REPÚBLICA BOLIVARIANA DE...

iv

AGRADECIMIENTOS

A la ilustre Universidad Central de Venezuela, por formarme como profesional.

A mi tutora académica Dra. Olga Rey por dedicarme todo su tiempo para que este

trabajo se realizara y por afianzar en mí valores como la dedicación y la

perseverancia.

A mi querido esposo Hugo por darme su apoyo y toda su comprensión durante la

ejecución de este trabajo.

A la empresa PDVSA, por brindarme la oportunidad de realizar este trabajo especial

de grado.

A Estudios Integrados Centro Sur Lago, en especial al Magíster Jhonny Senior por

apoyarme y orientarme en la toma de decisiones.

Al ingeniero Douglas Rojas por su apoyo durante la realización de este Trabajo

Especial de grado.

A Ana María Rodríguez, Secretaria de la Dirección de Postgrado por apoyarme en

todo lo relacionado con la documentación de este trabajo.

A todas aquellas personas que de una u otra manera ayudaron en el proceso de la

elaboración de este estudio.

Maritza Baudilia García

v

INDICE GENERAL CONTENIDO .......................................................................................................PAG.

AGRADECIMIENTOS ............................................................................................. iv

INDICE GENERAL ................................................................................................... v

INDICE DE FIGURAS.............................................................................................. ix

INDICE DE TABLAS..............................................................................................xiii

INDICE DE ANEXOS ............................................................................................xvii

INDICE DE APÉNDICES.......................................................................................xvi

RESUMEN ................................................................................................................... 1

CAPITULO I ............................................................................................................... 2

INTRODUCCIÓN ...................................................................................................... 2

1.1 Generalidades .................................................................................................. 2

1.2 Objetivos.......................................................................................................... 3

1.2.1 Objetivo general............................................................................................... 3

1.2.2 Objetivos específicos ....................................................................................... 4

1.3 Alcances........................................................................................................... 5

CAPITULO II ............................................................................................................. 6

MARCO GEOLÓGICO REGIONAL ...................................................................... 6

2.1 Origen y evolución de la cuenca de Maracaibo............................................... 6

2.1.1 Triásico- Jurásico............................................................................................. 6

2.1.2 Cretácico. ......................................................................................................... 8

2.1.3 Terrenos Cenozoicos ..................................................................................... 11

2.2 Marco Estructural Regional ........................................................................... 15

2.2.1 Desarrollo estructural de la cuenca de Maracaibo. ........................................ 16

2.3 Estratigrafía regional...................................................................................... 21

2.3.1 Cretácico ........................................................................................................ 22

2.3.2 Terciario......................................................................................................... 23

2.3.3 Marco Estructural local................................................................................. 24

2.4 Estratigrafía Local.......................................................................................... 27

vi

2.4.1 Formación Misoa ........................................................................................... 27

CAPITULO III .......................................................................................................... 33

MARCO REFERENCIAL LOCAL DEL CAMPO CENTRO LAGO.............. 33

3.1 Generalidades ................................................................................................ 33

3.2 Ubicación del yacimiento C-4-X.46 .............................................................. 34

3.3 División estratigráfica oficial del miembro C-4-X........................................ 35

3.4 Breve reseña histórica del yacimiento C-4-X.46 .......................................... 37

3.5 Datos básicos del yacimiento C-4-X.46 ....................................................... 38

3.6 Limite del yacimiento .................................................................................... 39

3.7 Antecedentes del yacimiento C-4-X.46 ........................................................ 39

3.7.1 Estudios previos............................................................................................. 39

3.7.2 Histórico de producción e inyección del yacimiento C-4-X.46..................... 42

CAPITULO IV .......................................................................................................... 49

METODOLOGIA ..................................................................................................... 49

4.1 Modelo sedimentológico ............................................................................... 49

4.1.1 Inventario, recopilación y revisión de estudios previos................................. 49

4.1.2 Inventario y representación de los topes oficiales: ....................................... 49

4.1.3 Inventario y revisión física de los núcleos..................................................... 50

4.1.4 Mapas de facies.............................................................................................. 52

4.1.5 Asociación de facies entre pozos productores e inyectores.......................... 54

4.2 Modelo petrofísico......................................................................................... 56

4.2.1 Clasificación de la información. .................................................................... 56

4.2.2 Cálculo de la resistividad original del agua de formación............................ 56

4.2.3 Definición de los parámetros petrofísicos de roca......................................... 57

4.2.3. 1 Exponente de cementación (m) y coeficiente de tortuosidad (a)................... 57

4.2.4 Correlación núcleo perfil y corrección de la porosidad y permeabilidad ..... 59

4.2.5 Determinación de calidad de roca.................................................................. 59

4.2.6 Validación, edición y normalización de curvas ............................................. 60

4.2.7 Definición de los modelos de arcillosidad y porosidad. ................................ 61

4.2.8 Definición del modelo de permeabilidad....................................................... 64

vii

4.2.9 Definición del modelo de saturación de agua................................................ 65

4.2.10 Definición de los parámetros de corte ........................................................... 67

4.3 Modelo de yacimiento ................................................................................... 68

4.3.1. Población ....................................................................................................... 68

4.3.2 Recopilación de la información. .................................................................... 69

4.3.3 Análisis de la información de yacimiento ..................................................... 71

4.3.4 Análisis del proceso. ...................................................................................... 71

4.3.5 Selección de pozos para muestreo. ................................................................ 73

4.3.7 Trabajo de laboratorio.................................................................................... 75

4.3.8 Validación de las muestras. ........................................................................... 77

4.3.9 Definición del patrón de agua de inyección del yacimiento C-4-X.46.......... 81

CAPITULO V............................................................................................................ 85

ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS ...................................................................... 85

5.1 Modelo Sedimentológico.............................................................................. 85

5.1.1 Descripción de litofacies................................................................................ 85

5.2.1 Petrografía del Miembro C-4-X..................................................................... 89

5.2.5. Edad del miembro C-4-X.............................................................................. 97

5.2 Ambientes sedimentarios para el miembro C-4-X ....................................... 99

5.2.1 Asociaciones de facies ................................................................................... 99

5.3 Asociación de facies entre los pozos productores y los inyectores en el

miembro C-4-X. ........................................................................................................ 108

5.4 Resultados petrofísicos ................................................................................ 129

5.5 Cálculo de la resistividad del agua de formación (Rw) ............................... 130

5.6 Parámetros petrofísicos básicos ................................................................. 130

5.7 Validación, edición y normalización de curvas ........................................... 132

5.7.1 Validación y edición de curvas.................................................................... 132

5.7.2 Normalización de la curva de rayos gamma (GR) y potencial espontáneo

(SP) ..................................................................................................................... 132

5.8 Modelos de propiedades de la roca.............................................................. 134

5.8.1 Modelo de arcillosidad ................................................................................ 134

viii

5.8.2 Modelo de porosidad ................................................................................... 136

5.8.4 Modelo de saturación de agua ..................................................................... 140

5.9 Definición de los parámetros de corte para la evaluación del yacimiento... 143

5.9.1 Valores límites de porosidad y de volumen de arcilla (contaje de AN) ...... 143

5.9.2 Valor límite de saturación de agua y Resistividad verdadera de la formación..

..................................................................................................................... 144

5.10 Caracterización del agua de formación e inyección yacimiento C-4-X.46.149

5.10.2 Antes del proceso de inyección de agua ...................................................... 150

5.11 Después del proceso de inyección ............................................................... 153

5.11.2 Área 2 (Área norte flanco este).................................................................... 159

5.11.3 Áre 3 (Área centro flanco oeste).................................................................. 159

5.11.4 Área 4 (Área centro flanco 0este). ............................................................... 163

5.11.5 Área 5 (Área sur flanco oeste). .................................................................... 164

5.12 Análisis de resultados. ................................................................................. 167

CAPITULO VI ........................................................................................................ 170

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.................................................... 170

REFERENCIAS BLIOGRÁFICAS ...................................................................... 173

CITAS DEL TEXTO .............................................................................................. 175

APÉNDICES............................................................................................................ 178

ANEXOS .................................................................................................................. 187

ix

INDICE DE FIGURAS

Figura 2.1 Mapa de distribución de terrenos Jurásicos en Venezuela (WEC, 1997). 7

Figura 2.2 Distribución de facies sedimentarias dominantes durante el Cretácico

Temprano al oeste venezolano. (WEC, 1997) .............................................................. 8

Figura 2.3 Distribución de facies sedimentarias dominantes durante el Campaniense

(Cretácico Tardío) al oeste venezolano. (WEC, 1997) ............................................... 10

Figura 2.4 Distribución de facies sedimentarias dominantes durante el

Maastrichtiense (Cretáceo Tardío) al oeste venezolano. (WEC, 1997). ..................... 11

Figura 2.5 Migración del frente de deformación del Caribe hacia el este-suroeste

en el Occidente de Venezuela. (WEC, 1997).............................................................. 12

Figura 2.6 Mapa de ubicación del sistema regional de fallas en la Cuenca de

Maracaibo. (PDVSA 2002)........................................................................................ 16

Figura 2.7 Correlación entre unidades y secuencias estratigráficas en la Cuenca de

Maracaibo. (PDVSA 2002)........................................................................................ 21

Figura 2.8 Patrón de fallas del yacimiento C-4-X.46. (LAGOVEN 1996). ........... 26

Figura 2.9 Columna Estratigráfica Local de la Formación Misoa. (LAGOVEN,

1996). .......................................................................................................................... 29

Figura 3.1 Ubicación del campo Centro lago. (Tomado del estudio integrado del

Yacimiento C-4-X.46, 1996) .................................................................................... 33

Figura 3.2 Ubicación geográfica del Yacimiento C-4-X.46. (Tomado del estudio

integrado del Yacimiento C-4-X.46, 1996) ................................................................ 34

Figura 3.3 Registro tipo Yacimiento C-4-X.46. (Tomado del estudio integrado del

yacimiento C-4-X.46, 1996) .................................................................................... 36

Figura 3.4 Yacimientos unificados que conformaron el Domo Sur ......................... 38

Figura 3.5 Registros de los pozos con núcleo donde se observan cada una de las

superficies de inundaciòn y erosión. (Tomado del estudio integrado del yacimiento

C-4-X.46, 1996) .......................................................................................................... 40

x

Figura 3.6 Gráfico del comportamiento de producción (1959-2004) del Yacimiento

C-4-X.46. (Tomado de herramienta OFM, 2004) ...................................................... 44

Figura 3.7 Arreglos geométricos de inyección por línea alterna del yacimiento C-4-

X.46. (Tomado del estudio integrado del yacimiento C-4-X.46 ,1996). ................... 46

Figura 4.1 Sección estratigráfica en dirección NO-SE Línea 1 ............................... 50

Figura 4.2 Sección estructural en dirección noroeste-sureste donde se muestra la

comunicación lateral entre los pozos productores e inyectores .................................. 55

Figura 4.3 Diagrama de Stiff..................................................................................... 80

Figura 4.4 Histograma de frecuencia para el sodio................................................... 84

Figura 5.1 Facies observadas en los núcleos de los pozo CLA-302, CLA-330 y

CLA-345. .................................................................................................................... 86

Figura 5.2 Facies S2. Núcleo CLA-302 estratificación ondulada y estructura tipo

flaser............................................................................................................................ 88

Figura 5.3 Zonación palinológica utilizada para la Cuenca de Maracaibo y su

correspondencia con la del norte de Suramerica y la escala cronoestratigrafica, basado

en Muller y otros (1987). ............................................................................................ 98

Figura 5.4 Mapa de facies para el intervalo A-110-1 ............................................. 101

Figura 5.5 Mapa de facies para el intervalo A-110-2. ........................................... 102



Figura 5.8 Mapa de facies para el intervalo A-100-3. ............................................ 105

Figura 5.9 Distribución de facies en el intervalo A-110-1...................................... 106

Figura 5.10 Distribución de facies en el intervalo A-110-2.................................... 106



Figura 5.13. Comparación del diagrama de Stiff del pozo CL-117 (productor) y el

patrón generado para los pozos inyectores................................................................ 112

Figura 5.14 Canalización del agua en el intervalo A-100 del pozo CL-117 inyectada

por el pozo CLA-374. ............................................................................................... 113

xi

Figura 5.15 Comparación del diagrama de Stiff del pozo CL-25 (productor) y el








Figura 5.19 Comparación del diagrama de Stiff del pozo CLA-61 (productor) y el


















Figura 5.28 Comparación del diagrama de Stiff del pozo CL-118A (productor) y el


Figura 5.29 Pozo con Gr Normalizado. .................................................................. 133

xii

Figura 5.30 Gráfico torio (Th) vs. potasio (K). Identificación de minerales. Tomado

de los registros de gamma ray originales de los pozos CLA-237, CLA-302 y

CLA-330 ................................................................................................................... 135

Figura 5.31 Gráfico de porosidad en función del volumen de arcilla – definición de

la ecuación para construir curvas sintéticas de porosidad......................................... 137

Figura 5.32 Grafico de permeabilidad contra porosidad, definición de correlaciones

K(f)=Phi .................................................................................................................... 139

Figura 5.33 Gráfico de resistividad de las lutitas frente al volumen de arcilla,

resistividad de la lutitas de yacimiento C-4-X.46. .................................................... 140

Figura 5.34 Gráfico de saturación de agua irreducible frente al volumen de arcilla.

................................................................................................................................... 142

Figura 5.35 Gráfico de permeabilidad vs. porosidad, valor límite de porosidad

definido para el yacimiento....................................................................................... 144

Figura 5.36 Curva de permeabilidad relativa promedio del yacimiento para

petrofacies megaporosas. .......................................................................................... 145


petrofacies macroporosas. ......................................................................................... 146


petrofacies mesoporosa. ............................................................................................ 147

Figura 5.39 Gráfico de resistividad verdadera vs. Saturación de agua. Definición

valor límite de RT ..................................................................................................... 148

Figura 5.40 Análisis físico-químicos recuperados............................................... 150

Figura 5.41 Probabilidad de ocurrencia frente a los Sólidos disueltos totales..... 156

Figura 5.42 Probabilidad de ocurrencia en función de la resistividad del agua de

formación .................................................................................................................. 158

Figura 5.43 Probabilidad de ocurrencia frente a la. resistividad del agua de

formación .................................................................................................................. 161

Figura 5.44 Probabilidad de ocurrencia contra la resistividad del agua de formación

................................................................................................................................... 162

xiii

INDICE DE TABLAS

Tabla 4.1 Factores de corrección Klinkenberg....................................................... 59

(Corelab, 1997) .......................................................................................................... 59

Tabla 4.2 Clasificación de calidad de roca basado en relaciones K/PHI ................. 60

(Quaglia. y Porras, 2002) ............................................................................................ 60

Tabla 4.3 Pozos productores seleccionados para toma de muestras en el yacimiento

C-4-X.46 %AyS, corte de agua y sedimento ............................................................. 73

Tabla 4.4 Pozos inyectores, en el yacimiento C-4-X.46 .......................................... 74

Tabla 4.5 Concentración iónica del sodio para los pozos inyectores....................... 83

Tabla 4.6 Parámetros estadísticos básicos del sodio para la elaboración del

histograma de frecuencia ............................................................................................ 83

Tabla 5.1 Porcentaje de grano, matriz y cemento pozo CLA-330 ........................... 90

Tabla 5.2 Análisis Difracción por Rayos X y composición total, pozo CLA-330.. 90

Tabla 5.3 Abundancia relativa de las arcillas y porcentaje de porosidad, pozo

CLA-330 ..................................................................................................................... 91

Tabla 5.4 Pocentaje de grano, matriz y cemento pozo CLA-302 ........................... 91


Tabla 5.6 Abundancia relativa de las arcillas y porcentaje de porosidad, pozo CLA-

302............................................................................................................................... 92

Tabla 5.7 Pocentaje de grano, matriz y cemento, pozo CLA-345 ........................... 93



CLA-345 ..................................................................................................................... 94


CLA-345 ..................................................................................................................... 94

Tabla 5.11 Resultados de la concentración de las distintas especies aniónicas y

catiónicas de las muestras representativas, expresadas en mg/L ó ppm, para los pozos

productores................................................................................................................ 109

xiv

Tabla 5.12 Resultados de los análisis físico-químicos de los pozos inyectores

muestreados............................................................................................................... 110

Tabla 5.13 Concentración iónica del patrón tipo de los pozos inyectores del

yacimiento C-4-X.46................................................................................................. 111

Tabla 5.14 Valores limites de arcillas para los tipos de rocas I, II, III y IV.

................................................................................................................................... 138

Tabla 5.15 Resultados promedios de la evaluación petrofísica para los intervalos de

interés……… ............................................................................................................ 157

Tabla 5.16 Pozos con análisis de agua de formación antes del proceso de inyección

de agua. ..................................................................................................................... 151

Tabla 5.17 Concentraciones de cationes en las muestras de agua tomadas antes del

proceso de inyección. ................................................................................................ 152

Tabla 5.18 Concentraciones de aniones en las muestras de agua tomadas antes del

proceso de inyección. ................................................................................................ 153

Tabla 5.19 Pozos con análisis de agua de formación después del proceso de

inyección (área 1)...................................................................................................... 155

Tabla 5.20 Análisis estadístico de la concentración total de sólidos disueltos (SDT)

................................................................................................................................... 156

Tabla 5.21 Resultados de la concentración total de los sólidos disueltos totales

(SDT) ........................................................................................................................ 157

Tabla 5.22 Análisis estadístico de la de la resistividad del agua de formación

................................................................................................................................... 157

Tabla 5.23 Resultados del análisis estadístico de la resistividad del agua de

formación .................................................................................................................. 158

Tabla 5.24 Pozos con análisis de agua de formación antes del proceso de inyección

de agua. ..................................................................................................................... 159

Tabla 5.25 Análisis estadístico de la concentración de sólidos disueltos totales

(SDT) ........................................................................................................................ 160


formación .................................................................................................................. 161

xv

Tabla 5.27 Análisis estadístico de la resistividad del agua .................................... 162


formación .................................................................................................................. 163


inyección (área 4)...................................................................................................... 163

Tabla 5.30 Resultado, promedios y valores límites de concentraciones de SDT y

NaCl equivalente para los pozos con análisis de agua de formación ubicados en el

área 4. ........................................................................................................................ 164


inyección (área 5)...................................................................................................... 165

Tabla 5.32 Resultado, promedios y valores límites de concentraciones de SDT y


área 5. ........................................................................................................................ 165


inyección (área 6)...................................................................................................... 166

Tabla 5.34 Resultado, promedios y valores límites de concentraciones de TSD y


área 5 ......................................................................................................................... 167

xvi

APÉNDICES

Apéndice A Inventario de registros de los pozos del yacimiento C-4-X.46…… 130

Apéndice B Estudio estadístico de la resistividad del agua de formación antes del

proceso de inyección de agua yacimiento C-4-X.46................................................. 151

xvii

INDICE DE ANEXOS Anexo I Mapa base yacimiento C-4-X.46 con el mallado de secciones

estratigráficas, campo Centro Lago, cuenca de Maracaibo estado Zulia................... 50

Anexo II Sección estratigráfica en dirección noroeste-sureste linea 2, pozos

CL-184, CL-69 y CLA-60 ......................................................................................... 50

Anexo III Sección estratigráfica en dirección noroeste-sureste linea 3, pozos

CL-226, CLA-55 y CLA-115...................................................................................... 50

Anexo IV Sección estratigráfica en dirección noroeste-sureste linea 4, pozos

CL-250 y CLA-175................................................................................................... 50

Anexo V Sección estratigráfica en dirección noroeste-sureste linea 5, pozos

CL-293, CLA-241 y CLA-302................................................................................... 50

Anexo VI Sección estratigráfica en dirección noroeste-sureste linea 6, pozos

CL-68, CL-121, CLA-218A y CLA-165 .................................................................. 50

Anexo VII Sección estratigráfica en dirección noroeste-sureste linea 7, pozos

CL-129, CL-117 y CLA-139 .................................................................................... 50

Anexo VIII Sección estratigráfica en dirección noroeste-sureste linea 8, pozos

CL-40, CL-300, CLA-345 y CLA-295 ..................................................................... 50

Anexo IX Sección estratigráfica en dirección noroeste-sureste linea 9, pozos

CL-28 y CLA-245..................................................................................................... 50

Anexo X Sección estratigráfica en dirección noroeste-sureste linea 10, pozos

CLA-344, CLA-302 y CLA-175............................................................................... 50

Anexo XI Mapa base yacimiento C-4-X.46 con la ubicación de los pozos con

núcleos, campo Centro Lago, cuenca de Maracaibo estado Zulia. ............................ 50

Anexo XII Distribución de las litofacies en el núcleo CLA-302 ........................ 53

Anexo XIII Mapa base yacimiento C-4-X.46 del mallado de secciones

estructurales entre los pozos productores e inyectores campo Centro Lago, cuenca de

Maracaibo estado Zulia ............................................................................................... 54

xviii

Anexo XIV Comportamieno de producción del pozo CL-117 con el pozo

inyector CLA-374 .................................................................................................... 112

Anexo XV Comportamieno de producción del pozo CL-25 con los pozos

inyectores CLA-374 y CLA-372 .............................................................................. 114

Anexo XVI Sección estructural del pozo productor CL-25 con los pozos

inyectores CLA-372 y CLA-374 ............................................................................ 115

Anexo XVII Comportamieno de producción del pozo CL-216 con los pozos

inyectores CLA-374 y CL-339 ................................................................................ 116

Anexo XVIII Sección estructural del pozo productor CL-216 con los pozos

inyectores CLA-372 y CL-339 .............................................................................. 116

Anexo XIX Comportamieno de producción del pozo CL-263 con los pozos

inyectores CL-339 y CLA-374.................................................................................. 117

Anexo XX Comportamieno de producción del pozo CL-272 con el pozo

inyector CLA-372 ..................................................................................................... 118

Anexo XXI Sección estructural del pozo productor CL-272 con los pozos

inyectores CL-24 y CLA-372 ................................................................................. 119

Anexo XXII Comportamieno de producción del pozo CLA-61 con los pozos

inyectores CLA-366 y CLA-365............................................................................... 119

Anexo XXIII Sección estructural del pozo productor CLA-61 con los pozos

inyectores CLA-366 y CLA-365 .............................................................................. 120

Anexo XXIV Comportamieno de producción del pozo CL-33 con los pozos

inyectores CL-6 y CLA-366...................................................................................... 121

Anexo XXV Sección estructural del pozo productor CL-33 con los pozos

inyectores CL-6, CLA-366 y CLA-364 .................................................................. 121

Anexo XXVI Comportamieno de producción del pozo CL-28 con el pozo

inyector CL-393 ........................................................................................................ 122

Anexo XXVII Sección estructural del pozo productor CL-28 con los pozos

inyectores CL-393 y CL-304 ................................................................................... 122

xix

Anexo XXVIII Comportamieno de producción del pozo CL-357 con el pozo

inyector CL-6 ............................................................................................................ 123

Anexo XXIX Sección estructural del pozo productor CL-357 con los pozos

inyectores CL-6 y CL-24 ......................................................................................... 123

Anexo XXX Comportamieno de producción del pozo CL-343 con el pozo

inyector CLA-59 ....................................................................................................... 124

Anexo XXXI Comportamieno de producción del pozo CL-323 con el pozo

inyector CLA-394 ..................................................................................................... 125

Anexo XXXII Comportamieno de producción del pozo CL-349 con el pozo

inyector CLA-59 ....................................................................................................... 126

Anexo XXXIII Comportamieno de producción del pozo CL-150 con el pozo

inyector CL-122 ........................................................................................................ 127

Anexo XXXIV Comportamieno de producción del pozo CL-58 con los pozos

inyectores CL-247 y CLA-384................................................................................. 128

Anexo XXXV Comportamieno de producción del pozo CL-118A con los pozos

inyectores CL-385 y CLA-59................................................................................... 129

Anexo XXXVI CLA-345, pozo clave.................................................................. 133

Anexo XXXVII CLA-330, pozo clave ................................................................. 133

Anexo XXXVIII CLA-302, pozo clave ................................................................. 133

Anexo XXXIX CL-36, pozo control................................................................... 133

Anexo XL Mapa de distribución de resistividades pozos productores e

inyectores yacimiento C-4-X.46 campo Centro Lago, cuenca de Maracaibo estado

Zulia .......................................................................................................................... 151

Anexo XLI Mapa base yacimiento C-4-X.46 con diagramas de Stiff para los

pozos con toma y análisis de agua de formación después del proceso de inyección de

agua campo Centro Lago, cuenca de Maracaibo estado Zulia.................................. 154

1

García., Maritza B.

INFLUENCIA DE LA DISTRIBUCIÓN DE FACIES, ASOCIADA A LA EFICIENCIA DEL BARRIDO DE PETRÓLEO POR LA

INYECCIÓN DE AGUA EN LAS ARENISCAS DEL MIEMBRO C-4-X, YACIMIENTO C-4-X.46, FORMACIÓN MISOA, EDAD

EOCENO, CAMPO CENTRO LAGO, CUENCA DE MARACAIBO, ESTADO ZULIA

Tutor Académico: Dra. Olga Rey. Tesis. Caracas, U.C.V. Facultad de Ingeniería. Escuela de Ingeniería Geológica. Departamento de Postgrado. Año 2009, 188 p.

Palabras Claves: Agua De Inyección, Ambiente Sedimentario, Diagrama De Stiff.

Resumen. El presente estudio se realizó con el objetivo de actualizar el modelo sedimentológico, así como también, caracterizar el agua de formación e inyección, tanto por análisis de facies como por análisis físico-químicos en el yacimiento C-4-X.46, con la finalidad de identificar el origen del agua producida conjuntamente con el comportamiento de producción de los pozos productores desde que comenzó el proyecto de inyección de agua, asociado al modelo sedimentológico existente, lo cual arrojarán una definición más exacta y detallada de las zonas prospectivas del yacimiento, indicándonos la mejor continuidad de las arenas el ambiente de depositación y la interacción roca fluido. Para cumplir con estos objetivos se aplicaron ciertas herramientas de caracterización tales como la clasificación según sulin, los diagramas de Stiff y las relaciones entre algunas especies geoquímicas, vinculando sus propiedades con el entorno geológico del área en estudio. A partir de la metodología de caracterización de aguas, se logró definir los patrones de aguas para los pozos productores e inyectores considerados para el estudio, concluyendo que el agua producida en los pozos ubicados en sur del yacimiento donde el arreglo de inyección es de patrones por línea alterna, están directamente influenciados por el proyecto de inyección de agua. Al caracterizar las facies se concluye que las asociaciones de facies presentes en el yacimiento C-4-X.46 consiste mayormente en canales distributarios y canales fluviales estuarinos en dirección noreste-suroeste, depositados en una llanura deltáica, los cuales presentan excelentes propiedades petrofísicas, con permeabilidades entre 454,78 y 42,21 md y porosidades entre 0,19 y 0,15 estos cuerpos se encuentran separados por depósitos de barras y bahías interdistributarias.

2

CAPITULO I INTRODUCCIÓN

1.1 Generalidades

El Yacimiento C-4-X.46 está ubicado en el campo Centro Lago de la Cuenca de

Maracaibo, produce crudo del tipo liviano de las arenas C de la Formación Misoa,

del miembro C-4-X, de edad Eoceno.

En los yacimientos, normalmente el gas o el petróleo, ocupan una fracción del

volumen poroso total; el resto del espacio contiene agua la cual quedó entrampada

durante el proceso geológico de depositación de los sedimentos. El agua de formación

de un horizonte productor, es químicamente diferente a otro, al igual que el agua de

inyección, por lo tanto, si en un pozo productor de hidrocarburo el agua irrumpe

abruptamente, un análisis físico-químico del agua producida, podría utilizarse como

elemento de juicio adicional para identificar la fuente de producción de este fluido.

Los yacimientos en el campo Centro Lago, en su mayoría, se encuentran en estado de

madurez y agotamiento, requiriéndose la aplicación de técnicas confiables para

recuperar el petróleo remanente existente. Una de estas técnicas que se utiliza para

recuperar estas reservas es la recuperación secundaria, específicamente la inyección

de agua, siendo esta una fuente importante para incrementar la energía del yacimiento

y por ende las reservas de petróleo.

Desde 1977, el yacimiento C-4-X.46 está sometido a un proyecto de recuperación

secundaria

3

por inyección de agua por flancos el cual fue modificado a patrones de línea alterna

en 1996. Actualmente, se ha observado un alto corte de agua en los pozos

productores, esto pudiera ser debido a que los arreglos de inyección no han sido

debidamente ajustados a la distribución areal y vertical de las facies de las areniscas.

Debido a este problema resulta necesario caracterizar las aguas de formación e

inyección, con el objetivo de determinar su origen, resistividad del agua de

formación y detectar comunicación vertical entre las distintas facies existentes y la

producción de los pozos del yacimiento C-4-X.46.

Adicionalmente, se estudiará y asociará el comportamiento de producción de los

pozos productores con el modelo sedimentológico que se genere de este estudio,

desde que comenzó el proyecto de inyección de agua, lo cual permitirá una

definición más exacta y detallada de las zonas prospectivas del yacimiento,

indicando la mejor continuidad y conexión de las arenas, la orientación de la

sedimentación y los distintos ambientes de depositación. De igual forma, se

optimizará el barrido de agua de inyección en las arenas C-4-X, jerarquizando pozos

con oportunidades de trabajos de optimización a través del tratamiento de geles, lo

cual permitirá optimizar la productividad a nivel del pozo obteniéndose un mayor

éxito en cuanto a recobro y costos.

1.2 Objetivos

1.2.1 Objetivo general

Revisar, validar y actualizar el modelo sedimentológico del yacimiento C-4-X.46, del

área Centro Lago, basado en la interpretación de los registros eléctricos de los pozos

existentes conjuntamente con el análisis de núcleos, para determinar las mejores

4

facies, al igual que las relaciones verticales y laterales entre las unidades, predecir la

movilidad de los fluidos y el conjunto de variables que afectan la interacción roca

fluido y optimizar los proyectos de inyección de agua

1.2.2 Objetivos específicos

a) Determinar los límites del yacimiento C-4-X.46, definiendo el tope y la base

del miembro C-4-X, así como visualizar su continuidad lateral.

b) Descripción litológica del miembro C-4-X a través de los núcleos del área

c) Toma de muestras de tapón para realizar análisis de difracción de rayos x,

microscopía electrónica de barrido y secciones finas para determinar la

composición mineralógica del yacimiento en estudio.

d) Ubicar superficies estratigráficas claves, a través de la estratigrafía secuencial,

que permitan subdivisiones en ciclos o secuencias sedimentarias menores.

e) Generar mapas de facies

f) Analizar el comportamiento de producción del yacimiento.

g) Caracterizar el agua de formación e inyección mediante la evaluación de los

análisis físico-químicos del agua de formación de los pozos en estudio para

determinar su origen, procesos de migración, resistividad del agua de

formación, existencia de acuíferos y posible comunicación vertical.

h) Generar un patrón para el agua de formación y otro para el agua de inyección

en el yacimiento C-4-X.46.

5

1.3 Alcances

Dada la importancia de las reservas asociadas al yacimiento C-4-X.46; es decir,

reflejada a través de 435.408 MMBLS (Libro de Reservas 2004) y a la alta

producción de agua en el yacimiento , se requiere de un estudio integrado que permita

identificar las fuentes productoras, a través de la caracterización de las aguas de

formación e inyección asociadas a la distribución de las facies del yacimiento, con el

objeto de establecer un patrón de comparación que conlleve a diseñar mejoras en los

proyectos de inyección de agua y de esta manera, alcanzar un barrido eficiente del

crudo, y por ende incrementar la recuperación de dichas reservas.

Todo lo anterior nos proporcionará una mejor información y un mayor conocimiento

del área en estudio, lo cual se convierte en una herramienta de validación de modelos

estáticos y dinámicos que sirvan para visualizar mejores estrategias para el desarrollo

del proyecto de recuperación mejorada; así como también, la implantación de un plan

de desarrollo adecuado para el yacimiento en estudio.

6

CAPITULO II MARCO GEOLÓGICO REGIONAL

2.1 Origen y evolución de la Cuenca de Maracaibo Lugo y Mann (1991) reconocen tres fases en la evolución geológica de la Cuenca de

Maracaibo durante el Jurásico –Eoceno, las cuales se mencionan a continuación:

a) Ruptura o “rift” Jurásico, relacionado con la separación de Norte y

Sudamérica.

b) Subsidencia tipo margen pasivo durante el Cretácico.

c) Subsidencia de la cuenca tipo antepaís, producto de la colisión oblicua de la

placa del Caribe y el margen noroeste de Sudamérica.

2.1.1 Triásico- Jurásico

La presencia del Triásico en Venezuela carece de evidencias concretas. En

Venezuela, la ruptura o ¨rifting¨ de Pangea (supercontinente que reunía las masas

continentales de América, Europa y Africa actuales) produjo varias estructuraciones

importantes que posteriormente influyeron en la evolución de las cuencas

sedimentarias venezolanas. Dentro de la Venezuela continental, la apertura del Proto -

Caribe indujo el desarrollo de valles de extensión o grábenes (Figura 2.1) con una

tendencia noreste, que incluye los grábenes de los Andes y Perijá, y el ubicado en el

Lago de Maracaibo; los dos primeros, estuvieron dominados por un régimen

extensional de gran inestabilidad tectónica, que condujo a la formación de sistemas de

pilares y depresiones tectónicas de orientación aproximada norte - sur (asociada al

periodo de "rifting").

7

Figura 2.1 Mapa de distribución de terrenos Jurásicos en Venezuela (WEC, 1997)

El Jurásico estuvo dominado por un régimen extensional de gran inestabilidad

tectónica, que condujo a la formación de sistemas de pilares y depresiones tectónicas

de orientación aproximada norte - sur (asociada al periodo de “rifting”). La

subsidencia fue más intensa en los surcos de Uribante, Machiques, San Lázaro,

Angaraveca y un poco menor a los anteriores en el de Barquisimeto, (Jackes y otros,

2001).

8

2.1.2 Cretácico

A continuación se hace una breve descripción del Cretácico

2.1.2.1 Cretácico Temprano.

Durante el Cretácico Temprano (146-95 Ma.) en el occidente venezolano, la

sedimentación fue controlada en su inicio por el sistema de fallas de los grábenes

(Figura 2.2).

Posteriormente, la transgresión cubre totalmente la plataforma del Lago de Maracaibo

y parte del Escudo de Guayana. Esta misma se debe mayormente a la eustacia y

subsidencia asociada a la carga sedimentaria, en la plataforma tipo Atlántico, que se

había iniciado al principio del Cretácico y que finalizó con una etapa regresiva

(Formación Colón).

Figura 2.2 Distribución de facies sedimentarias dominantes durante el Cretácico Temprano al oeste venezolano. (WEC, 1997)

Basamento Igneo-Metamórfico (Cratón de Guayana)

Clásticos Arenosos de Ambiente Continental Fluvial

Clásticos

Arenosos Lutíticos

de Ambientes

Costeros y de

Transición

Carbonatos de Ambientes Plataformales

Lutitas y Calizas Hermipelágicas/Pelágica

Dirección de

Aportes de

Sedimentos

9

2.1.2.2 Cretácico Tardío

A partir del final del Albiense, se inicia desde el este de Venezuela y de manera

diacrónica hacia el oeste, la invasión marina que llegó a cubrir extensas zonas hacia el

sur del país, las cuales se mantenían como áreas expuestas a la erosión desde finales

del Jurásico o incluso desde finales del Paleozoico. De esta manera, se depositaron en

Venezuela las formaciones Querecual - San Antonio (Grupo Guayuta), Mucaria,

Navay y La Luna. La máxima transgresión y anoxia se estima que ocurrió entre el

Turoniense y el Campaniense (72-91 Ma) / (Figura 2.3).

En el occidente de Venezuela, las variaciones laterales de facies de la roca madre

incluyen calizas pelágicas y fosfáticas, lutitas oscuras y calizas conchíferas, de edad

Albiense tardío a Turoniense (95-88 Ma), las cuales a su vez, encuentran su

equivalente en edad, clástico-arenoso y glauconítico, hacia el flanco sureste de los

Andes del estado Táchira, (Jackes y otros, 2001).

10

Figura 2.3 Distribución de facies sedimentarias dominantes durante el Campaniense (Cretácico Tardío) al oeste venezolano. (WEC, 1997)

El Cretácico tardío en Venezuela finaliza durante el Maastrichtiense con unidades

regresivas respecto a los ambientes más profundos de la roca madre (Figura 2.4).

Clásticos Arenosos

de Ambiente

Continental-Fluvial

Basamento-Igneo-Metamórfico (Cratón de Guayana)

Clásticos Arenosos

Lutíticos de

Ambientes Costeros

y de Transición

Carbonatos de Ambientes Plataformales

Calizas Lutáceas / Ftanitas y Lodolitas Silíceas de Ambientes Batiales (Pelágicos) y

Plataformales

Lutitas y Calizas Hemipelágicas/ Pelágicas de Ambientes Batiales y Abisales

11

Figura 2.4 Distribución de facies sedimentarias dominantes durante el Maastrichtiense (Cretáceo

Tardío) al oeste venezolano. (WEC, 1997)

2.1.3 Terrenos Cenozoicos

2.1.3.1 Paleoceno - Eoceno de Venezuela Occidental

Hacia finales del Cretácico (Figura 2.5) y comienzos del Paleoceno, Venezuela

Occidental sufrió finalmente el efecto de la colisión entre la Placa de Nazca (Océano

Pacífico) y el occidente colombiano; existen evidencias de que la sedimentación del

Grupo Orocué y posiblemente las formaciones Guasare y Marcelina, estuviese

controlada por los frentes de deformación de la citada colisión, éstos generaron

sucesivos depocentros de edades cada vez más jóvenes hacia el este de lo que hoy en

día es la Sierra de Perijá (Pestman y otros, 1998).

Clásticos Limo-

Arcillosos

Carbonatos Marinos

Someros

Eje Postulado

del Depocentro

Arenas

Positivas

Clásticos

Arenosos

Dirección de

Aportes de

Sedimentos

Corrimiento

Frontal

12

Figura 2.5 Migración del frente de deformación del Caribe hacia el este-suroeste en el Occidente de Venezuela. (WEC, 1997)

A continuación se resume la sedimentación y la evolución paulatina del frente de

deformación asociado al paso de la Placa Caribe frente a Suramérica durante el

Paleoceno - Eoceno. Por su complejidad, se han resumido asociaciones de nombres

formacionales genéticamente relacionadas como “eventos”; cada ”evento” lleva el

nombre de la unidad más distintiva o que representa el inicio de la sedimentación del

conjunto.

Hacia el noroeste de la Placa Suramericana, la colisión oblicua del arco de las islas

cretácicas (Antillas Menores), provocó una transgresión en el margen sur de la Placa

del Caribe y borde noroeste de la Placa Suramericana. La Placa del Caribe se

incorpora como zona positiva al norte y noreste de la cuenca de Maracaibo,

desarrollándose una antefosa (como consecuencia de la carga tectónica) y relleno de

=Dirección de Aportes de

Sedimentos

=Corrimiento

Frontal

= Áreas Expuestas

13

la misma por sedimentación tipo "flysh". Esto se puede evidenciar en las formaciones

Trujillo y Morán las cuales son de carácter turbidítico (Pestman y otros, 1998).

2.1.3.2 Eoceno Temprano a Medio

La placa del Caribe se desplaza hacia el este, como consecuencia de la colisión de la

parte norte de la misma contra las Bahamas. Dicha migración causa el desarrollo

diacrónico de cuencas tipo “antepaís”, por lo que la subsidencia, en ellas, controla la

sedimentación y distribución de las unidades sedimentarias hacia el norte y noreste.

De igual manera, durante el Eoceno Temprano y Medio (54 M.a), se forma un

extenso sistema deltáico, con vértice al suroeste y extenso abanico hacia el noreste.

Esta sedimentación es extremadamente compleja, con sedimentación fluvial al

suroeste, fluvio-deltaica sobre la plataforma deltáica hacia la línea de bisagra,

correspondiente a las formaciones Mirador, Carbonera y Formación Misoa. Al este -

noreste de la zona de bisagra, se depositan turbiditas y depósitos "flysh" característico

del surco de Barquisimeto: formaciones Trujillo y Matatere. Posteriormente, se

depositaron lutítas profundas de la Formación Paují y lutítas turbidíticas de la

formación Mene Grande, a finales del Eoceno Medio. En la parte oriental de la

cuenca, los sedimentos arenosos de la formación Misoa pasaron gradualmente a las

lutítas nerítico - batiales de la Formación Paují (Pestman y otros, 1998).

2.1.3.3 Eoceno tardío

Ocurre un levantamiento generalizado de la Cuenca de Maracaibo, con un período de

fallamiento importante, particularmente en los alineamientos longitudinales del lago,

con ejes de plegamiento orientados de sur a norte. Dichas modificaciones en la

14

cuenca antepaís fueron debidas a la colisión del Arco de Panamá, la cual se extendió

hasta el Pleistoceno. Los levantamientos de la Sierra de Perijá y de los Andes de

Mérida, particionaron la cuenca de antepaís, generando así las actuales cuencas de

Maracaibo y Barinas-Apure. La subsiguiente erosión profunda de las formaciones

del Eoceno Medio, produce la remoción casi total de Paují - Mene Grande y la

remoción parcial de Misoa en los alineamientos occidentales del lago; en los bloques

situados hacia el sur del lago, la erosión de Misoa es total y afecta localmente a la

Formación Guasare. Hay un fracturamiento de la sección de calizas Cretácicas y

migración del petróleo ya formado hacia los alineamientos levantados y fallados.

Prevalece un período de inversión del gradiente de la cuenca eocena, de noreste a

sur-suroeste, probablemente relacionado con el emplazamiento de las Napas del

Caribe, el cual es un proceso de gran importancia en la evolución de la cuenca

petrolífera.

2.1.3.4 Oligoceno – Mioceno

La erosión que caracterizó al Eoceno Tardío, continúa sobre grandes extensiones en

la parte norte - noreste del lago y simultáneamente comienza la sedimentación no

marina hacia el oeste –suroeste, la cual se preserva sólo en los sinclinales. Esta es

conocida como Formación Icotea, que se encuentra en forma esporádica rellenando

depresiones de la superficie eocena erosionada. El comienzo de la sedimentación del

Mioceno en el Lago de Maracaibo, se caracteriza por una transgresión marina de

considerable extensión territorial dentro de los límites del Lago de Maracaibo, pero

de duración relativamente corta, representada por la Formación La Rosa. Esta

transgresión penetró profundamente hacia el sur, depositando las arenas basales del

Miembro Santa Bárbara de la Formación La Rosa en la parte central de la cuenca,

sobre la superficie erosionada del Eoceno Medio. Posteriormente, una nueva

regresión permitió la depositación de sedimentos de origen continental constituidos

por la Formación Lagunillas.

15

2.1.3.5 Plioceno-Pleistoceno

En el Plioceno, las cuencas de Maracaibo y Falcón, se van rellenando con sedimentos

de mayor influencia continental; los cuales se encuentran bajo un régimen

compresivo este - oeste, creando la estructuración más reciente de las fallas de

dirección norte - sur; dando lugar a un levantamiento importante de las cordilleras de

Los Andes, del Caribe y de la Sierra de Perijá. Esta compresión es atribuida a la

colisión final del Arco de Panamá. Durante el Pleistoceno, el Lago de Maracaibo.

Probablemente estuvo sometido a oscilaciones en su nivel de agua. Como

consecuencia de las glaciaciones que influenciaron las condiciones climáticas, ocurre

una retirada de los mares y la sedimentación, la cual era en su mayoría continental.

2.2 Marco Estructural Regional

La Cuenca de Maracaibo se encuentra limitada por tres grandes fallas: al oeste la falla

de Santa Marta, la falla de Oca al norte y la de Boconó al Sureste, todas con

movimiento transcurrente los cuales tienden a generar una serie de fallas antitéticas y

sintéticas (Figura 2.6).

16

Figura 2.6 Mapa de ubicación del sistema regional de fallas en la Cuenca de Maracaibo. (PDVSA

2002)

2.2.1 Desarrollo estructural de la cuenca de Maracaibo

Indudablemente, el substratum metamórfico de la Cuenca de Maracaibo, debió sufrir

los efectos de diversos períodos orogénicos Paleozoicos. Tales períodos no tuvieron

mayor influencia sobre la configuración actual de la cuenca ni sobre su arreglo

estructural presente. Si se exceptúa el evento tecto - termal del Permo - Triásico, que

con la formación del Arco de Mérida preparó el marco adecuado para la

sedimentación plataformal del intervalo de las calizas cretácicas, gran productor de

petróleo en la actualidad (Gonzalez de Juana y otros, 1980).

El ciclo Terciario temprano fue una época de inestabilidad que en ningún momento

alcanzó proporciones diastróficas. La gran deformación ocurrió en el Eoceno Tardío,

contemporánea con la extensa retirada de las aguas hacia el norte. En esta violenta

pulsación orogénica se reactivaron todos los lineamientos estructurales iniciados en el

30 Km0 10 20

MARACAIBO

BARÚA/MOTATÁN/TOMOPORO

N

UR

DA

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OTE

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Falla de Oca

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Falla

del

Tigr

e-Ca

chirí Falla del

Lagarto

Rampa Lateral

"Napasde

Lara"

VALERA

LAGO DEMARACAIBO

TO

MO

POR

O

17

Cretácico tardío, tomaron forma definitiva los anticlinales y fallas característicos del

sistema norte - sur y se produjeron algunas fallas del sistema oeste – este. Una nueva

recurrencia del movimiento hacia finales del período orogénico causó finalmente, o

tal vez reactivó en gran parte, los movimientos transcurrentes sinestrales que se

observan en las grandes fallas norte – sur; Este movimiento transcurrente ocasionó el

desplazamiento de las fallas oeste - este, tal como fue observado (González de Juana,

1980).

Al final del período orogénico del Eoceno Tardío y posiblemente durante gran parte

del Oligoceno, las tierras solevantadas fueron intensamente erosionadas,

particularmente en la parte meridional de la cuenca, donde se ha señalado que llegó a

alcanzar niveles de la Formación Mito Juan.

Durante el Oligoceno Tardío - Mioceno Temprano se produjo la inversión de la

cuenca, que en ese tiempo presenta un gradiente moderado hacia el sur (González de

Juana y otros, 1980). Es probable que la subsidencia de la parte meridional de la

cuenca haya reactivado las fallas del sistema oeste - este o formado algunas nuevas.

El período de sedimentación de La Rosa y Lagunillas parece haber sido de bastante

quietud tectónica. Sin embargo, fallas longitudinales mayores penetran la

sedimentación miocena; discordantemente sobre los grandes alineamientos mayores,

los sedimentos miocenos se plegaron formando declives suaves hacia el sur. Algunos

yacimientos petrolíferos miocenos parecen estar controlados por fallas en el área de

Urdaneta, flanco oriental de Lama, levantamiento de Pueblo Viejo y falla límite de

Cabimas entre otros. Se conocen estructuras miocenas de pequeño relieve como los

sinclinales de Cabimas y Ambrosio y fallas que cortan al Mioceno como las fallas de

Tía Juana, pero es en las estructuras de Mene Grande donde se ha podido estudiar el

tectonismo durante este período. Esto ha permitido que, o bien que el Mioceno

Medio fue un período de crecimiento estructural de los pliegues y fallas formados

durante el período orogenético del Eoceno Tardío, o bien las estructuras de este

18

período fueron rejuvenecidas por una pulsación orogénica durante el Mioceno Tardío

- Plioceno, conservando las directrices tectónicas anteriores.

El último levantamiento de Los Andes venezolanos tuvo lugar durante el Mioceno

tardío-Plioceno temprano. La asociación de anticlinales de dirección general norte -

sur con fallas crestales, o próximos a la cresta, es una característica resaltante en toda

la cuenca de Maracaibo; el patrón estructural se complementa con fallas de un

sistema transversal, en el cual figuran elementos francamente oeste - este. Las

indicaciones de plegamiento predominan sobre las fallas en algunas zonas mientras

que en otras el fallamiento es preponderante. En este último caso los levantamientos

están mejor definidos como bloques levantados, estructuras “horst”, o fallas

escalonadas en las cuales el desplazamiento relativo entre fallas soporta el

levantamiento.

En las zonas de mayor grado de fracturamiento, se producen levantamientos dómicos

o hemidómicos apoyados contra una falla o situados entre ellas. Tales levantamientos

son de menor cuantía en la estructura regional del lago, pero de mayor importancia en

la producción de petróleo, sobre todo de petróleo almacenado en el Cretácico; en

ocasiones los domos aparecen alineados, particularmente cuando ocurren en el lado

levantado de una falla, pero en otros casos tal alineamiento no resalta.

En la parte occidental de la cuenca, correspondiente a los distritos Mara, Maracaibo,

Urdaneta, Perijá y norte del distrito Colón, los rasgos anticlinales predominan sobre

las fallas. Las estructuras son generalmente domos alargados en sentido norte - sur,

fallados en la cresta y con declives marcados al sur y al norte. El alineamiento

anticlinal de La Paz -Mara- El Moján es el primer levantamiento importante que se

encuentra al este de la Cadena de Perijá. Este es uno de los alineamientos de mayor

relieve estructural de la cuenca de Maracaibo. El alineamiento consta de dos domos

alargados, conocidos respectivamente como La Paz y Mara y un declive menor hacia

el norte, separado del Domo de Mara por fallas transversales. Hacia el sureste de este

19

alineamiento se conocen dos más: La Concepción - San Ignacio y Sibucara, ambos de

menor relieve estructural. La Concepción fue conocida primeramente por su

estructura eocena muy compleja, en ella se destacan los tres anticlinales principales

de Ramillete, Los Teques y Punta Gorda separados por fallas que parecen tener

distintos grados de transcurrencia.

En la zona de La Concepción se observa un sistema de fallas transversales de rumbo

casi oeste - este que se prolongan hacia el oeste hasta el norte de Boscán y la región

de El Dividive. Este sistema de fallas parece separar la zona intensamente deformada

de los distritos Mara y Maracaibo de la región de menor deformación de Urdaneta-

Perijá, dentro de la parte occidental de la cuenca de Maracaibo.

En la parte sur del distrito Colón del estado Zulia, cerca de la frontera con Colombia,

se conocen tres levantamientos anticlinales de importancia: el anticlinal de Río de

Oro, el domo de Tarra Oeste y el anticlinorio de Tarra. Este último levantamiento es

la estructura más noble de esta región y al mismo tiempo una de las pocas fallas de

corrimiento que se presentan en la Cuenca de Maracaibo.

Otra región donde se desarrollan bien los pliegues anticlinales es el sector suroriental

de la cuenca, de modo particular en el alineamiento de Mene Grande-Motatán. La

estructura Mene Grande esta situada en el declive meridional del anticlinal de Misoa,

uno de los varios pliegues que forman la Serranía de Trujillo.

El Mioceno se encuentra discordante sobre las formaciones eocenas plegadas y

erosionadas durante períodos geológicos previos. La estructura del Eoceno es “un

anticlinal con flanco oeste muy inclinado, (50°-70°,) fuertemente fallado (falla

principal), y un flanco este menos inclinado (10°-30°), con pendiente general hacia el

sur de una inclinación promedio de aproximadamente 10°”.

20

La falla principal de Mene Grande continúa hacia el sureste hasta las estructuras del

campo Motatán, donde aparecen dos domos alineados en el lado oriental de la falla

con características estructurales bastantes similares a Mene Grande. El marco

estructural se completa con fallas ramificadas del sistema de la falla de Mene Grande

o subparalelas a ella.

Ligeramente al oeste de la falla de Mene Grande se encuentra el levantamiento de

Barúa cortado al oeste por una falla de características similares a la de Mene Grande,

con rumbo ligeramente convergente con ella y separado del área de El Veleto por un

sinclinal menor.

El estudio de estas estructuras confirma el proceso de evolución tectónica que

comprende la reactivación durante el Eoceno tardío de una directriz tectónica

anterior con formación de los domos de Mene Grande, Barúa y Motatán;

reactivación de una falla probablemente normal de dirección norte - sur,

concomitante con la orogénesis del Cretácico Tardío, la cual tuvo períodos de

crecimiento durante el Paleoceno y Eoceno Temprano y no a establecerse como una

de las fallas mayores del sistema de fallas transversales menores. La transcurrencia

es un fenómeno posterior que pudo comenzar muy al final del período orogénico, o

posiblemente solo en el Mioceno Tardío.

El Mioceno fue un período de crecimiento estructural, o bien las estructuras del

Eoceno superior fueron rejuvenecidas durante el Mioceno Tardío al Plioceno Tardío,

contemporáneamente con el levantamiento andino.

21

2.3 Estratigrafía regional

En la Figura 2.7 se muestra las unidades y secuencias estratigráficas definidas en la

cuenca de Maracaibo.

Figura 2.7 Correlación entre unidades y secuencias estratigráficas en la Cuenca de Maracaibo. (PDVSA 2002)

FIG. 3.3

FORMACION GUASARE

M I

O C

E N

O

FORMACION ONIA

SUPERIOR

MEDIO

INFERIOR

P O

S T

- E

O C

E N

O FORMACION ISNOTU

FOR

MA

CIO

NL

AG

UN

ILL

AS MIEMBRO BACHAQUERO

MIEMBRO LAGUNA

MIEMBRO OJEDA

MBRO. LAGUNILLAS INFERIOR

FORMACION LA ROSA

MBRO. SUPERIOR

MIEMBRO BASAL (STA.BARBARA)

E O

C E

N O

MED

IOIN

FER

IOR

PALEOCENO

C R

E T

A C

E O

SUPE

RIO

RIN

FER

IOR

FM.COLON

FORMACION LA LUNA

G

RU

POC

OG

OL

LO

FORMACION RIO NEGRO

FORMACION MARACA

FORMACION APON

MIEMBRO SUPERIOR

PRE-CRETACEO ASOC. MUCUCHACHI

MBRO. SOCUY

LUTITAS LA ROSA

ARENA INTERMEDIA

FORMACION LA QUINTA

FORMACION LISURE

PLIOCENO

FORMACION EL MILAGRO

FORMACION MITO JUAN

FORMACION

PAUJI

FORMACION

MISOA

LUTITASPAUJI

ARENAS B

ARENAS C

ARENASBASALES

22

El basamento de la Cuenca de Maracaibo está constituido por los metasedimentos de

la Formación Mucuchachí y equivalentes de edad Ordovícico y las capas rojas de la

Formación La Quinta de edad Jurásico, la cual se encuentra rellenando el sistema de

"grábens" asociados a la apertura continental que comenzó en el Triásico, (Christ

1927). Sobre la superficie parcialmente erosionada de las formaciones La Quinta y

Mucuchachí se depositó la siguiente secuencia de sedimentos:

2.3.1 Cretácico

En el Cretácico los sedimentos fueron depositados sobre una plataforma estable y la

sedimentación estuvo controlada por la subsidencia de la cuenca, por la carga

sedimentaria y por los cambios eustáticos. Todo esto bajo un largo período

transgresivo que comenzó en el Cretácico Temprano y culminó en el Paleoceno.

a) En el Neocomiense-Barremiense se deposita la Formación Río Negro,

caracterizada por areniscas blancas de grano grueso y conglomerados

heteregéneos que representan un período de depositación restringida.

b) En el Aptiense-Albiense se deposita el Grupo Cogollo, integrado por las

formaciones Apón, Lisure y Maraca. La Formación Apón está constituida por

calizas grises azulosas con intercalaciones de lutitas; la Formación Lisure por

calizas grises, areniscas calcáreas, cuarzosas y glauconíticas, grises o

verdosas, de grano medio a fino y lutitas grises; y la Formación Maraca por

calizas masivas, de color beige a marrón, e intercalaciones menores de lutitas

negras (González de Juana y otros, 1980).

c) En el Cenomaniense-Santoniense ocurre la depositación de la Formación La

Luna, que representa depósitos marinos a lo largo de toda la cuenca de

Maracaibo y el máximo avance de los mares cretácicos. Esta formación está

constituida por calizas oscuras pelágicas y lutitas ricas en materia orgánica.

d) En el Campaniense-Maestrichtiense se deposita la Formación Colón,

constituída en su base por el Miembro Socuy, una caliza micrítica con un

23

espesor de 40 a 50 pies. Suprayacente al Miembro Socuy se encuentran

lutitas marinas de color gris a negro.

e) En el Maestrichtiense, cerrando el ciclo Cretácico se deposita la Formación

Mito Juan constituída por areniscas litorales y lutitas grises. Esta formación

representa el estado final de la caída relativa del nivel del mar durante el

Cretácico Tardío (Lugo, 1992).

2.3.2 Terciario

Durante el Terciario Temprano se inicia un período regresivo. Hay una retirada del

mar hacia el noreste, desarrollándose amplias costas deltaícas y cinturones litorales

en el oeste y sureste de la cuenca de Maracaibo. Sin embargo, sobre gran parte de la

plataforma de Maracaibo, el surco de Barquisimeto y hacia el borde de la zona este

del Escudo de Guayana, las condiciones marinas todavía prevalecían.

Durante el Paleoceno Temprano se deposita la Formación Guasare, caracterizada por

algunas capas de calizas fosilíferas intercaladas con areniscas y lutitas ligeramente

glauconíticas o carbonáceas.

En el Eoceno temprano, la sedimentación en la zona suroeste, central y oeste de la

cuenca ocurrió en un ambiente fluvial (Formación Mirador) y deltáico (Formación

Misoa). La Formación Trujillo se deposita al este, entre la plataforma y el surco de

Barquisimeto, los depósitos son de origen marino (Van Andel, 1958) y en su base se

reconoce un miembro arenoso de ambiente marino somero conocido como miembro

Santa Bárbara (González de Juana y otros, 1980).

En el Mioceno Temprano se inicia una transgresión es seguida de facies regresivas,

representadas por la Formación Lagunillas, la cual se divide en cuatro miembros:

Lagunillas Inferior, Ojeda, Laguna y Bachaquero.

24

El Miembro Lagunillas Inferior, contiene arenas petrolíferas importantes intercaladas

con lutítas carbonosas abigarradas, en cuya base aparecen las primeras faunas

marinas de la formación La Rosa, y el tope se coloca en la base de las lutítas del

Miembro Laguna. El Miembro Ojeda, es lutítico y fosilífero con capas de lignito. Por

su parte, el Miembro Laguna es arenoso con arcillas y areniscas glauconíticas,

ocasionalmente moteadas y sin lignitos, que representan una breve incursión de aguas

marinas normales. El intervalo superior, es el Miembro Bachaquero, integrado por

areniscas cuarzosas gris claro a marrón rojizo, ocasionalmente separadas por arcillas

arenosas y en parte ligníticas; el porcentaje de areniscas aumenta hacia el tope y son

localmente petrolíferas en las áreas de Lagunillas y Bachaquero.

Mientras que, la Formación Isnotú es depositada durante el Mioceno Tardío -

Plioceno y está constituida por arcillas, limolitas y areniscas de carácter continental.

2.3.3 Marco estructural local

El Campo Centro Lago ubicado en la Cuenca de Maracaibo está limitado por los

sistemas de fallas transcurrentes de Santa Marta, Oca y Boconó, en el noroeste de

Venezuela. Adicional a estos se encuentran numerosos patrones de fallas

transcurrentes en dirección nor-noreste a lo largo de la región del Lago de

Maracaibo, donde numerosos campos petroleros han sido formados. La falla de

Lama-Icotea es un ejemplo de uno de los mayores patrones de fallas regionales de

dirección norte-sur, ubicado a 25 Km. al oeste del campo Centro Lago. Estos

sistemas de fallas están relacionados al movimiento lateral entre las placas Caribe y

Suramericana.

Estructuralmente, los yacimientos a nivel del Eoceno en este campo, se encuentran

subdivididos en dos altos estructurales denominados: Domo Norte y Domo Sur;

además de una zona entre los dos domos, denominada área intradomo, en los cuales

se observan tres direcciones principales de fallamiento:

25

• NNE – SSO

• E – O

• NO - SE

En el Domo Sur se evidencian los siguientes rasgos estructurales para el yacimiento

C-4-X.46; Este se caracteriza por un anticlinal, cuyo eje principal es en dirección

NNE – SSO, limitado al oeste por un sistema de fallas normales en la misma

dirección del eje del domo y de buzamiento oeste, originado por el levantamiento

ocurrido a finales del Eoceno, generando un patrón extensivo en las zonas de mayor

depresión. El flanco oeste es de mayor buzamiento que el flanco este.

Un patrón de fallas en dirección predominante E-O, de alto buzamiento hacia el sur y

el norte, dando la apariencia de bloques escalonados y cuya complejidad disminuye

hacia el este. En algunos casos estas fallas son cortadas por las fallas NNE – SSO,

observándose una forma de S en la traza de las fallas. Este tipo de expresión

estructural es indicativo de un movimiento transcurrente sinestral a lo largo del

sistema de falla NNE – SSO, las cuales limitan al Domo Sur hacia el oeste. En otros

casos el sistema de fallas E – O es el que corta el sistema de fallas NNE – SSO dando

la apariencia de un movimiento destral. Un sistema de fallas extensionales de

buzamiento alto, en dirección NO – SE ocurre en la parte central del Domo Sur,

obteniéndose también la apariencia de bloques escalonados, que sugiere la

continuación del patrón de fallas E – O hacia el este (PDVSA, 1996) / ( Figura 2.8).

26

Figura 2.8 Patrón de fallas del yacimiento C-4-X.46. (LAGOVEN 1996)

N

27

2.4 Estratigrafía Local En la estratigrafía local del área se destaca la Formación Misoa, la cual está

conformada principalmente por las arenas B y C.

2.4.1 Formación Misoa A continuación se hace una descripción detallada de la Formación Misoa,

específicamente a nivel de las arenas C

2.4.1.1 Descripción litológica El enfoque principal de este estudio está dirigido hacia la descripción de la

Formación Misoa, miembro C-4-X

Garner (1926) introdujo el nombre de Formación Cerro Misoa, para designar una

unidad compuesta de areniscas y lutitas intercaladas, que afloran en el cerro del

mismo nombre. Hacia el noreste, hay predominio de lutitas y areniscas de grano fino,

mientras que hacia el sur y sureste, el porcentaje de arena aumenta constituyendo un

80 y 90% de la sección e incrementándose el tamaño de los granos a más grueso. Se

encuentran areniscas, limolitas y lutitas intercaladas en distintas cantidades, en toda la

sección y hacia el este, en la sierra, se observan algunas capas de caliza en la parte-

inferior. En el área del lago se observan capas delgadas de caliza, en la parte inferior

(miembro C-7). Estas areniscas presentan tamaños variados de grano, pero en

general, son de grano fino y gradan a limolitas y luego a lutitas. Son micáceas,

frecuentemenmte carbonáceas y bien estratificadas a macizas. Se presentan en

unidades compuestas con espesores normales de varias docenas de metros formando

serranías pronunciadas.

28

En el subsuelo estas mismas arenas forman yacimientos múltiples verticales con

distribución lateral de decenas de kilómetros. Ghosh y otros (1989) identificaron los

tipos de arcosas-subarcosas, y sublitarenitas-subarcosas en las áreas de Urdaneta-

Lagunillas y cuarzo-arenitas en la de Barúa-Motatán. Las lutitas tienen composición

variable, casi siempre son micáceas arenosas a limolíticas, con abundantes estratos

delgados, estrías y películas de arena, limo y material carbonáceo, incluyendo restos

de hojas que le dan un aspecto laminado con estructura flaser. Las calizas son

escasas y están presentes en la base de la formación, en la región suroriental y en el

subsuelo del lago.

2.3.4.2 Unidades litoestratigráficas En el subsuelo de la Cuenca de Maracaibo, la Formación Misoa está dividida

informalmente en dos grandes unidades (Grupo B y C), basados en patrones de

registros, y cada una de ellas divididas en muchas sucesiones informales (B-1 hasta

B-9 y C-1 hasta C-7), la unidad suprayace discordantemente a las formaciones

Guasare o Marcelina. al norte del campo Urdaneta y el contacto es con la Formación

Trujillo.

La geología general del área de Centro Lago, tanto su estratigrafía como su

estructura, ha sido descrita por Walton (1964) y Smith (1973). El primero, definió la

subdivisión básica de la sección Eoceno en Centro Lago en los miembros informales

descritos en otras áreas: arenas B sin diferenciar y las arenas C-1 a C-7. Smith

(1973), revisó la estructura y comenzó la subdivisión de las arenas C-2 y C-4 en

intervalos menores.

En el Campo Centro Lago, la sucesión de horizontes “C” de la Formación Misoa

aparece agrupada en dos mega-secuencias sedimentarias: la superior, entre C-1 y C-4,

constituye un acuñamiento clástico que engrosa hacia el este y comprende los

29

horizontes C-1, C-2, C-3 y C-4. La secuencia inferior comprende los horizontes

C-5, C-6 y C-7, los cuales van paralelamente entre sí manteniendo un espesor

relativamente constante dentro del Pilar y flanco oeste (Figura 2.9).

Figura 2.9 Columna Estratigráfica Local de la Formación Misoa (LAGOVEN, 1996)

2.3.4.3 Sedimentación de la Formación Misoa

La sedimentación de la Formación Misoa ha sido definida como un gran complejo

fluvio - deltáico, en el cual se acumularon grandes cantidades de sedimentos, paralelo

E O

C E

N O

MED

IOIN

FER

IOR

FORMACION

PAUJI

FORMACION

MISOA

LUTITASPAUJI

ARENAS B

ARENAS C

ARENASBASALES

E O

C E

N O

MED

IOIN

FER

IOR

FORMACION

PAUJI

FORMACION

MISOA

LUTITASPAUJI

ARENAS B

ARENAS C

ARENASBASALES

E O

C E

N O

MED

IOIN

FER

IOR

FORMACION

PAUJI

FORMACION

MISOA

LUTITASPAUJI

ARENAS B

ARENAS C

ARENASBASALES

B-XSD

C-1-X

C-2-X

C-3-X

C-4-X

C-5-X

C-6-X

B-XSD

C-1-X

C-2-X

C-3-X

C-4-X

C-5-X

C-6-X

B-XSD

C-1-X

C-2-X

C-3-X

C-4-X

C-5-X

C-6-X

E O

C E

N O

MED

IOIN

FER

IOR

FORMACION

PAUJI

FORMACION

MISOA

LUTITASPAUJI

ARENAS B

ARENAS C

ARENASBASALES

E O

C E

N O

MED

IOIN

FER

IOR

FORMACION

PAUJI

FORMACION

MISOA

LUTITASPAUJI

ARENAS B

ARENAS C

ARENASBASALES

E O

C E

N O

MED

IOIN

FER

IOR

FORMACION

PAUJI

FORMACION

MISOA

LUTITASPAUJI

ARENAS B

ARENAS C

ARENASBASALES

B-XSD

C-1-X

C-2-X

C-3-X

C-4-X

C-5-X

C-6-X

B-XSD

C-1-X

C-2-X

C-3-X

C-4-X

C-5-X

C-6-X

B-XSD

C-1-X

C-2-X

C-3-X

C-4-X

C-5-X

C-6-X

B-XSD

C-1-X

C-2-X

C-3-X

C-4-X

C-5-X

C-6-X

B-XSD

C-1-X

C-2-X

C-3-X

C-4-X

C-5-X

C-6-X

B-XSD

C-1-X

C-2-X

C-3-X

C-4-X

C-5-X

C-6-X

B-XSD

C-1-X

C-2-X

C-3-X

C-4-X

C-5-X

C-6-X

E O

C E

N O

MED

IOIN

FER

IOR

FORMACION

PAUJI

FORMACION

MISOA

LUTITASPAUJI

ARENAS B

ARENAS C

ARENASBASALES

E O

C E

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MED

IOIN

FER

IOR

FORMACION

PAUJI

FORMACION

MISOA

LUTITASPAUJI

ARENAS B

ARENAS C

ARENASBASALES

E O

C E

N O

MED

IOIN

FER

IOR

FORMACION

PAUJI

FORMACION

MISOA

LUTITASPAUJI

ARENAS B

ARENAS C

ARENASBASALES

B-XSD

C-1-X

C-2-X

C-3-X

C-4-X

C-5-X

C-6-X

B-XSD

C-1-X

C-2-X

C-3-X

C-4-X

C-5-X

C-6-X

B-XSD

C-1-X

C-2-X

C-3-X

C-4-X

C-5-X

C-6-X

E O

C E

N O

MED

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FER

IOR

FORMACION

PAUJI

FORMACION

MISOA

LUTITASPAUJI

ARENAS B

ARENAS C

ARENASBASALES

E O

C E

N O

MED

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FER

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FORMACION

PAUJI

FORMACION

MISOA

LUTITASPAUJI

ARENAS B

ARENAS C

ARENASBASALES

E O

C E

N O

MED

IOIN

FER

IOR

FORMACION

PAUJI

FORMACION

MISOA

LUTITASPAUJI

ARENAS B

ARENAS C

ARENASBASALES

B-XSD

C-1-X

C-2-X

C-3-X

C-4-X

C-5-X

C-6-X

B-XSD

C-1-X

C-2-X

C-3-X

C-4-X

C-5-X

C-6-X

B-XSD

C-1-X

C-2-X

C-3-X

C-4-X

C-5-X

C-6-X

B-XSD

C-1-X

C-2-X

C-3-X

C-4-X

C-5-X

C-6-X

B-XSD

C-1-X

C-2-X

C-3-X

C-4-X

C-5-X

C-6-X

B-XSD

C-1-X

C-2-X

C-3-X

C-4-X

C-5-X

C-6-X

B-XSD

C-1-X

C-2-X

C-3-X

C-4-X

C-5-X

C-6-XC- 6- XC- 7- X

30

al hundimiento de la cuenca (subsidencia). Durante el Eoceno Temprano y Medio se

formó un extenso sistema deltáico con vértice al suroeste y un extenso abanico hacia

el noreste. Este sistema fue afectado por avances y retrocesos recurrentes de las

aguas con formación de deltas sucesivos cada vez que las aguas avanzaban o

retrocedían de la planicie del delta alto.

Gonzalez de Juana y otros (1980) definen la Formación Misoa como una gran

sección de areniscas cuarcíticas de color gris, intercaladas con lutitas laminadas y

carbonáceas, como un alternado entre plano deltáico superior, plano deltáico inferior

y marino somero a condiciones marginales. En la facies del plano deltáico superior

fueron preservados buenos espesores de barras y canales distributarios, las

condiciones marinas fueron representadas por lutitas fosilíferas y areniscas

bioturbadas de barra litoral. Los mismos autores reportan una baja diversidad y

densidad de fauna en lutitas que incluye haplophragmoides sp. y trochammina sp.

(Foraminíferos de ambiente marino somero a marginal).

Casas (1995), hace una descripción de la Formación Misoa (Eoceno Inferior y

Medio), como una extensa cuña con dirección NE. La interpretación paleogeográfica

general de los datos de núcleos, registros y sísmica sugiere que la Formación Misoa

es un depósito complejo deltáico en un extenso mar interno caracterizada por

significantes cambios de facies, tanto laterales, como verticales reflejando una gran

variedad de subambientes (Maraven, 1993). El evento de Misoa finaliza en muchas

áreas erosionadas en el tope.

El afloramiento tipo de la Formación Misoa está expuesto en la costa este del Lago

de Maracaibo y a lo largo de Trujillo.

En la unidad media de “C” (C-4) hacia el área norte del Lago de Maracaibo (Cabrera,

1993) se observan diferentes unidades sedimentarias correspondientes a ciclos

regresivos y transgresivos. Esta autora interpretó las sucesiones granodecreciente en

31

términos de canales distributarios que muestran coalescencia lateral y bases erosivas.

Las sucesiones granocrecientes fueron interpretadas en términos de barras de

desembocaduras. El tope de estas areniscas es generalmente abrupto, con lutitas

encima pero algunas veces el tope es erosionado por la próxima sucesión

granodecreciente.

El escenario depositacional para la Formación Misoa según las reinterpretaciones de

Higgs (1997), fue el de una plataforma con buzamiento al noroeste. También señala

que los depósitos de la plataforma de Misoa deben pasar por el SO en un cinturón

(diacrónico) de depósitos costeros solapados por debajo del actual borde

suroccidental del Lago de Maracaibo.

La secuencia estratigráfica más vieja fue depositada durante un ciclo progradacional

seguido por un ciclo retrogradacional que corresponde en el subsuelo a las “arenas C”

(C-7 a C-1) del Eoceno Temprano. En el Eoceno Medio Terminal comienza un ciclo

transgresivo evidenciado por una sección lutítica de carácter marino que es

depositada en aguas limpias y profundas, de talud superior y medio que representa a

la Formación Paují, la cual está mejor preservada en el Flanco Norandino que en el

centro del lago donde fue removido por la erosión.

En general, La Formación Misoa en la cuenca de Maracaibo se caracteriza por una

muy baja densidad y diversidad de foraminíferos. Esto se puede explicar por el reflejo

de la salinidad reducida en un golfo marino, debido al influjo de ríos profilíticos

tropicales o a la influencia de patrones de corrientes oceanográficas.(e.g., Irrawaddy

Delta, Rodolfo,1975). Sin embargo, algunas veces es posible ver en los núcleos

tomados en la parte central del Lago de Maracaibo capas delgadas de areniscas

calcáreas (menor de 15 cm.), pobremente escogidas y con influencia marina

(foraminíferos, conchas de gasterópodos, bivalvos). Algunos de ellos corresponden a

depósitos de tormenta (Casas, 1988a 1988b).

32

La Formación Misoa continúa bajo el concepto de complejo deltáico al compararse

con muchos deltas modernos. Hoy en día es muy importante hacer más estudios

sobre la misma con el objetivo de entender los diversos subambientes, sus relaciones

verticales y horizontales, las morfologías y las orientaciones de los diferentes

cuerpos de areniscas y los controles que gobiernan la forma y la evolución de los

grandes deltas complejos.

33

CAPITULO III MARCO REFERENCIAL LOCAL DEL CAMPO CENTRO LAGO

3.1 Generalidades

El campo Centro Lago se encuentra ubicado al oeste de Venezuela, en la porción

central del Lago de Maracaibo, con un área aproximada de 160 Km2.

Estructuralmente está conformado por dos altos estructurales denominados Domo

Norte y Domo Sur (Figura 3.1).

Figura 3.1 Ubicación del campo Centro lago. (Tomado del estudio integrado del Yacimiento C-4-X.46, 1996)

34

DOMO SUR

El campo Centro Lago comenzó su producción a partir de 1957, siendo las areniscas

del Eoceno (Formación Misoa) la mayor fuente de aporte productivo, principalmente

el miembro C-4-X, con las acumulaciones más importantes de petróleo condensado,

mediano y liviano de la cuenca de Maracaibo.

3.2 Ubicación del yacimiento C-4-X.46 El área de estudio se restringe al yacimiento C-4-X.46 ubicado en el área sur del

campo Centro Lago, en el alto estructural fallado, llamado Domo Sur (Figura 3.2)

Figura 3.2 Ubicación geográfica del Yacimiento C-4-X.46. (Tomado del estudio integrado del Yacimiento C-4-X.46, 1996)

LAGUNILLAS

CABIMAS

CIUDAD OJEDA

N

0 6 KM

Campo Centro

35

3.3 División estratigráfica oficial del miembro C-4-X

Después de un estudio integrado realizado por LAGOVEN (1996), el miembro

C-4-X quedó dividido en tres intervalos que mencionados de base a tope son:

a) Intervalo inferior denominado A-120, limitado por las superficies de

inundación FSO80 en la base y FSO78 en el tope, dividida en tres intervalos

arenosos de base a tope: A-120-1, A-120-2 y A-120-3.

b) Intervalo medio denominado A-110, limitado en la base por FSO78 y en el

tope por un límite de secuencia (SB) denominado SBIV, además, se subdivide

en dos intervalos A-110-1 y A-110-2.

c) El intervalo superior denominado A-100, limitado en la base por SBIV y en el

tope por A-100-2, subdividido en dos intervalos: A-100-1 y A-100-2. (Figura

3.3)

Las superficies FS076 y FS080 corresponden a superficies de inundación marinas

relacionadas con una subida y bajada relativa del nivel del mar.

En este estudio se mantiene la nomenclatura de los intervalos establecidos

oficialmente, para la división del Miembro C-4-X.

36

Figura 3.3 Registro tipo Yacimiento C-4-X.46. (Tomado del estudio integrado del yacimiento C-4-X.46, 1996)

A-1

00A

-110

A-1

20M

I E

M B

R O

C -

4 -

X

SBIV

FS078

FS080ARENA A-120-1

ARENA A-120-2

ARENA A-120-3

ARENA A-110-1

ARENA A-110-2

ARENA A-100-1

ARENA A-100-2

FS076TOPE C-4-X.46

ARENA A-100-3

A-1

00A

-110

A-1

20M

I E

M B

R O

C -

4 -

X

SBIV

FS078

FS080ARENA A-120-1

ARENA A-120-2

ARENA A-120-3

ARENA A-110-1

ARENA A-110-2

ARENA A-100-1

ARENA A-100-2

FS076TOPE C-4-X.46

ARENA A-100-3

37

3.4 Breve reseña histórica del yacimiento C-4-X.46

El yacimiento C-4-X.46, forma parte del campo Centro Lago y fue descubierto en

1957, comenzando su producción comercial del Grupo Cogollo en el Cretáceo y de

las arenas C-X de la Formación Misoa, Eoceno Temprano / Eoceno Medio, en 1968.

El yacimiento C-4-X.46, hasta el año 1985, estaba conformado por los yacimientos

C-4-X.44, C-4-X.46, C-4-X.84, C-4-X.87, C-4-X.89, C-4-X.90, C-4-X.92, C-4-X.93

y C-4-X.94. Para esa misma fecha, se realizó una reinterpretación geológica

estructural, la cual dió como resultado que el anterior yacimiento C-4-X.44 se

dividiera en dos bloques diferentes, asignándose al Bloque Norte el nombre de

C-4-X.46; mientras que el Bloque Sur, mantuvo el nombre de C-4-X.44.

Similarmente, los yacimientos al sur fueron reinterpretados, quedando la totalidad del

miembro C-4-X del Domo Sur con los siguientes yacimientos: C-4-X.44,

C-4-X.46, C-4-X.84, C-4-X.87, C-4-X.89, C-4-X.93, C-4-X.94, C-4-X.96 y

C-4-X.97.

Bajo la anterior interpretación estructural, se llevaron a cabo varios procesos ó

proyectos de inyección de agua por flanco en los yacimientos C-4-X.44 (1983-

1996), C-4-X.96 (1983-1996), C-4-X.46, C-4-X.93 y C-4-X.94 (1992-1996).

En diciembre de 1995 se presentaron los resultados de un nuevo estudio geológico y

de yacimiento, el cual arrojó como resultado una nueva interpretación del marco

estructural, quedando de esta manera los yacimientos C-4-X.44, C-4-X.46, C-4-X.94,

C-4-X.84, C-4-X.89, C-4-X.93, C-4-X.94, y C-4-X.97, unificados en un sólo

yacimiento (C-4-X.46). Con esta configuración se tomó la decisión de cambiar el

esquema de inyección de agua por flanco a esquema de línea desplazada (cuatro

pozos productores en los vértices del grid, con un pozo inyector de agua en el centro).

38

En abril de 1996, se inició la inyección por patrones con la perforación de los pozos

inyectores y conversión estratégica de pozos productores a inyectores. Para diciembre

del 2004 se encontraban activos un total de 27 pozos inyectores (Figura 3.4).

Figura 3.4 Yacimientos unificados que conformaron el Domo Sur

3.5 Datos básicos del yacimiento C-4-X.46

El yacimiento C-4-X.46 tiene un área de 9.651 acres aproximadamente. El mismo

produce crudo del tipo liviano, con una gravedad API promedio de 30,5°, una

temperatura de 314° F y una profundidad promedio de 12500’. El petróleo original en

sitio (POES) oficial en libro es de 1138,6 MMBLS, con un factor de recobro 38,24%;

mientras que, la presión original del yacimiento se ubica en 5.550 lpc y la última

medida, es de 2.181 lpca. Los mecanismos principales de producción son empuje

por gas en solución e hidráulico.

C-4-X.44

C-4-X.46

C-4-X.84

C-4-X.87

C-4-X.89

C-4-X.93

C-4-X.94

C-4-X.96

C-4-X.97

39

3.6 Limite del yacimiento

El yacimiento C-4-X.46 se encuentra limitado por un contacto agua- petróleo

original, a la profundidad de 12500 pies y por el patrón de fallas NNE – SSO al

oeste.

3.7 Antecedentes del yacimiento C-4-X.46 Dentro de estos antecedentes se detallan los más resaltantes.

3.7.1 Estudios previos Para la realización de este estudio se contó con los siguientes trabajos previos:

Glaentzlin (1977, 1978) estudió en detalle las arenas C-2 y C-4, en Centro Lago,

estableciendo sub-unidades basado en las correlaciones estratigráficas y la definición

de ambientes sedimentarios

Padrón (1985) hizo una evaluación petrofísica de las arenas C-2-X y C-4-X, en el

Domo Sur del campo Centro Lago, derivándose características petrofísicas similares

para ambos miembros, utilizándose para los contajes de ANP las curvas de

resistividad profunda con un corte de 15 ohm-m.

Lagoven (1996) realizó una caracterización estática y dinámica del miembro C-4-X,

generándose un nuevo marco estructural con nuevos sistemas de fallas, lo que

modificó sensiblemente el marco de los mapas oficiales, unificándose los yacimientos

de tal forma que se redujo el número de catorce a dos.

En este estudio se diferenciaron dos grandes yacimientos, uno para el Domo Sur:

yacimiento C-4-X.46, limitado por el contacto agua- petróleo original a la

40

profundidad de 12500 pies y por el patrón de fallas NNE – SSO al oeste; y en el

Domo Norte: el yacimiento C-4-X.40, el cual está limitado por un contacto agua -

petróleo a 11900 pies.

Scott (1993), realizó la estratigrafía por secuencias del campo Centro Lago, con la

descripción de los núcleos de los pozos CLA-112, 210, 237, 302, 330, CL-235, 263,

267, 269 y 345, con los cuales se interpretaron 4 limites de secuencia de tercer orden

o límites de secuencias “secuence boundaries” (SB) y ciclos menores o

parasecuencias delimitadas por superficies de inundación o “flooding surfaces” (FS)

correspondientes a las zonas más lutíticas (Figura 3.5).

Figura 3.5 Registros de los pozos con núcleo donde se observan cada una de las superficies de inundaciòn y erosión. (Tomado del estudio integrado del yacimiento C-4-X.46, 1996)

Con base en los resultados obtenidos del análisis secuencial y estudios palinológicos

posteriores, se adoptó desde el punto de vista práctico que los horizontes productores

mantuvieron sus topes tradicionales como delimitadores del yacimiento, los cuales

I - 100

I - 110

I - 120

MIEMBRO

CLA 302 CLA 330 CLA 345

FSO76

SBIV

FSO78

FSO80

A-100

A-110

A-120

41

fueron ajustados en base a la definición y terminología de la estratigrafía secuencial

como se especifica en la Figura 3.3.

Padrón (1989) basó su estudio en la “Caracterización de aguas de formación en el

Bloque V- Lamar”, aplicando los diagramas de Stiff.

Martínez (1989) realizó la “Caracterización de aguas de formación en el Bloque III

del Lago de Maracaibo”, aplicando los métodos de Sulin y Stiff y diagramas ternarios

para la clasificación, adicionalmente, pronosticó la tendencia de producción de

depósitos de carbonatos de calcio.

Bello (1995) elaboró un trabajo titulado “Caracterización de las aguas de formación

de los yacimientos Laguna y Lagunillas, VLC-52/VLD-192”. En éste se aplicaron

los métodos de Sulin y Stiff para la caracterización, además de estudiar la

compatibilidad de las aguas.

Álvarez y Ferrer (1995) realizaron un estudio titulado “Caracterización de las aguas

de formación de las áreas VLA-11/12, VLA-62 del Bloque I del Lago de

Maracaibo”. En éste se aplican los métodos de clasificación de Sulin, Stiff,

diagramas ternarios y Mckinnell.

Vásquez (1998) realizó la caracterización geoquímica de aguas de formación del

Domo Sur, Campo Motatán utilizando los sistemas de clasificación de Sulin, Piper y

Stiff para la caracterización y determinación del patrón de agua.

Gutierrez y Quevedo (2000) analizaron la inyección de agua en el yacimiento

C-4, área VLA-243/245, Bloque I del Lago de Maracaibo, a través del

comportamiento de producción / inyección / presión de todos los pozos del

yacimiento, considerando parámetros geológicos, petrofísicos y de yacimiento.

42

Parra y Montoya (2002) realizaron la caracterización de aguas de formación y

mineralogía de las arcillas del campo Barúa. utilizando los métodos de clasificación

de Sulin, los diagramas de Stiff y las relaciones entre las especies geoquímicas

presentes en el entorno geológico del área en estudio.

3.7.2 Histórico de producción e inyección del yacimiento C-4-X.46 3.7.2.1 Comportamiento de producción

El miembro C-4-X comenzó a producir en febrero de 1968, a través de 5 pozos:

CLA-5, CL-6, CL-8, CLA-13 y CL-199. En el período de 1958-1961, se reporta

cierta producción en los pozos CLA-5, CL-6 Y CL-8; sin embargo, hasta 1968 la

producción no fue significativa. Esta producción fue tomada de la Herramienta OFM,

2004).

La producción se inició prácticamente en 1968 y alcanzando un valor máximo de 60,583

BPPD en febrero de 1970. Se mantuvo alrededor de este valor, hasta junio de 1971 y

bajó a 7165 BPPD en septiembre de 1974, debido al cierre temporal de la mayoría de los

pozos productores. Posteriormente, aumentó hasta 45.000 BPPD en abril de 1975, una

vez que se abrieron los pozos cerrados. A partir de esta fecha la producción declinó

normalmente hasta 1986, cuando comenzó a aumentar debido a la declinación de más de

50 pozos adicionales, llegando hasta 52.260 BPPD en septiembre de 1990.

Posteriormente, declinó hasta 24.940 BPPD en agosto de 1997. Durante el periodo

enero-diciembre del 2003, el yacimiento C-4-X.46, produjo a una tasa promedio de

8,9 MBNPD.

En el año 2003 el yacimiento produjo a una tasa promedio de 8,9 MBNPD, en general

comparando el periodo 2003 con el promedio obtenido en 2002 (10,4 MBNPD), se tiene

una merma de producción de 1,5 MBNPD. Este comportamiento se debe,

43

principalmente, al cierre total del campo debido al paro de la industria petrolera nacional

y el cierre parcial por el taponamiento de los múltiples de gas suscitado en diciembre.

Adicionalmente incrementa paulatinamente el corte de agua en el yacimiento de 62,5%

a 64,7%, siendo su principal causa la canalización de agua que se tiene en algunos

pozos asociados a los patrones de inyección, donde el perfil de inyección es muy

irregular, así como también los pozos que han sido alcanzados por el avance del

contacto de agua en el reservorio.

Con relación a la producción de gas, en el yacimientos C-4-X.46 era inicialmente baja,

alrededor de 600 PC/B, para 1991 la relación gas petróleo (RGP), alcanzó un valor de

1400 PC/B, llegando a un máximo de 2190 PC/B en marzo de 1995, el cual aumentó

en 1997 a 1540PC/B. Este aumento era un indicio de que se estaba acelerando el

agotamiento de la presión del yacimiento. Para el año 2003, la relación gas petróleo se

ubicó en 882,25 PCN/BN, que comparada con la obtenida en años anteriores (1013

PCN/BN), disminuyó en 130,75 PCN/BN.

El corte de agua fue insignificante hasta 1979, cuando llegó a 10% y aumentó

constantemente hasta alcanzar 20% en 1991 y 25% en 1995. Para 1997 se ubicaba en

30% aumentando considerablemente a 64,7 % en el 2003. A continuación se anexa el

gráfico del comportamiento de producción del yacimiento C-4-X.46 donde se muestra

la tasa real de petróleo, la tasa real de líquido (bblpd), % del corte de agua y la relación

gas petróleo desde el año 1959 hasta el 2004 (Figura 3.6).

44

Figura 3.6 Gráfico del comportamiento de producción (1959-2004) del Yacimiento C-4-X.46

(Tomado de herramienta OFM, 2004) 3.7.2.2 Comportamiento de inyección

La inyección de agua en C-4-X se inició en octubre de 1977, a través del pozo

CLA-120, con la implantación de un proyecto de inyección de agua en el flanco este

del yacimiento. En este pozo se inyectó agua hasta 1982. Entre 1983 y 1985, el

número de inyectores activos se incrementó a 9 para una tasa de inyección de 9005

BAPD. Posteriormente, para 1992-1995 hubo hasta 11 inyectores de agua activos,

alcanzándose la máxima tasa de inyección en junio de 1997 (28.261 BAPD). Durante

el período de 1995-1998 se adicionaron al proyecto, 10 pozos inyectores (a través de

pozos perforados) y se realizaron 14 conversiones; la tasa máxima lograda fue de

45

73.300 BAPD en julio del 1998 y para agosto de este mismo año, la inyección se

ubicó en 68.700 BAPD con 28 pozos activos, para una inyección de agua acumulada

de 99,6 MMBLS.

A pesar que la inyección de agua comenzó en 1977, la inyección entre este año y

1982 fue menor de 3,5 MMBA (un solo inyector) y la inyección acumulada hasta

diciembre de 1997, aún era baja. Además, la ubicación de los inyectores en el flanco

este del yacimiento, los cuales se encontraban bastante lejos de los productores

principales, contribuyó a que la inyección de agua por flanco no fuera efectiva, por lo

que su influencia sobre la presión del yacimiento fue insignificante.

Debido al poco soporte energético del yacimiento, el potencial de producción del

campo no pudo ser incrementado en forma sustancial mediante la perforación de

pozos y los trabajos de rehabilitación por lo que fue necesario cambiar el esquema de

inyección de agua. Para el año 1996 se recomendó cambiar el proyecto de inyección

de agua por flancos a inyección de agua por patrones de 5 pozos, 4 productores en

los vértices de la malla de perforación con un inyector en el medio (Figura 3.7).

46

Figura 3.7 Arreglos geométricos de inyección por línea alterna del yacimiento C-4-X.46. (Tomado del estudio integrado del yacimiento C-4-X.46 ,1996)

El proyecto de inyección de agua por patrones de 5 pozos se implementó en el área

sur-oeste del yacimiento C-4-X.46; para el resto del yacimiento el arreglo era

irregular.

Inyección por patrones

Inyección por flanco N

47

La implantación del proyecto de inyección de agua por patrones se inició para abril de

1996 en el sur del yacimiento a través del pozo CLA-363, seguido en junio del mismo

año por los pozos CLA-364, CLA-365 y CLA-366, completando de esta manera, la

primera fase de la implantación. La segunda fase se continuó en el año 1997 con la

perforación de los pozos inyectores CL-372 y CL-374, además de la conversión de 9

pozos productores a inyectores (CL-6, CL-24, CL-59, CLA-157, CLA-207, CLA-220,

CL-247, CL-276 y CL-339) durante el último trimestre del año 1997; logrando

incrementar de esta manera, la tasa de inyección a 50 MBAPD.

Durante el año 1998 la actividad fue un poco menor en comparación al año 1997, aunque

se convirtieron 4 pozos productores a inyectores, CLA-112, CLA-119, CLA-122 y

CLA-46 y adicionalmente se perforaron 3 pozos inyectores, CLA-383, CLA-384 y

CLA-385, lo que incrementó la tasa de inyección a 67 MBAPD. Finalmente en 1999,

se convirtieron los pozos productores, CL-268 y CLA-150A, en inyectores, y se

perforaron 6 pozos inyectores (CLA-389, CLA-390, CL-391, CL-392, CL-393 y

CL-394).

El proceso de implantación del proyecto segunda fase, continuó en el año 1997 con la

perforación de los pozos CL-372 y CL-374 en febrero y mayo, respectivamente.

Adicionalmente, se realizaron 9 conversiones de pozos productores a inyectores.

En el 2003, como resultado de la irrupción de agua en algunos pozos debido a la

canalización de la misma en la arena superior A-100-1 y al cierre de pozos por

mantenimiento de presión del yacimiento, el porcentaje de reemplazo promedio

obtenido se ubicó en 108,27 %.

48

3.7.2.3 Comportamiento de presión

Las areniscas C-4-X comenzaron a producir en 1968, a una presión inicial de ± 5500

lpca a la profundidad de referencia del yacimiento (12050’). Entre 1968 y 1978, la

presión declinó hasta 2200 lpca y se mantuvo alrededor de este valor hasta 1988.

En este período prácticamente no hubo declinación de presión, a pesar que la

producción de fluidos fue apreciable (alrededor de 150 MMBLS de petróleo 100

MMMPC de gas y 30 MMBLS de agua), lo que llevó a pensar en la existencia de

algún tipo de mecanismo de soporte de la presión (influjo de agua). Hasta 1988, las

arenas C-4-X producían a una presión por encima de la burbujeo (2000 lpca) y

posteriormente la presión fue declinando gradualmente hasta llegar a ± 1500 lpca en

1997.

En 1998 se elaboró el mapa isobárico, la presión volumétrica derivada de éste, fue

calculada en 1859 lpca, la cual incrementó en 2002 a 2181 lpca. Para el 2003 no pudo

realizarse el levantamiento de presiones debido a los problemas que se presentaron en el

campo, principalmente al cierre de producción.

49

CAPITULO IV METODOLOGIA

4.1 Modelo sedimentológico

En la elaboración del presente modelo se siguieron los siguientes pasos:

4.1.1 Inventario, recopilación y revisión de estudios previos

Esta tarea se realizó a través de la base de datos RIPPET, la misma pertenece a la

biblioteca de PDVSA 5 de Julio en Maracaibo, estado Zulia.

4.1.2 Inventario y representación de los topes oficiales

Para validar los topes oficiales de las superficies principales del yacimiento C-4-X.46

se realizaron 9 secciones estratigráficas en dirección noroeste-sureste y 1 en dirección

noreste-suroeste, las cuales permitieron determinar la consistencia en los espesores y

la continuidad lateral de los intervalos A-110-1, A-110-2, A-100-1, A-100-2 y

A-100-3 en el yacimiento

Para la elaboración de las correlaciones se utilizó la Aplicación Petrel y los registros

eléctricos de los pozos del área, curvas de potencial espontáneo y/o rayos gamma, la

curva normal profunda de resistividad y/o la curva de conductividad a escala 1:500 y

1:200 de 68 pozos.

50

En el Anexo I se muestra el mapa base del yacimiento C-4-X.46 con el mallado de

las secciones estratigráficas realizadas, mientras que la Figura 4.1 muestra una

sección estratigráfica en dirección noroeste-sureste entre los pozos CL-142,

CLA-228, CLA-330 y el pozo CLA-174 (Anexo II / Anexo III / Anexo IV / Anexo V

/ Anexo VI / Anexo VII / Anexo VIII / Anexo IX / Anexo X).

Figura 4.1 Sección estratigráfica en dirección NO-SE Línea 1

4.1.3 Inventario y revisión física de los núcleos Se contó con tres núcleos de los pozos CLA-302, CLA-330 y CLA-345, ubicados al

sur, este y al noreste del yacimiento C-4-X.46 (Anexo XI), seguidamente, se

procedió a hacer la revisión física de los mismos para verificar que la información

que se obtuviera de ellos fuese confiable para el estudio, observándose buen estado

S08020-1B

20-1T20-2B

20-2T

20-3B

20-3TS078

10-1B

10-1T10-2B10-2TSBIV

00-1T00-2B

00-2T00-3B

00-3TS076

0.00 150.00GR SSTVD

12100

12200

12300

12400

12500

12600

12700

120490.00 50.00ILD

CL142 [SSTVD]

FS076A-100-3T

A-100-3BA100-2T

A100-2BA100-1T

SBIVA110-2T

A110-2BA110-1T

A110-1BFS078

A120-3T

A120-3B

A120-2T

A120-2B

A-120-1T

A-120-1B

FS080

0.00 150.00GR SSTVD

12100

12200

12300

(12400)

(12500)

(12600)

119920.00 50.00RD

CLA228 [SSTVD]

FS076A-100-3T

A-100-3BA100-2T

A100-2B

A100-1T

SBIVA110-2T

A110-2BA110-1T

A110-1BFS078A120-3T

A120-3BA120-2T

A120-2B

0.00 150.00GR SSTVD

12200

12300

12400

12500

12600

(12700)

120810.00 50.00ILD

CLA330 [SSTVD]

FS076A-100-3T

A-100-3BA100-2T

A100-2BA100-1T

SBIVA110-2T

A110-2BA110-1T

A110-1BFS078A120-3T

A120-3BA120-2T

A120-2BA-120-1T

A-120-1B

0.00 150.00GR SSTVD

12400

12500

12600

12700

(12800)

(12900)

13000)

123280.00 50.00ILD

CLA174 [SSTVD]

FS076A-100-3T

A-100-3B

A100-2T

A100-2B

A100-1T

SBIV

A110-2T

A110-2BA110-1T

A110-1BFS078

A120-3T

A120-3BA120-2T

A120-2B

A-120-1T

A-120-1B

FS080 FS08A-120

A-120

A120-

A120-A120-

A120-FS07A110-

A110-A110-A110-SBIV

A100-

A100-

A100-

A-100A-100FS07

LEYENDA

SBIV (LÍMITE DE SECUENCIAS)

INTERVALOS PROSPECTIVOSA-120 / A-110 / A-100

LUTITAS

FS076 / FS078 (SUPERFICIESDE INUNDACIÓN)

SECUENCIAS ESTRATIGRÁFICAS

A-100-3 TOPE y BASEA-100-2 TOPE y BASEA-100-1 TOPE y BASEA-110-1 TOPE y BASEA-120-3 TOPE y BASEA-120-2 TOPE y BASE A-120-1 TOPE y BASE

LINEA 1

UNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELAFACULTAD DE INGENIERÍA

ESCUELA DE GEOLOGÍA, MINAS Y GEOFÍSICA

SECCIÓN ESTRATIGRÁFICA EN DIRECCIÓN NO-SE, LÍNEA 1

POZOS: CL-142 / CLA-228 / CLA-330 / CLA-174

INFLUENCIA DE LA DISTRIBUCIÓN DE FACIES ASOCIADAA LA EFICIENCIA DEL BARRIDO DE PETRÓLEO POR LA

INYECCIÓN DE AGUA EN LAS ARENISCAS DEL MIEMBRO C4X, YACIMIENTO C4X.46, CENTRO LAGOCUENCA DE MARACAIBO, ESTADO ZULIA

AÑO 2009

AUTOR:

Maritza B. García

ESCALA VERTICAL

1:500

REVISADO POR:

Dra. Olga Rey

REFERENCIACOORDENADAS

U.T.M

ESCALA GRÁFICA

CLA330

CL226

CL142

CLA174

S08020-1B

20-1T20-2B

20-2T

20-3B

20-3TS078

10-1B

10-1T10-2B10-2TSBIV

00-1T00-2B

00-2T00-3B

00-3TS076

0.00 150.00GR SSTVD

12100

12200

12300

12400

12500

12600

12700

120490.00 50.00ILD

CL142 [SSTVD]

FS076A-100-3T

A-100-3BA100-2T

A100-2BA100-1T

SBIVA110-2T

A110-2BA110-1T

A110-1BFS078

A120-3T

A120-3B

A120-2T

A120-2B

A-120-1T

A-120-1B

FS080

0.00 150.00GR SSTVD

12100

12200

12300

(12400)

(12500)

(12600)

119920.00 50.00RD

CLA228 [SSTVD]

FS076A-100-3T

A-100-3BA100-2T

A100-2B

A100-1T

SBIVA110-2T

A110-2BA110-1T

A110-1BFS078A120-3T

A120-3BA120-2T

A120-2B

0.00 150.00GR SSTVD

12200

12300

12400

12500

12600

(12700)

120810.00 50.00ILD

CLA330 [SSTVD]

FS076A-100-3T

A-100-3BA100-2T

A100-2BA100-1T

SBIVA110-2T

A110-2BA110-1T

A110-1BFS078A120-3T

A120-3BA120-2T

A120-2BA-120-1T

A-120-1B

0.00 150.00GR SSTVD

12400

12500

12600

12700

(12800)

(12900)

13000)

123280.00 50.00ILD

CLA174 [SSTVD]

FS076A-100-3T

A-100-3B

A100-2T

A100-2B

A100-1T

SBIV

A110-2T

A110-2BA110-1T

A110-1BFS078

A120-3T

A120-3BA120-2T

A120-2B

A-120-1T

A-120-1B

FS080 FS08A-120

A-120

A120-

A120-A120-

A120-FS07A110-

A110-A110-A110-SBIV

A100-

A100-

A100-

A-100A-100FS07

LEYENDA

SBIV (LÍMITE DE SECUENCIAS)


LUTITAS




LINEA 1



SECCIÓN ESTRATIGRÁFICA EN DIRECCIÓN NO-SE, LÍNEA 1

POZOS: CL-142 / CLA-228 / CLA-330 / CLA-174


INYECCIÓN DE AGUA EN LAS ARENISCAS DEL MIEMBRO C4X, YACIMIENTO C4X.46, CENTRO LAGOCUENCA DE MARACAIBO, ESTADO ZULIA

AÑO 2009

AUTOR:

Maritza B. García

ESCALA VERTICAL

1:500

REVISADO POR:

Dra. Olga Rey


U.T.M

ESCALA GRÁFICAESCALA GRÁFICA

CLA330

CL226

CL142

CLA174

51

de preservación de los mismos. Esta actividad se ejecutó en la Nucleoteca de

PDVSA, ubicada en la Concepción, estado Zulia.

4.1.3.1 Intervalos cortados en los núcleos

a) CLA-302: Se recuperaron 247,5 pies desde 12428’ hasta 12414’.

b) CLA-330: Se recuperaron 173 pies desde 12442’ hasta 12233’´.

c) CLA-345: Se recuperaron 196,75 pies desde 12283’ hasta 12153’

4.1.3.2 Descripción sedimentológica de los núcleos

Una vez revisados físicamente los núcleos CLA-302, CLA-330 y CLA-345, se

procedió a la descripción macroscópica de cada uno de ellos para identificar los

marcadores estratigráficos regionales de interés y las facies presentes en el

yacimiento C-4-X.46. Es de resaltar, que el núcleo del pozo CLA-330 fue el más

completo de todos. Estos tres núcleos se utilizaron para:

a) Ajustar los topes y base de las areniscas C-4-X.

b) Definir las facies sedimentarias y sus asociaciones.

c) Elaborar mapas de facies.

d) Toma de muestras de tapones para análisis petrográficos y palinológicos.

e) Análisis de secciones finas los cuales se utilizaron para determinar la

porosidad y la permeabilidad del yacimiento.

f) Evaluar las propiedades petrofísicas de los intervalos de interés: A-110-1,

A-110-2, A-100-1, A-100-2 y A-100-3.

52

4.1.3.3 Análisis petrográficos Se tomaron 6 muestras, dos del núcleo del pozo CLA-302, dos del núcleo del pozo

CLA-330 y dos del núcleo del pozo CLA-345, las cuales fueron analizadas por

Difracción de Rayos X para caracterizar la mineralogía de la roca del yacimiento y

establecer el porcentaje de minerales de arcillas presentes.

4.1.3.4 Análisis palinológicos

Se tomaron dos muestras para realizar análisis palinológico, el cual permitió

determinar la reconstrucción cronoestratigráfica y paleambiental de las areniscas

C-4-X. Las muestras fueron preparadas y se trataron con ácido clorhídrico (HCl) y

ácido fluorhídrico (HF). La fracción orgánica se separó posteriormente por gradiente

de densidad con una solución de ZnBr cuyo residuo se montó en un portaobjeto de

vidrio con gelatina y glicerina.

4.1.3.5 Análisis de secciones finas

Se analizaron un total de 6 secciones finas para determinar el contenido mineral y la

textura de las areniscas del miembro C-4-X.

4.1.4 Mapas de facies

Para la elaboración de los mapas de facies, se utilizó la descripción macroscópica de

los núcleos CLA-302, CLA-330 y CLA-345, utilizando como patrón las litofacies

arenosas identificadas para los sedimentos de la Formación Misoa (Chacartegui y

53

Delgado, 1996). En el Anexo XII se muestra la distribución de las litofacies para los

intervalos A-110-1, A-110-2, A-100-1 y A-100-2 en el núcleo CLA-302. A

continuación se hace una breve descripción de estas facies:

S3: Arenisca de grano medio a grueso, con granos subangulares a subredondeados,

moderada a bien escogida, con intercalaciones esporádicas de lentes de clastos de

lutita.

S1: Arenisca de grano fino a medio, con granos subangulares a subredondeados, bien

escogida, con abundantes intercalaciones de lentes de lutitas y estratificación cruzada.

S11: Arenisca de grano fino a medio, con granos subangulares a subredondeados,

bien a muy bien escogida, no muestra intercalaciones de lentes de lutitas,

generalmente se presenta en forma masiva y localmente puede presentar

estratificación cruzada. En algunos casos es calcárea (S11C).

S2: Arenisca de grano muy fino a limolítico, granos subangulares a subredondeados,

muy bien escogida, con intercalaciones de lentes discontínuos de lutitas,

estratificación tipo “ripple” y tipo “flaser”.

H: Facies heterolítica, la cual consiste en la intercalación de areniscas y lutitas en

proporciones variables. Las láminas de arenisca son lenticulares, con rizaduras y

laminación cruzada. También pueden observarse estructuras de carga.

L: Es una intercalación de areniscas con mayor contenido de lutitas color gris oscuro.

Las láminas de arenisca son lenticulares, con rizaduras y laminación cruzada.

54

4.1.5 Asociación de facies entre pozos productores e inyectores

El término asociación de facies fue definido por Potter (1959) como una colección de

atributos sedimentarios comúnmente asociados, incluyendo geometría, continuidad y

forma de la unidad litológica, así como, tipo de roca, estructuras sedimentarias y

fauna; por lo tanto, está basada en observaciones y se puede expresar como una tabla

de datos.

Con la finalidad de comprobar que los pozos inyectores estuviesen inyectando agua

en el mismo intervalo a los pozos productores, según el esquema de arreglo por

patrones implantado en el yacimiento, se realizaron 8 secciones estructurales, 6 de

ellas en dirección noroeste-sureste, una en dirección sureste-noroeste y una en

dirección suroeste-noreste, utilizando para su elaboración la aplicación Discovey,

módulo cross-seccion. En el Anexo XIII se presenta un mapa base con el mallado

de las secciones estructurales realizadas entre los pozos inyectores y productores.

Una vez correlacionados los intervalos de interés entre los pozos inyectores y

productores, se asociaron las propiedades petrofísicas de las arenas, identificando el

intervalo de mayor absorción de cada pozo inyector y su continuidad lateral con el pozo

productor; es de resaltar que para este análisis se utilizaron los registros de producción

(PLT) disponibles en cada pozo (Figura 4.2).

55

Figura 4.2 Sección estructural en dirección noroeste-sureste donde se muestra la comunicación lateral entre los pozos productores e inyectores

005 1CL 117 A

PDVSACL 117

TWP: - Range: - Sec.

1005 ft 005 1CLA 374 0

PDVSACLA 374


1700 ft 005 1CL 263 0

PDVSACL 263


Litología

GR

0.000 150.000GAPI

SP

-100.000 50.000MV

Depth Resitividad

ResD(FRD)

0.000 50OHMM

ResS(FRS)

0.000 50OHMM

12000

12100

12200

12300

12400

Litología

GR

0.000 150.000GAPI

SP

-100.000 50.000MV

Depth Resitividad

ResD(LLD)

0.000 50OHMM

ResS(N/A)

0.000 50

12000

12100

12200

12300

12400

Litología

GR

0.000 150.000GAPI

SP

-100.000 50.000MV

Depth Resitividad

ResD(ILD)

0.000 50OHMM

ResS(N/A)

0.000 50

12000

12100

12200

12300

12400

FS076FS076 FS076

A100-3T

A100-3TA100-3TA100-3B

A100-3B A100-3BA100-2T

A100-2TA100-2T

A100-2B

A100-2B

A100-2BA100-1T

A100-1T A100-1T

A100-1B

A100-1BA100-1B

SBIV

SBIVSBIV

A110-2T

A110-2TA110-2TA110-2B

A110-2B

A110-2BA110-1T

A110-1T

A110-1T

A110-1B

A110-1B

A110-1BFS078

FS078

FS078A120-3T

A120-3T

A120-3T

A120-3B

A120 3B

A120-3B

A120-2T

A120-2T

A120-2BA120-1T

SBIV (LÍMITE DE SECUENCIA)


LEYENDA

LUTITAS






LEYENDA

LUTITAS





LEYENDA

LUTITAS




LEYENDA

LUTITAS




PATRÓN DE INYECCIÓN CLA-374

CL-374

CL-117CL-263

LÍNEA PI-1 NO-SE

SECCIÓN ESTRUCTURAL EN DIRECCIÓN NO-SE,

POZOS: CL-117 / CLA-374 / CL-263




INYECCIÓN DE AGUA EN LAS ARENISCAS DEL MIEMBRO C4X, YACIMIENTO C4X.46, CENTRO LAGO

CUENCA DE MARACAIBO, ESTADO ZULIA , 2009

AUTOR:

Maritza B. García

ESCALA VERTICAL

1:500

REVISADO POR:

Dra. Olga Rey


U.T.M

ESCALA GRÁFICA

005 1CL 117 A

PDVSACL 117


1005 ft 005 1CLA 374 0

PDVSACLA 374


1700 ft 005 1CL 263 0

PDVSACL 263


Litología

GR

0.000 150.000GAPI

SP

-100.000 50.000MV

Depth Resitividad

ResD(FRD)

0.000 50OHMM

ResS(FRS)

0.000 50OHMM

12000

12100

12200

12300

12400

Litología

GR

0.000 150.000GAPI

SP

-100.000 50.000MV

Depth Resitividad

ResD(LLD)

0.000 50OHMM

ResS(N/A)

0.000 50

12000

12100

12200

12300

12400

Litología

GR

0.000 150.000GAPI

SP

-100.000 50.000MV

Depth Resitividad

ResD(ILD)

0.000 50OHMM

ResS(N/A)

0.000 50

12000

12100

12200

12300

12400

FS076FS076 FS076

A100-3T

A100-3TA100-3TA100-3B

A100-3B A100-3BA100-2T

A100-2TA100-2T

A100-2B

A100-2B

A100-2BA100-1T

A100-1T A100-1T

A100-1B

A100-1BA100-1B

SBIV

SBIVSBIV

A110-2T

A110-2TA110-2TA110-2B

A110-2B

A110-2BA110-1T

A110-1T

A110-1T

A110-1B

A110-1B

A110-1BFS078

FS078

FS078A120-3T

A120-3T

A120-3T

A120-3B

A120 3B

A120-3B

A120-2T

A120-2T

A120-2BA120-1T



LEYENDA

LUTITAS






LEYENDA

LUTITAS





LEYENDA

LUTITAS




LEYENDA

LUTITAS




PATRÓN DE INYECCIÓN CLA-374

CL-374

CL-117CL-263

LÍNEA PI-1 NO-SE

SECCIÓN ESTRUCTURAL EN DIRECCIÓN NO-SE,

POZOS: CL-117 / CLA-374 / CL-263




INYECCIÓN DE AGUA EN LAS ARENISCAS DEL MIEMBRO C4X, YACIMIENTO C4X.46, CENTRO LAGO


AUTOR:

Maritza B. García

ESCALA VERTICAL

1:500

REVISADO POR:

Dra. Olga Rey


U.T.M


56

4.2 Modelo petrofísico

4.2.1 Clasificación de la información.

Se definieron los pozos con toma y análisis de núcleos a nivel del yacimiento y se

consideró a cada pozo como una muestra del yacimiento, seguidamente se procedió a

clasificarlos según la información disponible de cada una de ellos, como claves, de

control y no control.

Los pozos control son aquellos que disponen, además de curvas de rayos gamma

(GR), potencial espontáneo (SP), resistividad profunda (RD) y caliper de por lo

menos una curva que permita el cálculo de la porosidad. Los pozos claves se pueden

considerar como pozos de control que cuentan con análisis de muestras de roca del

yacimiento; es decir, de análisis convencionales y/o especiales de núcleos. Los pozos

de no control, son aquellos que no cuentan con curvas que permitan obtener la

porosidad de forma directa, por lo que es necesario, aplicar alguna ecuación para

obtener la porosidad de estos pozos según la información que ellos suministren.

4.2.2 Cálculo de la resistividad original del agua de formación La resistividad del agua de formación es un parámetro petrofísico eléctrico, la

metodología utilizada para su caracterización y cálculo se basó en el uso de análisis

físico-químico del agua de formación.

La revisión de las fichas de pozos, permitió asociar cronológicamente la fecha de

toma de las muestras de agua con los intervalos abiertos a producción del pozo, y

determinar si el agua de formación proviene de las arenas del yacimiento en estudio.

57

( )[ ] 995.0/5.36470123.075@LmgNaCl

FRw +=°

Para obtener la Rw del agua a temperatura de superficie (75°F) se utilizó la siguiente

ecuación:

(4.1)

Este procedimiento se aplicó a cada uno de los análisis físico-químicos disponibles,

para obtener así los valores de concentración total de sólidos disueltos y de Rw más

representativos.

4.2.3 Definición de los parámetros petrofísicos de roca

Se verificó en los análisis de núcleos recopilados, las pruebas de factor de formación

(FF), índice de resistividad (IR), densidad de grano (δg) y capacidad de intercambio

de cationes (CIC) a diferentes profundidades de la roca yacimiento. Se clasificaron

los datos de los análisis antes mencionadas por intervalos dentro del miembro

estudiado, para así calcular los parámetros petrofísicos de roca como sigue:

4.2.3. 1 Exponente de cementación (m) y coeficiente de tortuosidad (a) Utilizando los valores tabulados de factor de formación en función de las porosidades

provenientes de los análisis especiales de los núcleos, se realizaron gráficos del factor

de formación (FF) en función de la porosidad (PHI), ambos en escala logarítmica. Si

los puntos graficados definen una tendencia lineal, la tortuosidad (a) es el intercepto

en la ordenada, mientras que la pendiente de la recta define el exponente de

cementación (m).

58

Qv = e( -Aθ + B)

4.2.3.2 Exponente de saturación (n)

Con los datos de índice de resistividad en función de la saturación de la solución

salina utilizada durante la prueba de laboratorio, se realizaron gráficos en papel

logarítmico para las diferentes muestras, el exponente de saturación se obtuvo como

la pendiente de la recta que mejor se ajuste a los puntos representados.

4.2.3.3 Densidad de matriz (δma)

Mediante el uso de datos de densidad de roca obtenidos de los análisis

convencionales de núcleos, se procedió a realizar histogramas de frecuencia con los

valores de densidad de grano. Del análisis de dichos histogramas, se determinó el

valor más representativo de la densidad de matriz.

4.2.3.4. Capacidad de intercambio de cationes por volumen poroso (Qv)

Se graficaron los valores de Qv (provenientes de análisis especiales de núcleos) en

función de la porosidad para establecer la relación existente entre ellos. Mediante

una regresión exponencial se obtuvo la curva y ecuación de mejor ajuste para los

puntos graficados, se comparó, la ecuación obtenida, con la ecuación del modelo

exponencial de Qv; para así, mediante artificios matemáticos establecer valores de

capacidad de intercambio catiónico constante y tangente.

(4.2)

Donde:

Qv = Capacidad de intercambio catiónico por volumen poroso, meq/ml.

59

θ = Porosidad, fracción.

A = Qv tangente, que depende del análisis de núcleo.

B = Qv constante, que depende del análisis de núcleo.

4.2.4 Correlación núcleo perfil y corrección de la porosidad y permeabilidad

Mediante el uso del perfil de rayos gamma del núcleo, se realizó el ajuste en

profundidad de dicha curva mediante la comparación con la curva de rayos gamma

del registro de resistividad de pozo. Posteriormente, se refirieron todos los resultados

de los análisis provenientes del núcleo a la profundidad ajustada.

La porosidad y permeabilidad reportada en los análisis convencionales de núcleos fue

corregida por efecto de sobrecarga. Para ello, se utilizó la metodología propuesta por

Jones (1988) en la cual relaciona la porosidad y permeabilidad normalizada de la roca

con diferentes parámetros de geomecánica. Adicional a esto, la permeabilidad fue

corregida por factor de deslizamiento de gas Klinkenberg. La finalidad de esta

corrección es reducir la permeabilidad al gas (permeabilidad reportada en los análisis

de núcleo) a un valor equivalente a la permeabilidad al líquido, para ello se utilizaron

factores de corrección que varían con la permeabilidad absoluta al gas (Tabla 4.1).

Tabla 4.1 Factores de corrección Klinkenberg (Corelab, 1997) K aire (md) K Klinkenberg (md) <1 Kk=0.6718*Kaire 1<10 Kk=0.8523*Kaire 10<100 Kk=0.9051*Kaire 100<1000 Kk=0.9685*Kaire >1000 Kk=0.9894*Kaire

60

4.2.5 Determinación de calidad de roca

Utilizando los resultados de permeabilidad corregida por efecto Klinkenberg y de

porosidad de núcleo, se realizaron gráficos de permeabilidad en escala logarítmica

contra el porcentaje de porosidad en escala lineal identificándose aquellas muestras

que puedan ser representativas del yacimiento, es decir, se depuraron los datos.

Se construyen isolíneas de relación porosidad-permeabilidad (K/PHI) y se procedió a

identificar grupos de muestras que presenten relaciones similares de K/PHI. Según la

relación observada, se definieron las diferentes calidades de rocas presentes en el

yacimiento (Tabla 4.2).

Tabla 4.2 Clasificación de calidad de roca basado en relaciones K/PHI (Quaglia y Porras, 2002)

Tipo de Roca Calidad de Roca Relación K/Phi

I Muy Buena >500

II Buena 50-500

III Regular 5-50

IV Mala 0.5-5

V Muy Mala <0.5

4.2.6 Validación, edición y normalización de curvas

En la etapa de validación lo que se desea es garantizar que el dato digitizado,

existente en la base de datos del proyecto sea la copia mas fiel posible del original.

Lo primero realizado fue una verificación, es decir, diagnosticar los problemas que

existen en el dato digital mediante la comparación visual entre las imágenes Tiff o

61

rregistro original en papel de los perfiles y los valores de las curvas digitales

existentes. Detectadas las anomalías debido a problemas varios en la digitización

como estiramientos entre otros, se procedió a la edición puntual para eliminar los

problemas detectados en la verificación seguidamente se etiquetó dicha curva

corregida como un archivo editado.

Posteriormente, se verificó si existe correspondencia en profundidad entre las

diferentes curvas, en aquellos donde ésta no existe, se ajustaron las curvas a

profundidad, tomando como referencia o curva base la del registro de resistividad.

Se procedió a la normalización de la curva de rayos gamma; Para ello, inicialmente

se observó el comportamiento de ésta en los intervalos arcillosos o lutíticos tanto para

el yacimiento como para la columna litológica atravesada por el pozo y se determinó

el valor más representivo de rayos gamma para estos intervalos; es decir, se

estableció un patrón litológico local. Aquellas curvas que se desviaron de dicho

patrón se normalizaron hasta ajustarlas al patrón local, se etiquetaron como archivos

normalizados y finalizó el proceso de normalización..

4.2.7 Definición de los modelos de arcillosidad y porosidad

Mediante el uso de los análisis de difracción de rayos X (DRX) y microscopía

electrónica de barrido (SEM), se logró caracterizar la mineralogía de la roca

yacimiento y establecer el porcentaje de minerales de arcilla presentes en cada una

de las muestras analizadas. Utilizando preferiblemente las curvas de rayos gamma y

de potencial espontáneo, se determinó el índice de arcillosidad y el volumen de

arcilla se calculó aplicando los modelos propuestos por Larioov, Stieber y Clavier

(1995).

62

fma

bmaD ρρ

ρρφ

−−

=

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛Δ−ΔΔ−Δ

=tmatf

tmatsφ

Se compararon los resultados obtenidos de volumen de arcilla a partir de los registros

de pozos con los volúmenes de arcilla, obtenidos directamente por análisis de las

muestras de núcleos y se determinó el modelo que presenta mejor cotejo.

Luego se procedió a calcular la porosidad a partir de los perfiles disponibles

(densidad, neutrón, sónico y combinación entre ellos), la porosidad calculada es la

total, excepto en el caso de contar con registros sónicos, ya que la porosidad obtenida

a partir de estos es la porosidad efectiva.

Los modelos a partir de registros de pozos:

a) Densidad:

(4.3)

Donde:

ρma : Densidad de la matriz de la formación, gr/cc

ρb : Densidad volumétrica de la formación leída por el perfil, gr/cc

ρf : Densidad del fluido a base de agua igual a 1 gr/cc.

b) Sónico:

(4.4)

Donde:

Δt = Tiempo de tránsito en la roca porosa, µseg /pie.

Δtma = Tiempo de tránsito correspondiente a la matriz sólida, µseg /pie.

63

Nφφ =

)V1( shTotale −=φφ

).( shVshTotale Vφφφ −=

[ ] 2/12)e(N

2)e(D 2/)( φφφ +=

Δtf: = Tiempo de tránsito del fluido en la zona de investigación, μseg/pie.

c) Neutrón:

(4.5)

Donde:

ØN: Porosidad directa del registro de neutrón.

Cuando el registro de densidad mostró mayor porosidad que el de neutrón se utilizó el

siguiente promedio para definir la porosidad total corregida por gas o alta relación

gas-petróleo (RGP).

(4.6)

Donde:

Ø: Porosidad a partir del registro de neutrón.

Ø: Porosidad a partir del registro de densidad.

Utilizando el modelo de arcillosidad ya definido se calculó la porosidad efectiva

utilizando el modelo Lineal y el de Gaymard, (eliminando el efecto de arcillosidad

sobre la porosidad) y se compararon estas porosidades con la porosidad proveniente

del núcleo.

a) Modelo lineal:

(4.7)

b) Modelo Gaymard:

(4.8)

64

Donde:

Vsh: Volumen de arcilla.

ØVsh: Valor de porosidad asociado a las arcillas de la formación.

Se procedió a establecer el modelo de porosidad, en caso contrario se deben revisar

los parámetros utilizados, la normalización de las curvas y calcular nuevamente la

porosidad efectiva.

Utilizando los pozos claves, se graficó la porosidad efectiva definida a partir de los

registros de pozos (modelo de mejor cotejo) contra el volumen de arcilla.

Tomando en cuenta la curva caliper se excluyeron los valores de porosidad efectiva

asociados a los intervalos derrumbados del pozo (zonas en la cual la respuesta del

registro de densidad no es confiable), mediante una regresión se obtuvo la curva y la

ecuación que mejor representara la relación entre la porosidad efectiva y el volumen

de arcilla, con dicha ecuación se calculó una porosidad efectiva sintética en los pozos

claves, y se verificó si existía cotejo entre la porosidad sintética y la porosidad

efectiva del pozo, incluyendo la proveniente de los análisis de núcleos, de no existir

cotejo se debe seleccionar otra ecuación que mejor represente la relación deseada.

4.2.8 Definición del modelo de permeabilidad

En cuanto al modelo de permeabilidad, para su estimación, se definieron las

relaciones entre la permeabilidad corregida y sus respectivos valores de porosidad

efectiva provenientes del núcleo para cada tipo de roca existente en el yacimiento.

Para aplicar dichas ecuaciones se establecieron relaciones entre volumen de arcilla y

las petrofacies ya conocidas a partir del estudio de la calidad y tipo de roca.

65

4.2.9 Definición del modelo de saturación de agua

Utilizando las pruebas existentes de presión capilar realizadas bajo el sistema agua

petróleo, proceso de drenaje, se determinó para cada muestra el valor correspondiente

de saturación de agua irreducible, conociendo el valor de porosidad y profundidad de

cada muestra en estudio, se asignó el valor de volumen de arcilla que corresponde a

las mismas.

Mediante la construcción de un gráfico de saturación de agua irreducible contra el

volumen de arcilla se determinó la ecuación que mejor representa dicha relación y a

partir de esta se obtiene en cada pozo del yacimiento, la saturación de agua no

movible del yacimiento.

Luego, utilizando los datos de temperatura de superficie y de fondo reportados en los

cabezales de los registros de los pozos que atraviesan el yacimiento en el área

seleccionada para el estudio, se calculó el gradiente geotérmico promedio para el

yacimiento.

Mediante la construcción de un gráfico de resistividad verdadera (Rt) contra volumen

de arcilla, se determinó el valor de resistividad más representativo de los intervalos

arcillosos del yacimiento (Rsh).

Aplicando modelos conocidos para el cálculo del volumen de agua, se procedió a la

evaluación de los pozos claves y control.

Las ecuaciones que aplica a cada uno de los modelos de saturación de agua se

muestran a continuación:

66

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

RshRwVsha

RshVshRwa

RtRwaSw m

n

mm θθθ 22

12

RwSw/RwBQv1(RtSw *m

t

*n−

− +=

φ

)27.0T045.0(R128.1T000406.0T225.0B 23.1

w

2

−+−−

=

RtaRwSw m

n

φ=

a) Ecuación de Archie:

(4.10)

Donde:

a = Coeficiente de tortuosidad.

m = Factor de cementación.

n = Exponente de saturación.

Rw = Resistividad del agua de formación, ohmm.

Φ = Porosidad, fracción.

Rt = Resistividad verdadera de la formación, ohmm.

b) Ecuación de Simandoux:

(4.11)

Donde:

Rsh = Resistividad de las arcillas, ohmm.

Vsh = Volumen de arcilla, fracción.

c) Ecuación de Waxman y Smits:

(4.12)

(4.13)

Donde:

m* = Factor de cementación corregido por efecto de arcillosidad

67

n* = Exponente de saturación corregido por efecto de arcillosidad

Qv = Capacidad de intercambio catiónico, meq/cc.

B = Conductancia equivalente del catión sodio, ohm*cc/m*meq.

T = Temperatura, °F.

Se compararon los resultados obtenidos para cada modelo con los datos de

producción de los intervalos completados en cada uno de los pozos, y se seleccionó la

técnica o modelo que mejor se ajustó a las condiciones de producción del yacimiento,

estableciendo así, el modelo que será usado para la estimación de saturación de agua

del yacimiento.

4.2.10 Definición de los parámetros de corte

Una vez definidos todos los modelos de evaluación petrofísica, se procedió a

aplicarlos o extenderlos al resto de los pozos del área de estudio del yacimiento, es

decir, a los pozos no control.

Para definir los parámetros de corte se utilizó un procedimiento que permite, una vez

separadas las lutítas de las demás litologías, que se separe la roca yacimiento con

capacidad de flujo, con lo cual se determinó el espesor de Arena Neta (AN).

El volumen máximo de arcilla, se definió tomando en cuenta los topes y bases

definidos en las correlaciones geológicas; es decir, se determinó un valor de corte que

mejor definiese o diferenciara los intervalos arenosos de aquellos lutíticos.

A partir de la correlación de permeabilidad en función de porosidad, se calculó el

valor de porosidad ∅ que correspondía al valor mínimo de K para el cual no hay flujo

en el yacimiento, el valor de 1 md es el generalmente empleado para yacimientos

68

petrolíferos. Este valor de porosidad corresponde al valor límite para las unidades de

flujo.

Para definir el límite de saturación de agua se analizaron las curvas de

permeabilidades relativa, para cada tipo de roca, para así determinar los puntos

correspondientes a la saturación de agua de corte, en el cual el agua posee mayor

facilidad para el flujo, estableciendo como valor límite el máximo reportado para la

petrofacies de menor calidad presente en el yacimiento.

4.3 Modelo de yacimiento 4.3.1. Población

La población de estudio está conformada por 68 pozos que están completados en el

yacimiento C-4-X.46; de los cuales, 39 son productores activos y 29 son inyectores

abiertos. La información de pozos utilizadas n este estudio va desde el año 1957,

cuando se inició la vida productiva de este yacimiento, hasta el año 2005.

De los 68 pozos activos del yacimiento C-4-X.46, se consideraron para el muestreo

de agua de formación, 20 pozos productores de los 39 que actualmente están activos y

9 pozos inyectores seleccionados de los 29 que están abiertos; además de las 2

muestras de agua que se tomaron en la Planta de Inyección de Agua.

Para llevar a cabo el estudio se realizó una serie de pasos y procedimientos con el fin

de alcanzar los objetivos planteados, los cuales se describen a continuación:

69

4.3.2 Recopilación de la información

Para la realización de este estudio, se revisó, recopiló e inventarió toda la información

disponible en el yacimiento C-4-X.46: estudios previos, registros eléctricos de pozos

a escala 1:500, mapas estructurales, mapas de arena neta, saturación de agua,

permeabilidad y porosidad, corte de agua y sedimentos (% AyS), análisis físico-

químicos existentes en el campo, diagramas mecánicos, intervalos cañoneados,

intervalos productores, registros de cementación, 14 registros de producción PLT de

los pozos.

Para la obtención de la información de yacimiento se consultaron diversas fuentes:

a) Carpetas de pozos (well files): Son archivos donde se encuentra toda la

información relacionada desde antes de la perforación del pozo hasta los

actuales momentos. De estos archivos se obtuvo: fecha de perforación,

intervalos cañoneados, zonas productoras, fluidos utilizados en la perforación,

completación y reacondicionamiento, análisis físico-químicos de las aguas,

estimulaciones, reparaciones e historias de producción.

bb)) Informes mensuales: Es un resumen, en forma de tablas, que reúne

información de la producción bruta, producción neta, °API, %AyS, arenas

abiertas a producción, zonas productoras, acciones futuras, presión en el

revestidor a nivel de cabezal (CHP), presión en la tubería a nivel de cabezal

(THP), relación gas-petróleo (RGP).

c) Carpetas de registros: Son archivos que contienen los registros corridos a los

pozos desde el momento de su perforación. De esta fuente de información, se

examinaron los registros de cementación CBL/VDL y Cement Map, para

conocer el estado de cementación en los pozos con análisis de aguas

70

existentes, así como y en los seleccionados para el muestreo, y descartar como

representativos de un yacimiento los análisis en pozos con comunicación por

detrás del revestidor; de igual manera, se analizaron los registros de

producción PLT disponibles, en pozos con dudosa procedencia del agua.

d) Informes técnicos: Se recopiló información sobre la caracterización de aguas

de formación e inyección en otros campos del área de Occidente con la

finalidad de comprender e interpretar los resultados obtenidos en la

caracterización de agua de formación e inyección asociadas al yacimiento C-

4-X.46.

e) Sisubv: Es una aplicación que permite realizar consultas referentes a reportes

diarios, fechas de inicio de trabajos; además, se utiliza para la programación y

monitoreo de los trabajos que se realicen a los pozos. La consulta de esta

información permitió la elaboración de historias de pozos con las fechas de

trabajos mayores y menores.

f) Simde: Es una aplicación que permite visualizar carpetas de pozos, planos,

materiales procedimientos, normas ISO9000, fotografías y diagramas de

procesos. Esta herramienta facilitó la búsqueda y recuperación de la

información de las carpetas de los pozos en digital.

g) Centinela: facilita el control y observación diaria del comportamiento de

producción de los pozos, así mismo mantiene la actualización de los datos

históricos de sus pruebas y muestras. De esta base de datos, se obtuvo la

producción en fechas cercanas a la toma de muestras, conociendo de forma

más detallada la variación del corte de agua y sedimentos (%AyS) con el

tiempo.

71

4.3.3 Análisis de la información de yacimiento

a) Se revisaron todas las historias de los pozos tanto de producción como de

inyección, con el objetivo de determinar el intervalo productor e inyector para

cada pozo. En esta etapa se realizaron 40 fichas de pozos que contienen la

siguiente información: nombre del pozo, coordenadas, completación, trabajos

realizados, fecha, pruebas realizadas (Qo, RGP, AYS, Gravedad API) y fecha

de la prueba. Esto con el fin de identificar los problemas comunes en el área,

horizontes prospectivos e intervalos abiertos a producción.

b) Se obtuvo el histórico de producción de todos los pozos en estudio.

c) Para el estudio se contó con quince registros de producción (PLT) corridos en

diferentes pozos del yacimiento.

d) Cinco registros de cementación (CBL-VDL).

e) Se recolectaron 130 análisis físico-químicos del agua de formación e

inyección, suministrado por el custodio del yacimiento. Estos se tomaron

como referencia para establecer comparaciones composicionales del agua de

formación e inyección.

4.3.4 Análisis del proceso

Para la caracterización del agua de formación e inyección, se verifica si existe un

patrón del agua de formación establecido para el yacimiento, campo o área bajo

estudio. Si existe un patrón, se verifica la existencia de análisis recientes no incluidos

en el establecimiento de dicho patrón y se actualiza de ser necesario, dejándolo

disponible para su uso en la evaluación. Si no existe el patrón, se procede a ubicar

72

cualquier base de datos o cualquier tipo de informe que contenga información de los

análisis físico-químicos del agua de formación.

Una vez localizados todos los análisis disponibles, se procedió a validar y caracterizar

cada muestra de agua de formación existente. Con el total de muestras representativas

se realiza un análisis estadístico, que incluya los diagramas de Stiff, para establecer

un patrón representativo del agua de formación e inyección para el yacimiento.

El análisis estadístico arrojará el valor más representativo de todos los iones

componentes del mismo, así como también, la cantidad de cloruros de sodio

equivalentes, a partir de las cuales se calcula la resistividad del agua a temperatura del

laboratorio. Todo este proceso se realiza de acuerdo con lo establecido en el

procedimiento para caracterización del agua de formación mediante análisis físico-

químicos.

En el caso en que no existan análisis físico-químicos o los existentes no sean

confiables o representativos de las aguas de formación del yacimiento, debe

estudiarse la factibilidad de adquirir nuevas muestras y proceder a su análisis.

Para determinar el origen del agua producida en el yacimiento, se cotejan los patrones

definidos por cada pozo productor con el patrón generado para los pozos inyectores,

determinando de esta manera si el agua producida coincide con el patrón de agua de

formación o si se trata de agua de inyección.

Adicionalmente se asocia este análisis, con el comportamiento de los pozos

productores con respecto a su inyector, así como también, el estudio de los registros

de producción (PLT), integrando los resultados con las facies presentes en el

yacimiento.

73

4.3.5 Selección de pozos para muestreo

De los 39 pozos activos del yacimiento C-4-X.46 se seleccionaron 20 pozos

productores activos (Tabla 4.3). Estos pozos fueron de utilidad para comparar y

verificar los análisis y resultados obtenidos en base a las muestras de agua

representativas existentes en el campo, tomadas en años anteriores y para establecer

comparaciones composicionales del agua de formación e inyección del yacimiento.

Tabla 4.3 Pozos productores seleccionados para toma de muestras en el yacimiento C-4-X.46

%AyS, corte de agua y sedimento

Pozo productor %AyS CL-25 88 CL-28 60 CL-58 40

CL-117 66 CL-118A 90 CL-143 40 CL-150 80 CL-216 52 CL-250 68 CL-263 70 CL-266 72 CL-272 52 CL-323 60 CL-343 92 CL-349 80 CL-353 98 CL-357 92 CL-33 52

CLA-61 90 CLA-115 92

Para la selección de los pozos a ser muestreados (Tabla 4.3), en primer lugar se

consideraron aquellos cuyo corte de agua y sedimento (%AYS) fuese mayor al 40%,

según el informe de producción del mes en curso; en segundo lugar, se consideró la

74

ubicación de cada uno de ellos, con la finalidad de poder establecer el patrón

asociado a cada pozo productor; en tercer lugar, se revisó la cementación de estos

pozos, a través de los registros CBL y VDL.

En cuanto a los pozos inyectores se seleccionaron de acuerdo al patrón asociado a los

productores que se consideraron para el estudio (Tabla 4.4).

Tabla 4.4 Pozos inyectores, en el yacimiento C-4-X.46

POZO INYECTOR CLA-24

CL-59

CLA-112

CLA-220

CL-247

CLA-365

CLA-374

CLA-385

CLA-384

ENTRADA FILTROS

TQ. COMPENS.

4.3.6 Trabajo de campo

El trabajo de campo se basó en la recolección de las muestras de agua de formación

de los 20 pozos productores y de los 8 pozos inyectores, además de las muestras de

agua tomadas en la Planta de Inyección de Agua CL-2, PIA-CL-2.

Las muestras se tomaron directamente de la válvula de muestreo del pozo y fueron

recolectadas en envases plásticos de 1 galón, limpios, sellados e identificados con el

nombre del pozo. Es de resaltar que se tomaron dos muestras por pozo. Una vez

75

envasadas, fueron remitidas al Laboratorio de INPELUZ de la Universidad del Zulia,

para sus respectivos análisis.

4.3.7 Trabajo de laboratorio

Las muestras recolectadas fueron transportadas al Laboratorio de Investigaciones

Petroleras de la Universidad del Zulia, INPELUZ, donde se procedió a la separación

de la fase acuosa de cada una para la determinación de los parámetros físicoquímicos.

La separación del agua del crudo, se realizó por gravedad y calentamiento, en función

de la gravedad API del petróleo. El crudo del campo Centro Lago posee valores de

gravedad de aproximadamente 30º API, por lo que las muestras fueron sometidas a

calentamiento térmico en un horno a temperaturas de 80 a 100 °F, por un tiempo de 2

horas aproximadamente. Posterior a la separación se limpió la muestra con carbón

activado y se filtró.

Se procedió a determinar las propiedades físicas, pH y conductividad. El pH se

determinó utilizando un pH-metro, útil para indicar la posible tendencia corrosiva o

incrustante de las aguas de formación. La determinación de la conductividad, se

realizó con el uso de un conductímetro modelo Metrohm 644, para luego calcular la

resistividad del agua a la temperatura de la muestra.

Para determinar los aniones CO32- y HCO3

- se aplicó el método potenciométrico,

mediante el cual por titulación ácido-base se determina la alcalinidad total, utilizando

como titulante el H2SO4 (ácido sulfúrico) al 0,1 Normal. El procedimiento consistió

en tomar 50 mL de muestra y medirle el pH y temperatura. Posteriormente se le

agrego ácido sulfúrico gota a gota hasta que la lectura de pH fuera igual a 8,30

+/- 0,1. En este momento se registró el volumen utilizado de ácido sulfúrico el

cual representa el volumen de carbonatos e hidróxidos. Se continuó titulando hasta

76

obtener un pH igual a 4,30 +/- 0,1. Se registró el volumen de ácido añadido que

representa el volumen de bicarbonato (CHCO2- ) consumido.

La determinación de Ca++ y Mg++, se realizó mediante la aplicación de métodos

complejométricos, utilizando como agente titulante el EDTA (Acido Etilen Diamino

Tetra Acético), que tiene la capacidad de captar el catión presente en la muestra en un

medio básico. Al terminar la captura, el EDTA proporciona un medio ácido, cambia

el pH y hace el viraje de color con el indicador utilizado.

Para determinar la concentración de C2++, se procedió a tomar 25 mL de muestra y se

le agregó 5 mL de hidróxido de sodio y una pequeña cantidad de murexide

(indicador), finalmente se tituló con EDTA. Al cambiar la solución de color fucsia a

morado, se registró el volumen de EDTA utilizado.

En la determinación de la concentración del Mg++, se utilizaron 25 mL de muestra, y

se le agregó 5 mL de hidróxido de amonio, una poco de negro de eriocromo

(indicador) y se tituló con EDTA. Al cambiar la solución de color fucsia a azul, se

registró el volumen de EDTA consumido.

Para el SO4=, se aplicó el método colorimétrico, en el cual este ión presente en la

muestra, se hace precipitar con cloruro de bario (BaCl) obteniendo una solución

blanca la cual presenta una lectura de absorbancia en el equipo utilizado llamado

Espectrómetro, que va a ser directamente proporcional a la concentración de sulfato

en la muestra a través de la ecuación de Lambert-Beer.

Se utilizaron 20 mL de muestra, agregando 20 mL de buffer y un poco de cloruro de

bario (BaCl); seguidamente se homogeneizó y se dejó reposar, reportando la lectura

de absorbancia medida en el espectrómetro.

77

Los cloruros Cl-, se determinaron utilizando el método argentométrico de Morh, que

se fundamenta en la capacidad que tiene el ión cloruro presente en la muestra de

reaccionar con la plata (Ag+) y formar un precipitado blanco de cloruro de plata

(AgCl). Cuando no existe más cloruro en la muestra, la plata reacciona con el

dicromato formando dicromato de plata (Ag2CrO4) de coloración rojo ladrillo. Para

ello se tomaron 50 mL de muestra, agregándole 15 gotas de cromato de potasio

(indicador), y titulando con nitrato de plata. Al observar el cambio de coloración de

amarillo a rojo ladrillo, se registró el volumen utilizado para realizar los cálculos.

Para determinar la concentración de los sólidos disueltos totales, mediante el método

gravimétrico, se evaporaron las muestras en un horno y se realizaron los

correspondientes cálculos de volumen por peso.

Toda la información recolectada de los análisis físicos-químicos obtenidos de los

diferentes laboratorios, fue almacenada en una base de datos digital y clasificada en

diferentes tablas, según la actividad para la cual iba a ser utilizada. Seguidamente, se

realizó la caracterización del agua de formación e inyección de los pozos

seleccionados para el estudio, a través del diagrama de Stiff y según la clasificación

de Sulin, para lo cual fue necesaria la validación de las muestras.

4.3.8 Validación de las muestras

4.3.8.1 Primera validación:

Se realizó el primer descarte de muestras, tomando en consideración los siguientes

criterios:

78

a) Análisis con datos incompletos: fecha de muestreo, pH, concentración de

iones.

b) Muestras contaminadas por fluidos de perforación, completación,

estimulaciones, fracturamientos o acidificaciones, entre otros. Por esta razón,

fueron descartadas muestras con pH menor a 7, indicativo de que el pozo ha

sido sometido a algún trabajo de rehabilitación, alterándose así las

propiedades físico-químicas del agua de formación.

Las concentraciones de los iones expresadas en partes por millón (ppm) o miligramos

por litro (mg/L) no representan la cantidad de equivalentes de cationes y aniones

presentes en el agua de formación, dichas concentraciones deben ser expresadas en

unidades equivalentes y son denominadas miliequivalentes por litro (meq/L).

4.3.8.2 Segunda validación:

Para que un análisis sea considerado como representativo debe estar balanceado

iónicamente, es decir, se verificó que la suma de los pesos equivalentes (meq/L) de

los iones positivos (cationes) sea igual a la suma de los iones negativos (aniones), por

lo que se rechazaron las muestras cuyo balance iónico fue distinto de cero o se alejaba

mucho de este valor, por lo que se decidió trabajar con un grado de tolerancia (0,20).

En toda agua natural, los cationes están en equilibrio químico con los aniones; por

consiguiente, si las concentraciones de los distintos constituyentes están medidas en

meq/L, el total de cationes y aniones son necesariamente iguales en principio. Una

diferencia entre los mismos estaría dando una medida de errores analíticos o sería

evidencia directa de la presencia de otras especies no tomadas en cuenta durante el

análisis, (Freile, 1980).

79

∑=

=n

iconversionFionLmgNaCldeEq

1

*)//(

La información validada fue organizada por pozo, fecha de toma de la muestra, fecha

de análisis, concentración de aniones y cationes, concentración de sólidos totales

disueltos (mg/L), pH, Rw @ temperatura de superficie (Ts).

Los análisis físico-químicos del agua de formación, validados, se reagruparon por

áreas y fechas, y para el cálculo de Rw original se seleccionaron las muestras tomadas

en fechas anteriores a la implementaciòn del proceso de recuperación secundaria

(inyección de agua).

Para el cálculo del valor de Rw se utilizó un formato de cálculo (.xls), este permitió a

partir de la concentración de iones y aniones, reducir la composición química de la

muestra de agua a una equivalente en cloruro de sodio (NaCl) por medio de unos

factores de conversión o factores multiplicadores, para determinar así la resistividad,

concentración de sólidos totales disueltos del agua de formación.

Para obtener la salinidad total del agua de formación en equivalentes de NaCl, se

sumaron las partes por millón de cada ión una vez multiplicados por su factor de

conversión correspondiente.

(4.14)

La concentración de sólidos totales disueltos se obtuvo al sumar las partes por millón

de los iones presentes en el agua de formación.

4.3.8.3 Métodos de clasificación

Luego de validar los análisis físico-químicos, se reagruparon según la función

(inyector o productor), para su posterior caracterización a través de los siguientes

métodos:

80

4.3.8.4 Diagramas de Stiff

Para la elaboración de este diagrama, el porcentaje de miliequivalentes de cationes se

representarán a la izquierda y los aniones a la derecha de una línea vertical. Los

valores se unen con líneas rectas para conformar una figura característica de cada tipo

de agua. La escala utilizada para cada ion debe ser cuidadosamente seleccionada

antes de iniciar la construcción de los gráficos, a su vez, la escala general del gráfico

puede ser lineal o logarítmica (Stiff y Davis, 1952).

La escala utilizada en este caso fue seleccionada de acuerdo a la concentración en

meq/L, de cada ion, considerando una escala de 1:10 para el Na+, Cl-, Ca++, HCO3-,

Mg++ y SO4=, y 1:1 para el Fe+ y CO3

= .

Se representaron en diagramas de Stiff (Figura 4.3) para cada una de las muestras y

se determinó la huella o patrón tipo por pozo de los productores e inyectores.

Figura 4.3 Diagrama de Stiff

-8.444 10Na-0.095 20Ca-0.033 30Mg

0 85.72 40 Fe1.0999 40CO30.0979 30 SO44.3548 20HCO33.4686 10Cl

80.31Balance 5.41

DIAGRAMA DE STIFF10

20

30

40

-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na15 1520 2010 105 5 0

81

4.3.8.5 Método de Sulin

Para clasificar las aguas de formación de acuerdo a su composición química, se

utilizó el sistema propuesto por Sulin, diferenciándolas en meteóricas y connatas.

a) Las aguas meteóricas contienen sulfato y bicarbonato, pero muy poco calcio

y magnesio. El sodio es el catión predominante, por tanto, los

miliequivalentes del sodio deben ser aproximadamente iguales a la suma de

los aniones. Según Sulin, en aguas meteóricas debe cumplirse la relación

Na+/Cl->1. Estas aguas pertenecen a la clase del sulfato de sodio si se cumple

la relación (Na+-Cl-)/SO4=/<1, ó pertenecen a la clase del bicarbonato de sodio

si esta relación es mayor que 1.

b) Las aguas connatas prácticamente no contienen sulfato ni bicarbonato; así

que el anión predominante es el cloruro. Para aguas connatas se cumple la

relación Na+/Cl- <1. Estas aguas pertenecen a la clase de cloruro de calcio si

se cumple la relación (Cl-Na+) / Mg++>1, ó pertenecen a la clase cloruro de

magnesio si esa relación es menor que 1.

4.3.9 Definición del patrón de agua de inyección del yacimiento C-4-X.46

Para establecer el patrón tipo del agua de inyección en este estudio se realizó una

distribución de frecuencia a manera de obtener el valor más probable de la

concentración de cada ión, con los datos de los diversos análisis físico-químicos

disponibles y validados previamente. Esta técnica de la estadística descriptiva

permitió mediante el ordenamiento sistemático de una colección de valores de una

variable dada, mostrar con exactitud una colección de información cuantitativa en una

82

forma más concisa y conveniente que la colección original, facilitando su

interpretación e indicando la frecuencia de ocurrencia de dichos valores.

Para construir la distribución de frecuencia se estableció el número de clases a

utilizar. En general, éste depende de la naturaleza de los datos y del propósito de

resumirlos. Sin embargo, algunas orientaciones útiles son: un número muy pequeño

de clases podría oscurecer los datos, mientras que un número muy grande no revelaría

ninguna información útil por el excesivo detalle. La regla de Sturges puede dar una

aproximación conveniente. Según ella:

( )NLogclasesdeNumero *3.31+= (4.15)

Donde:

N: es el número de datos disponibles.

Posteriormente, se determinó la amplitud de clase. Su valor aproximado se obtiene

así:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ −=

clasesdeNumeromenorValormayorValorClasedeAmplitud (4.16)

Se estableció el límite inferior de la primera clase, que corresponde al menor valor de

todos los datos. La frontera superior de la misma, se calculó de la siguiente manera:

ClasedeAmplitudferiorinFronterauperiorsFrontera += (4.17)

Los sucesivos límites inferiores y superiores, se obtuvieron sumando la amplitud de

clase a los precedentes límites o fronteras de la primera clase.

83

Graficando las marcas de clase frente a la probabilidad de cada intervalo, se

realizaron los histogramas de frecuencia a partir de los cuales se obtuvieron los

valores más probables de la concentración de cada ión (Figura 4.4).

A continuación se muestra la manera en la que fueron organizados los datos para

obtener los histogramas de frecuencia siguiendo los parámetros anteriormente

expuestos, tomando como ejemplo la concentración del sodio (Tablas 4.5 / 4.6).

Tabla 4.5 Concentración iónica del sodio para los pozos inyectores.

SODIO (mg/L) CLA-27: 1317.25

CL-59: 1363.97

CLA-112:1401.07

CLA-220: 1412.66

CL-247: 1416.78

CLA-365: 1431.66

CLA-374: 1520.43 CLA-385: 1619.59 CLA-384: 1657.24

Tabla 4.6 Parámetros estadísticos básicos del sodio para la elaboración del histograma de frecuencia

Límite Inferior Límite Superior Ni Ni Yi

1317.25 1400.25 2 2 1358.75

1400.25 1483.25 4 6 1442

1483.25 1566.25 1 7 1524.75

1566.25 1649.25 1 8 1607.75

1649.25 1732.25 1 9 1690.75

84

Figura 4.4 Histograma de frecuencia para el sodio

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

1400.251317.25

1483.251400.25

1566.251483.25

1649.251566.25

85

CAPITULO V ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS

5.1 Modelo Sedimentológico

El modelo sedimentológico permitió definir el ambiente, la geometría, orientación y

distribución de cada una de las unidades de interés (A-110-1, A-110-2, A-100-1,

A 100-2 y A-100-3); a partir de la información litológica de los núcleos, de la

interpretación de los análisis de muestras y de las respuestas de los perfiles de los

pozos del yacimiento C-4-X.46.

Para desarrollar este modelo se contó con la información proveniente de la

descripción macroscópica de los núcleos CLA-302, CLA-330 y CLA-345 del

yacimiento C-4-X.46 a los cuales se les tomó muestras para análisis palinológicos y

petrográficos.

5.1.1 Descripción de litofacies

Con base a la descripción macroscópica de los núcleos, se identificaron cuatro

litofacies arenosas (S3, S11, S1, S2), y dos facies limo-arcillosas (HL) / (Figura 5.1).

Se utilizó como patrón la nomenclatura “Maraven” para la identificación de las

mismas (Chacartegui y Delgado 1996).

86

Figura 5.1 Facies observadas en los núcleos de los pozo CLA-302, CLA-330 y CLA-345

A continuación se describen cada una de las facies encontradas en los intervalos más

productivos del miembro C-4-X.

5.1.1.1 Facies S3: Areniscas de grano medio y medio a grueso, bien escogida, color marrón oscuro, con

estratificación cruzada. Se observa principalmente a nivel del tope de las arenas

A-100-1 y A-100-2. Los cuerpos de mayor espesor comúnmente representan canales

distributarios fluviales y canales de marea. Aquellos de escaso espesor y que se

encuentran interestratificados dentro de intervalos con facies de menor calidad,

constituyen canales en la planicie de las mareas y ocurren principalmente en las

arenas de la parte media del miembro A110-1.

S3 S11 S1 S2 H

87

5.1.1.2 Facies S11: Areniscas de grano fino a medio, subangular a subredondeado, aspecto masivo, buen

escogimiento de color marrón claro y sin intercalaciones de lutita., algo calcárea. Se

presenta por debajo de la arena A-100-2 y constituye la facies predominante de

mayor calidad, distribuyéndose a lo largo de toda la columna y está asociada a

canales distributarios y canales de marea. Esta facies se observa en el núcleo

CLA-330 a profundidades entre 12338’- 12346´.

5.1.1.3 Facies S1: Arenisca de grano fino a medio, subangular a subredondeado, bien escogida, de color

gris oscura con abundantes intercalaciones de lentes continuos de lutita y con

estratificación cruzada e impregnación de hidrocarburos, esta facies está asociada a

canales distributarios. En el núcleo del pozo CLA-302 sólo se logró identificar un

intervalo de 1’ de esta facies.

5.1.1.4 Facies S2: Arenisca de grano muy fino a limolítico, subangular a subredondeada, muy bien

escogida, con intercalaciones de lentes de lutita en formas discontinuas y con

estratificación ondulada y estructura tipo flaser con alto contenido de cemento

calcáreo (calcita). Está presente principalmente en los intervalos heterolíticos del

miembro y está asociada a ambientes de planicies y deltas de marea así como a

márgenes de canales. Ocurre también interestratificada dentro de las arenas por

debajo de A100-1. (Figura 5.2).

88

Figura 5.2 Facies S2. Núcleo CLA-302 estratificación ondulada y estructura tipo flaser

5.1.1.5 Facies H:

Intercalación de areniscas y lutitas en proporciones variables. Las láminas de arenisca

son lenticulares, con rizaduras, laminación cruzada y estructuras de carga. Esta facies

representa la transición entre dos facies y está asociada principalmente a ambientes de

planicie de mareas o deltáica.

89

5.1.1.6 Facies L:

Lutita gris oscuro, muy finamente laminada, con escasas intercalaciones locales de

lentes limolíticos.

5.2.1 Petrografía del Miembro C-4-X

5.2.1.1 Análisis petrográficos:

Para el estudio petrográfico se analizaron seis muestras de secciones finas a

diferentes profundidades pertenecientes a los núcleos de los pozos CLA-302,

CLA-330 y CLA-345. Estas profundidades marcan los topes y bases de los

intervalos del miembro C-4-X.

5.2.1.2 Mineralogía del pozo CLA-330

a) Análisis del porcentaje de grano, matriz y cemento

Tomando en cuenta las facies en el núcleo del pozo CLA-330, se tomaron dos

muestras a diferentes profundidades para realizar los análisis petrográficos. Los

resultados se muestran en la Tabla 5.1.

90

Tabla 5.1 Porcentaje de grano, matriz y cemento, pozo CLA-330

POZO CLA-330 PORCENTAJE DE GRANO PORCENTAJE GRANO MATRIZ Y CEMENTO

M Profundidad Facies Cuarzo Feldespatos Fragmentos de roca Grano Matriz Cemento

01 12275 S 3 88,6 1,1 10,3 88,9 0,0 11,1

02 12406 S 2C 79,1 4,5 16,4 70,8 0,0 29,2

b) Análisis por Difracción de Rayos X

Se analizaron dos muestras (01 y 02), las cuales arrojaron el siguiente resultado:

Muestra Nº 01: Cuarzo (98%) y arcilla (2%)

Muestra Nº 02: Cuarzo (76%), calcita (26%) y 2% (arcilla)

A continuación se muestra la Tabla 5.2 con los resultados obtenidos:

Tabla 5.2 Análisis Difracción por Rayos X y composición total, pozo CLA-330

DIFRACCIÓN DE RAYOS X / COMPOSICIÓN TOTAL DE LA ROCA (PESO %)

M Profundidad Cuarzo Feldespato Potásico Plagioclasa Calcita Dolomita Siderita Pirita Arcilla

01 12275 (A-100-3) 98,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 2,0

02 12406 72,0 0,0 0,0 26,0 0,0 0,0 0,0 2,0

91

c) Porcentaje de arcillas y porosidad

Los resultados de estos análisis realizados a las muestras 01 y 02 se muestran en la

Tabla 5.3.

Tabla 5.3 Abundancia relativa de las arcillas y porcentaje de porosidad, pozo CLA-330

ABUNDANCIA RELATIVA DE ARCILLAS (NORMALIZADA A 100%) POROSIDAD (%)

M Profundidad Ilita Caolinita Clorita Ilita/Smectita Intergranular Móldica Total

01 12275 12,0 75,0 13,0 0,0 16,4 0,8 17,2

04 12406 7,0 76,0 17,0 0,0 0,0 0,0 0,0


a) Análisis del porcentaje de granos, matriz y cemento


muestras a diferentes profundidades para realizar los análisis petrográficos. Los

resultados se muestran en la Tabla 5.4.

Tabla 5.4 Porcentaje de grano, matriz y cemento, pozo CLA-302


M Profundidad Intervalo Facies Cuarzo Feldespatos Fragmentos

de roca Grano Matriz Cemento

01 12540 S 3 75,8 1,5 22,7 82,8 0,0 17,2

02 12646 S 3 82,8 3,8 13,4 77,3 0,0 22,8

92


Se analizaron las muestras 01 y 02 las cuales arrojaron el siguiente resultado:

Muestra Nº 01: Cuarzo (97%), dolomita (1%) y arcilla (2%)

Muestra Nº 02: Cuarzo (88%), plagioclasa (1%), siderita (3%) y 8% (arcilla)





01 12540 97,0 0,0 0,0 0,0 1,0 0,0 0,0 2,0

02 12646 88,0 0,0 3,0 0,0 0,0 10,0 0,0 8,0


Los resultados de estos análisis realizados a las muestras 01 y 02 se muestran en la

Tabla 5.6.


ABUNDANCIA RELATIVA DE ARCILLAS (NORMALIZADA A 100%) POROSIDAD (%)

M Profundidad Ilita Caolinita Clorita Ilita/Smectita Intergran. Intragran. Móldica Total

01 12540 13,0 66,0 9,0 12,0 4,4 0,0 0,4 4,8

02 12646 20,0 21,0 2,0 57,0 14,8 0,0 4,0 18,8

93


a) Análisis del porcentaje de granos, matriz y cemento


muestras a diferentes profundidades para realizar estos análisis. Los resultados se

muestran en la Tabla 5.7.

Tabla 5.7 Pocentaje de grano, matriz y cemento, pozo CLA-345


M Profundidad Intervalo Facies Cuarzo Feldespatos Fragmentos

de roca Grano Matriz Cemento

01 12206 (A-100-2) S 3 91,2 1,2 7,6 85,6 0,0 14,4

02 12252 (A-100-1) S11 90,1 1,2 8,7 86,8 0,0 13,2


Se analizaron las muestras 01 y 02 las cuales arrojaron el siguiente resultado:




94




01 12206 98,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 2,0

02 12252 98,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 2,0


Los resultados de estos análisis realizados a las muestras 01 y 02 se muestran en las

Tablas 5.9 / 5.10.


ABUNDANCIA RELATIVA DE ARCILLAS (NORMALIZADA A 100%)

M Profundidad Ilita Caolinita Clorita Ilita/Smectita

01 12206 13,0 61,0 9,0 17,0

02 12252 8,0 61,0 5,0 26,0


POROSIDAD (%)

M Profundidad Intergranular Intragranular Sobre Crecimiento Móldica Total

01 12206 7,6 0,4 10,4 1,2 19,6

02 12252 5,2 0,0 7,6 5,6 18,4

95

En resumen, el resultado del análisis petrográfico realizado a los núcleos de los

pozos CLA-330, CLA-302 y CLA-345 nos indica que la composición mineralógica

del miembro C-4-X del yacimiento C-4-X.46 es una arenisca sublitarenita, de grano

medio a fino y grano grueso, constituida principalmente por cuarzo en un intervalo

de 76 a 90%, de tipo monocristalino y en menor proporción policristalino.

.

Los minerales de feldespato son plagioclasas y feldespato potásico, los cuales se

encuentran parcialmente corroídos o completamente disueltos, dando como resultado

una porosidad intergranular por disolución de granos.

Los cementos en las areniscas generalmente son de dos tipos, cemento de cuarzo y

cemento carbonático, por la presencia de caolinita, clorita y siderita las cuales están

rellenando poros secundarios.

La densidad de matriz más representativa es de 2.65 gr/cc, que hace referencia a una

matriz de cuarzo, con predominio de porosidades intergranular (6 y 10%) y móldica

(2 y 4%), con cemento calcáreo, posiblemente por la presencia de siderita, dolomita y

calcita, en las muestras analizadas, en un rango de 13 a 22%. Los fragmentos de

rocas varían entre 8 a 21% y los feldespatos en un intervalo de 1 a 5 %,

En cuanto al contenido de arcillas en la roca los resultados indican que hay

predominio de la caolinita en un rango de 43 a 75 %, con presencia de otras arcillas,

tales como, ilita /smectita entre 21 y 34%, ilita entre 9 y 17% y clorita en un rango

de 5 y 15%.

96

5.1.1.9 Análisis palinológicos Para la realización de estos análisis se tomaron dos muestras pertenecientes a los

núcleos de los pozos CLA-302 y CLA-330 las cuales arrojaron el siguiente resultado:

a) Núcleo CLA-302: Se tomó la muestra a 12383’ 4”

b) Núcleo CLA-330: Se tomó la muestra a 12202’

El contenido floral fue bastante representativo en la mayoría de las muestras

análizadas, permitiendo establecer la zonación palinológica. Con base en la

ocurrencia de indicadores se pudieron identificar las siguientes zonas palinológicas:

a) POZO CLA-302

Zonación Palinológica y edad: Intervalo: 12383´4´´

Basándose en la ocurrencia del tipo Echitriporites trianguliformis Van Hoeken-

Klinkenberg,. se identifica la zona 20 Bombacacidites soleaformi (equivalente a la

zona N6) de edad Eoceno medio.

b) POZO CLA-330

Zonación Palinológica y edad: Intervalo: 12202´

Es una muestra rica en palinomorfos. Con base en la ocurrencia del tipo

Echitriporites trianguliformis Van Hoeken-Klinkenberg, se identifica la zona 20

Bombacacidites soleaformi (equivalente a la zona N6) de edad Eoceno medio.

97

5.2.5. Edad del miembro C-4-X

La edad cronoestratigráfica se determinó basándose en la identificación de zonas

palinológicas; empleando para ello la zonación de Muller y otros (1987), en la Figura

5.3, se presenta esta zona y su equivalencia aproximada con la zonación de Maraven,

S.A. (antigua filial de PDVSA).

98

Figura 5.3 Zonación palinológica utilizada para la Cuenca de Maracaibo y su correspondencia con la del norte de Suramerica y la escala cronoestratigrafica, basado en Muller y otros (1987)

99

Los análisis palinológicos efectuados a los núcleos CLA-330 y CLA-302 permitieron

una reconstrucción cronoestratigráfica y paleoambiental del miembro C-4-X,

basándose en la ocurrencia de indicadores como la presencia de organismos marinos

tales como Echitriporites trianguliformis. Geocronológicamente, se interpretó como

depositado en el Eoceno Medio con edad de 55-54 millones de años. Basándose en

las palinofacies establecidas en el área estudiada, se determinaron los ambientes de

sedimentación tipo llanura costera superior (zona de cinturón de marea, marismas y

lagunas de aguas frescas).

La descripción macroscópica de los núcleos permitieron interpretar que el miembro

C-4-X de la Formación Misoa consiste de intercalaciones muy heterogéneas de

areniscas limpias y areniscas impuras con lutitas, depositadas en un frente deltaíco

correspondiente a llanuras deltaícas media / baja, lo cual favorece a la formación de

yacimientos que presentan continuidad en los paquetes arenosos. Dicha continuidad

influye directamente en la transmisibilidad tanto vertical como horizontal de los

fluidos.

5.2 Ambientes sedimentarios para el miembro C-4-X

5.2.1 Asociaciones de facies

. A partir de la asociación de facies definidas en el análisis de los núcleos de los pozos

CLA-302, CLA-330 y CLA-345 se interpretó para el miembro C-4-X, un ambiente

de sedimentación de llanura deltáica en donde se reconocen depósitos de canales

distributarios, canales de marea, barras de desembocadura y bahías interdistributaria,

documentados por las siguientes evidencias provenientes de la descripción

sedimentológica:

100

♦ Estructuras sedimentarias tales como: superficies o zonas de reactivación con

abundantes clastos de lutitas.

♦ Las areniscas presentan bioturbación del tipo phiomorfa, planolites y

teichichnum.

♦ Estructuras sedimentarias del tipo minirizaduras y estratificación cruzada

bidireccional.

♦ Intercalaciones heterolíticas variadas muy bioturbadas, con lentículas de arenisca

que presentan laminaciones cruzadas pequeñas con minirizaduras bidireccionales.

A continuación se presenta, en orden ascendente, el resultado de las asociaciones de

facies interpretadas para los intervalos A-110-1, A-110-2, A-100-1, A-100-2 y

A-100-3 del miembro C-4-X.:

5.2.1.1 Intervalo A-110-1:

El intervalo A-110-1 esta constituido principalmente por canales distributarios con

dirección suroeste-noreste, la misma de la sedimentación, barras de desembocaduras

paralelas a los canales y bahías interdistibutarias (Figura 5.4).

101

Figura 5.4 Mapa de facies para el intervalo A-110-1

5.2.1.2 Intervalo A-110-2: El intervalo A-110-2 presenta predominio de canales distributarios en dirección

suroeste-noreste y noreste-suroeste, barras de desembocadura paralelas a los canales,

indicando que el delta está dominado por mareas y bahías interdistributarias

influyendo preferencialmente en la dirección de drenaje de los yacimientos. La

dirección de sedimentación predominante de los canales distributarios es noreste-

suroeste (Figura 5.5).

- -

LEYENDA

ESCALA GRÁFICA

Dirección principal de sedimentación

MAPA DE FACIES INTERVALO A-110-1




INYECCIÓN DE AGUA EN LAS ARENISCAS DEL MIEMBRO C4X, YACIMIENTO C4X.46, CAMPO CENTRO LAGO


AUTOR:

Maritza B. García

REVISADO POR:

Dra. Olga Rey

ESCALA HORIZONTAL

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U.T.M

- -

LEYENDA

ESCALA GRÁFICA








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102

Figura 5.5 Mapa de facies para el intervalo A-110-2.

5.2.1.3 Intervalo A-100-1:

El intervalo A-100-1 está representado por canales distributarios con una dirección de

depositación preferencial hacia el noreste, barras de desembocaduras y barras de

meandros (Figura 5.6).

LEYENDA

LEYENDA


ESCALA GRÁFICA







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Maritza B. García

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LEYENDA

LEYENDA










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103


5.2.1.4 Intervalo A-100-2:

El intervalo A-100-2 está constituido principalmente por canales distributarios con

dirección noreste-suroeste y barras de desembocadura, las cuales se encuentran

perpendiculares a estos canales, siendo uno de los más prospectivos del campo

(Figura 5.7).

ESCALA GRÁFICA

LEYENDA

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104


5.2.1.5 Intervalo A-100-3:

El intervalo A-100-3 esta constituido por sedimentos depositados en una fase

transgresiva donde se observa un aumento relativo del nivel del mar con poco aporte

de sedimentos. Presenta pocos cuerpos arenosos y está constituido principalmente por

bahías interdistributarias y barras de desembocadura, el mismo se considera poco

prospectivo con relación a los otros intervalos (Figura 5.8).

ESCALA GRÁFICA

LEYENDA








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Maritza B. García

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LEYENDA


LEYENDA









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105

Figura 5.8 Mapa de facies para el intervalo A-100-3 Del análisis de facies realizada a los núcleos de los pozos CLA-302, CLA-330, y

CLA-345 se obtuvieron los siguientes resultados:

a) En los intervalos A-110-1 y A-110-2 hay predominio de las facies S3 S2 y S1

b) En los intervalos A-100-1 y A-100-2. hay predominio de las facies S3 y S11

En las Figuras 5.9, 5.10, 5.11 y 5.12, se muestra en el Núcleo CLA-302, la

distribución en porcentaje de las litofacies para los intervalos A-110-1, A-110-2,

A100-1 y A-100-2 los cuales son los más prospectivos del miembro C-4-X del

yacimiento C-4-X.46.

ESCALA GRÁFICA

LEYENDAUNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELA

FACULTAD DE INGENIERÍAESCUELA DE GEOLOGÍA, MINAS Y GEOFÍSICA





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LEYENDALEYENDAUNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELA

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106

Figura 5.9 Distribución de facies en el intervalo A-110-1

Figura 5.10 Distribución de litofacies en el intervalo A-110-2


S2 = 25%

S

H = 11%

S3 = 19%

S1 = 4%

11 = 21%

Distribución de litofacies A-110-1

S 11 = 6%

S3 = 31%

S1 = 38%

H = 25%


107



S 3 = 41%

S1=14%

S 11 = 45%


-

S

= 2%

1 =3%

S S 11 = 18%

3

Distribución de Litofacies A-100-2

2

=75%

L =

S

2%

108

5.3 Asociación de facies entre los pozos productores y los inyectores en el

miembro C-4-X

Tomando en cuenta las diferentes facies descritas en los núcleos de los pozos

CLA-302, CLA-330 y CLA-345, los intervalos abiertos a producción de los pozos

productores, los intervalos de inyección de los pozos inyectores (Tabla 5.11/

Tabla 5.12), los registros de producción (plt), el histórico de producción de cada

pozo, la continuidad lateral de las arenas y la cementación de de cada uno de ellos,

así como también, los diagramas de Stiff generados en este estudio, se presentan

los resultados obtenidos : .

109

Tabla 5.11 Resultados de la concentración de las distintas especies aniónicas y catiónicas de las

muestras representativas, expresadas en mg/L ó ppm, para los pozos productores

Pozo Zona

Productora

Na+

Ca++ Mg++ Cl- SO4= HCO3

- CO3=

CL-25 A(100-110-120) 1604.66 54.08 14.8 1978 65 1011 0

CL-28 A(100-110-120) 864.95 21.25 17.73 1176.00 113.10 281.70 0

CL-58 A(100-110) 1748.71 20.15 2.5 1258 210.2 2242 20.12

CL-117 A(100-110-120) 1420.5 107.01 26.25 1978 29.32 786.2 0

CL-118A A(100-110-120) 1695.94 20.44 0.87 1039 32.5 2716 10.92

CL-143 A-100. 2050.29 23.78 4.33 827.4 182.8 3755 61.2

CL-150 A-110 1886.41 9.86 3.79 1343 3.6 2727 6.24

CL-216 A(100-110-120) 1581.49 47.13 0.51 1600 32.6 1336 104.4

CL-250 A(100-110-120) 1621.13 19.24 2.62 794.2 20.85 2926 27

CL-263 A-(100-110) 1647.79 30 10.94 1889.17 450.1 695.4 0

CL-266 A-110 1691.42 29.88 2.8 753.7 0 3070 111.6

CL-272 A(100-110-120) 1391.56 71.54 6.63 1700 53.3 903.77 23.16

CL-323 A(110-120) 1976.44 13.95 8.89 1023 0 3572 0

CL-343 A(100-110) 1542.95 67.82 41.56 1790 119.36 1253 12.24

CL-349 A-110 1889.78 11.11 10.13 1212.36 120.20 28.60 0

CL-353 A(100-110-120) 1869.85 122 1.27 1183 166.9 3038.04 26.76

CL-357 A(100-110) 2106.68 23.99 2.3 1286 76.8 2750 302.4

CL-33 A(100-110-120) 1735.45 24.77 6.41 1842 73.74 1407 21

CLA-61 A(100-110) 1393.55 50 12.16 1309.42 411.4 1134.6 0

CLA-115 A-100 1882.64 21.46 4.72 893.5 252.9 3107 58.8

110

Tabla 5.12 Resultados de los análisis físico-químicos expresados en mg/L ó ppm de los pozos inyectores muestreados

Pozo Zona

Ynyectora Na+ Ca++ Mg++ Cl- SO4

= HCO3- CO3

=

CL-24

A(100-110-120) 1401.07 239.2 151.46 2603 456.4 147.6 0

CL-59

A(100-110-120) 1363.97 104.6 188.09 2446 403.2 161 0

CLA-112

A(100-110-120) 1416.78 67.97 240.66 2616 431 125.7 0

CLA-220

A(100-110-120) 1431.66 238.4 95.06 2330 585.6 248.9 0

CL-247

A(100-110-120) 1619.59 56.18 197.91 2803 403.2 126.9 0

CLA-365

A(100-110-120) 1412.66 87.75 221.01 2582 450.7 109.8 0

CLA-374

A(100-110-120) 1520.43 83.75 239 2748 505.8 118.3 0

CL-385

A(100-110-120) 1657.24 50.5 198.42 2729 527.3 181.8 0

CLA-384

A(100-110-120) 1317.25 143.7 149.93 2444 265.6 142.7 0

ENT. FILTROS

- 1396.32 65.65 239.64 2532 481.9 139.1 0

TQ. COMP.

- 1332.86 77.86 170.86 2282 460.8 119.6 0

111

Para definir el patrón del agua de inyección, con los diversos análisis físicoquímicos

previamente validados y mediante los cálculos estadísticos; se obtuvo el valor más

probable de la concentración de cada ion, los valores obtenidos se presentan en la

Tabla 5.13.

Tabla 5.13 Concentración iónica del patrón tipo de los pozos inyectores del yacimiento C-4-X.46

Concentración Iónica

Na+

Ca++ Mg++ Cl- SO4= HCO3

- CO3=

Patrón pozo inyector 1442 74 185 2618 460 127 0

• POZO CL-117:

Pertenece al patrón de inyección CLA-374, conjuntamente con los pozos CL-263,

CL-216 y CL-25.

El análisis de producción e inyección indica que para el año 1997, cuando comenzó a

inyectar el CLA-374, el corte de agua y sedimento incrementó drásticamente en este

pozo de 5% a 80% aproximadamente (Anexo XIV). Al cotejar el diagrama de Stiff

con el patrón de los pozos inyectores (Ver figura 5.13), se puede observar que el agua

producida por el pozo CL-117, es agua de inyección; ya que las características

químicas de la misma son similares a las del patrón asociadas a la del pozo inyector.

En la sección estructural entre el pozo productor e inyector (Figura 4.2), se puede

apreciar la comunicacion lateral entre las arenas. El pozo CLA-374 está inyectando

en las arenas A-110-1, A-110-2, A-100-1 y A-100-2, de acuerdo al registro de

inyección del año 2001 existen salidas de agua en los intervalos 12100’-12109’

112

(34%), 12220’-12223’ (22%) y 12260’-12304’ (44%); sin embargo, desde las

perforaciones 12095’-12138’, se observan canalizaciones hasta 12040’.

El pozo CL-117 produce de las mismas arenas, aunado a esto, el perfil de producción

reciente del pozo (año 2004), reporta que la mayor producción de agua (446 BAPD)

proviene de la profundidad de 12060’-12090’ y pertenece al intervalo A-100-2.

Este análisis refleja la canalización del agua o efecto de adedamiento en esta arena,

haciendo notable la invasión del agua inyectada en el pozo CL-117, por el pozo

inyector CLA-374 (Figura 5.14).

Figura 5.13. Comparación del diagrama de Stiff del pozo CL-117 (productor) y el patrón generado para los pozos inyectores

-5.521 10 Na-0.449 20 Ca-0.14 30 Mg

0 61.11 40 Fe0 40 CO3

1.0643 30 SO41.6796 20 HCO33.3667 10 Cl

61.11Balance 0.00

DIAGRAMA DE STIFF10

20

30

40

-20 -15 -10 - 5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na15 1520 2010 10 5 5 0

-6.27 10 Na-0.369 20 Ca-1.521 30 Mg

0 81.61 40 Fe0 40 CO3

0.9577 30 SO40.2082 20 HCO37.3828 10 Cl

85.49Balance -3.88

DIAGRAMA DE STIFF10

20

30

40

-20 - 15 - 10 -5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na15 1520 2010 10 5 5 0

POZO CL-117

113

Figura 5.14 Canalización del agua en el intervalo A-100 del pozo CL-117 inyectada por el pozo CLA-374

• POZO CL-25:

Corresponde a los patrones: CLA-374, CLA-372 y CLA-363. Desde el punto de vista del comportamiento de producción este pozo ha mostrado

gran reacción a la inyección. Esta influencia se comenzó a sentir a partir de 1997

cuando empezó la inyección de los pozos CLA-374 y CLA-372, lo cual se corrobora

con el gráfico de producción, donde el corte de agua y sedimento aumentó de 10 a 80

% (Anexo XV), mientras que la producción neta se mantiene baja. Para el año 2004 la

producción del pozo CL-25 era de 137 BBPD 16 BNPD y 88 % AyS.

ANÁLISIS DE REGISTROS DE PRODUCCIÓN CLA-374 CL-117

INYECTORINYECTOR PRODUCTORPRODUCTOR

12060’ 12090’

12100’ 12109’ A-100

A-110

A-120

IRRUPCIÓN PREMATURA, PREFERENCIALMENTE EN EL INTERVALO A-100

114

El diagrama de Stiff, arroja para este pozo, un patrón muy similar al de los pozos

inyectores, con lo que se infiere que el agua producida está directamente influenciada

por la inyección de los pozos CLA-372 y CLA-374 (Figura 5.15).

A través de la sección estructural realizada para el pozo CL-25 con los pozos

inyectores CLA-372 y CLA-374 se observó que existe buena comunicación lateral

entre las arenas de los mismos (Anexo XVI).

A través del registro de inyectividad del pozo CLA-372 (año 2000), se determinó que

las perforaciones 12274’-12346’ son las de mayor absorción del caudal inyectado,

las cuales corresponden a las arenas A-110-1; de igual manera, el registro de

inyectividad del pozo CLA-374 indica canalización para el intervalo 12095’-12138’

hasta 12040’, lo que permite inferir que estos influyen directamente en la producción

de agua que presenta el pozo CL-25, observándose canalización en el lente superior

(A-100-2) el cual presenta además mala cementación.

Figura 5.15 Comparación del diagrama de Stiff del pozo CL-25 (productor) y el patrón generado para los pozos inyectores

• POZO CL-216:

Forma parte de los patrones CLA-374, CLA-372, CL-24 y CL-339.

-6.27 10 Na-0.369 20 Ca-1.521 30 Mg

0 81.61 40 Fe0 40 CO3

0.9577 30 SO40.2082 20 HCO37.3828 10 Cl

85.49Balance -3.88

DIAGRAMA DE STIFF10

20

30

40

-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na15 1520 2010 10 5 5 0

-6,977 10 Na-0,27 20 Ca-0,122 30 Mg

0 73,69 40 Fe0 40 CO3

0,1353 30 SO41,657 20 HCO35,578 10 Cl

73,7Balance -0,01

DIAGRAMA DE STIFF10

20

30

40

- 20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na15 1520 2010 10 5 5 0

POZO CL-25

115

Según la caracterización del agua producida a través del diagrama de stiff arrojó

como resultado que el patrón generado por el mismo no coincide con el patrón de los

pozos inyectores, indicando que el agua producida no es generada por dichos pozos

(Figura 5.16).

El comportamiento de producción del pozo CL-216, con respecto a los pozos

inyectores, muestra que la producción de agua era baja (5%) hasta el año 2003

cuando incrementó abruptamente al 50% (Anexo XVII); sin embargo, la inyección de

agua en los pozos comenzó para el año 1997, sin observarse ningún efecto inmediato

en la producción del mismo, la cual se ubica en 446 BBPD y 212 BNPD con 52 %

AyS, para el año 2004.

El registro de producción existente para el año 1998 del pozo CL-216, indica que el

mayor aporte de agua proviene del intervalo de fondo a 12370’ ubicado en la arena

A-120-2, y de 12370’ a 12232’ la fase continúa es petróleo. Aunado a esto el análisis

del registro de inyectividad del pozo CLA-372 del año 2000, indica que las

perforaciones 12274’-12346’ son las de mayor absorción del caudal inyectado las

cuales corresponden a las arenas A-110-1. Al correlacionar el pozo CL-216 con el

inyector CLA-372 y CL-339, se puede apreciar que los intervalos inyectores de agua

no presentan continuidad con el intervalo productor de la misma (Anexo XVIII).

Considerando que a nivel del miembro C-5 existe un acuífero de fondo activo y que

el yacimiento C-4-X.46 está limitado por un contacto agua petróleo (CAP) a 12500’,

es probable que el mismo progresara y se canalizara por problemas de mala

cementación en el pozo CL- 216.

116


• POZO CL-263:

Este pozo pertenece a los patrones de inyección conformado por los pozos CLA-374

y CL-339.

El análisis de agua realizado a este pozo evidenció que el patrón de agua del mismo

coincide con el patrón de agua de los pozos inyectores, lo que indica que el pozo esta

directamente influenciado por el agua de inyección (Figura 5.17)

El registro de inyectividad del pozo CLA-374 indica canalización para el intervalo

12095’-12138’ hasta 12040’. Igualmente, a través de la sección estructural se

demuestra la comunicación lateral entre las arenas A-100-3 y A-100-2 del pozo

CL-263 con el inyector CLA-374 donde se observa el efecto de canalización (Anexo

XIX).

El análisis de producción indica que para el año 1997 cuando comenzó la inyección

del pozo CLA-374, éste no afectó de inmediato la producción del pozo productor sino

1

-6,876 10 Na-0,235 20 Ca-0,042 30 Mg

0 71,16 40 Fe3,4797 40 CO30,6787 30 SO42,1897 20 HCO34,512 10 Cl

71,18Balance -0,02

DIAGRAMA DE STIFF10

20

30

40

-20 - 15 -10 -5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO

CO3

SO4

Na15 1520 2010 10 5 5 0

-6.27 10 Na-0.369 20 Ca-1.521 30 Mg

0 81.61 40 Fe0 40 CO3

0.9577 30 SO40.2082 20 HCO37.3828 10 Cl

85.49Balance -3.88

DIAGRAMA DE STIFF10

20

30

40

-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na15 1520 2010 10 5 5 0

POZO CL-216

117

hasta el año 2000, donde el corte de agua incrementa progresivamente hasta ubicarse

en 40%, para el año 2004 la producción era de 220 BBPD y 65 BNPD con 40% AyS.


• POZO CL-272:

Los patrones de inyección de los cuales forma parte son: el pozo CLA-372 y pozo

CL-24.

Del análisis de agua realizado a este pozo, se evidenció que el agua producida está

influenciada por la inyección del patrón del pozo CLA-372. En la Figura 5.18 se

muestra como el diagrama de Stiff del pozo CL-272, coincide con el patrón tipo

generado para los pozos inyectores.

El comportamiento de producción de este pozo indica que desde el inicio de su vida

productiva el corte de agua era bajo, este aumentó a partir del año 2001 cuando

reporta 60% AyS (Anexo XX). Considerando que la inyección del pozo CLA-372,

comenzó a partir de 1997, se infiere que éste no presentó influencia inmediata en la

producción del pozo.

-6.27 10 Na-0.369 20 Ca-1.521 30 Mg

0 81.61 40 Fe0 40 CO3

0.9577 30 SO40.2082 20 HCO37.3828 10 Cl

85.49Balance -3.88

DIAGRAMA DE STIFF10

20

30

40

-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na15 1520 2010 10 5 5 0

-5,545 10 Na-0,438 20 Ca-0,131 30 Mg

0 61,14 40 Fe0 40 CO3

0,2194 30 SO40,969 20 HCO34,9265 10 Cl

61,15Balance -0,01

DIAGRAMA DE STIFF10

20

30

40

- 20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO

CO3

SO4

Na15 1520 2010 10 5 5 0

POZO CL-263

118

La sección estructural del pozo CL-272 con los pozos inyectores CL-24 y CLA-372

muestra una excelente continuidad en las arenas A-110-1 para ambos pozos (Anexo

XXI). El perfil de inyección de agua del pozo determinó que el intervalo 12274’-

12346’, absorbe el mayor porcentaje del caudal inyectado (arenas A-110-1) lo que

permite evidenciar que existe una canalización en dicho intervalo.


• POZO CLA-61:

Este pozo pertenece al patrón CLA-364, CLA-366 y CLA-365.

Al estudiar el comportamiento de producción del pozo con respecto a la inyección de

los patrones a los cuales pertenece, se pudo apreciar que el pozo presentaba bajo corte

de agua desde 1990, aumentando a 60% en 1997 cuando comienza la inyección a

través de los patrones establecidos (Anexo XXII).

Para el momento de este estudio, el pozo presentaba un 90% AyS con una producción

de 1334 BBPD y 132 BNPD. El patrón de agua de este pozo coincidió con el patrón

tipo de los pozos inyectores lo que indica que el agua producida actualmente es agua

de inyección (Figura 5.19).

-6,051 10 Na-0,357 20 Ca-0,055 30 Mg

0 64,62 40 Fe0,7719 40 CO30,111 30 SO41,4813 20 HCO34,794 10 Cl

64,63Balance -0,01

DIAGRAMA DE STIFF10

20

30

40

-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na15 1520 2010 10 5 5 0

-6.27 10 Na-0.369 20 Ca-1.521 30 Mg

0 81.61 40 Fe0 40 CO3

0.9577 30 SO40.2082 20 HCO37.3828 10 Cl

85.49Balance -3.88

DIAGRAMA DE STIFF10

20

30

40

-20 - 15 -10 -5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na15 1520 2010 10 5 5 0

POZO CL-272

119

Una revisión de los registros de producción e inyección, reportó que para el pozo

inyector CLA-366 el intervalo 12202’-12240’, admite el 100% del total del agua

inyectada, por lo tanto la arena A-100-2 es la mejor receptora de la inyección. De

igual manera el inyector CLA-365 indica que el intervalo 12262’-12280’

pertenciente a la arena A-100-2 toma el 96% del agua inyectada.

A través de la sección estructural del pozo CLA-61 realizada con los inyectores del

patrón, se puede observar la continuidad entre las arenas (Anexo XXIII),

favoreciendo la canalización del agua.

Tomando en cuenta que el registro de producción del pozo CLA-61 corrido en el año

2000, arrojó como resultado que el intervalo 12286’-12298’ ubicado en la arena

A-100-2, produce el 84 % de agua, pudiéndose notar la influencia directa de estos

inyectores en la producción del pozo CLA-61.

Figura 5.19 Comparación del diagrama de Stiff del pozo CLA-61 (productor) y el patrón generado para los pozos inyectores

-6,8038 10 Na-0,3265 20 Ca-0,7196 30 Mg

0 40 Fe0 40 CO30 30 SO4

2,0602 20 HCO35,1437 10 Cl

DIAGRAMA DE STIFF

10

20

30

40

-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na15 1520 2010 10 5 5 0

-6.27 10 Na-0.369 20 Ca-1.521 30 Mg

0 81.61 40 Fe0 40 CO3

0.9577 30 SO40.2082 20 HCO37.3828 10 Cl

85.49Balance -3.88

DIAGRAMA DE STIFF10

20

30

40

-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na15 1520 2010 10 5 5 0

POZO CLA-61

120

• POZO CL-33:

La producción de este pozo está afectada por la inyección de los pozos CL-6,

CLA-366 y CLA-364, patrones a los cuales pertenece.

La caracterización de agua realizada a través del diagrama de Stiff, indicó que el

agua producida se asemeja al patrón definido para los pozos inyectores, haciendo

notar que el agua producida es producto de la inyección de agua de los patrones a los

cuales pertenece (Figura 5.20). En el Anexo XXIV se muestra una sección estructural

donde se aprecia la continuidad lateral entre las arenas notándose que existe

comunicación entre estos pozos.

El comportamiento de producción del mismo indica una influencia directa de los

pozos inyectores vecinos en su producción (Anexo XXV), ya que cuando comenzó la

inyección de éstos, el corte de agua y sedimento aumentó progresivamente

ubicándose en 52% con 1116 BBPD Y 529 BNPD, para el año 2004.


-6.27 10 Na-0.369 20 Ca-1.521 30 Mg

0 81.61 40 Fe0 40 CO3

0.9577 30 SO40.2082 20 HCO37.3828 10 Cl

85.49Balance -3.88

DIAGRAMA DE STIFF10

20

30

40

-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na15 1520 2010 10 5 5 0

-7,546 10 Na-0,124 20 Ca-0,053 30 Mg

0 77,22 40 Fe0,6999 40 CO30,1535 30 SO42,3061 20 HCO35,1944 10 Cl

77,24Balance -0,02

DIAGRAMA DE STIFF10

20

30

40

- 20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na15 1520 2010 10 5 5 0

POZO CL-33

121

• POZO CL-28:

Pertenece al patrón CL-393, su histórico de producción indica un incrementó del

corte de agua para 1992 la cual se ubica para el año 2005 en 60%. (Anexo XXVI). La

caracterización a través del diagrama de Stiff, evidenció la influencia del agua de

inyección, debido a que el patrón obtenido fue similar al patrón definido para los

pozos inyectores (Figura 5.21). Igualmente, la sección estructural muestra buena

continuidad lateral de las arenas del pozo CL-28 con las arenas del pozo inyector

CL-393 (Ver Anexo XXVII).

El pozo CL-28 produce de las arenas A-110-1, A-110-2, A-100-2 y A-120, estas

arenas muestran continuidad con las arenas de los intervalos perforados 12294’-

12314’, 12362’-12376’, 12388’-12398’ y 12406’-12426’ del pozo CLA-393, los

cuales se ubican en la arena A-120. Estos son los que están recibiendo el mayor

porcentaje de agua inyectada, por lo que se concluye que el agua producida del CL-28

es agua de inyección.


-3.761 10 Na-0.106 20 Ca-0.146 30 Mg

0 40.13 40 Fe0 40 CO3

0.2355 30 SO40.4617 20 HCO33.3163 10 Cl

40.14Balance -0.01

DIAGRAMA DE STIFF10

20

30

40

-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na15 1520 2010 10 5 5 0

-6.27 10 Na-0.369 20 Ca-1.521 30 Mg

0 81.61 40 Fe0 40 CO3

0.9577 30 SO40.2082 20 HCO37.3828 10 Cl

85.49Balance -3.88

DIAGRAMA DE STIFF10

20

30

40

-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na15 1520 2010 10 5 5 0

POZO CLA-28

122

• POZO CL-357:

Este pozo pertenece al patrón de inyección del CL-6, su comportamiento de

producción indica que cuando comenzó la inyección del pozo inyector CL-6 en el año

1997, el pozo productor CL-357 ya presentaba alto corte de agua desde el inicio de su

vida productiva (Anexo XXVIII).

El patrón obtenido de acuerdo a su caracterización no se asemeja al patrón definido

para los pozos inyectores, por lo tanto se puede decir que este pozo no está

influenciado por el proyecto de inyección (Figura 5.22.

El registro de producción del pozo CL-357, reporta que para el año 2002 el mayor

aporte de agua 73.50% AyS, proviene del intervalo inferior 12315’-12325’ el cual se

ubica en la arena A-120-2. De igual manera, el registro de producción para el pozo

CL-6 del año 2000, indica que el intervalo 12151’-12175’ recibe el 56% de la

inyección de agua, mientras que el intervalo inferior 12345’-12355’ no recibe agua

de esta inyección.

A través de la sección estructural del pozo productor CL-357 con el inyector CL-6 se

aprecia la continuidad lateral entre las arenas, notándose que no existe comunicación

entre el intervalo de mayor inyección (Arena A-100-2) y el intervalo de mayor

producción (Arena A-120-2), por lo tanto, se deduce que el agua producida es agua

de formación (Anexo XXIX).

123


• POZO CL-343:

De acuerdo al histórico de producción del pozo productor CL-343 ilustrado en el

Anexo XXX, indica que a partir de 1998 cuando comenzó la inyección del pozo

inyector CL-59, el corte de agua en el pozo productor aumentó abruptamente.

Para el año 2004, el pozo prsentaba una producción de 446 BBPD, 35 BNPD y 92%

AyS. Asimismo, el patrón de Stiff obtenido para el pozo muestra un patrón muy

similar al de los pozos inyectores, por lo que se infiere que está directamente

influenciado por la inyección del pozo CL-59, patrón al cual pertenece (Figura 5.23).

-9,16 10 Na-0,12 20 Ca-0,189 30 Mg

0 92,98 40 Fe10,079 40 CO31,599 30 SO44,5073 20 HCO33,6265 10 Cl

93,02Balance -0,04

DIAGRAMA DE STIFF10

20

30

40

- 20 -15 - 10 - 5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na15 1520 2010 10 5 5 0

-6.27 10 Na-0.369 20 Ca-1.521 30 Mg

0 81.61 40 Fe0 40 CO3

0.9577 30 SO40.2082 20 HCO37.3828 10 Cl

85.49Balance -3.88

DIAGRAMA DE STIFF10

20

30

40

-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na15 1520 2010 10 5 5 0

POZO CL-357

124


• POZO CL-323:

El patrón obtenido para el pozo CL-323 es diferente al patrón tipo de los pozos

inyectores, por lo que se puede decir que el agua producida es agua de formación

(Figura 5.24).

Este pozo presentaba para el 2005, un corte de agua de 60%, el cual se ha reflejado

desde el incio de su vida (Anexo XXXI). El pozo inyector más cercano es el CLA-

394 y su histórico de producción indica que cuando comenzó el proyecto de

inyección el pozo CL-23 ya presentaba un alto corte de agua, por lo que se deduce

que el agua producida no es agua de inyección.

-6,709 10 Na-0,338 20 Ca-0,342 30 Mg

0 73,89 40 Fe0,408 40 CO30,2485 30 SO42,0537 20 HCO35,0478 10 Cl

73,91Balance -0,02

DIAGRAMA DE STIFF10

20

30

40

-20 - 15 -10 - 5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na15 1520 2010 10 5 5 0

-6.27 10 Na-0.369 20 Ca-1.521 30 Mg

0 81.61 40 Fe0 40 CO3

0.9577 30 SO40.2082 20 HCO37.3828 10 Cl

85.49Balance -3.88

DIAGRAMA DE STIFF10

20

30

40

-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na15 1520 2010 10 5 5 0

POZO CL-343

125


• POZO CL-349:

De acuerdo al análisis de agua realizado se pudo apreciar que el patrón de agua del

pozo no coincide con el patrón generado para los pozos inyectores, por lo que se

infiere que el agua producida es agua de formación (Figura 5.25).

Según el comportamiento de producción del pozo productor, el agua estuvo presente

desde el comienzo de su completación original con 40% AyS la cual fue aumentando

hasta ubicarse en 80 %, esto pudiera ser debido al avance del agua proveniente del

acuífero (Anexo XXXII).

-8.593 10 Na-0.07 20 Ca-0.073 30 Mg

0 87.36 40 Fe0 40 CO30 30 SO4

5.8545 20 HCO32.8849 10 Cl

87.39Balance -0.03

DIAGRAMA DE STIFF10

20

30

40

- 20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na15 1520 2010 10 5 5 0

-6.27 10 Na-0.369 20 Ca-1.521 30 Mg

0 81.61 40 Fe0 40 CO3

0.9577 30 SO40.2082 20 HCO37.3828 10 Cl

85.49Balance -3.88

DIAGRAMA DE STIFF10

20

30

40

-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na15 1520 2010 10 5 5 0

POZO CL-323

126


• POZO CL-150:

Este pozo para el año 2004 presentaba 80% de AyS con una producción de 577

BBPD y 312 BNPD; Según su comportamiento de producción, el mimo produce

agua antes de implantarse el proyecto de inyección por patrones de línea alterna

(Anexo XXXIII); aunado a esto, el patrón generado a través del análisis físico

químico, evidenció que el agua producida no coincide con el patrón definido para los

pozos inyectores, con lo cual se deduce que el agua producida por este pozo es agua

de formación (Figura 5.26).

-8.2168 10 Na-0.0555 20 Ca-0.0833 30 Mg

0 40 Fe0 40 CO3

0.2503 30 SO44.6892 20 HCO33.4189 10 Cl

DIAGRAMA DE STIFF

10

20

30

40

-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na

15 1520 2010 10 5 5 0 -6.27 10 Na-0.369 20 Ca-1.521 30 Mg

0 81.61 40 Fe0 40 CO3

0.9577 30 SO40.2082 20 HCO37.3828 10 Cl

85.49Balance -3.88

DIAGRAMA DE STIFF10

20

30

40

-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na15 1520 2010 10 5 5 0

POZO CL-349

127


• POZO CL-58:

Pertenece al patrón de inyección CL-247.

El diagrama de Stiff que se obtuvo de este pozo arrojó un patrón de agua que no

coincide con el generado para los pozos inyectores, por lo que se determinó que este

pozo no está influenciado por el proyecto de inyección y que el agua producida es de

formación posiblemente,por el avance del acuífero, irrumpiendo en la producción del

pozo (Figura 5.27).

Esto se coteja con el comportamiento de producción del pozo CL-58 (Anexo

XXXIV), lo que indica que la producción de agua antes del proyecto de inyección

venía incrementando progresivamente hasta ubicarse en 40%, con una producción de

527 BBPD y 312 BNPD.

-8,202 10 Na-0,049 20 Ca-0,312 30 Mg

0 82,82 40 Fe0,208 40 CO30,075 30 SO44,4696 20 HCO33,7873 10 Cl

82,85Balance -0,03

DIAGRAMA DE STIFF10

20

30

40

-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na15 1520 2010 10 5 5 0

-6.27 10 Na-0.369 20 Ca-1.521 30 Mg

0 81.61 40 Fe0 40 CO3

0.9577 30 SO40.2082 20 HCO37.3828 10 Cl

85.49Balance -3.88

DIAGRAMA DE STIFF10

20

30

40

-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na15 1520 2010 10 5 5 0

POZO CL-150

128


• POZO CL-118A:

Según el patrón generado por el pozo se demostró que el agua producida es agua de

formación, ya que el patrón del mismo no coincide con el de los pozos inyectores por

lo que se infiere que el agua producida es producto del avance del contacto agua

petróleo (CAP)/( Figura 5.28).

De acuerdo al comportamiento de producción, el pozo produce agua desde antes de

iniciarse la inyección de agua por patrones (Anexo XXXV), por lo cual se deduce que

la producción del mismo está afectada por el acuífero de fondo activo que se

encuentra a nivel del miembro C-5.

-7,603 10 Na-0,101 20 Ca-0,021 30 Mg

0 77,24 40 Fe0,6706 40 CO30,4376 30 SO43,6746 20 HCO33,5476 10 Cl

77,27Balance -0,03

DIAGRAMA DE STIFF10

20

30

40

- 20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na15 1520 2010 10 5 5 0

-6.27 10 Na-0.369 20 Ca-1.521 30 Mg

0 81.61 40 Fe0 40 CO3

0.9577 30 SO40.2082 20 HCO37.3828 10 Cl

85.49Balance -3.88

DIAGRAMA DE STIFF10

20

30

40

-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na15 1520 2010 10 5 5 0

POZO CL-58

129

Figura 5.28 Comparación del diagrama de Stiff del pozo CL-118A (productor) y el patrón generado para los pozos inyectores

5.4 Resultados petrofísicos

Para desarrollar el modelo, se contó con la información que suministraron los 212

pozos que atraviesan el yacimiento en el área de estudio, los mismos se clasificaron

de la siguiente manera.

a) 7 Pozos Claves

b) 119 Pozos Control

c) 86 Pozos No Control

De los 212 pozos, 138 pozos poseen curvas caliper, 206 pozos con curva de rayos

gamma, 128 pozos con registros de densidad, 24 con neutrón y 16 con registro sónico

(Apéndice A).

-7,374 10 Na-0,102 20 Ca-0,072 30 Mg

0 74,83 40 Fe0,364 40 CO30,6767 30 SO44,4515 20 HCO32,93 10 Cl

74,86Balance -0,03

DIAGRAMA DE STIFF10

20

30

40

-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na15 1520 2010 10 5 5 0

Pozos inyectores -6.27 10 Na-0.369 20 Ca-1.521 30 Mg

0 81.61 40 Fe0 40 CO3

0.9577 30 SO40.2082 20 HCO37.3828 10 Cl

85.49Balance -3.88

DIAGRAMA DE STIFF10

20

30

40

-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na15 1520 2010 10 5 5 0

POZO CL-118A

130

5.5 Cálculo de la resistividad del agua de formación (Rw) Se trabajó con un total de 120 análisis físico-químicos de agua de formación. Para el análisis de Rw original (antes del proceso de inyección) se contó con un total

de 30 análisis físico-químicos de muestras de agua de formación que presentan fecha

de muestreo anterior al año 1983 (año a partir del cual se implementó el proyecto de

inyección de agua por flancos en el yacimiento). Solo 7 muestras cumplieron con los

requisitos para ser utilizadas en la caracterización del agua. En el Apéndice B se

muestran los resultados de la caracterización de los análisis físico-químicos

correspondientes a cada uno de estos pozos. Debido a la poca población de muestreo

no se realizó un análisis estadístico basado en distribución de frecuencias y solo se

realizaron cálculos de valores límites y promedios, para así, definir la resistividad

original del agua de formación.

La concentración total de sólidos disueltos en promedio es de 7478 mg/L con un total

de 4559,912 mg/L equivalentes de cloruro de sodio (NaCl), con una resistividad

inicial promedio del agua de formación de 1.183 ohmm @ 75 °F.

En el apéndice A se muestran los datos tabulados y resultados del análisis de la

resistividad de agua original del yacimiento.

5.6 Parámetros petrofísicos básicos El valor del exponente de cementación (factor de geometría poral, m) para el

yacimiento, sin tomar en cuenta el efecto de arcilla es igual a 1,78, resultando éste

dentro del rango de las areniscas. Este valor indica también una relación

aproximadamente igual a 2 entre el tamaño del poro y la garganta poral. Al introducir

131

la arcillosidad al sistema, el exponente de cementación se incrementa a un valor de

1,89 lo que indica una reducción en el tamaño de las garganta de poros por efecto de

la arcilla presente en el yacimiento y por ende, se obtiene un incremento en los

valores de FF, resultando un valor del exponente de cementación mayor; es decir, la

relación garganta de poros/garganta poral se incrementa.

El exponente de saturación (n) para el yacimiento, antes de introducir el factor arcilla,

es de 1,89, y al introducir la arcillosidad se incrementa hasta un valor de 2,13. El

valor del exponente de saturación es cercano al valor del exponente de cementación,

aproximadamente 2,0 lo que indica que el sistema roca fluido es hidrófilo.

Con respecto a la capacidad de intercambio catiónico por volumen poroso (Qv), no se

obtuvo una relación definida respecto a la porosidad, de lo que se desprende que los

análisis de capacidad e intercambio de cationes (CIC) debieron realizarse, no solo en

los intervalos arenosos del yacimiento, sino también en las muestras moderadamente

arcillosas y en las mas arcillosas del yacimiento para así tener una mejor relación;

además, la capacidad de intercambio de cationes (CIC) es una propiedad intrínseca de

las arcillas, es por ello que los valores de Qv muestran una alta dispersión.

La densidad de matriz más representativa es de 2,65 gr/cc, que hace referencia a una

matriz de cuarzo, y coteja muy bien con las características de la roca yacimiento

según los análisis petrográficos. En estos se concluye que la roca yacimiento es una

arenisca de grano medio a fino y menor proporción de grano grueso, constituidos

principalmente por cuarzo monocristalino y en menor proporción policristalino.

132

5.7 Validación, edición y normalización de curvas 5.7.1 Validación y edición de curvas

De la validación de los pozos claves, solo el pozo CLA-330 presentó problemas, ya

que el resultado la curva NPHI (neutrón) digitizada no tenía correspondencia con la

imagen tiff de dicha curva. La curva GR del mismo pozo exhibió pequeños intervalos

irregulares posiblemente asociado a errores de digitización, los cuales fueron editados

de forma manual tomando como base la imagen tiff de dicha curva.

5.7.2 Normalización de la curva de rayos gamma (GR) y potencial espontáneo (SP)

Tomando en cuenta el comportamiento de la curva GR en los intervalos arcillosos o

lutíticos, tanto para el yacimiento como para la columna litológica correspondiente a

la edad Eoceno atravesada por los pozos, se definió el patrón litológico regional,

resultando el valor mas probable de la curva Gr en los intervalos lutíticos alrededor

de 90 API. Se observó un valor en los intervalos arenosos menos arcillosos del

yacimiento de aproximadamente unos 20 API.

El 70% de las curvas de rayos gamma no se ajustó al patrón y fueron normalizadas.

De las curvas GR de los pozos claves (Anexo XXXVI /Anexo XXXVII /Anexo

XXXVIII / Anexo XXXIX), 4 necesitaron de normalización. Cabe mencionar, que

solo el pozo CLA-89 no contó con curva GR por lo que fue necesario trabajar y

normalizar la curva de potencial espontáneo (SP) de dicho pozo. En la Figura 5.29 se

observa el GR normalizado del pozo CLA-104.

133

Figura 5.29 Pozo con Gr Normalizado.

134

5.8 Modelos de propiedades de la roca 5.8.1 Modelo de arcillosidad

Para definir el modelo a emplear para el cálculo de arcillosidad se contó con curva de

rayos gamma (GR) en todos los pozos claves, siendo este de alta certidumbre para

definir la arcillosidad de las formaciones.

A partir de la curva GR se obtuvo el índice de arcillosidad Ish donde el valor de GR

limpio definido es de 15 API y de GR máximo igual a 105 API. A partir del Ish, se

procedió a calcular los volúmenes de arcilla con los diferentes modelos no lineales

existentes descritos en el marco metodológico.

Utilizando los análisis de Difracción de Rayos X (DRX) realizados a las muestras de

los núcleos CLA-237, CL-263, CLA-112 y los análisis de minerales de arcilla con

metodología de Microscopia Electrónica de Barrido (SEM) para las muestras de los

núcleos CLA-302, CLA330 se cuantificó en las muestras de rocas analizadas el

volumen de arcilla (Vsh).

Al comparar los datos de Vsh obtenida a partir de los modelos descritos con los datos

derivados de los análisis de muestras de roca, resultó el modelo no lineal de Larionov

para rocas Terciarias con mejor cotejo. Resultado que se ajusta muy bien a la edad

geológica del yacimiento.

A partir de los registros de rayos gamma espectral de los núcleos CLA-330, CLA-302

y CLA-237 se construyó el gráfico torio (Th) contra potasio (K) en el mismo se

observa que las arcillas predominantes en el yacimiento son la caolinita, clorita e

ilita- smectita. Es importante resaltar que la caolinita producto del movimiento de

fluidos se dispersa, debido al tipo de enlace molecular, por lo que tiende a alojarse en

135

la garganta de los poros, afectando así la permeabilidad. Respecto a la ilita ocurre lo

mismo, solo que se requiere un caudal mayor de flujo para romper sus enlaces. Por

otro lado, la clorita se puede hinchar (Figura 5.30).

Figura 5.30 Gráfico torio (Th) vs. potasio (K). Identificación de minerales. Tomado de los registros de gamma ray originales de los pozos CLA-237, CLA-302 y CLA-330

0

2

4

6

8

10

12

0 5 10 15 20 25 30Th (ppm)

K(%)

Identificción de minerales a partir de Gamma Ray Spectral Yacimiento C-4-X.46, CLA-237, CLA-302, CLA-330

Glauconite

100% Illite

Average 100% Clay Line

Average Feldespar Line

Feldespars

PotassiumEvaporites

Chlorite

Heavy Thorium Minerals

Kaolinite

Smectites andMixed Layer Clays

Illite Clays

Micas

Evaporita potásica Promedio 100%

línea de arcillas

Ilita 100%

Minerales pesados torio

Clorit

Caolinita

Micas

Arcilla ilita

Smectitas y capas con arcillas mixtas

Glauconita

Promedio 100% línea de feldespatos

136

5.8.2 Modelo de porosidad

En los pozos claves del yacimiento la porosidad total fue calculada a partir del perfil

de densidad (RHOB) así como del perfil neutrónico (NPHI), mientras que en aquellos

que se contó con la curva del registro sónico (DT) permitió adicionalmente obtener la

porosidad efectiva a partir de este registro.

Los parámetros de matriz empleados para poder obtener la porosidad, corresponden a

una matriz de cuarzo, cuyos valores fueron: 2,65gr/cc y un tiempo de transito de

55,6µseg/pie. Los parámetros de fluidos utilizados fueron: 1gr/cc y un tiempo de

tránsito de 189µseg/pie. Mientras que la porosidad de las arcillas fue determinada a

partir del perfil de densidad en las zonas no derumbadas, resultando esta igual a 8%,

equivalente a una densidad de 2,55gr/cc.

La porosidad total calculada a partir de los registros fue corregida por el efecto de

volumen de arcillas utilizando tanto el modelo de Gaymard como el modelo Lineal, al

comparar dicha porosidad con la porosidad del núcleo, se observó en los intervalos

poco arcillosos del yacimiento, comportamientos similares de los modelos, pero

cuando se incrementó el volumen de arcilla, el modelo de Gaymard es el que

presenta mejor cotejo. Por su parte, al comparar la porosidad reportada por los

núcleos con la obtenida a partir del registro sónico, se observó que la porosidad

obtenida a partir de este registro resultó un poco menor que la porosidad del núcleo.

En conclusión, el modelo de porosidad efectiva de mejor cotejo es el de Gaymard.

Para poder obtener la porosidad en los pozos no control, fue necesario crear una curva

sintética de porosidad (Figura 5.31). La misma se generó partiendo de los pozos

claves en los que se contó con la porosidad densidad condicionada (modelo de

Gaymard). Asociando los valores de porosidad y volumen de arcilla mediante la

construcción de un grafico cruzado y discretizando mediante el registro Caliper. Para

137

tomar solo aquellas zonas no derrumbadas, se obtuvo una ecuación polinómica de

tercer grado como la de mejor ajuste. Al comparar la porosidad sintética con la

porosidad obtenida de los registros, tanto en los pozos claves del yacimiento así

como en los pozos control, se corroboró que la correlación matemática encontrada es

aceptable.

Figura 5.31 Gráfico de porosidad en función del volumen de arcilla – definición de la ecuación para construir curvas sintéticas de porosidad.

La curva sintética fue utilizada adicionalmente para obtener, en los pozos claves y

control, la porosidad en las zonas afectadas tanto por mal hoyo (derrumbe,

rugosidad), como por efectos de hidrocarburos livianos.

"SINT_PHIE" = 0.21929551053 - 0.523238003225 "Vsh_LT" + 0.91113418341 * Vsh_LT"^2 -0.64812326431 * "Vsh_LT"^3.

Definición ecuación para construir curvas sintéticas de porosidad

Curva ajustada

138

5.8.3 Modelo de permeabilidad

El modelo de permeabilidad se definió a partir de relaciones entre la porosidad y la

permeabilidad por tipo de roca. Para poder aplicar dichas correlaciones, se

establecieron valores límites aproximados de volumen de arcilla asociado a

determinado tipos de roca.

Se estableció para la roca tipo I un valor límite de 7%, para la roca tipo II entre 7 y

16% y para la roca tipo III mayor de 16%. En cuanto a la roca tipo IV, debido a la

poca densidad de data de porosidad y permeabilidad de núcleo, no se logró establecer

los valores límites. Estos cálculos se realizaron basados en valores de radio de

garganta de poros a partir de ecuación R (35) de Winland. (Figura 5.32).

Adicionalmente se trabajó con los modelos de Timur, Turner y la ecuación para la

evaluación petrofísica.

En la Tabla 5.14 se muestran los límites de arcillas estimados para los tipos de roca

presentes en el yacimiento C-4-X.46.

Tabla 5.14 Valores limites de arcillas para los tipos de rocas I, II, III y IV

ROCA TIPO I (Mega) ROCA TIPO II (Macro) ROCA TIPO III (Meso)

Volumen de arcillas Volumen de arcillas Volumen de arcillas

7% 7 y 16% >16%.

139

Figura 5.32 Grafico de permeabilidad contra porosidad, definición de correlaciones K(f)=Phi

Se pudo observar que las correlaciones de permeabilidad definidas por tipos de roca,

representan mejor el comportamiento de la permeabilidad de núcleo, por esta razón se

decidió trabajar con estas ecuaciones para estimar las permeabilidades del

yacimiento. Es importante señalar que los otros modelos empleados no simulan el

comportamiento de la permeabilidad; en ese sentido, los modelos de Timur y Turner,

mostraron en comparación con los datos de núcleo, valores muy elevados; mientras

que la ecuación general del lago mostró valores bajos.

Permeabilidad Vs. Porosidad (ISO Ri) - Correlaciones K(f)=Phi

K = 0.176e0.409Phi

R2 = 0.5877

K= 0.0827e0.3738Phi

R2 = 0.6537

K = 0.011e0.4138Phi

R2 = 0.6718

0.001

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000

0 5 10 15 20 25 30 35Porosidad (%)

Perm

eabi

lidad

(md)

0,1 MICRONES 0,5 MICRONES 2 MICRONES 5 MICRONES10 MICRONES 20 MICRONES 30 MICRONES Data Roca Tipo 1Data Roca Tipo 2 Data Roca Tipo 3 Exponencial (Data Roca Tipo 1) Exponencial (Data Roca Tipo 2)Exponencial (Data Roca Tipo 3)

Roca Tipo 1

Roca Tipo 2

Roca Tipo 3

140

5.8.4 Modelo de saturación de agua

Para el cálculo de la saturación de agua se utilizaron los modelos de saturación de

Simmandoux, Waxman Smits y la ecuación original de Archie. Los dos primeros

mencionados son los mas empleados en las evaluaciones petrofísicas de las arenas

arcillosas en el Lago de Maracaibo, mientras que el modelo de Archie se utilizó para

apreciar el efecto de la arcillosidad sobre la saturación de agua en los modelos

mencionados.

Para poder aplicar el modelo de Simmandoux, se definió la resistividad de las lutitas

existentes en el yacimiento, resultando esta igual a 3,4 ohmm (Figura 5.33).

Figura 5.33 Gráfico de resistividad de las lutitas frente al volumen de arcilla, resistividad de la lutitas de yacimiento C-4-X.46

3.4 ohmm

0.10 0.30 0.50 0.70 0.90

0.00 0.20 0.40 0.60 0.80

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

90.00

100.00

Vsh_LT

Rt

Rt/Vsh_LT/Depth - MD Crossplot

Depth Interval: 10555.00 - 12900.00

Date: Tue Jun 14 17:44:50 2005

Z Axis: Depth - MD

10000.0010200.0010400.0010600.0010800.0011000.0011200.0011400.0011600.0011800.0012000.0012200.0012400.0012600.0012800.0013000.0013200.0013400.0013600.0013800.0014000.00

Wells:

112

237

263

302

330

345

Gráfico de resistividad de las lutitas contra volumen de arcillas

3.4 ohmm

141

Se construyó, a partir de los valores de temperatura de superficie y de fondo

reportados en los cabezales de los pozos perforados en el área seleccionada para el

estudio, la curva de temperatura promedio del yacimiento así como también el

gradiente geotérmico promedio. Esto permitió definir que en el yaciminto la

temperatura promedio es de 245 °F, con un gradiente geotermico igual a 1,38°F/100

ft.

Al comparar los resultados obtenidos con los tres modelos, se pudo apreciar un

comportamiento similar entre las curvas de saturación de agua en los intervalos más

limpios del yacimiento; sin embargo, se pudo apreciar que el modelo de Simamdoux

reportó los valores más bajos, mostrando una diferencia aproximada de 4% de

saturación en comparación con los otros modelos.

En los intervalos arcillosos del yacimiento (Vsh > 10%), los valores obtenidos con la

ecuación de Archie mostraron saturaciones de agua elevadas, lo que era de esperarse,

ya que esta ecuación no toma en cuenta la arcillosidad de la formación, debido a que

la arcilla produce una disminución en las lecturas de resistividad. El modelo de

Archie mostró una estimación mas baja de hidrocrburos.

El modelo de Simmandoux reflejó valores muho más bajos de saturación de agua,

hasta 20% de diferencia de saturación en comparación con los resultados de Archie.

El modelo de Waxman Smits reportó valores similares a los obtenidos con el modelo

de Archie, lo que indica que este modelo no está realizando una adecuada corrección

por efecto de arcilla, lo que hace inferir que la relación entre la capacidad de

intercambio catiónico por volumen poroso y la porosidad no es la adecuada para la

evaluación de la saturación de agua, tal como se dedujo al momento del cálculo de

dicha relación.

142

Además, el modelo de Simandoux cotejó muy bien con la producción inicial de los

pozos del área, por lo que se decidió establecer este modelo como el adecuado para

estimar la saturación de agua en el yacimiento.

Para estimar los valores de saturación de agua irreducible se estableció, partiendo de

las pruebas de drenaje de presión capilar bajo el sistema agua petroleo, la relación

existente entre la saturación de agua irreducible y el volumen de arcilla (Figura 5.34).

Figura 5.34 Gráfico de saturación de agua irreducible frente al volumen de arcilla.

Saturación de agua irreducible frente el Volumen de arcilla (Vsh_LT)

Swirr = 1.2208*(Vsh_LT) + 0.0324

0

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

0.4

0.45

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35

Vsh_LT

Swirr

143

Esta relación permitió establecer una curva de saturación de agua irreducible para

cada uno de los pozos del yacimiento, así como tambien estimar la saturación de agua

movible del yacimiento. Partiendo que el volumen ocupado por los fluidos es igual a

la porosidad total, se construyeron curvas de volúmenes de fluidos que incluye el

agua movible, agua irreducible, petróleo y agua asociada a arcillosidad.. Es

importante mencionar que se generó, una buena correlación entre la porosidad y la

saturación de agua irreducible, pero dado que existe un porcentaje importantre de

pozos no control, se selecionó la ecuación en función de la arcillosidad para evaluar

la saturación de agua irreducible, generando así un menor error relativo.

5.9 Definición de los parámetros de corte para la evaluación del yacimiento

Se definieron los parámetros de corte y se obtuvo el siguiente resultado: 5.9.1 Valores límites de porosidad y de volumen de arcilla (contaje de AN)

Se estableció, siguiendo el procedimiento reseñado, el valor de Vsh límite en 25%.

Tomando 1 md como valor de permeabilidad asociado a condiciones de no flujo, a

partir de la correlación de permeabilidad en función de porosidad, se calculó el valor

limite de porosidad, resultando éste igual a 11 % (Figura 5.35).

144

Figura 5.35 Gráfico de permeabilidad vs. porosidad, valor límite de porosidad definido para el yacimiento

5.9.2 Valor límite de saturación de agua y resistividad verdadera de la formación

Analizando las curvas de permeabilidades relativas correspondientes a los

determinados tipos de roca I (megaporosa), roca tipo II (Macroporosa), roca tipo III

(mesoporosa) y roca tipo IV (microporosa), se estableció como valor límite el

máximo de 60% el cual está asociado a la petrofacies mesoporosa. Esto indica que

145

este es el valor por encima del cual la facilidad de flujo del agua es

considerablemente mayor a la del petróleo (Figuras 5.36 / 5.37 / 5.38).

Figura 5.36 Curva de permeabilidad relativa promedio del yacimiento para petrofacies megaporosas

Curvas de Permeabilidad Relativa (Perofacies Megaporosas)

y = -5E-07x4 + 9E-05x3 - 0,005x2 + 0,0893x + 0,4594R2 = 0,9504

y = -1E-05x2 + 0,0057x - 0,0982R2 = 0,7068

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

0 10 20 30 40 50 60 70 80

Saturación de agua (%)

Rela

ción

de

perm

eabi

lidad

Krw Kro Polinómica (Kro) Polinómica (Krw)

146

Figura 5.37 Curva de permeabilidad relativa promedio del yacimiento para petrofacies macroporosas

Curvas de Permeabilidad Relativa (Perofacies Macroporosa)

y = 6E-07x4 - 0,0002x3 + 0,015x2 - 0,6446x + 10,529R2 = 0,9238

y = 3E-05x2 + 0,001x - 0,0244R2 = 0,7126

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90


Rela

ción

de

perm

eabi

lidad


147

Figura 5.38 Curva de permeabilidad relativa promedio del yacimiento para petrofacies mesoporosa

Utilizando el gráfico cruzado mostrado a continuación, partiendo del valor límite de

saturación de agua, se determinó como 17 ohmm el valor límite de la resistividad

verdadera; es decir, valor por encima del cual la roca yacimiento se considera

prospectiva (Figura 5.39).

Curvas de Permeabilidad Relativa (Perofacies Mesoporosa)

y = 6E-07x4 - 0,0002x3 + 0,0152x2 - 0,6671x + 11,173R2 = 1

y = 0,0002x2 - 0,0072x - 0,1171R2 = 0,9913

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90


Rela

ción

de

perm

eabi

lidad


148

Figura 5.39 Gráfico de resistividad verdadera vs. Saturación de agua. Definición valor límite de RT

Una vez definidos los parámetros de corte, se discretizaron las curvas obtenidas de la

evaluación petrofísica, dando como resultado para cada pozo, curvas discretizadas

por intervalos arenosos del yacimiento, es decir aquellos que muestran un Vsh menor

de 25%.

De igual forma, fueron generadas para cada pozo evaluado, los valores promedios de

AN, ANP, Vsh, Phi, K y Sw correspondientes a cada uno de los intervalos arenosos

del yacimiento. En la Tabla 5.15 se muestra el resultado de las propiedades

17 ohmm

GRÁFICO DE RESISTIViDAD REAL VS SATURACIÓN DE AGUA Profundidad: 10555´ - 12900´

149

petrofísicas de las rocas obtenido para los intervalos A-110-1, A-110-2, A-100-1 y

A-100-2.

Tabla 5.15 Propiedades petrofísicas promedios para los intervalos prospectivos

ARENA G. INT (ft) ANP (ft) PHI SW VSH K (md) AN (ft) PHI VSH K (md)

A-110-1 29,91 16,44 0,17 0,41 0,12 137,93 23,47 0,17 0,13 156,53

A-110-2 32,95 17,73 0,17 0,42 0,13 159,04 23,36 0.17 0,12 153,11

A-100-1 50,63 42,46 0,19 0,32 0,07 425,24 48,25 0,18 0,07 409,47

A-100-2 54,07 45,05 0,19 0,29 0,07 454,78 50,01 0,18 0,08 433,97

5.10 Caracterización del agua de formación e inyección yacimiento C-4-X.46

5.10.1 Resultados obtenidos.

Se recolectaron:

a) 120 análisis físico-químicos del agua de formación (figura 5.40)

b) 30 de carpetas de pozos.

c) 35 de archivos en digital.

d) 42 suministrados por técnicos del Laboratorio Tía Juana.

e) 13 del Estudio Integrado del Campo Centro Lago.

150

Figura 5.40 Análisis físico-químicos recuperados

Basado en los proyectos de inyección de agua implementados en el yacimiento y

tomando en cuenta la estructura, el área del yacimiento fue divida en 6 zonas para el

análisis del agua de formación después del proceso de inyección, se dividió en dos

flancos a saber: flanco este y oeste. Esta división se basa en el proceso inicial de

inyección de agua (inyección por flanco), dividiéndolas además en zona norte, central

y sur tomando en cuenta la estructura. (Anexo XL).

5.10.2 Antes del proceso de inyección de agua

El yacimiento fue trabajado como una sola área, para obtener así el valor de la

resistividad del agua inicial promedio para todo el yacimiento (Apéndice B).

ANÁLISIS FÍSICO - QUÍMICOS RECOPILADOS

25%

29%

35%

11%

CARPETAS DE POZOS ARCHIVO DIGITALINF. LABORATORIO ESTUDIO INTEGRADO

151

Para el análisis antes del proceso de inyección, se recopilaron un total de 30 muestras

de agua de formación que presentan fecha de muestreo anterior al año 1983 (año a

partir del cual se implementó el proyecto de inyección de agua por flanco en el

yacimiento). Una vez realizada la validación de las mismas se descartaron el siguiente

número de muestras:

a) 10 muestras por no estar balanceadas.

b) 1 por no presentar la fecha en la cual fue analizada la muestra de agua.

c) 2 por no pertenecer al yacimiento en estudio.

d) 10 muestras por presentar una concentración iónica diferente que la del agua

típica de formación, es decir la huella del agua de formación no corresponde

al yacimiento.

Solo 7 muestras cumplieron con los requisitos para ser utilizadas en la caracterización

del agua (Tabla 5.16).

Tabla 5.16 Pozos con análisis de agua de formación antes del proceso de inyección de agua

FECHA POZOS TOMA ANALISIS

CLA-62 01-Feb-77 11-Feb-77

CLA-120 14-Ago-77 01-Sep-77

CLA-120 13-Ago-77 01-Sep-77

CLA-157 20-Abr-82 26-Abr-82

CLA-122 02-Jun-78 06-Jun-78

CL-129 21-Jul-83 01-Ago-83

CLA-132 18-Jun-80 25-Jul-80

152

Debido a la poca población de muestreo no se puedo realizar un análisis estadístico

basado en distribución de frecuencias y solo se realizaron cálculos de valores límites

y promedios considerando el área total de yacimiento.

Para los iones positivos (cationes) calcio (Ca++), sodio (Na+) y magnesio (Mg++), se

obtuvieron los valores de concentración promedio en mg/L, mostrados n la Tabla

5.17.

a) Para el calcio (Ca++): 16,429 mg/L

b) Para el sodio (Na+): 2365,651 mg/L

c) Para el magnesio (Mg++): 4,70 mg/L

Tabla 5.17 Concentraciones de cationes en las muestras de agua tomadas antes del proceso de inyección

FECHA Ca++ Na++ Mg++ POZOS TOMA ANALISIS Mg/L mili-Eq/1 ppm mili-Eq/1 Mg/L mili-Eq/1

CLA-62 01-Feb-77 01-Feb-77 19.000 0,943 2145,000 93.265 10.000 0,822 CLA-120 14-Ago-77 01-Sep-77 16.000 0,799 2490,000 108.255 7.000 0,576 CLA-120 13-Ago-77 01-Sep-77 8.000 0,399 2501,259 108.798 2.000 0,164 CLA-157 20-Abr-82 26-Abr-82 11.000 0,549 2531,876 110.129 3.000 0,247 CLA-122 02-Jun-78 06-Jun-78 20.000 0,998 2317,000 100.725 1.000 0,082 CL-129 21-Jul-83 01-Ago-83 17.000 0,848 2269,885 98.724 4.900 0,403

CLA-129 18-Jun-80 25-Jul-80 24.000 1.198 2304,539 100.241 5.000 0,411 Limite Superior 24.000 1.198 2531,876 110.129 10.000 0,822 Limite Inferior 8.000 0,399 2145,000 93.265 1.000 0,082 Promedio 16.429 0,82 2365,651 102.878 4.700 0,387

Para los iones negativos (aniones) Cloruro (Cl-), Sulfato (SO4--) y Carbonato (CO3

--) y

(HCO3-), se obtuvieron los siguientes valores de concentración promedio en mg/L,

mostrados en la Tabla 5.18.

153

a) Para el cloruro (Cl-): 877,571 mg/L

b) Para el sulfato (SO4--): 26,714 mg/L

c) Para el carbonato (CO3--): 126,857 mg/L

d) Para el bicarbonato (HCO3-): 4548,857 mg/L

Tabla 5.18 Concentraciones de aniones en las muestras de agua tomadas antes del proceso de

inyección

FECHA Cl- SO4- CO3- HCO3- POZOS

Toma Análisis mg/L mili-Eq/1 mg/L mili-Eq/1 mg/L mili-Eq/1 mg/L mili-Eq/1

CLA-62 01-Feb-77 01-Feb-77 1099,000 30.992 51.000 1.062 120.000 4.000 3600,000 59.004

CLA-120 14-Ago-77 01-Sep-77 709,000 19.994 42.000 0,874 225.000 7.499 4958,000 81.262

CLA-120 13-Ago-77 01-Sep-77 745,000 21.009 41.000 0,854 225.000 7.499 4881,000 80.000

CLA-157 20-Abr-82 26-Abr-82 387,000 10.913 0,000 0,000 0,000 0,000 6102,000 100.012

CLA-122 02-Jun-78 06-Jun-78 372,000 10.490 5.000 0,104 150.000 5.000 5260,000 86.211

CL-129 21-Jul-83 01-Ago-83 1418,000 39.998 48.000 0,999 168.000 5.599 3258,000 53.399

CLA-129 18-Jun-80 25-Jul-80 1413,000 39.847 0,000 0,000 0,000 0,000 3783,000 62.003

Limite Superior 1418,000 39.998 51.000 1.062 225.000 7.499 6102,000 100.012

Limite Inferior 372,000 10.490 0,000 0,000 0,000 0,000 3258,000 53.399

Promedio 877,571 24.748 26.714 0,556 126.857 4.228 4548,857 74.556

La concentración de los sólidos totales disueltos (STD) en promedio es de 7478 mg/L

con un total de 4559,912 mg/L equivalentes de cloruro de sodio (NaCl).

El agua de formación del yacimiento C-4-X.46 es de tipo meteórica dado que el agua

presenta una relación Na+/Cl- en promedio de 2,70 (>1), con una resistividad inicial

promedio del agua de formación de 1,183 Ohmm @ 75 °F

5.11 Después del proceso de inyección

El yacimiento fue trabajado por áreas, 6 en total (Anexo XLI) que permita apreciar

los cambios en el valor de la resistividad del agua inicial, una vez iniciado el proceso

de inyección.

154

Para el análisis después del proceso de inyección, se recopilaron un total de 90

muestras de agua de formación que presentan fecha de muestreo posterior al año 1983

(año a partir del cual se implementó el proyecto de inyección de agua por flanco en el

yacimiento). Una vez realizada la validación de las mismas se descartó el siguiente

número de muestras:

a) 9 muestras por no estar balanceadas.

b) 2 muestras por presentar alteración de su composición, pH<7.

c) 9 muestras por presentar una concentración iónica diferente que la del agua típica

de formación, es decir la huella del agua de formación no corresponde al

yacimiento.

d) 18 muestras corresponden a pozos inyectores de agua y plantas de inyección.

Un total de 52 muestras cumplieron con los requisitos para ser utilizadas en la

caracterización del agua.

5.11.1 Área 1 (Área norte flanco oeste)

Para esta área se contó con un total de 18 muestras validadas, correspondientes a

fechas de muestreos realizados entre los años 2000 y 2004. A partir de estos, se

realizó un análisis estadístico para la concentración de sólidos disueltos totales y para

los valores de resistividad del agua (Tabla 5.19).

155

Tabla 5.19 Pozos con análisis de agua de formación después del proceso de inyección (área 1)

FECHA POZOS

TOMA ANALISIS CL-226 03-Sep-00 05-Sep-00 CL-226 16-Sep-00 18-Sep-00

CLA-248 17-Sep-00 19-Sep-00 CL-250 12-May-00 22-May-00 CL-250 16-Sep-00 18-Sep-00 CL-266 02-Jul-00 20-Jul-00 CL-266 09-Jul-00 12-Jul-00 CLA-30 09-Jul-00 12-Jul-00 CL-266 05-Jul-04 21-Jul-04 CL-266 07-May-04 18-May-04 CL-226 04-Jul-03 09-Jul-03 CL-226 28-Jun-04 20-Jul-04 CL-250 16-Mar-04 24-Mar-04 CLA-30 28-Ene-04 04-Feb-04 CLA-55 16-Sep-00 18-Sep-00 CL-150 11-Mar-04 23-Mar-04

CLA-298 16-Sep-00 18-Sep-00 CLA-298 03-Sep-00 05-Sep-00

Los valores de concentraciones de sólidos disueltos totales presentaron un intervalo

de 2656,64 mg/L y una media de 6094,29 mg/L. Los valores más probables de

concentración se muestran hacia uno de los extremos de la distribución siendo el

valor más probable 6340,71 mg/L encontrándose este valor por debajo del valor

medido obtenido antes del proceso de inyección (Tabla 5.20 / Tabla 5.21) / (Figura

5.41).

156

Tabla 5.20 Análisis estadístico de la concentración total de sólidos disueltos totales (SDT)


TDS

CL-226 03-Sep-00 05-Sep-00 6988,25 CL-226 16-Sep-00 18-Sep-00 6438,99

CLA-248 17-Sep-00 19-Sep-00 6566,03 CL-250 12-May-00 22-May-00 6161,45 CL-250 16-Sep-00 18-Sep-00 6376,09 CL-266 02-Jul-00 20-Jul-00 6336,1 CL-266 09-Jul-00 12-Jul-00 6598,54 CLA-30 09-Jul-00 12-Jul-00 5939,86 CL-266 05-Jul-04 21-Jul-04 5659,4 CL-266 07-May-04 18-May-04 6053,31 CL-226 04-Jul-03 09-Jul-03 4481,06 CL-226 28-Jun-04 20-Jul-04 6764,77 CL-250 16-Mar-04 24-Mar-04 5769,9 CLA-30 28-Ene-04 04-Feb-04 5627,97 CLA-55 16-Sep-00 18-Sep-00 4957,33 CL-150 11-Mar-04 23-Mar-04 5309,67

CLA-298 16-Sep-00 18-Sep-00 6530,72 CLA-298 03-Sep-00 05-Sep-00 7137,7

Figura 5.41 Probabilidad de ocurrencia frente a los sólidos disueltos totales

11,11

5,56

27,78

38,89

16,67

0,005,00

10,0015,0020,0025,0030,0035,0040,00

Prob

abili

dad

de

ocur

renc

ia P

(%)

4746,72 5278,05 5809,38 6340,71 6872,04

TSD (ppm)

157

Tabla 5.21 Resultados de la concentración de los sólidos disueltos totales (SDT)

# Datos 18,00 Clase Lím. Inferior Lim. Superior Centro Frecuencia ProbabilidadMedia 6094,29 1 4481,06 5012,39 4746,72 2 11,11 Desviación 699,33 2 5012,39 5543,72 5278,05 1 5,56 Límite Inferior 4481,06 3 5543,72 6075,04 5809,38 5 27,78 Límite Superior 7137,7 4 6075,04 6606,37 6340,71 7 38,89 # Clases 5,00 5 6606,37 7137,7 6872,04 3 16,67 Rango 2656,64

STD

Amplitud 531,33

El valor mas probable de la resistividad del agua de formación se presenta hacia el

extremo inferior de la distribución de frecuencia, siendo el valor 1,35 Ohmm @ 75°F.

(Tabla 5.22 / Tabla 5.23 / (Figura 5.42).

Tabla 5.22 Análisis estadístico de la de la resistividad del agua de formación

FECHA NaCl (eq.)

POZOS Toma Análisis mg/L

BALANCEADA Rw @ 75 F

CL-226 03-Sep-00 05-Sep-00 4005,63685 SI 1,335

CL-226 16-Sep-00 18-Sep-00 3663,933314 SI 1,453 CLA-248 17-Sep-00 19-Sep-00 3938,396935 SI 1,357 CL-250 12-May-00 22-May-00 3538,671074 SI 1,501 CL-250 16-Sep-00 18-Sep-00 3688,958212 SI 1,443 CL-266 02-Jul-00 20-Jul-00 3805,051887 SI 1,401 CL-266 09-Jul-00 12-Jul-00 3914,493185 SI 1,364 CLA-30 09-Jul-00 12-Jul-00 3659,025655 SI 1,454 CL-266 05-Jul-04 21-Jul-04 3387,837335 SI 1,564 CL-266 07-May-04 18-May-04 3607,057351 SI 1,474 CL-226 04-Jul-03 09-Jul-03 2252,262285 SI 2,304 CL-226 28-Jun-04 20-Jul-04 3937,885559 SI 1,357 CL-250 16-Mar-04 24-Mar-04 3556,18487 SI 1,494 CLA-30 28-Ene-04 04-Feb-04 3470,651565 SI 1,529 CLA-55 16-Sep-00 18-Sep-00 4324,081 SI 1,242 CL-150 11-Mar-04 23-Mar-04 3623,863 SI 1,468

CLA-298 16-Sep-00 18-Sep-00 3862,517 SI 1,382

CLA-298 03-Sep-00 05-Sep-00 4206,313 SI 1,275

158

Figura 5.42 Probabilidad de ocurrencia en función de la resistividad del agua de formación

Tabla 5.23 Resultados del análisis estadístico de la resistividad del agua de formación

# Datos 18,00 Clase Lím. Inferior Lim. Superior Centro Frecuencia ProbabilidadMedia 1,47 1 1,24 1,45 1,35 11 61,11

Desviación 0,23 2 1,45 1,67 1,56 6 33,33 Límite Inferior 1,24 3 1,67 1,88 1,77 0 0,00 Límite Superior 2,30 4 1,88 2,09 1,99 0 0,00

# Clases 5,00 5 2,09 2,30 2,20 1 5,56 Rango 1,06

RW

Amplitud 0,21

61,11

33,33

0,00 0,005,56

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

Prob

abili

dad

de

ocur

renc

ia P

(%)

1,35 1,56 1,77 1,99 2,20

Rw Ohmm a 75 °F

159

5.11.2 Área 2 (Área norte flanco este)

No se realizó estudio de esta área debido a que no se tienen análisis de agua de

formación de los pozos perforados.

5.11.3 Área 3 (Área centro flanco oeste)

Para esta área se contó con un total de 17 muestras validadas, correspondientes a

fechas de muestreos realizados entre los años 2000 y 2004. A partir de estos se

realizó un análisis estadístico de la concentración de los sólidos disueltos totales y de

la resistividad del agua, obteniendo así el valor más probable de concentración de los

sólidos disueltos totales y de la resistividad (Tabla 5.24).

Tabla 5.24 Pozos con análisis de agua de formación antes del proceso de inyección de agua


CL-29 16-Sep-00 19-Sep-00 CL-29 09-Jul-00 12-Jul-00 CL-29 17-May-00 23-May-00 CL-293 16-Sep-00 19-Sep-00 CL-348 16-Sep-00 19-Sep-00 CL-349 04-May-00 23-May-00 CL-353 16-Sep-00 18-Sep-00 CL-117 16-Sep-00 19-Sep-00

CL-118-A 16-Mar-04 22-Mar-04 CL-118-A 11-Mar-04 23-Mar-04

CL-36 07-May-04 24-May-04 CL-239 28-Ene-04 04-Feb-04 CL-341 16-Mar-04 19-Mar-04 CL-343 09-May-04 13-May-04 CL-343 09-Mar-03 13-Mar-03 CL-353 14-Jun-04 13-Jun-04 CL-353 05-Jul-04 21-Jul-04

160

Los valores de concentraciones de los sólidos disueltos totales presentan un rango de

3138,03 mg/L y una media de 5824,19 mg/L. Los valores más probables de

concentración se muestran hacia uno de los extremos de la distribución siendo, el más

probable, 6173,57 mg/L encontrándose este valor por debajo del valor medido

obtenido antes del proceso de inyección (Tabla 5.25 / Tabla 5.26) / (Figura 5.43).

Tabla 5.25 Análisis estadístico de la concentración total de los sólidos disueltos totales (SDT)


SDT

CL-29 16-Sep-00 19-Sep-00 6178,29

CL-29 09-Jul-00 12-Jul-00 6756,81

CL-29 17-May-00 23-May-00 6183,57

CL-293 16-Sep-00 19-Sep-00 6801,17

CL-348 16-Sep-00 19-Sep-00 6743,3

CL-349 04-May-00 23-May-00 6104,57

CL-353 16-Sep-00 18-Sep-00 6153,8

CL-117 16-Sep-00 19-Sep-00 6072,48

CL-118-A 16-Mar-04 22-Mar-04 454,61

CL-118-A 11-Mar-04 23-Mar-04 5209,93

CL-36 07-May-04 24-May-04 5974,99

CL-239 28-Ene-04 04-Feb-04 5271,00

CL-341 16-Mar-04 19-Mar-04 4940,66

CL-343 09-May-04 13-May-04 5622,92

CL-343 09-Mar-03 13-Mar-03 3663,14

CL-353 14-Jun-04 13-Jun-04 5693,04

CL-353 05-Jul-04 21-Jul-04 6367,00

161

Figura 5.43 Probabilidad de ocurrencia frente a la. resistividad del agua de formación


# Datos 17,00 Clase Lím.Inferior Lim Superior Centro Frecuencia ProbabilidadMedia 5824,19 1 3663,14 4290,75 3976,94 1 5,80 Desviación 771,16 2 4290,75 4918,35 4604,55 0 0,00 Límite Inferior 3663,14 3 4918,35 5545,96 5232,16 4 23,53 Límite Superior 6801,17 4 5545,96 6173,56 5859,76 6 35,29 # Clases 5 5 6173,56 6801,17 6487,37 6 35,29 Rango 3138,03

STD

Amplitud 627,61

El valor más probable de la resistividad del agua de formación se presenta hacia el

centro de la distribución de frecuencia, cuyo valor 1.31 Ohmm @ 75 °F. (Tabla 5.27

/ Tabla 5.28) / (Figura 5.44).

5,88

0,00

23,53

35,29 35,29

0,005,00

10,0015,0020,0025,0030,0035,0040,00

Prob

abili

dad

de

ocur

renc

ia P

(%)

3976,94 4604,55 5232,16 5859,76 6487,37

TSD (ppm)

162

Tabla 5.27 Análisis estadístico de la resistividad del agua

FECHA NaCl (eq.)

POZOS TOMA ANALISIS mg/L

BALANCEADA Rw @ 75º F

CL-29 16-Sep-00 19-Sep-00 3827,53 SI 1,39 CL-29 09-Jul-00 12-Jul-00 4049,21 SI 1,32 CL-29 17-May-00 23-May-00 3918,02 SI 1,36 CL-293 16-Sep-00 19-Sep-00 4106,19 SI 1,3 CL-348 16-Sep-00 19-Sep-00 4044,47 SI 1,32 CL-349 04-May-00 23-May-00 3968,21 SI 1,35 CL-353 16-Sep-00 18-Sep-00 3669,59 SI 1,45 CL-117 16-Sep-00 19-Sep-00 4550,82 SI 1,18

CL-118-A 16-Mar-04 22-Mar-04 3513,43 SI 1,51 CL-118-A 11-Mar-04 23-Mar-04 3328,85 SI 1,59

CL-36 07-May-04 24-May-04 3469,03 SI 1,53 CL-239 28-Ene-04 04-Feb-04 3847,44 SI 1,39 CL-341 16-Mar-04 19-Mar-04 3415,84 SI 1,55 CL-343 09-May-04 13-May-04 4406,66 SI 1,22 CL-343 09-Mar-03 13-Mar-03 3542,2 SI 1,5 CL-353 14-Jun-04 13-Jun-04 3772,28 SI 1,41 CL-353 05-Jul-04 21-Jul-04 4196,70 SI 1,28

Figura 5.44 Probabilidad de ocurrencia contra la resistividad del agua de formación

11,76

29,41

23,53

17,65 17,65

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

Prob

abili

dad

de

ocur

renc

ia P

(%)

1,22 1,31 1,39 1,47 1,55

Rw Ohmm a 75 °F

163


# Datos 17,00 Clase Lím. Inferior Lim. Superior Centro Frecuencia Probabilidad

Media 1,39 1 1,18 1,26 1,22 2 11,76

Desviación 0,12 2 1,26 1,35 1,31 5 29,41

Límite Inferior 1,18 3 1,35 1,43 1,39 4 23,53

Límite Superior 11,59 4 1,43 1,51 1,47 3 17,65

# Clases 5,00 5 1,51 1,59 1,55 3 17,65

Rango 0,41

RW

Amplitud 0,08

5.11.4 Área 4 (Área centro flanco 0este)

Para esta área se contó con un total de 5 muestras validadas (Tabla 5.29),

correspondientes a fechas de muestreos realizados entre los años 2000 y 2004.

Debido a la poca población de muestreo no se pudo realizar un análisis estadístico

basado en distribución de frecuencias y solo se realizaron cálculos de valores límites

y promedios.

Tabla 5.29 Pozos con análisis de agua de formación después del proceso de inyección (área 4).

FECHA POZOS

TOMA ANALISIS

CLA-218A 16-Sep-00 19-Sep-00

CLA-238 16-Sep-00 18-Sep-00

CLA-115 20-Sep-00 25-Sep-00

CLA-115 03-Jul-04 20-Jul-04

CLA-115 14-Jun-04 20-Jun-04

164

La concentración de los sólidos disueltos totales en promedio es de 6387,806 mg/L

con un total de 4076,552 mg/L de cloruro de sodio (NaCl). Encontrándose que estos

están por debajo del valor medido antes del proceso de inyección. El valor de la

resistividad promedio para el área es de 1,33 Ohmm @ 75 °F (Tabla 5.30).

Tabla 5.30 Resultado, promedios y valores límites de concentraciones de STD y NaCl equivalente

para los pozos con análisis de agua de formación ubicados en el área 4

FECHA NaCl (eq.)POZOS

Toma Análisis SDT

mg/L BALANCEADA Rw @ 75º F

CLA-218A 16-Sep-00 19-Sep-00 5925,050 4041,934 SI 1,342 CLA-238 16-Sep-00 18-Sep-00 7172,460 4949,790 SI 1,093 CLA-115 20-Sep-00 25-Sep-00 6208,300 3653,866 SI 1,456 CLA-115 03-Jul-04 20-Jul-04 6221,020 3818,217 SI 1,397 CLA-115 14-Jun-04 20-Jun-04 6412,200 3918,955 SI 1,363

Limite Superior 7172,460 4949,790 1,456 Limite Inferior 5925,050 3653,866 1,093 Promedio 6387,806 4076,552 1,330

5.11.5 Área 5 (Área sur flanco oeste)

Para esta área se contó con un total de 9 muestras validadas (Tabla 5.31),

correspondientes a fechas de muestreos entre los años 2000 y 2004. Debido a la poca

población de muestreo no se puedo realizar un análisis estadístico basado en

distribución de frecuencias y solo fueron realizados cálculos de valores límites y

promedios.

165


FECHA POZOS

TOMA ANÁLISIS

CL-33 16-Sep-00 19-Sep-00

CL-323 16-Sep-00 19-Sep-00

CL-25 14-Jun-04 13-Jul-04

CL-58 12-Jul-04 25-Jul-04

CL-143 25-Jul-04 21-Jul-04

CL-216 12-Jul-04 23-Jul-04

CL-272 05-Jul-04 21-Jul-04

CL-280 12-Jul-04 27-Jul-04

CL-357 05-Jul-04 21-Jul-/04


con un total de 3709,88 mg/L equivalentes de cloruro de sodio (NaCl).

Encontrándose que estos están por debajo del promedio de los valores obtenidos antes

del proceso de inyección. La resistividad promedio del agua es de 1,44 Ohmm @ 75

°F. (Tabla 5.32).

Tabla 5.32 Resultado, promedios y valores límites de concentraciones de SDT y NaCl para los pozos con análisis de agua de formación ubicados en el área 5.

FECHA NaCl (eq.) BALANCEADA Rw @ 75º F

POZOS Toma Análisis

SDT pH mg/L

CL-33 16-Sep-00 19-Sep-00 5680,510 8,540 3840,790221 SI 1,389

CL-323 16-Sep-00 19-Sep-00 6855,630 8,180 4026,45119 SI 1,328

CL-25 14-Jun-04 13-Jun-04 4330,160 8,600 3591,27562 SI 1,480

CL-58 12-May-04 25-May-04 5501,680 8,580 3771,838827 SI 1,413

CL-143 05-Jul-04 21-Jul-04 6308,460 8,950 3699,086968 SI 1,439

CL-216 12-Jul-04 23-Jul-04 4702,130 8,480 3683,949792 SI 1,445

CL-272 05-Jul-04 21-Jul-04 4117,530 8,570 3414,181381 SI 1,553

CL-280 12-Jul-04 27-Jul-04 5883,440 8,710 3288,546044 SI 1,609

CL-357 05-Jul-04 21-Jul-04 6228,000 8,720 4040,20827 SI 1,324

Limite Superior 6855,630 8,950 4040,208 1,609

Limite Inferior 4117,530 8,180 3288,546 1,324

Promedio 511,949 8,592 3706,259 1,442

166

5.11.6 Área 6 (Área sur flanco este).

Para esta área se contó con un total de 3 muestras validadas (Tabla 5.33), dos de ellas

correspondientes a fechas de muestreos del año 2000 y una corresponde al año 1988.

Debido a la poca población de muestreo no se puedo realizar un análisis estadístico

basado en distribución de frecuencias y solo realizaron cálculos de valores límites y

promedios.


FECHA POZOS TOMA ANÁLISIS

CLA-136 09Jul-00 12-Jul-00

CLA-344 12-Abr-00 24-Ju-00

CLA-50 26-Abr-88 04-May-88


con un total de 3345,3 mg/L de cloruro de sodio (NaCl). Encontrándose que estos

están por debajo del promedio de los valores obtenidos antes del proceso de

inyección. La resistividad promedio es de 1,59 Ohmm @ 75 °F (Tabla 5.34).

167

Tabla 5.34 Resultado, promedios y valores límites de concentraciones de SDT y NaCl equivalente para los pozos con análisis de agua de formación ubicados en el área 5

FECHA SDT NaCl (eq.) BALANCEADA Rw @ 75º FPOZOS Toma Análisis mg/L

CLA-136 09/07/00 12/07/00 5501,490 3375,929 SI 1,570

CLA-344 12/04/00 24/04/00 6511,870 3617,668 SI 1,470

CLA-50 26/04/88 04/05/88 5679,000 3033,290 SI 1,737

Límite Superior 6511,870 3617,668 1,737

Límite Inferior 5501,490 3033,290 1,470

Promedio 5897,453 3342,296 1,592

5.12 Análisis de resultados.

De acuerdo a la composición química del agua de formación y la relación Na+/Cl-,

antes del proceso de inyección de agua (Na+/Cl- = 2,70 SDT = 7478 mg/L), el agua es

de origen meteórico, producto de un evento de recarga actual, es decir, ha estado

recientemente involucrada en el ciclo de circulación atmosférica. El proceso de

migración – percolación que conlleva al desplazamiento del agua original, trajo como

consecuencia el proceso intercambio iónico y disolución, debido a la interacción del

agua (meteórica) y la roca yacimiento, por lo que la concentración de Na+ aumentó y

la relación Na+/Cl- es mayor a 1.

En el año 1983 el yacimiento fue sometido a un proceso de recuperación secundaria

por inyección de agua, por lo tanto el agua de formación debe haber sufrido alteración

de su composición original, principalmente en aquellas zonas cercanas a los pozos de

inyección. Esto se pudo comprobar al realizar un estudio de las concentraciones de

los sólidos disueltos totales y de la resistividad del agua de formación en varias áreas

168

del yacimiento. En todas estas áreas la concentración de sólidos disueltos totales

disminuye con respecto a la concentración obtenida antes del proceso de inyección.

En cuanto a la resistividad, se observa un incremento en promedio de 0,22 Ohmm,

este incremento, desde el punto de vista químico, se debe principalmente a la

disolución de especies iónicas originales.

Se puede observar, en algunos de los pozos cercanos a los inyectores, como es el caso

de los pozos CLA-55, CL-216, CL-117, CL-343, CL-272, que el patrón original del

agua de formación ha cambiado. Esta se verificó por el incremento en la

concentración de cloruro y una disminución de bicarbonato, lo que es típico del agua

de inyección, por lo que podría considerarse que el frente de inyección ya afectó a los

pozos antes mencionados.

En las áreas donde se observa y se puede estudiar con mayor certidumbre los cambios

de concentraciones de los sólidos disueltos totales y resistividad son las áreas 1, 3 y

4, donde existe una buena cantidad de muestras que demostraron que para los años

comprendidos entre el 2000 y 2004, la resistividad en el área 1 aumentó hasta un

valor de 1,35 Ohmm @ 75°F; en el área 3 a un valor de 1,31 @ 75 °F; y en el área

4, a un valor de 1,33 Ohmm @ 75 °F. En el área 5 y 6 se observa (tomando en cuenta

la poca cantidad de muestras) un incremento mayor al observado en las otras áreas.

De lo anterior se determinó que las aguas del yacimiento C-4-X.46 en general

presentan la misma tendencia, es decir, son composicionalmente muy parecidas. En

el Anexo 48 se ubican los diagramas de Stiff para cada una de las áreas en estudio.

Como puede observarse, corresponden a áreas estructuralmente distintas, y a pesar de

ello presentan diagramas de Stiff con concentraciones muy similares, lo cual permite

suponer asociaciones por origen entre los diferentes cuerpos de agua, pues en su

mayoría presentan una distribución bastante uniforme en el campo, excepto en

algunos pozos donde la composición iónica de estos es muy similar al patrón

169

generado por el pozo inyector asociado al mismo. Este comportamiento corrobora

que los cuerpos de arena presentan gran continuidad lateral a través de todo el

yacimiento a pesar de ser un área estructuralmente compleja.

Según estos patrones, se puede apreciar que el catión predominante es el sodio,

comportamiento típico de aguas asociadas a hidrocarburos.

En cuanto a los aniones, el bicarbonato es el que se presenta en mayor concentración,

lo que indica que esta formación estuvo muy expuesta a los eventos meteóricos,

infiriéndole un carácter hidrodinámico al agua allí presente. Este ión es el responsable

de la alcalinidad de las mismas.

Con respecto al cloro, éste se presenta en altas concentraciones caracterizándose por

su gran movilidad en la hidrosfera, estando su procedencia relacionada al ambiente de

sedimentación influenciado por la mezcla del agua de mar en regiones costeras.

Considerando que el yacimiento C-4-X.46 se depositó en un ambiente de

sedimentación fluvio-deltaíco donde predomina el relleno de canal asociado a barras

con influencia de mareas y con una dirección noreste-suroeste.

Es importante señalar que la variación del ion Cl- se presentó a lo largo de la

extensión areal del yacimiento, observándose un ligero incremento en la

concentración de estos elementos hacia el área sur del campo. Esta diferencia se debe

a la mayor influencia marina hacia esta zona, que evidencia mayor predominio

deltáico principalmente en las arenas A-110

Adicionalmente, se determinó que el agua de formación del miembro C-4-X es de

tipo meteórico con una resistividad aproximada de 1,183 Ohmm @ 75 °F.

170

CAPITULO VI CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

1. El ambiente de sedimentación del miembro C-4-X es de llanura deltáica con

influencia de mareas, donde en la secuenca media e inferior de C-4-X se

interpretan como sedimentos depositados en ciclos progradantes y en la parte

superior como sedimentos transgresivos.

2. De acuerdo con la información palinológica proveniente de los núcleos de los

pozos CLA-302, CLA-330 y CLA-345, la edad de la sección estudiada es Eoceno

Medio.

3. Se determinó que el diagrama de Stiff es de gran utilidad en los procesos de

recuperación secundaria como una herramienta para el control y seguimiento del

avance del frente de agua.

4. Según el modelo de Sulin, las aguas se clasifican como meteóricas del tipo

bicarbonato de sodio, las cuales presentan predominio de iones HCO3- mayor que

las concentraciones de iones Cl- , muy bajas concentraciones de Ca++, SO4= , y

CO3= y como catión dominante se encuentra el Na++.

5. Basado en el diagrama de Stiff, se determinó para el yacimiento C-4-X.46 un

patrón representativo, tanto para los pozos productores, como para los inyectores,

a través del cual se observó la influencia directa del proyecto de inyección de

agua en la producción de petróleo del yacimiento.

6. El comportamiento de producción indica un elevado corte de agua en el

yacimiento, siendo su principal causa la canalización de agua que se tiene en

algunos pozos asociados a los patrones de inyección, así como también los pozos

que han sido alcanzados por el avance del contacto de agua en el reservorio.

171

7. Los patrones de inyección en los pozos CLA-374, CLA-372, CLA-366, CLA-

365, CLA-364, CL-393, CL-339, CL-24, CL- 6, afectan directamente a los pozos

productores asociados al yacimiento, donde se observó la irrupción de agua

debido a la canalización del agua de inyección principalmente por la arena A-

100-2 y A-100-1.

8. En vista del efecto de canalización que se determinó para el intervalo I-100 arena

A-100-2 y A-100-1, es recomendable el tratamiento con geles no sellantes a los

pozos que se encuentren inyectando en esta arena donde el agua de inyección

irrumpió en el pozo productor asociado al mismo y donde se observa continuidad

lateral de manera de reducir la permeabilidad en las mismas.

9. Realizar un estudio sísmico – estructural del yacimiento C-4-X.46 con el fin de

corroborar el carácter sellante de las fallas existentes en dicho yacimiento.

10. Discutir los topes interpretados para el yacimiento a fin de ser validados y

considerados para cualquier estudio.

11. Utilizar los patrones característicos del agua de formación e inyección para

optimizar el proyecto de inyección de agua en el yacimiento C-4-X.46, en cuanto

a cierre de inyectores que afecten a los pozo productores; A sí como también para

los trabajos de rehabilitación RA/RC por altos cortes de agua.

12. Generación de datos actualizados a través de toma de registros de producción

(PLT) tanto para pozos inyectores como productores.

13. En futuros pozos a perforar y/o reacondicionar en el yacimiento, incluir en el

programa la toma de registros de cementación (CBL-VDL), para definir la

cementación en el mismo.

172

14. Tomar pruebas de presión a los pozos productores vecinos a los inyectores para

realizar un monitoreo adecuado del comportamiento de presión de los pozos del

yacimiento a fin de actualizar los datos.

15. Tomando en consideración los parámetros petrofísicos promedios para los

intervalos de interés, redefinir el proyecto de inyección de agua, debido a que

actualmente no se ha visto el efecto positivo del agua inyectada en el yacimiento

C-4-X.46.

173

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STIFF AND DAVIS, (1952) Definición del patrón de inyección para yacimientos

con proyectos de recuperación secundaria, p. 121.

VAN ANDEL (1958) La Formación Trujillo se deposita entre Barquisimeto, p.23.

WALTON, (1964) Definió la subdivisión básica de la sección eoceno en Centro

Lago en los miembros B, C-2 y C-4), p. 28.

WEC, (1997) Distribución de facies sedimentarias dominantes durante el Cretácico

Temprano, p 11, 12, y 13.

178

APÉNDICES

179

Apéndice A Inventario de registros de los pozos del yacimiento C-4-X.46 Inventario de Registros. Campo Centro Lago, Yacimiento C-4-X.46 Nombre Litológicos Resistividades Registros de porosidades Pozos Discretizados Pozo Caliper Gr Densidad Neutrón Sónico Tipo Fecha de perfilaje CL___6 SP X No control 03/03/1958 CLA__7 SP X No control 21/10/1958 CLA_13 SP X No control 30/10/1961 CLA_14 SP X No control 03/02/1962 CL__19 X X X X Control 17/04/1964 CLA_23 X X X X Control 16/05/1968 CL__24 X X X X Control 11/06/1968 CL__25 X X X X Control 02/07/1968 CLA_26 X X X X Control 22/07/1968 CLA_27 X X X X Control 13/08/1968 CL__28 X X X X Control 03/09/1968 CL__29 X X X X Control 22/09/1968 CLA_30 X X X X Control 17/10/1968 CL__33 X X X X Control 17/12/1968 CLA-34 X X X X X Control 09/01/1969 CLA_35 X X X X Control 30/01/1969 CL__36 X X X X Control 19/02/1969 CLA_38 X X X X Control 31/01/1969 CLA_39 X X X X Control 20/04/1969 CLA__40 X X X X Control 08/05/1969 CLA_42 X X X X Control 17/06/1969 CL__43 X X X X Control 04/07/1969 CL__44 X X X X Control 21/10/1969 CLA_45 X X X X Control 25/07/1969 CLA_46 X X X X Control 07/08/1969 CLA_47 X X X X Control 26/08/1969 CLA_49 X X X X Control 15/09/1969

180

Continuación del Apéndice A Inventario de registros de los pozos del yacimiento C-4-X.46

Inventario de Registros. Campo Centro Lago, Yacimiento C-4-X.46 Nombre Litológicos Resistividades Registros de porosidades Pozos Discretizados

Pozo Caliper Gr Densidad Neutrón Sónico Tipo Fecha de perfilaje CLA_50 X X X X Control 15/09/1969 CL__51 X X X X Control 03/10/1969 CLA_52 X X X X Control 04/10/1969 CL__53 X X X X Control 19/10/1969 CL__53R X X X No control 19/10/1994 CLA_55 X X X X Control 07/11/1969 CL__56 X X X X Control 22/11/1969 CL__58 X X X X Control 10/12/1969 CL__59 X X X X Control 15/12/1969 CLA_60 X X X X Control 08/01/1970 CLA_61 X X X X Control 27/01/1970 CLA_62 X X X X Control 14/02/1970 CL__63 X X X X Control 03/06/1970 CL__65 X X X X Control 11/04/1970 CLA_67 X X X X Control 16/05/1970 CL__68 X X X X Control 05/06/1970 CL__69 X X X X Control 20/06/1970 CL__69R X X No control 02/12/1994 CL__71 X X X X Control 29/07/1970 CLA_72 X X X X Control 07/08/1970 CL__74 X X X X Control 04/09/1970 CLA_75 X X X X Control 25/09/1970 CLA_77 X X X X Control 01/11/1970 CL__84 X X X X Control 13/07/1972 CL__85 X X X X X X Control 26/05/1948

181



Pozo Caliper Gr Densidad Neutrón Sónico Tipo Fecha de perfilaje CL__87 X X X X X Control 26/12/1972 CLA_89 SP X X Control 21/03/1973 CL__98 X X X X Control 07/09/1974 CL__99 X X X X Control 07/10/1974 CL_101 X X X X X Control 13/11/1974 CL_103 X X X X Control 19/04/1975 CLA104 X X X X Control 23/07/1975 CLA106 SP X No control 05/07/1975 CLA108 X X X X X X Control 05/11/1975 CLA_111 X X X X X X Control 10/01/1976 CLA112 X X X X Clave 25/05/1976 CL_113 X X X X Control 22/10/1976 CLA115 X X No control 12/08/1976 CL_117 X X X X Control 05/04/1977 CL_117R X X No control 03/10/1994 CL_118 X X No control 07/05/1977 CL_118R X X No control 02/04/1993 CLA119 X X X X Control 01/06/1977 CLA120 X X X X Control 06/06/1977 CL_121 X X X X Control 28/08/1977 CLA122 X X X X Control 05/05/1978 CLA-123 X X No control 03/05/1978 CL_124 X X No control 02/07/1978 CLA125 X X X X X Control 24/07/1978 CLA126 X X No control 14/08/1978 CLA127 X X No control 05/09/1978 CLA128 X X No control 06/10/1978 CL_129 X X No control 27/10/1978 CLA130 X X No control 01/12/1978

182


Inventario de Registros Campo Centro Lago, Yacimiento C-4-X.46 Nombre Litológicos Resistividades Registros de porosidades Pozos Discretizados

Pozo Caliper Gr Densidad Neutrón Sónico Tipo Fecha de perfilaje CLA131 X X No control 27/01/1979 CLA132 X X No control 13/05/1980 CL_133 X X No control 05/06/1980 CL_134 X X No control 29/06/1980 CLA136 X X X X Control 12/08/1980 CLA136S X X No control 06/04/1981 CLA137 X X X No control 11/09/1980 CLA138 X X No control 22/09/1980 CLA139 X X No control 06/10/1980 CL_140 X X X X Control 30/10/1980 CLA141 X X No control 12/11/1986 CLA141R X X No control 17/06/1995 CL_142 X X X X Control 01/03/1981 CL_143 X X X X Control 19/02/1981 CLA-144 X X No control 14/03/1981 CLA145 X X No control 01/09/1981 CLA147 X X No control 22/09/1981 CLA149 X X No control 15/10/1981 CL_150 X X No control 06/11/1981 CLA157 X X No control 02/03/1982 CLA159 X X No control 23/03/1982 CLA160 X X No control 16/04/1982 CLA162 X X X X Control 09/05/1982 CLA165 X X X X Control 17/07/1982 CLA166 X X X X Control 14/08/1982 CLA167 X X X X Control 19/09/1982 CLA168 X X X X Control 21/10/1982 CLA170 X X X X Control 24/01/1983

183



Pozo Caliper Gr Densidad Neutrón Sónico Tipo Fecha de perfilaje CLA174 X X X X Control 06/07/1983 CLA175 X X X X Control 23/08/1983 CL_178 X X X X X X Control 19/02/1984 CLA182 X X X X Control 26/04/1984 CL_184 X X X X Control 09/06/1984 CLA_185 X X X X Control 04/06/1984 CLA187 X X X X Control 20/08/1984 CL_192 X X X X Control 15/06/1986 CLA193 X X No control 18/06/1986 CL_194 X X X X Control 08/07/1986 CL_198 X X X X Control 16/08/1986 CLA203 X X X X Control 01/11/1986 CLA207 X X No control 31/12/1986 CLA209 X X X X Control 18/01/1987 CL_214 X X No control 30/03/1987 CL_216 X X No control 24/04/1987 CL_217 X X No control 22/05/1987 CLA218 X X No control 06/06/1987 CLA218R X X No control 23/02/1994 CLA220 X X No control 17/07/1987 CLA221 X X No control 30/06/1987 CL_222 X X X No control 23/07/1987 CLA225 X X No control 14/09/1987 CL_226 X X No control 25/09/1987 CLA228 X X No control 14/11/1987 CLA230 X X No control 12/11/1987 CL_235 X X X X X Clave 29/02/1988

184



Pozo Caliper Gr Densidad Neutrón Sónico Tipo Fecha de perfilaje CL_235R X X No control 08/05/1995 CLA237 X X X X X Clave 24/04/1988 CLA238 X X No control 20/05/1988 CL_239 X X No control 15/07/1988 CL_240 X X X X X Control 08/11/1988 CLA241 X X No control 30/07/1988 CLA242 X X X X X Control 16/07/1988 CL_243 X X X No control 05/09/1988 CLA245 X X X X X Control 29/09/1988 CL_247 X X X No control 18/12/1988 CLA_248 X X No control 06/04/1989 CLA-249 X X No control 04/05/1989 CL_250 X X X No control 14/05/1989 CL_261 X X X X Control 16/07/1989 CL_263 X X X X X Clave 08/08/1989 CLA265 X X X X Control 19/03/1990 CL_266 X X No control 08/02/1989 CL_268 X X X X Control 07/09/1989 CL_268R X X No control 01/10/1994 CL_272 X X X X Control 06/06/1989 CL_276 X X X X Control 01/11/1989 CL_278 X X No control 29/11/1989 CL_179 X X No control 20/11/1989 CL_280 SP X No control 12/12/1989 CL_283 X X No control 07/12/1989 CLA286 X X No control 03/01/1990 CLA287 X X No control 09/01/1990

185



Pozo Caliper Gr Densidad Neutrón Sónico Tipo Fecha de perfilaje CLA345 X X X X X X Clave 12/04/1992 CLA347 X X No control CL_348 X X No control 26/04/1992 CL_349 X X X X Control 08/12/1992 CLA352 X X No control 29/8/1994 CL_353 X X No control 18/08/1994 CLA357 X X No control 25/11/1994 CLA359 X X No control 29/08/1995 CL_360 X X X No control 05/11/1995 CLA363 X X X No control 25/02/1996 CLA364 X X X X X Control 23/03/1996 CLA365 X X No control 23/04/1996 CLA368 X X X No Control 16/07/1996 CL_372 X X X No control 18/01/1997 CL-374 X X X X X Control 28/04/1997 CLA378 X X X X Control 03/10/1997 CLA383 X X No control 04/02/1998 CLA-384 X X No control CLA385 X X No control CLA389 X X X X Control 02/01/1999 CLA390 X X X X Control 08/07/1999 CLA391 X X X X Control 06/08/1999 CL-392 X X X No control 30/08/1999 CL-393 X X No control 25/09/1999 CL-394 X X X X Control 15/10/1999

186

POZOS TSD NaCl (eq.) Rw @ 75ºFTOMA ANALISIS ppm m-Eq/l ppm m-Eq/l ppm m-Eq/l ppm m-Eq/l ppm m-Eq/l ppm m-Eq/l ppm m-Eq/l ppm

CLA-62 01-Feb-77 11-Feb-77 19,00 0,95 2145,00 93,26 10,00 0,82 1099,00 30,99 51,00 1,06 120,00 4,00 3600,00 59,00 ND 4339,50 1,238CLA-120 14-Ago-77 01-Sep-77 16,00 0,80 2490,00 108,25 7,00 0,58 709,00 19,99 42,00 0,87 225,00 7,50 4958,00 81,26 7137,00 4679,90 1,152CLA-120 13-Ago-77 01-Sep-77 8,00 0,40 2501,26 108,80 2,00 0,16 745,00 21,01 41,00 0,85 225,00 7,50 4881,00 80,00 7266,00 4695,34 1,149CLA-157 20-Abr-82 26-Abr-82 11,00 0,55 2531,88 110,13 3,00 0,25 387,00 10,91 0,00 0,00 0,00 0,00 6102,00 100,01 9124,00 4523,34 1,190CLA-122 2-Jun-78 06-Jun-78 20,00 1,00 2317,00 100,72 1,00 0,08 372,00 10,49 5,00 0,10 150,00 5,00 5260,00 86,21 7426,00 4185,55 1,281CL-129 21-Jul-83 1-Ago-83 17,00 0,85 2269,88 98,73 4,90 0,40 1418,00 39,99 48,00 1,00 168,00 5,60 3258,00 53,40 7427,00 4707,93 1,146CLA-132 18-Jun-80 25-Jul-80 24,00 1,20 2304,54 100,24 5,00 0,41 1413,00 39,85 0,00 0,00 0,00 0,00 3783,00 62,00 6488,00 4787,83 1,128

Limite Superior 24,00 1,20 2531,88 110,13 10,00 0,82 1418,00 39,99 51,00 1,06 225,00 7,50 6102,00 100,01 9124,00 4787,83 1,281Limite Inferior 8,00 0,40 2145,00 93,26 1,00 0,08 372,00 10,49 0,00 0,00 0,00 0,00 3258,00 53,40 6488,00 4185,55 1,128Promedio 16,43 0,82 2365,65 102,88 4,70 0,39 877,57 24,75 26,71 0,56 126,86 4,23 4548,86 74,56 7478,00 4559,91 1,183

HCO3-Cl- SO4-- CO3--FECHA Ca++ Na+ Mg++

STIFF CLA 62(01-FEB-77) STIFF CLA 120(13-AGO-77)

STIFF CLA 120(14-AGO-77)(M-2) CLA-157 (20-ABR-82)

CLA-122 (02-JUN-78)

CL-129 (21-JUL-83)

CLA-132 (18-JUN-80)

Apéndice B Estudio estadístico de la resistividad del agua de formación antes del proceso de inyección de agua.Yacimiento C-4-X.46

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ANEXOS

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