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CAPÍTULO VI
ANÁLISIS ESTRUCTURAL
E y P Occidente
CAPÍTULO VI
ANÁLISIS ESTRUCTURAL.
El área 6/9/21 presenta una configuración estructural definida por los eventos
ocurridos en la Cuenca de Maracaibo a lo largo de su historia geológica,
relacionados con la migración y colisión de la Placa del Caribe contra la Placa
Suramericana, eventos tectónicos de gran importancia que ocasionaron sucesos
transtensivos y compresivos en el área, como se explicó anteriormente en el
Capitulo II, Geología Regional. Mediante la elaboración de secciones estructurales
y la actualización del mapa estructural del área, específicamente para el Miembro
Santa Bárbara y la superficie de la Discordancia Eoceno - Mioceno, se pudo
visualizar el carácter general de las fallas presentes y los efectos que las mismas
causan sobre el yacimiento Basal La Rosa VLA-0006 (BLR, VLA-0006). De igual
forma, se emplearon algunos cortes sísmicos previamente analizados por
personal especializado de Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), que sirvieron de
soporte para el mejor entendimiento de los factores involucrados. Aunado a la
interpretación estructural, se ha generado el mapa de Subafloramiento y el de
Sobreafloramiento, que permiten visualizar la irregularidad de la erosión el área,
colocando en contacto diferentes unidades de la Formación Misoa con el Miembro
Santa Bárbara en el área.
A nivel del Miembro Santa Bárbara de la Formación La Rosa están presentes seis
(06) fallas, el Sistema de Fallas Lama – Icotea, Falla del Este, y otras cuatro que
se definieron como Falla 1, Falla 2, Falla 3 y Falla 4, puesto que no poseían
ningún nombre establecido, siendo las dos primeras (Lama – Icotea y del Este) las
que tienen mayor influencia en el yacimiento. El Sistema de Fallas Lama – Icotea
es de carácter transcurrente, de orientación N27E y buzamiento promedio de 70 –
80 grados, lo cual varía en toda su extensión. Por tanto, el Miembro Santa Bárbara
se depositó bajo el control que dicha falla ejerció sobre la sedimentación, debido a
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E y P Occidente
que la inversión tectónica sufrida por la misma constituye un alto estructural para
el Bloque I. Mientras que la Falla del Este es un lineamiento con orientación N10E,
de carácter inverso con un salto promedio de 80 pies a nivel del mencionado
Miembro, que al igual que la Falla Lama – Icotea desarrolló un alto estructural pero
de menor magnitud. (Labrador, 2001). Las Fallas 1, 2, 3 y 4 son de menor impacto
para el área, de comportamiento normal a excepción de la Falla 3 que es inversa.
La Falla 1 es de carácter normal de rumbo Noroeste-Sureste y buzamiento al este,
la cual en un trabajo previo desarrollado por Tecnosinergia (2000), se ha
identificado en los pozos VLA-0287, VLA-0622, VLA-0744 y VLA-0758 con una
sección omitida variable entre 155 y 390 pies. De igual forma se considera que
ésta puede ser de total capacidad sellante, aunque se carece de información de
producción. Mientras que la Falla 2 atraviesa el pozo VLA-0111 pero a nivel de las
arenas de C-4 pertenecientes a la Formación Misoa; posee un rumbo SuresteNoroeste y un buzamiento al Norte de aproximadamente 75º. La falla ha sido
interpretada previamente por PDVSA
y Tecnosinergia, por lo que cuenta con
evidencia sísmica, de pozo y de producción, donde sugieren que posea capacidad
sellante. Cabe destacar que el salto de la Falla disminuye hacia el este del pozo
VLA-0111. La Falla 4 se presenta con muchas similitudes a la Falla 2, en cuanto al
rumbo y ángulo de buzamiento, dicha falla es sellante en casi toda su extensión.
(Tecnosinergia, 2000).
VI.1. SECCIONES ESTRUCTURALES.
Las secciones estructurales realizadas muestran el comportamiento de las fallas
anteriormente mencionadas, donde claramente se confirma la poca complejidad
estructural del área 6/9/21 a nivel del Miembro Santa Bárbara, puesto que se trata
de un monoclinal con un rumbo promedio NO-SE con buzamiento SSO, que varia
entre 1 y 3 grados, limitado por el Sistema de Falla Lama – Icotea al oeste y la
196
E y P Occidente
Falla del Este al este. Por tanto, se ve favorecida la continuidad del Miembro a lo
largo de todo el yacimiento.
Se generaron 7 Secciones Estructurales, con dirección perpendicular a las trazas
de las fallas, generando así 4 en sentido Suroeste – Noreste y 3 Oeste – Este
(Anexo 9).
En la sección estructural 3 de orientación Oeste – Este (Figura VI.1., Anexo 10)
se muestran las dos fallas principales para este estudio; Falla Lama – Icotea y
Falla del Este, como también la Falla 2. En esta sección es posible observar la
disminución de espesor que sufre el Miembro en el pozo VLA-0137 localizado a
la izquierda de la Falla Lama – Icotea, correspondiéndose al alto estructural
encontrado en dicha zona que entorpeció la sedimentación; sucede lo mismo
con el pozo VLA-0096 posicionado a la derecha de la Falla del Este, pero la
reducción del espesor es menos significativa. Cabe destacar que ambos pozos
son considerados pozos vecinos. Por su parte, la Falla 2 no ocasiona mayores
cambios en la estructura. Los altos estructurales existentes son claramente
evidenciados, siendo el de menor magnitud el ocasionado por la Falla del Este.
La Falla 1 se observa en la Sección Estructural 1 y 2 (Figura VI.2. y Figura VI.3.,
Anexo 10) de dirección Suroeste – Noroeste, donde la correlación realizada
permite apreciar el bajo grado de buzamiento. Lo mismo sucede para la
Sección Estructural 4 y 5 (Figura VI.4. y Figura VI.5., Anexo 10), donde se
aprecia la Falla 3.
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Figura VI.1. Sección estructural 3 (SE-3) sentido Oeste – Este. (Tomado del Módulo XSection del
Software Geographix Discovery V.2007, PDVSA EyP, 2008.)
Figura VI.2. Sección estructural 1 (SE-1) sentido Suroeste – Noreste. (Tomado del Módulo
XSection del Software Geographix Discovery V.2007, PDVSA EyP, 2008.)
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Figura VI.3. Sección estructural 2 (SE-2) sentido Suroeste – Noreste. (Tomado del Módulo
XSection del Software Geographix Discovery V.2007, PDVSA EyP, 2008.)
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E y P Occidente
Figura VI.4. Sección estructural 4 (SE-4) sentido Suroeste – Noreste. (Tomado del Módulo
XSection del Software Geographix Discovery V.2007, PDVSA EyP, 2008.)
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E y P Occidente
Figura VI.5. Sección estructural 5 (SE-5) sentido Suroeste – Noreste. (Tomado del Módulo
XSection del Software Geographix Discovery V.2007, PDVSA EyP, 2008.)
En la sección 6 se puede apreciar el control ejercido en el comportamiento del
Miembro Santa Bárbara en la zona Sur por las fallas internas, en este caso por
la Falla 2 y 3. (Figura VI.6., Anexo 10). Mientras que en la sección estructural 7
se puede apreciar el efecto de la Falla 3 en dicha zona (Figura VI.7., Anexo
10).
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E y P Occidente
Figura VI.6. Sección estructural 6 (SE-6) sentido Suroeste – Noreste. (Tomado del Módulo
XSection del Software Geographix Discovery V.2007, PDVSA EyP, 2008.)
Figura VI.7. Sección estructural 7 (SE-7) sentido Suroeste – Noreste. (Tomado del Módulo
XSection del Software Geographix Discovery V.2007, PDVSA EyP, 2008.)
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E y P Occidente
VI.2. ANÁLISIS SÍSMICO.
Mediante el uso de datos sísmicos interpretados, se pudo verificar la concepción
ya existente de la disposición estructural, enmarcada bajo el estudio sísmico 3D
de alta resolución (hfi, 40’), utilizando además el cubo de baja frecuencia prstk83dv para la visualización tridimensional en distintas direcciones. Cabe destacar
que la resolución sísmica (40´) que se maneja no permite observar las arenas que
se encuentran inferiores al Miembro, ya que se encuentran por debajo de la
resolución vertical, solamente se puede dar una tendencia del reflector sísmico
donde se intuye (sísmicamente) que se depositaron las arenas delgadas del
Miembro Santa Bárbara.
En la Figura VI.8., es posible observar la distribución de las arenas del Miembro en
estudio a través de la visualización de mapas de amplitud presentados en
diferentes tonalidades para el horizonte sísmico, en el cual se muestra que la
disposición del Miembro es en forma de canales y que no posee ninguna falla
significativa que interrumpa la continuidad. Las zonas que se encuentran en rojo y
amarillo reflejan zonas de mayor amplitud lo que se traduce en zonas con mayor
espesor para el Miembro Santa Bárbara.
El elemento tectónico más importante del área lo representa la Falla Lama Icotea
junto con su componente la Falla del Ático, y la Falla del Este, en estudios previos
realizados por Tecnosinergia en el 2000, pueden apreciarse perfiles sísmicos que
muestran tales fallas, tal como se indica en la Figura VI.9. Sin embargo, no fue
posible determinar en los perfiles obtenidos las otras cuatro fallas definidas en el
yacimiento.
La Figura VI.10., muestra la superficie interpretada del reflector sísmico donde se
puede apreciar el objetivo de estudio, tridimensionalmente. La vista 3D de esta
imagen se tomo desde el SE, donde se observa también (de izquierda a derecha)
203
E y P Occidente
la trayectoria de la localización de algunos pozos del área 6/9/21 como punto de
referencia. El alto estructural del horizonte se encuentra en la zona Norte en color
rojo de la superficie, y el lado estructural más bajo en azul. La Figura VI.11., fue
tomada desde la parte inferior de la superficie del Miembro Santa Bárbara
y
permite observar que el espesor es continuo en todo el área, sin ninguna
interrupción aparente.
Figura VI.8. Mapa de amplitud del Miembro Santa Bárbara mostrando su distribución. (Tomado y
Modificado de PDVSA E y P, 2008)
204
E y P Occidente
Figura VI.9. Perfil sísmico donde se aprecian las dos fallas principales del área 6/9/21.
(Tomado y Modificado de Tecnosinergía, 2000).
Interpretación Sísmica de
BLR
Norte
Oeste
Cubo Sísmico 3D
Este
Sur
Figura VI.10. Imagen 3D de la Superficie del Miembro Santa Bárbara.
(Tomado y Modificado de PDVSA Ey P, 2008).
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E y P Occidente
Figura VI.11. Imagen 3D de la Superficie del Miembro Santa Bárbara. Vista Inferior.
(Tomado y Modificado de PDVSA Ey P, 2008).
VI.3. MAPA ESTRUCTURAL DE 6/9/21 A NIVEL DE MIEMBRO SANTA
BÁRBARA Y DISCORDANCIA EOCENO – MIOCENO.
Usando como base el mapa estructural oficial a nivel del Miembro Santa Bárbara
de la Unidad de Explotación Lagomar e integrando toda la información obtenida de
las secciones estructurales elaboradas y la revisión sísmica realizada, se
generaron los mapas estructurales detallados con intervalo de curvas cada 5 pies
(Anexo 11 y 12), actualizando de esta manera la información existente para el
área 6/9/21.
206
E y P Occidente
El Miembro Santa Bárbara como bien se observa en ambos mapas estructurales
generados, se presenta con bajo grado de inclinación, sobre todo en la parte
media del área, donde sólo actúan el Sistema de Fallas Lama – Icotea y la Falla
del Este, puesto que no se encuentra ninguna falla interna, a diferencia de la parte
Norte y Sur donde la presencia de la Falla 1 (Norte) y Falla 2, 3 Y 4 (Sur)
modifican
levemente
el
buzamiento
del
Miembro.
Estas
fallas
internas
probablemente sean el resultado de los grandes esfuerzos ocasionados por los
movimientos del Sistema de Fallas. Las Fallas cartografiadas fueron obtenidas del
mapa base antes mencionado y su definicón se basó en las diferentes
profundidades de los pozos cercanos, las irregularidades en las curvas de igual
profundidad e interpretación de estudios previos.
VI.4. MAPA DE SUBAFLORAMIENTOS.
El mapa de Subafloramiento representa la intersección existente entre la superficie
de discordancia con las unidades del Eoceno de la Formación Misoa. Elaborado
en base a las secciones estructurales y estratigráficas, que proporcionan los topes
para cada una de las unidades involucradas. Las unidades reconocidas y
cartografiadas son C-1, C-2, C-3 y C-4, todas correspondientes a la Formación
Miosa, donde la unidad estratigráfica C-1 se presenta hacia el Norte, C-2 y C-3 en
gran parte del área, mientras que C-4 se localiza en la parte Sur hacia el Oeste
(Anexo 13).
VI.5. MAPA DE SOBREAFLORAMIENTOS.
Con la ayuda de este mapa se puede conocer cuál subunidad del Miembro Santa
Bárbara se encuentra sobre la superficie de la discordancia, hallándose una de las
207
E y P Occidente
subunidades inmediatamente por encima del Eoceno. En el mapa se evidencia
que la subunidad SB-3 se presenta solo en la parte Sur, mientras que SB-2 se
encuentra en casi toda el área a excepción de la parte Norte donde la subunidad
que se encuentra con la discordancia es SB-1. (Anexo 14).
VI.6. ANÁLISIS ESTRUCTURAL DEL ÁREA.
Como bien queda expuesto en los mapas y secciones estructurales realizadas, al
igual que en los datos sísmicos empleados, el área 6/9/21 perteneciente al Bloque
I estructuralmente es poco compleja, por ende el Miembro Santa Bárbara posee
un ángulo muy bajo de buzamiento (1º a 3º), es decir se comporta como una
estructura de buzamiento suave. Se encuentra enmarcado en dos grandes rasgos
estructurales; el Sistema de Fallas Lama – Icotea y la Falla del Este. Dicha
configuración se encuentra ligada al inicio de la colisión de la Placa del Caribe con
la Placa Suramericana, que ocasionó el plegamiento de la penillanura asimétrica
que caracterizaba paleogeográficamente la región de la Cuenca de Maracaibo y
la erosión de los depósitos carbonáticos de la Formación Guasare, sobre los
cuales se depositaron discordantemente la Formación Misoa.
Posteriormente, la migración que hiciera la Placa del Caribe hacia el Sureste en el
Eoceno Inferior y con ella la antefosa que constituía el depocentro de la cuenca,
ocasionan que la antigua plataforma cretácica se combara creando una serie de
fallas normales. Dichas fallas se encontraban activas durante la depositación de
todo el Eoceno Inferior. Consecutivamente, se desarrollaron fallas antitéticas que
trajeron como consecuencia el descenso gravitacional de bloques con un
contenido estratigráfico más joven.
Estas fallas antitéticas son objetos de otro tipo de deformación también
relacionado al empuje ejercido por la Placa del Caribe, el cual causó una rotación
208
E y P Occidente
horaria. La reactivación de las antiguas estructuras jurásicas con movimientos
transcurrentes sinestrales facilitó la rotación de bloques en forma similar a un
estante de libros cuya plancha superior se desploma (mecanismo “Bookshelf”).
Dichas fallas, entre las que se encuentra la Falla de Icotea, eran más bien
transcurrentes oblicuas o transpresivas porque presentaban una componente
vertical inversa. Esta última desplazó rocas competentes del Pre-Cretácico y
Cretácico, pero al llegar a los sedimentos del Eoceno se convirtió en Sistemas de
Riedels sintéticos y antitéticos. Por consiguiente, la deformación que ocurrió
durante el Eoceno se caracterizó por una dualidad estructural causada por una
fase tensional y otra transpresional, las cuales ocurrieron prácticamente al mismo
tiempo (Quintero, 2005)
Como consecuencia de estos cambios, se desarrollaron dos altos estructurales
respecto al área 6/9/21, uno de ellos resultante de la inversión tectónica del
Sistema de Falla Lama – Icotea y otro como consecuencia de la Falla del Este.
Debido a esto, los procesos erosivos en estas áreas tuvieron mayor influencia,
ocasionando la erosión de gran parte de la Formación Misoa. Cabe destacar que
durante el Eoceno Medio y Superior tuvieron lugar los primeros pulsos de
levantamiento de Los Andes, lo cual repercutió en la Cuenca de Maracaibo bajo
pulsos episódicos que causaron una deformación compresional cuyo eje principal
estuvo orientado en dirección ONO-ESE. Esta fase compresiva era intermitente ya
que luego de cada pulso episódico volvía a reinar el ambiente tensional. De esta
manera se llevaron a cabo inversiones tectónicas involucrando sólo las estructuras
perpendiculares al eje de compresión (Falla de Icotea) y la creación de fallas
antitéticas a este sistema, lo que es típico en inversiones tectónicas para ajustar
los volúmenes generados previamente.
La estructura a nivel del Miembro Santa Bárbara es un monoclinal de poca
complejidad estructural, de rumbo general ONO-ESE con buzamiento SSO, que
varía entre 1 y 3 grados, y limitado por la Falla del Ático al oeste y la Falla Límite-
209
E y P Occidente
Este al este. Dentro de este monoclinal se encuentran cuatro fallas que no
ocasionan mayor complejidad estructural a la zona, siendo estas posiblemente
consecuencias de los procesos antes descritos sufridos por el área. Razón por la
cual la continuidad del Miembro no se ve gravemente interrumpida.
Empleando el Software Petrel 2004, fue posible visualizar el grupo de fallas antes
mencionadas, que controlan la configuración del Miembro Santa Bárbara de la
Formación La Rosa en el área 6/9/21 (Figura VI.12.).
Figura VI.12. Visualización del conjunto de fallas que controlan la configuración del Miembro Santa
Bárbara en el área 6/9/21. (Tomado del Software Petrel V.2004, PDVSA EyP, 2008.)
210
CAPÍTULO VII
EVALUACIÓN PETROFÍSICA
E y P Occidente
CAPITULO VII.
EVALUACIÓN PETROFÍSICA.
Las evaluaciones petrofísicas constituyen una herramienta importante en el
estudio de cualquier yacimiento, ya que permite conocer los diversos parámetros
del sistema roca-fluidos; permeabilidad, porosidad, saturación de agua y de
petróleo, arena neta total y petrolífera, arcillosidad y la ubicación de los contactos
agua-petróleo; a través de la interpretación de registros, análisis de núcleos y
datos de producción.
El análisis de los resultados obtenidos en las evaluaciones petrofísicas
proporciona una visión de la distribución de los fluidos en el área, plasmados en
los mapas de isopropiedades que ayudan a identificar las zonas de mejor calidad
de reservorios y a su vez las zonas más prospectivas para el establecimiento de
nuevas localizaciones de pozos verticales y horizontales.
Empleando los mapas de isopropiedades es posible validar el modelo
sedimentológico al relacionar las facies sedimentarias establecidas con los valores
arrojados de las evaluaciones realizadas a cada uno de los pozos existentes. De
igual forma, es posible desarrollar un análisis mas completo al incluir el punto de
vista estructural, ya que la presencia de fallas y el carácter sellante o no de las
mismas, modifica la distribución continua de los fluidos en el subsuelo.
En el área 6/9/21, la evaluación petrofísica fue ejecutada, en su mayoría, a todos
los pozos pertenecientes a la misma, excluyendo a aquellos que no poseían las
curvas necesarias para tal fin. La evaluación del Miembro Santa Bárbara, se
realizó en las tres subunidades establecidas; SB-1, SB-2 y SB-3, específicamente.
212
E y P Occidente
El inventario y validación de la data contentiva de cada pozo representa la etapa
principal de dicha evaluación petrofísica, puesto que dependiendo de los registros
que hayan sido tomados se pueden clasificar los pozos como “pozos control” o “no
control”.
VII.1. POZOS CONTROL Y NO CONTROL.
VII.1.1. Pozos Control.
Los pozos control son todos aquellos que contienen dentro de su set de curvas
básica registros de densidad (RHOB, ZDEN, FDC, entre otros), además de las
curvas de rayos gamma (GR), potencial espontáneo (SP), resistividad profunda
(LLD, ILD, RIAD, HLLD, entre otras) y neutrón (NPHI, CN, NPOR, CNCF, entre
otras). (Tabla VII.1.)
Tabla VIII.1. Pozos Control en el Área 6/9/21.
Parcelas
LAC 5
LAC 6
LAC 9
LAC 10
LAC 13
LAC 14
LAC 17
LAC 18
LAC 21
LAC 22
LAC 25
Pozos Control (VLA)
880
1483
1470
0906, 1334, 1345
0860
0759, 0820, 0822, 0898, 1417,1427, 1428, 1435, 1506, 1546.
0829
0819, 0825, 1241, 1321, 1325, 1326, 1331, 1332, 1335, 1341,1343
1174
0249, 1011, 1049, 1283, 1327,1374, 1451.
1182
VII.1.2. Pozos No Control.
Dentro de esta clasificación se encuentran aquellos pozos que no cuentan con
registro de densidad, disponiendo sólo de resistividad normal corta (ASN), larga
(LN) o profunda (LLD), rayos gamma (GR) y/o potencial espontáneo (SP). (Tabla
213
E y P Occidente
VII.2.). Por tanto, para llevar a cabo la evaluación de estos pozos es necesario
generar una curva sintética de densidad
(RHOB sint), basada en curvas de
arcillosidad. Empleando el módulo PRIZM de Discovery Geographix es posible
realizar un crossplot empleando como base el pozo VLA-1345 (Figura VII.1.), a
partir del cual se calculan las ecuaciones que permiten la construcción de la curva
sintética.
Tabla VII.2. Pozos No Control del Área 6/9/21.
Parcelas
LAC 1
LAC 5
LAC 6
LAC 9
LAC 10
LAC 13
LAC 14
LAC 17
LAC 18
LAC 19
LAC 21
LAC 22
LAC 25
LAC 26
Pozos No Control (VLA)
0287, 0622, 0839
0132, 0500, -0541, 0620, 0728, 0744, 0758
0284, 0294, 0296, 0441, 1187
0065, 0090, 0447, 0576, 0734, 0766, 0830, 0862, 0864, 0874, 0882, 0931,
0043, 0103, 0156, 0166, 0229, 0231 0236, 0269, 0302, 0342, 0351, 0681
0748, 0752, 0894, 0903.
0028, 0049, 0093, 0187, 0440, 0751, 0885, 0933, 0986.
0019, 0029, 0032, 0040, 0072, 0134, 0139, 0153, 0160, 0171, 0225, 0237,
0241, 0244, 0247, 0328, 0351, 0648, 0657, 0702, 0703, 0718, 0821, 0844,
0873, 1410, 1447.
0020, 0066, 0099, 0130, 0154, 0281, 0338, 0724, 0777, 1012.
0006, 0021, 0026, 0041, 0083, 0109, 0123, 0124, 0126, 0129, 0131, 0138,
0140, 0158, 0167, 0180, 0181, 0183, 0211, 0230, 0239, 0246, 0290, 0348,
0654, 0669, 0697, 0699, 0741, 0765, 0769, 0826, 0877, 1053, 1125, 1145,
1271, 1280, 1285, 1329, 1344, 1347,
0133, 1278.
0045, 0082, 0111, 0145, 0148, 0163, 0200, 0333, 0372, 0636, 0761, 0795,
0872, 1170, 1174, 1183, 1289, 1361,
0030, 0050, 0104, 0113, 0146, 0164, 0169, 0191, 0228, 0242, 0251, 0550,
0588, 0649, 0650, 0799, 0800, 0857, 0883, 0896, 1363.
0051, 0146, 0588, 0799, 0883, 1188, 1194.
0550.
Una vez ejecutado lo expuesto anteriormente, se procede a revisar los análisis
convencionales y especiales realizados a los núcleos para establecer los
parámetros básicos petrofísicos, como lo son exponente de cementación (m),
exponente de saturación (n), coeficiente de tortuosidad (a) y capacidad de
intercambio catiónico (QV).
214
E y P Occidente
En PRIZM se despliegan los registros para efectuar las respectivas evaluaciones a
cada uno de los pozos, mostrando los resultados en una serie de tracks (Figura
VII.2.).
Figura VII.1. Crossplot generado a partir del pozo VLA-1345. (Tomado del Módulo PRIZM del
Software Geographix Discovery V.2007, PDVSA EyP, 2008.)
Figura VII.2. Evaluación petrofísica del pozo VLA-1506. (Tomado del Módulo PRIZM del Software
Geographix Discovery V.2007, PDVSA EyP, 2008.)
215
E y P Occidente
VII.2.
CRITERIOS
EMPLEADOS
PARA
LA
OBTENCIÓN
DE
LOS
PARÁMETROS PETROFÍSICOS.
Los Modelos y ecuaciones utilizados para el desarrollo de la evaluación
petrofísica, fueron seleccionados de acuerdo a las características del yacimiento
en estudio, permitiendo la obtención del CUTT-OFF. Se encuentran definidos de la
siguiente forma.
VII.2.1. Volumen de Arcilla (Vsh).
Las arenas que contienen arcillas muestran un comportamiento en los registros
diferente al de las que no lo contienen. Por lo tanto, es de gran importancia el
porcentaje presente en las arenas. En las arenas limpias la conductividad total se
debe al agua intersticial, en las arenas arcillosas existe una segunda componente
de conductividad que es la que provee la arcilla hidratada por si misma. Para
determinar el volumen de arcilla se empleó el perfil de rayos gamma (GR),
potencial espontáneo (SP) ó densidad-neutrón (RHOB y NPHI), aplicando las
siguientes ecuaciones:
Vsh =
GR − GRmín
Ecuación VII.1.
GRmáx − GRmín
Vsh =
SP − SPmín
Ecuación VII.2.
SPmáx − SPmín
Donde:
GR y SP = Lectura del perfil de litología a una profundidad determinada.
216
E y P Occidente
GRmáx y SPmáx = Lectura máxima del perfil de litología a una profundidad
determinada.
GRmín y SPmín = Lectura mínima del perfil de litología a una profundidad
determinada.
VII.2.2. Porosidad (Φ).
Constituye uno de los parámetros fundamentales en toda evaluación petrofísica,
siendo la porosidad el volumen poroso por unidad de volumen de una formación,
la cual puede variar considerablemente. Las areniscas pueden tener del 10% al
15% de porosidad, mientras que las no consolidadas pueden tener una porosidad
del 30% o más. Sin embargo, la porosidad efectiva es la medida importante: el
volumen de poros interconectados en una roca que contribuye al flujo de fluidos en
un depósito. Viene expresada matemáticamente por la siguiente expresión:
 VP 
 * 100 Ecuación VII.3.
 VT 
φ (%) = 
Donde:
VP: Volumen de poros o espacios vacíos.
VT: Volumen total de la roca.
Los registros de densidad (RHOB) fueron usados para determinar el valor de la
porosidad a través de la siguiente ecuación:
217
E y P Occidente
φT =
ρma − ρb
ρma − ρf
Ecuación VII.4.
Donde:
ΦT= Porosidad Total.
ρma= Densidad de la matriz.
ρb= Densidad leída en el registro a una determinada profundidad.
ρf= Densidad del fluido.
De igual forma, debe conocerse el valor de la porosidad efectiva, para ello fue
empleado el modelo propuesto por Waxman – Smits que elimina las arcillas del
cálculo de saturación de agua, como sigue:
φEf = φT * (1 − Vsh).
Donde:
ΦEf= Porosidad Efectiva.
ΦT= Porosidad Total.
Vsh= Volumen de arcilla.
218
Ecuación VII.5.
E y P Occidente
VII.2.3. Capacidad de Intercambio Catiónico (Qv).
Una forma rápida de evaluar la arcillosidad es midiendo la capacidad de
intercambio catiónico del material, debido a que las arcillas tienen la habilidad de
conducir la electricidad mediante reacciones de intercambio iónico. La capacidad
de intercambio catiónico es una medida de la cantidad sustituible de iones
positivos de un material (roca, suelo, arcilla) por unidad seca del mismo, se
expresa en miliequivalentes por 100 gramos de muestra seca.
La capacidad de las arcillas de intercambiar cationes se determinó como sigue:
Qv = Qcte * e
( − Qvtan g *φT )
Ecuación VII.6.
Donde:
Qv = Capacidad de intercambio catiónico.
Qtang y Qcte = Representan el intercambio con el eje Y de la relación Φ-Qv. Los
valores de porosidad y Qv graficados son los obtenidos mediante los análisis
convencionales y especiales realizados al núcleo.
VII.2.4. Saturación de Agua (Sw).
La saturación de agua es una medida de la cantidad de espacio poroso que está
lleno de agua, puede ayudar a determinar la probabilidad de que haya
hidrocarburos en una formación rocosa y el volumen existente de hidrocarburos en
un depósito determinado, es decir, el cálculo de las reservas; se encuentra
expresado por:
219
E y P Occidente
Sw =
Vw
Ecuación VII.7.
Vv
Para conocer la saturación de agua se empleo el modelo propuesto por Waxman y
Smits en 1968, basado en mediciones de conductividad total de la roca saturada
de agua de la formación contra la conductividad real del agua más la
conductividad de la arcilla, describiendo así:
Sw =
Rt * φ m  Rw * B * Qv 
* 1+

Rw * a 
Sw

1/ n
Ecuación VII.8.
Donde:
Sw = Saturación de agua en la zona virgen, fracción.
m = Exponente de cementación corregido por arcillosidad.
n = Exponente de saturación corregido por arcillosidad.
a = Constante de Archie.
Rt = Resistividad verdadera en la zona virgen.
Rw = Resistividad del agua de formación.
Φ = Porosidad, en fracción.
Qv = Capacidad de intercambio catiónico en la zona virgen
B = Conductividad específica.
220
E y P Occidente
VII.2.5. Exponente de Saturación (n).
Depende de la humectabilidad de la roca, preferencialmente mojada por agua, se
obtiene de la pendiente de la recta generada por los mínimos cuadrados que
resulta al graficar el índice de resistividad IR=Rt/Ro vs Sw corregida por presencia
de arcilla, en donde, Ro es la resistividad de la roca 100% saturada de agua. Estos
valores provienen de ensayos de saturación realizados en el laboratorio para
muestras de núcleos. El índice de resistividad corregido por presencia de arcilla
IR* viene dado por la siguiente expresión:
 RW * B * QV
1 +
SW
IR* = IR * 
 1 + RW * B * QV




 Ecuación VII.9.



El valor de n empleado en el estudio es de 1.8.
VII.2.6. Exponente de Cementación (m).
Este
exponente
depende
del
grado
de
consolidación
de
la
roca.
Experimentalmente m* se obtiene como la pendiente de la recta que resulta de
graficar el factor de formación F=Ro/Rw vs Ф corregida por presencia de arcilla. Por
tanto, el factor de formación F* corregido por arcillosidad viene dado por:
F* = F (1+Rw*B*Qv). Ecuación VII.10.
El mencionado factor depende del grado de compactación de la roca,
encontrándose expresado en la siguiente tabla (Tabla VII.3.).
221
E y P Occidente
Tabla VII.3. Variaciones del exponente de cementación según el grado de compactación de las
rocas.
Descripción de la roca
No consolidades (arenas sueltas)
Pobrementes cementadas
Ligeramente cementadas (Ф media)
Moderadamente cementadas (Ф baja)
Altamente cementadas (Ф muy baja)
Valor de m*
1.3
1.4 – 1.5
1.6 – 1.7
1.8 – 1.9
2.0 – 2.2
VII.2.7. Resistividad Verdadera de la Formación (Rt).
La resistividad verdadera de la formación fue tomada de los registros de inducción
(ILD, I6FR), pero en aquellos que no contenían este tipo de perfiles se utilizo los
de resistividad normal larga (LN). La resistividad depende de la cantidad de agua
mineralizada que posea, ya que esta es conductora de la corriente eléctrica. El
petróleo y/o gas presente en la formación no se consideran eléctricamente
conductores.
La ecuación de Waxman y Smiths requiere de una serie de parámetros para su
ejecución, para la el Miembro Santa Bárbara de la Formación La Rosa se tomaron
los que se muestran en la siguiente tabla (Tabla VII.4.).
Tabla VII.4. Parámetros empleados para el desarrollo de la ecuación de Waxman y Smiths.
Descripción
Coeficiente de tortuosidad.
Exponente de saturación.
Exponente de cementación.
Resistividad del agua de formación
Capacidad de intercambio catiónico.
Capacidad de intercambio catiónico.
Temperatura de formación.
222
Parámetro
a
m
n
Rw
Qv constante
Qv tangente
ºF
Valor
1.0
1.8
1.8
0.40
1.697
12.30
77
E y P Occidente
VII.2.8. Permeabilidad (K).
La permeabilidad es la capacidad que tienen las rocas para permitir que un fluido
lo atraviese sin alterar su estructura interna. Se afirma que una roca es permeable
si deja pasar a través de ella una cantidad apreciable de fluido en un tiempo dado,
e impermeable si la cantidad de fluido es despreciable.
Para el cálculo de esta propiedad se utilizó la ecuación de Timur que viene
expresada de la siguiente forma:
K=
8581 * φ 4.4
Ecuación VII.11.
2
S wir
Donde:
K = Permeabilidad.
Φ = Porosidad.
Swirr = Saturación de agua irreducible.
VII.3. CRITERIOS EMPLEADOS PARA LA DEFINICIÓN DE ARENA NETA
TOTAL (ANT) Y ARENA NETA PETROLÍFERA (ANP).
Los parámetros de corte o CUTT OFF, son de suma importancia a la hora de
hacer la cuantificación de Arena Neta Total (ANT) y Arena Neta Petrolífera (ANP)
en el yacimiento, estos se encuentran basados en los valores mínimos de las
propiedades petrofísicas que pueden aceptarse para considerar una arena como
223
E y P Occidente
productora. Los valores de corte para el Miembro en estudio se presentan en la
siguiente tabla (Tabla VII.5.).
Tabla VII. 5. Valores de corte (CUTT OFF) empleados en el Yacimiento.
Parámetro
Arcillosidad máxima (Vsh).
Porosidad mínima (Φ).
Saturación de agua máxima (Sw).
Valor
≤ 50%
≥ 10%
≤ 50%
VII.4. RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN PETROFÍSICA.
Al establecer los parámetros de corte (CUTT OFF) a emplear en el yacimiento y
realizar las evaluaciones a los perfiles de los diferentes pozos del área, fue posible
obtener los valores para cada una de las propiedades petrofísicas del intervalo de
interés, que permitieron la generación de los distintos mapas de isopropiedades.
Los valores de las propiedades petrofísicas resultantes son los pertenecientes a
volumen de arcilla (Vsh), porosidad
total (ΦT), porosidad efectiva (ΦEf),
permeabilidad (K), saturación de agua (Sw) y saturación de petróleo (So).
Con la información de cada pozo se procedió a promediar los valores de
permeabilidad (K), porosidad (Ф) y saturación de hidrocarburos (SO), en cada una
de las sub-unidades del yacimiento Basal La Rosa. Las ecuaciones empleadas
fueron las siguientes:
•
Permeabilidad promedio
∑ K *h
K =

 ∑ h 
= md Ecuación VII.12.
224
E y P Occidente
•
Porosidad promedio
 ∑φ * h 
 * 100 = % Ecuación VII.13.
 ∑ h 
φ=
•
Saturación de Petróleo Promedio
∑ SO * h 
So = 
 * 100 = % Ecuación VII.14.
 ∑ h 
A continuación se muestran los resultados de los valores petrofísicos promedio
para las subunidades del Yacimiento VLA-0006 para el Miembro Santa Bárbara
(Tabla VII.6.).
Tabla VII. 6. Valores Petrofísicos Promedio de las Subunidades del Yacimiento VLA-0006
(Miembro Santa Bárbara).
Subunidad
SB-1
SB-2
SB-3
Porosidad [Ф]
(%)
17,80
16,71
18,75
Permeabilidad [K]
(md)
154,38
112,09
345,99
Saturación de
Petróleo [So] (%)
64,83
43,98
77,57
Los resultados para cada pozo se encuentran expuestos en tablas en los
apéndices 2,3 y 4.
VII.5. MAPAS DE ISOPROPIEDADES.
Las propiedades petrofísicas del área 6/9/21 se representaron en los mapas de
isopropiedades con la finalidad de visualizar la distribución y el comportamiento de
las mismas, generándose para cada una de las divisiones definidas para el
Miembro Santa Bárbara; SB-1, SB-2 y SB-3.
225
E y P Occidente
Mediante el análisis de estos mapas fue posible determinar las zonas de mayor
prospectividad del yacimiento en estudio, así como también corroborar los mapas
de facies planteados.
Los mapas obtenidos son: de espesor, arena neta total (ANT), arena neta
petrolífera (ANP), arcillosidad (Vsh), porosidad total (ΦT), porosidad efectiva (ΦEf),
permeabilidad (K), saturación de agua (Sw), saturación de petróleo (So) y columna
equivalente de petróleo.
VII.6. ANÁLISIS DE LOS MAPAS DE ISOPROPIEDADES.
Superponiendo los diferentes mapas generados se logra llegar a un análisis
completo de las propiedades petrofísicas para cada una de las divisiones
planteadas para el Miembro.
VII.6.1. Santa Bárbara 1 (SB-1).
Se distribuye por todo el área 6/9/21, con espesores máximos alcanzados de 25
pies, encontrándose éstos en la zona donde se localizan los pozos VLA-1331 y
VLA-0348, y al Sur. Los menores espesores son hallados hacia la parte Norte
donde corresponden aproximadamente a 6 pies (Anexo 15, Mapa de espesor). El
área muestra sus mejores espesores de Arena Neta Petrolífera (ANP) al Suroeste
y al Noroeste en su parte media, siendo 12 pies el máximo exponente
perteneciente a los pozos VLA-0181 y VLA-0874. Además alrededor de los pozos
VLA-0131 y VLA-1428, se presentan buenos espesores. Estos pozos cercanos a
las dos principales fallas (Falla Lama – Icotea y Falla del Este), las cuales han sido
catalogadas como sellantes. Por su parte en la zona Norte no se evidencia la
presencia de ANP (Anexo 17, Mapa de ANP). Similarmente, el porcentaje de
226
E y P Occidente
arcillosidad no supera el 50%, con los menores valores encontrados en los pozos
VLA-1417, VLA-0860 y VLA-0441. (Anexo 18, Mapa de Vsh).
En general SB-1 presenta un bajo porcentaje de saturación de agua, con un
promedio de aproximadamente 30%, de valor máximo de 55% (Anexo 19, Mapa
de Sw). En cuanto a la permeabilidad, los valores obtenidos en la evaluación
varían notablemente, los cuales van desde 43 a 902 md, pertenecientes a los
pozos VLA-0825, VLA-0822, y VLA-1325 los más altos registrados, a excepción de
estos el área posee una permeabilidad promedio de 200 md., aproximadamente
(Anexo 20,
Mapa de K). De la porosidad total y efectiva se tienen valores
máximos de 40 y 38.3 % respectivamente, encontrados en VLA-0045 de la LAC
21, en VLA-0249 de la LAC 22 y en VLA-0697 localizado en LAC 18, es decir, en
el Sur y parte Media, sin embargo es importante recalcar que mayoritariamente
todo el área posee buenos valores de porosidad. (Anexo 21 y 22, Mapas de
Porosidad Total (ФT) y efectiva (ФE), respectivamente)
Las mayores saturaciones de petróleo se presentan en las zonas cercanas a la
Falla Lama – Icotea y a la Falla del Este, al igual que aquellas otras zonas
próximas a la Falla 2, siendo todas estas catalogadas como sellantes. (Anexo 23,
Mapa de So). De igual forma, la columna equivalente de petróleo expresa sus
mayores valores hacia esas mismas zonas, particularmente en el pozo VLA-0874.
(Anexo 24, Mapa de Columna equivalente de Petróleo.)
VII.6.2. Santa Bárbara 2 (SB-2).
A diferencia de SB-1, esta no se presenta en todo el área de estudio, se encuentra
ausente en los pozos VLA-0622 y VLA-0839 localizados en la parte Norte, razón
por la cual los menores espesores para esta subunidad se encuentran hacia esa
zona, aumentando en la parte media y alcanzando el máximo en 41 pies hacia el
227
E y P Occidente
Sur, específicamente en el pozo VLA-0550. Por tanto SB-2 posee un espesor
estimado de 20 pies (Anexo 25, Mapa de espesor). Para SB-2, las mejores
propiedades petrofísicas se encuentran cercana a la Falla del Este, donde se
localizan los mayores espesores tanto de Arena Neta Total (ANT) como de Arena
Neta Petrolífera (ANP), evidenciados en los pozos VLA-0903 (LAC10), VLA-0020
(LAC 17), VLA-1170 (LAC 21), y VLA- 0164 (LAC 22) (Anexo 26 Y 27, Mapa de
ANT Y ANP, respectivamente). De igual forma, los valores de arcillosidad mas
elevados se presentan hacia el Norte, en las zonas alrededor del pozo VLA-1410,
mientras que en el resto del área la arcillosidad esta en el orden del 20% (Anexo
28, Mapa de Vsh).
En concordancia con la distribución de ANT y ANP se encuentra los valores de
saturación de agua, mostrando los mayores porcentajes las parcelas LAC 10, LAC
17, LAC 21 y LAC 22; cercanas a la Falla del Este, con un promedio de 40%
(Anexo 29, Mapa de Sw). Cabe destacar que el valor mas alto de permeabilidad
se encuentra en el pozo VLA-1483 ubicado en la zona Norte del área en la parcela
LAC 6, donde el espesor de ANP no es significativo pues solo tiene 1.5 pies; sin
embargo en el resto del área también se presentan buenas permeabilidades,
especialmente en las parcelas LAC 14 y LAC 18, al igual que en la zona Sur, en
definitiva todo el área posee
una permeabilidad promedio de 100 md
aproximadamente (Anexo 30, Mapa de K). Para ésta subunidad, la porosidad total
como efectiva se presenta con valores constantes, en promedio de 17 a 15 %
respectivamente. (Anexo 31 y 32, mapa de porosidad efectiva y porosidad total,
respectivamente).
Al igual que las otras propiedades petrofísicas, la saturación de petróleo muestra
mejores saturaciones hacia las zonas cercanas a la Falla del Este y en la zona Sur
(Anexo 33, Mapa de So). Comportamiento similar expresa la columna equivalente
de petróleo donde las mayores isocolumnas se ven reflejadas hacia esas zonas
228
E y P Occidente
específicamente en el pozo VLA-0877 y VLA-0045 (Anexo 34, Mapa de columna
equivalente de petróleo.)
VII.6.3. Santa Bárbara 3 (SB-3).
De las tres unidades delimitadas, es esta la que presenta la menor extensión en el
área, hallándose sólo hacia la parte Sur de 6/9/21, los diferentes mapas de
isopropiedades elaborados permiten conocer que en la parte media de este
cuerpo arenoso se encuentran las mejores propiedades. El espesor promedio
definido es de 15 pies aproximadamente, encontrándose en los pozos VLA-0082,
VLA-0148 y VLA-1361 los mayores espesores, disminuyendo hacia los extremos
de la zona limitada como contentiva de SB-3 (Anexo 35,
Mapa de espesor).
Igualmente, los mayores espesores tanto para Arena Neta Total (ANT) como
Petrolífera (ANP), se encuentran en los pozos mencionados anteriormente,
localizados estos en el centro de la zona delimitada; el valor promedio es de 12
pies para ANT y de 10 pies para ANP, teniendo como máximo 27 y 25 pies
respectivamente. Al igual que el espesor de SB-3 disminuye hacia los extremos,
también lo hace los espesores de ANT Y ANP (Anexo 36 y 37, Mapa de ANT y
mapa de ANP). La arcillosidad, en contrario presenta sus mayores porcentajes,
36%, hacia los extremos en los pozos VLA-0145, VLA-0249, VLA-1182 y VLA1289, con un promedio en la zona de 16% (Anexo 38, Mapa de Vsh).
La saturación de agua muestra sus mayores porcentajes en la parte limítrofe de la
zona, específicamente en los pozos VLA-0249 y VLA-1182, alcanzando un 45%.
(Anexo 39, Mapa de Sw). Asimismo, las mejores permeabilidades y porosidades
obtenidas para SB-3, se encuentran en la zona central y alrededor de los pozos
VLA-0082, VLA-0148 y VLA-1361; presentando la permeabilidad un promedio de
150 md, la porosidad total 16% y la efectiva 13% aproximadamente. Tanto la
permeabilidad como la porosidad disminuyen significativamente hacia los
229
E y P Occidente
extremos. (Anexo 40, 41 y 42, Mapa de Permeabilidad y mapas de porosidad total
y efectiva, respectivamente).
Análogamente, las mayores saturaciones de petróleo se encuentran en la parte
media de la mencionada zona, alcanzando un máximo de 83.85% en el pozo VLA1361 y en uno de sus extremos en los pozos VLA-1170 Y VLA-0372 (Anexo 43,
Mapa de So). El mayor valor para la columna equivalente de petróleo se halla,
igualmente en la zona central (Anexo 44, Mapa de Columna equivalente de
Petróleo).
230
CAPÍTULO VIII
EVALUACIÓN GEOMECÁNICA
E y P Occidente
CAPITULO VIII.
EVALUACIÓN GEOMECÁNICA.
VIII.1. INTRODUCCIÓN.
Cuando se realizan operaciones de perforación, completación o producción se
altera de manera significativa el equilibrio de los esfuerzos en sitio, lo que conduce
al riesgo de perder la estabilidad del hoyo o de producir arena que genera
corrosión de la tubería y daños a los equipos de superficie y subsuelo. La
prevención de todas estas contingencias es la clave para minimizar los costos y el
tiempo empleado en estas operaciones, haciéndolas más efectivas. Para ello se
debe tener un perfecto balance entre los factores que intervienen en la formación
geológica, tales como los esfuerzos, presión de poros, cohesión, entre otros, y las
fuerzas que pueden ser controladas tales como la presión ejercida por el fluido de
perforación /completación, composición química del lodo, dirección del cañoneo y
de pozos horizontales ó altamente inclinados (Poquioma et. al., 2000).
De esta manera se evitan problemas de colapso y alargamiento del hoyo, pérdidas
de circulación, arenamiento, atascamiento de tuberías de perforación, colapso de
revestidores, líneas de flujo, entre otros, que producen desde incremento de los
costos hasta pérdida o abandono de los pozos. Todas estas variables y factores
anteriormente mencionados conllevan a introducir en el estudio de los
yacimientos, una disciplina, cuyo rol indiscutiblemente hoy día se vuelve más
importante en la evaluación y desarrollo de los campos petroleros dentro de la
industria de los hidrocarburos. Se trata precisamente de la Geomecánica o como
en muchos otros países es denominada “Geomecánica Petrolera”.
232
E y P Occidente
En algunas regiones, los yacimientos de hidrocarburos, y los estratos de
sobrecarga a través de los cuales se deben perforar los pozos, plantean desafíos
significativos desde dos extremos: el de los yacimientos localizados a gran
profundidad en condiciones de alta temperatura y alta presión; o el de los
yacimientos localizados a poca profundidad en condiciones de baja presión y a
una temperatura relativamente baja.
Actualmente
se
producen
volúmenes
sustanciales
de
hidrocarburos
de
formaciones geológicas complejas y rocas yacimientos no convencionales que han
sido alcanzadas gracias a los avances tecnológicos. Los datos geomecánicos son
cruciales para el desarrollo de yacimientos, siendo convencionales o no
convencionales, difíciles y complejos (Wilson, 2008).
Por tanto, puede definirse a la Geomecánica como: la disciplina que estudia las
características mecánicas de los materiales geológicos que conforman las rocas
de formación. Esta disciplina está basada en los conceptos y teorías de mecánica
de rocas y mecánica de suelos, que relacionan el comportamiento de la formación
bajo los cambios de esfuerzo producto de las operaciones petroleras de
perforación, completación y producción de pozos, (Vázquez, 1991).
La geomecánica utiliza resultados experimentales de campo y laboratorio
conjuntamente con soluciones analíticas para resolver problemas particulares.
Efectivamente al hablar de una evaluación geomecánica, se trata de un conjunto
de ensayos y análisis que permiten definir las propiedades mecánicas existentes
en los materiales rocosos y sus discontinuidades, permitiendo lograr un
entendimiento del comportamiento del material rocoso, así como un conocimiento
de los diferentes grados de resistencia y propiedades mecánicas del mismo.
La recopilación de la información geomecánica es de vital importancia para la
planificación de los métodos de perforación, tipo de completación, estrategias de
producción, modelado de yacimiento, entre otros. Lo primero que se realiza en la
233
E y P Occidente
evaluación geomecánica de una
formación, es el conocimiento de las
propiedades mecánicas. Los procedimientos para llegar al conocimiento de dichas
propiedades lo constituyen las pruebas de campo y los ensayos de laboratorio.
Los estudios geomecánicos casi siempre necesitan muestras de la roca, por lo
que resulta necesaria la obtención o uso de núcleos. Estos núcleos son utilizados
para extraer muestras para ensayos especializados de laboratorio. Existe una gran
variedad de ensayos de laboratorio para medir diferentes propiedades mecánicas
de la roca. Las propiedades mecánicas de interés se dividen en aquellas que
miden resistencia, las que miden direcciones de esfuerzos o deformaciones y las
que miden comportamiento esfuerzo-deformación.
Generalmente existe un tipo de ensayo para medir una propiedad en particular. El
tipo de ensayo más común en la geomecánica es el de compresión triaxial, que
sirve para medir la resistencia al corte y el comportamiento esfuerzo-deformación
de una muestra de suelo, a una presión confinante. El ensayo consiste en
comprimir un cilindro de roca, bajo presión de confinamiento constante, hasta
llegar a su resistencia máxima. Tradicionalmente se miden para una presión de
confinamiento dada: la resistencia máxima, el Módulo de Young, la Relación de
Poisson, el comportamiento esfuerzo deformación y la resistencia mecánica. Se
utiliza con otros ensayos triaxiales adicionales a diferentes presiones confinantes
para generar la envolvente de falla.
Otro tipo de ensayo muy utilizado en la geomecánica, es el de compresión uniaxial
que sirve para medir el comportamiento esfuerzo-deformación de una muestra sin
deformación lateral. Se pueden realizar ensayos donde se midan las propiedades
dinámicas de la roca en el laboratorio, los cuales pueden ser usados para
correlacionar con registros petrofísicos de campo. También existen pruebas
especiales tales como Anelastic Strain Relaxation (ASR), Differential Strain
Analysis (DSA), Accoustic Anisotropy Análisis (AAA) y Shear Wave Anisotropy
Analysis (SWAA) que realizadas en núcleos orientados permiten determinar la
234
E y P Occidente
dirección de los esfuerzos principales en campo (Guevara y Molero, 2006).
En cualquier estudio geomecánico resulta de suma importancia conocer el estado
de esfuerzos en la formación y/o alrededor del hoyo del pozo, debido a que estos
afectan la resistencia mecánica de la roca y las fuerzas desestabilizadoras
causantes de las fallas. Esta definición de esfuerzos se logra por medio de la
determinación de las magnitudes y direcciones de los mismos y la presión de
poros.
VIII.1.1. Esfuerzo Vertical o de Sobrecarga.
La magnitud del esfuerzo vertical es expresada en términos de peso de la columna
de sedimentos que se encuentra por encima del tope de la formación en estudio
(Guevara y Molero, 2006).
En la mayoría de los casos, puede ser obtenido directamente mediante la
integración de los registros de densidad de los pozos del área.
VIII.1.2. Esfuerzo Horizontal Mínimo.
Es el esfuerzo principal menor que actúa en compresión o tensión. Es
determinado mediante pruebas de campo tales como los “Minifrac”, “Microfrac” o
pruebas Leak off test extendidas. En dichas pruebas se rompe la roca por
inyección de algún fluido y se determina la presión con la que se cierra la pequeña
fractura, este valor es el equivalente a la magnitud del esfuerzo
Molero, 2006).
235
(Guevara y
E y P Occidente
VIII.1.3. Esfuerzo Horizontal Máximo.
Es el esfuerzo principal mayor que actúa en tensión o en compresión. Es muy
complicada la determinación de la magnitud del mismo, se realiza mediante el uso
de correlaciones matemáticas de acuerdo al comportamiento mecánico de la
formación
(plasticidad,
elasticidad,
deformación permanente,
etc.)
o
por
anisotropía de esfuerzos (Guevara y Molero, 2006).
VIII.1.3.1. Dirección del Esfuerzo Horizontal Máximo.
La determinación de la dirección de este esfuerzo puede realizarse con cierto
grado de precisión si existe información acerca de la dirección y dimensión de los
breakouts y/o fracturas de formación en pozos vecinos. Tal información es
obtenida desde Calipers y registros de imágenes de pozos (imágenes resistivas o
acústicas). Esta información puede ser analizada utilizando la técnica de inversión
de esfuerzos (Guevara y Molero, 2006).
VIII.2. DETERMINACIÓN DE LA DIRECCIÓN DEL CAMPO DE ESFUERZOS.
VIII.2.1. Registros Especializados.
La información proveniente de registros de imágenes y mecánicos sirve para
complementar y validar los resultados obtenidos mediante los ensayos de
laboratorio.
Los registros comúnmente usados son: UBI (ultrasonic borehole
imaging), CIBIL (circunferential borehole imaging love), DSI (dipole sonic imaging),
FMI (herramienta de imágenes microeléctricas de cobertura total); registros EMS y
six arm caliper, estos dos últimos del tipo mecánico (Guevara y Molero, 2006).
236
E y P Occidente
Los registros mencionados anteriormente se emplean con la finalidad de detectar
las deformaciones en el hoyo conocidas como “ovalizaciones” o “breakouts”
(alargamiento alrededor del diámetro nominal del hoyo en una sola dirección y se
origina por un esfuerzo de falla de extensión), producidas durante la fase de
perforación, las cuales se originan como consecuencia de la combinación de
ciertos factores como la concentración local de esfuerzos producto de la remoción
de material alrededor del hoyo, esfuerzos en sitio, resistencia del material y la
presión que el fluido de perforación ejerce sobre la formación.
Bajo ciertas condiciones de desviación y buzamiento estructural de la formación, el
eje mayor de la elipse que describe la ovalización constituye un indicador del
esfuerzo horizontal mínimo, el cual junto a la dirección de la fractura constituyen
los mejores indicadores para determinar la orientación de los esfuerzos en sitio.
VIII.2.2. Elongación del Hoyo.
Las elongaciones se definen como un alargamiento alrededor del diámetro
nominal del hoyo, pudiendo ocurrir éstas en un solo diámetro manteniéndose el
otro constante, o en ambos diámetros a la vez (Poquioma y Santana, 2000).
VIII.2.2.1.Tipos de Elongaciones.
Se conocen dos tipos de elongaciones: las ovalizaciones y los derrumbes.
La diferencia básica entre una ovalización y un derrumbe, es que la primera está
orientada en el pozo, y el segundo no exhibe generalmente una orientación
consistente salvo la influencia de la desviación del pozo.
237
E y P Occidente
•
El derrumbe (o washout) puede ocurrir en ambos diámetros a la vez en
diferentes valores. Este alargamiento se atribuye al deterioro mecánico causado
por la tubería de perforación y otras causas.
•
La ovalización (o breakout) no es más que un alargamiento alrededor del
diámetro nominal del hoyo (bit size) y se origina por un esfuerzo de falla de
extensión. En otras palabras son elongaciones o ampliaciones simétricas
producidas diametralmente opuestas en el hoyo (Figura VIII.1).
Figura VIII.1. Ovalización (breakout). (Tomado de Poquioma y Santana, 2000).
Las ovalizaciones son regiones susceptibles a daño en la pared del pozo, los
cuales se centran en el azimut del mínimo esfuerzo horizontal (σh), donde la
concentración del esfuerzo compresivo es máxima. (Gough y Bell, 1981).
238
E y P Occidente
De esta forma las ovalizaciones serán el resultado de una falla de corte
compresiva localizada y tendrán la apariencia mostrada en la siguiente figura
(Figura VIII.2.).
Dirección de la
Ovalización
Falla de
Corte
Grieta de Tensión
Esfuerzo
Horizontal Máximo
Esfuerzo
Horizontal Mínimo
Figura VIII.2. Orientación de las Ovalizaciones. (Tomado y Modificado de Poquioma y Santana,
2000).
En hoyos muy desviados una apariencia elíptica puede ser un derrumbe, debido a
la rotación de la tubería de perforación; sin embargo, tales intervalos normalmente
muestran graduales ampliaciones sobre una larga extensión, mientras que las
ovalizaciones, debido al esfuerzo de extensión forman una gran variación de
diámetro (Gough y Bell, 1981).
VIII.2.3. Registros Utilizados.
VIII.2.3.1. Registro Caliper (EMS).
Esta herramienta consta hasta de seis brazos, se utiliza para medir y obtener el
diámetro y la ovalización del hoyo. La variación del diámetro nominal puede en
algunos casos estar relacionada con la mecánica de la formación. Los esfuerzos
horizontales en el hoyo generan ovalizaciones, las cuales pueden ser una
239
E y P Occidente
indicación de la dirección de los principales esfuerzos horizontales ya que éstos se
desarrollan en la dirección del menor esfuerzo.
Debido al diseño de la herramienta, los seis brazos quedan en contacto con las
paredes del hoyo en un giro constante, apoyando las almohadillas para realizar las
mediciones. En caso de que exista un derrumbe, ensanchamiento en las paredes
o una ovalización, la herramienta arrastra los patines apoyados a la pared y
reporta la anomalía en el registro. En la Figura VIII.3 se puede observar los
diferentes tipos de respuestas obtenidas con esta herramienta.
Figura VIII.3. Tipos Básicos de Elongaciones e Interpretación de los perfiles EMS para las cuatro
situaciones posibles. (Tomado de Poquioma y Santana, 2000).
240
E y P Occidente
VIII.2.3.2.Registro de Imágenes Acústicas.
Este registro genera imágenes detalladas de las paredes del hoyo. La imagen
está compuesta por píxeles de puntos de datos, representando la amplitud de la
reflectancia acústica de la pared del hoyo, la cual está afectada por la variación de
la impedancia acústica de la roca. Para obtener una mejor resolución de los
eventos interpretados y su orientación es necesario procesar la información en un
centro de cómputo mediante el uso de un software especializado (Guevara y
Molero, 2006).
VIII.2.3.3. Herramientas Petrofísicas Acústicas.
Los registros petrofísicos acústicos miden el tiempo de tránsito de las ondas
compresionales y de las ondas de corte entre un emisor y un receptor a una
distancia determinada. Las herramientas petrofísicas de mediciones acústicas han
existido desde hace muchos años. En la actualidad se utilizan dos tipos de
herramientas acústicas: Registros Sónicos Monopolares y Registros Sónicos
Dipolares (Guevara y Molero, 2006).
VIII.2.3.3.1. Registros Sónicos Monopolares.
Permiten procesar el tren de ondas completo, compuesto por las ondas P, S y
Stoneley. Estas herramientas permiten medir los tiempos de tránsito de las ondas
P y S, los cuales permiten calcular las velocidades de propagación de dichas
ondas para elaborar un registro completo del pozo (Haldorsen et. al., 2006).
241
E y P Occidente
El conocimiento de las velocidades de propagación (o el tiempo de tránsito) de las
ondas P y S permite calcular los módulos elásticos dinámicos de una manera
directa, utilizando la ecuación de onda y la teoría de elasticidad.
VIII.2.3.3.2. Registros Sónicos Dipolares.
Las herramientas acústicas dipolares fueron creadas para medir los tiempos de
tránsito de la onda de corte en formaciones de poca rigidez. Estas herramientas
utilizan emisores direccionales en forma de pistones que crean un aumento de
presión en un lado del pozo y una disminución de presión en el otro lado. Este
cambio de presión causa una perturbación de tipo dipolar (por ello su nombre), la
cual crea una pequeña flexión de las paredes del hoyo. Esta pequeña flexión se
propaga como una onda flexural que es dispersiva, ya que a bajas frecuencias
tiene la misma velocidad de la onda de corte y a frecuencias más altas tiene
valores de velocidad mayores. Las herramientas dipolares pueden medir estas
ondas flexurales hasta en las formaciones menos rígidas y por lo tanto su uso en
este tipo de formación se hace obligatorio.
VIII.3. MÓDULOS ELÁSTICOS A PARTIR DE REGISTROS ACÚSTICOS.
Las herramientas para las mediciones acústicas de tiempo de tránsito de ondas
existen desde hace muchos años,
sin embargo la primera generación de las
mismas solo median el tiempo de llegada de las ondas compresionales (Ondas P)
estas herramientas solo tenían un solo emisor y un solo receptor. Se inventó
luego la segunda generación de herramientas que contaban con varios emisores
y receptores llamados registros compensados que permitían corregir el efecto de
la centralización de las herramientas en el hoyo y el efecto de la calidad del hoyo,
242
E y P Occidente
ya que permitían escoger el tiempo de llegada de la onda P viendo la forma de la
onda grabada. A mediados de los años 80 aparece la tercera generación de
herramientas llamadas “sónicos digitales” que permitían procesar el tren de onda
completo (Ondas P, S y Stoneley) por lo que fueron las primeras herramientas de
donde se podían obtener parámetros geomecánicos (Guevara y Molero, 2006).
Utilizando la teoría de elasticidad se pudo observar que las velocidades de
propagación de las ondas “P” y “S” son función de los módulos elásticos, esto
significa, que si se conocen las velocidades de propagación se pueden calcular los
módulos elásticos. Utilizando las velocidades de propagación de onda vs. onda de
corte y Vp onda compresional se pueden definir los módulos elásticos.
Tradicionalmente, los valores medidos por las compañías de servicios vienen
dados en unidades de rapidez, que se expresa generalmente en unidades de
tiempo sobre longitud y por lo tanto es el inverso de la velocidad. Las unidades
usadas por las compañías son el microsegundo/pie (µseg/pie).
Para ecuaciones de trabajo se utilizan directamente las unidades de los registros y
las relaciones de la teoría de elasticidad. Sin embargo, los módulos calculados de
esta forma son llamados dinámicos y dan resultados diferentes a los resultados
obtenidos en el laboratorio los cuales son realizados en condiciones estáticas, y
son
estos
últimos
los
necesarios
para
realizar
los
diferentes
análisis
geomecánicos.
VIII.4. MÓDULOS ELÁSTICOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS.
Se pueden calcular los módulos elásticos a partir de velocidades de propagación
de ondas; y debido a que estas ondas son generadas a frecuencias altas, a los
módulos calculados se les conoce como módulos elásticos dinámicos. Los
resultados obtenidos en estas ecuaciones son generalmente distintos de los
243
E y P Occidente
módulos medidos en los ensayos mecánicos de laboratorio (módulos estáticos),
donde se utilizan la relación entre esfuerzo axial σx y las deformaciones axiales εx
y laterales εy, donde las tasas de carga oscilan alrededor de 103 seg. Este tipo de
carga
monotónica
en
el
laboratorio
es
cuasi
estática,
sin
embargo,
tradicionalmente se conoce como “estática” (Guevara y Molero, 2006).
Aunque las investigaciones analíticas y experimentales no han permitido entender
completamente el fenómeno; si está establecido que los módulos dinámicos son
mayores o iguales a los módulos estáticos. El Modulo de Young dinámico puede
ser hasta cuatro veces mayor que el Modulo de Young estático y la Relación de
Poisson dinámica puede ser hasta tres veces mayor que la relación de Poisson
estática dependiendo del material.
VIII.4.1. Módulos Elásticos Dinámicos.
VIII.4.1.1. Módulo de Young.
Mide el grado de deformación axial de un material como consecuencia de la
aplicación de un esfuerzo axial, es decir, al aplicar un esfuerzo (σ), en un material
ocurre una deformación (ε) en forma proporcional. Este módulo se conoce también
como módulo de elasticidad y se obtiene a partir de la curva tensión – deformación
generada a partir del ensayo de compresión simple.
E
=
ε
σ
a
Ecuación VIII.1.
a
Donde:
E = Módulo de elasticidad de Young.
244
E y P Occidente
σ a = Aumento de tensión entre dos puntos de la tangente elegidos arbitrariamente.
ε a = Aumento de deformación correspondiente.
Un Módulo de Young bajo indica un material con alta deformabilidad, mientras que
si “E” es alto, es señal de baja deformabilidad. El valor de “E” para rocas está en el
orden de 0.5 y 12 MMlpc, (Vázquez, 1991).
VIII.4.1.2. Relación de Poisson.
Se obtiene a partir de las curvas tensión – deformación, generadas a partir de
ensayos de compresión simple. Permite cuantificar el grado de deformación lateral
y axial o longitudinal al aplicar a un material un esfuerzo compresivo (Figura
VIII.4).
ν =
εy
εx
 Ecuación VIII.2.
F
A = πr2
σ = F/A
ξx
ξy
F
Figura VIII.4. Deformación Longitudinal y Lateral al aplicar un esfuerzo axial. (Tomado de Guevara
y Molero, 2006).
245
E y P Occidente
Para formaciones consolidadas, la relación de Poisson varía entre 0.15 - 0.25 y
para formaciones no consolidadas “ν” puede ser cercana a 0.45
VIII.4.2. Módulo de Corte Estático.
Esta propiedad mide la resistencia al corte de la roca cuando ésta se somete a un
campo de esfuerzos. Representa la resistencia a un cuerpo a ser deformado y se
define por la siguiente relación:
G=
E
(1 + ν )
Ecuación VIII.3.
Para un fluido, G = 0, para un sólido, “G” es un número finito. Para la mayoría de
los materiales, el valor de “G” corresponde a la mitad de “E”.
VIII.4.3. Módulo Volumétrico Estático.
Está definido como la relación del esfuerzo hidrostático (σp) relativo a la
deformación volumétrica (εv). El módulo volumétrico es una medida de la
resistencia de la muestra a la compresión hidrostática.
Ke
=
σ p
ε y
Ecuación VIII.4.
El inverso del módulo volumétrico se conoce como compresibilidad volumétrica.
246
E y P Occidente
VIII.5. ENSAYOS GEOMECÁNICOS DE LABORATORIO NECESARIOS PARA
DEFINIR LAS PROPIEDADES DE LAS ROCAS.
El primer paso en el análisis geomecánico de cualquier formación, lo constituye el
conocimiento de las propiedades mecánicas de la roca. Los medios para llegar al
conocimiento de dichas propiedades lo constituyen las pruebas de campo y los
ensayos de laboratorio. Para estos se necesitan muestras de la formación o
núcleos, los cuales son utilizados en el laboratorio en conjunto con equipos
especiales con la finalidad de medir ciertos parámetros que dan lugar al
conocimiento de las propiedades mecánicas de las rocas, tales como: relación de
Poisson, módulo de Young, resistencia a la tensión y a la compresión y el
comportamiento esfuerzo-deformación. A continuación se describen los ensayos
comúnmente utilizados en el laboratorio.
VIII.5.1. Compresión No Confinada (UCS).
En este ensayo se comprime un cilindro de roca sin confinamiento hasta alcanzar
su resistencia máxima. Tradicionalmente se mide la resistencia máxima, módulo
de Young y relación de Poisson.
VIII.5.2. Método del Martillo de Schmidt.
El método del martillo de Schmidt es una técnica no destructiva que permite
determinar la resistencia mecánica de una formación sin confinar. Una de sus
ventajas es que permite la toma de múltiples medidas a través de núcleos y no
requiere de ningún tipo de preparación. Para emplear esta técnica deben
realizarse una inspección de los núcleos existentes de la Formación (Visualizar su
247
E y P Occidente
estado mecánico) y calibración de la profundidad de los núcleos. De esta manera
al culminar la inspección se procede a probar este método.
VIII.6. PRESIÓN NORMAL Y ANORMAL DE FORMACIÓN.
VIII.6.1. Presión de Formación.
Se denomina así a la presión que existe entre los fluidos contenidos en los
espacios porosos de las rocas. También se llama presión de poros, presión del
yacimiento, presión de la roca. Esta presión de poros es uno de los parámetros
más importantes en cualquier estudio de mecánica de rocas en sistemas de rocas
porosas y saturadas con algún fluido. El fluido atrapado en los poros de la roca
puede absorber parte del esfuerzo total aplicado al sistema, como consecuencia
libera a la matriz parte de la carga aplicada. El esfuerzo efectivo es definido por
Terzaghi como el esfuerzo total menos la presión de poros (Guevara y Molero,
2006).Existen diversos estudios experimentales que evidencian que las rocas
porosas y permeables saturadas con algún fluido obedecen a esta ley. La relación
esfuerzo-deformación y la cedencia o falla de la roca son controladas por el
esfuerzo efectivo en vez del esfuerzo total.
Para una mayor comprensión de las fuerzas responsables de la presión del fluido
de una formación en un área dada, se deben considerar los aspectos geológicos
previos. Uno de los procesos más simples y comunes de distribución de presión
de formación ocurre en sedimentos someros depositados en un ambiente deltáico
(Guevara y Molero, 2006).
Los materiales sólidos en suspensión transportados por los ríos hasta el mar, son
depositados para formar sedimentos inicialmente no consolidados y no
compactados, teniendo una porosidad y permeabilidad relativamente alta. El agua
de mar mezclada con estos sedimentos en comunicación estará a presión
248
E y P Occidente
hidrostática. Una vez ocurrida la deposición, el peso de las partículas sólidas es
soportado por los puntos de contacto grano a grano y los sólidos no tienen
influencia en la presión hidrostática del fluido. Así, la presión hidrostática del fluido
contenido en los espacios porosos de los sedimentos depende solo de la densidad
del fluido y de la profundidad, a medida que la deposición continua los granos de
la roca son sometidos a un incremento de carga a través de los puntos de
contacto grano a grano. Esto causa reacomodo de los granos, reduciéndose los
espacios y resultando un sedimento más compactado y consecuentemente con
una menor porosidad.
A medida que ocurre la compactación, el agua es expulsada continuamente de los
espacios porosos que disminuyen con la carga de los sedimentos. Sin embargo,
como existe una ruta de flujo relativamente permeable hacia la superficie, el
gradiente de potencial de flujo que se requiere para liberar el agua de
compactación será despreciable y el equilibrio hidrostático se mantendrá. Así, la
presión de poro de la formación se puede calcular por la ecuación:
Ph = 0.052∗ ρf∗ h Ecuación VIII.5.
Donde:
Ph = Presión de formación.
ρf: Densidad del fluido, [lbs/gal].
h: Profundidad, [pies].
249
E y P Occidente
VIII.6.1.1. Presión Normal de La Formación.
Cuando la presión de poro de la formación es aproximadamente igual a la presión
hidrostática teórica para una profundidad dada, se dice que es normal.
VIII.6.1.2. Presión Anormal de La Formación.
Cuando la presión de poro de la formación está por encima del gradiente normal
se dice que es anormal respectivamente. El límite mayor del gradiente de
presiones anormales no puede exceder las presiones de sobrecarga puesto que
las formaciones se fracturarían y los fluidos se escaparían a la superficie. Por
consiguiente, el límite superior de los gradientes de formación anormal es menor a
1 Lppc/pie.
VIII.6.1.3. Presión Subnormal de La Formación.
Son todas aquellas presiones cuyo gradiente es menor al gradiente normal de la
formación en particular. Estas presiones se encuentran en zonas de poca
profundidad y donde no hay fallas.
VIII.6.2. Causas de las Presiones Anormales.
Las presiones de formación anormales se encuentran en las mayorías de las
cuencas sedimentarias en el mundo. Su origen todavía no se ha explicado
completamente, pero se han identificado en estas cuencas varios mecanismos
que tienden a causar esta anormalidad. Algunas de las causas que describen
presiones anormales se describen a continuación.
250
E y P Occidente
VIII.6.2.1. Compactación incompleta.
Los procesos geológicos, tales como la compresión vertical y horizontal hacen que
los sedimentos se vayan compactando y disminuyendo su volumen poroso, lo cual
ocasiona que los fluidos que se encuentran en su interior migren a zonas de
menor esfuerzo. Debido a la presencia de una capa impermeable, este proceso
normal se interrumpe y quedan los fluidos atrapados o imposibilitados de fluir,
produciéndose así una presión anormal, por compactación incompleta.
VIII.6.2.2. Diagénesis.
La diagénesis es un término que se refiere a la alteración química de los minerales
de la roca debido a procesos geológicos. Se piensa que las lutitas y carbonatos
sufren cambios en la estructura cristalina, los cuales contribuyen a causar
presiones anormales.
VIII.6.2.3. Levantamiento Tectónico.
Un levantamiento tectónico asociado con otros procesos geológicos puede
generar presiones anormales, debido a que disminuye la profundidad de una roca
compactada debajo de la superficie terrestre. Estos procesos geológicos en los
cuales se reduce el relieve entre la roca y la superficie pueden ser: plegamientos,
deformación plástica, fallamiento tensional, erosión, entre otros.
251
E y P Occidente
VIII.6.2.4. Diferencia de densidad.
Cuando el fluido presente, contenido en los poros de cualquier estructura no
horizontal, tiene una densidad significativamente menor que la densidad de los
fluidos contenidos en los poros para el área, se pueden generar presiones
anormales en la porción buzamiento arriba de la estructura.
VIII.6.2.5. Migración de fluidos.
Flujo hacia arriba de los fluidos de un yacimiento profundo a través de algún
conducto o canal hasta una formación somera, transforma esta última en una
formación de presión anormal, lo cual puede considerarse como un mecanismo de
recarga. Este tipo de migración puede ser natural, o inducida por algunas de las
causas siguientes: fallas, fugas en el revestimiento de producción, técnicas
defectuosas de completación y cementación de los revestidores, proceso de
inyección de fluido para recuperación adicional de crudo y abandono de pozos en
forma indebida.
VIII.6.2.6. Fallas.
La redistribución de sedimentos y yuxtaposición de zonas permeables a zonas
impermeables puede contribuir al origen de presiones anormales, debido a que
inhibe el flujo de fluidos a regiones de equilibrio hidrostático.
252
E y P Occidente
VIII.6.2.7. Ósmosis.
La arcilla, es una membrana semipermeable que actúa como filtro de unión entre
dos zonas permeables, de allí que el flujo espontáneo de una solución más
concentrada a otra separada por una membrana produce el efecto de ósmosis.
Este fenómeno contribuye al origen de presiones anormales por inhibición del flujo
vertical hidrodinámico del agua en lutitas compactadas. Las técnicas empleadas
para detectar presiones anormales generalmente se han clasificado como
métodos aplicados antes, durantes y después de la perforación.
VIII.7. ANÁLISIS DE PROPIEDADES MECÁNICAS DEL YACIMIENTO VLA0006.
VIII.7.1. Evaluación Geomecánica Del Pozo VLA-1546.
Para el pozo VLA-1546, localizado en la parcela LAC14 del área 6/9/21 (Figura
VIII.5), se tuvo como principal tarea adquirir un registro Sónico Dipolar para contar
con un DT compresional y un DT de corte que permitieran estimar las propiedades
mecánicas de la formación y del mismo modo determinar una ventana de lodo
estable y segura. Por otro lado, para este pozo, se facilitó la adquisición de un
dipolo cruzado cuyo fin sirviera para llevar a cabo un análisis de anisotropía
acústica de la formación y así tratar de determinar la dirección de propagación de
la onda rápida (dirección de máximos esfuerzos).
En lo que se refiere al análisis de esfuerzos en sitio basado en el uso de la
información arrojada por el caliper de 6 brazos, los pozos localizados en áreas
bajo la influencia de fuerte anisotropía y perforados bajo balance, exhiben
elongación expuesta en forma de breakout (elongaciones y ampliaciones) a lo
largo de uno de los diámetros. La elongación como se muestra en la Figura VIII.6,
253
E y P Occidente
generalmente tiene lugar en la dirección σ
hmin
(esfuerzo mínimo horizontal) y
perpendicular a σ hmax (esfuerzo máximo horizontal).
Para la anisotropía acústica se podría hablar de dos tipos de alineamientos en
esta materia. Un alineamiento horizontal y otro vertical. En la Figura VIII.7 se
exhiben dos modelos muy sencillos que resultan útiles para la explicación del
concepto. En una formación laminada (izquierda) las propiedades elásticas son
uniformes horizontalmente dentro de la misma capa pero varían verticalmente de
capa a capa.
En formaciones verticalmente fracturadas (derecha) las propiedades elásticas son
uniformes en planos verticales paralelos a las fracturas pero pueden variar en la
dirección perpendicular a las fracturas tanto como a lo largo de las mismas.
Figura VIII.5. Mapa de Localización del Pozo VLA-1546 en la parcela LAC 14 del área 6/9/21 en el
Bloque I del Lago de Maracaibo, Venezuela. (Tomado y Modificado del Mapa Base para el área
6/9/21, 2009).
254
E y P Occidente
Figura VIII.6. Representación gráfica de los modelos de deformación asociados a esfuerzos en el
hoyo. (Tomado y Modificado de Archivo interno de PDVSA EyP Occidente, 2008).
Figura VIII.7. Tipos de Anisotropía. (Tomado y Modificado de Archivo Interno de PDVSA EyP
Occidente, 2008).
La evaluación geomecánica realizada con el caliper de 6 brazos EMS al pozo
VLA-1546 dio como resultados que existe una tendencia preferencial de
ovalización a lo largo del hoyo en la dirección S-SE (-168 deg) (Figura VIII.8.) que
pudiera ser atribuida a la dirección de los esfuerzos mínimos. Este pozo ha sido
examinado exhaustivamente y en él, se han observado que los cambios de la
dirección en la ovalización parecen estar asociados a una condición de derrumbe
(Washout). Condición que queda corroborada debido a que el hoyo ha mostrado
derrumbes en todas las direcciones. Descartando condiciones de “breakouts” o en
su defecto no haciendo concluyente un análisis definitivo para toda el área.
255
E y P Occidente
Por otro lado y partiendo de la evaluación de anisotropía acústica (Figura VIII. 9.),
en el gráfico de azimut de la onda de corte rápida, se puede observar que la
posible dirección preferencial de los esfuerzos máximos están orientados
prácticamente en la dirección NO-SE (~30 deg).
Figura VIII.8. Gráfico de frecuencia del azimut de la elongación en pozo VLA-1546, área 6/9/21.
(Tomado y Modificado de Archivo Interno de PDVSA EyP Occidente, 2009).
Figura VIII.9. Gráfico de Azimut de la onda de corte rápida. (Tomado de Archivo interno de PDVSA
EyP Occidente, 2008).
256
E y P Occidente
VIII.7.2. Evaluación Geomecánica de Los Pozos VLA-1321 y VLA-1348.
VIII.7.2.1. Data y pruebas estáticas.
Pruebas estáticas para obtener las propiedades mecánicas y en particular la
magnitud de la resistencia mecánica del Miembro Santa Bárbara (BLR) fueron
llevadas a cabo utilizando núcleos del pozo VLA-1321. Se hace notar que estas
son las únicas pruebas llevadas a cabo a nivel del Miembro Santa Bárbara (BLR).
Las pruebas realizadas fueron ensayos de tipo tri-axial utilizando cuatro (04)
niveles de presión de confinamiento. Estos resultados son presentados en la tabla
a continuación (Tabla VIII.1).
Tabla VIII.1. Resultados de los ensayos tri-axiales en pozo VLA-1321.
VLA-1321
Ensayo Tri-axial a 5609 pies de profundidad
Confinamiento [Lppc]
Resistencia Mecánica [Lppc]
500
1722
2000
5316
3500
10308
5000
14111
Los valores obtenidos indican aparentemente, que el yacimiento bajo condiciones
in-situ es una formación competente y con resistencia mecánica alta. Sin embargo,
éstos ensayos no proporcionan una confiabilidad del cien por ciento (100) %
VIII.7.2.2. Pruebas estáticas adicionales.
Debido a las limitaciones con los datos existentes se decidió llevar a cabo pruebas
adicionales en núcleos disponibles para el Yacimiento VLA-0006 (Yacimiento BLR)
de manera de poder calibrar con más exactitud las propiedades derivadas de los
257
E y P Occidente
registros. Para esto se identificaron los núcleos disponibles a través de una
inspección visual en la Nucleoteca País La Concepción lo cual permitió desarrollar
un programa de pruebas para la medición de la resistencia mecánica sin confinar
de BLR. Dos (02) decisiones críticas fueron tomadas en base a esta inspección,
Utilizar un método de prueba no destructivo o medir la resistencia de otras
formaciones. Para este caso, la Formación Misoa donde la integridad y
disponibilidad de los núcleos permitió tomar la medida.
El método del martillo de Schmidt fue seleccionado para estas pruebas debido a
que es un método no destructivo y que permitió la determinación de la resistencia
mecánica sin confinar de la formación. Una de sus ventajas es que permitió la
toma de múltiples medidas a través del núcleo y este no requirió de ningún tipo de
preparación. La siguiente foto ilustra el equipo utilizado en los núcleos (Figura
VIII.10).
Figura VIII.10. El método del martillo de Schmidt aplicado a un núcleo. Evidencia de una técnica no
destructiva. (Tomado de Archivo Interno de PDVSA EyP Occidente, 2008).
258
E y P Occidente
Los resultados generales obtenidos durante estas pruebas son presentados en la
siguiente tabla (Tabla VIII.2).
Tabla VIII.2. Resultados generales de las pruebas de resistencia mecánica sin confinamiento
(Martillo de Schmidt).
N° de
Pozo
Intervalo
UCS [Lppc]
Observaciones
Pruebas
Formación con
intercalaciones de arcilla
VLA-1321
5718 - 5900
355
2571 - 7286
puntos tomados en la
formación Misoa.
No se pudo realizar pruebas
en pozo debido a las
VLA-1348
5600 - 5656
0
N/A
condiciones a las que se
encuentra el núcleo.
Debido a la calidad de los registros y los núcleos solo se pudo tomar mediciones
en núcleos de un pozo como se muestra en la tabla anterior. Existen un número
de factores que deben ser considerados tales como el estado físico de los núcleos
así como la fecha de toma de los registros y su calidad para poder seleccionar los
puntos dónde medir.
VIII.7.3. Estado de los núcleos.
Se llevó a cabo una inspección visual de los núcleos de cada pozo como se puede
observar en la Figura VIII.11. Ambos núcleos a nivel del Miembro Santa Bárbara
de la Formación La Rosa no se encontraron en buen estado mecánico, a
diferencia de otros intervalos correspondientes a otras formaciones de la
secuencia estratigráfica. Algunas características notables del estado de los
núcleos: Alto grado de meteorización, gran número de fracturas y poca
consolidación en algunos intervalos.
259
E y P Occidente
Figura VIII.11. Fotografía de núcleos disponibles del Yacimiento VLA-0006 del área 6/9/21. Imagen
correspondiente al núcleo del pozo VLA-1348.
VIII.7.4. Procedimiento de pruebas.
El primer paso fue el confirmar las profundidades reportadas de los núcleos
utilizando los registros, la comparación de los registros suministrados con los
núcleos indicó que los núcleos presentaron ciertos desfases, según lo reportado
por los registros y se procedió a hacer la corrección necesaria. Una vez
completada la inspección y calibración de la profundidad de los núcleos se
procedió a probar estos de la siguiente manera:
260
E y P Occidente
•
Seleccionar las muestras a ser probadas las cuales deben encontrarse en
buenas condiciones, sin fractura o fisuras, y con una longitud superior a los
10cm.
•
Configurar el instrumento para las condiciones a la cuales las pruebas se
realizarán, por ejemplo cantidad de disparos por núcleo, orientación del martillo,
ecuación a utilizar para correlacionar el R (Rebound value) con la resistencia
mecánica de la roca.
•
Colocar el núcleo en una superficie plana, estable que no genere ningún
tipo de vibración durante la prueba de lo contrario las lecturas obtenidas no
serán confiables.
•
Colocar el martillo perpendicularmente en la parte superior de la muestra y
ejercer presión contra el núcleo de tal manera que el resorte dentro del martillo
se comprima para así liberar la energía que es absorbida por el núcleo y la cual
es reportada como el valor de rebote (esta operación se repitió 5 veces por cada
punto seleccionado).
•
A medida que se realizaron las pruebas (5 disparos por profundidad), se
revisaba la desviación estándar y la medía de los resultados. Si estos se
encontraban muy dispersos estadísticamente se repetía la prueba solo si se
considera que la muestra puede soportar disparos sin fracturarse y así aumentar
la población de la data con el fin de obtener una mejor tendencia de la
resistencia a una profundidad dada.
•
Los valores de resistencia mecánica son almacenados automáticamente en
la memoria interna del instrumento, sin embargo los datos de profundidad,
número de prueba, valor medio de R y UCS reportados por el martillo son
registrados en un libro como copia en caso que la data almacenada en la
memoria del martillo se pierda o sufra alguna alteración. Todas las
observaciones realizadas durante las pruebas, por ejemplo muestra con
261
E y P Occidente
laminaciones o parte del núcleo que resulte fracturado por el plano de debilidad,
entre otros, fueron registradas.
No fue posible llevar a cabo las pruebas en el núcleo del pozo VLA-1348 debido a
la condición mecánica de este y por lo tanto estos datos no están disponibles. Sin
embargo, en el núcleo del pozo VLA-1321, una vez consolidadas y depuradas
todas las mediciones se procedió a graficarlas de manera de poder calibrar los
valores obtenidos dinámicamente y para reconciliar los datos estáticos con los
dinámicos.
En la Figura VIII.12., presentada a continuación se ilustra los resultados obtenidos
para el núcleo VLA-1321.
Estos resultados indican que existe un nivel de resistencia mecánica bastante alto
a través del intervalo medido y que la roca es competente y bien consolidada
relativamente.
Figura VIII.12. Resultados obtenidos para el núcleo VLA-1321 a partir del ensayo del Martillo de
Schmidt. (Tomado de Archivo interno de PDVSA EyP, Occidente e INTEVEP, 2008).
262
E y P Occidente
VIII.7.5. Correlación de los datos estáticos y dinámicos.
La correlación (semejanza) de la data estática y dinámica es necesaria para
generar modelos de resistencia mecánica que son representativos de la magnitud
y variación de esta a través del yacimiento.
El procedimiento de calibración varía depende de los criterios a ser usados, sin
embargo, lo que se trata de hacer es tomar en cuenta los factores que diferencian
las mediciones estáticas de las dinámicas. Estos factores son confinamiento,
forma y tamaño del hoyo, y temperatura.
Comúnmente se corrige para los dos primeros a través de correlaciones obtenidas
en base a datos de ensayos mecánicos. En el laboratorio muchas de estas
pruebas se hacen en núcleos y se configuran los tapones de manera simular a la
geometría del pozo o el túnel cañoneado.
Este tipo de prueba se conoce como la prueba de cilindro de pared gruesa o TWC
y es la relación entre los valores obtenidos de las pruebas sin confinamiento. El
TWC es usado como el factor de calibración de la data. Se propone el uso de la
siguiente correlación para la calibración de la data sin confinamiento y a
condiciones in-situ sin tomar en cuenta el efecto de temperatura (Ecuación VIII.6.).
TWC ~ 115 x UCS 0.5262 Ecuación VIII.6.
Se hace notar que esta es una de las correlaciones existentes y que depende de
una base de datos, por lo tanto su uso es limitado. La Figura VIII.13., mostrada a
continuación ilustra la correlación de los datos estáticos y los dinámicos obtenidos
de los ensayos realizados. Los puntos de color son los resultados de las pruebas
triaxiales llevadas a cabo en INTEVEP con núcleos del pozo VLA-1321 a
263
E y P Occidente
diferentes niveles de confinamiento. La curva azul representa la resistencia
mecánica derivada de los registros (dinámica) y los puntos rojos son las
mediciones llevadas a cabo usando el método del martillo de Schmidt. Los
resultados observados presentan la resistencia mecánica calibrada.
Figura VIII.13. Resistencia Mecánica Calibrada (estática y dinámica). Datos procesados del núcleo
VLA-1321. (Tomado de archivo interno de PDVSA EyP Occidente, 2008).
264
E y P Occidente
VIII.7.6. Presiones del yacimiento.
La evolución de la presión de un yacimiento es un parámetro crítico en cualquier
evaluación y determinación de las condiciones geomecánicas del mismo.
Un indicador de que el yacimiento está expuesto a cargas mecánicas variables, es
el agotamiento de la presión de poros a través del campo. Dicha presión
contribuye a que la matriz del yacimiento maneje las cargas mecánicas que se
generen. En el yacimiento VLA-0006 u operacionalmente denominado como
Yacimiento Basal La Rosa, se tiene en consideración que originalmente la presión
era de aproximadamente unas 3000 Lppc, a ello se suma que:
•
El campo ha sido producido en depletación libre (agotamiento libre).
•
Existe una acuífero que es “activo” en la parte Sur-Occidental del campo.
•
Existe un proyecto piloto de inyección de agua.
De esta manera se tiene que el yacimiento VLA-0006 en Lagomar ha alcanzado
niveles de depletación significativos en diferentes áreas del campo. En la siguiente
gráfica puede apreciarse una estimación de la presión del yacimiento de forma
general (abarcando distintas áreas), desde 1953 hasta principios del 2008,
considerando algunos pozos del mismo (Figura VIII.14.).
265
E y P Occidente
Figura VIII.14. Estimación Generalizada de la presión del yacimiento, Basal La Rosa, desde 1953
hasta principios del 2008. (Tomado de Archivos internos de PDVSA EyP Occidente, 2008).
VIII.7.6.1. Comportamiento de presión del yacimiento VLA-0006 (Miembro
Santa Bárbara de la Formación La Rosa).
La presión inicial del yacimiento VLA-0006 a nivel del Miembro Santa Bárbara de
la Formación La Rosa fue de 3168 Lppc y se registró en marzo de 1955 en el pozo
VLA-0028, único pozo activo para el momento de realizada la prueba. Es
importante reiterar que este Yacimiento se extiende a través de todo el Bloque I y
que debido al drenaje irregular que existe en cada una de las áreas que lo
constituyen y la poca comunicación hidráulica entre las mismas, no es posible
observar ninguna tendencia bien marcada de la presión. En el siguiente gráfico
pueden visualizarse todas las presiones del yacimiento (Figura VIII.15.).
266
E y P Occidente
Figura VIII.15. Comportamiento de Presión del Yacimiento VLA-0006, Bloque I. (Tomado de
Archivo Interno de PDVSA EyP Occidente, 2008).
Debido a estas diferencias en presiones se realizó un análisis enfocado
específicamente en el Área VLA-6/9/21 (Figura VIII.16.), en donde se observa la
tendencia de presión del yacimiento VLA-0006, caracterizada por una declinación
continua aún cuando se aprecia dispersión en mediciones recientes de presión, a
causa de la completación de pozos que en los últimos años han sido perforados
en zonas del yacimiento que son mas heterogéneas. Este yacimiento se encuentra
dividido de Norte a Suroeste por las fallas principales del Ático y Lama-Icotea y por
otras fallas secundarias, lo que puede explicar el origen de los distintos
comportamientos de presión del yacimiento.
267
E y P Occidente
3750
C O M P O R T A M IE N T O D E P R E S IÓ N V S . T IE M P O
Y A C IM IE N T O B L R - V L A 0 0 6
A R EA 6 /9 /2 1
PRESIÓN (LPC)
3000
2250
1500
750
0
1 9 5 55 7 5 9 6 1 6 3 6 5 6 7 6 9 7 1 7 3 7 5 7 7 7 9 8 1 8 3 8 5 8 7 8 9 9 1 9 3 9 5 9 7 9 9 0 1 0 3 0 5 0 7
FEC H A
Figura VIII.16. Comportamiento de Presión vs. Tiempo, yacimiento VLA-0006 (Miembro Santa
Bárbara). (Tomado de Archivo Interno de PDVSA EyP Occidente, 2008).
Del gráfico anterior es importante destacar que a pesar que el yacimiento estuvo
sin producción a partir de 1966, se observa una declinación de la presión, esto es
debido, a la coalescencia existente entre el Yacimiento VLA-0006 (BLR) y Misoa
(VLA-0009). Este comportamiento es corroborado y validado a través del gráfico
Presión vs. Petróleo acumulado que se muestra en la Figura VIII.17.
268
E y P Occidente
COMPORTA MIENTO DE PRES IÓN V S. TIEMPO
Y A CIMIENTO B LR- V LA 00 6 A REA 6/9/2 1
375 0
PRESIÓN (LPC)
300 0
225 0
150 0
750
0
0
40 00 000
8 000 00 0
120 00 00 0
1 600 00 00
Petr oleo A c u mulado ( b ls )
FiguraVIII.17. Comportamiento de Presión vs. Np yacimiento VLA-0006 (BLR). (Tomado de Archivo
Interno de PDVSA EyP Occidente, 2008).
Para el año 1966 el yacimiento alcanzó un acumulado de 4.7 MMBls, momento en
el cual la presión continuó declinando a pesar de no tener producción en el área.
Actualmente se estima una presión de 950 Lpc al Datum de 6100 pies.
A fin de precisar el comportamiento de presión en el área de estudio se realizó un
análisis de presiones solamente en el área circunscrita alrededor del pozo VLA0032. Dicho análisis de presiones fue llevado a cabo por el equipo de Estudios
Integrados de PDVSA.
Para el análisis del comportamiento de presiones se seleccionaron los pozos
cercanos al pozo VLA-0032 y en áreas adyacentes tal y como se muestra en la
tabla VIII.3.
269
E y P Occidente
Tabla VIII.3. Pozos con pruebas de presión, ubicados en áreas adyacentes y cercanas al área del
pozo VLA-0032.
Pozo
Parcela
VLA-0028
VLA-0083
VLA-0154
VLA-0160
VLA-0245
VLA-0348
VLA-0650
VLA-0829
VLA-1183
VLA-1271
VLA-1289
VLA-1321
VLA-1326
VLA-1329
VLA-1331
VLA-1334
VLA-1343
VLA-1435
LAC 13
LAC 18
LAC 17
LAC 18
LAC 18
LAC 18
LAC 22
LAC 17
LAC 21
LAC 18
LAC 21
LAC 18
LAC 18
LAC 18
LAC 18
LAC 10
LAC 18
LAC 14
El comportamiento de la presión se presenta en la Figura VIII.18., generada con
las presiones referidas a la profundidad de 6100 pies (Datum Oficial).
Figura VIII.18. Comportamiento de Presión vs. Tiempo en el Área 6/9/21. (Tomado y Modificado de
Archivo Interno de PDVSA EyP Occidente, 2008).
270
E y P Occidente
Mediciones subsiguientes a la presión inicial registrada en el pozo VLA-0028 3168
Lpc en 1955, mostraron una declinación continua de la presión del yacimiento.
Para marzo de 1959 la presión estaba en el orden de 2698 Lpc. En Diciembre de
1959 se registra una presión estática de 2355 Lpc en el pozo VLA-0348,
observándose una diferencia de presión de 343 Lpc entre ambos pozos para la
misma fecha. Esta diferencia de presión, que define dos tendencias distintas, se
muestra consistentemente hasta Agosto de 1965, cuando se corrió la última
prueba representativa en el pozo VLA0028 obteniéndose 2371 Lpc.
Posteriormente, hasta Agosto de 1976, se siguieron realizando pruebas de presión
a través del pozo VLA-0348, que mostraron una
declinación continua
hasta
alcanzar 1500 Lpc, aún cuando la producción en el área estuvo cerrada en el
período 1963 – 1987. Entre Abril de 1993 y Agosto de 1999 se tomaron varias
presiones que indicaron un valor promedio para el área de 900 Lpc para el final del
período señalado. En junio del 2002, a través del pozo VLA-1435 se obtuvo un
valor de 914 Lpc. y en Abril de 2006 se realizo la toma de la última presión, fecha
en la cual se realizó un Registro de Restauración de Presión (120 horas),
resultando una presión de 917 Lpc al datum de 6100 pies y un daño de 1.57.
El hecho de que los niveles de presión en el pozo VLA-0028 están por encima de
los niveles de presión reportados en el pozo VLA-0348 como se indicó
anteriormente,
se debe a la existencia de una falla normal que los ubica en
bloques distintos.
En la Figura VIII.19., se comparan las presiones tomadas en las arenas C-4 y el
Miembro Santa Bárbara usando los registros de presión del pozo VLA-0139
completado en C4.
271
E y P Occidente
Figura VIII.19. Comparación del comportamiento de Presión de las arenas BLR y C-4 en los pozos
VLA0348 y VLA0139. (Tomado y Modificado de Archivo Interno de PDVSA EyP Occidente, 2008).
Se observa cómo las presiones registradas en ambas arenas coinciden. Es
importante señalar que aún cuando el yacimiento VLA-0006 (a nivel del Miembro
Santa Bárbara) se cerró en 1963, estando el yacimiento C-4 (VLA-0009) activo,
con un acumulado en las parcelas LAC-14 y LAC-18 de 40 MM BLS de petróleo,
las presiones siguen declinando.
La falta de información, tal como registros de imágenes o buzamiento, no permite
identificar otra orientación del régimen de esfuerzos diferente a la orientación de la
falla Lama-Icotea. En ésta área del lago se identifican varios regímenes de
esfuerzos con diferentes orientaciones. Esto es consistente con el cambio de
régimen de esfuerzos por debajo de la formación La Rosa y su Miembro Santa
Bárbara pero no clarifica la dirección de los esfuerzos hasta la discontinuidad y la
arena de dicho miembro (Basal La Rosa). La Figura VIII.20., exhibe en un
bosquejo 3D la falla Lama-Icotea y la posible ubicación del área 6/9/21.
272
E y P Occidente
Figura VIII.20. Modelo en 3D de la falla Lama-Icotea y la posible ubicación del área 6/9/21.
(Tomado de archivo interno de PDVSA EyP Occidente, 2008).
273
CAPÍTULO IX
GEOLOGÍA DE PRODUCCIÓN
E y P Occidente
CAPITULO IX.
GEOLOGÍA DE PRODUCCIÓN.
Para desarrollar un análisis completo del yacimiento VLA-0006, es de vital
importancia conocer datos de presión, así como el comportamiento de la
producción en los pozos que se encuentran completados a nivel del Miembro
Santa Bárbara en el área 6/9/21, lo cual proporciona una visión completa de las
características más relevantes del yacimiento en estudio. Una vez revisada dicha
información, es posible realizar el cálculo de reservas y el factor de recobro para
cada una de las subunidades definidas, pertenecientes al Miembro Santa Bárbara,
empleando valores otorgados por los ingenieros de yacimiento, lo que hace que la
cuantificación de la reservas sea más acertada.
Mediante la integración del modelo sedimentológico, análisis estructural,
estratigráfico y evaluaciones geomecánicas y petrofísicas es posible reconocer las
zonas más prospectivas en cada una de las subunidades establecidas (SB-1, SB2 y SB-3) para sugerir posibles localizaciones enfocadas a nuevas oportunidades
de desarrollo en el yacimiento, bien sean como pozos verticales u horizontales.
Siendo este último la alternativa que mejores resultados ha ofrecido a la empresa
para la explotación del yacimiento VLA – 0006, Basal La Rosa.
IX.1. COMPORTAMIENTO YACIMIENTO VLA – 0006, BASAL LA ROSA (BLR).
El yacimiento VLA-0006 del Miembro Santa Bárbara denominado informalmente
Basal
La
Rosa
de
edad
Mioceno,
posee
espesores
promedios
de
aproximadamente 30 pies de arena neta petrolífera, el cual está localizado sobre
la Discordancia del Eoceno y se encuentra a todo lo largo del Bloque I y II del
Lago de Maracaibo. Se caracteriza por ser productor de petróleo y gas con muy
275
E y P Occidente
poca producción de agua, tal como se evidencia en el comportamiento de
producción de los pozos. En muchos casos se ha comprobado que la producción
de agua del Miembro Santa Bárbara, proviene de los yacimientos infrayacentes,
ya sea por comunicación mecánica o por la coalescencia presentada con las
Arenas C de edad Eoceno, las cuales producen en su mayoría con altos cortes de
agua como resultado de largos períodos de tiempo sometidas a proyectos de
recuperación secundaria mediante inyección de agua.
En el Bloque I, el yacimiento VLA-0006 fue descubierto por la perforación del
pozo VLA - 0006 en Abril de 1954, pero la producción comercial del yacimiento se
inició ese mismo año con el pozo VLA – 0013 en el área VLA – 0833, con una
producción inicial de 1874 BPPD, 700 PC/B de RGP y 1,2% de AyS.
Posteriormente se incorporaron los pozos VLA - 0016, VLA - 0022 y VLA - 0028;
produciendo para mediados de 1956 una tasa promedio de 10000 BPPD, una
RGP de 1060 PCN/BN y sin corte de agua. La producción mantuvo una
declinación normal de acuerdo a su mecanismo primario, empuje por gas en
solución, hasta el año 1960 que sufrió varios cierres debido a la alta RGP que los
pozos mantenían. El período de cierre estuvo comprendido entre los años 1960 y
1985 con diversas aperturas temporales buscando la reactivación oficial para
continuar con la explotación del yacimiento.
En el año 1997 se implementa el Proyecto Piloto de Recuperación Secundaria por
Inyección de Agua, que comprende la parte noreste del área VLA-0008 y el
sureste del área 6/9/21, junto con el proyecto de Laboratorio Integrado de Campo
(LIC), en el cual se encuentran incluidos pozos productores de los yacimientos
BLR, C-4 y C-5, donde por los problemas mecánicos que causa el arenamiento en
los pozos del Proyecto Piloto, se decidió dejar inactiva la sarta corta del pozo VLA
- 1321, por medio de la cual se iniciaría la inyección de agua a nivel del Miembro
Santa Bárbara. Luego en agosto del 2002 se aisló el yacimiento C-5 en el pozo VLA
- 0152 y se completó en el yacimiento BLR aumentando la tasa de 337 a 537 BPPD,
276
E y P Occidente
en el período de septiembre del 2002 a septiembre del 2004 en el área se mantuvo
una producción promedio de 500 BPPD hasta octubre del 2004 fecha en la cual se
aisló la arena C-4 en el pozo VLA - 0032 y se completó en la arena BLR, lo que
hizo que el pozo produjera 800 BPPD con un corte de agua del 3 %,
incrementando la producción a 1361 BPPD, 14 %AyS y 949 Pc/bn. En el mes de
marzo del 2005 se aisló el yacimiento C-5 en el pozo VLA-1427 y se completó en
el yacimiento BLR mostrando una tasa de 195 BPPD, 12 %AyS y 1012 Pc/bn, lo
cual contribuyó con el mantenimiento de la producción en la zona en estudio (1258
BPPD, 4%AyS y 556 Pc/bn). Posteriormente en agosto del 2007 se completó el
pozo VLA - 1546 arrojando una tasa de 370 BPPD, 4%AyS y 970 Pc/bn (Figura
IX.1.).
Su característica principal es la producción de arena (permisible 6 lb/mbls), debido
a que se trata principalmente de arenas poco consolidadas. A diferencia del
Flanco Oeste. En el Flanco Este, un bajo porcentaje de pozos han sido
completados con equipos de control de arena (empaques de grava interno, forros
ranurados, rejillas pre-empacadas). Además se observa que el mayor porcentaje
de pozos a pesar de no poseer equipos de control no presentan arenamientos
continuos, debido al control adecuado de la producción por medio de reductores,
manteniendo incesantes análisis de sólidos y con monitoreo especial en campo
para evitar cierres imprevistos que afecten la estabilidad de la producción.
En Bloque I se han completado 171 pozos en BLR de los cuales 40 permanecen
activos, de estos, 5 pertenecen a proyectos de recuperación secundaria por
inyección de agua, y los 35 restantes producen en forma primaria, gas en solución.
Sin embargo, actualmente en el área 6/9/21 se encuentran activos 16 pozos, VLA
- 0028, VLA - 0032, VLA - 0051, VLA - 0145, VLA - 0152, VLA - 0163, VLA - 0734,
VLA - 0751, VLA - 0825, VLA - 0830, VLA - 1176, VLA - 1182, VLA - 1289, VLA 1427, VLA – 1506, VLA – 1546 y VLA – 1559, teniendo una producción conjunta
de 2081 Bppd, 41 %AyS y 1319 Pc/bn.
277
E y P Occidente
Figura IX.1. Comportamiento de Producción Yacimiento VLA -0006 en el área 6/9/21. (Tomado de
archivos internos de PDVSA E y P Occidente, 2008)
A fin de cuantificar el volumen de reservas a recuperar con los pozos activos en el
yacimiento BLR área VLA-6/9/21, PDVSA E y P Occidente realizó un análisis de
declinación, con un límite económico de 20 años, dando como resultado unas
reservas remanentes por recuperar de 2.981 MMBls. Considerando las reservas
recuperables oficiales del Pilar de 150.3 MMBls se realizó un calculo de reservas
específicamente para el área VLA-6/9/21, Pilar Norte a nivel del yacimiento BLR,
basado en un promedio ponderado por volumen, los resultados obtenidos fueron
un volumen promedio de 171823 acres-pies para unas reservas recuperables en
el orden de 57.64 MM Bls y unas reservas remanentes de 41.929 MMBls, es decir
se obtendría un acumulado a final de período de 18.6 MMBls en los siguientes 20
años tal como se muestra en la Figura IX.2.
278
E y P Occidente
Figura IX.2. Gráfico de declinación del yacimiento BLR, VLA-0006 en el área 6/9/21. (Tomado de
archivos internos PDVSA E y P Occidente, 2008)
IX.1.1.Presión del Yacimiento VLA – 0006, Basal La Rosa (BLR).
La presión inicial del yacimiento fue registrada en marzo de 1955 en el pozo VLA 0028, como de 3168 lpc, siendo éste el único pozo activo para el momento de
realizarse la prueba. Es importante reiterar que este Yacimiento se extiende a
través de todo Bloque I y que debido al drenaje irregular que existe en cada área y
la poca comunicación hidráulica entre las mismas, no es posible observar ninguna
tendencia bien marcada al gráficar todas las presiones del yacimiento (Figura
IX.3.).
279
E y P Occidente
Figura IX.3. Comportamiento de Presión del Yacimiento BLR VLA0006 Bloque I. (Tomado de
archivos internos, PDVSA E y P Occidente, 2008)
En el análisis realizado específicamente en el área 6/9/21 (Figura IX.4.) se
observa la tendencia de presión del yacimiento BLR VLA-0006, caracterizada
por una declinación continua aún cuando se observa dispersión en mediciones
recientes de presión, a causa de la completación de pozos que en los últimos
años han sido perforados en zonas del yacimiento que son mas heterogéneas.
Este yacimiento se encuentra dividido de Norte a Suroeste por las fallas
principales del Ático y Lama Icotea y por otras fallas secundarias, lo que puede
explicar el origen de los distintos comportamientos de presión del yacimiento.
De la figura anterior es importante destacar que a pesar que el yacimiento
estuvo sin producción a partir de 1966, se observa una declinación de la
presión, esto es debido, a la coalescencia existente entre el Yacimiento BLRVLA-0006 y C-4, VLA-0009. Este comportamiento es corroborado y validado a
través del gráfico Presión vs. Petróleo acumulado que se muestra en la figura
65. De acuerdo al gráfico de Presión generado con la aplicación OFM, se
observa una presión actual de 950 lpc al Datum de 6100 pies.
280
E y P Occidente
3750
C O M P O R T A M IE N T O D E P R E S IÓ N V S . T IE M P O
Y A C IM IE N T O B L R - V L A 0 0 6
A R EA 6 /9 /2 1
PRESIÓN (LPC)
3000
2250
1500
750
0
1 9 5 55 7 5 9 6 1 6 3 6 5 6 7 6 9 7 1 7 3 7 5 7 7 7 9 8 1 8 3 8 5 8 7 8 9 9 1 9 3 9 5 9 7 9 9 0 1 0 3 0 5 0 7
F EC H A
Figura IX.4. Comportamiento de Presión vs Tiempo yacimiento BLR, VLA-0006. (Tomado de
archivos internos PDVSA E y P Occidente, 2008)
Es importante señalar que aún cuando el yacimiento BLR VLA-0006 se cerró en
1963, estando el yacimiento C-4 VLA-0009 activo, con un acumulado en las
parcelas LAC-14 y LAC-18 de 40 MM BLS de petróleo, las presiones siguen
declinando.
IX.1.2. Mecanismos de Producción.
La figura IX.5 muestra en forma comparativa el comportamiento de yacimientos
según el mecanismo de producción. Esta gráfica muestra la relación entre el
agotamiento de la energía del yacimiento en función de P/Pi
y el recobro
expresado en términos de Np/N. El comportamiento del yacimiento BLR, VLA 0006 representado por la curva negra inicialmente se aproxima a la tendencia
típica de un yacimiento que produce por expansión roca-fluidos, pero
principalmente el comportamiento de este yacimiento se ajusta a la tendencia
característica del empuje por gas en solución.
281
E y P Occidente
MECANISMO DE PRODUCCIÓN Bloque I, BLR,VLA-0006
96
1 Expansión de Roca y Fluidos
% P /Pi
88
2 Gas en Solucion
80
3 Empuje por Capa de Gas
72
4 Empuje Hidraulico
64
5 Drenaje Gravitacional
56
6 YAC. BLR VLA-0006
48
4
40
32
6
24
16
5
3
8
2
1
0
0
10
20
30
40
50
60
EFICIENCIA DE RECOBRO, % POES (NP/N)
Figura IX.5. Mecanismo de producción del yacimiento BLR VLA-0006. (Tomado de archivos
internos PDVSA E y P Occidente, 2008)
IX.2.ESTIMACIÓN DE RESERVAS.
Las reservas son cantidades de hidrocarburo que se considera pueden ser
recuperados comercialmente a partir de acumulaciones conocidas a una fecha
futura. Todos los estimados de reservas involucran algún grado de incertidumbre.
La incertidumbre depende principalmente de la cantidad de datos de ingeniería y
geología, confiables y disponibles a la fecha del estimado y de la interpretación de
estos datos. Las reservas pueden clasificarse en probadas y no-probadas. Las
reservas no-probadas son menos ciertas a ser recuperadas que las probadas y
pueden ser sub-clasificadas como reservas probables y posibles para denotar
progresivamente el incremento de la incertidumbre en su recuperación.
282
E y P Occidente
Las reservas probadas son las cantidades de hidrocarburo que, por análisis de
datos de geología e ingeniería, pueden ser estimadas con "razonable certeza" que
serán recuperables comercialmente, a partir de una fecha dada, de reservorios
conocidos y bajo las actuales condiciones económicas, métodos de operación y
regulaciones. Mientras que las no probadas están definidas en base de datos de
geología y/o ingeniería, similares a los usados en el estimado de las reservas
probadas; pero incertidumbres técnicas, contractuales, económicas o de
regulación hacen que estas reservas no sean clasificadas como probadas. Las
reservas no probadas pueden ser sub-clasificadas como probables y posibles.
Las reservas probables son las reservas no probadas que el análisis de datos de
geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas que las probadas. En este
contexto, cuando se usen métodos probabilísticos, debe existir al menos una
probabilidad del 50 % de que la cantidad a ser recuperada será igual o excederá a
la suma del estimado de reservas probadas más las probables. En las reservas
posibles debe existir al menos una probabilidad del 10 % de que las cantidades a
ser recuperadas serían iguales o excederían la suma de las reservas probadas
más probables y posibles.
IX.2.1 Método de Estimación de Reservas.
Para realizar el cálculo de Petróleo Original en Sitio (POES) se aplica el Método
Volumétrico, que consiste en determinar el volumen de roca que conforma el
yacimiento, su capacidad de almacenamiento, las propiedades físicas de los
fluidos y la fracción de hidrocarburos presentes en el espacio poroso. Cabe
destacar que este método no posee un alto grado de confiabilidad debido a que
los datos empleados para la obtención del POES se obtienen como valores trata
de promedios de los pozos que se encuentran completados a nivel del Miembro
283
E y P Occidente
Santa Bárbara, es decir que representan solo una parte del yacimiento. La
ecuación del método volumétrico se expresa como sigue (Ecuación IX.1.)
POES =
7758 * A * h * φ * (1 − S W )
Boi
Ecuación IX.1.
Donde:
A = Área del yacimiento, acres.
h = Espesor promedio de arena neta petrolífera (ANP), pies.
Φ = Porosidad promedio de la formación, fracción.
So = Saturación de petróleo, fracción.
Boi = Factor volumétrico del petróleo a condiciones iniciales de yacimiento. BY/BN.
El factor 7758 permite obtener el valor del POES en barriles normales de petróleo
(BN). El área para cada uno de las subunidades se determinó con la ayuda del
módulo Geoatlas del software Discovery Geographix. Los datos restantes se
obtuvieron empleando una serie de ecuaciones expuestas a continuación, donde
se utilizan los datos obtenidos en las evaluaciones petrofísicas previamente
realizadas a los pozos del yacimiento.
•
Espesor Promedio de Arena Neta Petrolífera (ANP).
n
∑ ANP
i
h=
i =1
i
Ecuación IX.2.
Donde:
ANP = Arena neta petrolífera, pies.
284
E y P Occidente
i = Número de pozos con arena neta petrolífera.
•
Saturación promedio de petróleo.
n
∑ So
So =
i
* ANPi
i =1
Ecuación IX.3.
n
∑ ANP
i
i =1
Donde:
ANP = Arena neta petrolífera, pies.
•
Porosidad promedio del yacimiento.
n
∑φ
φ=
i
* ANPi
i =1
Ecuación IX.4.
n
∑ ANP
i
i =1
Donde:
Φ = Porosidad inicial, fracción.
ANP = Arena neta petrolífera, pies.
IX.2.2. Factor de Recobro.
El volumen total de hidrocarburo presente en el subsuelo no puede ser extraído
completamente debido a que existen fuerzas que actúan sobre el fluido (presión
285
E y P Occidente
capilar), que lo retienen. Por tanto, existe una pequeña porción de petróleo que
puede ser conducido a la superficie en condiciones económicamente rentables, lo
cual se determina a través del factor de recuperación de petróleo (FRP).
El factor de recuperación de petróleo se encuentra definido en base a las
propiedades de la roca y fluidos, así como también depende del nivel de presión y
del mecanismo de producción dominante del yacimiento. Empleando el
mencionado factor es posible determinar la cantidad de hidrocarburo original
recuperable. El Instituto Americano de Petróleo (API), desarrolló una serie de
ecuaciones para determinar este factor, en base al mecanismo de producción
predominante, puesto que el yacimiento en estudio posee un mecanismo de
producción por gas en solución, la ecuación empleada es la siguiente (Ecuación
IX.5.):
 1 − S wi 
FR = 41.815 * φ *
Bob 

0.1611
 K 
*

 µ ob 
0.0979
* (Sw)
0.3722
 Pb 
* 
 Pa 
0.1741
Donde:
So = Saturación de hidrocarburo, fracción.
Bob = Factor volumétrico del petróleo a presión de burbujeo, By/Bn.
Φ = Porosidad, fracción.
K = Permeabilidad absoluta, Darcy.
µob = Viscosidad del petróleo a presión de burbujeo, centipoise.
Sw = Saturación de agua, fracción.
Pb = Presión de burbujeo, lppc.
286
Ecuación IX.5.
E y P Occidente
Pa = Presión de abandono inicial estimada para el yacimiento, lppc.
IX.2.3. Reservas Recuperables.
Son aquellas que pueden obtenerse mediante procesos de recuperación primaria,
y se calculan mediante el producto del factor de recobro por el POES, tal como se
muestra en la siguiente ecuación (Ecuación IX.6.):
RR = POES * FR Ecuación IX.6.
Donde:
FR = Factor de recobro, fracción.
POES = Petróleo original en sitio, BN.
IX.2.4. Reservas Remanentes.
Se encuentran representadas por el volumen de petróleo recuperable que aún no
ha sido producido, se emplea la siguiente ecuación para obtenerla (Ecuación
IX.7.).
RM = RR − RP Ecuación IX.7.
Donde:
RR = Reservas recuperables, BN.
RP = Reservas producidas, BN.
287
E y P Occidente
IX.2.5. Resultados Obtenidos en Geología de Producción.
A continuación se muestran los resultados derivados del cálculo de POES, FR y
Reservas para el yacimiento VLA-0006 a nivel del Miembro Santa Bárbara de la
Formación La Rosa (Tabla IX.1, Tabla IX.2 y Tabla IX.3).
Tabla IX.1. Resultados del Cálculo del Poes para el Yacimiento VLA-0006 a nivel del Miembro
Santa Bárbara.
Espesor
Factor
de ANP
POES
Volumétrico
(BN)
[h]
By/BN
(Pies)
SB-1
8936, 51
0,20
0,64
4,96
1,18
38.219.877,83
SB-2
8327,22
0,19
0,67
7,67
1,18
55.296.103,78
SB-3
758,56
0,22
0,77
10,96
1,18
9.259.374,84
Tabla IX.2. Resultados del Cálculo del Factor de Recobro (FR) para el Yacimiento VLA-0006 a
Subunidad
Área
(Acres)
[Ф]
(Fracción)
[So]
(Fracción)
nivel del Miembro Santa Bárbara.
Subunidad
SB-1
SB-2
SB-3
Ф
(Fracción)
0,20
0,19
0,22
So
(Fracción)
0,64
0,67
0,77
K
(Darcy)
0,087
0,0721
0,147
Bob
(By/Bn)
1,410
1,410
1,410
µob
(centipoise)
1,031
1,031
1,031
Pb
(lppc)
2572
2572
2572
Pa
(lppc)
310
310
310
FR
(%)
27,48
26,21
20,53
Tabla IX.3. Resultados del Cálculo de Reservas Recuperables (RR) para el Yacimiento VLA-0006 a
nivel del Miembro Santa Bárbara.
Subunidad
SB-1
SB-2
SB-3
Reservas Recuperables (BN)
10.502.822,43
14.493.108,80
1.900.949,66
De la tabla anterior puede deducirse que en el Yacimiento VLA-0006 (Miembro
Santa Bárbara) se tienen unas reservas recuperables actuales-totales de
26.896.880,89 BN ó en su defecto 26,90 MMBLS.
288
E y P Occidente
Resultó imposible el cálculo de reservas remanentes para cada subunidad del
Miembro Santa Bárbara debido a que en estos momentos, la Unidad de
Explotación Lagomar no maneja valores reales de producción acumulada para
dichas subunidades (SB-1, SB-2 y SB-3). Sin embargo por manejar el Miembro
Santa Bárbara como una única unidad operacional se registran unas reservas
remanentes en función de las reservas producidas (17.472.000 BN)
de
9.424.880,89 BN.
Cabe destacar que en el área se presentan cambios de facies que pueden
enmascarar el POES verdadero existente en el yacimiento.
IX.3. DEFINICIÓN DE NUEVAS OPORTUNIDADES.
En función a los datos obtenidos durante las etapas de la evaluación geológica del
Yacimiento VLA-0006, Miembro Santa Bárbara en el área 6/9/21 y de la
elaboración de los distintos mapas que reflejan el comportamiento del mismo
(mapas estructurales, de facies, de isopropiedades, entre otros), secciones
estructurales y estratigráficas, evaluaciones petrofísicas pozo a pozo, evaluación
geomecánica, análisis de producción y presión, es posible proponer nuevas
localizaciones o definir nuevas oportunidades de perforación en el Yacimiento
VLA-0006, con el propósito de aumentar la producción de hidrocarburo dentro del
área de interés.
La continuidad lateral de las facies características del yacimiento VLA-0006 (BLR),
las buenas propiedades petrofísicas del mismo vinculadas a la poca complejidad
estructural del área, permiten proponer cuatro (04) localizaciones, las cuales
tienen como objetivo único el Miembro Santa Bárbara de la Formación La Rosa
(Figura IX.6.). En vista de los resultados obtenidos de la perforación de recientes
pozos horizontales para la recuperación de hidrocarburo en este yacimiento se
289
E y P Occidente
sugiere este mismo tipo de perforación en las propuestas de nuevas
oportunidades de desarrollo planteadas a continuación.
IX.3.1. Localización A.
Se ubica en la zona central del área 6/9/21, parcela LAC 13 específicamente en la
zona proximal a la parcela LAC 17, en las cercanías a la falla del Este. En estas
parcelas se incluyen pozos que presentan buenas propiedades petrofísicas (VLA0751, VLA-0028, VLA-0338 y VLA-0777). Se sugiere que el objetivo de la
perforación sea la subunidad definida como Santa Bárbara 2 (SB-2) puesto que
los pozos situados en esta zona y a este nivel estratigráfico reflejan en promedio:
una Arena Neta Petrolífera (ANP) de 14 pies, una Porosidad Efectiva (Фe) de 16%
a 18% y Permeabilidades entre 90 -160 md. Además de acuerdo al análisis de
asociación de facies corresponde a un canal fluvial distributario, el cual ofrece las
mejores condiciones como reservorio.
IX.3.2. Localización B.
Esta localización se plantea en la parcela LAC 17, en la zona central a los pozos
VLA-0020, VLA-0281 y VLA-0154. Allí se propone como objetivo operacional la
subunidad Santa Bárbara 2 (SB-2) en la que se estima una Arena Neta Petrolífera
(ANP) de 14 pies, porosidad efectiva (Фe) de 15% a 17% y permeabilidades que
oscilan entre 70 md -120 md. Por asociación de facies esta zona corresponde a
una barra de desembocadura. No se encuentran fallas que interrumpan la
continuidad lateral de las facies.
290
E y P Occidente
IX.3.3. Localización C.
Se sugiere esta localización en la zona sur del área 6/9/21 específicamente, en la
parcela LAC 22 a nivel de Santa Bárbara 2 (SB-2), como referencia pueden
mencionarse los pozos VLA-0104 y VLA-0550. Dicha Subunidad presenta en
promedio una Arena Neta Petrolífera de 12 pies, porosidades entre 14% y 18% y
permeabilidades cercanas a los 120 md. En función al estudio de asociación de
facies esta localización se encontraría en un canal distributario.
IX.3.4. Localización D.
Como propuesta de localización se propone un punto en la zona sur del área
6/9/21, en la parcela LAC 25, cuyo objetivo operacional se indica que sea la
Subunidad Santa Bárbara 3 (SB-3). Algunos pozos de referencia para esta
localización son el VLA-0148 y VLA-0550. Esta subunidad exhibe continuidad
lateral y en promedio una arena neta petrolífera (ANP) de 22 pies, porosidad
efectiva (Фe) de 17% y permeabilidades cercanas a 110 md. La asociación de
facies define esta zona como un canal distributario.
291
E y P Occidente
Figura IX.6. Localización de nuevas oportunidades de desarrollo para el yacimiento BLR VLA-0006,
del área 6/9/21.
292
CONCLUSIONES
RECOMENDACIONES
E y P Occidente
CONCLUSIONES
Empleando como antecedentes estudios previos desarrollados por Tecnosinergia
(2000), en el área 6/9/21 y basándose en la descripción y análisis de los núcleos y
muestras de canal para el Miembro Santa Bárbara, este fue subdividido en tres
subunidades informales denominadas como Santa Bárbara 1 (SB-1), Santa
Bárbara 2 (SB-2) y Santa Bárbara 3 (SB-3), delimitadas por cuerpos lutíticos que
pudieron ser correlacionables en casi toda el área de estudio a través de las
diferentes secciones estratigráficas realizadas.
Se definieron e identificaron en los núcleos un nuevo conjunto de facies para el
Miembro Santa Bárbara de la Formación La Rosa, tomando como referencia las
facies empleados por PDVSA EyP, Occidente, definidas por Rodríguez en 1986.
Se establecieron cinco (05) facies, de las cuales tres (03) son clásticas arenosas y
dos (02) limo arcillosas.
Las subunidades informales SB-1 y SB-2, pudieron ser reconocidas en los núcleos
evaluados en el estudio, mientras que SB-3 fue caracterizada en base a muestras
de canal. Identificándose para las dos primeras, estructuras sedimentarias
correspondientes a estratificación cruzada, laminación paralela, rizaduras de
corriente así como también poca presencia de ichnogéneros, presentando en su
mayoría Skolithos isp., y Thalassinoides isp. Lo que permite presumir que el
ambiente de sedimentación no proporcionó condiciones favorecedoras para el
desarrollo de organismos, siendo esto característico de ambientes transicionales.
La asociación de facies precisadas para el Miembro Santa Bárbara poseen
electrofacies características de secuencias granodecrecientes típicas de canales
distributarios, secuencias granocrecientes propias de barras de desembocadura y
secuencias lineales correspondientes a llanuras de inundación.
294
E y P Occidente
Se interpretaron una serie de ensayos palinológicos, de difracción de rayos X y
microscopía electrónica de barrido llevados a cabo en muestras tomadas a los
núcleos VLA-0006, VLA-1321 y VLA-1348; y ensayos granulométricos a las
muestras de canal, aunado a las electrofacies identificadas y al marco geológico
tanto regional como local, se sugiere que el Miembro Santa Bárbara fue
depositado en un ambiente deltáico con dominio fluvial con esporádicos eventos
transgresivos que originaron depósitos de limos y lutitas.
La presencia de capas delgadas de carbón, lutitas carbonáceas, restos de raíces
encontrados y los palinomorfos continentales característicos de un delta superior
identificados en los análisis palinólógicos realizados a los núcleos de los pozos
VLA-0006, VLA-1348 y VLA-1321 permite considerar a todo el Miembro Santa
Bárbara como una cuña de nivel bajo.
En el área 6/9/21, el espesor promedio del Miembro Santa Bárbara es de
aproximadamente 55 pies. La Subunidad Santa Bárbara 1 posee un espesor
promedio de 15 pies aproximadamente, se trata de arenas de granos de cuarzo
sueltos, subangulares a subredondeados de alta esfericidad cuyo tamaño tiende
de grueso a fino. La Subunidad Santa Bárbara 2 en general, posee un espesor
promedio de 20 pies aproximadamente y está conformada por arenas cuarzosas,
cuyos granos de cuarzo están pobremente escogidos, subredondeados a
redondeados de alta esfericidad de tamaño fino, presentándose eventualmente
fragmentos lutíticos de color gris claro; mientras que la Subunidad Santa Bárbara
3 con un espesor promedio de 20 pies aproximadamente, está constituida
principalmente por granos de cuarzo sueltos, moderadamente escogidos,
angulares a subangulares de baja esfericidad cuyo tamaño oscila entre medio y
fino, también pueden presentarse algunos fragmentos de lutita gris medio a gris
claro, físil.
295
E y P Occidente
El análisis del marco estructural para el Miembro Santa Bárbara en el área 6/9/21,
se basó en una serie de secciones estructurales y revisión de algunos cortes
sísmicos evaluados previamente por personal especializado de PDVSA E y P
Occidente, que llevaron a la actualización del mapa estructural específicamente
para el Miembro Santa Bárbara y la superficie de la Discordancia Eoceno –
Mioceno, identificándose una estructura definida como un monoclinal, de rumbo
general ONO-ESE con buzamiento SSO, que varía entre 1 y 3 grados, y limitado
por la Falla del Ático al oeste y la Falla Límite-Este al este. Dentro de este
monoclinal se encuentran cuatro fallas. La configuración estructural del área
6/9/21 se encuentra ligada al inicio de la migración y posterior colisión de la Placa
del Caribe con la Placa Suramericana que ocasionaron sucesos transtensivos y
compresivos en el área.
El análisis de los mapas de isopropiedades basados en los resultados extraídos
de las evaluaciones petrofísicas para cada una de las Subunidades del Miembro
Santa Bárbara, permitió identificar las zonas de mejor calidad de reservorios y a su
vez las zonas más prospectivas para el establecimiento de nuevas localizaciones
de pozos verticales y horizontales. La Subunidad Santa Bárbara 1, muestra sus
mejores características petrofísicas en la parte media del área al Suroeste y
Noroeste en las zonas cercanas a la Falla Lama – Icotea, la Falla del Este y a la
Falla 2, siendo todas estas catalogadas como sellantes, para Santa Bárbara 2 se
encuentran expresadas hacia la parte derecha del área, cercana a la Falla del
Este; mientras que para Santa Bárbara 3 las mejores propiedades están
localizadas en la parte media de la zona delimitada como contentiva de esta
subunidad, alrededor de los pozos VLA-0082, VLA-0148 y VLA-1361.
En el análisis geomecánico realizado al pozo VLA-1546 basándose en el gráfico
de azimut de onda corta se puede presumir que la posible dirección preferencial
de los esfuerzos máximos están orientados prácticamente en la dirección NO-SE.
Ensayos realizados del tipo triaxial y con el martillo de Schmidt a muestras
296
E y P Occidente
tomadas del núcleo VLA-1321 indican que el yacimiento posee un nivel de
resistencia mecánica bastante alto a través del intervalo medido y que la roca es
competente.
El Petróleo Original en Sitio (POES) se estimó para la Subunidad Santa Bárbara 1
en 38,21 MMBN, para Santa Bárbara 2 en 55,29 MMBN y para Santa Bárbara 3
en 9,25 MMBN. El Yacimiento VLA-0006 (Miembro Santa Bárbara) posee unas
reservas recuperables actuales-totales de
26.896.880,89 BN ó en su defecto
26,90 MMBLS y unas reservas remanentes totales de 9.424.880,89 BN.
En base a los datos obtenidos en la evaluación geológica realizada al Yacimiento
BLR, VLA-0006, se plantean cuatro nuevas localizaciones para el área 6/9/21,
teniendo como objetivo productor tres (03) de ellas la subunidad Santa Bárbara 2 y
una (01) de ellas la Subunidad Santa Bárbara 3.
297
E y P Occidente
RECOMENDACIONES
Se sugiere programar la toma de núcleos en ciertas áreas del Yacimiento VLA0006 que abarquen toda la secuencia estratigráfica correspondiente a la
Formación La Rosa; con el objeto de validar y fortalecer el modelo
sedimentológico propuesto para este estudio. Esta recomendación es de vital
importancia puesto que con la extracción de núcleos y los posteriores análisis
convencionales y especiales realizados a los mismos será posible determinar
parámetros necesarios que permitan incorporar nuevos datos para afianzar la
optimización de la caracterización física de las arenas y el cálculo de las reservas
para cada subunidad.
Se recomienda utilizar operacionalmente las subunidades definidas en este trabajo
para el Miembro Santa Bárbara de la Formación La Rosa en vista de la
diferenciación de las características litológicas de las arenas observadas en las
muestras de núcleos y muestras de canal analizadas y procesadas en laboratorio.
Con esto pueden desarrollarse nuevas estrategias de completación y control de
arenas.
En vista de la continuidad lateral de las facies definidas y las buenas propiedades
petrofísicas del yacimiento vinculadas a la poca complejidad estructural del área
6/9/21 se propone perforar en la zona central de la misma, parcela LAC 13
específicamente en las regiones proximales a la parcela LAC 17, un pozo
horizontal (Localización A) cuyo objetivo de perforación sea la subunidad definida
como Santa Bárbara 2 (SB-2) puesto que los pozos situados en esta zona y a
este nivel estratigráfico reflejan buenas propiedades petrofísicas: Arena Neta
Petrolífera
(ANP) de 14 pies, una Porosidad Efectiva (Фe) de 16% a 18% y
Permeabilidades entre 90 -160 md. Además de acuerdo al análisis de asociación
de facies corresponde a un canal fluvial distributario, el cual ofrece las mejores
condiciones como reservorio. Del mismo modo se indica realizar una evaluación
298
E y P Occidente
económica a este punto de localización así como a las demás propuestas de
desarrollo planteadas en este trabajo.
Debido a la presencia de arcillas infiltradas determinadas por análisis electrónico
de barrido en las Subunidades del Miembro Santa Bárbara se recomienda tomar
medidas adecuadas en la selección de los fluidos de perforación, actividades de
reacondicionamiento y reparación de pozos para evitar el movimiento que puedan
generar obstrucción del espacio poral y a su vez ocasionar daños definitivos a la
formación.
Con los datos granulométricos procesados de las muestras de canal se sugiere
generar una base de datos oficial para el manejo del tamaño de grano en el
Miembro Santa Bárbara dentro del Yacimiento VLA-0006 con el propósito de
validar nuevos análisis sedimentológicos para futuros planes de explotación y
establecer métodos de control de arena para pozos que presenten alta tasa de
producción de arena.
Se recomienda en pozos a reparar y en futuras perforaciones la adquisición de
registros de imágenes que permitan visualizar el estado de la formación dentro del
Yacimiento VLA-0006.
Se exhorta a la empresa a mantener en continua actualización las bases de datos,
para así facilitar al personal la ejecución de los proyectos y trabajos.
Como recomendación final se sugiere llevar a cabo un estudio de análisis de
riesgo para toda el área 6/9/21.
299
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ELECTRÓNICAS
E y P Occidente
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306
E y P Occidente
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Geológico Venezolano.
307
APÉNDICE
E y P Occidente
Apéndice 1. Listado de Pozos pertenecientes al área 6/9/21.
Parcela
LAC 1
LAC 5
LAC 6
LAC 9
LAC 10
Nombre
del Pozo
VLA - 0622
VLA - 0839
VLA - 0009
VLA - 0132
VLA - 0500
VLA - 0541
VLA - 0620
VLA - 0728
VLA - 0744
VLA - 0758
VLA - 0880
VLA - 0284
VLA - 0294
VLA - 0296
VLA - 0441
VLA - 1483
VLA - 0065
VLA - 0090
VLA - 0447
VLA - 0576
VLA - 0734
VLA - 0766
VLA - 0830
VLA - 0862
VLA - 0864
VLA - 0874
VLA - 0882
VLA - 0931
VLA - 1470
VLA - 0043
VLA - 0103
VLA - 0156
VLA - 0166
VLA - 0231
VLA - 0236
VLA - 0269
VLA - 0302
VLA - 0351
VLA - 0681
VLA - 0748
VLA - 0752
VLA - 0844
VLA - 0894
VLA - 0903
VLA - 0906
VLA - 1334
VLA - 1345
Coordenadas U.T.M.
Este
Norte
223810.06
1127794.07
224197.98
1128316.07
224710.34
1126222.91
223498.65
1126232.36
223337.02
1127278.30
223806.61
1126752.83
223796.92
1125708.18
224103.26
1126178.68
224411.01
1126748.35
223968.74
1127275.09
224401.23
1125704.77
222895.42
1126238.62
223191.96
1125715.31
222583.70
1125716.80
223196.55
1126756.41
223152.25
1127020.72
223484.51
1124144.70
224097.97
1125182.66
223490.27
1125187.28
223790.29
1124667.32
223783.43
1123662.18
224089.46
1124140.70
224389.09
1123616.65
224396.20
1124660.30
223441.59
1124187.21
224995.49
1123614.21
224695.75
1124135.86
224703.00
1125180.55
224632.00
1125576.00
222882.62
1125194.26
222270.45
1124155.57
222578.20
1124672.21
222277.50
1124153.21
222276.84
1125190.97
222867.99
1124146.74
223185.01
1124670.09
222878.75
1124193.00
222327.59
1125188.15
222006.80
1123657.87
222825.14
1123799.73
222528.06
1124671.43
221904.23
1123617.48
223091.64
1125544.61
223001.43
1124588.05
222768.60
1124254.28
222317.30
1124184.37
222932.33
1124195.00
309
Profundidad
Total [Pies].
7026.34
7200.35
8334.00
7100.34
6640.32
7000.34
7006.34
7250.35
7320.35
7109.34
7270.35
7002.34
7032.34
7056.34
6406.31
7833.00
7228.35
7301.35
7000.34
6856.33
7000.00
6999.00
7440.36
7160.34
7330.35
7400.36
7200.35
7334.35
6990.00
7209.35
7400.36
6440.31
6918.33
7408.36
7105.34
7001.34
6508.31
6235.30
6310.30
7200.35
7257.35
7300.35
7335.00
7152.35
7129.34
6990.00
6530.00
Núcleo
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
Muestra
de Canal
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
E y P Occidente
…Continuación del Apéndice 1.
Parcela
Nombre del
Pozo
LAC 13
VLA - 0028
VLA - 0049
VLA - 0093
VLA - 0187
VLA - 0440
VLA - 0751
VLA - 0860
VLA - 0885
VLA - 0933
VLA - 0986
VLA - 0019
VLA - 0029
VLA - 0032
VLA - 0040
VLA - 0072
VLA - 0134
VLA - 0139
VLA - 0144
VLA - 0152
VLA - 0153
VLA - 0171
VLA - 0225
VLA - 0244
VLA - 0247
VLA - 0328
VLA - 0648
VLA - 0657
VLA - 0702
VLA - 0703
VLA - 0718
VLA - 0759
VLA - 0820
VLA - 0821
VLA - 0822
VLA - 0873
VLA - 0898
VLA - 1410
VLA - 1417
VLA - 1427
VLA - 1428
VLA - 1435
VLA - 1447
VLA - 1506
VLA - 1546
VLA - 1559
LAC 14
Coordenadas U.T.M.
Este
Oeste
224683.73
223470.50
224083.21
223475.29
223275.66
224073.98
224357.32
223396.46
224687.14
224918.67
222872.06
222256.53
221657.28
221046.40
221955.07
221648.18
221655.45
223167.98
221053.91
224864.02
222562.48
221648.59
222563.98
221350.92
221962.80
222236.74
222530.62
222270.78
221938.54
222842.28
222539.91
222192.71
221762.04
221740.10
223102.03
221608.77
221440.00
221820.06
221820.00
221440.00
221560.00
222059.35
221741.00
221955.00
222518.90
1122049.08
1122055.24
1123096.15
1123098.29
1122576.62
122052.54
1122538.48
1122194.14
1123093.48
1122471.18
1123111.95
1122066.10
1123112.76
1122074.55
122587.55
1122069.93
1122068.27
122578.07
1122072.48
1125058.45
1122586.07
1123144.94
1123622.47
1122591.75
1123632.33
1123063.50
122586.02
1122041.40
1122560.77
1123113.20
1123266.23
1122068.76
1122751.82
1121838.06
1122653.01
1123131.33
1122540.00
1121860.06
1122540.00
1121860.00
1122194.99
1123320.80
1123405.00
1123045.00
1123624.70
310
Profundidad
Total [Pies].
Núcleo
Muestra
de Canal
7214.35
7148.34
7311.35
7012.34
6700.32
7019.34
7232.35
7346.35
7100.34
7135.34
7320.00
7741.36
7300.35
7805.38
7260.35
6753.32
6670.32
6750.32
6560.32
6670.32
8480.41
7239.35
7069.34
7201.35
7250.35
6291.30
7151.34
6513.31
6300.30
7150.34
7200.35
7420.36
7225.35
7235.35
7265.35
7207.35
6610.00
6000.00
5970.00
5950.00
5906.00
7910.00
5670.00
6000.00
7300.00
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
Sí
Sí
No
No
Sí
No
No
No
No
No
Sí
No
No
Sí
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
Sí
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
Sí
Sí
No
E y P Occidente
…Continuación del Apéndice 1.
Parcela
Nombre del
Pozo
LAC 17
VLA - 0020
VLA - 0066
VLA - 0099
VLA - 0130
VLA - 0154
VLA - 0281
VLA - 0338
VLA - 0724
VLA - 0777
VLA - 0829
VLA - 1012
VLA - 0006
VLA - 0021
VLA - 0026
VLA - 0041
VLA - 0083
VLA - 0109
VLA - 0123
VLA - 0124
VLA - 0126
VLA - 0131
VLA - 0138
VLA - 0158
VLA - 0167
VLA - 0180
VLA - 0181
VLA - 0183
VLA - 0211
VLA - 0230
VLA - 0238
VLA - 0239
VLA - 0246
VLA - 0290
VLA - 0348
VLA - 0654
VLA - 0669
VLA - 0697
VLA - 0699
VLA - 0741
VLA - 0765
VLA - 0769
VLA - 0819
VLA - 0825
VLA - 0826
VLA - 0877
VLA - 1053
LAC 18
Coordenadas U.T.M.
Este
Oeste
223857.16
224068.23
224666.27
223462.87
224060.95
223760.96
223767.30
224368.89
224372.26
224675.10
223644.45
221835.19
221231.23
222243.02
222859.90
221037.79
221637.76
222548.37
222557.41
222253.84
222253.31
220739.64
222867.01
222848.62
223153.66
221944.75
221334.97
223164.08
222234.74
221953.14
223164.83
221346.98
221949.70
221405.85
222819.22
222518,20
221244.42
221605.04
223136.19
222850.80
222526.35
221117.88
221303.10
221832.04
221138.02
221954.00
1119972.66
1121006.08
1119960.60
1121012.55
1119962.33
1120487.86
1121531.49
1120483.68
1121530.08
1121005.54
1120892.96
1121281.29
1119984.03
1119959.59
1121018.96
1121028.32
1119980.61
1120494.31
1121540.49
1121005.64
1121015.11
1120501.62
1121016.36
1119970.36
1120491.67
1120502.64
1120504.90
1121535.93
1119982.91
1120499.93
1120488.85
1121546.85
1121542.85
1121546.32
1119970.46
1120496,20
1121025.43
1120019.66
1121537.10
1120322.35
1121541.46
1121318.47
1120913.08
1121237.14
1119689.14
1119781.01
311
Profundidad
Total [Pies].
Núcleo
7435.00
7200.35
7307.35
6761.33
6845.33
7100.34
6856.82
7170.00
6911.33
7065.34
7349.65
10380.00
7281.35
7281.35
7305.35
7307.35
6311.59
6510.31
6516.31
6907.33
6175.30
6606.32
6352.31
6669.32
6705.32
6902.33
7609.37
7100.34
6960.33
7241.35
7140.34
7301.35
6716.36
5630.27
7106.34
7170.00
7267.35
6944.33
7167.35
7208.35
6312.30
7110.34
7242.35
7292.35
7356.35
7345.35
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
Sí
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
Muestra
de
Canal
Sí
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
Sí
Sí
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
Sí
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
E y P Occidente
…Continuación del Apéndice 1.
Parcela
Nombre del
Pozo
LAC 18
VLA - 1125
VLA - 1145
VLA - 1241
VLA - 1271
VLA - 1280
VLA - 1285
VLA - 1321
VLA - 1325
VLA - 1326
VLA - 1329
VLA - 1331
VLA - 1332
VLA - 1335
VLA - 1341
VLA - 1343
VLA - 1344
VLA - 1347
VLA - 1348
VLA - 0129
VLA - 1278
VLA - 0045
VLA - 0082
VLA - 0111
VLA - 0145
VLA - 0148
VLA - 0163
VLA - 0200
VLA - 0333
VLA - 0372
VLA - 0636
VLA - 0761
VLA - 0795
VLA - 0872
VLA - 1170
VLA - 1183
VLA - 1268
VLA - 1289
VLA - 1361
VLA - 1548
VLA - 0030
VLA - 0050
VLA - 0104
VLA - 0113
VLA - 0146
VLA - 0164
VLA - 0169
LAC 19
LAC 21
LAC 22
Coordenadas U.T.M.
Este
Oeste
221497.43
221530.98
221343.63
221161.70
221214.27
221061.90
222084.40
222950.77
221907.37
221969.84
222255.63
221907.54
222073.25
221731.96
222259.23
222086.71
222255.63
222255.63
220732.34
220687.00
224054.35
223443.92
223446.88
223748.44
223450.99
223753.43
224272.78
224358.66
224352.29
223477.66
224262.27
223329.71
224119.83
224299.21
223496.11
223976.20
224016.30
223390.09
224100.00
222844.43
221629.11
222834.28
222543.10
223140.96
223148.90
221621.85
1120302.64
1119698.89
1121598.62
1119912.42
1120759.40
1120371.20
1121310.53
1120495.55
1121210.75
1121323.70
1121217.21
1121419.30
1121120.72
1121319.01
1121068.41
1121513.96
1121617.21
1121417.21
1120503.74
1120642.00
1118920.09
1117830.47
1118923.53
1118400.05
1117878.89
1119443.65
1118918.87
1119438.85
1118394.95
1119071.68
1117854.24
1118813.36
1119441.71
1118394.21
1117971.08
1118589.83
1118562.90
1117800.00
1117708.00
1118927.85
1118921.68
1117882.77
1119450.30
1118403.91
1119448.80
1118923.86
312
Profundidad
Total [Pies].
Núcleo
Muestra
de Canal
6975.33
7180.35
6550.31
7305.35
6030.00
6980.00
6855.00
6450.00
6604.00
6805.00
6931.00
6790.00
6860.00
6845.00
6900.00
6856.00
6900.00
6900.00
7320.35
7500.00
7384.35
7356.35
7003.34
6769.32
6573.31
6762.33
6605.32
6856.33
6716.32
6830.33
7801.38
6665.32
7400.36
6190.30
6545.31
5835.24
6100.00
7100.00
8500.00
7341.35
7391.36
6563.31
7014.00
6710.32
6850.00
6940.33
No
No
No
No
No
No
Sí
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
Sí
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
Sí
Sí
Sí
No
Sí
Sí
No
No
Sí
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
Sí
No
Sí
No
No
No
Sí
No
No
No
No
No
Sí
No
Sí
Sí
No
Sí
Sí
No
No
No
No
No
E y P Occidente
…Continuación del Apéndice 1.
Parcela
Nombre del
Pozo
LAC 22
VLA - 0191
VLA - 0228
VLA - 0242
VLA - 0249
VLA - 0251
VLA - 0588
VLA - 0649
VLA - 0650
VLA - 0799
VLA - 0857
VLA - 0883
VLA - 0896
VLA - 1011
VLA - 1049
VLA - 1283
VLA - 1327
VLA - 1363
VLA - 1374
VLA - 1451
VLA - 0051
VLA - 1176
VLA - 1182
VLA - 1188
VLA - 1194
VLA - 0550
LAC 25
LAC 26
Coordenadas U.T.M.
Este
Oeste
221929.10
216423.42
221329.96
222841.65
221934.20
222517.08
221949.49
221965.68
223141.15
222754.84
222835.62
221778.16
222045.46
222506.31
222643,00
221317.85
221330.00
222244.40
221647.99
223732.99
224041.60
224341.72
223745.40
223433.77
223132.30
1118412.30
1112186.10
1119457.55
1118919.05
1119457.10
1118427.53
1118391.08
1119478.38
1118963.81
1119081.82
1118081.97
1118797.91
1118654.05
1119261.36
1119547,50
1119455.20
1119508.00
1118985.75
1119511.98
1116311.82
1116882.09
1117352.64
1117358.57
1116836.85
1117364.88
Profundidad
Total [Pies].
Núcleo
Muestra
de Canal
7170.00
10573.51
7203.35
6502.31
7329.00
7256.35
6700.32
6413.31
7150.34
7030.34
7267.35
7300.35
7265.35
7275.35
7210.00
6135.00
6030.00
6447.00
6900.00
7229.35
6437.31
6445.31
6485.31
6545.31
7450.36
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
Sí
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
Sí
No
No
Sí
Sí
Sí
Sí
No
Área
LAC
Nombre del
Pozo
Apéndice 2. Pozos de Áreas Vecinas.
Coordenadas UTM
Profundidad
Total [Pies].
Este
Norte
1131
6
10
13
17
19
21
21
22
25
26
VLA - 1187
VLA - 1191
VLA - 1159
VLA - 1199
VLA - 0053
VLA - 1174
VLA - 1486
VLA - 0038
VLA - 1195
VLA - 0025
VLA - 0227
VLA - 1166
222312.24
221422.40
225681.94
225624.91
220458.07
225259.65
225262.00
222228.53
224645.76
222867.68
221016.59
220191.28
96
68
22
833
8
1126291.57
1123957.91
1121873.13
1120474.19
1120034.40
1118910.77
1117800.00
1117887.20
1116876.75
1116844.85
1118943.89
1120346.45
313
4600.22
7200.35
9045.94
9840.48
7376.00
7420.35
6011.00
7248.35
6430.31
7300.00
6631.32
7010.34
Núcleo
Muestra
de Canal
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
No
Sí
Sí
Sí
Sí
Sí
Sí
No
Sí
No
Sí
Sí
Sí
Tope
(pies)
5611.00
5096.00
5412.00
5652.00
5773.00
5740.00
5373.00
5525.00
5805.00
5419.00
5446.00
5582.00
5214.00
5732.00
5457.00
5953.00
6004.00
5285.00
5502.00
5472.00
5888.00
5655.00
5166.00
5359.00
VLA-0006
VLA-0009
VLA-0019
VLA-0020
VLA-0021
VLA-0026
VLA-0028
VLA-0029
VLA-0030
VLA-0032
VLA-0040
VLA-0041
VLA-0043
VLA-0045
VLA-0049
VLA-0050
VLA-0051
VLA-0065
VLA-0066
VLA-0072
VLA-0082
VLA-0083
VLA-0090
VLA-0093
Pozo
5181.00
5374.00
5668.00
5488.00
5904.00
5518.00
6017.00
5296.84
5963.00
5749.00
5477.00
5233.00
5461.00
5602.00
5436.00
5536.00
5823.00
5382.00
5785.00
5760.00
5672.00
5106.00
5429.00
Base
(pies)
5628.00
15.00
15.00
13.00
16.00
16.00
16.00
13.00
11.84
10.00
17.00
20.00
19.00
15.00
20.00
17.00
11.00
18.00
9.00
12.00
20.00
20.00
10.00
17.00
Espesor
(pies).
17.00
5.00
12.00
8.00
10.00
6.00
12.00
8.00
11.00
6.00
12.00
16.00
16.00
11.00
11.00
10.00
7.00
12.00
4.00
8.00
10.00
13.00
7.60
9.00
ANT
(pies).
11.50
0.00
0.00
0.00
0.00
3.00
0.00
6.00
6.00
6.00
5.00
0.00
5.00
9.00
0.00
8.00
0.00
10.00
2.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
ANP
(pies).
0.00
314
0.0
0.0
0.0
0.0
4.4
0.0
9.5
19.5
0.0
2.0
0.0
0.0
21.5
0.0
8.6
0.0
9.4
19.5
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
Vsh
(%).
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
40.0
0.0
20.2
19.1
0.0
21.0
0.0
21.2
18.9
0.0
20.3
0.0
20.2
19.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
ΦT
(%).
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
38.3
0.0
18.3
15.5
0.0
20.5
0.0
21.2
14.9
0.0
18.6
0.0
18.4
15.8
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
ΦEf
(%).
0.0
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
139.94
74.14
0.00
204.39
0.00
231.39
56.84
0.00
153.63
0.00
152.90
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
K
(md).
0.00
Apéndice 3. Resultados de Evaluación Petrofísica para Santa Bárbara 1 (SB-1).
0.0
0.0
0.0
0.0
47.6
0.0
46.9
43.1
0.0
44.8
0.0
41.8
34.4
0.0
41.5
0.0
33.0
45.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
Sw
(%).
0.0
0.00
0.00
0.00
0.00
52.39
0.00
53.08
56.86
0.00
55.16
0.00
58.19
65.58
0.00
58.47
0.00
66.99
55.01
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
So
(%).
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
6286.80
0.00
6420.56
6519.57
0.00
5780.77
0.00
6159.41
11155.16
0.00
9495.53
0.00
13518.58
2102.48
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Φ*So*H (pies).
E y P Occidente
5552.00
5344.00
5946.00
5754.00
5769.00
5801.00
5669.00
5556.00
5630.00
5685.00
5544.00
5624.00
5099.00
5326.00
5531.00
5691.00
5534.00
5365.00
5797.00
5849.00
5896.00
5470.00
5491.00
5608.00
5300.00
5586.00
5385.00
VLA-0099
VLA-0103
VLA-0104
VLA-0109
VLA-0111
VLA-0113
VLA-0123
VLA-0124
VLA-0126
VLA-0129
VLA-0130
VLA-0131
VLA-0132
VLA-0133
VLA-0134
VLA-0138
VLA-0139
VLA-0140
VLA-0145
VLA-0146
VLA-0148
VLA-0152
VLA-0153
VLA-0154
VLA-0156
VLA-0158
VLA-0160
5606.00
5400.00
5313.00
5503.00
5621.00
5485.00
5866.00
5911.00
5814.00
5547.32
5372.00
5704.00
5338.00
5548.00
5113.00
5560.00
5644.00
5700.00
5571.00
5648.00
5685.00
5785.00
5824.00
5770.00
5363.00
5967.00
5565.00
20.00
15.00
13.00
12.00
13.00
15.00
17.00
15.00
17.00
13.32
7.00
13.00
12.00
17.00
14.00
16.00
20.00
15.00
15.00
18.00
16.00
16.00
23.00
16.00
19.00
21.00
13.00
9.00
10.00
7.00
7.00
9.00
10.00
9.00
11.00
5.00
11.00
4.00
10.00
8.00
11.20
9.00
10.00
11.00
4.00
7.60
10.00
12.00
10.00
11.00
9.00
15.00
9.00
8.00
0.00
4.00
0.00
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6.00
5.50
6.00
0.00
4.50
0.00
0.00
5.75
321
10.1
0.0
0.0
0.0
0.0
15.8
13.4
0.0
20.8
45.4
1.1
10.5
9.0
8.0
0.0
23.5
0.9
0.0
12.9
23.4
0.0
0.0
15.3
0.0
18.2
21.8
0.0
20.5
26.4
16.5
20.1
20.2
22.3
0.0
18.7
21.6
0.0
25.1
21.2
0.0
0.0
15.3
0.0
15.5
19.4
0.0
16.6
14.4
16.4
18.1
18.5
20.7
0.0
14.4
19.7
0.0
22.1
281.83
0.00
0.00
59.33
0.00
84.41
277.42
0.00
135.65
43.02
78.67
134.17
142.10
252.83
0.00
49.54
204.34
0.00
369.29
41.2
0.0
0.0
37.1
0.0
22.6
25.0
0.0
23.5
18.7
48.3
31.0
19.9
33.3
0.0
33.1
28.9
0.0
25.5
58.82
0.00
0
62.90
0.00
77.36
75.04
0.00
76.47
81.30
51.70
69.00
80.10
66.75
0.00
66.86
71.10
0.00
74.50
6537.84
0.00
0.00
5275.74
0.00
4919.71
8580.45
0.00
13723.50
3748.95
1924.02
8321.40
8907.92
8919.14
0.00
5623.26
0.00
0.00
10752.21
E y P Occidente
VLA-0006
VLA-0009
VLA-0019
VLA-0020
VLA-0021
VLA-0026
VLA-0028
VLA-0029
VLA-0030
VLA-0032
VLA-0040
VLA-0041
VLA-0043
VLA-0045
VLA-0049
VLA-0050
VLA-0051
VLA-0065
VLA-0066
VLA-0072
VLA-0082
VLA-0083
VLA-0090
VLA-0093
VLA-0099
VLA-0103
VLA-0104
VLA-0109
Pozo
Tope
(Pies).
5628.00
5106.00
5429.00
5672.00
5785.00
5760.00
5382.00
5536.00
5823.00
5436.00
5461.00
5602.00
5233.00
5749.00
5477.00
5963.00
6017.00
5296.84
5518.00
5488.00
5904.00
5668.00
5181.00
5374.00
5565.00
5363.00
5967.00
5770.00
Base
(Pies).
5638.00
5116.00
5442.00
5700.00
5793.00
5777.00
5405.00
5547.00
5845.00
5458.00
5468.00
5612.00
5261.00
5774.00
5497.00
5976.00
6046.00
5318.00
5537.00
5505.00
5941.00
5680.00
5202.00
5393.00
5585.00
5381.00
5997.00
5790.00
Espesor
(Pies).
10.00
10.00
13.00
28.00
8.00
17.00
23.00
11.00
22.00
22.00
7.00
10.00
28.00
25.00
20.00
13.00
29.00
21.16
19.00
17.00
37.00
12.00
21.00
19.00
20.00
18.00
30.00
20.00
ANT
(Pies).
5.50
8.60
12.00
19.00
3.00
12.00
18.00
5.00
11.00
17.00
0.00
6.00
24.00
21.00
8.00
8.00
22.00
15.00
9.00
10.00
0.00
0.00
8.00
13.00
12.00
6.00
12.00
11.00
ANP
(Pies).
0.00
0.00
8.00
17.00
1.00
0.00
14.00
0.00
7.00
12.00
0.00
0.00
4.00
17.00
0.00
0.00
19.00
14.00
6.00
0.00
0.00
0.00
0.00
11.00
4.00
0.00
9.00
7.00
322
10.8
19.5
Vsh
(%).
0.0
0.0
8.3
20.3
26.1
0.0
19.1
0.0
10.8
14.3
0.0
0.0
4.7
14.7
0.0
0.0
12.3
17.1
15.2
0.0
0.0
0.0
0.0
20.7
15.0
ΦT
(%).
0.0
0.0
20.3
19.0
18.4
0.0
19.1
0.0
20.0
19.6
0.0
0.0
20.7
19.6
0.0
0.0
19.9
19.4
19.6
0.0
0.0
0.0
0.0
19.0
19.6
0.0
20.0
19.1
ΦEf
(%).
0.0
0.0
18.7
15.3
13.6
0.0
15.7
0.0
18.0
17.0
0.0
0.0
19.7
16.9
0.0
0.0
17.5
16.1
16.7
0.0
0.0
0.0
0.0
15.2
16.9
0.0
17.9
15.6
K
(md).
0.00
0.00
152.00
70.67
33.13
0.00
87.08
0.00
146.95
111.46
0.00
0.00
169.30
112.53
0.00
0.00
113.00
86.29
105.91
0.00
0.00
0.00
0.00
78.66
121.32
0.00
127.24
89.35
Apéndice 4. Resultados de Evaluación Petrofísica para Santa Bárbara 2 (SB-2).
Sw
(%).
0.0
0.0
31.5
28.9
40.0
0.0
26.6
0.0
38.7
28.9
0.0
0.0
47.0
30.7
0.0
0.0
18.8
35.0
46.0
0.0
0.0
0.0
0.0
41.9
42.4
0.0
31.1
36.2
So
(%).
0.00
0.00
68.50
71.10
60.00
0.00
73.40
0.00
61.30
71.10
0.00
0.00
53.00
69.30
0.00
0.00
81.20
65.00
54.00
0.00
0.00
0.00
0.00
58.10
57.60
0.00
68.90
63.80
0.00
0.00
11124.40
22965.30
1104.00
0.00
19627.16
0.00
8582.00
16722.72
0.00
0.00
4388.40
23090.76
0.00
0.00
30701.72
17654.00
6350.40
0.00
0.00
0.00
0.00
12142.90
4515.84
0.00
12402.00
8530.06
Φ*So*h (Pies).
E y P Occidente
VLA-0111
VLA-0113
VLA-0123
VLA-0124
VLA-0126
VLA-0129
VLA-0130
VLA-0131
VLA-0132
VLA-0133
VLA-0134
VLA-0138
VLA-0139
VLA-0140
VLA-0145
VLA-0146
VLA-0148
VLA-0152
VLA-0153
VLA-0154
VLA-0156
VLA-0158
VLA-0160
VLA-0163
VLA-0164
VLA-0166
VLA-0167
VLA-0169
VLA-0171
VLA-0180
VLA-0181
VLA-0183
5785.00
5824.00
5685.00
5571.00
5648.00
5700.00
5560.00
5644.00
5113.00
5338.00
5548.00
5704.00
5547.32
5372.00
5814.00
5866.00
5911.00
5485.00
5503.00
5621.00
5313.00
5606.00
5400.00
5719.00
5772.00
5360.00
5723.00
5931.00
5482.00
5637.00
5723.00
5726.00
5800.00
5837.00
5704.00
5582.00
5660.00
5709.00
5579.00
5655.00
5129.00
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5564.00
5713.00
5560.00
5390.00
5848.00
5880.00
5948.00
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5649.00
5330.00
5619.00
5414.00
5740.00
5800.00
5382.00
5747.00
5941.00
5501.00
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5746.00
5738.00
15.00
13.00
19.00
11.00
12.00
9.00
19.00
11.00
16.00
16.00
16.00
9.00
12.68
18.00
34.00
14.00
37.00
7.00
13.00
28.00
17.00
13.00
14.00
21.00
28.00
22.00
24.00
10.00
19.00
27.00
23.00
12.00
11.00
9.00
9.00
5.60
4.00
4.00
14.00
6.00
12.00
8.00
3.60
5.00
3.00
15.00
18.00
8.00
6.00
4.00
4.00
17.00
11.00
9.00
6.00
15.00
24.00
17.00
13.00
6.00
4.00
6.00
13.00
7.00
9.00
3.00
0.00
1.60
0.00
1.00
9.00
0.00
0.00
0.00
0.00
2.00
0.00
7.00
18.00
3.00
3.00
2.00
0.00
12.00
0.00
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0.00
13.00
0.00
0.00
11.00
0.00
0.00
6.00
4.00
7.00
323
14.9
0.0
0.0
16.6
0.0
0.0
13.0
13.0
15.9
0.0
14.3
0.0
7.6
10.5
4.1
0.0
10.4
0.0
32.6
11.9
0.0
0.0
0.0
0.0
5.5
0.0
10.4
13.5
26.6
1.5
20.1
20.7
0.0
20.1
0.0
17.7
19.9
0.0
0.0
0.0
0.0
20.6
0.0
20.1
19.7
18.4
21.0
21.1
0.0
19.6
0.0
20.4
0.0
19.6
0.0
0.0
19.4
0.0
0.0
19.8
19.8
19.5
18.1
19.9
0.0
18.0
0.0
11.9
17.6
0.0
0.0
0.0
0.0
19.5
0.0
18.1
17.2
13.5
20.7
20.9
0.0
17.0
0.0
18.9
0.0
16.8
0.0
0.0
16.3
0.0
0.0
17.4
17.4
16.6
130.90
187.01
0.00
121.81
0.00
18.59
119.57
0.00
0.00
0.00
0.00
169.43
0.00
139.24
119.45
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211.87
219.23
0.00
112.03
0.00
153.68
0.00
104.78
0.00
0.00
90.58
0.00
0.00
129.52
124.04
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0.0
47.4
0.0
45.3
38.5
0.0
0.0
0.0
0.0
47.7
0.0
36.3
19.1
48.1
42.9
44.7
0.0
37.2
0.0
39.3
0.0
37.5
0.0
0.0
35.8
0.0
0.0
25.7
42.9
36.9
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53.60
0.00
52.60
0.00
54.70
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0.00
0.00
0.00
0.00
52.30
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0.00
60.70
0.00
62.50
0.00
0.00
64.20
0.00
0.00
74.30
57.10
63.10
12373.56
3328.56
0.00
1691.62
0.00
968.19
11014.65
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0.00
0.00
0.00
2154.76
0.00
8962.59
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2864.88
3597.30
2333.66
0.00
14770.56
0.00
8667.96
0.00
15925.00
0.00
0.00
13700.28
0.00
0.00
8826.84
4522.32
8613.15
E y P Occidente
VLA-0187
VLA-0191
VLA-0200
VLA-0211
VLA-0225
VLA-0228
VLA-0230
VLA-0231
VLA-0236
VLA-0237
VLA-0238
VLA-0239
VLA-0241
VLA-0242
VLA-0244
VLA-0246
VLA-0247
VLA-0249
VLA-0251
VLA-0269
VLA-0281
VLA-0284
VLA-0290
VLA-0294
VLA-0302
VLA-0328
VLA-0331
VLA-0333
VLA-0338
VLA-0348
VLA-0351
VLA-0372
5402.00
5984.00
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5729.00
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5502.00
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5819.00
5814.00
5303.85
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5091.00
5599.00
5158.73
5336.00
5396.00
5379.00
5645.00
5495.00
5608.00
5193.00
5767.00
5423.00
5997.00
5741.84
5552.00
5462.00
5890.00
5779.00
5203.00
5367.00
5469.00
5752.00
5670.00
5517.00
5858.00
5408.00
5629.00
5484.00
5842.00
5824.00
5324.00
5605.00
5103.00
5616.00
5169.00
5359.00
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E y P Occidente
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VLA-0933
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10.0
20.4
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19.1
15.1
0.0
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13.3
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30.1
0.0
1.0
20.2
0.0
0.0
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0.0
0.0
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18.9
20.1
19.3
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19.7
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19.8
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33.9
32.5
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0.0
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10852.92
20198.25
8800.80
2658.48
8148.75
5920.25
42252.84
23914.98
13027.50
914.13
2318.96
16878.96
9079.20
5478.20
7042.20
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0.00
582.90
0.00
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0.00
6961.50
0.00
7657.65
0.00
0.00
11985.39
E y P Occidente
VLA-1347
VLA-1348
VLA-1361
VLA-1363
VLA-1374
VLA-1410
VLA-1417
VLA-1427
VLA-1428
VLA-1435
VLA-1447
VLA-1451
VLA-1470
VLA-1483
VLA-1506
VLA-1546
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5875.00
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12.00
8.00
39.00
9.00
23.00
20.29
12.00
12.00
13.00
13.99
16.40
13.00
11.00
11.00
20.00
21.00
5.25
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11.50
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9.00
0.00
7.00
8.00
8.25
0.00
0.00
0.00
0.50
3.00
9.00
0.00
0.00
4.50
2.50
4.50
3.75
0.00
1.25
4.50
8.00
328
0.0
0.0
0.0
1.8
8.4
21.9
0.0
0.0
13.6
16.2
5.5
16.2
0.0
0.0
22.8
12.2
0.0
0.0
0.0
21.0
18.4
18.9
0.0
0.0
20.6
20.3
20.6
13.6
0.0
28.1
21.8
24.3
0.0
0.0
0.0
20.6
16.8
14.8
0.0
0.0
17.8
17.2
19.5
11.2
0.0
28.1
16.7
21.5
0.00
0.00
0.00
205.20
108.70
61.21
0.00
0.00
125.55
132.60
170.56
14.55
0.00
934.23
99.97
310.26
0.0
0.0
0.0
47.1
33.9
25.5
0.0
0.0
18.4
18.4
0.0
38.0
0.0
48.2
38.6
19.1
0.00
0.00
0.00
52.90
66.10
74.50
0.00
0.00
81.60
81.60
0.00
62.00
0.00
51.80
61.40
80.90
0.00
0.00
0.00
555.45
3648.72
12672.45
0.00
0.00
7564.32
4141.20
0.00
3162.00
0.00
1819.48
6023.34
15726.96
E y P Occidente
VLA-0030
VLA-0082
VLA-0104
VLA-0145
VLA-0148
VLA-0228
VLA-0249
VLA-0372
VLA-0550
VLA-0761
VLA-0857
VLA-0883
VLA-0896
VLA-1170
VLA-1182
VLA-1289
VLA-1361
VLA-1374
Pozo
Tope
(Pies).
5835.00
5914.00
5983.00
5825.00
5918.00
5877.00
5831.00
5781.00
6022.21
5870.00
5875.00
5967.00
5963.00
5799.00
5929.00
5834.00
5948.00
5878.00
Base
(Pies).
5845.00
5941.00
5997.00
5848.00
5948.00
5890.00
5842.00
5805.00
6046.00
5887.00
5886.00
5985.00
5974.00
5823.00
5949.00
5854.00
5977.00
5887.00
Espesor
(Pies).
10.00
27.00
14.00
14.00
30.00
13.00
11.00
12.00
23.79
17.00
11.00
18.00
11.00
9.42
10.22
5.00
29.00
9.00
ANT
(Pies).
6.00
25.00
13.00
14.00
26.00
8.00
7.00
10.00
19.00
11.00
6.01
9.00
4.00
3.00
7.00
4.00
27.50
4.25
ANP
(Pies).
3.00
25.00
11.00
10.00
25.00
0.00
6.00
9.00
19.00
10.00
0.00
6.00
0.00
2.00
1.00
3.00
23.50
0.00
329
Vsh
(%).
35.2
18.5
10.0
30.7
14.1
0.0
25.6
18.7
13.4
14.9
0.0
12.7
0.0
18.4
36.4
32.9
17.5
0.0
ΦT
(%).
17.5
40.0
20.1
17.9
19.7
0.0
18.5
19.2
19.8
19.6
0.0
19.8
0.0
19.2
17.3
17.7
19.3
0.0
Φef
(%).
11.3
32.6
18.3
12.4
17.0
0.0
13.8
15.7
17.2
16.8
0.0
17.5
0.0
16.0
11.0
11.9
16.0
0.0
14.76
1674.62
150.65
24.33
99.28
0.00
40.10
68.93
103.65
101.50
0.00
128.86
0.00
121.85
13.08
20.22
80.12
0.00
K (md).
Sw
(%).
37.8
20.6
14.2
22.6
16.1
0.0
45.4
7.7
23.7
26.9
0.0
33.9
0.0
6.1
43.1
28.9
26.5
0.0
Apéndice 5. Resultados de Evaluación Petrofísica para Santa Bárbara 3 (SB-3).
62.25
79.37
85.80
77.39
83.85
0.00
54.60
92.30
76.30
73.10
0.00
66.07
0.00
93.90
56.90
71.10
73.54
0.00
So (%).
Φ*So*h
(Pies).
3260.66
79370.00
18979.82
13876.03
41254.20
0.00
6060.60
15949.44
28704.06
14327.60
0.00
7861.01
0.00
3605.76
984.37
3775.41
33388.63
0.00
E y P Occidente