Análisis geológico del yacimiento C-Superior VLG3676 ...

Sileina Anielis Bozo Zacarías

TESIS

Análisis geológico del yacimiento C-Superior VLG3676 perteneciente a la

Unidad de Producción Ceutatreco, División Lago, Distrito Lago Sur.

Página legal Título de la obra: Análisis geológico del yacimiento C-Superior VLG3676 perteneciente

a la Unidad de Producción Ceutatreco, División Lago, Distrito Lago Sur, 56pp. Editorial Digital Universitaria de Moa, año.2015 -- ISBN:

1. Autor: Sileina Anielis Bozo Zacarías 2. Institución: Instituto Superior Minero Metalúrgico ¨ Dr. Antonio Núñez

Jiménez¨ Edición: Lic. Liliana Rojas Hidalgo Corrección: Lic. Liliana Rojas Hidalgo Digitalización. Lic. Liliana Rojas Hidalgo

Institución de los autores: ISMM ¨ Dr. Antonio Núñez Jiménez¨ Editorial Digital Universitaria de Moa, año 2015

La Editorial Digital Universitaria de Moa publica bajo licencia Creative Commons de tipo Reconocimiento No Comercial Sin Obra Derivada, se permite su copia y distribución por cualquier medio siempre que mantenga el reconocimiento de sus autores, no haga uso comercial de las obras y no realice ninguna modificación de ellas. La licencia completa puede consultarse en: http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/2.5/ar/legalcode Editorial Digital Universitaria Instituto Superior Minero Metalúrgico Ave Calixto García Íñiguez # 75, Rpto Caribe Moa 83329, Holguín Cuba e-mail: [email protected] Sitio Web: http://www.ismm.edu.cu/edum

http://www.ismm.edu.cu/edum

Instituto Superior Minero Metalúrgico

“Dr. Antonio Núñez Jiménez”

Facultad de Geología y Minería

Departamento de Geología

Análisis geológico del yacimiento C-Superior VLG3676 perteneciente a la

Unidad de Producción Ceutatreco, División Lago, Distrito Lago Sur.

Maestría en geología, mención prospección y exploración de yacimientos de petróleo

y gas. 8va edición.

Autor:

Ing. Bozo Zacarías, Sileina Anielis

Tutor (es): Ms.c Salazar Mavares, Osmel Aristóbulo (Industrial).

Dr.c Rodríguez Infante, Alina (Académica).

Venezuela, Julio 2015.

Análisis geológico del yacimiento C-Superior VLG3676 perteneciente a la Unidad de Producción Ceutatreco, División Lago, Distrito Lago Sur.

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ÍNDICE

INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………………….1

CAPÍTULO 1. Caracterización geológica del área en estudio………………...…10

1.1. Introducción……………………………………………………...……………………10

1.2. Historia del yacimiento C-SUP VLG3676…………………………………….…..10

1.3. Ubicación del área en estudio……...……………………………………………..….11

1.4. Columna estratigráfica del área……………………………………………………...11

1.5. Estado del arte…………………………………………………….............................15

1.6. Conclusiones parciales……………………………………………………………….18

CAPÍTULO 2. Metodología de la investigación…………………………...…….…..19

2.1. Introducción…………………………………………………………………………….19

2.2. Describir la estructura geológica del yacimiento…………………………………..20

2.2.1. Revisión y control de calidad de los datos…………………………………..……20

2.2.2. Calibración sísmica-pozo………………………………………………………..….24

2.2.3. Análisis e interpretación de datos sísmicos……………………………………....26

2.2.4. Conversión tiempo-profundidad……………………………………………………27

2.2.5. Generación de mapas estructurales en profundidad…………………………...28

2.3. Analizar el modelo estratigráfico del yacimiento a través de

correlaciones………………………………………………………………………………...33

2.3.1. Revisión de datos y selección de pozos claves…………………………………33

2.3.2. Revisión de núcleos y correlación núcleo-perfil…………………………….……33


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2.3.3. Definición de cronoestratigrafía y litoestratigrafía………………………………..34

2.4. Interpretar el modelo sedimentológico del área, a partir de la información de

núcleos y facies……………………………………………………………………………..36

2.5. Estudiar el modelo petrofísico del yacimiento a través de registros, perfiles y

núcleos…………………………………………………………………………………….…39

2.6. Calcular P.O.E.S. y G.O.E.S. a partir del modelo geológico, datos petrofísicos y

del modelo sedimentológico……………………………………………………………....44

2.7. Conclusiones parciales…………………………………………………….…………46

CAPÍTULO 3. Análisis e interpretación de resultados…………………………….47

3.1. Describir la estructura geológica del yacimiento…………………………………..47

3.2. Analizar el modelo estratigráfico del yacimiento a través de

correlaciones………………………………………………………………………………...48

3.3. Interpretar el modelo sedimentológico del área, a partir de la información de

núcleos y facies……………………………………………………………………………..49

3.4. Estudiar el modelo petrofísico del yacimiento a través de registros, perfiles y

núcleos……………………………………………………………………………………….49

3.5. Calcular P.O.E.S. y G.O.E.S. a partir del modelo geológico, datos petrofísicos y

del modelo sedimentológico……………………………………………………………….49

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES……………………………………………50

Conclusiones………………………………………………………………………………...50

Recomendaciones…………………………………………………………………………..52

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS………………………………………………...……53


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ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 2-1. Levantamientos sísmicos 2D asociados al área de estudio……………...21

Tabla 2-2. Valores de POES y GOES resultantes para el yacimiento C-SUP

VLG3676…………………………………………………………………………………..…46


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ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1-1. Ubicación geográfica del área de estudio, campo bloque VII:

Ceuta…………………………………………………………………………………………11

Figura 1-2. Columna estratigráfica del área de estudio, campo bloque VII:

Ceuta………………………………………………………………………………………....13

Figura 1-3. Registro tipo gamma ray (GR) - resistividad de los intervalos B-Superior

del miembro informal arenas “B” (Eoceno “B”) de la formación Misoa en el pozo VLG-

3691………………………………………………………………………………………...14

Figura 2-1. Metodología empleada para el desarrollo de la investigación……….….19

Figura 2-2. Distribución de levantamientos sísmicos 2D en el área de

estudio………………………………………………………………………………………..21

Figura 2-3. Gráfico de curvas T-Z para pozos de la poligonal del yacimiento………22

Figura 2-4. Gráfico de curvas T-Z para pozos de la zona de amarre……………..….23

Figura 2-5. Calibración sísmica-pozo VLG-3807………………………………………..25

Figura 2-6. Calibración sísmica-pozo VLG-3747………………………………………..26

Figura 2-7. Modelo de velocidades RMS…………………………………………...……27

Figura 2-8. Conversión tiempo-profundidad del mapa estructural del tope de

Eoceno “C” (C-1)…………………………………………………………………………....29

Figura 2-9. Mapa estructural de la discordancia del Eoceno (EREO)……………….30

Figura 2-10. Mapa estructural del B-SUP (Unidad B-5)………………………………..31

Figura 2-11. Mapa estructural del B-INF (Unidad B-6)…………………………………32

Figura 2-12. Unidades estratigráficas evaluadas en este estudio………………..….34

Figura 2-13. Zonación palinológica para la Cuenca de Maracaibo según Pitelli y Di

Giacomo (1990) y Rull (1993), especialistas de MARAVEN, S.A………………….…35

Figura 2-14. Núcleos de la unidad B-5 en el pozo VLG3782………………………….37

Figura 2-15. Lutitas del tope de la unidad B-6 (Contacto entre B-Superior y B-Inferior)

en el pozo VLG3782……………………………………………………………………..…38

Figura 2-16. Mapas isópacos para el yacimiento……………………………………….40


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Figura 2-17. Mapas isópacos para el yacimiento………………………………….…...41

Figura 2-18. Mapas isópacos para el yacimiento……………………………….……...42

Figura 2-19. Mapas isópacos para el yacimiento………………………………………..43


- 1 -

INTRODUCCIÓN

Venezuela tiene una economía orientada a las exportaciones. La principal

actividad económica de Venezuela es la explotación y refinación de petróleo para

la exportación. El petróleo en Venezuela es procesado por la empresa estatal

Petróleos de Venezuela (PDVSA). Su explotación oficial se inicia a partir de 1875,

con la participación de la compañía petrolera del Táchira en la hacienda «La

Alquitrana» localizada en el estado Táchira; luego es construida la primera

refinería en la cual se obtenían productos como el queroseno y el gasóleo. El

reventón del pozo Zumaque I en 1914 marca el comienzo de la explotación

petrolera comercial a gran escala, accionando una gran cantidad de eventos que

cambiaron drásticamente el rumbo del país. Mediante iniciativa y participación de

Venezuela dentro del mercado petrolero mundial es fundada la Organización de

Países Exportadores de Petróleo (OPEP)

(http://www.monografias.com/trabajos61/petroleos-venezuela/petroleos-

venezuela.shtml)

El petróleo ha sido utilizado desde la temprana historia del hombre como

combustible para el fuego, y para la guerra. Su gran importancia para la economía

mundial se desarrolló, sin embargo, de manera muy lenta, siendo la madera y el

carbón los principales combustibles utilizados para calentar y cocinar, y el aceite

de ballena el preferido para iluminación, hasta ya entrado al sigloXIX.

(http://www.monografias.com/trabajos61/petroleos-venezuela/petroleos-

venezuela.shtml)

Una temprana industria petrolera apareció en el siglo VIII cuando las calles de

Bagdad fueron pavimentadas con alquitrán (tar) derivado del petróleo por medio


- 2 -

de destilación destructiva. En el siglo IX se llegaron a explotar campos petroleros

en el área cercana a Bakú, en Azerbaiyán, para producir nafta. Estos campos

fueron descritos por al-Masudi en el siglo X, y por Marco Polo en el XIII, que

calificó a la producción de esos pozos petrolíferos como de cientos de naves. El

petróleo también fue destilado por al-Razi en el siglo IX, produciendo compuestos

químicos como el queroseno en el alambique. Este producto fue utilizado para la

iluminación gracias a la invención paralela de las lámparas de Queroseno, dentro

de la industria de las lámparas de aceite

(http://es.wikipedia.org/wiki/Econom%C3%ADa_de_Venezuela)

La Revolución industrial generó una necesidad cada vez mayor de energía, la cual

se abastecía principalmente de carbón. Por otro lado, se descubrió que el

queroseno podía extraerse del petróleo crudo, y que podía utilizarse como

combustible. El petróleo comenzó a tener una fuerte demanda, y para el siglo XX

se convirtió en una de las principales materias primas del comercio mundial. El

petróleo es una actividad primaria.

(http://es.wikipedia.org/wiki/Econom%C3%ADa_de_Venezuela)

La corporación estatal Petróleos de Venezuela o Petroven como se la llamó

inicialmente o PDVSA como es conocida en la actualidad, fue creada bajo la forma

de Sociedad Anónima por Decreto Nº 1123 del 30 de agosto de 1975 con la

misión de "cumplir y ejecutar la política que dicte en materia de hidrocarburos el

Ejecutivo Nacional, por órgano del Ministerio de Energía y Minas (actualmente

Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo)". En cumplimiento de este

mandato la empresa se encarga de planificar, coordinar y supervisar todo lo

concerniente a la industria petrolera nacional.

(http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leos_de_Venezuela)


- 3 -

Petróleos de Venezuela, Sociedad Anónima (PDVSA) es una empresa venezolana

cuyas actividades son la explotación, producción, refinación, mercadeo y

transporte del petróleo venezolano. Fue creada por decreto gubernamental

durante la primera presidencia de Carlos Andrés Pérez luego de la nacionalización

de la industria petrolera, dando inicio a sus operaciones el 1 de enero de 1976.

PDVSA aparece en lista Global 500 de la revista Fortune, en el puesto 41, entre

las empresas más grandes del mundo en base a sus ingresos, siendo la tercera

en la región de Latinoamérica. La petrolera, posee las mayores reservas

petrolíferas del mundo, alcanzando a finales de 2013, una suma total certificada

de 298.353 millones de barriles, que representan el 20% de las reservas

mundiales de este recurso. La empresa espera, luego de finalizar la cuantificación

de las reservas de petróleo en la Faja del Orinoco, incrementar aún más esta cifra,

de acuerdo con lo estipulado en el Proyecto Magna Reserva. Al finalizar dicho

proyecto, Venezuela deberá poseer reservas probadas con un total cercano a

316.000 millones de barriles, la mayoría de ellos correspondientes a crudo

extrapesado. La estatal pública tiene operaciones en Argentina, Paraguay,

Uruguay, Ecuador, Bolivia, Brasil y Cuba.

(http://es.wikipedia.org/wiki/Industria_petrolera)

PDVSA está dividida en cuatro unidades de trabajo, según las funciones que

realiza cada una:

• Exploración y Producción: Área encargada de la evaluación, exploración,

certificación y perforación de yacimientos de petróleo. Siendo el primer

eslabón de la cadena, cubre además la perforación y construcción de los

pozos petrolíferos.

• Refinación: Área encargada de la separación, mejoramiento y obtención

de productos o derivados del petróleo a través de plantas de procesamiento

y refinerías.


- 4 -

• Distribución y comercialización: Área encargada de colocar los

productos obtenidos (crudo) en los diferentes mercados internacionales, y

(derivados) en mercados nacionales e internacionales.

• Gas: Con unas reservas probadas por 147 billones de pies cúbicos,

Venezuela es una de las potencias mundiales del sector de hidrocarburos

gaseosos.

El yacimiento C-SUP VLG3676, se encuentra ubicado en el campo bloque VII:

Ceuta, del Lago de Maracaibo. Estratigráficamente, este yacimiento corresponde a

las areniscas del Eoceno “C” de la formación Misoa de temprano a medio. (Léxico

Estratigráfico de Venezuela, 1997).

Debido a las características geológicas, petrofísicas y de fluidos (grados API y

presiones) que presenta el Eoceno “C” dentro del área de estudio,

estratigráficamente se subdividió el yacimiento de la siguiente manera: Un

intervalo o secuencia C-SUP (superior) que incluye las unidades C-1, C-2 y C-3 y

un intervalo o secuencia C-INF (inferior) que incluye las unidades C-4, C-5, C-6 y

C-7.

Los resultados obtenidos obedecen a variaciones en la interpretación lo cual

generó un sometimiento de reservas probadas por concepto de revisión por

división, asociado al cambio de los siguientes parámetros oficiales para C-SUP:

disminución del área total de 36.400 a 31.067 acres, disminución de la porosidad

de 14 a 13%, disminución del Boi de 1,456 a 1,359, incremento de la So de 75 a

77,3% además de cambios en la interpretación de la permeabilidad absoluta de 70

a 65 mD. (Léxico Estratigráfico de Venezuela, 1997).


- 5 -

Para el caso del yacimiento C-SUP VLG3676, se consideró el PVT del pozo VLG-

3772 como el más representativo del yacimiento.

A partir de las características determinadas para el yacimiento C-SUP VLG3676,

se estimó una eficiencia de recobro de petróleo de 23,6% y de 85,7% para el gas

asociado.

La división del yacimiento oficial C-SUP VLG3676 involucró una redistribución de

la producción. Se determinó que el yacimiento C-SUP VLG3676 ha producido un

total de 144.867 MBN de petróleo y 123.359 MMPCN de gas asociado.

Las reservas probadas para C-SUP VLG3676 fueron estimadas en 696.400 MBN

de petróleo y 1.992.753 MMPCN, mientras que las reservas probables (C-SUP

201 y C-SUP 301) y posibles (C-SUP 801 y C-SUP 901) a incorporar suman

186.843 MBN más 534.653 MMPCN y 189.945 MBN más 543.532 MMPCN

respectivamente.

Esta investigación surge de la necesidad de información actualizada que presenta

la Unidad de Producción CEUTATRECO para establecer y desarrollar planes

futuros en el Yacimiento C-SUP VLG3676, cabe destacar que este es uno de los

Yacimientos con mayor capacidad de producción con la que cuenta la Unidad de

Producción.

Es por ello que se plantea lo siguiente:

Problema De Investigación:

Necesidad de realizar un análisis geológico que posibilite obtener información

fidedigna del yacimiento C-SUP VLG3676 perteneciente a la Unidad de

Producción Ceutatreco para lograr proponer una futura explotación del mismo.


- 6 -

Objeto de Estudio:

Análisis geológico.

Campo de Acción:

Yacimiento C-SUP VLG3676.

Objetivo general:

Analizar geológicamente el yacimiento C-Superior VLG3676 perteneciente a la

Unidad de Producción Ceutatreco, División Lago, Distrito Lago Sur para fomentar

un plan de explotación productiva de las arenas que lo conforman.

Objetivos Específicos

• Describir la estructura geológica del yacimiento C-Superior VLG3676.

• Analizar el modelo estratigráfico del Yacimiento C-Superior VLG3676 a

través de correlaciones.

• Interpretar el modelo sedimentológico del área, a partir de la información de

núcleos y facies.

• Estudiar el modelo petrofísico del yacimiento a través de registros, perfiles y

núcleos.

• Calcular el P.O.E.S y G.O.E.S. a partir del modelo geológico, datos

petrofísicos y del modelo sedimentológico a obtener con el presente trabajo.

Hipótesis:

Si se logra la integración los datos petrofísicos, estratigráficos, sedimentológicos, y

estructurales permitirá establecer las características geológicas del Yacimiento C-


- 7 -

Superior VLG3676 de la Unidad de Producción Ceutatreco para fomentar un plan

de explotación productiva de las arenas que lo conforman.

Tareas:

Para el cumplimiento de los objetivos fue necesario realizar las siguientes

actividades:

1. Revisión y control de calidad de los datos.

2. Calibración sísmica-pozo.

3. Análisis e interpretación de datos sísmicos.

4. Generación de mapas estructurales en profundidad.

5. Interacción del modelo estructural con otros modelos.

6. Revisión de Núcleos y Correlación Núcleo-Perfil.

7. Definición de ccronoestratigrafía y llitoestratigrafía.

8. Efectuar análisis sismoestratigráfico.

9. Determinar las unidades estratigráficas a mapear.

10. Identificar la continuidad lateral y variación de propiedades de las unidades

estratigráficas mapeadas.

11. Analizar ambientes sedimentológicos para identificar el más apropiado.

Para el desarrollo de esta investigación se tuvieron en cuenta métodos teóricos y

empíricos de la investigación científica:

Métodos teóricos:

• Análisis y síntesis de la información obtenida a partir de la revisión de la

documentación y literatura especializada.


- 8 -

Métodos empíricos: en la presente investigación se aplican:

• Las entrevistas a técnicos y especialistas: para comprobar la existencia de

investigaciones y antecedentes relacionados con el tema.

• La observación directa en el área de estudio durante toda la investigación.

• Procesamiento de información para la elaboración de mapas geológicos y

estructurales.

La generación del modelo estratigráfico tiene el propósito de identificar las

diversas unidades estratigráficas y ciclos sedimentarios que conforman y

describen la secuencia estratigráfica en estudio, así como su extensión areal y su

incidencia en la caracterización de los yacimientos asociados.

El yacimiento C-Superior VLG3676 representa para la División Occidente de

Exploración y Producción de Petróleos de Venezuela, la acumulación de mayor

cantidad de petróleo original en sitio, lo que se traduce en la mayor cantidad de

reservas remanentes, de allí la importancia de generar un plan de explotación que

garantice el recobro óptimo y racional de dichas reservas.

También es de importancia práctica ya que la información que se genera permitirá

hacer precisiones en el proceso productivo de la empresa, del mismo modo que

contribuirá a la vigilancia tecnológica y a medidas relacionadas con la seguridad

del trabajo.

La tesis se estructuró del siguiente modo:

La introducción en la que se presenta el problema científico, el objetivo general,

específicos y la hipótesis de la misma, adicional el objeto y campo de estudio. Tres

capítulos denominados del modo siguiente:


- 9 -

Capítulo 1. Caracterización geológica del yacimiento. Se realiza una síntesis de

toda la información del área en estudio y aportes efectivos de otros autores.

Capítulo 2. Metodología de la investigación. Contiene el método empleado, en la

cual se desarrolla una investigación minuciosa de datos y parámetros que conlleva

al estudio de los diversos modelos que se pueden aplicar al yacimiento C-SUP

VLG-3676.

Capítulo 3. Análisis e interpretación de resultados. Se realiza una interpretación

profunda y detallada de los resultados obtenidos anteriormente a través de la

metodología empleada.


- 10 -

CAPÍTULO 1. Caracterización geológica del área en estudio.

1.1. Introducción

Para realizar una investigación es necesario tener conocimiento del lugar a

estudiar, su historia, origen e información relevante, es por ello que en este

capítulo se describe la ubicación geográfica del yacimiento, al igual que su

columna estratigráfica, entre otras.

1.2. Historia del yacimiento C-SUP VLG3676

El yacimiento C-SUP VLG3676 fue descubierto en diciembre de 1978 con la

perforación del pozo VLG3676 y fue a partir de dicha fecha que se dio inicio al

eventual desarrollo del mismo con la perforación de pozos de producción y de

avanzada con el pasar de los años, hasta concebirse como lo conocemos en la

actualidad.

Es de esperarse que a medida de que se va desarrollando un yacimiento, la

concepción de la explotación del mismo va siendo modificada en la medida en la

cual se va obteniendo mayor información de las características del mismo. Aunado

a la idea anterior, existen otras variables que escapan del nivel técnico y que

tienen que ver con los intereses o metas de explotación que sean perseguidos, así

como con factores económicos, sociales y políticos.

Desde 1978 hasta 1984 este intervalo abarca desde el 01/01/1978 hasta el

31/12/1983 y hace referencia a los primeros años de desarrollo del yacimiento,

donde se perforaron tan solo dos (2) pozos, el VLG-3676 y el VLG-3691. Estos

pozos fueron concebidos por medio de una completación del tipo sencilla selectiva


- 11 -

para la explotación de sus unidades hidráulicas por separado. A diferencia del

pozo VLG-3691, el pozo VLG-3676 llego a ser reacondicionado durante este

período sin llegar a modificar su configuración sencilla selectiva.

1.3. Ubicación geográfica del área en estudio.

El área de estudio se encuentra ubicado en el Campo Bloque VII: Ceuta, región

sureste (SE) del Lago de Maracaibo, a 12 Km del Puerto de La Ceiba, Estado

Trujillo, dentro del área operacional del Distrito Lago Sur, División Lago (Ver

figura 1-1), extendiéndose 21 Km de norte a sur (N-S) y 12 Km de este a oeste

(E-O).

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Maracaibo

Tamare

Lagunillas

La Ceiba

Cabimas

Lago de Maracaibo

Colombia Golfo de Venezuela

Campo Ceuta

Estado Zulia

Estado Trujillo

Serranía de Lara

Estado Falcón

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Figura 1-1. Ubicación geográfica del área de estudio, Campo Bloque VII:

Ceuta.

1.4. Columna estratigráfica del área en estudio

La columna estratigráfica del Campo Bloque VII: Ceuta, está conformada por

rocas de edad Cretácico, Paleoceno, Eoceno, Mioceno y Post-Mioceno (Léxico


- 12 -

Estratigráfico de Venezuela, 1997), las cuales se encuentran suprayacente al

basamento igneometamórfico y metasedimentario de edad Paleozoico (Bellizia,

1990; Pinto y otros 2008). La datación y características de las diferentes

unidades sedimentarias han sido determinadas mediante diferentes análisis

geológicos de muestras obtenidas de los pozos perforados en dicho campo.

Las unidades estratigráficas que han sido identificadas en el área de estudio

desde el tope hacia la base son: sedimentos del Cuaternario (Holoceno –

Pleistoceno); la Formación Onia de edad Plioceno, conformada por depósitos de

ambiente continental – lacustre; la Formación La Puerta de edad Mioceno Tardío,

conformada por depósitos de ambiente continental – fluvial; la Formación

Lagunillas de edad Mioceno Medio, conformada por depósitos que varían de

ambiente marino somero a fluvial; y la Formación La Rosa de edad Mioceno

Temprano, conformada por sedimentos de silico-clásticos ambiente marino en el

tope y fluvial en la base, suprayaciendo a la Discordancia del Eoceno. Infrayacente

y de manera discordante se encuentra la Formación Misoa de edad Eoceno

Inferior a Medio, conformada por sedimentos silico-clásticos de ambientes

próximo-costeros, donde se reconocen sus 2 Miembros informales Arenas "B"

(Eoceno “B”) y Arenas “C” (Eoceno “C”).

En esta región no se encuentra la Formación Paují (completamente erosionada),

ya que la Discordancia del Eoceno (EREO) trunca el B-Superior de la Formación

Misoa. Por debajo de la Formación Misoa se ubica de manera discordante la

Formación Guasare del Paleoceno, conformada por sedimentos carbonaticos y

silico-clásticos de ambiente marino somero a paludal. Infrayacente a la Formación

Guasare y de manera concordante se presentan las formaciones del Cretácico:

Formación Colón de edad Maastrichtiense, Formación La Luna, el Grupo Cogollo

conformado por Maraca, Lisure y Apón, de edad Albiense y la Formación Río

Negro de edad Barremiense, sobre el basamento de la Cuenca de Maracaibo, el


- 13 -

cual, en el área de estudio está conformado por rocas metasedimentarias de edad

Paleozoico (Pinto y otros, 2008).

La columna estratigráfica generalizada de los campos Ceuta, Lagotreco y Centro

Lago se muestra en la figura 1-2, y fue elaborada basada en el Léxico

Estratigráfico de Venezuela (1997), y los estudios de González de Juana y

otros (1980), Lugo (1991), Audemard F.E. (1991), Gohsh y otros (1992), Lugo

y Mann (1995), Parnaud y otros (1994), De Toni y otros (1994) y la Geological

Society of América (2009).

Figura 1-2. Columna Estratigráfica del Área de Estudio, Campo Bloque VII:

Ceuta.

Verticalmente, las unidades estratigráficas en las cuales se enfocará el presente

informe corresponden a la Formación Misoa del Eoceno Inferior a Medio,

específicamente el intervalo B-Superior (B-SUP) del miembro informal arenas “B”


- 14 -

(Eoceno “B”), según el Léxico Estratigráfico de Venezuela (1997). El registro de

pozos tipo de las unidades estratigráficas de interés se muestran en la figura 1-3.

AR

EN

AS

“C

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CC-- 11

BB-- 77

EDADEDADESREGISTROS DE POZO

VLG-3691GR - RESISTIVIDAD

UNIDADES ESTRATIGRÁFICAS

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Figura 1-3. Registro Tipo Gamma Ray (GR) - Resistividad de los intervalos B-

Superior del miembro informal arenas “B” (Eoceno “B”) de la formación

Misoa en el pozo VLG-3691.


- 15 -

1.5. Estado del Arte:

Los modelos estratigráficos de los campos petrolíferos en los últimos años han

tenido una gran importancia en la prospección del petróleo en Venezuela y en

particular en la cuenca de Maracaibo.

ERRORES COMUNES QUE INFLUYEN EN LA CUANTIFICACIÓN DE

RESERVAS DE PETRÓLEO EN YACIMIENTOS DE ROCAS CLÁSTICAS.

LABRADOR Tomás U. E. Lagomar. PDVSA. Cabimas. 2007, expone: En el

cálculo volumétrico de reservas es común encontrar errores que tendrán un

impacto al momento de hacer la contabilidad del recurso. El error cometido más

comúnmente es la no corrección por buzamiento de las capas; aunado a esto,

podemos obtener un error mayor al no considerar las desviaciones y el

desplazamiento de los pozos en dichas capas inclinadas, razón ésta por la que

debe realizarse una corrección (no confundir con verticalizar pozo o TVD), en

función a los cambios de ángulo y azimut con respecto al tope del intervalo de

interés. Los cambios de facies son el problema con un mayor grado de

incertidumbre por lo complejo que puede ser definir los límites de los

subambientes sedimentarios, aunado al hecho de que dentro de una misma facies

se pueden presentar cambios en las propiedades físicas de la roca. Argumentando

más adelante: No existe técnica exacta para el cálculo de hidrocarburos en el

subsuelo, no obstante, la aplicación de nuevos software de modelaje y

visualización, estudios sedimentológicos, sismoestratigráficos, de atributos

sísmicos, geoquímicos, petrofísicos y petrográficos, junto a las nuevas tecnologías

en adquisición de información, fungen como herramientas imprescindibles para

sincerar las reservas en rocas clásticas, actualizando los números que permitirán

tomar decisiones pertinentes y a tiempo en todo lo referente al futuro de un campo

petrolero.


- 16 -

LABRADOR Tomás U. E. Lagomar. PDVSA. Cabimas 2007 en su trabajo:

MODELO GEOLOGICO-ESTRUCTURAL DEL FLANCO OESTE (ATICO) DEL

AREA VLA-0008 EN EL BLOQUE I DE LA U. E. LAGOMAR. LAGO DE

MARACAIBO, VENEZUELA. El entrampamiento de hidrocarburos en el subsuelo

del Lago de Maracaibo es producto de la combinación de factores estratigráficos y

estructurales, razón por la conviene introducir un nuevo modelo geológico-

estructural para el miembro informal C-7 de la Formación Misoa, en el Ático del

área VLA-0008 del Bloque I, limitada por una superficie erosiva en la base y

verticalmente por un contacto de falla con la secuencia superior de Misoa del área

VLA-0031 del mismo Bloque. La sección basal de la Formación Misoa (Eoceno

Temprano), posee un espesor promedio de 700 pies, y está conformada por

areniscas, limolitas y lutitas producto de secuencias progradacionales y

retrogradacionales sucesivas, características de un ambiente fluvio - deltáico con

predominio de mareas. Finalmente, el resultado se ajustó no sólo a los modelos de

tectónica regional actuales, sino también al comportamiento de producción de los

pozos, razón por la que nuevos pozos permiten actualmente drenar las reservas

remanentes, corroborando así el modelo, el comportamiento de Lama-Icotea y el

nivel de corte para C-7, el plano de falla como sello lateral, para continuar un

estratégico plan de explotación a lo largo del sistema de fallas dentro del Bloque I.

PORRAS Jesús, CASTILLO Carla., MACHADO Vanessa & CHIRINOS Nelson.

Petrobras Energía... Petrowayuu 2007; en su trabajo BASAMENTO EN LA

CONCEPCIÓN, CUENCA DE MARACAIBO: OPORTUNIDAD DE

EXPLOTACIÓN DE UN YACIMIENTO NO CONVENCIONAL. Plantean un esbozo

histórico de la prospección y explotación de hidrocarburos del basamento

naturalmente fracturado del occidente venezolano, AUDEMARD Franck, SINGER

André, ACOSTA Luis. & GONZÁLEZ Rogelio FUNVISIS. Dpto. Ciencias de la

Tierra. Caracas. 2007 en su trabajo: LA FALLA DE BURBUSAY (BLOQUE DE

MARACAIBO, VENEZUELA OCCIDENTAL) ACCIDENTE ACTIVO SINESTRAL


- 17 -

SUBMERIDIANO: demuestra, entre las que cabe también mencionar de oeste a

este, y en posición relativa más occidental: Icotea, Pueblo Viejo y Valera, que

disocian el bloque triangular de Maracaibo en bloques menores elongados norte-

sur, que responden a un modelo de rotación en estantería de libros (“Bookshelf

rotation”), generado por la cupla cizallante dextral impuesta por las fallas activas

de Oca-Ancón de orientación este-oeste y la falla de Boconó de orientación NE-

SW, ubicadas al norte y sureste respectivamente. Al igual que las otras fallas que

conforman esta familia, la falla de Burbusay muestra indicios contundentes de

actividad tectónica reciente.

Gerencia de exploración estudios estratégicos de producción. Caracas 1995.

SINTESIS GEOLÓGICA, MARCO SECUENCIAL Y PERSPECTIVAS

EXPLORATORIAS DEL EOCENO DE LA CUENCA DE MARACAIBO: realiza un

estudio de la Cuenca de Maracaibo con el fin de madurar y densificar el estudio de

BP/PDVSA. A través de este estudio se establecieron 15 límites de secuencias, se

definen nueve (9) conceptos exploratorios, un marco secuencial-

cronoestratigráfico uniforme para la cuenca basado en 24 transeptos sísmicos, 40

transeptos de pozos y 65 mapas (estructurales, isópacos, de velocidad, porcentaje

de arena, paleoambientes, distribución de recursos de hidrocarburos, modelado

geoquímico y otros), se estableció un modelo integrado de

paleofacies/paleogeografía para las secuencias eocena, se documentó las fases

de generación, expulsión y acumulación y finalmente la creación de una base de

datos computarizada, multidisciplinaria, interactiva e integrada para su uso futuro.

Es de importancia mencionar que este trabajo se realiza con la finalidad de

obtener la mayor cantidad de información fidedigna del Yacimiento en estudio C-

SUP VLG3676 aportando así un avance significativo a nuevas perforaciones y

mejoras de las condiciones de los pozos que se encuentran abiertos a producción

garantizando así la durabilidad en el tiempo de los mismos.


- 18 -

1.6. Conclusiones parciales:

El Yacimiento C-SUP VLG3676 se encuentra ubicado en el campo bloque VII

Ceuta dentro del área operacional División Lago, Distrito Lago Sur. En el cual se

iniciaron sus perforaciones en el año 1978 con el pozo VLG3676, la columna

estratigráfica, está conformada por rocas de edad Cretácico, Paleoceno, Eoceno,

Mioceno y Post-Mioceno.

Según las investigaciones realizadas por otros autores la falta de información es

bastante recurrente en los diversos campos petroleros que conforman PDVSA, y

debido a la cantidad de errores que se presentan en la cuantificación de reservas

conlleva a realizar análisis profundos de propiedades.


- 19 -

CAPÍTULO 2. Metodología de la investigación.

2.1. Introducción

El desarrollo de este trabajo de investigación de llevará a cabo a través de la

siguiente metodología con la finalidad de obtener los resultados requeridos. En

este capítulo se describe específicamente la metodología empleada y consta de lo

siguiente:

Figura 2-1. Metodología empleada para el desarrollo de la investigación.


- 20 -

2.2. Describir la estructura geológica del Yacimiento C-Superior VLG3676.

La metodología utilizada para la elaboración del modelo estructural es la

correspondiente al manual de procesos homologados de estudios integrados de

Yacimientos de PDVSA EyP, modelo estático, elaboración del modelo estructural

(EIY–02–02–05). Para fines de este trabajo, los pasos descritos en el manual de

procesos homologados fueron agrupados y organizados en 6 pasos:

2.2.1. Revisión y control de calidad de los datos.

Los datos disponibles para efectuar la revisión de las características sísmico-

estructurales del área de estudio de manera general son los siguientes:

� Datos sísmicos.

� Registros de Pozo.

Sísmica 2D

Respecto a los levantamientos sísmicos 2D, se cuenta con 3 levantamientos:

ceuta aguas profundas 84C, ceuta este profundas 84C y ceuta producción 85C,

como se lista en la tabla 2-1 donde se indican su longitud y códigos de reportes de

adquisición y procesamiento. Todos los levantamientos 2D se ubican en la zona

norte del yacimiento como se muestra en la figura 2-2.


- 21 -

LEVANTAMIENTOS SÍSMICOS LONGITUDCÓDIGO DE REPORTE DE

ADQUISICIÓN Y PROCESAMIENTO

CEUTA AGUAS PROFUNDAS 84C 293,5 Km FM1050732797FM1050738201

CEUTA ESTE PROFUNDAS 84C 67,5 Km FM1050718929FM1050718930

CEUTA PRODUCCION 85C 68,4 Km FM1050718264FM1050718267

Tabla 2-1 Levantamientos Sísmicos 2D asociados al área de estudio.

Área de Estudio

�

Área de Estudio

�

Figura 2-2. Distribución de levantamientos sísmicos 2D en el área de estudio.

Para el estudio del modelo estructural se consideraron 31 pozos. De los cuales se

observaron que de los 31 pozos listados, 22 corresponden a las zonas de amarre

y 9 a la poligonal de los yacimientos en estudio.


- 22 -

Los perfiles sísmicos verticales o VSP (Vertical Seimic Profile) son adquisiones de

datos sísmicos que proporcionan, además de los datos de tiempo-profundidad (T-

Z), una imagen sísmica alrededor del pozo, los cuales ayudan a realizar mejores

calibraciones, y en ocasiones, refinar las interpretaciones sísmicas. Sin embargo,

hay que resaltar que este tipo de datos está restringido a la vecindad del pozo,

cuya área de cobertura no supera los 3 Km2.

De los pozos que cuentan con curvas T-Z se realizaron grafico para verificar la

relación tiempo-profundidad e identificar anomalías que puedan afectar la

calibración sísmica-pozo, el modelo de velocidades o evidencien cambios de las

velocidades en el área de estudio.

En la figuras 2-3 y 2-4 se presentan los gráficos de los pozos con curvas T-Z

dentro de la poligonal del yacimiento y las zonas de amarre, respectivamente.

CURVAS T-Z POZOS VLG DEL AREA 2 SUR

-20000.0

-18000.0

-16000.0

-14000.0

-12000.0

-10000.0

-8000.0

-6000.0

-4000.0

-2000.0

0.0

-4000.0-3500.0-3000.0-2500.0-2000.0-1500.0-1000.0-500.00.0

Tiempo Doble de Tránsito (TWT) [ms]

Pro

fund

idad

TV

DS

S (Z

) [pi

es]

VLG-3720 VLG-3740

VLG-3747 VLG-3755

VLG-3772 VLG-3785

VLG-3789 VLG-3794

VLG-3807

Figura 2-3. Gráfico de curvas T-Z para pozos de la poligonal del yacimiento.


- 23 -

CURVAS T-Z POZOS VLG Y VLF VECINOS AL AREA 2 SUR

-20000.0

-18000.0

-16000.0

-14000.0

-12000.0

-10000.0

-8000.0

-6000.0

-4000.0

-2000.0

0.0

-4000.0-3500.0-3000.0-2500.0-2000.0-1500.0-1000.0-500.00.0

Tiempo Doble de Tránsito (TWT) [ms]

Pro

fund

idad

TV

DS

S (Z

) [pi

es]

VLF-3018 VLF-3020

VLG-3653 VLG-3659

VLG-3672 VLG-3690A

VLG-3712 VLG-3713

VLG-3714 VLG-3715

VLG-3719 VLG-3726

VLG-3729 VLG-3739

VLG-3765 VLG-3778

VLG-3779 VLG-3783

VLG-3848 VLG-3911

Figura 2-4. Gráfico de curvas T-Z para pozos de la zona de amarre.

Es importante resaltar que al graficar las curvas T-Z para los pozos área de

estudio no se observaron variaciones significativas en las tendencias de las

mismas, lo cual significa que no existen cambios laterales significativos dentro del

área de estudio.

Registros de Pozo

Tanto para el área de estudio como para áreas vecinas se inventariaron

principalmente los perfiles o registros asociados a calibración de pozo con datos

sísmicos, tales como registros de densidad, registros acústicos (sónicos), tiros de

verificación (check-shots) y perfiles sísmicos verticales (VSP).

Para la actualización del modelo estructural se consideraron un total de 82 pozos

de las áreas vecinas, los cuales se denominaron pozos de las zonas de amarre,

que permiten definir límites reales para el yacimiento.


- 24 -

2.2.2. Calibración sísmica-pozo.

Una vez inventariada y revisada la información se procedió a realizar la calibración

sísmica-pozo, la cual permite ajustar la información de pozo en profundidad con

los datos sísmicos en tiempo, a través de la sísmica de pozo (curvas T-Z).

Para esto se realiza un sismograma sintético el cual genera una traza sintética a

partir del cálculo de la impedancia acústica y serie de reflectividad, por medio de

los registros de densidad y sónico corregido aplicándole la curva T-Z. La traza

sintética es comparada con los datos sísmicos en la ubicación del pozo, para

identificar los reflectores sísmicos asociados a cada uno de los marcadores

geológicos.

Para este estudio se realizaron 15 sismogramas sintéticos. En la zona de amarre

por no contar con los registros suficientes para la calibración se limitó sólo a 6

pozos y para el área dentro del yacimiento se hizo para los 8 pozos con curvas T-

Z.

En la figura 2-5 se muestra el sismograma sintético calculado para el pozo VLG-

3807 (Pozo muestra), se presenta la traza sintética generada y el ajuste con la

línea sísmica (inline) 1826 del Merge Pre-Stack Ceuta-Tomoporo, se aprecia

buena correlación con los datos sísmicos a nivel de los reflectores de la

Discordancia del Paleoceno (Guasare) y Discordancia del Eoceno (EREO).


- 25 -

��

��

�

Figura 2-5. Calibración sísmica-pozo VLG-3807.

La ondícula con mejor resultado en la calibración fue la Ricker 35 Hz y la

Trapezoidal 8-12-40-60 Hz. En algunos caso fue difícil obtener buenos resultados

debido a la longitud de los registros, los cuales solo eran corridos en la zona de

interés (Formación Misoa), como es el caso del pozo VLG-3747 (figura 2-6).


- 26 -

��

��

�

Figura 2-6. Calibración sísmica-pozo VLG-3747.

Los marcadores geológicos que se lograron ajustar más fácilmente a los

reflectores sísmicos fueron: Discordancia de Eoceno (EREO), Tope del Eoceno

“C” (C-1) y Discordancia del paleoceno (Guasare).

2.2.3. Análisis e interpretación de datos sísmicos.

Para efectuar el análisis e interpretación de la estructura geológica del área de

estudio se efectuaron las siguientes actividades: identificación del marco

estructural de la cuenca, generación y análisis de cubos de atributos estructurales

(3D), interpretación de horizontes, interpretación de fallas, generación de

polígonos de fallas, generación de mapas estructurales en tiempo, generación y

análisis de mapas de atributos estructurales (2D). Cabe destacar que la


- 27 -

interpretación de horizontes y fallas se efectuó de manera simultánea, utilizando

todos los datos sísmicos disponibles.

2.2.4. Conversión tiempo-profundidad.

Para realizar la conversión de tiempo (TWT) a profundidad (TVDSS) de los

horizontes y fallas interpretadas se necesita generar un modelo de velocidades, el

mismo se realiza a partir de las curvas sintéticas TZ generadas durante la

calibración sísmica-pozo y asociadas a los pozos del estudio. Estas curvas

contienen una función de velocidad ya que las mismas relacionan tiempo-

profundidad.

Adicionalmente se cuenta con el archivo de velocidades RMS producto del

procesamiento de los datos sísmicos, que permite refinar el modelo. El modelo de

velocidades generado se denomina VELOC_VLG-3676 (figura 2-7).

�

N

Figura 2-7. Modelo de Velocidades RMS.


- 28 -

2.2.5. Generación de mapas estructurales en profundidad.

Con el modelo de velocidades se procedió a generar los mapas estructurales

finales, para esto se aplico el modelo de velocidades sobre el mapa estructural en

tiempo (TWT), obteniendo así el mapa en profundidad (TVDSS) para los

principales horizontes interpretados en el intervalo de estudio: Discordancia del

Eoceno (EREO), Tope del Eoceno “C” (C-1) y Discordancia del Paleoceno

(Guasare).

En la figura 2-8 se presenta como ejemplo una comparación entre el mapa

estructural en tiempo y el mapa estructural en profundidad del Tope del Eoceno

“C” (C-1), donde puede observarse que luego de la conversión se mantiene la

tendencia en la geometría de los contornos.


- 29 -

VLG3720

VLF3020

VLF3024

VLG3778

VLG3911

VLG3921

VLG3912STVLG3691

VLG3676

VLG3929VLG3743

VLG3740

VLG3755

VLG3790

VLG3809VLG3784

VLG3780

VLG3815VLG3789

VLG3828

VLG3826

VLG3919

VLG3841

VLG3821

VLG3824 VLG3807

VLG3793

VLF3938VLG3782

VLG3762

VLG3749VLG3722

VLG3785

VLG3917

VLG3794

VLG3747

VLG3720

VLF3020

VLF3024

VLG3778

VLG3911

VLG3921

VLG3912STVLG3691

VLG3676

VLG3929VLG3743

VLG3740

VLG3755

VLG3790

VLG3809VLG3784

VLG3780

VLG3815VLG3789

VLG3828

VLG3826

VLG3919

VLG3841

VLG3821

VLG3824 VLG3807

VLG3793

VLF3938VLG3782

VLG3762

VLG3749VLG3722

VLG3785

VLG3917

VLG3794

VLG3747

��

ESTRUCTURALC-1 TVDSSSIN EDITAR

ESTRUCTURAL C-1 TWT

Figura 2-8. Conversión Tiempo-Profundidad del mapa estructural del Tope de

Eoceno “C” (C-1).

Los mapas convertidos a profundidad (TVDSS) posteriormente fueron editados y

ajustados a los topes geológicos o "picks" (marcadores) en la plataforma Petrel.

Luego, para la obtención de los mapas estructurales del resto de las superficies

internas, se efectuó un trabajo de integración con la disciplina de estratigrafía,

generándose mapas de espesores y límites por acuñamientos (onlaps) y erosión,

lográndose generar los mapas estructurales de todas las unidades estratigráficas

estudiadas. Los resultados de los mapas estructurales finales se encuentran en

formato ASCII y formato GRID de Petrel, ZMAP y Geographix, tanto sus contornos

(X,Y,Z,ID) como sus datos de superficie (X,Y,Z). Los mismos se muestran a

continuación (figura 2-9 a 2-11):


- 30 -

VLG3720

VLF3020

VLF3024

VLG3778

VLG3911

VLG3921

VLG3912STVLG3691

VLG3676

VLG3929VLG3743

VLG3740

VLG3790

VLG3809VLG3784

VLG3780

VLG3815VLG3789

VLG3828

VLG3826

VLG3919

VLG3841

VLG3821

VLG3824 VLG3807

VLG3793

VLF3938 VLG3782

VLG3762

VLG3749VLG3722

VLG3785

VLG3917

VLG3794

VLG3747 VLG3755

�

EREO (SB_39.5)TVDSS

Figura 2-9. Mapa Estructural de la Discordancia del Eoceno (EREO).


- 31 -

VLG3720

VLF3020

VLF3024

VLG3778

VLG3911

VLG3921

VLG3912STVLG3691

VLG3676

VLG3929VLG3743

VLG3740

VLG3790

VLG3809VLG3784

VLG3780

VLG3815VLG3789

VLG3828

VLG3826

VLG3919

VLG3841

VLG3821

VLG3824 VLG3807

VLG3793

VLF3938 VLG3782

VLG3762

VLG3749VLG3722

VLG3785

VLG3917

VLG3794

VLG3747 VLG3755

�

B-5 = B-SUP (SB_42.5)TVDSS

LIMITE DE EROSION DE B-SUP CON LA

DISCORDANCIA DEL EOCENO (EREO)

Figura 2-10. Mapa Estructural del B-SUP (Unidad B-5).


- 32 -

VLG3720

VLF3020

VLF3024

VLG3778

VLG3911

VLG3921

VLG3912STVLG3691

VLG3676

VLG3929VLG3743

VLG3740

VLG3790

VLG3809VLG3784

VLG3780

VLG3815VLG3789

VLG3828

VLG3826

VLG3919

VLG3841

VLG3821

VLG3824 VLG3807

VLG3793

VLF3938 VLG3782

VLG3762

VLG3749VLG3722

VLG3785

VLG3917

VLG3794

VLG3747 VLG3755

�

B-6 (FS_43.2)TVDSS

Figura 2-11. Mapa Estructural del B-INF (Unidad B-6).


- 33 -

2.3. Analizar el modelo estratigráfico del Yacimiento C-Superior VLG3676 a

través de correlaciones.

La metodología utilizada para la elaboración del modelo estratigráfico es la

correspondiente al manual de procesos homologados de estudios integrados de

Yacimientos de PDVSA EyP, elaboración del modelo estructural (EIY–02–02–02).

Para fines de este trabajo, los pasos descritos en el manual de procesos

homologados fueron agrupados y organizados en 5 pasos:

2.3.1. Revisión de datos y selección de pozos claves.

Los datos disponibles para efectuar la revisión de las características estratigráficas

del área de estudio de manera general son los siguientes: informes previos, datos

bioestratigráficos y palinológicos, datos de núcleos y muestras de canal y los

registros de pozo.

2.3.2. Revisión de Núcleos y Correlación Núcleo-Perfil.

Las unidades estratigráficas evaluadas en el presente informe corresponden a la

Formación Misoa del Eoceno Inferior a Medio, específicamente el intervalo B-

Superior (B-SUP) del Miembro Informal Arenas “B” (Eoceno “B”), las cuales se

muestran en el registro tipo GR-Resistividad del pozo VLG-3691 (figura 3-2).


- 34 -

AR

EN

AS

“C

”

CC-- 11

BB-- 77




EO

CE

NO

ME

DIO

FOR

MA

CIO

N M

ISO

A

C-S

UP

ER

IOR

BB-- S

UP

SU

PBB

-- IN

FER

IOR

INFE

RIO

R

BB-- 66

BB-- 55

EO

CE

NO

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CE

NO

AR

EN

AS

“B

”

FOR

M

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SA

TE

MP

RA

NO

LUTITAS LA ROSA

SANTA BARBARA

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EN

AS

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BB-- 77




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BB-- 55

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“B

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LUTITAS LA ROSA

SANTA BARBARA

HORIZONTE MAPEADO

AR

EN

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“C

”

CC-- 11

BB-- 77




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LUTITAS LA ROSA

SANTA BARBARA

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”

CC-- 11

BB-- 77




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BB-- 66

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CE

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EN

AS

“B

”

FOR

M

LA

RO

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TE

MP

RA

NO

LUTITAS LA ROSA

SANTA BARBARA

HORIZONTE MAPEADO

Figura 2-12. Unidades estratigráficas evaluadas en este estudio.

2.3.3. Definición de ccronoestratigrafía y llitoestratigrafía.

Para la determinación de la cronoestratigrafía, se analizaron todos los datos

micropaleontológicos disponibles, tanto bioestratigráficos como palinológicos,

principalmente los interpretados en los trabajos de Fuenmayor (1989), Pitelli y Di

Giacomo (1990), Rull (1993a, 1993b, 1997), Farías et al. (2006), Medina et al.

(2010a, 2010b, 2012) y Becerra et al. (2010).


- 35 -

En la figura 2-13 se muestra la zonación palinológica para el cretácico, terciario y

cuaternario del Norte de Suramérica de Muller et al. (1987), y su equivalencia

aproximada con la zonación de Maraven, S.A. (Pitelli y Di Giacomo, 1990; Rull,

1993a).

Figura 2-13. Zonación Palinológica para la Cuenca de Maracaibo según Pitelli

y Di Giacomo (1990) y Rull (1993), especialistas de MARAVEN, S.A.

Las características litológicas de las diferentes unidades estratigráficas fueron

determinadas mediante la observación directa de los núcleos y ripios o muestras

de canal, por medio de la cual se identificaron los intervalos más arcillosos o


- 36 -

marinos (lutitas negras), “lags” transgresivos, superficies erosivas o contactos

abruptos, superficies de retrabajo de sedimentos, estructuras sedimentarias,

presencia o ausencia de icnogéneros, que proporcionen evidencias sobre los

eventos estratigráficos principales y sobre la paleobatimetría o paleoprofundidad

de los secuencias analizadas.

Como datos secundarios se utilizaron las muestras de canal y los master-logs

(descripciones litológicas de muestras de canal), mediante los cuales se pudieron

identificar los intervalos más arcillosos o marinos (lutitas negras a gris oscuro),

intervalos fosilíferos, intervalos carbonáticos, etc. Las muestras de canal y master-

logs presentan la desventaja en que están generalmente cada 10’ o 20’, y que

siempre presentarán un desfase con las profundidades de registro (MD Logger),

ya que las profundidades de las muestras están a profundidad de perforador (MD

Driller). También se utilizaron los registros de imágenes (microrresitivas y/o

ultrasónicas) para identificar contactos litológicos abruptos, superficies erosivas e

intervalos de lutitas negras.

2.4. Interpretar el modelo sedimentológico del área, a partir de la

información de núcleos y facies.

En los diversos estudio de los yacimientos del Eoceno de la Cuenca de Maracaibo

se han encontrado muchos subambientes, sin embargo, se encuentran

enmarcados dentro del modelo regional del Eoceno.(LUGO, 1991; Schneider y

otros, 2009). En este modelo, la formación Mirador al Sur y Suroeste representa

los sedimentos de la Provincia Fluvial (facies fluvio–continentales), mientras que la

Formación Misoa representa los sedimentos de la Provincia Deltáica a Próximo-

Costera (facies próximo–costeras), y la Formación Trujillo representa los

sedimentos de la Provincia Marina o de Surco (facies de plataforma externa y

turbiditas).


- 37 -

El núcleo cortado en el pozo VLG-3782 indica que la unidad B-5 se presenta

discordante por debajo de las arenas de Santa Bárbara, correspondiendo este

contacto a la Discordancia del Eoceno y límite de secuencia @ 39.5 Ma.

(SB_39.5). Dentro de la unidad B-5 se observan cambios verticales de facies

bastante marcados (figura 2-14). La base de la unidad B-5 o tope de la unidad B-6

se caracteriza por un intervalo de lutitas gris oscuro (figura 2-15), correspondiendo

a una superficie de inundación @ 43.2 Ma. (FS_43.2).

VLG3782 / NUCLEO 3 / 13989’ - 13998’

ULTRAVIOLETANORMAL

VLG3782 / NUCLEO 3 / 13989’ - 13998’

ULTRAVIOLETANORMAL

Figura 2-14. Núcleos de la Unidad B-5 en el pozo VLG3782.


- 38 -

�

VLG3782 / NUCLEO 9 / 14148’ - 14157’

ULTRAVIOLETANORMAL

VLG3782 / NUCLEO 9 / 14148’ - 14157’

ULTRAVIOLETANORMAL

Figura 2-15. Lutitas del tope de la Unidad B-6 (Contacto entre B-Superior y B-

Inferior) en el pozo VLG3782.


- 39 -

2.5. Estudiar el modelo petrofísico del Yacimiento a través de registros,

perfiles y núcleos.

El objetivo de la caracterización petrofísica es proporcionar para las areniscas del

yacimiento, un conocimiento cuantitativo de las posibles características de roca y

fluido, estimadas a partir de la información de perfiles de los sesenta y un (61)

pozos que atravesaron total o parcialmente el yacimiento. Entre los perfiles con

que se cuenta son: Perfiles de rayos gamma (GR), resistividad (Rd), densidad de

formación (Rhob) y neutrón (Nphi).

Las características de los perfiles de pozos ayudan a determinar con razonable

certeza la probabilidad de existencia de hidrocarburo que se pueda recuperar.

Tomando en consideración que en áreas probables no se han hechos estudios, y

que para una caracterización Petrofísica se requiere establecer unos modelos

matemáticos y parámetros de corte para la estimación de las propiedades de las

rocas, las cuales determinan rocas reservorios y explotables. Se tomó la

información de yacimientos cercanos al área de estudio.

De igual manera se debe tomar en consideración los parámetros de roca y fluidos

(parámetros eléctricos, petrofísicos, y modelos matemáticos (correlaciones)).

Después de haber definido parámetros eléctricos, parámetros de corte y modelos

matemáticos, se evaluaron los pozos uno a uno, permitiendo de esta manera

determinar la arena neta petrolífera (ANP). Logrando así los mapas de

propiedades petrofísicas:


- 40 -

Figura 2-16. Mapas Isópacos para el yacimiento.


- 41 -



- 42 -



- 43 -



- 44 -

2.6. Calcular el P.O.E.S y G.O.E.S. a partir del modelo geológico, datos

petrofísicos y del modelo sedimentológico a obtener con el presente

trabajo.

Para la estimación del petróleo y gas original en sitio (POES y GOES) se utilizó el

método volumétrico, a partir de la determinación del volumen de roca (ANP) que

conforma el yacimiento y basándose en el modelo geológico, la capacidad de

almacenamiento de la roca, propiedades físicas de los fluidos, áreas de drenaje y

la fracción de hidrocarburos presentes en los poros de dicha roca, cuya

ecuaciones son la siguientes:

Ec. 6.6

� ��φ

��

��

��

Ec. 6.7 ��

Dónde:

7.758 es la constante de conversión entre las unidades de acres-pies empleadas

para el cálculo del volumen de fluidos (VANP = A * hPROM). La unidad resultante es

el Barril.

VANP volumen de roca yacimiento o arena neta petrolífera (acres-pie)

A área de la zona de petróleo (acres)

hPROM espesor de la arena neta petrolífera (pies)

Ø PROM porosidad (fracción)

SwbPROM saturación de agua inicial (fracción)

SoPROM saturación de petróleo inicial (fracción)


- 45 -

Rsi solubilidad del gas en el petróleo original (PCN/BN)

Boi factor volumétrico del petróleo (BY/BN)

1/Boi factor de merma

En el caso del yacimiento C-SUP VLG3676, la saturación de petróleo inicial (Soi)

fue calculada mediante la saturación de agua inicial (Swi) de los pozos que

atravesaron el área partiendo de la ecuación siguiente: Soi = 1 – Swb

La saturación de agua inicial estimada por petrofísica es: SwbPROM = 0,227

(22,70%) por lo tanto, la saturación de petróleo inicial es: SoiPROM = 0,773

(77,30%).

La porosidad efectiva promedio calculada mediante las evaluaciones petrofísicas

es: Phie = Ø PROM = 0,13 (13,00%)

El factor volumétrico del petróleo fue calculado a partir de análisis de fluido PVT

validos en el yacimiento en Boi = 1,364 BY/BN.

La solubilidad del gas en el petróleo original fué estimada en Rsi = 790 PCN/BN.

Sustituyendo los valores en las ecuaciones tenemos:

POES = 2.950.846 MBN

GOES = 2.325.266 MMPCN


- 46 -

Dando como resultado que el yacimiento C-SUP VLG3676 tiene asociado un

volumen de petróleo (POES) de 2.950.846 MBN y un volumen de gas asociado

(GOES) de 2.325.266 MMPCN (Tabla 2-2).

Yacimiento POES (MBN) GOES (MMPCN)

C-SUP VLG3676

2.950.846

2.325.266

Tabla 2-2. Valores de POES y GOES resultantes para el yacimiento C-SUP

VLG3676

2.7. Conclusiones Parciales.

Culminados los análisis a los diversos modelos planteados anteriormente, se

puede contar con todos los parámetros geológicos actualizados, lo que nos

permite obtener un plan estratégico de explotación de crudo y gas,

incrementando así la producción de la Unidad de Producción CEUTATRECO,

específicamente en el Yacimiento C-SUP VLG3676.


- 47 -

CAPITULO 3. Análisis e Interpretación de Resultados

3.1. Describir la estructura geológica del Yacimiento C-Superior VLG3676.

A medida que se realizaba el análisis e interpretación de los datos sísmicos y la

generación de polígonos de fallas y mapas estructurales, se efectuaba de manera

simultánea el análisis de los resultados obtenidos con el modelo estructural

anterior. Obteniendo lo siguiente:

� El área del estudio a nivel del Eoceno no presenta complejidad estructural,

sin embargo en algunas zonas los reflectores sísmicos no tienen buena

continuidad lateral, lo que dificulta la interpretación de los horizontes. La

mayor cantidad de fallas se identificaron a nivel de las calizas del Cretácico

(Socuy – La Luna).

� La estructura del área de estudio a nivel del Eoceno “B” y “C” es un

homoclinal de buzamiento suave (3° a 6°) hacia el sur (S), limitado por dos

sistemas de fallas principales que se extiende regionalmente de sur a norte

(S-N): el sistema de fallas Pueblo Viejo – Ceuta VLG-3686 como límite este

(E) y el sistema de fallas Lagotreco VLC-70 como límite oeste (O).

� Con Ingeniería de yacimientos se definieron los límites de las

acumulaciones o yacimientos petrolíferos, cotejándose la interpretación

estructural con los análisis de fluidos y presiones. El límite norte (N) de la

acumulaciones en el Eoceno “B” y “C” lo constituye la falla normal N-VLG-

3720, de rumbo suroeste SO-NE y buzamiento al noreste (NE), que pasa a

150 m del pozo VLG-3720 y 850 m al norte del pozo VLG-3734. Las

mediciones de presiones recientes en los pozos VLG-3921 del Área 2 Norte

y VLG-3920 y VLG-3923 del Área 2 Sur (2010 - 2012) a nivel del Eoceno

"C" han evidenciado que esta falla constituye un sello entre el Área 2 Norte


- 48 -

y el Área 2 Sur, debido a que se han presentado diferenciales de presión

entre 4000 y 5000 lpc

� El límite este (E) de todas las acumulaciones en el Eoceno “B” y “C” lo

constituye el sistema de fallas Pueblo Viejo – Ceuta VLG-3686. La posición

de esta falla en el nuevo modelo interpretado en comparación con la

posición de la falla en el modelo estructural oficial anterior presentó

cambios significativos en la zona central a nivel del C-SUP, ya que según la

nueva interpretación estructural la falla Pueblo Viejo – Ceuta se encuentra

unos 900 a 1200 m hacia el este (E), en comparación con el modelo oficial

anterior. En este caso, hubo una aumento en el área de la zona central del

yacimiento hacia el este (E).

� El límite oeste (O) de todas las acumulaciones en el Eoceno “B” y “C” lo

constituye el sistema de fallas Lagotreco VLC-70. La posición de esta falla

en el nuevo modelo interpretado en comparación con la posición de la falla

en el modelo estructural oficial anterior presentó un cambio significativo, ya

que según la nueva interpretación estructural, el sistema de fallas VLC-70

constituye en el área de estudio una estructura tipo graben o trinchera,

donde la falla que cierra el yacimiento se encuentra unos 1500 m hacia el

este (E), en comparación con el modelo estructural oficial anterior En este

caso, hubo una reducción en el área del yacimiento hacia el oeste (O).

3.2. Analizar el modelo estratigráfico del Yacimiento C-SUP VLG3676.

Para analizar el modelo estratigráfico, se realizó el enfoque básicamente en los

estudios de litología y cronoestratigrafía, los cuales permitieron establecer que la

sección perforada de la Formación Misoa fue sedimentada durante el Eoceno

Temprano a Medio, entre 39.5 Ma y 54.0 Ma.


- 49 -

3.3. Interpretar el modelo sedimentológico a partir de la información de

núcleos y facies del Yacimiento C-SUP VLG3676.

Para llevar a cabo esta acción, se todo en consideración el análisis del núcleo del

pozo VLG-3782. Las características observadas, la interpretación de las

electrofacies y el análisis secuencial indican que la unidad B-5 se depositó en un

Sistema Estuarino con Influencia de Mareas, específicamente en la zona de la

cuenca central estuarina, con desarrollo de barras y canales de marea y alta

proporción de depósitos de lutitas, con facies indicadoras de influencias de mareas

(bidireccionalidad, parejas de arcillas, entre otros).

3.4. Estudiar el modelo petrofísico a través de registros, perfiles y núcleos

del Yacimiento C-SUP VLG3676.

A partir de la evaluación petrofísica de cada pozo y determinar las propiedades de

las rocas asociadas a los espesores arena neta petrolíferas, se tiene el insumo

para generar una tabla resumen, donde repose un valor promediado

aritméticamente de cada propiedad asociado, el cual nos permita tener una idea

del orden de magnitud de cada propiedad, las cuales son utilizadas para la

estimación del petróleo original en sitio (POES).

3.5. Calcular el P.O.E.S y el G.O.E.S.

A través de los cálculos realizados, se lograron obtener los valores actualizados

del Petróleo original en sitio, al igual que el Gas original en sitio.

Yacimiento POES

(MBN)

GOES

(MMPCN)

C-SUP VLG3676 2.950.846 2.325.266


- 50 -

CONCLUSIONES

1. A partir de los resultados obtenidos para el yacimiento C-SUP VLG3676, se

generó un sometimiento de reservas probadas por concepto de revisión por

división, asociado al cambio de los siguientes parámetros oficiales para C-SUP:

disminución del área total de 36.400 a 31.067 acres, disminución de la porosidad

de 14 a 13%, disminución del Boi de 1,456 a 1,365, incremento de la So de 75 a

77,3 % además de cambios en la interpretación de la permeabilidad absoluta de

70 a 65 mD, debido a la inclusión de núcleos recientes.

2. La interpretación estructural permitió subdividir el área de estudio en tres zonas

o regiones: una zona Norte, que limita al Norte (N) con la falla N-VLG-3720, al Sur

(S) con la falla S-VLG-3755, al Este (E) con la falla Pueblo Viejo – Ceuta y al

Oeste (O) con la falla VLC-70; una zona Central, que limita al norte (N) con la falla

S-VLG-3755, al Sur (S) con la falla VLG-3811, al Este (E) con la falla Pueblo Viejo

– Ceuta y al Oeste (O) con la falla VLC-70 y una zona Sur, que limita al Norte (N)

con la falla VLG-3811, al Sur con el BCP @ -18200’, al Este (E) con la falla Pueblo

Viejo – Ceuta y al Oeste (O) con la falla VLC-70.

3. Con el modelo estratigráfico, se determinó que los reflectores más fuertes o

marcados corresponden a 2 eventos estratigráficos principales: la Discordancia del

Eoceno (EREO) y la Discordancia del Paleoceno (Guasare), que constituyen a su

vez límites de secuencias de primer orden. Esta fue la base para efectuar la

calibración sísmica pozo y la interpretación de los horizontes. De la misma

manera, se cotejó la interpretación de 3 fallas con 4 cortes de fallas interpretados

en correlaciones de pozos.


- 51 -

4. El límite sur de las acumulaciones en el intervalo C-SUP no ha sido aún

identificado; sin embargo, en los datos sísmicos analizados se reconocieron estos

horizontes hasta 9 Km al Sur (S) del pozo VLG-3807, lo cual es evidencia de que

aunque los espesores se adelgazan, las unidades estratigráficas del C-SUP están

presentes hacia el Sur (S) del área de estudio, constituyendo esto una oportunidad

de adicionar futuros pozos de avanzada en esa dirección.

5. Desde el punto de vista litoestratigráfico, se identificó que el Miembro informal

Arenas “C” (Eoceno “C”) de la Formación Misoa, está conformado en el área de

estudio por 2 intervalos y 9 unidades: el intervalo C-SUP conformado por 5

unidades: C-1, C-2-S, C-2-I, C-3-S y C-3-I.

6. A partir de la elaboración del Modelo Sedimentológico se interpretó que las

unidades del Eoceno “C” de la Formación Misoa, se depositaron en un sistema

deltaico donde se alternaron fases constructivas y fases destructivas,

desarrollando una amplia llanura que estuvo afectada por corrientes de marea.

7. Los resultados generados a partir del Modelo Petrofísico para el yacimiento C-

SUP VLG3676 fueron: modelo de arcillosidad: Clavier; modelo de porosidades:

Densidad/ Neutrón; modelo de saturación: Waxman y Smith; modelo de

permeabilidad: ecuación de permeabilidad en función de la porosidad y el Gamma

Ray.

8. El POES calculado para el yacimiento C-SUP VLG3676 es de 2.950.846 MBN y

GOES de 2.325.266 MMPCN, con un factor de recobro primario de 23,6% para el

líquido y 85,7% para el gas.


- 52 -

RECOMENDACIONES

1. Actualizar las cifras del factor de recobro primario del crudo y del gas así como

también las reservas recuperables, de acuerdo a los resultados de ésta revisión a

fin de que sean asentados en el libro oficial de reservas del año 2014.

2. Asociarle un volumen in situ (POES y GOES) al yacimiento C-SUP VLG3676 de

2.950.846 MBN y 2.325.266 MMPCN, con un factor de recobro primario de 23,6 %

para el líquido y 85,7 % para el gas, productos del cálculo de esta revisión, con el

fin de ser asentados en el libro oficial de reservas del año 2014.

3. Se recomienda la toma de análisis físico-químico a medida que los pozos

aumenten su porcentaje de agua y sedimentos.

4. Se recomienda realizar un estudio geoquímico detallado del yacimiento, para

evaluar la prospectividad real del mismo, en vista de que se considera que es un

yacimiento con zona de transición entre los intervalos.


- 53 -

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