelo, una vez la interpretación en tiempo estuvo terminada, de procedió a realizar un
estudio de atributos sísmicos post-apilamiento con la finalidad de intentar extraer información
estratigráfica de los yacimientos de interés.
Síntesis Petroelástica
Se realizó un estudio petroelástico Vernassa (2003), usando el pozo P-A (Fig.19) (Vp, Vs,
densidad, Sw, porosidad, VCL, etc). De este estudio surgieron las siguientes conclusiones:
•
Tanto las impedancias Ip (compresivas) como las Is discriminan bien las areniscas
limpias (altas impedancias de 11000 a 15000 g.m/s.cm3) de las lutitas (7000 a 9000
g.m/s.cm3). Aunque la densidad de las areniscas (2.3 to 2.55g/cm3) es un poco menor
que el de las lutitas (2.6 a 2.65 g/cm3), la velocidad del sonido en las areniscas (más de
4300 m/s) es substancialmente mayor al de las lutitas (3000 a 3200 m/s).
36
RHOB vs. DTP_VAL Crossplot
16.0
14.8
13.5
12.2
11.0
9.8
8.5
7.2
0
0
Well: PLA-19_ACOUST
Range: Intervals
Filter:
6.0
40
50
60
70
80
90
100
0
3901
3911
10
0
3911
3911
0
2.500
0.200
0.200
2.450
2.450
0.150
0.150
2.400
2.400
0.100
0.100
2.350
2.350
0.050
0.050
2.300
2.300
0.000
0.000
6.0
Arenisca
limpia
ACOUST.DTP_VAL_1 ()
-0.01
ACOUST.IP_1 ()
1
Color: VCLF
Func tions :
ip5
16.0
0.250
2.500
14.8
0.250
13.5
2.550
12.2
0.300
2.550
11.0
0.300
9.8
2.600
8.5
0.350
2.600
7.2
0.350
ACOUST.PR_1 ()
2.650
40
0.400
2.650
50
0.400
60
2.700
70
0.450
2.700
80
0.500
0.450
90
0.500
2.750
100
2.800
2.750
110
2.800
120
ACOUST.RHOB_1 ()
Lutita
110
120
0
ρ vs Ip
0
IP Crossplot
Ip y PR
Isvs.vs
litologia
Well: PLA-19_ACOUST
Range: Intervals
Filter:
-0.01
Arenisca
1
Color: VCLF
Lutita
: No des c ription given
Fig. 19 Graficas de la correlación entre la impedancia y litología a partir de información del pozo P-A.
•
La porosidad está muy relacionada con la saturación de agua (bajas saturaciones
relacionadas con porosidades en el rango de 7 a 10%).
•
Dentro de areniscas limpias (VCL<5%) la impedancia decrece con el aumento de la
porosidad. Una arenisca con un contenido moderado de arcilla puede confundirse con
una arenisca limpia de alta porosidad cuando solo se usan la impedancia o amplitudes
de la sísmica como criterio.
Como conclusión de este estudio, los valores de impedancia dependen principalmente de la
litología.
Calibración Sísmicas
En total se realizaron 31 calibraciones sísmicas generando sismogramas sintéticos utilizando
una ondícula tipo Ricker para identificar los intervalos objetivos de las formaciones la Pascua
y Roblecito. Para las calibraciones, se utilizaron los 10 tiros de verificación (check-shots)
disponibles en el área de estudio. En la figura 19a se muestra la calibración del pozo P-A.
37
Fig. 19a Calibración del pozo P-A. Nótese que los topes de yacimiento corresponden a picos de amplitud positiva
El comportamiento observado a nivel de registros de pozos indica un fuerte contraste petroelástico asociado a interfases arena-lutita. Existe un incremento de la impedancia acústica
ligado principalmente a una aumento de la velocidad de propagación de ondas P. Dicho
contraste se evidencia en un elevado coeficiente de reflexión arena-lutita de alrededor de 0.15.
Resolución Sísmica
Debido a un alto efecto de atenuación y altas velocidades dentro de las areniscas, la resolución
vertical y horizontal de la sísmica 3D es baja.
Si se asume que la resolución vertical es un cuarto de la longitud de la ondícula:
Resolución vertical = (velocidad/4 x la frecuencia dominante)= 4500/(4x28)=40m
Si se compara con el espesor de los yacimientos (generalmente entre 10 y 45 pies) se puede
inferir que la sísmica se encuentra al límite de la resolución.
38
La resolución lateral usando la formula de Stolt y Benson (1986) para una sísmica migrada y
de bajo S/N es de:
Resolución Lateral = λ = 4500/28 = 160m
Tomando en cuenta la resolución sísmica en las arenas (~35-40m), su espesor promedio (30m)
y el comportamiento petro-elástico se puede concluir que las arenas yacimiento de Yucal
Placer se encuentran en lo que corresponde a un espesor de entonación (tuning). En dicha fase
de espesor de entonación existe interferencia destructiva entre la respuesta sísmica del tope y
de la base de los yacimientos la cual produce una única respuesta de amplitud asociada al
intervalo. En estos casos la magnitud de su amplitud es relacionable al espesor del intervalo y
la configuración de los intervalos cercanos a través de un conjunto de interferencias
constructivas y/o destructivas.
Tomando en cuenta los resultados en términos de respuesta sísmica teórica así como las
limitaciones anteriormente descritas se procedió a realizar un estudio de correlación entre las
propiedades petrofísicas y los atributos sísmicos. Los yacimiento R56 exhibe una correlación
buena entre el espesor de arena neta y las amplitudes sísmicas. De hecho se concluye que los
mapas de amplitudes extraídos del 3D podrían ser usados para inferir una tendencia de espesor
de arena neta total. Estos reservorios están generalmente apilados en espesores promedios de
40pies. Estos niveles constituyen el escudo de energía para los yacimientos inferiores.
La Figura 20 corresponde al mapa de amplitud de la unidad R56 mostrando la distribución de
arena dentro de la zona 3D así como el gráfico cruzado entre las amplitudes alrededor de los
pozos y los espesores de arena. Es de interés notar que aun cuando la correlación a partir del
gráfico cruzado (Fig.21) sea alta, existe una dispersión en la regresión lineal (ver pozo P-F)
que se traduce en valores similares de amplitud para espesores de arena que varían entre 40
hasta 70´.
39
Fig. 20 Mapa de amplitud Máxima yacimiento R-56.
Otro efecto no despreciable es la huella de la adquisición la cual es moderadamente fuerte
especialmente en el área norte debido a la presencia de un río y el poblado de Lezama. Junto
con los corrimientos del alóctono que tienen su límite en la parte central de la 3D lo que va a
generar un pobre S/N y anomalías en los tiempos de tránsito con respecto al azimut.
En el caso del yacimiento R56 es uno de los que muestra una de las mejores correlaciones
amplitud espesor de arena debido a:
•
Es una arenisca limpia con un espesor de aproximadamente 40 pies.
•
Solo tiene dos yacimientos por encima (R51 y R54) los cuales tienes menor extensión
al sur que este.
40
Amplitudextraida sismica 3D
30000
y = 207.92x + 6218.8
R2 = 0.7557
P-X
25000
20000
P-D
P-A
15000
P-F
M-G
10000
5000
0
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
Espesor de Arenisca
Figura 21. Correlación Amplitud máxima extraída de la sísmica vs espesor de arena neta.
Sísmica 2D
La interpretación de la sísmica 2D fue utilizada en el estudio (1800km). Como se mostró en la
figura 2, se utilizaron los levantamientos 2D de Yucal Taguay 86D, Jobal Norte 82-83D,
Yucal Placer 81E, Barbacoas 82D, Yucal Placer 74D, y Yucal Placer 72A. Se realizó un
trabajo importante en el procesamiento para homogeneizar las amplitudes preservadas entre
los distintos levantamientos 2D (L. Maurel 2003). Esta fase fue realmente complicada debido
a que los distintos levantamientos poseían distintas secuencias de procesamiento
(particularmente la fase, frecuencias dominantes, etc) además que existían decalajes estáticos
entre los distintos levantamientos, a veces incluso entre líneas de una misma campaña.
Entre la sísmica 2D y 3D existe una correspondencia en la distribución de amplitudes para
todos los yacimientos pero la resolución horizontal de eventos en la 2D está asociada con el
tamaño de la celda sísmica 2x2Km. En efecto las conclusiones obtenidas en lo que respecta al
análisis de atributos sísmicos son extrapolables a las zonas cubiertas por 2D tomando en
cuenta las limitaciones inherentes al bajo muestreo espacial.
41
Mapa de Amplitud Max. R56
2D con 3D super-impuesta
Fig. 22 Mapa de amplitud máxima Yac. R-56 sísmica 2D con el mapa de amplitud de la sísmica 3D súper
impuesto.
Como se puede observar en el mapa de la sísmica 2D con la 3D súper impuesta (Fig. 22)
existe una buena correlación entre ellas en la delimitación sur del yacimiento R56, siendo este
uno de los pocos aspectos recuperables de este mapa.
En términos generales se concluye que los resultados de los estudios de atributos sísmicos
confirman las hipótesis obtenidas a partir de los análisis petro-elásticos: existe una relación
entre las amplitudes de los yacimientos y la presencia o no de litología arenosa en los mismos.
Sin embargo, el análisis de mapas de amplitud es complicado y su respuesta está conjugada al
espesor de las unidades observadas junto con los efectos de atenuación, y enmascaramiento
(escudo) así como a la variación de la relación señal ruido. Los atributos sísmicos permiten
cualitativamente delinear direcciones, limites de yacimiento, tamaños de cuerpos
sedimentarios y en algunos casos tendencias de evolución de espesores de arenas.
42
6. Modelo Sedimentológico
En el estudio realizado por Eric Braccini 2004 en la descripción de los 4 pozos con núcleos del
yacimiento R56 en el campo (pozos M-Z, M-P, M-D y P-A) se definieron 7 Facies (Fig. 23)
que buscan representar no solamente características depositacionales sino que a la vez toman
en cuenta las propiedades petrofísicas a nivel de yacimiento.
Las 7 facies definidas son:
•
Arcillas sin diferenciar: Caracterizada por lutitas negras y marrones sin estructura
interna.
•
Frente Deltaico: Caracterizada por una mezcla de lutitas, limolitas y areniscas de
grano fino asociados por rizaduras de oleaje (tempestitas) y areniscas con
laminaciones oblicuas(debido a inundaciones). Se pueden observar
también
bioturbaciones.
•
Barras de Marea: Compuestas por areniscas gruesas a finas, moderadamente a bien
escogidas, con secuencias grano decrecientes a sin estructura interna. Las barras de
marea se caracterizan por presentar laminaciones paralelas a oblicuas, con pequeñas
láminas de arcillas. Generalmente son masivas, afectadas por la fracturación y la
diagénesis.
•
Tope de Barra de Marea: Caracterizadas por areniscas de grano fino a medio, muy
bien escogidas con laminaciones planales a bajo ángulo. Estas secuencias se
encuentran en el tope de las barras de marea, con una diagénesis moderada.
•
Dominio Fluvial: Caracterizada por areniscas de grano medio a grueso, mal escogidas,
con laminación cruzada y superficies de erosión.
•
Tope de Barra de Marea Bioturbadas: Compuesto por areniscas de grano medio a fino
mezclado con arcilla y afectada por una bioturbación muy fuerte (Diplocraterium,
Ophiomorpha, Talasinoides, etc). Esta facie se encuentra al tope de las barras de
marea y tiene fuertes efectos de la diagénesis.
43
•
Paleosuelos: Consiste de lutitas y limolitas con trazas de raíces, lignitos y trazas de
hojas. Solamente se observó en el pozo M-Z en R56.
Interpretación en
términos de
cuerpos
sedimentarios
PLA B
GR
Neutron/Densid
ad
Resist
Arcillas Sin Diferenciar
FS
Tope Barra de Marea (Topset)
Barra Marea (Foreset)
Base Barra de marea (Bottomset)
Frente Deltaico
FS Arcillas Sin Diferenciar
Barra de Marea (Foreset)
Canal de Marea
PLA B
Descripción núcleo
Barra de Marea (Foreset)
TS
Secuencias Deltaicas dominadas por la
Marea
Arcillas Sin Diferenciar
Fig. 23 Descripción sedimentológica del pozo P-B en un núcleo tomado en R56 Braccini (2004).
NO
Modelo Depositacional
R-56 Campo Yucal
Placer
Barras de marea
NE
Canal de
marea
Dominio
Fluvial
Punto de entrada de
sedimentos
Arsillas de Prodelta
Pre-existentes
Relleno de valle
inciso
Figura 24. Modelo sedimentológico para el yacimiento R56 amplio estuario con múltiples puntos de entrada
44
Para la mayoría de los niveles de las Formaciones La Pascua y Roblecito el ambiente
sedimentario puede ser definido como un amplio estuario con múltiples puntos de entrada para
los sedimentos, siendo el principal el que se encuentra ubicado al SO del campo (Fig. 24 y 25)
Estando la fuente de sedimentos ubicada al sur, y posteriormente trasportada por los valles
incisos que fueron reorientados por el eje de la cuenca, cabe destacar que cualquier aporte del
norte no sucede hasta los depósitos de Roblecito superior según la mayoría de los autores
consultados.
Barra de
marea
Estuarios
10Km.
Campo Yucal
Placer
Barras de Canales
de Marea
Figura 25. Análogo moderno de delta dominado por la marea con múltiple puntos de entrada de sedimentos Delta
de Irrawady, Birmania (Braccini 2004)
Para el yacimiento R56 fueron definidos tres marcadores (Fig.26): la base de R56, la cual
consiste en la aparición de las primeros depósitos de barras de marea, el tope de esta
parasecuencia R56 inf, que se encuentra separado por5 una lutita de extensión regional de la
45
parasecuencia superior y R56 sup
que representa los últimos depósitos
de la segunda
parasecuencia.
P-A
PLA-19R [SSTVD]
0.00
0.00
VCL
GR
1.00
200.00
SSTVD
FACIES
Layering
Capas
Modelo
0.0000 PHIEMIXF 0.2000
Dreno_6
6672
L17
Prodelta
T_R56_S
6700
T_R56_S
Tidal Bar
T_R56_inf
6720
T_R56_inf
Tidal Channel
Matriz
T_R56_inf
L19
L20
Delta Front
B_R56
B_R56
L21
6760
B_R56
6740
Tidal Bar
T_R56_S
L18
Matriz
Fig. 26 Columna tipo del yacimiento (pozo P-A) con los tres marcadores definidos para su correlación en el
estudio.
Yacimiento R56inf
El yacimiento R56inf es el primer nivel depositado de la Formación Roblecito, aunque
muestras grandes similitudes con los niveles superiores de la Formación La Pascua. En su
caracterización no solo se utilizaron los datos provenientes de los mapas de amplitud y
núcleos, sino que esta información fue integrada con la base de datos que existe en TOTAL de
ambientes modernos (Base de datos RECOR 2005) aplicando la información concerniente a
barras de marea para poder estimar la dimensión promedio de los cuerpos sedimentarios de
este nivel. También se comparó con la base de datos bibliográfica de TOTAL 2005 en base a
publicaciones en donde se definen la dimensión de barras de marea de sistemas de depósito
antiguos. Se realizaron mediciones del largo y ancho observado en la sísmica de las barras de
marea y se midieron los espesores observados en pozo. Toda esta información se comparó con
la base de datos (Fig. 27).
46
R56inf Dimensiones de las
Barras de Mareas
Barras de Marea longitud vs ancho
Barras de Marea ancho vs espesor
Fig. 27 Comparación de la dimensión de las barras de marea para el nivel R56inf vs la base de datos TOTAL
(Bibliográfica y RECOR).
Según los datos de TOTAL RECOR y la colección de datos bibliográficos existen dos familias
de barras de marea en el ámbito global: una de dimensiones pequeñas (0.3 a 10 km de largo y
entre 1.13 y 1.4 km de ancho) que corresponde a barras de marea aisladas, la otra corresponde
a complejos de barras apiladas que van de 1.8 km a 10 km de largo y con anchos que se
encuentran entre 7.2 a 8 km.
En general para todos los yacimientos de Yucal Placer los datos recogidos se encontraban en
una zona transicional entre estas dos familias, lo que implica que se encontraron de ambos
grupos entre los datos.
47
Como síntesis de los distintos datos (pozos Fig .28, mapa de amplitud y comparación
estadística) podemos concluir que el yacimiento R56 inf se depositó en un complejo estuarino
de orientación ESE-ONO con múltiples puntos de entrada de sedimentos, los principales se
encuentran al sur, al oeste del campo y un posible punto de entrada el Este (Fig. 29). Las
barras de marea del sistema poseen una orientación N70°, con una extensión de
aproximadamente 7.4 km y un ancho de 1.8 a 3.2 km.
Yacimiento R56sup
El yacimiento R56sup al igual que R56inf muestras grandes similitudes con los niveles
superiores de la Formación La Pascua. Igualmente no solo se utilizaron los datos provenientes
de los mapas de amplitud y núcleos, sino que esta información fue integrada con la base de
datos que existe en TOTAL de barras de marea para poder estimar la dimensión promedio de
los cuerpos sedimentarios de este nivel (Fig.30).
Se realizó el mismo ejercicio que en R56inf al sintetizar la información de pozos (Fig. 31) y
sísmica. Los resultados para R56sup fueron muy parecidos a los de R56inf pudiendo concluir
que el yacimiento R56sup se depositó en un complejo estuarino (Fig. 32) de orientación ESEONO con múltiples puntos de entrada de sedimentos, los principales se encuentran al sur y al
oeste del campo. Las barras de marea del sistema poseen una orientación N70°, con una
extensión de aproximadamente 10 km y un ancho de 2.1 km.
48
R56sup Dimensiones de las
Barras de Mareas
Barras de Marea longitud vs ancho
Barras de Marea ancho vs espesor
Fig. 30 Comparación de la dimensión de las barras de marea para el nivel R56inf vs la base de datos TOTAL
(Bibliográfica y RECOR).
49
Mapa de Distribucion de
Porcentaje de facies Yucal
Placer R56inf
Prodelta
Frente Deltaico
Barra de Mare a “B ottom set”
Barra de Mare a
Barra de Mare a “ Top set”
Canal de Mare a
Llanura Del taica
Canal Fluvial
Fig. 28 Mapa de proporción de facies para cada pozo R56inf
50
Mapa Paleogeografico
Yucal Placer R56inf
Punto de
entrada de
se dimentos?
Prodelta
Frente Deltaico
Barra de Marea “B ottom set”
Barra de Marea
Barra de Marea “ Top set”
Canal de Marea
Llanura Del taic a
Canal Fluvial
Punto de
entrada de
se dimentos
Limite Sur de areniscas
Limite Norte de Zona de
Transferencia
Limite de Lutitas
Zona de Apilamiento de Barras
Limite Sur de lutitas suprayacentes
Limite de Amplitudes Altas
Limite de Amplitudes Medias a
Altas
Limite Sur de lutitas Infrayacentes
Fig. 29 Mapa paleogeográfico R56inf.
51
Mapa de Distribucion de
Porcentaje de facies Yucal
Placer R56sup
Prodelta
Frente Deltaico
Barra de Mare a “B ottom set”
Barra de Mare a
Barra de Mare a “ Top set”
Canal de Mare a
Llanura Del taica
Canal Fluvial
Fig. 31 Mapa de proporción de facies para cada pozo R56sup
52
Mapa Paleogeografico
Yucal Placer R56sup
Prodelta
Frente Deltaico
Barra de Marea “B ottom set”
Barra de Marea
Barra de Marea “ Top set”
Canal de Marea
Llanura Del taica
Canal Fluvial
Punto de
entrada de
se dimentos
Limite Sur de areniscas
Limite Norte de Zona de
Transferencia
Limite de Lutitas
Zona de Apilamiento de Barras
Limite Sur de lutitas suprayacentes
Limite de Amplitudes Altas
Limite de Amplitudes Medias a
Altas
Limite Sur de lutitas Infrayacentes
Fig. 32 Mapa paleogeográfico R56inf
53
Modelo Diagenético
El estudio petrográfico de R56 se basa en las observaciones hechas por J.C. Lacharpagne
(2004) en secciones finas de los núcleos de los pozos P-A, M-Z y M-D. Estas secciones finas
muestran que el material detrítico predominante es el cuarzo, asociado con feldespatos,
carbonatos y una pequeña cantidad de arcillas detríticas en la matriz. El mineral diagenético
predominante es el cemento cuarzoso, con una cantidad discreta de albita y una impregnación
de paleo óleo registrada en el pozo P-AR.
En el yacimiento R56 el sobrecrecimiento de cuarzo es el único proceso que afecta la
porosidad (reducción), mientras que la presencia de carbonatos no muestra efecto de
disolución. No existe tampoco una relación directa entre la reducción de la porosidad y la
profundidad o la presencia de cemento en la matriz (Fig. 33). Lo cual nos introduce en un
sistema complejo de alteración de la porosidad.
Profundidad TVDSS (pies)
Porosi dad %
Fig. 33 Porosidad vs Profundidad datos de núcleos.
54
La distribución de la porosidad está afectada principalmente por los siguientes procesos
diagenéticos:
•
Preservación de la porosidad inicial residual
•
Por la disolución de feldespatos (Fig. 34), aunque esta se ve reducida por el
sobrecrecimiento de cuarzo que continúa posteriormente a la disolución del feldespato.
Fig. 34 Disolución feldespatos pozo M-D
Las heterogeneidades en la distribución de la porosidad del yacimiento R56 vienen dadas por:
•
Sobrecrecimiento de cuarzo (proceso dominante Fig. 35)
•
Disolución de feldespatos (porosidad secundaria)
•
Paleo oleos presentes cuando la porosidad es óptima.
•
Presencia de carbonatos no ligada a patrones de disolución
Fig. 35 Sobrecrecimiento de Cuarzo P-A
55
Para poder reconciliar la evolución geológica del campo con los procesos diagenéticos que la
afectan, se realizó el ejercicio de proponer una secuencia de eventos que representen la historia
diagenética del campo Yucal Placer (Fig.36):
Fig. 36 Diagrama de la secuencia de los procesos diagenéticos del Campo
El movimiento de la placa del Caribe desde el Oligoceno al comienzo del Mioceno llevó a una
acumulación profunda y rápida de sedimentos en la parte norte del campo. Este rápido
hundimiento llevó primero a una sobrepresión de las unidades del yacimiento, y una
maduración temprana de la roca madre. Los fluidos del yacimiento (agua e hidrocarburo)
fueron fuertemente cargados con CO2 confinado, que dentro de un sistema cerrado, participó
en la disolución de feldespato y la probable redistribución de carbonato detrítico.
56
En este momento de la historia, debido a la sobrepresión,
permaneció buena
la calidad de yacimiento
(porosidad primaria y secundaria). El hidrocarburo generado llenará
trampas estratigráficas.
La segunda parte de la historia de soterramiento corresponde al levantamiento Andino,
ilustrada por el cinturón de corrimientos de la “Cordillera de la Costa” justo al norte-noreste
del campo Yucal Placer.
Una fase importante de compresión se desarrolla durante el Mioceno superior, esta etapa
induce a la estructuración de la trampa actual. La sobrepresión precoz es liberada, y el
esfuerzo efectivo sobre el límite de los granos se hace sumamente importante. Como
consecuencia un efecto de presión solución induce a un fuerte sobrecrecimiento de cuarzo. El
proceso comienza a desarrollarse dentro de los niveles de grano fino, donde destruye
completamente la porosidad progresando hacia los niveles de grano más grueso.
Dentro de esta alta alteración, el siguiente proceso pudo proteger al yacimiento de esta fuerte
silificación: Niveles con tamaño de grano inicialmente grande pudieron preservar una
porosidad inicial residual, siendo protegida esta porosidad por una primera carga precoz de
hidrocarburo.
Durante el último evento tectónico a finales del Mioceno, la fracturación y estructuración del
yacimiento movilizó los hidrocarburos ya atrapados en el estado de relleno inicial. Una
reactivación de la maduración orgánica, dada por el impacto térmico de este período, va a
suceder, y los fluidos sobre-presurizados van
a crear una fuerte circulación de CO2.
Posteriormente, en el nuevo sistema abierto, se van a disolver los carbonatos y serán
transferidos fuera del yacimiento. Esto va a crear una porosidad secundaria que explica la
mayoría de las características de los mejores yacimientos. Su distribución espacial será
superpuesta a la alteración global de cuarzo y controlada por el contexto de deposición
sedimentaria. Finalmente ocurre una segunda fase de migración de HC que llena los
yacimientos del gas que se encuentra actualmente en el campo.
57
7. Síntesis Dinámica
Características y Propiedades de los fluidos
Las principales propiedades consideradas para el gas, por yacimiento, son: composición (CO2,
C1, C2, C3+), temperatura, presión, gravedad específica, factor de compresibilidad y calor
específico.
Gradiente composicional:
Contenido en CO2: el contenido en dióxido de carbono tiende a incrementarse con la
profundidad de los reservorios (Fig.37). El reservorio superior (R-26) contiene menos del 4%,
mientras que los reservorios inferiores (P4 y P2/3) contienen hasta 20% de CO2. Los datos
permiten definir un gradiente composicional en los yacimientos con relación a la profundidad.
CO2 (%)
0
5
10
15
20
25
30
2.000
3.000
Datos 2003/2004
D ep th (ft T V D ss)
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
Chaguaramas R1 R26 R38 R50 R54 R56 P2/3 P4 P5 P8/9 Infante
Fig. 37 Gradiente de CO2 del Campo Yucal Placer
35
40
58
Contenido en H2S: cuando se mide, el valor del contenido en H2S parece estar directamente
ligado (en ppm) al contenido en CO2 (en %). Ejemplo: 9.48 % de CO2 y 9 ppm de H2S. La
correlación se explica por el ambiente sulfato-reductor.
Contenido en componentes más pesados: Para los yacimientos superiores no examinados en
este estudio (C-34, C-46 y Roblecito superior), se midieron los componentes C3 a C6+. Este
estudio muestra que en los yacimientos superiores, el fluido in situ contiene condensados.
Muy pocos condensados están presentes en el yacimiento R-56 (al nivel de traza).
Datos generales
Temperatura inicial: Se definió un gradiente de temperatura general (Fig.38):
Ti = 77 F + 0.0384 F/ft (o Ti = 25 C + 6 °C/100m).
Temperature vs depth
Temp ( °C)
100
110
120
130
140
150
160
170
180
4000
4500
Gradient : 6 °C/100 m
depth (ftss)
5000
5500
6000
6500
7000
7500
8000
Fig. 38 Gradiente de Temperatura Campo Yucal Placer
Presión inicial: Se estableció un gradiente de presión general (Fig.39):
190
200
59
Pi = 4030 psi a 6500 ft/nm + 0.06 psi/ft. Las presiones iniciales se calcularán con esta formula
(o Pi = 277.8 bar.a a 1981.2 m + 0.136 bar/10m).
Gradiente de Presión
Presión (lpc)
2 .0 0 0
2 .50 0
3 .0 0 0
3 .50 0
4 .0 0 0
4 .50 0
5.0 0 0
5.50 0
3 .0 0 0
4 .0 0 0
0.066 lpc/pie (gas)
PLA19 -R2 4
PL2 -R2 4
PLA1-R2 6 ?
5.0 0 0
M GU1S-R3 8
PLACER1-R3 8
PL11-P4
PL13 -P4
PL13 -P4
PL18 -R56
PL17-P4
M GU4 -P4
PL9 -P4
M GU4 -P7
M GU4 -P4
M GU4 -P7
M GU4 -P7
M GU4 -P8 /9
M GU4 -P7
PL7-P4
M GU4 -P7
M GU4 -P7
M GU4 -P8 /9
M GU4 -P8 /9
PLA-19 -P5
P16 -P5
Profundidad (pbnm)
6 .0 0 0
PL13 -P4
PL6 -P4
7.0 0 0
8 .0 0 0
9 .0 0 0
Co ntact o Ag ua-Gas
9680' - 9860'
10 .0 0 0
11.0 0 0
Salinid ad = 3 0 .0 0 0 p p m
0 .4 4 lp c/p ie
Grad ient e hid ro s tático
0 .4 3 3 lp c/ p ie
12 .0 0 0
13 .0 0 0
Fig. 39 Gradiente de Temperatura Campo Yucal Placer
A continuación, se tabulan las principales características y propiedades del yacimiento en
estudio:
Yacimiento
%CO2
%C1
%C2
%C3+
Ti (°F)
Pi (psi)
1/Bg
Sg
R56
12.9
86.8
0.3
0.03
335
4045
179
0.681
Tabla 1.3 Características y Propiedades de los fluidos
Como se refleja en la tabla hay muy poco condensado en el gas (solo en algunos yacimientos
de Roblecito superior), por lo que se asume que el gas es seco. El alto gradiente de
temperatura es una de las particularidades de las condiciones iniciales.
60
Pruebas de producción
Por cuestiones de confidencialidad los resultados de las pruebas de producción serán revisados
en una forma somera, centrándose en el objetivo central del trabajo que es el de definir y
caracterizar las zonas productivas. Por esta razón, presentaremos los resultados de los dos
pozos (P-B y P-X) de manera alternada e incompleta, destacando que ambos pozos tuvieron el
mismo comportamiento en sus pruebas de producción.
El yacimiento R56 ha sido probado exitosamente en 5 pozos (YUCAL-1, P-D, P-B, P-X y MW), pero solo se posee información de los pozos P-B y P-X (Fig. 40). En estos dos pozos el
yacimiento R54 y R56 fue probado en conjunto por lo que se mencionaran ambos
constantemente en todos los resultados del análisis dinámico.
764000
768000
772000
776000
780000
784000
788000
792000
796000
800000
804000
808000
812000
816000
1084000
1084000
1080000
1076000
1072000
1064000
MGU-7
PLA-7
1064000
PLA-17
PLA-14
MGP-4
PLA-4
MGU-6
PLA-1
PLA-9
PLA-6 PLA-10
PLACER-2
PLACER-1
MGP-2
PLA-2
1060000
MGU-5
1060000
PLA-8
MGP-1S
1068000
MGU-2
MGU-4
MGU-8
PLA-15
1068000
PLA-12
MGU-1S
PLA-21
PLA-13
PLA-5
1056000
1056000
PLA-3
2500
5000
7500
10000
MGV-10
12500m
768000
772000
776000
780000
1048000
Datum 6500
ftTVDss
784000
788000
792000
796000
Prueba Positiva
1048000
1:250000
764000
1052000
MGQ-3S
0
1072000
?
PLA-16
MGU-3
K.H=495
K.H=204
Skin 5.28
PLA-18PLA-20
PLA-22
PLA-19R
MGU-9
Skin 19.50
YUCAL-1
1076000
Limite Sud R56
1080000
MGA-1
PLA-11
1052000
820000
MGUA-1S
Prueba Seca
800000
804000
808000
812000
816000
820000
Sin Prueba
Fig. 40 Mapa de pruebas de producción
61
Antes de mostrar los resultados de las pruebas de producción es importante que se analice la
respuesta del yacimiento al registro de producción (“PLT Production Logging tool”). Como se
puede observar en este registro (Fig.41 interpretación A. Malavé), la producción en el
yacimiento R56 viene dada por una pequeña zona de unos 19 pies aproximadamente,
correspondiente a un pequeño espesor de R56 inf. El mismo comportamiento se pudo observar
en el yacimiento R54.
PLT P-B
Tope R54inf
Base R54inf
Zona Productiva
Tope R56 inf
Base R56 inf
Matrices Tight
Fig. 41 PLT pozo P-B A. Malavé (2004).
Este resultado es de gran interés debido a que justamente las zonas productivas están ubicadas
en profundidades donde se encontraron buenas propiedades petrofisicas en los núcleos (altas
porosidades y permeabilidades), mientras que otras zonas de porosidades medias y
62
permeabilidades bajas (matrices “tight”) no aportaron a la prueba de producción ningún flujo
de gas.
La interpretación de la prueba de producción “build up” se realizó imponiendo los resultados
obtenidos de la interpretación PLT y de las muestras de fondo. El modelo usado fue
representado a través de un sistema de 2 capas, considerando únicamente la zona productora,
para cada yacimiento, como se muestra en la Figura 42.
Presion de flujo (psia) vs tiempo (horas)
Presion Adimensional
Curva Derivativa
Tiempo Adimensional
R56: K.H (permabilidad x altura) = 204 mD.ft
K promedio = 34,0 mD.
Daño = 19,5
Radio de estudio = 340 ft
Pi = 4079 psia et T = 303 ºF (@ 7300 ft)
Fig 42. Interpretación prueba de producción Pozo PLA-22, mostrando la curva de flujo vs tiempo y la curva
derivativa con sus resultados A. Malavé 2004.
Es importante resaltar que la interpretación de las pruebas fue hecha de manera multi-capa en
las dos zonas productoras de los pozos (P-B y P-X), interpretando un sistema homogéneo
sobre la base de la forma de la curva de la derivada, con un daño positivo en las zonas
productoras. Para ambos pozos los resultados fueron muy parecidos, pudiendo definir el Kxh
de R56 para ambos pozos.
En el 2005 se realizó una prueba de interferencia donde se utilizó como pozo observador al PB con un censor en cabeza de pozo, mientras se producía el P-X (Fig.43). Esta prueba
demostró una buena comunicación al nivel de yacimiento entre ambos pozos.
63
Presion (psi)
Prueba de Interferencia P-A y P-X
Tiempo (dias)
Fig. 43 Prueba de interferencia entre los pozos P-B y P-X A. Malavé.
Del análisis de toda la información dinámica se puede concluir que el yacimiento R56 se
encuentra bajo un régimen normal de presiones, en un sistema homogéneo con una
composición que posee un gradiente vertical (Mas del 80% C1). En los registros “PLT” se
pudo observar que son pequeñas zonas de buenas condiciones petrofísicas las que producen,
mientras que el resto del yacimiento lo podemos considerar como una matriz apretada que
actualmente no aporta a la producción. Cabe destacar que la producción del campo tiene poco
tiempo, lo que implica que en el futuro puede ser posible que se genere un mayor diferencial
de presión y las zonas de muy baja permeabilidad puedan contribuir a la producción.
El daño positivo y la interpretación homogénea de las pruebas nos indican que aparentemente
no hay contribución directa de las fracturas en la producción. Además, al comparar los
registros UBI con los resultados de los PLT se pudo observar que las zonas mas fracturadas
generalmente son las zonas mas apretadas y estas no contribuyen a la producción de los dos
pozos estudiados.
64
La prueba de interferencia muestra una buena conexión entre P-B y P-X, lo que implica que a
pequeña escala las zonas productivas son continuas y poseen una buena conexión
65
8. Síntesis Petrofísica
Muestras de Núcleos
Existen 12 pozos con núcleos en el campo (Fig.44), de los cuales tres son en el yacimiento
R56 (M-P, M-D y P-A), aunque en gran parte de los estudios que se presentan a continuación
se utilizó la información de todos los tapones disponibles en el campo.
Yaci miento
con núcleos
R26
R54-56
P2/3
P4
P2/3
P5
P7
P8/9
Sísmica 3D
NORTH
Fig. 44 Mapa de distribución de núcleos por yacimiento en el Campo Yucal Placer.
Los tapones en los núcleos fueron tomados cada pie de tal forma de poder tener medidas de
todos los tipos de facies, evitando tener muestras fracturadas que pudiesen alterar los valores
medidos.
66
Se realizaron dos tipos de mediciones sobre los núcleos, las mediciones convencionales
(medidas de porosidad y permeabilidad) y las medidas especiales (presión capilar,
permeabilidad relativa, salinidad del agua de formación y Swi).
Medidas Convencionales en Núcleos
Como parte del paquete de datos de campo, PDVSA entregó más de 300 muestras de
porosidad, permeabilidad y densidad, sin ningún tipo de documentación de las condiciones de
laboratorio con las cuales fueron adquiridas. Se realizaron más de 100 medidas nuevas tanto
en núcleos recientes como viejos a condiciones ambientales y de yacimiento (presión 4200
psi).
M GU_ 5 / CHANNEL
Permeabilidad Roblecito-La Pascua
M GU_ 3 / CHANNEL
1000
Zona Disolución Feldespato+ Carbonato(> 10%)
M GU_ 4 / CHANNEL
Zona Disolución Feldespato(<10% )
100
M GU_ 1S
M GP_ 1S / TOP SET BIOTUR
Kg mD
10
M GP_ 2 S / TOP SET BIOTUR
Facies Apretadas
Phi<5,2% K<0.01mD
Zonas Productivas
M GU_ 3 / TOP SET BIOTURB
1
M GU_ 6 / TOP SET BIOTURB
M GU_ 3 / TOP SET BAR
0.1
Medidas que no están a
condiciones de
yacimiento
P4 Sud Drain 2 P
M GP2 S
0.01
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
P4 No rd Drain2 P
Porosidad %
R54 56
Fig. 45 Medidas de permeabilidad y porosidad de todos los tapones tomados en los distintos yacimientos del
campo. Cabe destacar que las medidas antiguas no se encuentran a condiciones de yacimiento.
Una de las primeras observaciones hechas al graficar las medidas de porosidad vs
permeabilidad horizontal (Fig.45), es que en las muestras nuevas (núcleos viejos y nuevos) no
existía una población identificada en las medidas de PDVSA. Esta población de datos
67
correspondía a medidas con porosidades inferiores a 5% con permeabilidades entre 0.1 y 10
mD. La mayoría de estas muestras al ser medidas bajo condiciones de yacimiento (4200psi)
automáticamente descendían sus permeabilidades del rango anteriormente descrito a menos
0.01 mD (límite de resolución del instrumento). Para las muestras que presentaban medidas
mayores del 5% la variación entre la medida tomada bajo condiciones de yacimiento y la
hecha a condiciones ambientales variaba muy poco (menos de un 5%).
Estos resultados concuerdan con las primeras observaciones hechas en las pruebas de
producción, sobre la existencia de valores petrofísicos de corte en las propiedades que inciden
directamente en la productividad. Por otro lado, existe cierto arreglo en los valores mayores a
5% de porosidad que permitiría la definición de una ley de permeabilidad, mientras que los
valores menores quedarían definidos en la matriz apretada.
Medidas no convencionales en núcleo
Una de las mayores incertidumbres que presenta la interpretación petrofísica en el campo es la
salinidad del agua de formación. Para poder estimar este parámetro se decidió utilizar tapones
preservados y extraer el agua de formación utilizando el método de Dean & Stark
(recuperación de agua de formación mediante el lavado con tolueno). Con este fin se tomaron
tapones longitudinales al eje del núcleo, inmediatamente fueron recuperados, posteriormente
se preservaron in situ al ser envueltos en plástico y papel aluminio y sellados con cera.
Los resultados de los estudios fueron muy afectadas por dos factores:
ƒ
La cantidad de agua de formación recuperada fue muy pequeña.
ƒ
Una concentración muy alta de Ca++ muestra una posible contaminación de los
tapones con lodo de perforación.
Prestando atención a estos dos factores se realizó una selección de las 56 muestras tomadas.
En la figura 46 se muestra que existe una relación entre la cantidad de agua extraída y la
salinidad, pudiéndose definir una salinidad promedio de 50.000 ppm para las muestras donde
se alcanzó a tomar una cantidad de agua lo suficiente como para que fuera representativa.
Salinidad ppm
68
Volumen de agua extraido cc
Fig. 46 Medidas de salinidad vs volumen extraído de agua de formación
Otra medida especial que fue realizada es la evaluación de la saturación residual de agua
utilizando el método de Purcell (inyección de mercurio), lo que dio valores Swi que estaban en
el rango de 4 a 10 % aún para tapones con muy bajas permeabilidades.
R54-56 Purcell P-A y P-B
-
Fonction 'J' de LEVERETT
drainage
1000
PC
Tapones fracturados
100
??
10
1
0,1
Una sola familia
0,01
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
SHg (fraction du volume poreux)
Saturacion de Hg
Fig. 47 Medidas de presión Capilar de las medidas Purcell (inyección de Hg)
Es interesante observar (Fig. 47) que solo hubo una familia de curvas de presión capilar, lo
cual implicaría que solo existe un “Rock Type” (Tipo de roca yacimiento) asociado a los
niveles R54 y R56.
69
Interpretación de registros de Pozo
Antes de comenzar la interpretación propiamente dicha, se realizó una fase de control de
calidad, empalme de registros y correcciones ambientales que consistió en:
ƒ
Revisión de escalas y nemónicos.
ƒ
Revisión de profundidades
ƒ
Corrección del Neutron por efectos de hoyo.
ƒ
Calibración de Sónicos
La interpretación petrofísica de los registros fue hecha en Geolog6 (Parading por C. Roberts,
2004) y plasmada en forma de curvas interpretativas que posteriormente fueron cargadas en
Petrel.
Arcillosidad (VCL):
La arcillosidad fue calculada a partir de las curva GR y Neutron, la densidad no fue utilizada
debido a la alta densidad de las arcillas (>2.6 g/cm3) lo cual es muy cercano a la arenisca
(2.65 g/cm3). De manera general las areniscas eran muy limpias, conteniendo volúmenes de
arcilla muy bajos lo cual facilitó la interpretación.
Porosidad (Phi):
Un primer acercamiento fue la interpretación sistemática realizada inicialmente sobre la base
del Neutron-Densidad, lo que en pozos perforados en base aceite presentaba por lo general una
buena calidad y calibraba bien con las medidas de los núcleos. En los pozos perforados en
lodo base agua se presentaron numerosos derrumbes al nivel de los yacimientos, afectando
especialmente la lectura del registro densidad por lo que se utilizó en estos casos el registro
sónico. Al final del estudio se realizó un control de calidad para eliminar todos los picos en la
interpretación y darle un sentido geológico a las zonas yacimiento donde tanto el registro
70
densidad y sónico fallaron. Cabe destacar que en general hubo una buena correlación con las
medidas de los tapones en laboratorio, lo que sirvió de validación de la interpretación.
Saturación de Agua:
Considerando los valores tan bajos de permeabilidad no se realizó esfuerzos en la medición de
los factores a, m y n a partir de muestras (se tomó los valores clásicos 0.8, 2, 2
respectivamente). Para la salinidad del agua de formación se utilizó el valor obtenido de los
tapones por medio del método Dean Stark (50.000 ppm).
La formula utilizada para el cálculo de la Saturación de agua fue la Indonesia debido al
contenido de arcilla de las areniscas.
Definición de valores de corte
A partir de los resultados obtenidos de la información dinámica (registros de producción) y en
los tapones (Phi/K) resulta evidente la necesidad de definir valores de corte que nos permitan
diferenciar las zonas productivas (dreno) de las zonas apretadas (matriz K<=0.01).
Una de las primeras premisas fue estudiar una posible relación entre las facies descritas por el
estudio sedimentológico y la presencia de drenos.
Canales de Marea
BARRA DE MAREA
CANALES DE MAREA
BARRAS DE MAREA
1000
100.00
Kg mD
10.00
1.00
100
PLA 19 R56
PLA 19 P7
PLA 20 P7
10
PLA 20 R54
KG
PLA 19 R56
PLA 20 R54
PLA 20 P2/3
MGP 2S P4
MGP 2S P8/9
MGU 2 P4
MGU 4 P4
MGU 4 P8/9
MGU 5 P4
MGU 6 P2/3
MGU 1S / R54
MGU 1S / R56
MGA 1 R40
MGA 1 R54
1000.00
MGP 1S P4
MGP 2S P4
1
MGA 1 R54
MGA 1 R56
0.10
0.1
0.01
0
2
4
6
8
PHI %
10
12
14
16
0.01
0
2
4
6
8
10
12
14
16
PHI
Fig. 48 Medidas de Phi vs K de todos los yacimientos para facies. Canales de marea y barras de marea a partir de
datos de tapones
71
BARRA DE MAREA TOP SET
BARRA DE MAREA TOP SET BIOTURBADO
TOPE BARRAS DE MAREA (Bioturbado)
TOPE BARRAS DE MAREA (Playa)
1000
1000.00
PLA 14 P8/9
MGP 1S P4
100
100.00
MGU 3 P4
PLA 19 P7
MGU 2 P7
Kg mD
MGU 6 P2/3
PLA 20 P2/3
1
MGU 6 P4
10.00
PLA 20
P2/3
Kg mD
10
PLA 20 R54
1.00
MGU 3 P4
MGP 2S
MGU 1S /
R56
MGU 1S / R56
0.10
0.1
PLA 20 / R54
MGU 1S / R54
0.01
0.01
0
2
4
6
8
10
12
14
16
0
2
4
6
8
10
12
14
PHI %
PHI %
Fig. 49 Medidas de Phi vs K de todos los yacimientos para facies. Topes barras de marea bioturbados y playa, a
partir de datos de tapones
De las gráficas Phi/K para cada una de las facies interpretadas en los núcleos a priori,
pareciera que las facies canales de marea y topes de barras playa poseen mejores propiedades
petrofisicas. Esta hipótesis parece clara al hacer notar que son dos facies generalmente de
ambientes de mayor energía, con arenas mejor escogidas, con menor cantidad de arcilla y
granos de mayor tamaño donde sería más fácil conservar la porosidad primaria a los efectos de
compactación (diagénesis).
En el caso del cuerpo principal de las barras de marea, las propiedades petrofisicas resultan
totalmente apretadas tomando en cuenta que todos sus valores de tapones positivos entran en
la familia de muestras que no estuvieron medidas a condiciones de yacimiento y que al ser
repetidas poseían valores menores o iguales a 0.01 mD. Igualmente es el caso de los topes de
barras bioturbados, lo cual parece ser lógico debido a la destrucción de su red porosa por el
retrabajo de los organismos vivos que la causaron.
Esto nos hace pensar que si existe una relación clara entre las facies y las propiedades
petrofisicas. Al estudiar los datos dinámicos se observó que un 60% de la producción del
campo provenía de pozos donde al yacimiento se le interpretó como barras de marea. Al hacer
el mismo ejercicio con los dos registros de producción disponibles se tuvo el mismo
comportamiento. Esto implica que no tenemos suficientes muestras para poder caracterizar a
todas las barras de marea, o que al llevar nuestras facies interpretadas sobre la base de núcleos
72
a los registros, no poseemos la resolución suficiente para diferenciar unas de otras. En el caso
de los topes de barras bioturbados y los topes de playa el problema es más difícil ya que en los
registros ambas facies son idénticas. Igualmente es fácil confundir en registros de pozo las
facies barra de marea y canal de marea, si es verdad que generalmente este último tiende a
tener una forma de bloque, si se forma sobre una barra da una respuesta muy parecida a barras
de marea amalgamadas. Otra dificultad es separar la barra de marea de sus terminaciones,
playa o barra bioturbada. Todas estas razones hacen pensar que por el momento resulta muy
difícil atacar la problemática de identificación de las zonas productivas a partir de una
interpretación de facies en registros.
Un segundo ejercicio consistió en utilizar los registros de producción (PLT) y las curvas de
interpretación petrofisica (Fig.50), utilizando una aproximación por facies.
Tidal bar
Top sets
0.25
0.3
0.2
0.25
0.15
PLT +
PLT -
0.1
0.05
VCL LOG
VCL LOG
Barras de marea
Tope Barras de marea
0.2
PLT +
PLT -
0.15
0.1
0.05
0
0
0
0
0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09
0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09
Phie LOG
Phie LOG
Tidal Channel
Canales de marea
0.3
Zona productiva según el
resultado del PLT (dreno)
VCL LOG
0.25
0.2
PLT +
PLT -
0.15
0.1
0.05
Zona no productiva según el
resultado del PLT (matriz)
0
0
0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08
Phie LOG
Fig. 50 Medidas de las curvas interpretativas Phi (porosidad) vs VCL (arcillosidad) para cada facie de los
yacimientos donde se corrió registro de producción (PLT).
Los primeros resultados de este ejercicio nos muestran que existe poca variabilidad en los
valores de corte de productividad dependiendo de la facie, siendo aproximadamente los
valores mayores a un 5.5 % de PHI y menores a un 5% de arcillosidad (Fig.51).
73
R54 inf R56 inf
(PLAA20
PL A22 )
(PP-B)
Los valores limites estan
ligados a la incertidumbre
vertival en las lecturas del
PLT
VCL Registro
LOG
0.14
0.12
0.1
0.08
Valores de Corte 5% VCL y 5.5% PHI
PLT-
CUT OFF 5% VCL & 5.2% PHI
0.06
PLT+
0.04
0.02
0
0
0.02
0.04
0.06
LOG
Phi Registro
0.08
0.1
Fig. 51 Medidas de las curvas interpretativas Phi (porosidad) vs VCL (arcillosidad) para todas las facies
En la grafica de todas las facies juntas se puede observar más claro los valores de corte
propuesto para definir el dreno 5.5% en porosidad y 5% en arcillosidad. Cabe destacar que
estos valores concuerdan con los resultados obtenidos de las mediad de Phi/K hecha en los
tapones de los núcleos.
Para la parte del yacimiento que será definida como matriz se utilizaron los siguientes valores
de corte:
ƒ
Entre un 5% y 20% de arcilla.
ƒ
Entre un 2% y 5.5% de porosidad
Todo los valores que no se encuentren en el rango matriz o dreno serán definidos como
arcillas sin diferenciar.
Ley de permeabilidad
A partir de las medidas de porosidad y permeabilidad de los tapones (Fig.52) se definió una
ley a ser aplicada sobre los registros interpretativos respetando los valores de corte.
74
Si los valores están por encima de los valores de corte dreno se utilizará la ley definida en la
gráfica (K = 1E-04 x e
1,6066phi
). Para los valores que están dentro de rango matriz se le
asignará 0.01 mD de permeabilidad.
R54_56
1000
Pruebas de pozos R54-56
R54-56
R54-56
1,6066x
y = 1E-04e
2
R = 0,9396
K = 1E-04 x e
100
1,6066phi
Kg m D
10
1
Corrección (+0.8% sobre la
Porosidad) para respetar los
valores de pruebas de
producción (P-B-X)
K modele =Loi (Phi +0,008)/K Drain x
0,1
0,01
0
2
4
6
8
10
12
14
PHI %
Fig. 52 Medidas de Phi (porosidad) vs Permeabilidad (mD) para todas las facies de los yacimientos R54 y R56.
La ley definida a partir de los tapones resulta pesimista con respecto a los valores de las
pruebas, lo cual es clásico en este tipo de medida, por lo que se aplicó una corrección sobre la
base de la correlación con los valores de pruebas de producción que consistió en sumar 0.08 %
a la porosidad de registro antes de aplicar la ley.
Propiedades promedio por yacimiento
El cálculo de propiedades promedio fue hecho en Ressume (Geoframe) a partir de la
aplicación de los valores de corte anteriormente definidos. Se realizó el calculo de valores
promedios del yacimiento completo aplicando solo el corte mínimo de la definición matriz
para tener valores de todo el yacimiento. Posteriormente se calcularon los valores promedios
75
tanto del dreno como la matriz. Es importante destacar que los valores de porosidad y
saturación fueron ponderados en su estimación con el NTG.
Los resultados de los cálculos se encuentran resumidos en las tablas 1.4 y 1.5.
Ley de Saturación de Agua
Al graficar los valores de saturación de agua vs porosidad (Fig.53) se observó una deriva
importante en algunos pozos. Los pozos anómalos correspondieron a pozos viejos donde se
perforó con lodo en base a aceite y se corrieron registros de inducción (ILD). Al ser más fiable
los registros de resistividad se decidió calcular una ley a partir de estos con la porosidad, para
aplicarla posteriormente en el modelo y eliminar la deriva causada por la heterogeneidad en la
captación de información: Sw = 0.0074 x (Phi)-1.1936
Phi vs Sw R51-54-56
100%
Valores calculados
a apartir de registro
de inducción
90%
80%
Matriz
Matriz
70%
Drain
Dreno
Sw%
60%
Gross
sand
Todo
el Yaci
miento
50%
Ley Utilizada
Power
(Model0)
40%
30%
Sw = 0.0074 x (Phi)-1.1936
20%
10%
0%
0.0%
5.0%
10.0%
15.0%
20.0%
25.0%
Phi %
Fig. 53 Medidas de Phi (porosidad) vs saturación de agua promedio.
76
R56inf
Tope MD
8654.08
7541.15
7642.58
7444.85
7641.94
8141.58
8056.99
7845.22
9267.84
8397.71
9211.8
7745.58
8234.29
7865.44
7193.13
7143.56
6714.42
7574.62
7851.35
6206.7
6539.4
7486.8
6506.12
6909.72
7396.19
6999.41
7124.88
8131.2
6820.04
7215.96
7007.19
7868.87
7391.08
Base MD
8716.01
7575.75
7678.17
7474.65
7677.78
8203.4
8105.59
7910.32
9315.84
8433.42
9246.87
7768.34
8252.64
7882.95
7216.19
7174.55
6728.71
7602.53
7866.55
6224.15
6555.73
7511.2
6524.59
6922.25
7413.73
7011.41
7138.6
8141.54
6835.78
7229.37
7024.73
7881.43
7406.59
Pozo
P-X
M-G
P-A
P-D
P-B
M-P
M-D
P-F
M-A
M-W
M-Q
P-CH
M-4
P-M
M-Z
M-C
M-N
M-Ñ
M-T
M-W
P-W
P-P
P-Y
P-Ñ
P-I
P-T
P-II
P-V
P-B
P-G
P-S
P-SS
P-CC
Espesor
Total pies
47.2
34.6
35.6
29.8
35.8
61.8
48.6
65.1
48.0
35.7
35.1
22.8
18.3
17.5
23.1
31.0
14.3
27.9
15.2
17.4
16.3
24.4
18.5
12.5
17.5
12.0
13.7
8.7
15.7
13.4
17.5
12.6
15.5
Arena Neta NTG
Porosidad
Sw
Yacimiento Completo Phi>2% VCL<20%
32
68%
5.8%
26%
14.5
42%
5.5%
42%
15.8
44%
5.2%
28%
10
34%
4.5%
39%
22
61%
4.3%
32%
35
57%
3.9%
39%
35
72%
3.1%
46%
33
51%
3.8%
40%
22
46%
3.8%
30%
20.9
59%
4.4%
37%
8.5
24%
4.6%
37%
4
18%
3.6%
45%
2.5
14%
4.9%
88%
1
6%
3.7%
79%
Arena Neta
NTG
Porosidad
Sw
Matriz 5.5>Phi<2%, 5%<VCL<20%
19.4
41%
4.6%
38%
8
23%
3.9%
67%
11.3
32%
4.3%
36%
6.5
22%
2.9%
62%
21.5
60%
4.2%
32%
34.5
56%
3.7%
39%
35
72%
3.1%
46%
32.5
50%
3.7%
40%
22
46%
3.8%
30%
20.9
59%
4.4%
37%
8.5
24%
4.6%
37%
4
18%
3.6%
45%
2.5
14%
4.9%
88%
1
6%
3.7%
79%
Tabla 1.4 Valores promedios evaluados para todo el yacimiento R56inf.
Arena Neta NTG
Porosidad
Dreno Phi=>5.5%, VCL <=5
13
27%
7.2%
6.5
19%
7.5%
4.5
13%
6.7%
3.5
12%
6.3%
1
3%
6.2%
0.5
1%
7.2%
Sw
16%
27%
19%
27%
30%
27%
77
R56sup
Tope MD
7522.77
8103.89
8370.14
8097.77
7623.9
7623.08
9176.9
8611.88
7810.69
8015.77
9246.11
7412.14
9261.56
7163.22
7100.53
6698.1
7557.88
7839.71
6195.44
6517.81
7442.93
6488.92
6893.37
7368.43
6988.22
7112.89
8106.34
6807.52
7841.88
7206.22
6988.17
7854.16
7723.54
7377.34
Base MD
7541.15
8141.58
8397.71
8115.9
7642.58
7641.94
9211.8
8654.08
7845.22
8056.99
9267.84
7444.85
9319.25
7193.13
7143.56
6714.42
7574.62
7851.35
6206.7
6539.4
7486.8
6506.12
6909.72
7396.19
6999.41
7124.88
8131.2
6820.04
7865.44
7215.96
7007.19
7868.87
7745.58
7391.08
Pozo
M-G
M-P
M-W
M-8
P-A
P-B
M-M
P-X
P-F
M-3
M-Q
P-D
M-M2
M-Z
M-C
M-N
M-Ñ
M-T
M-W
P-W
P-P
P-Y
P-Ñ
P-I
P-T
P-II
P-V
P-B
P-M
P-G
P-S
P-SS
P-CH
P-CC
Espesor
Total pies
18.4
37.7
27.6
18.1
18.7
18.9
34.9
31.8
34.5
41.2
21.7
32.7
57.7
29.9
43.0
16.3
16.7
11.6
11.3
21.6
43.9
17.2
16.4
27.8
11.2
12.0
20.9
12.5
23.6
9.7
19.0
14.7
22.0
13.7
Arena Neta NTG
Porosidad
Sw
Yacimiento Completo Phi>2% VCL<20%
14.5
79%
5.3%
55%
27
72%
5.0%
29%
15
55%
4.9%
28%
11
61%
5.3%
51%
9.5
51%
5.6%
52%
9.0
48%
5.9%
51%
30.0
86%
2.8%
41%
26.8
84%
4.2%
33%
24.5
71%
4.0%
36%
16
39%
2.5%
49%
12.5
58%
3.7%
37%
10
31%
3.2%
43%
Arena Neta NTG
Porosidad
Sw
Matriz 5.5>Phi<2%, 5%<VCL<20%
9
49%
4.3%
62%
23
61%
4.6%
31%
11.1
40%
3.8%
35%
8.5
47%
4.4%
58%
6
32%
4.6%
58%
6
32%
4.9%
60%
30.0
86%
2.8%
41%
26.4
83%
4.2%
34%
24.5
71%
4.0%
36%
16
39%
2.5%
49%
12.5
58%
3.7%
37%
10
31%
3.2%
43%
Tabla 1.5 Valores promedios evaluados para todo el yacimiento R56sup.
Arena Neta NTG
Porosidad
Dreno Phi=>5.5%, VCL <=5
5.5
30%
6.6%
4
11%
6.9%
4
15%
7.7%
3
17%
6.8%
3
16%
7.3%
2.5
13%
7.3%
Sw
44%
21%
22%
39%
46%
41%
78
9. Modelo Estático
El programa utilizado para realizar el modelo estático fue Petrel de Schlumberger. La
estrategia de modelado estático vino definida sobre la base de la particularidad del yacimiento
en su comportamiento dreno/matriz.
La capa R56inf mostró un comportamiento dinámico de Dreno/Matriz en PLT y análisis de
núcleos. Para poder representar el comportamientos dinámico del yacimiento R56inf se
dividió en dos (R56inf Dreno y R56inf Matriz) por medio de la aplicación del “cut off” (ver
síntesis petrofísica).
La secuencia superior R56sup no ha contribuido a la producción, por esta razón se decidió
modelar este yacimiento como una capa homogénea de areniscas apretadas.
Geometría
Fig. 54 Mapas en profundidad y esquema de fallas.
79
13 mapas estructurales en profundidad fueron tomados de Charisma (ver Cáp. modelo
estructural) para construir el modelo geométrico:
Tope Yacimiento R24
Tope Yacimiento R56
Tope Yacimiento R26
Tope Yacimiento RP2/3med
Tope Yacimiento R38
Tope Yacimiento P4
Tope Yacimiento R39
Tope Yacimiento P5
Tope Yacimiento R40
Tope Yacimiento P7
Tope Yacimiento R51
Tope Yacimiento P8/9
Tope Yacimiento R54
Tope Cretácico
Esquema de fallas: 78 fallas fueron seleccionadas de 163 fallas originalmente interpretadas en
la sísmica 2D y 3D. Se decidió eliminar toda falla con un salto menor a 30 pies (resolución
sísmica 3D
76 000 0
764 000
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
108 500 0
10 850 00
80 000 0
108 000 0
10 800 00
107 500 0
10 750 00
107 000 0
10 700 00
106 500 0
10 650 00
106 000 0
10 600 00
10 500 00
25 00
5 000
750 0
10 000
12 500 m
P4 Amplitud Max
1: 250 000
76 000 0
764 000
105 000 0
105 500 0
10 550 00
0
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
Fig. 55 Mapa de fallas del modelo estático
80
Condiciones Límites
8%
NO
SE
4%
R51
0%
R54
R56
P2/3
1400 ft
P4
P5
41Km
Fig. 56 Sección Modelo Noroeste-Sureste mostrando las condiciones límite
El mecanismo de entrampamiento para las acumulaciones de gas seco está prácticamente
relacionado en su totalidad a pinch-outs estratigráficos buzamiento arriba de areniscas
regionales y el pichout lateral de areniscas lenticulares. Excelentes sellos laterales y verticales
están asegurados por las lutitas impermeables de las formaciones Roblecito y la Pascua.
Fallas de pequeña extensión y salto juegan un rol secundario en el entrampamiento. No hay un
contacto agua gas identificado en el campo Yucal Placer.
Definición del tamaño y orientación del mallado geométrico
Orientación
Para una mayor consistencia con la principal dirección de depósito de las barras de marea
(Fig.57) y la dirección de un sistema importante de fallas (N60), se utilizó una orientación
N60. Esto corresponde con 30° en el sentido horario. Esta elección fue una orientación que
facilitó el modelado geométrico (dirección de una familia de fallas) y al mismo tiempo
permitió representar de una manera más eficiente el comportamiento de los fluidos dentro de
los cuerpos arenosos.
81
N60
Fig. 57 Criterios de selección de la orientación de la malla, orientación de cuerpos sedimentarios y fallas N60.
Límites Externos del Modelo
Los límites externos del modelo están definidos por los límites del permiso del campo.
Finalmente el modelo geológico tiene una dimensión aproximada de 57 km por 40 km.
Tamaño de las celdas
Después de discusiones con los ingenieros de yacimiento se decidió utilizar un tamaño de
celda de 250m*250m en el plano XY. Este tamaño permitirá modelar los objetos
sedimentarios con la suficiente heterogeneidad (Barras de marea con más de 3 celdas a lo
ancho de estas)
El modelo tiene una configuración 241 (I) x 235 (J) x 55 (K).
Para optimizar la inicialización del modelo y tener un mayor control de las unidades de flujo
se decidió no realizar ningún tipo de escalamiento, por lo tanto el modelo geológico y de
yacimiento tienen la misma configuración y tamaño.
Modelado de Fallas
El modelado de las fallas fue el primer paso en la construcción del modelo geométrico hecho
en Petrel. Las fallas se generaron a partir de los polígonos de fallas asociados a cada superficie
82
en profundidad (Charisma), utilizando la metodología de pilares lineares. Se utilizaron pilares
lineares debido a la simplicidad de los distintos sistemas de fallas (subverticales con poco
salto).
SE
NO
1100ft
R51
K
10Km
Fig. 58 Corte NO-SE Modelado de fallas sub-verticales con poco salto.
Modelo de capas “Layering”
Objetivos:
- Para representar de una manera apropiada el comportamiento dinámico en R56inf se
decidió trabajar a la escala Dreno Matriz para poder representar las heterogeneidades
dinámicas.
Metodología:
- Límites al nivel de resolución de la sísmica: La sísmica 3D y 2D de Yucal Placer solo
permite observar secuencias de 4to orden (50-100 pies) separadas entre sí por superficies
de máxima inundación (arcillas de mas de 50 pies).
- Límites al nivel de correlación de pozo: A nivel de pozo se pueden identificar
secuencias de hasta 5to orden, separadas por superficies de inundación a escala regional
(hasta 10 pies de espesor). Por otro lado la extensión regional de estas arcillas se puede
ver interrumpida por su desaparición o por ser erosionada por canales de marea.
- Límites Dinámicos: sobre la base de los resultados de los PLT y los análisis de núcleos
se ha determinado el comportamiento Dreno/Matriz del yacimiento R56inf lo que obliga
83
a separar este por medio de la aplicación de los valores de corte definidos previamente
en la síntesis petrofísica.
Resultado: 55 capas “layers” para todo el campo
Model 1 Layering (Roblecito -La Pascua)
Reservoir
Top
Base
R24 sup.
Layer inter R24_R26
R26 sup
Inter R26 sup-R38
R38
Inter R26 inf-R38
R 39-R40
Inter R38-R40
R40 Drain
R40 Martix
Inter R40-R51
R51
Inter R51-R54
R54 sup
R54inf Drain
R54 inf Matrix
Inter R54-56
R56 sup
R56 Inf Drain
R56 inf Matrix
Inter R56-P2/3 sup
P2/3 sup
Inter 2/3 sup-med
P2/3 Med _1
P2/3 Med _2 drain
P2/3 Med _2 Matrix
P2/3 Med _3 drain
P2/3 Med _3 Matrix
Inter P2/3Med-Inf
P2/3 inf Drain
P2/3 inf Matrix
Inter P2/3 inf-P4 sup
P4 sup
P4 Med Drain
P4 Med Matrix
P4 Inf Drain
P4 Inf Matrix
Inter P4-P4/5
P4/5 Drain
P4/5 Matrix
Inter P4/5-P5
P5 sup Drain
P5 sup Matrix
P5 inf Drain
P5 inf Matrix
Layer Inter P5-P7
P7 top
P7 Med
P7Inf
Inter P7-P8/9
P8/9 A
P8/9 B
P8/9 C
P8/9 D
P8/9 E
T R 24 sup
T R24 inf.
T R26
Base R 26 sup
Top R38
Base R38
Top R39
Base R39
Top R40
Base R40 Drain
Base R40 Drain
Top R51
Base R51
Top R54 sup
Top R54_inf
Base R54 inf Drain
B_R54
T_R56_sup
T_R56_inf
B_R56_inf Drain
B_R56
T_P2/3_sup
B_P2/3 sup
T_P2/3 Med _sup
T_P2/3 Med 3
B_P2/3 Med 2 drain
T_P2/3 Med 3
B_P2/3 Med 3 drain
B_P2/3 Med
T_P2/3 _Inf
B_P2/3_inf Drain
B_P2/3_inf
T_P4_sup
T_P4_ MED
B-P4 Med Drain
T_P4_INF
B-P4 Inf Drain
B_P4
InterP4-P5
B_InterP4-P5 Drain
B_InterP4-P5
T_P5_sup
T_P5_sup Drain
Top P5 inf
Top P5 inf
B_P5
T_P7_sup
T_P7_Med
T_P7_inf
B_P7_inf
T_P8/9 A
T_P8/9 B
T_P8/9 C
T_P8/9 D
T_P8/9 E
B R24 sup
T. R26 Sup
Base R 26 sup
Top R38
B R38
Top R39
Base R39
Top R40
Base R40 Drain
Base R40
Top R51
Base R51
Top R54 sup
Top R54 inf
Base R54 inf Drain
Base R54
T_R56_sup
T_R56_inf
B_R56_inf Drain
B_R56
T_P2/3_sup
B_P2/3 sup
T_P2/3 Med _sup
T_P2/3 Med 3
B_P2/3 Med 2 drain
T_P2/3 Med 1
B_P2/3 Med 3 drain
B_P2/3 Med
T_P2/3 _Inf
B_P2/3_inf Drain
B_P2/3_inf
T_P4_sup
T_P4_ MED
B-P4 Med Drain
T_P4_INF
B-P4 Inf Drain
B_P4
InterP4-P5
B_InterP4-P5 Drain
B_InterP4-P5
T_P5_sup
Top P5 Sup Drain
Top P5 inf
B_P5
B_P5
T_P7_sup
T_P7_Med
T_P7_inf
B_P7_inf
T_P8/9 A
T_P8/9 B
T_P8/9 C
T_P8/9 D
T_P8/9 E
Top Cretaceous
layer
L1
L2
L3
L4
L5
L6
L7
L8
L9
L10
L11
L12
L13
L14
L15
L16
L17
L18
L19
L20
L21
L22
L23
L24
L25
L26
L27
L28
L29
L30
L31
L32
L33
L34
L35
L36
L37
L38
L39
L40
L41
L42
L43
L44
L45
L46
L47
L48
L49
L50
L51
L52
L53
L54
L55
Layer Drain
Layer MATRIX
Layer Homogeneous
Layer barrier
De estas 55 capas solo 3 fueron sujeto de estudio (R56sup, R56inf dreno y R56inf matriz)
84
Yacimiento R56
El yacimiento R56 consiste de una serie de secuencias depositadas durante un sistema de bajo
nivel. Esta compuesta por dos secuencias de 5to orden con una arcilla (FS) que los separa en
dos secuencias R56inf y R56sup, ver Fig.59.
P-A
PLA-19R [SSTVD]
0.00
0.00
VCL
GR
1.00
200.00
SSTVD
FACIES
Layering
Capas
Modelo
0.0000 PHIEMIXF 0.2000
Dreno_6
6672
L17
Prodelta
T_R56_S
6700
T_R56_S
Tidal Bar
T_R56_inf
6720
T_R56_inf
Tidal Channel
6740
Tidal Bar
Matriz
T_R56_inf
L19
L20
Delta Front
6760
B_R56
T_R56_S
L18
Matriz
B_R56
B_R56
L21
Fig. 59 Como se puede observar en la figura en el yacimiento R56inf se apiló el espesor de dreno al tope del
yacimiento, mientras que la matriz se encuentra en el fondo.
La capa R56inf ha sido probada exitosamente en la última campaña de perforación realizada
en el campo, mostrando un comportamiento dinámico de Dreno/Matriz en PLT y análisis de
núcleos. Para poder representar el comportamientos dinámico del yacimiento R56inf es
necesario dividirlo en dos (R56inf Dreno y R56inf Matriz) por medio de la aplicación del “cut
off” (ver síntesis petrofísica).
Según los PLT y los resultados de análisis de núcleos la secuencia superior R56sup no ha
contribuido a la producción, por esta razón se decidió modelar este yacimiento como una capa
homogénea.
85
Modelado Petrofísico
El modelado petrofísico se realizó utilizando los datos de pozos y mapas de facies como
derivas en la construcción de las distintas propiedades 2P (caso probables).
Mapas de facies
Los mapas de facies fueron construidos a partir de los mapas paleogeográficos (capítulo de
modelo sedimentario) para cada capa. Definiendo en estos límites depositacionales, zonas de
aumento de espesores, ejes de depósito, depocentros y límites de facies.
R56inf (Dreno/Matriz) :
R56inf Dreno/Matriz Caso 2P: Los límites depositacionales para R56inf Matriz al sur y al
oeste vienen dados por la zona definida como prodelta en el mapa paleogeográficos. Los
Fig. 60 Mapa 2P de R56inf superpuesto al mapa paleogeográfico
límites este y norte vienen guiados por los pozos M-ZS y MGUA-1S (Fig.60). En el mapa
paleogeográfico de este nivel se pueden distinguir dos zonas una dominada por el apilamiento
de barras de marea y otra de menores espesores hacia el sur, con facies que se degradan en
espesor y propiedades petrofisicas.
86
El límite depositacional para R56inf Dreno viene dado por la zona definida como prodelta en
los mapas paleogeográficos (Fig.61). Las facies dreno están definidas por las áreas donde se
concentran pozos con espesores que pasan el cut-off definido sobre la base de los datos de
registros y la información dinámica.
Fig. 61 Mapa 2P de R56inf Dreno superpuesto al mapa paleogeográfico.
R56inf Dreno/Matriz caso 1P: Para R56inf Matriz el límite al oeste va a ser definido por la
cobertura de la sísmica 3D, al norte por la presencia de los últimos pozos en esta dirección, y
al sur por el límite de depósitos definido en los mapas paleogeográficos (Fig.62).
Fig. 62 Mapa 2P de R56inf Matriz superpuesto al mapa paleogeográfico.
87
Para R56inf Dreno, el límite del yacimiento esta restringido por la zona que comprende los
pozos que pasan los valores de corte y tiene resultados de pruebas de producción positivos.
(Fig.63).
Fig. 63 Mapa 1P de R56inf Dreno superpuesto al mapa paleogeográfico
R56sup (yacimiento homogéneo)
Los límites depositacionales para R56sup al sur y al oeste vienen dados por la zona definida
como prodelta en el mapa paleogeográficos. Los límites este y norte vienen guiados por los
Fig. 64 Mapa 2P de R56sup superpuesto al mapa paleogeográfico
88
pozos M-ZS y MGUA-1S (Fig.64). En el mapa paleogeográfico de este nivel se pueden
distinguir dos zonas una especie de cuña en la parte central dominada por el apilamiento de
barras de marea (eje del estuario) y otra de menores espesores hacia el sur, oeste y norte, con
facies que se degradan en espesor y propiedades petrofisicas.
R56sup caso 1P: Para R56sup el límite del yacimiento al oeste va a ser definido por la
cobertura de la sísmica 3D, Al norte por la presencia de los últimos pozos en esta dirección, y
al sur por el límite de depósitos definido en los mapas paleogeográficos (Fig.65).
Fig.65 Mapa 1P de R56sup superpuesto al mapa paleogeográfico
Arena neta
Para modelar la arena neta se utilizó el método de simulación Gausiana para generar a partir
de los datos de pozos (espesores con sus diferente cut off aplicados) la propiedad en el
geomodelo. El talla de los variogramas utilizados se tomó de los resultados del estudio
sedimentológicos, usando el mismo tamaño que el de los cuerpos de las barras de marea. Se
utilizó este criterio tomando en cuenta que éstas son predominantes sobre los otros cuerpos
arenosos presentes (canales de marea y barras dístales). Como deriva externa en el algoritmo
se utilizaron los mapas de facies (Fig.66), los cuales introducen el conocimiento y
comprensión del sistema de deposición (forma y orientación general del sistema). Los
resultados se presentan en las Figuras 67, 68 y 69 para los casos 2P.
89
Fig. 66 Mapa de facie utilizado como deriva externa en la construcción de la propiedad arena neta.
Representación de los casos 1P y 2P (probadas y probables).
ƒ
En la capa dreno el tamaño del variograma del estudio sedimentológico fue dividido
entre dos, partiendo del principio que las mejores propiedades petrofísicas van a estar
distribuidas en el corazón de las barras. Por otro lado se eliminaron todos los valores
menores a un pie, para dar mayor heterogeneidad y no tomar valores muy pequeños
que no puedan ser representados a escala dinámica.
ƒ
Para todos los casos los límites de las propiedades vinieron dadas por la facie definida
como prodelta.
ƒ
Para el caso dreno 1P este fue limitado exclusivamente a la zona donde se tuvieron
pruebas de producción positivas.
ƒ
Para la Matriz y R56sup se utilizó el tamaño de los cuerpos sedimentarios como
dimensión del variograma
El tamaño de los variogramas exponenciales utilizados para cada capa fue:
Yacimiento
Dirección Mayor
Dirección menor
Azimuth (°N)
R56sup
11000
2000
75°
R56inf Dreno
5500
1400
75°
R56inf Matriz
11000
2800
75°
Tabla 1.6 Valores de los variogramas exponenciales utilizados para la arena neta.
90
NtG (Arena neta entre espesor total)
El espesor neto/espesor total “NtG), se calculó a partir de la división de la propiedad arena
neta entre el alto de las celdas que la contenían. Los resultados se presentan en las Figuras 70,
71 y 72 para los casos 2P.
Porosidad
Para modelar la porosidad se utilizó el método de simulación Gausiana para generar a partir de
los datos de pozos (porosidades después de aplicar el cut off) la propiedad en el geomodelo.
La talla de los variogramas utilizados fue de un tercio de la dimensión de las barras de marea
definidas en el estudio sedimentológico, para poder crear la heterogeneidad que existe en el
interior de una barra de marea. Se utilizó este criterio tomando en cuenta que éstas son
predominantes sobre los otros cuerpos arenosos presentes (canales de marea y barras distales).
Como deriva externa en el algoritmo se utilizaron la propiedad arena neta, partiendo del
principio que la presencia de esta restringe la existencia de porosidad y además para introducir
el modelo sedimentológico en su modelado.
El tamaño de los variogramas exponenciales utilizados para cada capa fue:
Yacimiento
Dirección Mayor
Dirección menor
Azimuth (°N)
R56sup
3666
666
75°
R56inf Dreno
3666
933
75°
R56inf Matriz
3666
933
75°
Tabla 1.7 Valores de los variogramas exponenciales utilizados para la porosidad.
Para el caso 1P se multiplico la malla 2P por 0.9. Los resultados se presentan en las Figuras
73, 74 y 75 para los casos 2P.
91
Saturación de agua
Para generar la saturación de agua se utilizó la ley definida en el capitulo de síntesis
petrofisica sobre la malla de porosidad:
Sw = 0.0074 x (Phi)-1.1936
Para el caso 1 P se multiplico la malla por un factor 1.15. Los resultados se presentan en las
Figuras 76, 77 y 78 para los casos 2P.
Permeabilidad horizontal
El campo de permeabilidades se generó a partir la malla de porosidad aplicando la ley de
permeabilidades definida en el capítulo de síntesis petrofisica.
Kh = 1xE-4 x e1.6066x(phi)
Para la capa R56sup y la capa matriz se aplico un valor fijo de 0.01 mD. Los resultados se
presentan en las Figuras 79, 80 y 81 para los casos 2P.
Anisotropía Horizontal y Vertical
Para el campo Yucal Placer no se aplicó ninguna anisotropía horizontal por lo que Kx=Ky.
En el caso de Kv/Kh se definieron valores para cada pozo en la capa Dreno/Matriz en base a la
homogeneidad vertical de los cuerpos arenosos, asignando valores que van de 10-5 a 10-3, estos
valores intentan representar las heterogeneidades internas horizontales vistas en los núcleos
(laminas de arcillas, estelolitas, capas bioturbadas etc.). Posteriormente estos valores fueron
distribuidos utilizando el método de simulación gaussiana con los mismos parámetros
utilizados en la propiedad arena neta. Para R56sup se utilizó un valor fijo de 10
resultados se presentan en las Figuras 82, 83 y 84 para los casos 2P.
–4
. Los
92
R56 Sup. Arena neta 2P
764 000
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
10 850 00
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
108 500 0
76 000 0
EsThic
pesor
kne(s spies)
35
108 000 0
10 800 00
30
25
10 750 00
107 500 0
20
15
10
10 700 00
107 000 0
5
0
106 500 0
10 650 00
106 000 0
10 600 00
10 500 00
25 00
5 000
750 0
10 000
12 500 m
P4 Amplitud Max
1:250 000
76 000 0
764 000
105 000 0
105 500 0
10 550 00
0
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
Fig. 67 Mapa 2P de arena neta R56sup.
93
R56 Inf. Dreno
764 000
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
10 850 00
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
108 500 0
76 000 0
Arena neta 2P
Thic kne
ss
Es pesor
( pies)
35
108 000 0
10 800 00
30
25
10 750 00
107 500 0
20
15
10
10 700 00
107 000 0
5
0
10 600 00
106 000 0
106 500 0
10 650 00
10 500 00
25 00
5 000
750 0
10 000
12 500 m
P4 Amplitud Max
1: 250 000
76 000 0
764 000
105 000 0
105 500 0
10 550 00
0
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
Fig. 68 Mapa 2P de arena neta R56inf Dreno.
94
764 000
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
10 850 00
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
108 500 0
76 000 0
Thic kne s s
Es pesor ( pies)
35
108 000 0
10 800 00
30
25
10 750 00
107 500 0
20
15
10
10 700 00
107 000 0
5
10 650 00
106 500 0
0
10 500 00
25 00
5 000
750 0
10 000
12 500 m
P4 Amplitud Max
1: 250 000
76 000 0
764 000
105 000 0
10 550 00
105 500 0
106 000 0
10 600 00
0
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
Fig. 69 Mapa 2P de arena neta R56inf Matriz.
95
R56 Sup. NTG 2P
764 000
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
10 850 00
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
108 500 0
76 000 0
N/G
1
0. 9
10 800 00
108 000 0
0. 8
0. 7
0. 6
0. 5
107 500 0
10 750 00
0. 4
0. 3
0. 2
10 700 00
107 000 0
0. 1
0
106 500 0
10 650 00
106 000 0
10 600 00
10 500 00
25 00
5 000
750 0
10 000
12 500 m
P4 Amplitud Max
1:250 000
76 000 0
764 000
105 000 0
105 500 0
10 550 00
0
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
Fig. 70 Mapa 2P de NtG neta R56sup
96
R56 Inf. Dreno
764 000
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
10 850 00
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
108 500 0
76 000 0
NTG 2P
N/G
1
0. 9
10 800 00
108 000 0
0. 8
0. 7
0. 6
0. 5
107 500 0
10 750 00
0. 4
0. 3
0. 2
10 700 00
107 000 0
0. 1
0
106 500 0
10 650 00
106 000 0
10 600 00
10 500 00
25 00
5 000
750 0
10 000
12 500 m
P4 Amplitud Max
1: 250 000
76 000 0
764 000
105 000 0
105 500 0
10 550 00
0
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
.
Fig. 71 Mapa 2P de NtG R56inf Dreno.
97
R56 Inf. Matriz
764 000
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
10 850 00
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
108 500 0
76 000 0
NTG 2P
N/G
1
0. 9
10 800 00
108 000 0
0. 8
0. 7
0. 6
0. 5
107 500 0
10 750 00
0. 4
0. 3
0. 2
10 700 00
107 000 0
0. 1
10 650 00
106 500 0
0
106 000 0
10 600 00
10 500 00
25 00
5 000
750 0
10 000
12 500 m
P4 Amplitud Max
1: 250 000
76 000 0
764 000
105 000 0
105 500 0
10 550 00
0
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
Fig. 72 Mapa 2P de NtG R56inf Matriz.
98
R56 Sup.
764 000
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
10 850 00
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
108 500 0
76 000 0
Porosidad 2P
Por
0.1 1
0.1
108 000 0
10 800 00
0.0 9
0.0 8
0.0 7
0.0 6
107 500 0
10 750 00
0.0 5
0.0 4
0.0 3
0.0 2
107 000 0
10 700 00
0.0 1
0
106 500 0
10 650 00
10 500 00
25 00
5 000
750 0
10 000
12 500 m
P4 Amplitud Max
1: 250 000
76 000 0
764 000
105 000 0
10 550 00
105 500 0
106 000 0
10 600 00
0
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
Fig. 73 Mapa 2P de Porosidad R56sup.
99
R56 Inf. Dreno
764 000
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
10 850 00
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
108 500 0
76 000 0
Porosidad 2P
Por
0.1 1
0.1
108 000 0
10 800 00
0.0 9
0.0 8
0.0 7
0.0 6
107 500 0
10 750 00
0.0 5
0.0 4
0.0 3
0.0 2
107 000 0
10 700 00
0.0 1
0
106 500 0
10 650 00
106 000 0
10 600 00
10 500 00
25 00
5 000
750 0
10 000
12 500 m
P4 Amplitud Max
1: 250 000
76 000 0
764 000
105 000 0
105 500 0
10 550 00
0
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
Fig. 74 Mapa 2P de Porosidad R56inf Dreno.
100
R56 Inf. Matriz
764 000
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
10 850 00
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
108 500 0
76 000 0
Porosidad 2P
Por
0.1 1
0.1
108 000 0
10 800 00
0.0 9
0.0 8
0.0 7
0.0 6
107 500 0
10 750 00
0.0 5
0.0 4
0.0 3
0.0 2
107 000 0
10 700 00
0.0 1
0
106 500 0
10 650 00
106 000 0
10 600 00
10 500 00
25 00
5 000
750 0
10 000
12 500 m
P4 Amplitud Max
1: 250 000
76 000 0
764 000
105 000 0
105 500 0
10 550 00
0
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
Fig. 75 Mapa 2P de Porosidad R56inf Matriz.
101
R56 Sup.
764 000
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
10 850 00
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
108 500 0
76 000 0
Saturacion de Agua 2P
Sw
1
0. 9
10 800 00
108 000 0
0. 8
0. 7
0. 6
0. 5
107 500 0
10 750 00
0. 4
0. 3
0. 2
10 700 00
107 000 0
0. 1
0
106 500 0
10 650 00
106 000 0
10 600 00
10 500 00
25 00
5 000
750 0
10 000
12 500 m
P4 Amplitud Max
1: 250 000
76 000 0
764 000
105 000 0
105 500 0
10 550 00
0
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
Fig. 76 Mapa 2P de Saturación de Agua R56sup.
102
R56 Inf. Dreno
764 000
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
10 850 00
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
108 500 0
76 000 0
Saturacion de Agua 2P
Sw
1
0. 9
10 800 00
108 000 0
0. 8
0. 7
0. 6
0. 5
107 500 0
10 750 00
0. 4
0. 3
0. 2
10 700 00
107 000 0
0. 1
10 650 00
106 500 0
0
106 000 0
10 600 00
10 500 00
25 00
5 000
750 0
10 000
12 500 m
P4 Amplitud Max
1:250 000
76 000 0
764 000
105 000 0
105 500 0
10 550 00
0
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
Fig. 77 Mapa 2P de Saturación de Agua R56inf Dreno.
103
R56 Inf. Matriz
764 000
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
10 850 00
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
108 500 0
76 000 0
Saturacion de Agua 2P
Sw
1
0. 9
10 800 00
108 000 0
0. 8
0. 7
0. 6
0. 5
107 500 0
10 750 00
0. 4
0. 3
0. 2
10 700 00
107 000 0
0. 1
10 500 00
0
25 00
5 000
750 0
10 000
12 500 m
P4 Amplitud Max
1: 250 000
76 000 0
764 000
105 000 0
10 550 00
105 500 0
10 600 00
106 000 0
10 650 00
106 500 0
0
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
Fig. 78 Mapa 2P de Saturación de Agua R56inf Matriz.
104
R56 Sup. Permeabilidad Horizontal 2P
764 000
10 850 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
10 700 00
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
108 000 0
K ( mD)
107 500 0
10 750 00
80 000 0
107 000 0
10 800 00
5 60
3 20
1 80
1 00
56
32
18
10
5 .6
3 .2
1 .8
1
0 .56
0 .32
0 .18
0 .1
0 .05 6
0 .03 2
0 .01 8
0 .01
7 680 00
108 500 0
76 000 0
106 500 0
10 650 00
106 000 0
10 600 00
10 500 00
25 00
5 000
750 0
10 000
12 500 m
P4 Amplitud Max
1: 250 000
76 000 0
764 000
105 000 0
105 500 0
10 550 00
0
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
Fig. 79 Mapa 2P de Permeabilidad Horizontal R56sup.
105
R56 Inf. Dreno
764 000
10 850 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
108 000 0
K ( mD)
10 500 00
0
25 00
5 000
750 0
10 000
12 500 m
P4 Amplitud Max
1: 250 000
76 000 0
764 000
105 000 0
10 550 00
105 500 0
10 600 00
106 000 0
10 650 00
106 500 0
10 700 00
804 000
107 500 0
10 750 00
80 000 0
107 000 0
10 800 00
5 60
3 20
1 80
1 00
56
32
18
10
5 .6
3 .2
1 .8
1
0 .56
0 .32
0 .18
0 .1
0 .05 6
0 .03 2
0 .01 8
0 .01
7 680 00
108 500 0
76 000 0
Permeabilidad Horizontal 2P
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
Fig. 80 Mapa 2P de Permeabilidad Horizontal R56inf Dreno.
106
R56 Inf. Matriz
764 000
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
10 850 00
10 700 00
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
108 000 0
107 500 0
107 000 0
10 750 00
804 000
K ( mD)
5 60
3 20
1 80
1 00
56
32
18
10
5 .6
3 .2
1 .8
1
0 .56
0 .32
0 .18
0 .1
0 .05 6
0 .03 2
0 .01 8
0 .01
10 800 00
80 000 0
108 500 0
76 000 0
Permeabilidad Horizontal 2P
106 500 0
10 650 00
106 000 0
10 600 00
10 500 00
25 00
5 000
750 0
10 000
12 500 m
P4 Amplitud Max
1: 250 000
76 000 0
764 000
105 000 0
105 500 0
10 550 00
0
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
Fig. 81 Mapa 2P de Permeabilidad Horizontal R56inf Matriz.
107
R56 Sup. Permeabilidad V/H 2P
764 000
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
10 850 00
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
108 500 0
76 000 0
0 .000 8
10 800 00
108 000 0
0 .000 7
0 .000 6
0 .000 5
10 750 00
107 500 0
0 .000 4
0 .000 3
0 .000 2
10 700 00
107 000 0
0 .000 1
0
106 500 0
10 650 00
10 500 00
25 00
5 000
750 0
10 000
12 500 m
P4 Amplitud Max
1: 250 000
76 000 0
764 000
105 000 0
10 550 00
105 500 0
106 000 0
10 600 00
0
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
Fig. 79 Mapa 2P de Permeabilidad V/H R56sup.
108
R56 Inf. Dreno
764 000
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
10 850 00
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
108 500 0
76 000 0
Permeabilidad V/H 2P
0 .000 8
10 800 00
108 000 0
0 .000 7
0 .000 6
0 .000 5
10 750 00
107 500 0
0 .000 4
0 .000 3
0 .000 2
10 700 00
107 000 0
0 .000 1
0
106 500 0
10 650 00
106 000 0
10 600 00
10 500 00
25 00
5 000
750 0
10 000
12 500 m
P4 Amplitud Max
1: 250 000
76 000 0
764 000
105 000 0
105 500 0
10 550 00
0
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
Fig. 80 Mapa 2P de Permeabilidad V/H R56inf Dreno.
109
R56 Inf. Matriz
764 000
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
10 850 00
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
108 500 0
76 000 0
Permeabilidad V/H 2P
0 .000 8
10 800 00
108 000 0
0 .000 7
0 .000 6
0 .000 5
10 750 00
107 500 0
0 .000 4
0 .000 3
0 .000 2
10 700 00
107 000 0
0 .000 1
0
106 500 0
10 650 00
106 000 0
10 600 00
10 500 00
25 00
5 000
750 0
10 000
12 500 m
P4 Amplitud Max
1: 250 000
76 000 0
764 000
105 000 0
105 500 0
10 550 00
0
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
Fig. 81 Mapa 2P de Permeabilidad V/H R56inf Matriz.
110
Arena Neta Gasífera
La distribución de espesor de arena neta gasifera se calculó a partir de la multiplicación de las
propiedades arena neta por la porosidad por la saturación de gas (1-Sw). Los resultados se
presentan en las Figuras 82, 83 y 84 para los casos 2P. Cabe destacar que la concentración de
CO2 no se tomo en cuenta para esta operación.
111
R56 Sup.
764 000
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
10 850 00
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
108 500 0
76 000 0
Arena neta gasifera 2P
1.7 5
pies
10 800 00
108 000 0
1.5
1.2 5
1
107 500 0
10 750 00
0.7 5
0.5
10 700 00
107 000 0
0.2 5
0
106 500 0
10 650 00
106 000 0
10 600 00
10 500 00
25 00
5 000
750 0
10 000
12 500 m
P4 Amplitud Max
1: 250 000
76 000 0
764 000
105 000 0
105 500 0
10 550 00
0
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
Fig. 82 Mapa 2P de Arena neta Gasifera R56sup.
112
R56 Inf. Dreno
764 000
10 850 00
1.7 5
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
108 500 0
76 000 0
Arena neta gasifera 2P
pies
10 800 00
108 000 0
1.5
1.2 5
1
107 500 0
10 750 00
0.7 5
0.5
10 700 00
107 000 0
0.2 5
10 650 00
106 500 0
0
106 000 0
10 600 00
10 500 00
25 00
5 000
750 0
10 000
12 500 m
P4 Amplitud Max
1: 250 000
76 000 0
764 000
105 000 0
105 500 0
10 550 00
0
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
Fig. 83 Mapa 2P de Arena neta Gasifera R56inf Dreno.
113
R56 Inf. Matriz
764 000
10 850 00
1.7 5
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
80 000 0
804 000
808 000
8 120 00
8 160 00
82 000 0
82 400 0
108 500 0
76 000 0
Arena neta gasifera 2P
pies
10 800 00
108 000 0
1.5
1.2 5
1
107 500 0
10 750 00
0.7 5
0.5
10 700 00
107 000 0
0.2 5
10 600 00
106 000 0
10 650 00
106 500 0
0
10 500 00
25 00
5 000
750 0
10 000
12 500 m
P4 Amplitud Max
1: 250 000
76 000 0
764 000
105 000 0
105 500 0
10 550 00
0
7 680 00
7 720 00
77 600 0
78 000 0
784 000
788 000
7 920 00
79 600 0
Fig. 84 Mapa 2P de Arena neta Gasifera R56inf Matriz.
115
10. Discusión de Resultados
•
Se pudo caracterizar bien las fallas en la zona de la sísmica 3D, a pesar de, en general,
tener un salto pequeño, el cual es cercano al límite de la resolución de la sísmica
(50 pies), y lo cual no es el caso de la zona de la sísmica 2D donde solo se pudieron
identificar accidentes mayores debido al espaciamiento entre líneas sísmicas (2 km en
promedio) siendo la recomendación tomar una nueva sísmica en las zonas no cubiertas.
•
Se pudieron identificar las principales direcciones de las fracturas, que fueron las
mismas
tanto en superficie como en subsuelo, quedando como incertidumbre su
distribución espacial, su rol en la preservación de la porosidad y su posible
participación en la productividad de los pozos perforados en zonas más fracturadas. La
toma de sísmica de pozos sería interesante para poder caracterizar mejor la distribución
de fracturas, mas si se realiza simultáneamente a una trabajo de fractura hidráulica en
algún pozo.
•
A pesar de que los estudios petroacústicos muestran que es posible diferenciar bien las
arcillas de las areniscas con la sísmica 3D, el uso de la sísmica 3D fue limitado debido
a la resolución vertical (menor que el tamaño de los yacimientos) y la interferencia
causada por la superposición de arenas. Se utilizó para la definición del límite sur de
los yacimientos, la dirección y tamaño de los cuerpos sedimentarios de una forma
cualitativa. Un nuevo procesamiento debería realizarse para poder mejorar la imagen
sísmica y preservar mejor las amplitudes, disminuir el efecto de la huella de
adquisición y el efecto de pantalla que genera la superposición de los yacimientos. Un
estudio AVO podría resultar también interesante en un futuro para poder lograr una
mejor caracterización del yacimiento.
•
El modelo sedimentológico fue construido a partir de la información de núcleos,
registros de pozo y la sísmica (de forma cualitativa). La caracterización de facies esta
muy limitada, debido a la calidad de los registros, siendo muy difícil propagar las
facies descritas en los núcleos. Por lo que más que generar un modelo estocástico de
116
facies, se utilizó el conocimiento puntual de los datos duros para generar un modelo
que explique la distribución espacial de los yacimientos (dirección de aporte, límites,
ejes de depositacion, etc).
•
A nivel de caracterización de yacimiento no se pudo acceder a la distribución de
porosidades con la sísmica debido a que las areniscas con baja porosidad generan la
misma imagen que las areniscas con altas porosidades (efecto gas).
•
Los procesos diagenéticos fueron bien descritos a partir de las secciones finas hechas
en los núcleos (sobrecrecimiento de cuarzo, disolución de feldespatos, preservación de
porosidad debido a carga de Hc, etc). La mayor incertidumbre es el tiempo en que
ocurrieron estos procesos y su distribución espacial, lo cual debe estar muy ligado a la
tectónica del campo. Estudios de inclusiones de fluidos serían muy útiles para poder
despejar estas incertidumbres y comprender mejor la repartición espacial de los
yacimientos.
•
Existen pocos datos dinámicos para poder hacer
estimaciones precisas mediante
balance de materiales del volumen de las reservas. Solamente dos pozos tenían
registros de producción (PLT) y basándose en ellos fue que se generó toda la
representación Dreno/Matriz (mas lo observado en núcleos). Es muy pronto en la
producción para poder definir el aporte de la matriz. Posiblemente en el futuro, una
vez que exista un mayor diferencial de presión, cambie su comportamiento dinámico.
De igual manera resulta muy difícil, sin mayor tiempo de producción, poder establecer
el efecto del gas en la matriz en el mantenimiento de la presión del dreno.
•
La interpretación petrofísica depende claramente de la calidad de los registros,
presentándose problemas por los derrumbes en los hoyos al nivel de los yacimientos,
que influenciaron negativamente en la interpretación de la porosidad a partir de los
perfiles sónicos y densidad. A pesar de que se pudo calcular con los estudios Dean &
Stark y Purcell la salinidad de agua de formación y la fracción de saturación
irreducibles, restaron incertidumbres importantes en los cálculos de la saturación de
agua que depende del tipo de registro utilizado (inducción o resistividad), por esta
razón se utilizó una ley para poder estimar de una manera uniforme esta propiedad en
el modelo.
117
•
La ley de permeabilidad se calcula a partir de los valores Phi/K de los tapones a
condición de yacimiento (4200 psi), calibrando con los valores de las pruebas. Cabe
destacar que por lo general este tipo de práctica resulta pesimista. No se aplicó ningún
tipo de tratamiento estadístico a la ley (ley nube, logarítmica normal, etc) debido a la
poca cantidad de tapones disponibles. La permeabilidad estuvo limitada a 0.01 mD,
resolución de los equipos con los cuales se realizaron las medidas. Los cálculos de
anisotropía a escala vertical y horizontal fueron hechos de una forma cualitativa. Sería
importante realizar análisis con mini-permeametros para poder cuantificar de una
manera más precisa la variación de estas heterogeneidades, así como las
permeabilidades menores a 0.01 mD.
•
La orientación del mallado del modelo estático fue definida a partir de la dirección
principal de los cuerpos sedimentarios, para poder representar mejor el desplazamiento
de los fluidos en Eclipse (limitación de este en movimientos no ortogonales). La
metodología utilizada en la propagación de propiedades fue la Simulación Gaussiana
con deriva externa, lo que permitió hacer realizaciones estocásticas con una fuerte
influencia del conocimiento geológico del campo. Los parámetros utilizados en la
distribución espacial (variograma) vienen dados en su mayoría por la dimensión de los
cuerpos sedimentarios producto de la síntesis sedimentológica, los cuales pueden
cambiar a medida que se tome más información o se mejore la calidad de los datos. Al
comparar la distribución de la arena neta gasífera (Espesor total x NtG x Phi x Sg) de
la evaluación de los registros vs el geomodelo se puede observar una correspondencia
de los estadísticos (promedio, mediana, desviación estándar) y su distribución (Fig.85).
118
Dreno R56inf registros
Min.
0
Max.
17
Promedio
2.63
Des. Est.
4.2
Espesor neto (pies)
Dreno R56inf Geomodelo
Min.
0
Max.
17
Promedio
2.55
Des. Est.
3.33
Espesor neto (pies)
Figura 85. Histogramas de distribución de la arena neta gasífera calculada a partir de registros y del geomodelo.
•
La mayor incertidumbre del estudio es la extensión y conectividad del dreno. Los
cálculos de gas original en situ del modelo comparado con los primero balances de
materiales hechos a partir del diferencial de presión, dieron resultados muy parecidos
(diferencia menor a 5%). Cabe destacar que debido a que el diferencial de presión es
muy pequeño existe una gran incertidumbre en su precisión, por lo que se necesitará
más de un año para poder hacer una mejor cálculo de las reservas.
•
Los primeros resultados de las simulaciones muestran que el aporte de la matriz tal
como esta definida actualmente es prácticamente nulo, siendo necesaria la aplicación
de métodos de estimulación (fracturamiento hidráulico) para poder producir de estas
zonas en un futuro.
119
11. Conclusiones
Se generó un modelo estático para las areniscas R56 de la Formación Roblecito (Mioceno) del
Campo Yucal Placer, a partir de la integración del análisis estructural, estratigráfico,
petrofísico y dinámico del yacimiento, que fue introducido exitosamente en un simulador
numérico para realizar predicciones del comportamiento del yacimiento bajo diferentes
esquemas de explotación.
La estructura interna del Campo Yucal Placer corresponde a direcciones de fallas heredadas
del antiguo margen pasivo (Jur-Tri), que posteriormente son reactivadas y reversadas durante
la orogénesis Andina. Los sistemas de fallas son subverticales en su mayoría, están
segmentados con un salto pequeño y con numerosos zonas de relevo estructural. La
interpretación de los elementos estructurales realizada en la sísmica 2D/3D se dividieron en 5
sistemas principales de fallas: SO-NE, NW-SE, N-S y E-W. A partir del análisis de fracturas
en núcleos y en estaciones en campo se determinaron cuatro direcciones de fracturas
principales: N130-150, N10-20, N30-50, N80-100.
Estratigráficamente el yacimiento R56 consiste de dos secuencias de 5to orden (R56inf y
R56sup) depositadas durante un sistema de bajo nivel, limitadas por superficies de inundación
regionales. Estas sub-unidadades, se depositaron en un complejo estuarino de orientación
OSO-ENE con múltiples puntos de entrada de sedimentos (Sur y Oeste). Los principales
cuerpos sedimentarios identificados y caracterizados fueron barras de marea, canales de
marea y arcillas de prodelta. Se realizaron estudios estadísticos, comparando con información
mundial de ambientes modernos, para poder determinar las posibles dimensiones de los
cuerpos arenosos.
La distribución de la porosidad está controlada por la preservación de la porosidad inicial por
una carga temprana de HC, la disolución de feldespatos y el sobrecrecimiento de cuarzo.
Del análisis de toda la información dinámica se puede concluir, que el yacimiento R56 se
encuentra bajo un régimen normal de presiones, en un sistema homogéneo con una
composición que posee un gradiente vertical de CO2 (más del 80% metano). En los registros
120
de producción “PLT” se pudo observar que son pequeñas zonas de buenas condiciones
petrofisicas las que producen gas (Drenos), mientras que el resto del yacimiento se puede
considerar como una matriz apretada que actualmente no aporta a la producción.
Se definieron valores de corte para definir las zonas productivas (5.5% en porosidad y 5% en
arcillosidad) a partir de los valores de los tapones y de la comparación de las interpretaciones
petrofísicas y los registros de productividad. Estos valores de corte fueron aplicados a los
registros de interpretación de cada pozo en el yacimiento para poder diferenciar y cuantificar
la matriz apretada y él dreno.
La capa R56inf ha mostrado un comportamiento dinámico de Dreno/Matriz en PLT y análisis
de núcleos. Para poder representar este comportamiento dinámico, se generó una metodología
de modelado que consistió en la división en dos del yacimiento (R56inf Dreno y R56inf
Matriz) mediante la aplicación de los valores de corte previamente definidos en la síntesis
petrofísica (arcillosidad >5% y Porosidad >5.5%). La secuencia superior R56sup no
contribuye actualmente a la producción, por esta razón se decidió modelar a éste como una
capa homogénea de areniscas apretadas.
Se definió una malla de orientación N 60 (dirección principal de sedimentación), con una
dimensión de celdas de 70x70, que integra 78 fallas interpretadas. La metodología utilizada en
la población de la malla fue el modelado estocástico con una fuerte deriva del modelo
sedimentológico (variogramas, mapas de facies). Los cálculos de gas original en situ del
modelo comparado con los primero balances de materiales hechos a partir del diferencial de
presión, dieron resultados muy parecidos (diferencia menor a 5%).
121
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