UNIDAD II

1.3. Evaluación del Modelo Geológico.

Previamente a la determinación de los límites y barreras de

yacimientos, es necesario definir su modelo geológico, es decir, estudiar la

geometría de los cuerpos sedimentarios que contienen hidrocarburos y los

factores estructurales que inciden en la acumulación.

A continuación se discutirán los aspectos estratigráficos que controlan

la configuración geométrica de la roca-yacimiento.

1.3.1. El ambiente fluvio deltaico sus depósitos.

Los ambientes sedimentarlos ejercen un gran control sobre las

configuraciones geométricas, y sobre las características petrofísicas y litológicas

de los sedimentos depositados en ellos. En vista de su importancia, se considera

que su estudio es clave para la evaluación geológica de los yacimientos. La

mayoría de los cuerpos de arena con hidrocarburos en el mundo se han

sedimentado en un ambiente fluvio-deltaico;

En las figuras 1.5, 1.6 y 1.7 se muestran modelos idealizados de

ambientes de ese tipo. La sedimentación fluvio-deltaica tiene lugar en tres

ambientes distintos: Fluvial, Deltaico y Prodeltaico.

Figura 2.5. Modelo Idealizado de una sedimentación fluvio

deltaica (principio de progradación)

Medio Fluvial

En el medio Fluvial se constituyen cuerpos de arena de gran desarrollo

lateral y vertical en forma de canales de corrientes entrelazadas y/o barras de

meandro de crecimiento lateral. El ambiente Deltaico se origina por la divagación

del río en la planicie o llanura. La sedimentología de los granos de arena y de las

partículas de limo ocurre por la disminución de la velocidad de la corriente por

pendientes bajas y por la acción de contención de las aguas marinas.

En la parte superior del delta, el río en épocas de inundación rompe

orillas o diques naturales y desarrolla cuerpos denominados abanicos de rotura en

forma de pequeños deltas. Así mismo arrastra partículas de arena y las deposita

en los lados y en el fondo del río, formando barras de meandros y canales.

Figura 1.6. Morfología General de un Delta. Modelo idealizado de una sedimentación Fluvio Deltaica

En la parte inferior, donde el río se aproxima a su desembocadura en el

mar, se bifurca en brazos o canales distributarios y forma en el fondo cuerpos

arenosos de grano fino a medio. Entre estos canales, se pueden desarrollar facies

arcillosas y ligníticas propias de pantanos.

Frente Deltaico

En el frente deltaico, la influencia de las aguas marinas provoca la redistribución

y sedimentación de los granos de arena aportados por las aguas de los canales

distributarios, originando barras de desembocadura de gran extensión.

Figura 1.7 Secuencia Sedimentaria

La frecuente progradación de los sedimentos hacia el mar produce la

sedimentación de canales sobre barros, constituyendo así un solo cuerpo de

arena denominado pareja deltaica.

Figura 1.8. Sección Esquemática de un Delta

Ambiente Prodelta

El ambiente Prodelta es la zona de aguas abajo del delta donde se

sedimentan las partículas más finas (arcillas y limos). Por su ubicación

buzamiento abajo de las facies arenosas y su naturaleza litológica, se les

considera como rocas madres potencialmente generadores de hidrocarburos

(figura 1.5.)

El perfil eléctrico en la figura 1.8, muestra la secuencia estratigráfica de

los cuerpos de arena y las curvas características de los ambientes fluviales,

deltaicos y prodeltaicos.

Los depósitos descritos anteriormente son productos de una evolución

sedimentarla donde los procesos de progradación, abandono, aporte de nuevos

sedimentos, trasgresión y regresión, originaron la secuencia estratigráfica del

ambiente fluvio-deltaico.

1.3.2. Principales tipos de Cuerpos Sedimentarios del Ambiente Fluvio

Deltaico.

Canal:

En el ambiente fluvial, los sedimentos de canal se caracterizan por el

desarrollo de una secuencia vertical de arenas en forma masiva con delgadas

intercalaciones de lutita.

El perfil eléctrico de la curva SP o la curva GR es abrupto en el tope y

en la base, debido a su origen por migración lateral del canal o corrientes

entrelazadas. Su electrosecuencia es de tipo cilíndrica.

Estos cuerpos son de gran extensión y difíciles de correlacionar, no

poseen orientación local definida (figura 1.9), son de buena comunicación lateral y

vertical, y presentan sus mejores características petrofísicas en la base y en el

medio del cuerpo de arena.

Sus modelos geológicos están representados en las figuras 1.10 y 1.11.

Figura 1.8 Perfil Eléctrico de las características de los ambientes fluvial,

deltaico y prodeltaico

Figura 1.9 Mapa de Distribución de Facies de la Arena Mu-

Campo Melones

Figura 1.10. Modelo Geológico de los Depósitos Fluviales

(Cinturón de Barra de Meandros)

Figura 2.11

Figura 2.12. Mapa de Distribución de Facies Arena J3 Campo

Elotes

Figura 2.13. Sección estratigráfica sur-norte Arena J-3

Campo Melones

En el ambiente deltaico, los canales tienen forma de cuerpos alargados

(canal distributario) o meandriformes (barras de meandro) (fig. 1.12 y 1.13). Sus

características principales son:

Perfil de curvas SP o GR de contacto abrupto en la base y

gradacional hacia el tope, con electrosecuencia de tipo cilíndrico o

acampanado, que refleja decrecimiento de granos hacia el tope.

Orientación comúnmente perpendicular al rumbo de la estructura.

Brusca variación lateral de los espesores.

Desarrollan en la base del cuerpo y hacia el centro del canal sus

mejores características petrofísicas.

Asociados verticalmente a capas de lignitos, cuerpos de mismo tipo,

y lutitas de espesor variable y lateralmente, a depósitos de llanura de

inundación.

De secuencia vertical masiva y/o con intercalaciones de lutita que

originan aparente división en lentes sin posible correlación.

Los modelos geológicos correspondientes se muestran en las figuras

1.14 y 1.15.

Figura 1.14. Modelo Geológico de Depósitos Deltaicos (canal

distributario)

Abanicos de Rotura.

Estos cuerpos se forman en la planicie deltaica inferior cerca de la

desembocadura de los canales distributarios. Tienen forma de abanico y se

forman cuando las aguas del curso del río rompen sus orillas (fig. 1.14).

Sus características son:

Espesores delgados y extensión variable.

Sin electrosecuencia definida en los registros eléctricos.

Asociados verticalmente a gruesos espesores de lutitas, arenas del

mismo tipo y lignitos.

Asociados lateralmente a cuerpos de arena de canal de orientación

perpendicular a ellos.

Sus mejores características petrofísicas están cerca del canal.

El modelo geológico respectivo se muestra en la figura 1.15.

Figura 1.15. Modelo Geológico de Depósitos de Canal y de Inundación en planicie Fluvio-Deltaica (Barra de Meandro, Abanico de Rotura y Dique

Barras de Desembocadura

Se forman en el ambiente deltaico por depositación de la carga de

sedimentos arrastrados por los canales distributarios. Sus formas y espesores son

variables dependiendo de la acción de las olas en el frente deltaico y de la energía

de la corriente en los distributarios. Se caracterizan por:

Una secuencia vertical de contacto abrupto en el tope y pendiente hacia

la base que indica incremento de la granulometría y disminución de la

arcillosidad hacia el tope.

Forma de campana invertida en el registro eléctrico.

Orientación deposicional paralela o perpendicular a la costa.

Características petrofísicas mejores hacia el tope del cuerpo de arena.

Generalmente forma depósitos estratigráficos.

Se asocian verticalmente a gruesos espesores de lutitas, relleno de canal

distributario, abanicos de rotura y capas de lignitos.

Las arenas de estos depósitos gradan buzamiento abajo hacia limos y

lutitas del prodelta.

El modelo geológico esquemático se muestra en la figura 1.16.

Figura 1.16. Modelo Geológico de Depósitos Deltaicos (Barra de

Desembocadura)

1.4. Determinación de la Geometría del Yacimiento y sus Límites.

La identificación del tipo de depósito constituye un paso clave en

cualquier estudio geológico de yacimientos, debido a que la distribución

areal de los sedimentos y su calidad está condicionada a los procesos

ambientales de sedimentación.

Para tener una representación geométrico del yacimiento con sus

límites es necesario preparar una combinación de varios tipos de mapas:

1..4.1. Mapas Isópacos

1. Mapas Isópacos de Arena Total

Es la representación en un plano horizontal de los espesores de

un cuerpo de arena, medidos en los perfiles de pozos (registros eléctricos,

densidad, microlog, etc).

El espesor de arena total de cada cuerpo de arena, se determina

estableciendo el tope y la base del cuerpo completo (fig. 1.17).

Figura 1.17. Determinación de la Base y Tope de la arena

La construcción del isópaco se realiza trazando contornos de igual

espesor, guiándose con el modelo sedimentológico establecido

previamente. La simbología es el trazado discontinuo (fig. 1.18). La

interpretación de este mapa informa sobre la orientación del cuerpo de

arena y su distribución.

Figura 1.18. Sección Estructural

2. Mapa isópaco de Arena Neta

Se construye de igual forma que el mapa anterior, pero el espesor

de arena se determina estableciendo como limite de arena permeable el

que corresponde al 50% del volumen de arcilla según fórmula del perfil de

Gamma Ray (fig. 1.19).

vSH=

GR−GRarena limpia

GR lutita−GR arena limpia

Figura 1.19. Perfil de Rayos Gamma

3. Mapa Isópaco de la Arena Petrolífera.

Determina la geometría de la arena neta saturada de

hidrocarburos. Se elabora a partir del mapa de arena neta al cual se le

integran los límites del yacimiento, que generalmente son los siguientes:

Falla normal sellante buzamiento arriba

Contacto agua - petróleo original (CAPO) buzamiento abajo.

Para precisar mejor el volumen de arena neta con hidrocarburos

se diseña la cuña de agua en el área ubicada entre las dos trazas del CAPO

(tope y base de la arena). Es de hacer notar que:

La traza del CAPO en el tope de la arena corresponde al valor de

arena neta petrolífera (ANP).

Los Isópacos de la ANP ubicados buzamiento arriba de la traza del

CAPO. en la base de la arena, se corresponden con los isópacos

de arena neta.

Es a partir de este mapa que se evalúan los volúmenes de arena

neta con hidrocarburos.

Nota Importante: En los casos de contacto gas-agua y contacto gas-

petróleo se procede de forma similar.

1.4.2 Mapa Estructural.

Es la proyección en el plano horizontal del tope o la base de un

cuerpo de arena o nivel estratigráfico de interés (figura 1.20).

El mapa nos muestra la relación espacial del nivel estratigráfico

cartografiado y en él se indica la distribución de los fluidos dentro del

yacimiento. Está conformado por:

(a) Los contornos o curvas estructurales.

(b) Las trazas de las fallas

Figura 1.20. Modelo Estructural de un cuerpo del Área Mayor de Oficina,

Venezuela

1. Contornos Estructurales

Son líneas o curvas de igual profundidad, referidas al nivel del mar

del tope del cuerpo de arena. Su trazado e interpretación informa sobre

(figura 1.21):

La orientación geográfica del estrato mapeado (rumbo)

La inclinación y magnitud (buzamiento) medida en un plano vertical,

normal al rumbo.

La morfología de la estructura (pliegues anticlinales, homoclinales,

etc).

Figura 1.21. Fallas y Contornos Estructurales en el Area Mayor de Oficina.

2. Fallas y sus características principales

Las fallas son fracturas a lo largo de las cuales se ha efectuado un

movimiento de las estratos. Son, así, estructuras planares factibles de ser

representadas por trazas en un mapa estructural.

Las trazas de una falla en un plano horizontal resultan de la intersección del

plano de la fractura y el plano horizontal (fig. 1.22).

Figura 1.22. Traza de Falla en un plano horizontal y vertical

La magnitud del desplazamiento se determina por correlación de

perfiles, cuando falta la sección estratigráfica que ha sido desplazada (fig.

1.23). El plano de la falla se representa por líneas paralelas cuya dirección

indica el rumbo. La inclinación es el ángulo entre una superficie horizontal y

el plano de la falla y se mide en un plano vertical cuyo rumbo es

perpendicular a la falla (fig. 1.22).

La función principal de las fallas en los yacimientos es servir de barrera a la

migración de los hidrocarburos, cuando por movimientos relativos de los

estratos un cuerpo saturado de hidrocarburos se desplaza a lo largo de la

fractura y se detiene frente a un estrato impermeable o lutita.

Figura 1.23. Correlación entre los Pozos