Modelo Petrofísico para El Yacimiento B-5-X.09 - 19 PDF
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e
= Porosidad efectiva, fraccin.
7.2.2. Modelo de Indonesia para calcular (SW).
La relacin de Poupon-Leveaux fue desarrollada para resolver algunos
problemas en el clculo de las saturaciones de agua en la regin del sudeste asitico
(Indonesia), y es a menudo referida como la ecuacin de Indonesia. La formula est
integrada en 3 partes: una porcin de arena, una porcin arcillosa y una porcin
llamada mecanismo de vnculo cruzado entre los dos tipos de roca (arena y arena
arcillosa). La ecuacin de Indonesia provee de relativamente buenos resultados de
saturacin de agua excepto a altos valores de saturacin de agua.
67
Est representada por la siguiente expresin:
Ecuacin 26. Modelo de Indonesia para calcular (SW).
Donde:
S
w
= Saturacin de agua.
R
w
= Resistividad de agua de formacin.
R
t
= Resistividad real de la formacin.
= Porosidad efectiva.
R
sh
= Resistividad frente a la arcilla.
V
sh
= Volumen de arcilla.
(a) = Constante de tortuosidad.
(m) = Factor de cementacin.
(n) = Exponente de saturacin.
7.2.3. Modelo de Archie para calcular (SW).
La mayora de las veces este modelo es aplicado para formaciones que
contienen un volumen de arcilla menor o igual al 5%. El resultado de la propuesta de
Archie (1955) es la siguiente ecuacin:
Ecuacin 27. Modelo de Archie para calcular (SW).
Donde;
(a) = Coeficiente de tortuosidad
e
= Porosidad efectiva, fraccin
(m) = Exponente de cementacin
R
w
= Resistividad del agua de formacin.
68
R
t
= Resistividad total de la formacin.
7.3. Modelos para determinar la porosidad absoluta (t).
Existen una serie de modelos que fueron determinados en el pasado y que han
evolucionando a lo largo del tiempo;
7.3.1. Modelo de densidad para calcular porosidad.
Ecuacin 28. Porosidad total con perfil de densidad.
Donde;
t = Porosidad Total.
m = Densidad de matriz.
b = Densidad leda en el registro.
f = Densidad del Fluido.
7.3.2. Modelo de neutrn para calcular porosidad.
Ecuacin 29. Porosidad total con base al perfil de neutrn.
Donde;
t
= Porosidad Total
N
= Porosidad tomada del registro Neutrn
69
7.3.3. Modelo de densidad - neutrn para calcular porosidad.
Primero se calculan las porosidades con los registros de densidad y luego por
registro neutrn.
Ecuacin 30. Porosidad perfil densidad y neutrn (1).
De ser mayor la porosidad conseguida en el registro de neutrones, se utiliza la
siguiente formula;
Ecuacin 31. Porosidad perfil densidad y neutrn (2).
Donde;
t
= Porosidad Total.
N
= Porosidad tomada del registro Neutrn.
D
= Porosidad tomada del registro de Densidad.
ma
= Densidad de Matriz.
b
= Densidad leda del registro.
f
= Densidad del Fluido.
70
7.4. Modelos para determinar la permeabilidad absoluta (K).
Existen una serie de modelos que integran los valores de porosidad y saturacin
de agua irreducible, y se adaptan a las condiciones de yacimientos existente en el
occidente del pas, entre los ms destacados en la literatura estn;
7.4.1. Modelo de Timur para calcular permeabilidad.
Ecuacin 32. Modelo de Timur para la permeabilidad.
Donde;
K = Permeabilidad.
= Porosidad.
S
wirr
= Saturacin de agua irreducible.
Vsh = Volumen de arcilla.
7.4.2. Modelo de Timur modificado para la permeabilidad.
Ecuacin 33. Modelo de Timur modificado para permeabilidad.
Donde;
K = Permeabilidad.
= Porosidad.
S
wirr
= Saturacin de agua irreducible.
71
Vsh = Volumen de arcilla.
7.4.3. Modelo de Turner para calcular permeabilidad.
Ecuacin 34. Modelo de Turner para la permeabilidad.
Donde;
K = Permeabilidad.
= Porosidad.
S
wirr
= Saturacin de agua irreducible.
Vsh = Volumen de arcilla.
7.4.4. Modelo de Coates Dumanoir para permeabilidad.
Ecuacin 35. Modelo de Coates Dumanoir para permeabilidad.
Donde;
K = Permeabilidad.
= Porosidad.
S
wirr
= Saturacin de agua irreducible.
Vsh = Volumen de arcilla.
8. Calidad de Roca.
La calidad de la roca est determinada por la geometra de poros. Esta a su vez
depende de la mineraloga, es decir, del tipo, abundancia, morfologa y ubicacin
72
relativa de la garganta poral y textura, es decir tamao de grano, forma, escogimiento y
empaque.
Varios cambios internos de estos atributos geolgicos indican la existencia de
distintas unidades de roca con atributos de garganta poral similares. La determinacin
de estos atributos es importante para la zonificacin del yacimiento en unidades con
propiedades hidrulicas similares. El concepto de radio hidrulico es clave para el
entendimiento de las unidades hidrulicas y para relacionar la porosidad, la
permeabilidad y la presin capilar. Kozeny Carman explican la relacin entre porosidad
y permeabilidad involucrando el radio del capilar y otras magnitudes importantes.
Ecuacin 36. Permeabilidad segn Kozeny Carman.
Donde;
K = Permeabilidad, cm
2
.
= Porosidad, fraccin.
Hc = Constante de las propiedades de textura.
Esta ecuacin asume la constante (Hc) como el factor de forma, tortuosidad y
rea superficial especfica de la red de poros es constante. Esta consideracin no es
cierta porque la tortuosidad y el factor de forma varan grandemente de una muestra a
otra dependiendo de la heterogeneidad de la formacin. El ndice de calidad del
yacimiento (Amaefule, 1988) permite determinar la calidad de yacimiento, y es una
buena aproximacin del radio medio hidrulico.
Ecuacin 37. Calculo del ndice de calidad de roca.
73
Esta ecuacin utiliza el Indicador de la calidad de flujo (KH) y almacenamiento de
la roca (H), muy importante para determinar las mejores zonas del yacimiento. Por su
parte Amaefule expresa la relacin entre el volumen de poros y el volumen de granos
derivados de la ecuacin de kozeny Carman como:
Ecuacin 38. Calculo de la porosidad normalizada.
Como las propiedades de textura de una roca cambian segn el modelo
depositacional, se puede derivar un indicador de unidad hidrulica que tome en cuenta
los cambios de la tortuosidad y el rea superficial de la ecuacin de Kozeny Carman
as;
Ecuacin 39. Calculo del indicador de unidad hidrulica (FZI).
Donde;
RQI
= ndice de calidad de roca.
z
= Porosidad normalizada.
El FZI depende de las gargantas y atributos de los poros, adems est
relacionado con textura, tipo de arcilla, geometra de la red de poros y los efectos
diagenticos. Al combinar las relaciones de FZI, RQI y
z
es posible derivar la ecuacin
de una lnea recta.
Ecuacin 40. Relacin entre factores (FZI / RQI /
Z
).
74
Esta ecuacin permite cuantificar los valores de FZI que en la ecuacin de
Kozeny Carman son considerados constantes. Por otra parte en un grfico logartmico
de RQI Vs.
z
todas las muestras con valores similares van a caer en una lnea recta
de pendiente unitaria.
Las muestras con valores de FZI diferentes, caern en otras lneas paralelas. Es
importante destacar que el valor de la constante FZI puede determinarse, a partir del
intercepto de la lnea recta de pendiente unitaria en el valor de
z
=1(Log
z
)=0. Las
muestras que caen en una misma lnea recta tienen atributos similares de garganta de
poros y por consiguiente, constituyen unidades hidrulicas. Resulta pertinente
puntualizar que existen ecuaciones alternativas a la relacin entre RQI,
z
y FZI, con las
que se pueden relacionar linealmente en un grfico logartmico la permeabilidad y la
porosidad. Ahora bien, combinando el ndice de Heterogeneidad y el anlisis de zonas
de flujo, es posible distinguir varios tipos de formaciones existentes en un pozo y/o en
un yacimiento.
El indicador de zonas de flujo (FZI) es el nico parmetro que incorpora los
atributos geolgicos de textura y mineraloga (representados en la constante de Kozeny
Fs que involucra el factor de forma y la tortuosidad con el rea superficial por unidad
de volumen de grano Sgv) en la discriminacin de las unidades hidrulicas. En general,
existen rocas constituidas por granos finos, pobremente escogidos que tienden a exhibir
mayor rea superficial y tortuosidad, por lo que FZI es bajo. Por el contrario, existen
rocas ms limpias, de grano grueso y bien escogido que exhiben menores reas
superficiales, menores factores de forma Fs, menor tortuosidad y en consecuencia
mayor FZI.
El indicador de zonas de flujo, es correlacionado con ciertas combinaciones de
respuestas de perfiles de pozos para desarrollar modelos de regresin para generar
predicciones de permeabilidad en intervalos o pozos en los que no se disponga de
ncleos.
La caracterizacin de los patrones de flujo en el yacimiento se puede utilizar para
complementar el proceso de descripcin del yacimiento para integrar los modelos
75
depositacionales, diagenticos y de flujo. Una vez identificadas las zonas de flujo y su
distribucin espacial, es posible mejorar las actividades involucradas con la exploracin
y explotacin del yacimiento.
Entre las actividades que pueden ser beneficiadas con estas caracterizaciones estn;
Completacin y produccin, de acuerdo con la zonificacin del yacimiento
proporcionado por el anlisis de zonas de flujo, es posible clasificar los intervalos de
produccin de acuerdo con la calidad del yacimiento para mejorara los diseos de
produccin y as optimizar la eficiencia del proceso de recobro de hidrocarburos.
Evaluaciones del dao de formacin y sus estrategias de control, los intervalos con
caractersticas de flujo similares muy probablemente tienen caractersticas de dao
similares, debido a que pertenecen a la misma unidad depositacional y gentica, con
propiedades similares.
En la geologa de yacimiento, la distribucin espacial de las zonas de flujo permite
establecer una correlacin usando los parmetros estratigrficos para definir la
continuidad y la extensin areal de los patrones de flujo del yacimiento. El modelo
diagnetico del yacimiento se podra mejorar realizando mapeo y correlaciones de
las zonas de flujo, basado en las variaciones verticales y laterales de porosidad y
permeabilidad. Relacionado las zonas de flujo con litofacies es posible entender en
forma comprensiva el ambiente depositacional y la arquitectura del yacimiento. La
naturaleza y reaccin de cada zona de flujo puede aplicarse para obtener un modelo
mejorado del comportamiento del yacimiento. Basado en los datos de zonas de flujo
es posible realizar mapas ms exactos de la capacidad de almacenamiento del
yacimiento.
Predicciones de las propiedades de las rocas, empleando anlisis estadstico y las
seales de los registro, se puede derivar una ecuacin para una unidad especfica
con datos conocidos de porosidad y permeabilidad. La ecuacin se puede usar para
predecir la calidad de la permeabilidad y porosidad del ncleo para la misma unidad
de los intervalos/pozo que posean perfiles y de donde no se disponer de ncleo.
76
Mejoramiento de las interpretaciones de ingeniera de yacimientos, los arreglos
espaciales de las zonas de flujo se determinan de la integracin de datos de las
unidades de flujo con los perfiles de pozo. Esto permite un clculo ms preciso de
las propiedades promedios de las rocas, lo cual conlleva a mejorar la historia de
cotejo y el estimado de las reservas.
Seleccin de muestras para propiedades avanzadas de las rocas, utilizando el
concepto de zonas de flujo se puede optimizar el procedimiento de seleccin y el
nmero de muestras mnimo requeridas para los anlisis, por procedimientos
estadstico, adicionalmente se puede refinar la calibracin de los perfiles elctricos.
Correlaciones mejoradas para simulacin, las litofacies son importantes para la
comprensin de la arquitectura de un yacimiento, y se pueden usar para determinar
bloques de rejillas para la simulacin de los yacimientos. Sin embargo, las zonas
de flujo pueden identificar capas dentro de las litofacies porque ellas estn definidas
en trmino de propiedades petrofsicas en lugar de caractersticas sedimentolgicas.
Adems una zona de flujo representa datos numricos que pueden ser directamente
atribuibles al carcter hidrulico de la roca. La sensibilidad de la porosidad y
permeabilidad al esfuerzo en cada una de las zonas de flujo podran ser una
herramienta muy poderosa en la completacin, produccin y agotamiento del
yacimiento, debido a que se utilizaran como un diseo ptimo y econmico del
agotamiento.
9. Mapas de Isopropiedades.
Los mapas son un recurso vital para el trabajo de gelogos, petrofsicos y los
ingenieros de desarrollo de yacimiento, ellos permiten visualizar a gran escala las
diferentes zonas de un yacimiento, miembro o cualquier rea de estudio determinada.
77
Estos mapas pueden ser estructurales, estratigrficos, isobaricos, entre otros,
para nuestro estudio los mapas de inters sern los mapas de propiedades petrofsicas,
llamados mapa de isopropiedades.
Utilizando las herramientas especializadas actuales, se logra mejorar los tiempos
de ejecucin de estos mapas y el estudio en detalle de celdas o pequeas porciones
del yacimiento de inters, la aplicacin Oil Fiel Manager (OFM versin 2005) permite
importar valores provenientes de las evaluaciones petrofsicas de otros software como
Geographix Discovery y Open Works.
La aplicacin OFM_2005 a travs de sus mdulos de mapas, interpola los
valores en celdas de pozos sin datos, generando una serie de mallas y contornos
coloreados que describen el patrn general de la distribucin de las propiedades ms
importante de las rocas en estudio.
Los mapas de isopropiedades ms importantes son;
Mapas de arena neta petrolfera del yacimiento (ANP)
Mapas Volumen de Arcillosidad del yacimiento (VSH)
Mapas de Porosidad del yacimiento (PHI)
Mapas de Saturacin de Agua del yacimiento (SW)
Mapas de Permeabilidad del yacimiento (K)
Figura 6. Mapas de isopropiedades OFM_2005.
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Con las evaluaciones petrofsicas y la visualizacin de esta serie de mapas se
pueden obtener valores promedios para el yacimiento en estudio, adems es posible
combinar matemticamente estos mapas para observar calidad de almacenamiento
(mapa de porosidad multiplicado por el mapa de arena neta petrolfera) y capacidad de
flujo (mapa de permeabilidad multiplicado por el mapa de arena neta petrolfera).
10. Clculo de POES Volumtrico.
Luego de validar la informacin petrofsica arrojada por los modelos ajustado al
yacimiento en estudio, se procede a cargar la informacin en un software que permita
realizar clculos matemticos entre mapas de isopropiedades, en nuestro trabajo estos
clculos se realizaran en Oil Field Manager (OFM_2005), aunque en esencia el
procedimiento utilizado para calcular el petrleo original en sitio (POES) por OFM_2005
es similar al de otras aplicaciones especializadas.
Una vez cargada la informacin petrofsica se procede a realizar los mapas de
arena neta petrolfera (ANP), saturacin de agua (SW) y porosidad (), luego s
utilizada el modulo de registros para guardar los valores por celdas en la memoria de la
aplicacin, posteriormente se activa el modulo de clculos entre mapas y se coloca la
ecuacin universal para el calculo de petrleo original en sitio (POES).
Figura 7. Mdulos de registros y clculo OFM_2005.
79
Como puede observarse, la ecuacin utilizada es la siguiente;
Ecuacin 41. Calculo volumtrico del POES en OFM_2005.
Donde;
POES = Petrleo original en sitio (BLS)
AREA = Es el rea expresada en (metros), la aplicacin lo calcula por celdas.
H = Es el mapa de la arena neta petrolfera expresado en (pies).
POR = Es el mapa de la porosidad (en fraccin).
Sw = Es el mapa de la saturacin (en fraccin).
Boi = Es el factor volumtrico inicial (BY/BN).
Las constantes 7758 y 4046 son constantes que transforman las unidades a Barriles.
80
CAPITULO III.
DESCRIPCIN DEL REA DE ESTUDIO.
Este trabajo de investigacin fue realizado la empresa Petrleos de Venezuela S.A
(PDVSA), una de las corporaciones energticas ms importante del mundo y el brazo
econmico ms importante de la Repblica Bolivariana de Venezuela, a continuacin se
describe la corporacin y en detalle el rea en estudio.
1. Petrleos de Venezuela Sociedad Annima (PDVSA).
Sus operaciones abarcan la exploracin, explotacin, refinacin, transporte,
distribucin y mercadeo nacional e internacional de hidrocarburos, adems controla la
industria qumica, petroqumica, de carbn y gas natural en todo el territorio nacional.
La nueva estructura organizacional de PDVSA esta caracterizada por tres grandes
divisiones; exploracin y produccin, manufactura y mercadeo y pdvsa servicios.
Figura 8. Divisiones de PDVSA
La divisin exploracin y produccin, est dirigidas a la brusquedad de nuevas
reas operativas para aumentar reservas de crudo y poder sustentar los planes de
crecimiento en la capacidad de produccin, adems es la responsable del desarrollo
eficiente de los yacimientos en etapa de produccin de crudo y gas.
PDVSA
EXPLORACIN
Y PRODUCCIN
PDVSA
MANUFACTURA Y
MERCADEO
PDVSA SERVICIOS
OPERACIONALES
PDVSA PETRLEO
Y GAS
81
La operatividad de la actividad de produccin est bajo la responsabilidad de tres
grandes divisiones en el mbito nacional; Occidente, Centro-Sur y Oriente.
Figura 9. Divisiones de produccin de PDVSA.
Figura 10. Mapas operativos de las divisiones de PDVSA.
La divisin PDVSA Occidente, comprende doce (12) unidades de produccin
asociadas a cuatro (4) distritos; Maracaibo (Noroeste), Ta J uana (Noreste), Lagunillas
(Sureste) y Tomoporo (Sur). El distrito Ta J uana esta conformado por las siguientes
unidad de produccin; en Lago Norte (Rosa Mediano, Ta J uana Lago, Lagunillas Lago)
y Tierra Norte (Tierra Este Pesado).
PRODUCCIN
SUR
PRODUCCIN
OCCIDENTE
FAJA DEL
ORINOCO
BITOR-
CARBOZULIA
PDVSA
CVP
PRODUCCIN EXPLORACIN
PRODUCCIN
ORIENTE
PDVSA
EXPLORACIN Y
PRODUCCIN
82
Las polticas de la divisin son;
Visin; ser reconocida como una divisin lder en el negocio de produccin de
hidrocarburos a travs del aprovechamiento optimo de las reservas de sus
yacimientos, la eficiencia operacional y la bsqueda continua de nuevas tecnologas
para desarrollar la actividad de perforacin y reparacin de pozos en armona con el
medio ambiente y todo el entorno, trabajando con sinergia entre las comunidades y
los asesores corporativos para establecer los escenarios de planificacin ms
rentables para maximizar el recobro de crudo y gas.
Misin; disear estrategias que permitan la recuperacin eficiente y rentable de las
reservas de hidrocarburos, mediante la elaboracin de una plan de explotacin,
promoviendo el mejoramiento continuo de los procesos asociados, garantizando el
manejo de la gestin con sentido de negocio nacional, basados en el desarrollo del
personal y la tecnologa, con el mayor grado de seguridad, proteccin ambiental,
calidad y flexibilidad, dirigido hacia la mxima satisfaccin de nuestros clientes y la
bsqueda permanente de la excelencia laboral.
2. rea de Estudio.
Nuestra rea de estudio se centra en el distrito Ta J uana especficamente en la
unidad de produccin Ta J uana Lago, en el rea Eoceno conocida como LL-370 / LL-
453 donde se encuentra ubicado el yacimiento B-5-X.09.
Figura 11. Ubicacin del rea en estudio (Yacimiento B-5-X.09).
83
2.1. Geologa regional de la cuenca del lago de Maracaibo.
La cuenca del Lago de Maracaibo perteneciente a la provincia geolgica
occidental, posee una superficie de 47.700 Km
2
de los cuales 45.500 Km
2
pertenecen a
Venezuela y el resto a Colombia. En sentido estricto y restringida a territorio
venezolano, se extiende sobre toda el rea ocupada por las aguas del lago y los
terrenos planos o suavemente ondulados que la circundan. Esta limitada al oeste
noroeste por el Piedemonte de la Sierra de Perij; al oeste suroeste por la frontera
colombiana hasta un punto sobre el ro Guarumito; al sureste por el piedemonte andino;
al este - noreste por la zona de piedemonte occidental de la Serrana de Trujillo y en su
parte norte por la falla de Oca. El eje de la Cuenca tiene orientacin SW-NE y es
paralelo al flanco Nor-Andino.
La Cuenca de Maracaibo es la primera en importancia en Sur Amrica y una de las
ms importantes en escala mundial; los siguientes datos son indicativos de su
magnitud: dentro del permetro delimitado se calcula un volumen de sedimentos de
250.000 Km
3
(con un espesor mximo de sedimentos de 11.000 m. entre el Cretcico y
Post-Cretcico). Se han descubierto un total de 40 Campos petrolferos, entre los
cuales ocho se califican como gigantes por estimarse una produccin individual final de
al menos 500 millones de barriles y se conocen unos 700 yacimientos en produccin
activa. La evolucin de la cuenca del lago de Maracaibo ha sido bastante compleja a lo
largo del tiempo geolgico debido a una serie de invasiones y regresiones marinas que
fueron determinantes para la sedimentacin, tanto de rocas madres generadoras de
hidrocarburos como recipientes adecuados para almacenarlos, y como resultado de
varios perodos de orognesis que produjeron las trampas adecuadas para retenerlos
hasta la actualidad. En realidad la Cuenca de Maracaibo no lleg a presentar una
configuracin semejante a la actual hasta el Mioceno medio (+/- 15 millones de aos)
mientras que su prehistoria se debe situar en el Permo-Trisico (+/- 230 millones de
aos). A continuacin breve descripcin de cada edad geolgica de la cuenca del lago
de Maracaibo en el rea operacional de la unidad de produccin Ta J uana Lago;
Eoceno inferior y medio; ligero levantamiento epirognico al final del Paleoceno y
probable crecimiento de las fallas del final del Cretcico, con formacin de altos
84
emergentes al comienzo de la sedimentacin eocena. Formacin de un extenso
sistema deltico, con vrtice al suroeste y extenso abanico hacia el noreste.
Sedimentacin extremadamente compleja con sedimentacin fluvial al suroeste,
fluvio-deltica sobre la plataforma y delta bajo hacia la lnea de bisagra:
Formaciones Mirador y Misoa. Al este noreste de la faja de bisagra, turbiditas y
flysh caracterstico del Surco de Barquisimeto: Formaciones Trujillo y Matatere.
Sedimentacin posterior de lutitas profundas: Formacin Pauj y lutitas turbidticas:
Formacin Mene Grande, durante el Eoceno medio superior. Transgresin del
Eoceno medio superior sobre la Cuenca de Barinas y regresin al final del mismo.
Separacin definitiva de ambas cuencas al final de este evento.
Pulsacion orogenica del eoceno superior, levantamiento generalizado de la Cuenca
del Lago de Maracaibo; periodo de fallamiento importante, particularmente en los
alineamientos longitudinales del lago con ejes de plegamiento orientados de sur a
norte; no se conocen efectos termales. Subsiguiente erosin profunda de las
formaciones del Eoceno medio que produce remocin casi total de Pauj, Mene
Grande y remocin parcial de Misoa en alineamientos occidentales del lago; erosin
total de Misoa y localmente Guasare en bloques del sur del Lago.
Fracturamiento de la seccin de calizas cretcicas y emigracin del petrleo ya
formado hacia los alineamientos levantados y fallados. Acumulaciones en trampas
cretcicas adecuadas; probable alimentacin de petrleo cretceo a recipientes
Eoceno a travs de fallas abiertas y posible disipacin de petrleo de arenas
eocenas truncadas erosionalmente, en topes de zonas levantadas. Inversin del
gradiente de la cuenca eocena, de la direccin noreste que prevaleci en la
sedimentacin antecedente a nueva direccin sur-oeste, caracterstica del Post-
Eoceno. Perodo de gran importancia en la evolucin de la cuenca petrolfera.
Durante el Oligoceno y Mioceno inferior contina el perodo erosivo en la parte
noreste del lago y comienza la sedimentacin no marina hacia el oeste - suroeste.
Eventos mio-pliocenos, al comienzo del Burdingaliense se inicia la transgresin
marina de la Formacin La Rosa, que penetr profundamente hacia el sur
depositando sus arenas basales en la parte central de la cuenca sobre la superficie
erosionada del Eoceno medio; en los bordes de la Transgresin, Costa de Bolvar y
rea de Boscn Urdaneta, ambientes costero-delticos depositaron excelentes
recipientes petrolferos en horizontes ms altos. Sobre La Rosa se sedimenta la
85
Formacin Lagunillas, menos marina, que llego a excavar fondos de canales
fluviales en lutitas de La Rosa. Esto produjo en el Campo Costanero Bolvar
secuencias arenosas recipientes de petrleo.
Otros fenmenos importantes fueron la sedimentacin del Mioceno, que constituyo
la cobertura impermeable necesaria para preservar los hidrocarburos en las arenas
truncadas del Eoceno; las arenas basales miocenas, como la arena de Santa
Brbara, en contacto con arenas eocenas truncadas fueron fcilmente alimentadas
con petrleo eoceno; el nuevo gradiente hacia el suroeste del fondo de la cuenca
miocena favoreci la migracin longitudinal hacia arriba, en direccin norte-noreste,
tanto en las arenas basales como en el plano de discordancia Eo-mioceno. Esta
migracin fue detenida principalmente por las barreras de permeabilidad formadas
en la sedimentacin marginal de la Rosa y Lagunillas o por sellos de asfalto
buzamiento arriba.
Al final del Mioceno se produjo el levantamiento definitivo de la cordillera de los
Andes en forma predominantemente vertical; en su norte se depositan gruesas
capas continentales caractersticas de la anterior antefosa andina subsidente. No
hay indicios de compresin en el centro-norte de la cuenca, como consecuencia de
este levantamiento. La antefosa andina subsidente pudo tener cierta importancia en
la produccin y acumulacin de hidrocarburos; su pronunciada subsidencia y el
espesor de la columna pudieron proporcionar ciertas rocas madres, que a lo largo
de la historia geolgica no haban alcanzado profundidad suficiente ni la presin y
temperaturas necesarias para producir hidrocarburos.
La historia de la Cuenca Petrolfera de Maracaibo se termina durante el Cuaternario
con la formacin de notables manifestaciones externas indicativas de la presencia
de hidrocarburos, tales como lagos de asfalto, menes, emanaciones de gas, etc. En
conclusin las principales acumulaciones de hidrocarburos se encuentran en las
areniscas de origen deltico del Eoceno y del Mioceno. Una tendencia general
indica que los crudos ms livianos y los condensados yacen en las formaciones ms
antiguas y profundas (Cretcico, Basamento, Paleoceno) mientras que en las
arenas someras se consigue petrleo de mediano a pesado.
86
2.2. Estratigrafa del campo costanero Bolvar.
La formacin misoa del cenozoico (terciario: eoceno).
Es una formacin cuyos sedimentos varan dependiendo de su posicin en la
cuenca, del ambiente de sedimentacin, de la distancia entre ellos y de la fuente de los
mismos. Hacia el noreste hay ms lutitas y areniscas de grano fino, mientras que hacia
el sur y sureste, el porcentaje de arena aumenta al 80 y 90% de la seccin, y los granos
se hacen ms gruesos. Se encuentran areniscas, limolitas y lutitas intercaladas en
distintas cantidades, en toda la seccin y hacia el este, en la sierra, algunas capas de
caliza en la parte inferior. En el rea del lago se encuentran capas delgadas de caliza,
en la parte inferior. Las areniscas presentan tamaos variados de grano, pero en
general, son de grano fino y gradan a limolitas y luego a lutitas. Son micceas,
frecuentemente carbonceas y generalmente bien estratificadas a macizas. Se
presentan en unidades compuestas, con espesores normales de varias decenas de
metros, las cuales localmente se agregan para totalizar espesores de centenares de
metros, formando serranas pronunciadas. En el subsuelo, estas mismas arenas forman
yacimientos mltiples verticales, con distribucin lateral de decenas de kilmetros. Las
lutitas tienen composicin variable, casi siempre son micceas, arenosas a limolticas,
con abundantes estratos delgados, estras y pelculas de arena, limo y material
carbonceo (incluyendo restos de hojas), que les den un aspecto laminado con
estructura "flaser".
Se presentan tanto en forma de intercalaciones menores en las unidades
compuestas de arenisca-limolita, como en secuencias que alcanzan varios centenares
de metros de espesor, entre complejos de areniscas. Las lutitas han sido depositadas
en ambientes de prodelta, de aguas someras e interdeltico, principalmente, y son
diferenciables por las delgadas capas de lignito y por el material carbonceo que
contienen. Las calizas son escasas y se presentan en la base de la formacin, en la
regin suroriental y en el subsuelo del lago. Son de color gris a gris azulado, duras, con
espesores de menos de un metro a varios metros, arenosas, gradando a areniscas
calcreas. Generalmente son bioclsticas, con foraminferos grandes, algas y
fragmentos de moluscos. En las antiguas referencias se denominaban Segundo
87
Horizonte de Orbitoideos. La Formacin Misoa representa un proceso sedimentario que
vara desde deltico alto, al suroeste y sur, a deltico bajo y marino somero al norte y
noreste. Esta formacin junto con su equivalente, la Formacin Mirador, fueron
depositadas por un enorme complejo fluvio-deltico, por ros provenientes del sur y
suroeste.
Formacin pauji del terciario (eoceno medio).
Unidad del eoceno con espesa secuencia de lutitas, claramente diferenciable de las
areniscas de las formaciones Misoa infrayacente, y Mene Grande suprayacente. Las
lutitas tpicas tienen color gris mediano a oscuro, y son macizas a fsiles y
concrecionarias. En estado fresco, son firmes, y frecuentemente exhiben fractura
concoidal, pero meteorizan rpidamente a masas blandas y escamosas. En general,
hay una virtual ausencia de arenas; una excepcin, restringida a la regin de Mene
Grande, es la Arena de Pauj Medio (Middle Pauj Sand). En el subsuelo del lago de
Maracaibo, se reconocen espesores erosionados de hasta 820 m en Ceuta, y en el
centro del lago hay hasta 200 m preservados. Las lutitas de Pauj, en especial su
porcin superior, contienen ricas faunas de foraminferos, esta rica y variada fauna de
indican que la formacin a travs del rea de deposicin reconocida, fue depositada en
aguas limpias y profundas, de talud superior y medio.
Formacion la Rosa del cenozoico (terciario: mioceno temprano).
a) Miembro Santa Brbara, Est formado por areniscas arcillosas poco consolidadas,
grises a marrones, que localmente pueden alcanzar espesores bastante grandes, lutitas
gris verdoso interlaminadas con areniscas. En el rea de Cabimas, las lutitas forman un
intervalo de hasta 28 m entre cuerpos de arenisca. Tambin se encuentran lignitos y
ndulos de siderita. Sutton menciona capas delgadas de caliza dura en la parte sur del
campo costanero de Bolvar.
b) Lutita La Rosa, Lutitas gris verdoso a verde claro, fsiles, con laminaciones.
Intercalaciones de areniscas delgadas fosilferas. Arenas Intermedias, Arenas arcillosas
en capas delgadas con lutitas verdosas fosilferas y arcilitas arenosas.Arena la Rosa,
Areniscas friables, macizas de grano fino, gris a marrn y lutitas gris verdoso con
moluscos y foraminferos. La Formacin contiene una prolfica fauna de moluscos y
foraminferos. El Miembro Santa Brbara representa la primera etapa de la invasin
88
marina, sobre la superficie erosionada del Eoceno y/o de la Formacin Icotea. Los
sedimentos, y la escasa fauna de moluscos, son indicativos de aguas poco profundas.
La Lutita de La Rosa, suprayacente, corresponde a la mxima extensin de la
transgresin de un mar poco profundo, que cubri la mayor parte de la cuenca de
Maracaibo. La Arena Intermedia y la arena La Rosa, representan el proceso regresivo
siguiente, y se caracterizan por depsitos de barras de desembocadura y barras de
playa. Hacia el tope, los depsitos presentan mayor influencia deltica, hacindose
similares a los del Miembro Lagunillas inferior, de la Formacin Lagunillas
suprayacente. La Formacin La Rosa yace con fuerte discordancia angular sobre la
Formacin Misoa, del Eoceno, o sobre la Formacin Icotea, en las reas donde sta se
deposit, en cuyo caso el contacto es paraconcordante. Hacia arriba, la formacin pasa
transicionalmente a la Formacin Lagunillas. Hacia el oeste del lago de Maracaibo, la
formacin pasa lateralmente a la Formacin Macoa, hacia el noreste del lago, La Rosa
se correlaciona con la Formacin Agua Clara, de la cuenca de Falcn. En los miembro
Santa Brbara y la Rosa, estn los yacimientos del campo costanero de Bolvar,
especialmente en las reas de Ta J uana, Punta Bentez y La Rosa.
Formacin Lagunillas del cenozoico (terciario: mioceno).
En trminos generales, esta Formacin Miocena consiste en areniscas poco
consolidadas, arcillas, lutitas y algunos lignitos. Las caractersticas individuales de los
miembros reflejan el cambio de ambiente marino somero, a deltico y fluvial. La mayor
abundancia de fsiles ocurre en los miembros Laguna y Lagunillas Inferior. En el
miembro laguna hay un conjunto de gasterpodos y pelecpodos. Tambin se observan
foraminferos como: Bolivina y Reussella, Ammobaculites, Cibicides, Elphidium. La
parte basal de la formacin (Miembro Lagunillas Inferior), representa un complejo
deltico, progradante sobre la Formacin La Rosa, y procedente del sur y sureste. El
Miembro Laguna corresponde a un aumento temporal de las condiciones marinas, con
predominio de barras litorales. La porcin superior (Miembro Bachaquero) representa
un ciclo regresivo, con predominio de ambientes delticos y fluviales. Miembro
Lagunillas Inferior, El intervalo se compone esencialmente de areniscas friables, de
grano fino, de color variable de marrn a gris claro y a blanco, intercaladas con lutitas
gris claro, gris verdoso o gris oscuro. Localmente se encuentran lignitos. La unidad es
importante productora de petrleo en los campos costaneros de Bolvar, lago de
89
Maracaibo. Hacia el centro del lago es equivalente al denominado miembro Marlago.
Miembro Ojeda, En la costa oriental del lago; consiste en unos 140 m (410) de arcillas
moteadas, areniscas color gris, localmente glauconticas y lutitas grises. En el rea lago
Central, se encuentran lutitas color gris a gris verdoso y gris oscuro, areniscas colores
blanco, gris o marrn y lignitos.
Miembro Laguna, La unidad consiste esencialmente en arenas, que se
distinguen por la presencia de capas glauconticas y lutitas fosilferas, que contienen la
fauna ms significativa de toda la formacin: un conjunto de moluscos de aguas
marinas someras mencionado por Hoffmeister (1938) y designado con el nombre de
Zona de Lithophaga. Es importante productora de petrleo en la cuenca del Lago de
Maracaibo.
Oficialmente esta dividido en dos sub-unidades: Laguna Superior y Laguna
inferior, la primera unidad se caracteriza poseer areniscas, pobremente consolidadas
con intercalaciones de lutitas carbonceas; y la segunda esta caracterizada por
areniscas no consolidadas, intercaladas con limolitas. Miembro Bachaquero, Est
formado por areniscas arcillosas potentes, de colores gris o marrn con arcillas grises,
marrn o moteadas, lutitas gris a gris azulado y lignitos.
La unidad es importante productora de petrleo en los campos de la costa
oriental del lago de Maracaibo. En el centro del lago es equivalente al denominado
miembro Urdaneta.
Formacin la puerta: cenozoico terciario: mioceno medio-tardo
Esta compuesta por arcilitas abigarradas en colores azul, amarillo, verde y rojo; limolitas
pardas y areniscas macizas, friables, de colores gris y verdoso claro. La unidad
contiene intercalaciones marinas de menor espesor y no contiene lignitos. Young (1960)
la subdividi en tres miembros que denomin Poro, Playa y Timoteo, en secuencia
ascendente. El inferior consiste de arcillas abigarradas rojas y grises; el intermedio, de
arenas grises, subgrauvacas y arcillas; el superior, de arcillas rojas. El contacto inferior
con la Formacin Lagunillas se considera como concordante. Young (1960) postul su
90
concordancia por debajo de la Formacin Onia (Plioceno), y Sutton (1946) la consider
como discordante por debajo de la Formacin El Milagro (Pleistoceno).
2.3. Estructura del campo costanero Bolvar.
El Eoceno y las formaciones ms antiguas estn intensamente plegadas falladas,
y toda la regin fue erosionada a una penillanura antes del depsito del Oligo-Mioceno,
con excepcin del rea de Pueblo Viejo, estructura activa an durante el depsito del
Mioceno. Las lneas estructurales en la discordancia de la base del Mioceno son por
consiguiente una representacin general de la estructura de los sedimentos del
Mioceno.
Esta estructura es homoclinal con buzamiento suave de 1 a 4 hacia el sur con y
plegamientos fallamientos locales. Se conocen estructuras Miocenas de pequeo
relieve, como los sinclinales de Cabimas y Ambrosio, y fallas que cortan el Mioceno,
como la falla de Ta J uana. Las fallas mayores se encuentran en las capas Eocenas y
otras ms antiguas, aunque varias de estas fallas se extienden y cortan los sedimentos
Oligo-Miocenos; un ejemplo es la gran falla inversa, con 1.000 pies de salto vertical, en
el flanco oeste del anticlinal de Pueblo Viejo. Se distinguen dos sistemas de fallamiento:
un sistema mayor longitudinal de rumbo noreste y buzamiento alto, y otro sistema
transversal de direccin noroeste-sureste.
2.4. Unidad de produccin Ta J uana lago.
Su rea de operaciones se encuentra ubicada en el noreste del Lago de
Maracaibo y abarca el campo Ta J uana del Campo Costanero Bolvar, produce de las
edades geologicas Mioceno y Eoceno la segregacin Ta J uana Mediano (TM), la cual
es enviada en su totalidad al complejo refinador de Paraguana; Refineras Amuay y
Cardon en el estado Falcn.
91
Figura 12. reas operativas de la unidad Ta J uana Lago.
Esta unidad contempla 101 yacimientos; 78 de reservas probadas, 19 de
reservas probables y 4 de reservas posibles, estos yacimientos estn divididos en 3
grandes reas, que pertenecen a dos edades geolgicas; LL-04/Eoceno Este Central,
LL-05/Eoceno Norte y LL-370/LL-453. El rea operativa de la unidad es de 281,323
Acres (aproximadamente 1140 kilmetros cuadrados), tiene un petrleo original en sitio
(POES) de 30461 MMBN, unas reservas totales de petrleo de 8848 MMBN y un
acumulado de produccin actual 6555 MMBN, en cuanto al gas tiene 183 BPCGN de
gas original en sitio (GOES), reservas totales de gas de 17 BPCGN y hasta la fecha
acumula una produccin de 8 BPCGN. En cuanto a los 78 yacimientos de reservas
probadas que actualmente estn siendo desarrollados por la unidad, tenemos que 53
producen crudos mediados, 22 producen crudos pesados y solo 3 crudos livianos, la
mezcla de esta produciendo resulta en la segregacin comercial conocida como Ta
J uana Mediano (TM) de gravedad 27 API a 60 F. Los datos generales que describen
las caractersticas de los 78 yacimientos de reservas probadas son; 265081 acres de
(1073 kilmetros cuadrados) rea total productora, un petrleo original en sitio de 30084
millones de barriles de petrleo y un gas original en sitio de 184 billones de pies cbicos
normales de gas. Los valores promedios ms relevantes de la unidad de explotacin
Ta J uana son; profundidad datum 4500 pies, presin y temperatura iniciales de 3050
Lpc y 160 F respectivamente, un espesor de arena petrolfera igual a 150 pies, con
92
porosidad de 20 %, una permeabilidad de 450 mD, saturacin y factor volumtrico
iniciales de 70 % y 1,23 BY/BN. En cuanto al valor de reservas se estima un factor de
recobro aproximado de 29 %, unas reservas totales de gas 8800 millones de petrleo y
361000 millones de pies cbicos normales de gas. Es importante mencionar que de los
78 yacimiento de reservas probadas producen por mecanismos de produccin diversos
tales como empuje hidrulico (EH), gas en solucin (GS) y en menor grado segregacin
gravitacional (SG), el espaciamiento entre pozos varia entre 300 y 600 metros
dependiendo la edad geolgica y las condiciones especiales de cada rea, ya que hay
yacimientos eoceno con aprobacin oficial del MENPET de interespaciamiento a 300
metros.
El primer pozo perforado en la unidad fue el TJ -01 del yacimiento LGINF-04, este
pozo fue completado el 09 de Marzo de 1928, pero tuvo muchos problemas
operacionales y no pudo producir, la produccin de Ta J uana Lago a escala comercial
comenz en el ao 1938 con varias perforaciones en los yacimientos LGINF-04, LGINF-
05 y otros yacimientos de las arenas B de la edad geolgica eoceno, logrando producir
ese ao 13240 BND con una relacin gas petrleo (RGP) de 300 PCN/BN sin
problemas de agua. A principios de la dcada de los 60 comienza la produccin de
agua, pero esto no impidi que la unidad alcanzar su mximo de produccin en el ao
1967 al promedio tasas de 658295 BND, 1055 PCN/BN de RGP con un corte de agua
de 13 % AyS.
En el ao 1970 comienza la inyeccin de gas lift en pozos con vlvulas LAG,
para el ao 1980 el corte de agua de la unidad era de 30 % AyS. La perdida de
produccin de la unidad se ha mantenido constante desde al ao 1985 hasta la fecha
(ao 2011), actualmente la unidad cuenta con 1294 pozos activos con una produccin
diaria de 61250 BND, con 3200 PCN/BN y un corte de agua de 44 %. Adicionalmente
existen 908 pozos inactivos, 280 pozos inyectores y 275 pozos abandonados. A
continuacin la grfica de produccin de la unidad Ta J uana Lago.
93
Figura 13. Grfico de produccin U.P. Ta J uana Lago.
Los proyectos de recuperacin mejorada de hidrocarburos comenzaron en el ao
1954 con la inyeccin de gas al yacimiento B-6-X.10 y luego en el ao 1959 comenz la
inyeccin de agua en el yacimiento LGINF05, a lo largo de 57 aos nueve yacimientos
fueron sometidos a proyectos de inyeccin de gas (B-6-X.03, B-6-X.10, B-6-X.14, B-6-
X.15, B-6-X.18, B-7-X.10, B-7-X.11, B-7-X.13 y LGINF05) los resultados obtenidos
demostraron un mayor recobro y mantenimiento de presin en todos los yacimientos,
lamentablemente estos proyectos fueron suspendidos en el ao 2000 por falta de
recurso de gas.
Figura 14. Inyeccin de gas y produccin U.P. Ta J uana Lago.
94
Por otra parte la recuperacin mejorada con proyectos de inyeccin de agua no
ha mostrado eficiencia en los yacimientos eoceno, solo ha mostrado resultados
satisfactorios en los yacimiento LGINF04 y LGINF05 del rea mioceno, en los ltimos
52 aos catorce yacimientos han sido sometido a estos proyectos; B-3-X.07, B-5-X.09,
B-6-X.03, B-6-X.10, B-6-X.15, B-6-X.18, B-6-X.85, B-7-X.07, B-7-X.08, B-7-X.10, B-7-
X.11, B-7-X.13 LGINF04 y LGINF05.
Todos los proyectos del rea eoceno estn inactivos, solo los dos yacimientos
del mioceno (LGINF04 y LGINF05) continan activos.
Figura 15. Inyeccin de agua y produccin U.P. Ta J uana Lago.
En las grficas de inyeccin de gas y agua, se puede visualizar los efectos
positivos en el caso del gas que aument la produccin de crudo y adversos en el caso
del agua que incremento el corte de agua en la unidad de produccin Ta J uana Lago.
La unidad de produccin Ta J uana lago maneja valores actuales de declinacin
de 17 % anual efectiva, de los cuales 12 % son producto de la perdida de energa de
95
sus yacimientos, es decir la declinacin energtica, el resto (5 % AyS) se atribuye a
problemas de produccin productores mecnicos. A continuacin se muestra la grfica
histrica de declinacin de la unidad.
Figura 16. Declinacin histrica de U.P. Ta J uana Lago.
A continuacin se presenta la grfica de presiones promedios al datum medio de
todos los yacimientos que conforman la unidad de explotacin, como podr observarse
la presin inicial fue de 3050 Lpc a 4500 pies de datum.
Figura 17. Grfico de presiones de U.P. Ta J uana Lago.
96
La lnea de ajuste muestra un comportamiento acorde con los mecanismos de
produccin dominantes en los yacimientos de la unidad, teniendo mayor influencia el de
gas en solucin para el rea del eoceno y empuje hidrulico para el rea del mioceno.
Actualmente la presin promedio es de 600 Lpc.
2.4.1. reas de produccin de la U.P Ta J uana Lago.
A manera de informacin global de la unidad se presenta una pequea descripcin
de las tres grandes reas de produccin que integran la unidad Ta J uana Lago;
rea LL04 / Eoceno Este Central
Compuesta principalmente por el yacimiento LGINF04 y 2 yacimiento pequeos en
el mioceno, y por 24 yacimientos de las arenas B2X B7X en el eoceno.
El rea del mioceno esta compuesto por una intercalacin de areniscas y lutitas en
donde los cambios verticales y laterales de facies son rpidos, donde se alternan
patrones de alto y bajos espesores de arena neta y contienen al menos una
discordancia o lmite de secuencia.
Los principales yacimientos son depsitos de fluviales y fluvio-delticos en el
miembro Lagunillas Inferior de la formacin Lagunillas y las arenas transgresivas del
miembro Santa Barbara del mioceno inferior de la Formacin La Rosa. El
entrampamiento en el rea LL04 fue originado por la combinacin de la compleja
arquitectura estratigrfica de los ambientes fluviales y fluvio-delticos y del fallamiento
sinsedimentario
Su estructura es una compleja relacin entre el tectonismo, cambios relativos en el
nivel del mar y el aporte de sedimentos es reflejado en la distribucin y calidad del
yacimiento, en la migracin y entrampamiento de hidrocarburo en la Cuenca de
Maracaibo.
97
La configuracin actual de la cuenca formada durante el Cenozoico tardo por
tectonismo compresional en el levantamiento de la Sierra de Perij en el oeste y en los
Andes de Mrida en el sur y este; y por subsidencia asociada a la cuenca antepas.
Dentro de la cuenca, el buzamiento de los estratos del Cenozoico es sur-suroeste. La
Paleogeografa en el este de la Cuenca de Maracaibo que incluye el rea del LL04 fue
controlada por la combinacin de varios factores que incluyen; el choque entre la Placa
del Caribe y la Placa de Suramrica, actividad tectnica local dentro de la
cuenca.(fallamientos, levantamientos y subsidencia relacionada con la reactivacin de
la falla de Icotea y las fallas secundarias, fluctuaciones en el nivel del mar, procesos
hidrogrficos dominado por los ocanos (oleaje, mareas, y corrientes), fluctuaciones en
el aporte de sedimentos a la cuenca y cambios climticos.
La estratigrafia de sus rocas, el rea LL04 del Mioceno medio e inferior tienen
alrededor de 2000 pies de espesor que incluyen en orden ascendente las formaciones
La Rosa y Lagunillas. La formacin La Rosa esta dividida en dos miembros, hacia la
base tenemos el Miembro Santa Brbara compuesto por un paquete de arenas que
suprayacen una capa de lutitas marinas, el espesor total de esta unidad varia entre 25 y
175 pies. Esta formacion se encuentra en contacto discordante con las rocas
suprayacentes del Eoceno.
La Formacin Lagunillas esta divida en tres miembros: Lagunillas inferior, Laguna y
Bachaquero. En el rea del LL-04 el Miembro Lagunillas inferior contiene el mayor
yacimiento de hidrocarburo, en cambio los miembros Laguna inferior de la formacin
Lagunillas y Santa Brbara de la formacin La Rosa son considerados yacimientos
secundarios. Las litofacies que son mejores reservorios incluyen arenas no
consolidadas, arenas con laminaciones y rizaduras, areniscas fosilferas, una litofacies
heteroltica con intercalaciones menores de 2 de areniscas y lutitas. Las litofacies de
grano fino (Limos y Lutitas) proveen de barreras laterales para el flujo de hidrocarburos.
La extensin lateral de la mayoria de las lutitas es limitada por las condiciones de
depositacion fluvial. En cuanto a la sedimentologa el ambiente depositacional para el
Mioceno en el rea del LL04 varia de marino poco profundo a fluvial. La base del
Miembro Santa Barbara (formacin La Rosa) consiste de areniscas ambiente nertico
98
interno y hacia el tope tenemos el Miembro Lutitico (formacin La Rosa) que consiste
de sedimentos de plataforma marina poco profunda. El miembro Lagunillas inferior
(formacin Lagunillas) se encuentra discordante sobre la formacin La Rosa y consiste
de sedimentos fluviales y fluviales-estuarinos. La parte basal del Miembro Laguna
(formacin Lagunillas) tiene sedimentos parlicos o marino de aguas poco profundas y
hacia el tope tenemos depsitos lacustrinos y fluvio-deltaicos.
El rea del eoceno la estructura de los yacimientos se concibe como homoclinal de
buzamiento suave hacia el Sur y la secuencia sedimentaria est asociada con los
miembros B2X a B7X de la formacin Misoa, caracterizados por arenas de alta
arcillosidad, lenticularidad y pobre continuidad lateral. Estratigrficamente est formado
principalmente por los miembros B5X y B6X de la formacin Misoa de edad Eoceno
fracturado. Estos miembros se caracterizan por ser altamente lenticulares con
intercalaciones abundantes de lutitas entre arenas de relativamente poco espesor. En
general puede afirmarse que los miembros B2X y B7X en consideracin constituyen
arenas relativamente pobres, diferenciando los miembros B5X y B6X que son de mayor
calidad lo cual justifica que sean las unidades de mayor inters productivo. En general
la continuidad de las arenas es muy pobre y aunque en muchas oportunidades se
encuentren respuestas similares de la formacin ante los registros elctricos, la
heterogeneidad del yacimiento estn marcada que no existe certidumbre suficiente para
afirmar que son parte del mismo evento geolgico.
rea LL05 / Eoceno Norte
Compuesta principalmente por el yacimiento LGINF05 y 11 yacimiento pequeos en
el mioceno, y por 6 yacimientos de las arenas B3X B8X en el eoceno.
El rea del mioceno es una unidad estructural en forma trapezoidal el cual
representa estructuralmente un monoclinal cuyo rumbo general es de aproximadamente
43 NO, encontrando fallas que pueden variar la direccin de la estructura localmente,
este monoclinal presenta un buzamiento suave de 4 SO.
Estos yacimientos se encuentran delimitado por fallas normales, encontrndose un
sistema de fallas hacia el NE cuyo rumbo preferencial es aproximadamente 2 NO, y es
99
el lmite que separa al yacimiento del rea LL04 ubicado al Este; hacia el NO se
encuentra una falla con rumbo aproximado de 20 NE, la cual representa el lmite con el
yacimiento LGINF03 (Rosa Mediano) ubicado al oeste; el contacto agua-petrleo
original (CAPO) que estuvo a 4360 pies forma el lmite SW del yacimiento, mientras que
el lmite sur se encuentra asociado al adelgazamiento general de la roca y terminacin
estratigrfica. Tambin se encuentran fallas normales que atraviesan el yacimiento cuya
tendencia preferencial es de direccin SW-NE.
La estratigrafa de la formacin La Rosa se subdivide en dos unidades, que son La
Rosa Superior (con lutitas caractersticas) y un miembro basal, la arena Santa Brbara.
En cuanto al miembro Lagunillas Inferior ha sido subdividido en cuatro unidades
informales, el Lente Lagunillas Inferior D (LLD), Lagunillas Inferior C (LLC), Lagunillas
Inferior B (LLB) y Lagunillas Inferior A (LLA).
La formacin La Rosa yace inconformemente sobre la formacin Misoa del eoceno.
Es la nica unidad marina abierta del mioceno en la Cuenca de Maracaibo. Sin
embargo, las lutitas del nertico medio que caracterizan a esta unidad son delgadas y
subordinadas a las facies marinas someras y marginales en el rea LGINF05.
El miembro Santa Brbara consiste de arenas marrones a marrn verdusco, de
grano fino, areniscas argilceas y lutitas blandas de color gris pardusco, es
ocasionalmente miccea y carbonosa.
La litologa ms caracterstica de La Rosa superior es la lutita gris a gris verdosa,
limoltica a arenosa (con abundantes foraminferos y concreciones esparcidas). Estas
lutitas estn intercaladas con areniscas de grano fino y limolitas que llegan a ser
incrementalmente comunes hacia el tope de la unidad. Una rica asamblea faunal, que
es tradicionalmente dividida en las subzonas Bolivina y Cibicides, distingue a esta
unidad de otras formaciones del Mioceno.
Las arenas de Santa Brbara es un sistema transgresivo (TST) que solapa a la
discordancia post eoceno. Probablemente consiste en un nmero de distintos cuerpos
de arena, ms que formar un manto que cubre la discordancia, Stapor (1998) localiza a
100
la mxima superficie de inundacin (MFS) en la base de la lutita marina fosilfera
sobreyacente en la mitad de La Rosa. La evidencia paleontolgica, sin embargo,
sugiere que puede ocurrir algo ms arriba en el intervalo de lutita. La seccin marina se
hace de grano ms grueso y engruesa hacia arriba. Esto refleja la progradacin hacia la
cuenca (hacia el norte) de parasecuencias apiladas en el sistema de alto nivel (HST).
Las facies heterolticas que culminan la Formacin La Rosa hacia el norte y el noroeste
forman la parte superior del sistema de alto nivel.
El Miembro Lagunillas Inferior es de tendencia arenosa y mayormente no marina a
marina marginal. La depositacin fue cclica; arenas de canal apiladas alternan con
intervalos interestratificados que contienen algunos moluscos y foraminferos arenosos.
Carbones delgados ocurren localmente.El Miembro Lagunillas Inferior est dividido en
cuatro unidades que son interpretadas como una sucesin de secuencias de alta
frecuencia. El intervalo inferior en cada unidad es generalmente de tendencia arenosa.
Las arenas de canal que caracterizan estas facies son discontinuas, pero a menudo son
coalescentes lateralmente en extensos cuerpos de arena. Tambin ocurren mrgenes
de canal y depsitos de la llanura de inundacin. El intervalo superior es mucho ms
intercalado. Las arenas gruesas de canal son menos comunes y ms discontinuas en
esta facies.
Se asigna provisionalmente a ambas facies al sistema transgresivo (TST). No hay
obvios depsitos de bajo nivel, ni hay evidencia de una superficie mxima de
inundacin (MSF) en ninguna de las cuatro unidades. Algunos foraminferos
(especialmente mililidos y gneros arenosos) y fsiles invertebrados ocurren en la
facies intercalada superior de las cuatro unidades. Esto indica unas condiciones
marinas marginales peridicas. Capas delgadas de carbn ocurren localmente. No hay
evidencia de condiciones marinas plenas. El sistema de alto nivel (HST) o estuvo
truncado o (probablemente) nunca se deposit. Otra posibilidad que no puede ser
enteramente descartada es que todas las cuatro unidades el Lagunillas Inferior sean
parte de un nico sistema transgresivo, con las arenas en la base de cada yacimiento
formadas por canalizacin local.
101
El modelo sedimentolgico establecido para el rea es el definido por Stapor (1998),
el cual describi y analizo aproximadamente 5100 pies de ncleo de treinta y siete (37)
pozos en el rea del LGINF05. La mayora de estos pozos fueron perforados durante
los aos 40 y 50. La proporcin de la recuperacin total fue de 41% con un rango entre
8 y 85% en pozos individuales. La pobre recuperacin no es sorprendente,
considerando los sedimentos no consolidados y el muestreo repetido.
Stapor (1998) destaca que el miembro Lagunillas Inferior contiene nueve de las
once facies, tanto ricas en arena como ricas en lodo. Solamente no ocurren las facies
de las lodolitas fosilferas y de areniscas (Mfos y Sfos). Las areniscas de grano fino, no
consolidadas (S y Su) son las facies de yacimiento ms importantes. Areniscas
laminadas y con rizaduras (Srh) comprenden otras facies de yacimiento importante.
Lodolitas abigarradas, limolticas y laminadas (Mv) son tambin una litologa comn.
Alteracin pedognica, incluyendo caliche, es comn en todo el Lagunillas Inferior.
Trazas de races son localmente abundantes. El predominio de lodolitas parduscas
constituye un marcado contraste con las lodolitas grises de La Rosa. Capas de carbn
tambin ocurren el Lagunillas Inferior.
Stapor (1998) identifica tres asociaciones de facies en cada yacimiento. En el
Miembro Lagunillas Inferior, estas son: 1) canales y mrgenes de canal proximales, 2)
mrgenes de canal distales y 3) llanura de inundacin. En La Rosa las asociaciones de
facies son: 1) plataforma, 2) frente costero/delta y 3) riberea. La asociacin de facies
ribereas es la porcin ms proximal de una unidad marina. Aunque es ms comn en
La Rosa, tambin ha sido identificada en el Lagunillas Inferior. Stapor (1998) describi
dos asociaciones de facies mayores en la Formacin La Rosa. La facies de plataforma
marina (La Rosa inferior y medio) se caracteriza por lodolitas grises fosilferas. Es
superpuesta por una facies frente de playa/deltaica que consiste de arenisca de grano
fino (algo fosilfera), limolita y lodolita. Fsiles marinos ocurren tanto en las lodolitas
como en las arenas. Ambas facies estn bioturbadas ocasionalmente.
Para el Miembro Lagunillas Inferior Stapor (1998) agrup las litologas en tres
asociaciones de facies: 1) canal y margen de canal proximal, 2) margen de canal distal
y 3) llanura de inundacin. Las facies de margen de canal y de llanura de inundacin
102
contienen roturas de diques, depsitos de sobrerribera, y pequeos canales. La
mayora de las arenas son argilceas y las lodolitas son tpicamente limolticas o
arenosas. Los depsitos de llanura de inundacin ricos en arcilla no son comunes.
Las unidades yacimiento principales consisten de las facies Su y S, las cuales estn
cubiertas por la facies Srh (Stapor, 1998). Las areniscas tienen comnmente un
carcter de bloque en el registro. Comnmente sobreyacen a las facies Hsm y Mv de la
llanura de inundacin con un contacto abrupto. La alteracin pedognica es comn a
travs del Lagunillas Inferior, especialmente en las lodolitas abigarradas. Son comunes
las capas delgadas de caliche. Las lodolitas frecuentemente tienen una apariencia
moteada (derivada de los procesos de formacin de suelos) y contienen trazas de
races. La apariencia abigarrada (color canela, rosado claro, crema y pardo rojizo claro)
sugiere condiciones oxidantes.
De manera general, la depositacin fue cclica. Cuatro unidades yacimiento han sido
definidas basndose en correlaciones de registros las cuales son interpretadas como
una sucesin de secuencias de alta frecuencia. La porcin inferior de cada unidad es
tpicamente de tendencia arenosa, y el intervalo superior mayormente intercalado. Los
intervalos superiores intercalados contienen algunos sedimentos que fueron
depositados ms cerca de la lnea de costa. Incluyen facies parlicas y marinas
marginales (ej: bahas, lagunas y barras) que fueron depositadas durante perodos
breves de inundacin marina.
Ocurrencias espordicas de carbn y lignito se reportan en ncleos para los cuatro
yacimientos. La mayora de las capas de carbn tienen espesores entre 1 y 3 pulgadas
(Stapor, 1998). El carbn es raro en el yacimiento LLD, pero se hace crecientemente
ms comn en las unidades sobreyacentes. El nico carbn cartografiable, que alcanza
un espesor de hasta 2 3 pies, ocurre en el tope del yacimiento LLA. Este carbn
puede determinarse sobre la base del carcter del registro. Esto puede indicar una
deposicin deltica, posiblemente una llanura deltica inferior, en la parte superior del
yacimiento LLA.
103
Mientras que la interpretacin de Stapor (1998) de la informacin de ncleos sugiere
una depositacin no marina para todo o la mayora del intervalo en el LL-05, la
informacin paleontolgica (EXGEO, 2001) indica que una depositacin parlica a
marina somera ocurri en el intervalo superior interestratificado de las cuatro unidades
yacimiento. Esto probablemente representa una inundacin marina episdica. El
muestreo paleontolgico limitado previene una evaluacin de la frecuencia y
continuidad lateral de los intervalos marinos.
La evidencia de depositacin marina no es comn en el Lagunillas Inferior. Los
foraminferos incluyen Quinqueloculina y formas arenosas tales como
Haplophragmoides, Textularia, Trochommina y Miliamina.
Fragmentos de pelecpodos y gasterpodos fueron reportados. Como se afirm
previamente, los fsiles marinos estn mayormente restringidos al intervalo intercalado
superior de cada unidad yacimiento. Son muy comunes en el yacimiento LLD y se
hacen progresivamente menos comunes en las unidades sobreyacentes.
Lodolitas grises delgadas ocurren generalmente en el Miembro Lagunillas Inferior,
las cuales pueden reflejar un ambiente de depositacin de influencia marina, tal como
de baha o laguna. Estas lodolitas son ms comunes en el intervalo interestratificado
superior de cada unidad yacimiento.
Los yacimientos del Lagunillas Inferior reflejan una depositacin en un sistema
de relativamente baja energa. El tamao de grano de las areniscas est generalmente
entre fino superior a medio bajo, y la naturaleza luttica de las arenas sugiere un
retrabajo limitado.
El rea del eoceno norte comprende 6 yacimientos estratigrficamente formados
por los miembros B3X a B8X de la formacin Misoa de edad eoceno. Estos miembros
se caracterizan por ser altamente lenticulares con intercalaciones abundantes de lutitas
entre arenas de relativamente poco espesor. En general puede afirmarse que los
miembros en consideracin constituyen arenas relativamente pobres.
104
La continuidad de las arenas es muy pobre y aunque en muchas oportunidades
se encuentren respuestas similares de la formacin ante los registros elctricos, la
heterogeneidad del yacimiento estn marcada que no existe certidumbre suficiente para
afirmar que son parte del mismo evento geolgico. La mayora de las arenas tiene
apariencia de haber sido generadas bajo ambientes fluviales, muchas de estas arenas
son barras de meandro con intercalaciones lutticas y lentes de arena costanera
pobremente desarrolladas.
En trminos sedimentolgicos al referirse al rea Eoceno Norte se habla de
arenas de gran lenticularidad con poca continuidad lateral de los lentes individuales de
arena, se concibe como roca reservorio heterognea y de calidad de arena
relativamente pobre, sta caracterstica disminuye hacia el rea de Ta J uana y se
acenta en la zona de Lagunillas, con seccin productora sumamente lenticular y
arcillosa, arena de grano fino a medio bien cementado, permeabilidad absoluta baja, el
anlisis detallado de arcillas indica la existencia de: Illita, Kaolinita, Clorita y arcillas
laminadas mixtas.
La completacin de los pozos es sencilla abrindose a produccin en forma
simultanea las arenas con resistividad superior a los 15 ohmm que pertenezcan a
mltiples, las bajas permeabilidades hacen de la estimulacin por fracturamiento
hidrulico un procedimiento obligatorio dentro de la completacin de los pozos
productores en el yacimiento, sin embargo, la declinacin de los pozos ocurre
rpidamente y de manera muy brusca. El fracturamiento hidrulico produce cadas de
presin bruscas alrededor de los pozos productores ocasionando que la presin de
fondo fluyente sea menor a la de burbujeo. Esta situacin particular origina la existencia
de gas libre en la vecindad del pozo que se traduce en altas producciones de gas
alrededor de los pozos en los cuales el efecto de estimulacin es mas marcado.
rea LL370 / LL453
Esta extensa rea de edad eoceno esta conformada por 33 yacimientos y produce
por los miembros B3X y B9X donde cada uno de estos tiene caractersticas diferentes,
debido a la alta heterogeneidad existente. El rea LL370 tiene 17 yacimientos y la
LL453 esta compuesta por 16 yacimientos
105
La estructura eoceno del rea LL370 est ubicada a 50 Km. costa afuera en el Lago
de Maracaibo y cubre una extensin aproximada de 305 kilmetros cuadrados, contiene
una acumulacin petrolfera, cuya gravedad varia de 22 a 33 API.
Los yacimientos tienen pocos problemas la produccin de agua, pues no hay
acufero activo, sin embargo en los ltimos aos se ha notado un incremento en el
porcentaje de agua debido a los deficientes proyectos de inyeccin de agua realizados
en esta rea, la produccin de gas est aumentando debido a la disminucin de
presin. En el rea existen dos capas de gas secundarias, bien definidas por la llegada
de gas a los pozos y por el abandono de intervalos productores. La estructura del
eoceno en el rea est compuesta de capas plegadas en forma de una nariz estructural
con rumbo hacia el sureste, el ngulo de buzamiento de la nariz vara entre 2 y 7
grados. La falla LL-601 es el lmite sur del rea LL370 y la falla LL-388 limita el rea
hacia el norte. Ambas fallas son normales y ambas tienen rumbo NO-SE y buzamiento
hacia el norte. Hacia el oeste las fallas terminan contra otra falla normal, de rumbo NE-
SO y con buzamiento al este, la cual define el lmite oeste del rea. Las fallas menores
sirven de ajuste para las diferencias existentes entre las capas deformadas y las fallas
mayores.
El rea LL370 est conformada por yacimientos de la formacin Misoa de edad
eoceno, en sus inicios todos los yacimientos estaban bajo mecanismo de gas en
solucin, muchos fueron sometidos a recuperacin secundaria (inyeccin de agua por
arreglo inyeccin de gas). El principal problema que tienen los yacimientos de esta
rea es la baja permeabilidad que presentan sus arenas, por lo que requiere de
fracturamiento hidrulico para mejorar esta condicin (a excepcin de B6X10.)
El fracturamiento hidrulico en su mayora trae problemas de arenamiento a estos
pozos debido a la alta presin de poros, por el apretamiento de las arenas. Actualmente
en esta rea se est empleando la acidificacin para disminuir los problemas de
arenamiento, pero hasta ahora no se han tenido resultados satisfactorios. En las zonas
norte y Sur del rea del estudio, los sedimentos del Eoceno fueron depositados sobre
una plataforma continental estable. Durante el perodo de sedimentacin de la
106
Formacin Misoa, en el intervalo C1 a B6X, el proceso de progradacin de sedimentos
mar adentro no fue interrumpido.
Al comenzar la sedimentacin de la parte superior del B6X y la inferior de B5X, hubo
un cambio y se inici un ciclo de transgresin marina, el cual, dur por lo menos hasta
la sedimentacin del B3X y del B4X. Esta variacin en el proceso sedimentario puede
indicar un cambio en la subsidencia o el comienzo de un nuevo proceso tectnico. Se
puede considerar que la subsidencia qued igual y slo hubo cambios en las fuentes de
los sedimentos. Este proceso puede explicar el cambio a sedimentos ms gruesos entre
el B4X y el B3X. Despus de la sedimentacin de la formacin Misoa, miembro B1X y
posiblemente antes de la acumulacin Pauj, hubo actividad tectnica en el sistema de
fallas Icotea-Lama, el cual pasa a pocos kilmetros al Oeste del rea.
Esta actividad puede haber iniciado las fallas que constituyen las barreras de las
reas LL-453 Sur, y LL-370. Las fallas que forman las barreras son del tipo gravitacional
y su buzamiento es hacia el Noreste y hacia la cuenca del Eoceno. La nariz estructural,
que es la deformacin ms notoria en el rea y las dems flexuras, son el resultado de
la deformacin elstica, pero su desaparicin a profundidad se debe a compensacin
plstica en las lutitas. Despus del fallamiento y de la deformacin de las capas, el
Eoceno tena un componente de buzamiento hacia el Sur. El rea fue elevada y
expuesta a la erosin.
Las capas del Eoceno an eran blandas y fciles de erosionar. Las grandes
diferencias en el relieve, causadas por el fallamiento, fueron eliminadas por la erosin.
Los sedimentos correspondientes a la seccin del B-9 al B-6 fueron depositados, en su
mayora, dentro de un ciclo de regresin marina. En general el rea era estable o sufri
una lenta subsidencia. La cuenca estaba localizada hacia el Este y el Norte. La fuente
de sedimentos aport mucho material de grano grueso. Durante el proceso de
sedimentacin hubo suficiente tiempo para permitir que los ros retrabajaran la planicie
fluvial, limpiando las arenas. Los sedimentos depositados en los deltas, zonas
interdelticas, antiplaya y costa afuera, muestran relaciones tpicas de un ciclo de
regresin.
107
La distribucin de las arenas en sentido vertical y horizontal indica que los ros
desembocan en un mar de poca profundidad, donde las corrientes costeras
transportaban los sedimentos a lo largo de la costa.
El ciclo de transgresin comenz con el avance del mar, retrabajando las arenas de
la parte superior del B6X y continu durante la sedimentacin del B5X, B4X y hasta
parte del B3X. El intervalo B6X (parte superior) a B5X (parte superior) fue depositado
en aguas someras y est representado en su mayora por ambientes de tipo antiplayas,
lagunas y barras costa afuera, donde haba influencia de mareas y fuertes corrientes
costeras.
La parte superior del B5X y la inferior del B4X, est compuesta, mayormente de
sedimentos finos, lutitas con arenas delgadas y lminas de arena. Estos intervalos
representan la sedimentacin costa afuera del ciclo regresivo. Los intervalos restantes,
comenzando con el B4X (parte superior) e incluyendo los intervalos B3X hasta B2X que
se han preservado por debajo de la discordancia, estn compuestos por capas con
alternancia cclica de areniscas y lutitas interestratificadas con zonas de lminas de
arenisca y lutita. La abundancia de arena en ste intervalo, puede representar un nuevo
ciclo regresivo del mar un cambio en la fuente de sedimentos.
Hacia el Este de la zona, hay una seccin con los miembros B2X, B1X y la
Formacin Pauj, los cuales no estn presentes en el rea. Levantamiento regional y
erosin pusieron fin a la sedimentacin y eliminaron la seccin.
a) Bloque norte; abarca los yacimientos B4X10 y B5X50.
b) Bloque central; abarca los yacimientos B3X07*, B3X36*, B5X07*, B5X59, B6X10,
B6X85, B7X04, B7X08 y B8X27.
c) Bloque sur, abarca los yacimientos B5X06* y B7X07.
Es importante acotar que los yacimientos (*) tiene 2 campos.
La estructura eoceno del rea LL453 est ubicada a 20 Km. costa afuera en el
Lago de Maracaibo y cubre una extensin aproximada de 145 kilmetros cuadrados,
contiene una acumulacin petrolfera, cuya gravedad varia de 22 a 33 API.
108
El rea fue descubierta en 1945, con la perforacin del pozo LL453. La estructura
del es un monoclinal con buzamiento sureste que vara entre 3 y 6 grados. Est
formada por capas cortadas por un sistema de fallas normales de ngulo alto, los
cuales causaron que el rea se subdividiera en bloques. Las fallas tienen un rumbo NO-
SE, con buzamiento al NE y saltos que varan entre 250 y 350 pies de SE a NO. Los
lmites de sus yacimientos son al noroeste la discordancia del Eoceno (la cual buza
hacia el sur), al Noreste y Sur las fallas principales y al Sureste un contacto agua
petrleo.
La secuencia sedimentaria presente en el rea LL-453, forma parte de la
formacin Misoa, la cual constituye un complejo deltico de edad Eoceno inferior a
medio, distribuida arealmente a lo largo de la cuenca del Lago de Maracaibo. Estudios
locales y regionales indican que la fuente de sedimentos depositados en el rea, estaba
situada hacia el suroeste y que la subcuenca se extenda hacia el Este - Noreste. El
fallamiento del tipo normal - gravitacional caus una ligera rotacin de las capas hacia
el sur contra cada falla que gener un bloque independiente.
Desde el eoceno superior y durante el oligoceno las capas en las reas vecinas
fueron levantadas rotando hacia el sur y sureste como un conjunto y progresivamente
erosionadas. Las capas fueron rotadas entre 1 y 4 hacia el suroeste antes de la
conclusin de la erosin y entre 2 y 3 hacia el sureste despus de ser cubierto por
lutitas de la formacin La Rosa de edad mioceno.
El rea LL-453 est dividida en 3 bloques principales, delimitadas por fallas, los
yacimientos que conforman estos bloques son los siguientes:
Bloque norte; abarca los yacimientos B5X01, B6X14, B7X10 y B8X05.
Bloque central; abarca los yacimientos B5X09, B6X15, B7X11 y B8X06.
Bloque sur; abarca los yacimientos B5 LL818*, B6X18, B6X30, B7X13 y B9X04.
Es importante acotar que el yacimiento B5 LL818 (*) tiene 2 campos, adems los
yacimiento inactivos cretacio12 y Santa Barbara16 completan la lista de 16 yacimientos
del rea.
109
2.5. Descripcin del yacimiento B-5-X.09 (rea del estudio).
Se encuentra ubicado en el campo Ta J uana, al Noreste del Lago de Maracaibo
en el rea LL-453, su rea total es de 4549 acres (18,41 kilmetros cuadrados), tiene
279 millones de barriles de petrleo original con un factor de recobro total de 41,2 %
con 115 mil millones de pies cbicos de gas en sitio (GOES), produce del miembro B-5-
X de la formacin Misoa de edad eoceno un crudo mediano de 25 API.
Figura 18. Ubicacin del yacimiento B-5-X.09.
En el yacimiento B-5-X.09 se han completado 66 pozos, de los cuales 14 pozos
estn activos, 20 inactivos, 18 fueron inyectores de agua hasta el ao 2000 (proyecto
suspendido por baja eficiencia volumtrica) y 14 pozos categora #9, de los cuales 2
fueron abandonados por problemas operaciones y 12 fueron recompletados en
yacimientos inferiores (miembros B6X y B7X), el rea del reservorio esta compuesta
por las parcelas; 260, 261, 264, 265, 266, 267, 268 y 289.
2.5.1. Geologa del yacimiento B-5-X.09.
El yacimiento B-5-X.09 de la segregacin TJ M, pertenece al rea de explotacin
LL-453, produce del miembro B-5-X de la formacin misoa de edad eoceno, del campo
Ta J uana Lago. El miembro B-5-X est conformado por varios cuerpos de areniscas y
lutitas, encontrando que la mayor parte de la secuencia consiste de intercalaciones
delgadas de areniscas y lutitas.
110
Esta secuencia se puede dividir en tres unidades donde encontramos; un
intervalo inferior formado por una secuencia estrato decreciente, una secuencia
intermedia denominada arena marcadora de B-5-X (presenta continuidad en la mayor
parte del rea como consecuencia de la erosin en este miembro), y la parte superior
presenta interestratificacin de areniscas y lutitas. En este miembro encontramos que
las dos unidades inferiores tienen la mayor proporcin de arena.
Figura 19. Registro tipo del yacimiento B-5-X.09
La secuencia de B-5-X se interpreta que fue depositado en un complejo de frente
deltico, correspondiendo a ambientes de marino somero a una planicie deltica baja.
En general B-5-X es ampliamente transgresivo, con unidades progradacionales
ocasionales tales como la "arena marcadora". En el rea LL-453, se realiz el estudio
diagentico basado en las caractersticas texturales y mineralgicas observadas en el
anlisis petrogrfico de las secciones finas. La diagnesis comenz con la
sedimentacin y la compactacin, est ltima es uno de los primeros procesos
diagenticos. La compactacin se presenta baja a moderada, ya que existe un
predominio de contactos longitudinales, seguido por contactos cncavo-convexs y en
algunos casos la presencia de contactos tangenciales y grano-flotante. El primer evento
111
temprano es la precipitacin de bordes autignicos anterior a los sobrecrecimientos de
cuarzo.
2.5.2. Produccin e inyeccin del yacimiento B-5-X.09.
El yacimiento inici su produccin en el ao 1953 con el pozo descubridor LL-
834, la presin inicial fue 2660 LPC, obteniendo su mxima produccin (11000 BND) en
el ao 1959 con 14 pozos productores activos. En el ao 1992 comenz la recuperacin
secundaria con 18 pozos inyectores de agua, inyect un volumen total acumulado de 46
millones de barriles de agua, logrando recuperar por efecto de la inyeccin tan solo 6
millones de barriles de petrleo aproximadamente.
Para el ao 2000 se detiene la inyeccin debido al incremento en la produccin
de agua, que lleg a superar los 60% de corte de agua. El yacimiento ha producido
hasta la fecha marzo 2011 un total de 72 millones de barriles de petrleo, 177 mil
millones de pies cbicos de gas y 7 millones de barriles de agua, quedando en el
yacimiento unas reservas remanentes de 43 millones de barriles de petrleo y 62 mil
millones de pies cbicos de gas. Actualmente el yacimiento B-5-X.09 produce 500
barriles de petrleo por da, con una relacin gas petrleo de 310 PCN/BN y un corte de
agua de 25%.
Figura 20. Grfico de produccin del yacimiento B-5-X.09.
112
Figura 21. Grfico de inyeccin del yacimiento B-5-X.09.
Una vez observados por separados los grficos de produccin e inyeccin de
agua en el yacimiento, se procede a presentar un grfico unificado donde se puede
observar el efecto negativo en el corte de agua y la disminucin de petrleo neto
causado por el proyecto de recuperacin mejorada entre septiembre 1992 y agosto
2000.
Figura 22. Produccin e inyeccin del yacimiento B-5-X.09.
113
2.5.3. Declinacin histrica en el yacimiento B-5-X.09.
Se observa que la declinacin anual efectiva actual del yacimiento es 8%,
utilizando el mtodo emprico basado en el ajuste por declinacin exponencial del
modulo predicciones de OFM_2005.
Es importante resaltar que desde el ao 2000 se suspendi el proyecto de
inyeccin de agua, desde entonces la produccin se ha estabilizado mejorando el
porcentaje de declinacin en las tasas de produccin y el corte de agua del yacimiento.
Segn libro de reservas 2010 el yacimiento tiene unas reservas recuperables
totales de 115 millones de barriles de petrleo, de los cuales se han producido 72
millones, quedando por recuperar 43 millones de barriles de petrleo.
Figura 23. Grfico de declinacin del yacimiento B-5-X.09.
114
2.5.4. Anlisis de presin histrica del yacimiento B-5-X.09.
El primer pozo perforado y completado en el yacimiento LL-834 comenz su
produccin en el ao 1952, sus primeras pruebas estticas arrojaron valores de 2800
Lpc de presin y 190F de temperatura a una profundidad datum de 6160 pies.
Como se puede observar el yacimiento produj por el mecanismo natural de gas
en solucin desde sus inicios 1952 hasta el ao 1992, luego comenz el proyecto de
recuperacin mejorada por inyeccin de agua hasta el ao 2000. Actualmente (ao
2011) el yacimiento B-5-X.09 maneja un rango promedio entre 900 y 1100 Lpc con un
gradiente aproximado de 0,334 Lpc/pies.
Figura 24. Grfico de presiones del yacimiento B-5-X.09.
115
CAPITULO IV.
MARCO METODOLGICO.
La investigacin segn Sierra Bravo (1992) es un proceso que tiende a
conceptualizar la realidad objetivo de investigacin, es decir a obtener conocimientos,
ideas, representaciones intelectuales de la realidad, que sean expresin lo ms exacta
posible de ella y contribuyen a engrosar el acervo terico de las ciencias. Por otra parte
Arias (2004) defini la investigacin cientfica como un proceso metdico y sistemtico
dirigido a la solucin de problemas o preguntas cientficas, mediante la produccin de
nuevos conocimientos; los cuales constituyen la solucin a ciertas interrogantes de
inters. Para Tamayo (2004) la investigacin cientfica como base fundamental de la
ciencia, parte de la realidad, investiga esa realidad, analiza, formula hiptesis y
fundamenta nuevas teoras con poco conocimiento de ella. El objetivo de nuestro
proyecto, no es otro que establecer un modelo petrofsico ajustado a las condiciones del
yacimiento B-5-X.09, para solucionar el problema del bajo porcentaje de xito
volumtrico en los trabajos de perforaciones y reparacin del reservorio en los ltimos
aos, esto solo puede ser conseguido al minimizar la incertidumbre sobre las
caractersticas petrofsicas del subsuelo.
1. Tipo de Investigacin.
Descriptiva
Segn Jacqueline Hurtado (2008), el tipo de investigacin se define en funcin del
objetivo general del estudio, este debe estar en correspondencia con el logro de
conocimiento que se quiere alcanzar, adems enuncia que los tipos de investigacin
conforman un solo camino, es decir son secuenciales, requieren el uno del otro y son
progresivos. Para Chavez (1999) el tipo de investigacin se determina de acuerdo al
tipo de problema que se desee solucionar, objetivos que se pretenden lograr y la
disponibilidad de recursos del investigador. Sobre la investigacin descriptiva Sabino
116
(2004), afirma que esta busca especificar propiedades, caractersticas y rasgos
importantes de cualquier fenmeno que se analice.
Para Hernndez, Fernndez y Baptista (2003), la investigacin descriptiva se basa
en delimitar los hechos que conforman el problema de investigacin planteado,
permitiendo identificar caractersticas, hechos y sucesos con alto grado de precisin
propias del fenmeno investigado, segn Bavaresco (2001), las investigaciones
descriptivas consisten en describir y analizar sistemticamente caractersticas
homogneas de los fenmenos estudiados sobre la realidad, por ultimo Jacqueline
Hurtado (2008), indica que en este tipo de investigacin, el investigador tiene una
situacin delimitada y se interroga acerca de las caractersticas de la unidad en estudio,
adems en la investigacin descriptiva hay uno o varios eventos a describir y un solo
evento de contexto. En resumen la investigacin descriptiva, es aquella cuyo objetivo
fundamental es sealar las particularidades de una situacin, hecho o fenmeno. Esta
tipologa de investigacin, trabaja sobre realidades de hechos y su caracterstica
fundamental es la de presentar una interpretacin correcta, es el tipo de investigacin
que genera datos de primera mano para realizar despus un anlisis general y
presentar un panorama del problema. Podemos afirmar que nuestra investigacin es
descriptiva, porque para elaborar el modelo petrofsico del yacimiento B-5-X.09 se
tomarn datos (ncleos y registros) de pozos en forma directa, de la realidad donde se
presentan, se seleccionan una serie de variables para caracterizar y definir el
yacimiento en estudio, se establecen algoritmos y modelos concretos, se describen y
comprueban las asociaciones entre variables de la investigacin en comparacin con
los procesos reales.
Analtica.
Sobre la investigacin analtica Caiceo y Mardones (2005), afirmaron que consiste
fundamentalmente en establecer la comparacin y el control de variables entre grupos
de estudio, sin aplicar o manipular las variables, estudiando estas segn se dan en la
naturaleza en los grupos, por otra parte Jacqueline Hurtado (2008), indica que la
investigacin analtica requiere un descripcin previa, esta concluye con una critica, un
juicio o una valoracin y no estudia relaciones causa efecto.
117
Basado en lo antes expuesto, nuestra investigacin es analtica porque establecer
comparacin y control de las correlaciones que sern establecidas y utilizadas para
mejorar el grado de certeza de las propiedades y caractersticas petrofsicas del
yacimiento B-5-X.09, posteriormente los resultados sern analizados basado en
descripciones previas apoyadas en las bases de datos de ncleos y pozos con registros
especiales (densidad neutrn) para verificar su ajuste a las condiciones reales del
subsuelo.
Aplicada.
Sobre la investigacin aplicada Finol de Navarro (2006), indic que es un trabajo
creativo y sistemtico emprendido con el fin de crear nuevos conocimientos cientficos
destinados a buscar soluciones prcticas a problemas especficos y predeterminados,
descritos en los objetivos de la investigacin.
Por las caractersticas de esta investigacin, de acuerdo a la recopilacin de datos,
el desarrollo de la misma y la utilidad del modelo una vez terminado puede afirmarse
como aplicada, ya que el resultado ser puesto a la orden del departamento de
desarrollo de yacimiento de Ta Juana Lago para determinar los parmetros petrofsicos
de los pozos sin ncleos ni registros especiales de densidad neutrn, lo que permitir
aumentar el grado de certidumbre del ingeniero que trabaje en el rea, adems la
metodologa a seguir en esta trabajo de investigacin servir de gua para trabajos
relacionados en otros yacimientos de la unidad de produccin Ta Juana Lago.
En resumen, esta investigacin consiste en describir (establecer), analizar y aplicar
un modelo petrofsico para el yacimiento B-5-X.09, que permita evaluar los parmetros
petrofsicos de inters para cada pozo, con miras a mejorar el grado de acertividad en
las propuestas de perforacin y reparacin de pozos, permitiendo optimizar recursos en
la explotacin de hidrocarburos del rea LL-370 / LL-453 de la formacin Misoa en la
unidad de produccin Ta Juana Lago.
118
2. Diseo de la Investigacin.
Sobre el diseo de la investigacin Jacqueline Hurtado (2008), afirma que este hace
explcitos los aspectos operativos de la misma, el diseo alude a las decisiones que se
tomaran en el proceso de recoleccin de datos, que permitan al investigador lograr la
validez interna de la investigacin, es decir, tener un alto grado de confianza de sus
conclusiones, al respecto Sampieri, Collado y Lucio (2006), comentaron que el diseo
de la investigacin se refiere al plan o estrategia que se desarrolla para obtener la
informacin que se requiere en una investigacin. Palella y Marins (2006) enuncian que
el diseo se refiere a la estrategia que adopta el investigador para responder al
problema, dificultad o inconveniente en el estudio. Para Tamayo (2006), el diseo de la
investigacin consiste en el planteamiento de una serie de actividades sucesivas y
organizadas, adaptadas a las particularidades de cada modalidad de investigacin para
indicar los pasos y pruebas a efectuar, as como las tcnicas para recolectar y analizar
los datos, desde la perspectiva de Sabino (2001) el diseo de investigacin, tiene por
objeto proporcionar un modelo de verificacin para poder contrastar hechos con teoras
y su forma es la de una estrategia o plan general orientado a determinar las
operaciones necesarias para hacerlo. Por ultimo Arias (2007), describe que el diseo
especifica el tipo de investigacin segn la estrategia adoptada para responder al
problema planteado.
De campo.
En cuanto al tipo de diseo Jacqueline Hurtado (2008), indica que el donde alude a
las fuentes; si son vivas y si la informacin se recoge en su ambiente natural, el diseo
se denomina de campo. Tamayo (2004), afirma que un diseo de campo es aquel
donde los datos se recogen directamente de la realidad, por lo cual se denomina
primario, su valor radica en que permite cerciorarse de las verdaderas condiciones en
que se han obtenido los datos, lo cual facilita su revisin o modificacin en caso de
surgir dudas. Por ultimo Bavaresco (2001), indica que una investigacin de campo se
realiza en el propio sitio donde se encuentra el objeto de estudio.
119
De acuerdo a la procedencia de los datos, esta investigacin es de campo, ya que la
informacin est basada, sustentada y soportada por los ncleos tomados del subsuelo
del yacimiento B-5-X.09, perfiles de pozos, anlisis fsicos qumicos del agua de
formacin y historias de pozos completados en dicho yacimiento, esto permitir el
conocimiento ms a fondo de las variables del subsuelo y manejar los datos con mayor
seguridad.
No experimental.
Sobre el diseo no experimental Hernandez y Cols (2006), sealan que es una
investigacin sistemtica y emprica realizada sin intervencin o influencia directa,
donde las variables se observan tal y como se han dado en su contexto natural, es decir
la investigacin no construye ninguna situacin, solo se observa lo que ya existe, sobre
el particular Malav (2006), acota que el diseo no experimental es donde no hay
manipulacin de variables. Sampieri (2006), afirma que la investigacin es de tipo no
experimental cuando las variables independientes no se manipula y las relaciones se
observan tal cual como se han dado en el contexto real.
Segn Palella y Marins (2006), el diseo no experimental es donde el
investigador no varia intencionalmente la variable dependiente de estudio, por ultimo
Pelaskaisy y Cols (2007), exponen que el diseo no experimental se realiza sin
manipular variables, solo se observa el fenmeno tal y como se presenta en su contexto
original, por eso es ms cercano a la realidad estudiada, adems posee control menos
riguroso que la experimental.
Esta investigacin esta enmarcada dentro de un diseo no experimental que
consiste en recopilar y observar la informacin de ncleos y registros de pozos, para
despus analizarlos y conseguir el modelo petrofsico que ms se ajuste al yacimiento
B-5-X.09, todo este procedimiento se llevara a cabo sin modificar ni alterar los
parmetros de la formacin mediados por las herramientas del estudio.
120
3. Tcnicas de recoleccin de datos.
Una vez definido el evento y sus indicios, as como las unidades de estudio, es
necesario que el investigador seleccione las tcnicas y los instrumentos mediante los
cuales obtendr la informacin necesaria para llevar a cabo la investigacin, segn
Jacqueline Hurtado (2008), las tcnicas tiene que ver con los procedimientos utilizados
para la recoleccin de los datos, estas pueden ser de revisin documental, observacin,
encuestas, tcnicas sociomtricas, entre otras. Por otra parte Hurtado (2008) seala,
que los instrumentos representan la herramienta con la cual se va a recoger, filtrar y
codificar la informacin, los instrumentos estn en correspondencia con las tcnicas y el
tipo de indicio que permiten captar el evento de estudio. Fidias (2004), seala que las
tcnicas son el procedimiento o forma particular de obtener datos o informacin
necesaria para medir las variables de estudio. Bavaresco de Prieto (1994), resalta que
cada tipo de investigacin determinar las tcnicas a utilizar y cada tcnica establece
sus herramientas, instrumentos o medios que sean empleados, en tal sentido Sabino
(2002), seala que las tcnicas de recoleccin de datos, son en principio cualquier
recurso de que se vale el investigador para acercarse a los fenmenos y extraer de
ellos cualquier informacin.
Esta investigacin se apoyara en diferentes bases de datos para recopilar la
informacin fsica y digital de los registros de pozos, los anlisis convencionales y
especiales de ncleos en laboratorio, los resultados de anlisis fsicos qumicos del
agua de formacin y las aplicaciones que almacenan la historia de produccin y
recuperacin mejorada del yacimiento B-5-X.09, estas bases de datos fsicas y digitales
sern descritas en detalle en el punto fases de la investigacin.
4. Poblacin y muestra de la Investigacin.
Poblacin.
Hernandez, Fernndez y Baptista (2006), definieron que la poblacin o universo de
la investigacin es el conjunto de todos los casos que concuerdan con determinadas
especificaciones importantes para ser estudiadas.
121
Sabino (2004), acota que la poblacin es el universo de elementos para los cuales
sern validas las conclusiones que se obtenga en la investigacin, por ultimo Tamayo
(2003), resalta que la poblacin es la totalidad del fenmeno a estudiar en donde las
unidades de poblacin, poseen una caracterstica comn la cual se estudia y da origen
a los datos del investigador.
Para nuestra investigacin se considera como poblacin al conjunto de pozos que
hasta la fecha han sido completados en el yacimiento B-5-X.09, nuestra poblacin de
estudio sern 66 pozos, de los cuales 11 son productores activos, 23 estn inactivos,
18 son inyectores de agua cerrados desde el ao 2000 y 14 pozos que ya no estn en
el yacimiento porque fueron abandonados o recompletados en otros yacimientos.
Muestra.
Para Hernandez, Fernndez y Baptista (2006), la muestra es el subgrupo de la
poblacin de inters y tiene que definirse de antemano con precisin, esta debe ser
representativa de la poblacin, segn Mndez (2002), una muestra comprende el
estudio de una parte de los elementos de una poblacin, Tamayo (1992), advierte que
para ser una generalizacin exacta de una poblacin es necesario tomar una muestra
representativa y por lo tanto la certeza de la generalizacin depende de la validez y
tamao de la muestra. Sabino (2002), seal que la muestra intencional escoge sus
unidades no en forma fortuita sino completamente arbitraria, designando cada unidad
segn caractersticas que para el investigador resulten de relevancia.
La muestra en este estudio esta representada por 8 pozos, de los cuales dos
(2) son pozos claves porque tienen informacin de ncleos y registros especiales y 6
son pozos control (pozos petrofsicos) que tienen registros litolgicos, de Resistividad y
especiales tipo densidad y neutrn, estos ofrecern la informacin necesaria para
realizar los registros sintticos y diferentes modelos que servirn de insumo para
evaluar petrofsicamente el resto de la poblacin que solo cuenta con registros
convencionales, es decir litologa y resistividad.
122
5. Fases de la Investigacin.
El modelo petrofsico del rea del yacimiento B-5-X.09, cubrir la necesidad de
determinar los parmetros petrofsicos del yacimiento, y establecer los modelos de
arcillosidad, porosidad, saturacin de agua y permeabilidad para realizar las
evaluaciones petrofsicas al resto de los pozos completados en el reservorio, cada
objetivo tendr una fase de ejecucin planificada y un aporte al trabajo final.
En el Captulo I se define el proyecto, plantea el problema, el objetivo general y los
especficos, se justifica la investigacin, describe el modelo metodolgico a seguir, se
resumen los antecedentes de la investigacin, por ultimo se expresan los alcances
esperados y las posibles limitaciones que se puedan encontrarse para finalizar el
proyecto. En el Captulo II estar referido al marco terico, se detallan las tericas que
sustentan el estudio y lo hacen accesible a cualquier persona interesada en el trabajo
realizado, aunque no sea ingeniero del rea del petrleo. En el Captulo III se
presentar el marco metodolgico de la investigacin, se detalla el tipo y las tcnicas de
investigacin, los instrumentos de recoleccin de datos, la poblacin, la muestra y los
procedimientos de la investigacin. En el Captulo IV se describe el rea en estudio y
sus particularidades, con el objetivo de facilitar la compresin del lugar de trabajo donde
se desarrolla el investigador y establece sus conclusiones. En el Capitulo V se
presentar el desarrollo del proyecto, los resultados de campo y muestras del anlisis
del procesamiento de la data. Se desarrolla y cumple con cada objetivo especifico
planificado, para llegar al objetivo principal del proyecto. Por ultimo en el Capitulo VI se
hace un resumen de conclusiones y recomendaciones acordes con los objetivos
conseguidos a lo largo del proyecto.
A continuacin se explicara cada fase de la investigacin, comenzando por la
valiosa recoleccin de datos, que consisti en revisar la base de informacin digital
DOCUMENT y las carpetas de pozos en fsico en el centro de informacin tecnolgica
de occidente (CITOC) ubicado en Ta Juana.
123
5.1. Recopilacin de Informacin.
Consiste en la adquisicin de toda la informacin disponible, relacionada con:
ubicacin de los pozos, ncleos tomados y analizados, registros litolgicos, de
resistividad y especiales como densidad y neutrn, para la obtencin de esta
informacin se consultaron las siguientes fuentes;
Carpetas de pozos
Conocidas como well files, se encuentran en los archivos de la empresa
conocidos como CITOC y contienen todos los datos de la vida del pozo desde sus
inicios hasta la actualidad, dichas carpetas se recopilan datos de perforacin y
reparaciones del pozo, detalles de tuberas, informes geolgicos, anlisis de ncleos y
anlisis de agua realizados en toda la vida de la pozo.
Aplicacin Document
Como es de esperarse, algunas carpetas fsicas han sufrido deterioro o perdida
en todos estos aos de produccin comercial de la unidad de produccin Ta Juana
Lago, para estos casos se digitaliza la informacin y se respalda en una base de datos
digital llamada Document, aqu se encuentra la misma informacin contenida en las
carpetas del CITOC.
Nucleoteca La Concepcin
La informacin de los ncleos existentes se utiliz para verificar y correlacionar la
informacin de los anlisis convencionales y especiales de ncleos, para
posteriormente proceder a la validacin de esta informacin de modo de aumentar la
certeza de los resultados a obtenerse. Se revisaron los informes de anlisis sobre la
estratigrafa, mineraloga y petrofsica, con la finalidad de comprender e interpretar los
resultados obtenidos por CORELAB en los anlisis de ncleos realizado a los pozos
claves LL-0773 y LL-0848 en el ao 1996.
124
Centinela pozo
Es una herramienta automatizada que contiene una serie de mdulos y sirve de
apoyo para facilitar informacin contable, operacional y de las instalaciones, de manera
oportuna y en lnea, asegurando flexibilidad de respuesta a los objetivos de produccin
e inyeccin; control, seguimiento y anlisis de las operaciones de produccin actuales y
futuras; utilizando para ello tecnologa de avanzada en el rea de informtica.
AICO
Es una herramienta corporativa de PDVSA que permite realizar reportes de
manera rpida y con facilidad para generar filtros de informacin de inters,
bsicamente toda la informacin contenida en Centinela puede ser obtenida en archivos
de imagen o tipo excel a travs de querys predeterminados en la aplicacin AICO.
Sisub
Es un programa en el cual se obtiene informacin sobre los trabajos de subsuelo
que se le realizan a los pozos de PDVSA, con solo ingresar el nmero del pozo se
tendr toda la informacin referente a reportes diarios, documentos de pagos, fechas
de inicio de trabajos, diagramas mecnicos, entre otros.
DIMS (COPYR)
La aplicacin Dims_32, es un sistema integrado de entrada de datos, recuperacin
y de comunicacin que usa la computadora para capturar y almacenar la informacin de
la perforacin de pozos petroleros, completacin y otros trabajos mayor (con taladros)
asociados al pozo. Una vez capturada, esa misma informacin est disponible al
instante para cualquier persona con acceso a la misma base de datos. Es importante
125
mencionar que desde hace 2 aos se cuenta con una aplicacin de red llamada
COPYR que maneja bsicamente la misma informacin que DIMS_32 pero en lnea.
Interative Petrofisic
Esta aplicacin permite visualizar curvas de registros, para realizar secciones
estratigrficas de inters geolgico para los ingenieros de yacimientos, recibe archivos
puntos (las) y los muestra en paneles, su mayor virtud es mostrar mltiples pozos en el
misma pantalla.
Oil Field Manager (OFM_2005)
Es una aplicacin con diversos mdulos que permiten visualizar, relacionar y
analizar datos de produccin y yacimiento. Como un sistema integrado, esta aplicacin
provee un conjunto de mdulos para relacionar la informacin necesaria.
Se puede usar para anlisis de pozos y campos, administracin de reservas,
planes de desarrollo entre otros. Adems permita la carga de informacin petrofsica, y
su visualizacin a travs de mapas de burbujas y mallas, entre sus virtudes, permite
realizar clculos entre mapas de diferentes variables.
Geographix Discovery
Es un programa computarizado que ingresa las actividades realizadas en la
geociencia, tales como; geologa, petrofsica, geofsica e ingeniera de petrleo. A
travs de sus mdulos el usuario de esta aplicacin puede realizar mapas
(estructurales, ispacos, isopropiedades, burbujas, informacin, localizaciones, entre
otros), interpretacin ssmica, interpretacin petrofsica, secciones transversales y otras
actividades relacionadas con la geociencia.
Modelo PRIZM
126
El uso sofisticado del anlisis de registro de geographix el que se disea para los
proyectos petrofsicos del mltiple de pozo, diseado para resolver las necesidades del
petrofsico y construyen en un ambiente adecuado de windows y todo lo que contiene
un gelogo, prizm es un modulo interactivo que permite corregir datos, anlisis del
registro, y las exhibiciones en multi-well, proyectos multi-zone de la curva. una
herramienta ideal para la caracterizacin del yacimiento, usuarios de prizm gozan de la
integracin apropiada con la presencia de geographix de los paneles de la seccin
representativa, del anlisis de la zona, y de los usos geofsicos. Su mayor virtud es
permitir crear algoritmos ajustado al yacimiento estudio, y modelar sus caractersticas
petrofsicas a juicio del petrofsico del rea.
Office 2003
Para crear base de datos personales, documentar los resultados obtenidos y
visualizar de manera practica los detalles de la investigacin se utilizaron varios
mdulos de office, entre ellos; a) WORD, es un procesador de palabras, que adems de
crear documentos y archivarlos, permite en cualquier parte del texto, agregar grficos,
ecuaciones matemticas (simples y complejas), tablas, ilustraciones, etc. A travs de
este procesador, se hace fcil la elaboracin de informes, justificaciones tcnicas,
resumen de historias de pozos. b) EXCEL, es un programa (Hoja de clculo) diseado
para manejar gran cantidad de datos numricos con la mayor facilidad posible, se utiliza
para el desarrollo de las actividades operacionales y administrativas de cualquier
empresa, ya que tiene la finalidad de realizar clculos con funciones matemticas
simples y complejas. c) (POWER POINT), es un programa que permite la realizacin de
presentaciones, portadas, grficos, etc., a travs de l podemos integrar y vincular
objetos no propios del power point.
Todas estas aplicaciones sirvieron para recopilar, analizar y visualizar la
informacin final del proyecto.
127
5.2. Consolidacin y validacin de la informacin.
Una vez consultadas todas las bases de informacin, se procedi a realizar un
inventario de los datos disponible tanto en forma digital como en fsico; esta informacin
incluy historias de pozos pertenecientes al yacimiento B-5-X.09, historias de presin,
produccin, perfiles de pozos, anlisis fsicos qumicos de aguas de formacin, anlisis
convencionales y especiales de ncleos, y estudios petrofsicos realizados
anteriormente en el rea LL370/LL453, para posteriormente proceder a la validacin de
data que garantice la certeza de los resultados en el modelo final.
Luego de recolectar toda la informacin disponible se procede a la validacin de las
curvas, de ser necesario se debe realizar correcciones a dichas curvas con problemas;
a la informacin de ncleo y a la informacin de yacimiento. En el proceso de validacin
de la informacin comprende una serie de pasos las cuales son necesarios para poder
realizar un estudio donde la data que se est utilizando sea confiable. Este proceso de
validacin los podemos describir a continuacin:
En referencia a la validacin de las curvas, se debe realizar la edicin de perfiles
(generales y puntuales) para tener las curvas en rangos de escalas
(dependiendo del registro) en referencia a la profundidad al comparar la imagen
del registro con archivo digital (.las). Se realizan correcciones ambientales a la
informacin adquirida por las herramientas (Resistividad, rayos Gamma, etc.)
para reducir los efectos causados por condiciones de hoyo, lodo de perforacin,
temperatura, etc.
Se realiza un proceso de normalizacin de las curvas con el objeto de eliminar o
reducir los efectos de dispersin/ruidos durante la adquisicin de la
informacin.Se realiza un proceso de validacin y certificacin de los datos en
formato digital de los anlisis de convencionales y especiales, estableciendo los
rangos y tendencias de las mediciones realizadas.
Se validan los anlisis fsico qumicos de acuerdo una serie de factores los como;
fecha de la toma de muestras y verificar el balanceo inico de las mismas
(meq/L aniones = meq/L cationes).
128
5.3. Anlisis y clasificacin de la informacin recopilada.
Se cre un proyecto en el software geographix discovery, donde se cargaron
todas las curvas existentes de los pozos a estudiar, las cuales se validaron, certificaron
y normalizaron, como se explico anteriormente. Los pozos se clasificaron segn su
informacin o curvas registradas clasificndose como; 6 pozos de control, estos pozos
disponen de todo el conjunto de registros tales como: rayos gamma (GR); registro SP;
registros de resistividad, registros especiales de densidad neutrn, calibre de hoyo
(CALIPER) (CALI); 2 pozos claves LL-0773 y LL-0848 los cuales contienen anlisis
convencionales (porosidad, y permeabilidad, K y sedimentolgico) y anlisis
especiales de laboratorio que servirn para establecer y ajustar parmetros petrofsicos
tales como factor de cementacin (m), exponente de saturacin (n), densidad de matriz
(ma), volumen de arcilla (Vsh) entre otros, y 58 pozos no control que son aquellos que
no cuentan con registro especiales.
6. Procedimiento para Obtener los Objetivos Planteados.
6.1. Determinacin de parmetros petrofsicos.
A continuacin se explica en detalle la metodologa seguida para determinar los
parmetros petrofsicos del yacimiento B-5-X.09.
Densidad de matriz de formacin (
ma
).
Para determinar la densidad de matriz de la formacin, se realiza el histograma de
frecuencia con los valores de densidad de grano. Para esto s grfican valores de
frecuencia de densidad de obtenidos de los anlisis convencionales de los pozos con
ncleo.
Figura 25. Histograma de frecuencia (Densidad de Grano).
129
Clculo del factor de cementacin (m) y coeficiente de tortuosidad (a).
Este depende del tipo y el grado de cementacin que mantiene a los granos de la
roca unidos, en el sitio en el que se basa nuestra investigacin que es la cuenca del
lago de Maracaibo los valores estn en el rango de 1.8 y 2.0. Para el clculo del Factor
de Cementacin (m) se construy un grfico logartmico de Factor de Formacin (FF) vs
Porosidad (), de cuya pendiente se obtuvo el valor de m. Si los puntos definen una
tendencia lineal, la regresin permite obtener la tortuosidad (a) como el intercepto en la
ordenada, mientras que la pendiente de la recta define el exponente de cementacin de
la formacin (m). En caso contrario, la regresin se forz por el valor (1) en la ordenada
y la pendiente es m.
Figura 26. Grfico de Exponente de cementacin (m).
Clculo del exponente de saturacin (n).
El exponente de saturacin (n) representa la pendiente de la relacin entre el ndice
de Resistividad y la Saturacin de la Solucin Salina utilizada en la prueba de
laboratorio, que generalmente es un valor cercano a dos (2). S realiz grfico
logartmico con el ndice de Resistividad (IR) y Saturacin de agua (Sw) para todas las
muestras con las cuales se realiz la prueba, se calcula la pendiente de la recta de
mejor tendencia y as se define el exponente de saturacin (n).
Para el clculo del exponente de saturacin corregido por arcillosidad n* se
utiliz el mismo procedimiento descrito anteriormente pero tomando los valores de
ndice de resistividad corregidos por arcillosidad.
130
Figura 27. Grfico de Exponente de saturacin (n).
6.2. Resistividad de agua de formacin (Rw).
El agua de formacin, algunas veces llamada agua connata agua intersticial, es el
agua no contaminada por el lodo. el valor de la resistividad del agua de formacin es
muy importante en la determinacin de la saturacin de agua, vara significativamente
de una zona a otra, sobre todo para cada cuenca, dicha variacin est relacionada con
la salinidad y las caractersticas geolgicas del rea que se evala. Un anlisis de agua
es representativo cuando tiene un buen balance inico entre sus cationes y aniones, es
decir, cuando posee cargas elctricas iguales. Primero se verific la existencia de
anlisis qumicos hechos para muestras representativas de la zona de inters, luego al
encontrar estas muestras se procedio a la validacin de los anlisis fsico qumicos de
muestras de agua de formacin tomando en cuenta los siguientes criterios:
a) Muestras tomadas en fechas cercanas a la finalizacin de algn trabajo de
perforacin, completacin, estimulacin, fracturamiento o acidificacin, entre otros.
Por esta razn, algunas muestras pueden ser descartadas ya que si presentan
elevadas concentraciones de slidos totales disueltos y pH menor a 7, es indicativo
de que el pozo haba sido sometido a algn trabajo de rehabilitacin, alterndose as
las propiedades fsico qumicas del agua de formacin.
b) Muestras tomadas en pozos que no estuviesen produciendo para la fecha de la
toma exclusivamente para los intervalos pertenecientes al rea de estudio.
131
c) Muestras que no se encuentren balanceadas inicamente, es decir, se debe verificar
que la suma de los pesos equivalentes (meq/L) de los iones positivos (cationes) sea
igual a la suma de los iones negativos (aniones), rechazando las muestras cuyo
balance inico sea distinto de cero o se aleje mucho de este valor.
Se utilizaron los resultados de anlisis fsico qumicos realizados en 8 pozos
pertenecientes al yacimiento B-5-X.09, de manera de comparar de forma grfica las
cantidades y tipos de iones que posee una muestra de agua de formacin se
procede a realizar el Diagrama de Stiff. Los anlisis fueron tomados de reportes que
se encontraban en las carpetas de pozos. Se tomo en cuenta si los pozos estaban
produciendo en varios yacimientos en conjuntos, o se les haba realizado algn tipo
de trabajo determinado en el momento de la toma de muestra de agua. Para la
construccin del diagrama de stiff, se consideran las concentraciones absolutas en
miliequivalentes por litro de los iones de sodio, calcio, magnesio, cloro, bicarbonato y
sulfato, los valores de concentracin de cada in son representados a la izquierda y
derecha de un eje vertical y se unen con lneas rectas, para conformar un diagrama
caracterstico de cada tipo de agua. la escala debe ser escogida cuidadosamente,
dependiendo de las concentraciones de las muestras.
Figura 28. Diagrama de Stiff.
132
6.3. Determinar los modelos petrofsicos.
Modelo de arcillosidad (VSH).
Se utilizaron los datos de ncleos provenientes de los anlisis de difraccin de
rayos x (XRD) que aportaron informacin sobre el volumen de arcilla, luego se procedi
a determinar el ndice de arcillosidad y el volumen de arcilla utilizando los modelos de
arcillosidad. Se compara el volumen de arcillosidad presente en el ncleo y el volumen
de arcillosidad calculado con los modelos para seleccionar el mejor cotejo, utilizando
preferiblemente el perfil de gamma ray:
Donde:
GR
(L)
= Gamma Ray ledo en la zona a evaluar.
GR
arena
= Gamma Ray en la arena ms limpia en el mismo intervalo geolgico.
GRsh = Gamma Ray en las arcillas.
Se tomaron en consideracin los modelos lineales, de Clavier, Stieber y Larionov, al
final el que mejor ajust al yacimiento B-5-X.09 fue el lineal, es decir el VSH qued igual
al ndice de arcillosidad.
Modelo de porosidad ().
Consiste en calcular la porosidad a partir de los perfiles disponibles (densidad,
neutrn, entre otros) y se compara con la porosidad proveniente del ncleo con la
obtenida de los perfiles; si existe cotejo se procede a establecer el modelo de
porosidad. En nuestro modelo el registro que mejor resultados arroj para el calculo de
la porosidad absoluta fue el perfil de densidad, por esto se estableci como el oficial.
133
Donde:
t
= Porosidad Total.
m
= Densidad de la matriz (2,65 gr/cc).
b
= Densidad de la formacin leida en el perfil (gr/cc).
f = Densidad del fluido utilizado en el perfilaje de los pozos (1 gr/cc).
Una vez definido el modelo de arcillosidad y la ecuacin para determinar la
porosidad total, se puede calcular la porosidad efectiva mediante ecuaciones de la
literatura, entre las cuales estn los modelos lineal y de Gaymard. Una vez realizado los
modelos lineales y por Gaymard, se procedi a cotejar la informacin obtenida por
ambos algoritmos en un grfico cruzado contra los valores de permeabilidad efectiva
obtenida de los anlisis de ncleos en los pozos claves, observando poco ajuste en la
tendencia (menor al 50 %). Por esta razn se procedi a utilizar un ajuste adicional, que
permitiera establecer un modelo ms representativo de las condiciones del yacimiento
B-5-X.09, se realiz un grfico cruzado (cross plot) con las variables porosidad efectiva
de ncleos versus volumen de arcilla. La ecuacin que mejor ajust quedo establecida
para el modelo (Ver capitulo V).
Generacin perfil de densidad sinttico.
Para poder determinar la porosidad efectiva con el modelo anterior, es necesario
calcular previamente la porosidad total tomando como base los datos provenientes de
los registros de densidad, como se observ en la clasificacin de pozos, solo seis (6)
pozos de los sesenta y seis (66) pozos completados en el yacimiento B-5-X.09 tienen
este recurso, es decir el 91 % de los pozos de inters no tienen registro de densidad.
Para evaluar estos pozos, se procedi a generar una curva de densidad sinttica a
partir de los registros de gamma ray y el modelo de volumen de arcilla establecido
previamente. Es importante mencionar que la correlacin para conseguir el RHOB
134
sinttico se puede generar en funcin de diferentes variables como son; resistividad,
SP, Vsh GR, la variable empleada en este estudio fue el Vsh que es equivalente a
rayos gamma normalizado. (Ver capitulo V)
Modelo de saturacin de agua (SW).
Consiste en determinar el modelo de saturacin que ms se ajuste con los datos
del anlisis de ncleo (curvas de permeabilidad relativa); donde ser el seleccionado el
modelo que ms se ajuste. Existen diversos modelos, entre los cuales los ms
utilizados en el rea de estudio son: Simandoux, Simandoux Modificado, Archie, e
Indonesia. Para el clculo de los mismos se necesitan los siguientes parmetros:
Coeficiente de tortuosidad.
Factor de cementacin.
Exponente de saturacin.
Resistividad del agua de formacin.
Para validar uno u otro modelo, como el ms representativo se debe comparar el
valor de S
wi
con el obtenido a travs de las curvas de permeabilidades relativas del
anlisis del ncleo en estudio, ser ms representativo aquel modelo donde la
saturacin de agua irreducible sea igual o se ajuste ms al valor de S
wi
obtenida del
anlisis del ncleo.
Modelo de la permeabilidad (K).
La permeabilidad es una propiedad que no puede determinarse directamente de los
registros, para la estimacin de la misma ser necesario recurrir a la aplicacin de
herramientas grficas que permitan relacionar esta propiedad medida en el ncleo con
otras propiedades fcilmente calculables de registros.
Para definir el modelo de permeabilidad, se intent conseguir una buena
correlacin entre la porosidad y la permeabilidad de ncleos provenientes de los
anlisis de laboratorio en los pozos claves (LL-0773 y LL-0848), el resultado arroj un
coeficiente de correlacin menor al 40%, es decir no se obtuvo una buena correlacin
para ser aplicada al yacimiento. Luego se procedi a utilizar los modelos de la literatura
activos en la aplicacin geographix discovery, en total se simularon 4 modelos; modelo
135
Timur, modelo Timur modificado, modelo Turner y ecuacin general del lago. Despus
de comparar los diferentes modelos con los datos de ncleos, el que se ofreci mejor
ajuste fue el modelo de Timur..
6.4. Determinacin de los parmetros de corte petrofsicos.
Una vez definidos todos los modelos de evaluacin petrofsica se procedi a
aplicarlos o extenderlos al resto de los pozos del rea de estudio del yacimiento, es
decir, los pozos no control. Para definir los valores lmites o parmetros de corte se
realizan una serie de grficos tales como: Resistividad, volumen de arcilla, porosidad
efectiva vs saturacin de agua; todos los datos utilizados para realizar estos grficos
provienen de los modelos generados por el estudio. Es importante sealar que al
obtener los parmetros de corte, podremos evaluar la prospectividad de produccin del
yacimiento en estudio y as definir cules son las mejores reas para trabajos mayores
y menores de pozos que permitan drenar eficientemente con el mayor xito volumtrico
las reservas remanentes actuales del yacimiento.
6.5. Elaboracin de mapas de Isopropiedades.
Para la construccin de los mapas de isopropiedades se generan los sumarios
para cada unos de los pozos y de esta forma se realizan mapas de: Arena neta total,
arena neta petrolfera, porosidad, permeabilidad, saturacin de agua y volumen de
arcilla. Estos mapas fueron realizados en la aplicacin OFM_2005 con la informacin
exportada desde geographix discovery.
6.6. Determinar el POES volumtrico del yacimiento B-5-X.09.
Para determinar el petrleo original en sitio, se utilizaran los mapas ya guardados
en el registro de la aplicacin (arena neta petrolfera, saturacin de agua y porosidad),
adems de las factores de conversin y el factor volumtrico inicial del yacimiento (1,29
BY/BN). Como puede observarse, la ecuacin utilizada es la siguiente;
136
Donde;
POES = Petrleo original en sitio (BLS)
AREA = Es el rea expresada en (metros), la aplicacin lo calcula por celdas.
H = Es el mapa de la arena neta petrolfera expresado en (pies).
POR = Es el mapa de la porosidad (en fraccin).
Sw = Es el mapa de la saturacin (en fraccin).
Boi = Es el factor volumtrico inicial (BY/BN).
Las constantes 7758 y 4046 son constantes que transforman las unidades a Barriles.
6.7. Establecer el modelo en la aplicacin Open Works.
Una vez verificado el modelo petrofsico realizado al yacimiento B-5-X.09, se
procede a importar todos su algoritmos desde la aplicacin geographix discovery
(utilizada por ingenieros de desarrollo de yacimiento y petrofsicos de campo) para ser
cargados a la aplicacin OPEN WORKS, esta aplicacin es utilizada para modelaje de
yacimiento y de ella se exportan los valores para simulaciones en ECLIPSE y otras
aplicaciones especializadas utilizadas por el equipo de estudios integrados. Se
muestran imgenes de la carga y una evaluacin realizada en OPEN WORKS, con los
algoritmos realizados en geographix discovery.
137
CAPITULO V
ANLISIS DE RESULTADOS.
En este capitulo se presentan los resultados arrojados por esta investigacin,
cada etapa del proceso ofrece respuesta a los objetivos especficos trazados al
principio del estudio, estos parmetros y ecuaciones producto de la metodologa
explicada en detalle en el capitulo III, se integran para establecer el modelo petrofsico
del yacimiento B-5-X.09, rea LL370/LL453 de la formacin misoa del campo Ta Juana
Lago.
Para desarrollar de manera eficiente el modelo petrofsico del yacimiento
B-5-X.09 se analizaron y validaron los registros de 66 pozos completados hasta la fecha
en dicho reservorio.
Esta poblacin de 66 pozos, de los cuales 48 son productores (14 activos, 20
inactivos y 14 abandonados) y 18 fueron inyectores de agua (cerrados en el ao 2000
por suspencin del proyecto de recuperacin mejorada), fue clasificada segn la
informacin petrofsica disponible;
Dos (2) pozos claves; los pozos LL-0773 y LL-0848 cuentan con anlisis de ncleos,
registros litolgicos, de resistividad y densidad neutrn.
Seis (6) pozos control; los pozos LL-3104, LL-3106, LL-3134, LL-3143, LL-3154 y
LL-3160 cuentan con registros litolgicos, de resistividad y densidad neutrn.
Cincuenta y ocho (58) pozos no control; el resto de los pozos completados en el
yacimiento B-5-X.09 tiene solo registros litolgicos y resistividad.
En el mapa base que se muestra a continuacin se puede observar la clasificacin
de los pozos claves, control y no control en el yacimiento B-5-X.09.
138
Figura 29. Ubicacin de pozos del yacimiento B-5-X.09.
1. Determinacin de Parmetros Petrofsicos.
Una vez consolidada la informacin de anlisis de ncleos de los pozos LL-0773 y
LL-0848 y siguiendo la metodologa descrita en el captulo III, se obtienen los
parmetros petrofsicos del yacimiento B-5-X.09.
139
1.1. Densidad de matriz de formacin.
Con ayuda de un grfico de histograma de frecuencia y la base de datos
conformada por 128 muestras realizadas a los ncleos de los pozos LL-0773 y LL-0848
provenientes de los anlisis convencionales.
Tabla 7. Densidad del grano yacimiento B-5-X.09.
Figura 30. Histograma de frecuencia de densidad del grano.
Se observa que el valor de la densidad de matriz oscila en un rango entre 2,60 y
2,72 gramos / centmetro cubico, siendo 2,66 gramos / centmetro cubico el valor
predominante en el yacimiento B-5-X.09 formacin misoa del campo Ta Juana Lago,
ya que su frecuencia de repeticin (39 veces) fue la mayor.
140
1.2. Coeficiente de tortuosidad (a) y factor de cementacin (m).
Para determinar estos parmetros se realiz un grfico doble logartmico con las
variables de factor de formacin contra porosidad en fraccin, utilizando los valores
obtenidos en laboratorio con la mxima presin de sobrecarga (5000 LPC) aplicada a
las muestras de los ncleos de los pozos LL-0773 y LL-0848.
Figura 31. Calculo de tortuosidad y factor de cementacin.
Como se puede observar, los resultados indicaron que para el yacimiento B-5-
X.09 el coeficiente de tortuosidad (a) es igual a 1 y el exponente de cementacin (m)
producto de la pendiente de la recta es igual a 1,75.
1.3. Exponente de saturacin (n).
Para determinar este parmetro se realiz un grfico doble logartmico con las
variables ndice de resistividad de la formacin contra la saturacin de agua en fraccin,
utilizando los valores obtenidos en laboratorio con la mxima presin de sobrecarga
(5000 LPC) aplicada a las muestras de los ncleos de los pozos LL-0773 y LL-0848.
141
Figura 32. Calculo del exponente de saturacin.
1.4. Resistividad del agua de Formacin (Rw).
La resistividad del agua fue obtenida a travs de los anlisis fsicos qumicos,
realizados con las muestras de los primeros cinco (5) pozos productores (LL-0713, LL-
0774, LL-0776, LL-0804 y LL-0810) del yacimiento B-5-X.09, estos pozos fueron
completados entre el ao 1950 y 1952.
A continuacin se muestra el diagrama Stiff inicial del yacimiento B-5-X.09
formacin misoa del campo Ta Juana Lago.
142
Tabla 8. Anlisis de agua (pozos yacimiento B-5-X.09).
Figura 33. Patrn de agua del yacimiento B-5-X.09.
El anlisis de agua del yacimiento B-5-X.09 del miembro misoa campo Ta Juana
Lago, arroj que es de procedencia meterica, del tipo bicarbonato de sodio segn la
clasificacin Sulin, con una concentracin total en el orden de 6502 ppm y un valor de
resistividad inicial del agua de formacin de 0,65 ohmm @ 75F.
143
2. Modelos Petrofsicos para el Yacimiento B-5-X.09.
2.1. Edicin y normalizacin de curvas
Consisti en revisar, validar, consolidar, calibrar y en algunos casos editar los
registros obtenidos de los 66 pozos del yacimiento B-5-X.09, para luego cargar las
curvas en la aplicacin discovery geographix en el modulo prizm. Este trabajo consisti
en la revisin detalla por intervalos de inters de los registros gamma ray, potencial
espontaneo, resistividad corta y larga.
Figura 34. Edicin de registros de los pozos.
Nota: Se invirti la curva de potencial espontaneo en las secciones donde su
comportamiento no estuviera acorde con la curva de gamma ray y las resistividades,
con el fin de utilizarlas en el modelo de volumen de arcillosidad en pozos que carezcan
de gamma ray como registro litolgico principal.
144
Figuras 35. Curvas digitalizadas en Geographix Discovery.
Para la realizacin del modelo petrofsico del yacimiento B-5-X.09 se requiere
generar modelos matemticos petrofsicos definidos para las isopropiedades; volumen
de arcilla (Vsh), porosidad (), saturacin de agua (Sw) y permeabilidad (K), para los
pozos claves LL-0733 y LL-0848 de la formacin misoa del campo Ta Juana Lago.
Para establecer los modelos matemticos se utiliz el modulo prizm de la
aplicacin geographix discovery, este software utiliza modelos probabilsticos y
determinsticos de la literatura y puede aceptar nuevos modelos ajustados a un rea
especifica, con el objetivo de calcular propiedades petrofsicas de inters.
145
2.2. Modelo de arcillosidad del yacimiento (VSH).
La aplicacin geographix discovery ofrece varias ecuaciones para realizar este calculo.
Figuras 36. Modelo utilizado por geographix discovery para calcular VSH.
Despus de ajustar los resultados con los valores de ncleo, se decidi
establecer el modelo lineal que genera el ndice de arcillosidad y lo iguala al volumen de
arcillosidad basndose en el registro litolgico gamma ray.
Donde:
GR
(L)
= Gamma Ray ledo en la zona a evaluar.
GR
arena
= Gamma Ray en la arena ms limpia en el mismo intervalo geolgico.
GR
sh
= Gamma Ray en las arcillas.
A continuacin se muestra la curva producto del modelo y los valores de volumen
de arcillosidad resultados de los anlisis de ncleos en los pozos claves del yacimiento
B-5-X.09.
146
Figura 37. Modelo VSH versus valores de ncleos.
2.3. Modelo de porosidad del yacimiento B-5-X.09 ().
Para definir el modelo de porosidad efectiva, primero se determina la porosidad
total utilizando los registros de densidad y neutrn disponibles, la aplicacin geographix
discovery ofrece varias ecuaciones para realizar este calculo.
147
Figuras 38. Modelo utilizados para calcular porosidad total.
Despus de observar los resultados obtenidos con los modelos; de densidad,
neutrn y la combinacin de ellos, con los valores de ncleo, se decidi establecer la
ecuacin en base al registro de densidad para el calculo de la porosidad total.
Donde:
t
= Porosidad Total.
m
= Densidad de la matriz (2,65 gr/cc).
b
= Densidad de la formacin leida en el perfil (gr/cc).
f
= Densidad del fluido utilizado en el perfilaje de los pozos (1 gr/cc).
Luego de calcular la porosidad total, se realiz un grfico cruzado con la data del
anlisis de ncleo y la obtenida con el modelo establecido con la finalidad de observar
el grado de ajuste con el yacimiento, como resultado se observa un buen cotejo con los
pozos claves.
148
Figuras 39. Porosidad total registro versus ncleos.
Una vez definido el modelo de arcillosidad y la ecuacin para determinar la
porosidad total, se puede calcular la porosidad efectiva mediante ecuaciones de la
literatura, entre las cuales estn los modelos lineal y de Gaymard.
Ecuacin 42. Modelos lineales y de Gaymard para porosidad.
Donde:
total = Porosidad total (fraccin).
Vsh = Volumen de arcilla (fraccin).
vsh = Porosidad de la lutita (fraccin).
Para aplicar la aplicacin de Gaymard fue necesario crear un grfico cruzado con
los valores de porosidad total y volumen de arcillosidad, a continuacin se presentan los
resultados.
149
Figura 40. Grfico de histograma GR Vs porosidad total.
En este grfico se observa que el valor de porosidad total en las arcillas ms
frecuente es 17,5 % (0,175). Una vez realizado los modelos lineales y por Gaymard, se
procedi a cotejar la informacin obtenida por ambos algoritmos en un grfico cruzado
contra los valores de permeabilidad efectiva obtenida de los anlisis de ncleos en los
pozos claves, observando poco ajuste en la tendencia (menor al 50 %).
Figura 41. Grfico cruzado porosidades (perfil Vs ncleo).
Por esta razn se procedi a utilizar un ajuste adicional, que permitiera
establecer un modelo ms representativo de las condiciones del yacimiento B-5-X.09,
se realiz un grafico cruzado (cross plot) con las variables porosidad efectiva de
ncleos versus volumen de arcilla.
0 0,1 0,2
0 0,1 0,2
150
Figura 42. Grfico cruzado de VSH y porosidades de ncleos.
La ecuacin obtenida se presenta a continuacin;
PHIE= PHIE_1+PHIE_2*(Vsh)+PHIE_3*(Vsh)^2+PHIE_4*(Vsh)^3+PHIE_5*(Vsh)^4
Las constantes utilizadas son;
PHIE_1 = 0.20809; -- CONSTANT 1 OF EQ. PHIE VS. VSH
PHIE_2 =-0.57846; -- CONSTANT 2 OF EQ. PHIE VS. VSH
PHIE_3 = 0.84737; -- CONSTANT 3 OF EQ. PHIE VS. VSH
PHIE_4 =-0.72025; -- CONSTANT 4 OF EQ. PHIE VS. VSH
PHIE_5 = 0.24325; -- CONSTANT 5 OF EQ. PHIE VS. VSH
Esta ecuacin fue importada a la aplicacin geographix discovery con el objetivo
de validar sus resultados con los valores de ncleos.
Figura 43. Ecuacin porosidad efectiva funcin de VSH.
Por ultimo se correlacionaron los valores obtenidos por la ecuacin con los datos
de porosidad efectivos obtenidos directamente de los anlisis de laboratorio en los
ncleos de los pozos LL-0773 y LL-0848.
151
Figura 44. Modelo de porosidad versus valores de ncleos.
Como se puede observar, este algoritmo se ajusta a los valores de ncleos de
los pozos claves del yacimiento B-5-X.09, por esta razn se establece como el modelo
de porosidad oficial del proyecto.
2.3.1. Correlacin para generar la densidad sinttica.
Para poder determinar la porosidad efectiva con el modelo anterior, es necesario
calcular previamente la porosidad total tomando como base los datos provenientes de
los registros de densidad, como se observ en la clasificacin de pozos, solo seis (6)
pozos de los sesenta y seis (66) pozos completados en el yacimiento B-5-X.09 tienen
este recurso, es decir el 91 % de los pozos de inters no tienen registro de densidad.
152
Para evaluar estos pozos, se procedi a generar una curva de densidad sinttica a
partir de los registros de gamma ray y el modelo de volumen de arcilla establecido
previamente. Es importante mencionar que la correlacin para conseguir el RHOB
sinttico se puede generar en funcin de diferentes variables como son; resistividad,
SP, Vsh GR, la variable empleada en este estudio fue el Vsh que es equivalente a
rayos gamma normalizado.
Figura 45. Grfico cruzado densidad contra valores VSH.
Como puede observar la ecuacin REG_DS, tiene un coeficiente de correlacin
aceptable, por esta razn ser la empleada para crear los perfiles de densidad
sintticos en pozos no control, que solo cuentan con perfiles de gamma ray y
resistividad.
2.4. Modelo saturacin de agua del yacimiento B-5-X.09 (SW).
Se procedi a consolidar la informacin solicitada por las ecuaciones y modelo
matemticos de la literatura, con el objetivo de calcular la saturacin de agua por los
diversos modelos que ofrece la aplicacin geographix discovery, entre estos parmetros
destacan;
Coeficiente de tortuosidad (a) = 1,00
Exponente de cementacin (m) = 1,75
153
Exponente de saturacin (n) = 1,76
RW @ Temp_formacin (+/- 190 F) = 0,42 ohmm
Porosidad efectiva = Modelo PHIE (VSH)
Volumen de arcilla = Modelo Lineal
Resistividad de Lutitas = 3,50 ohmm
Para definir el modelo de saturacin de agua se simularon varios modelos
presentados por la aplicacin, estos modelos son bastantes conocidos en la literatura,
entre los utilizados en este trabajo estn; modelo Archie, modelo Indonesia, modelo
Simandoux y modelo Simandoux modificado.
Figura 46. Modelo utilizado por geographix discovery (Sw).
Comparando los resultados de varios modelos, se concluy que el ms ajustado
a las condiciones del yacimiento B-5-X.09 formacin misoa del campo Ta Juana Lago
es el modelo de indonesia, a continuacin se presenta las curvas de saturacin de agua
contra los valores de ncleos de los pozos claves LL-0773 y LL-0848.
154
Figura 47. Modelo saturacin de agua versus ncleos.
2.5. Modelo permeabilidad del yacimiento B-5-X.09 (K).
Para definir el modelo de permeabilidad, se intent conseguir una buena
correlacin entre la porosidad y la permeabilidad de ncleos provenientes de los
anlisis de laboratorio en los pozos claves (LL-0773 y LL-0848), el resultado arroj un
coeficiente de correlacin menor al 40%, es decir no se obtuvo una buena correlacin
para ser aplicada al yacimiento.
Luego se procedi a utilizar los modelos de la literatura activos en la aplicacin
geographix discovery, en total se simularon 4 modelos; modelo Timur, modelo Timur
modificado, modelo Turner y ecuacin general del lago.
155
Figura 48. Modelos Geographix Discovery de permeabilidad.
Despus de comparar los diferentes modelos con los datos de ncleos, el que se
ofreci mejor ajuste fue el modelo de Timur.
A continuacin se presentan las secciones de registros y los datos de ncleos de
la permeabilidad absoluta de los pozos claves LL-0773 y LL-0848 del yacimiento B-5-
X.09 formacin misoa del campo Ta Juana Lago.
Figuras 49. Modelo de Timur (K) versus ncleos.
156
3. Determinacin de Parmetros de Corte.
Para determinar los parmetros mnimos que definan si un intervalo es prospectivo
para la produccin de hidrocarburos en el mbito comercial, primeramente se
analizaron las curvas de permeabilidades del sistema agua / petrleo de los pozos
claves LL-0773 y LL-0848, estas curvas son utilizadas para obtener el valor lmite de
saturacin de agua.
Figura 50. Permeabilidades relativas pozos LL-0773 y LL-0848.
Luego de observar el grfico de permeabilidades relativas de los pozos claves,
se estableci en 48% el valor corte para la saturacin de agua, considerando por
encima este porcentaje la facilidad de flujo del agua es considerablemente mayor a la
del petrleo en las arenas del yacimiento B-5-X.09.
Es importante sealar que el valor corte de saturacin de agua anteriormente
utilizado para este yacimiento era de 60 %, este parmetro influye directamente en la
seleccin de las mejores arenas petrolferas al momento de perforar, reparar y estimular
los pozos productores del rea.
A continuacin, se observan los grficos de resistividad verdadera (RT), volumen
de arcillosidad (VSH) y porosidad efectiva (PHIE) versus saturacin de agua, en los
157
cuales se ajusta una lnea envolvente que encierra todos los datos de estas variable,
luego se traza un lnea con el corte de saturacin (48 %) del yacimiento B-5-X.09
formacin misoa del campo Ta Juana Lago, para establecer los valores cortes (cut off)
que permitirn definir de los intervalos prospectos a producir hidrocarburos.
Figura 51. Resistividad corte (pozos claves).
igura 52. Volumen de arcilla corte (pozos claves).
Figura 53. Porosidad efectiva corte (pozos claves).
158
Luego de observar los cortes en los tres grficos anteriores, se establece que los
valores cortes del yacimiento B-5-X.09 de la formacin misoa del campo Ta Juana
Lago son; 15 ohmm para la resistividad, 45 % para el volumen de arcilla y 9 % para la
porosidad.
4. Evaluacin Petrofsica de los Pozos del Yacimiento B-5-X.09.
Una vez cargado en la aplicacin geographix discovery todos los algoritmos qu7e
conforman el modelo petrofsico establecido, se procede a importar las curvas digitales
(punto LAS) de los cincuenta y ocho (58) pozos no control, y por ultimo se corre el
modelo.
A continuacin se presentan tres pozos (uno control y dos no control) ubicados
estratgicamente en las zonas norte, centro y sur del yacimiento, con sus curvas
originales (gamma ray, resistividad corta y larga) y el producto arrojado por le modelo
establecido.
Figura 54. Mapa base pozos ejemplos del modelo petrofsico.
159
Zona Norte (Pozo LL-3161)
Figura 55. Registro original y procesado del pozo LL-3161.
Este pozo no control ubicado en la parte norte del yacimiento B-5-X.09, presenta
profundidades de 5740 pies al tope y 5910 en la base del miembro B-5-X, producto del
modelo petrofsico establecido en el modulo prizm y el procesamiento de sus curvas
originales (gamma ray GR / resistividad larga RL / resistividad corta RC) se obtienen los
valores petrofsicos promedios en toda la longitud del intervalo en estudio.
Volumen de arcilla = 25 %
Porosidad = 18 %
saturacin de agua = 30 %
Permeabilidad = 99 mD
Tomando en consideracin los valores cortes establecidos anteriormente, en
especial la resistividad corte (RT > 15 ohmm), se puede afirmar que el pozo tiene 4
intervalos prospectivos, siendo el intervalo 5796 5802 el de mayor inters para
producir hidrocarburo.
160
Zona Central (Pozo LL-3154)
Figura 56. Registro original y procesado del pozo LL-3154
Este pozo control ubicado en la parte central del yacimiento B-5-X.09, presenta
profundidades de 5905 pies al tope y 6122 en la base del miembro B-5-X, producto del
modelo petrofsico establecido y el procesamiento de sus curvas originales (gamma ray
GR / resistividad larga RL / resistividad corta RC / densidad y neutrn (DN) se obtienen
los valores petrofsicos promedios en toda la longitud del intervalo en estudio.
Volumen de arcilla = 30 %
Porosidad = 17 %
saturacin de agua = 35 %
Permeabilidad = 73 mD
El pozo tiene 9 intervalos prospectivos, siendo el intervalo 6030 6055 el de mayor
inters para producir hidrocarburo.
161
Zona Sur (Pozo LL-1513)
Figura 57. Registro original y procesado del pozo LL-1513
Este pozo no control ubicado en la parte sur del yacimiento B-5-X.09, presenta
profundidades de 6330 pies al tope y 6800 en la base del miembro B-5-X, producto del
modelo petrofsico establecido y el procesamiento de sus curvas originales (gamma ray
GR / resistividad larga RL / resistividad corta RC) se obtienen los valores petrofsicos
promedios en toda la longitud del intervalo en estudio.
Volumen de arcilla = 65 %
Porosidad = 05 %
saturacin de agua = 85 %
Permeabilidad = 03 mD
Como se puede observar este pozo poca calidad de roca, solo pueden
evidenciarse dos intervalos que superan la resistividad corte (6360 6370 y 6480
6485), pero sus parmetros petrofsicos indican poca prospectiva comercial.
162
5. Construcin de Mapas de Isopropiedades.
Una vez evaluados petrofsicamente los sesenta y seis pozos (66) del yacimiento B-
5-X.09, se procedi a exporta los sumarios promedios del yacimiento.
Tabla 9. Sumario petrofsico del yacimiento B-5-X.09.
Luego se convirtieron los archivos de texto a formato OFM_2005 y se importaron
a la tabla de petrofsica ubicada en el archivo base del proyecto Ta Juana Lago, para
ser ordenados y editados para facilidad del analista.
163
Tabla 10. Sumario petrofsico formato de carga OFM_2005.
Se procede a realizar un reporte donde se pueden visualizar toda la informacin
cargada por pozo, a continuacin se puede visualizar las evaluaciones cargadas en
OFM_2005; pozo, arena total, arena neta petrolfera, volumen de arcillosidad,
porosidad, saturacin de agua y permeabilidad.
El formato del reporte incluye las variables calculadas;
a) Maestra.Pozo
b) Petrofisica.Yacimiento
c) Petrofisica.ANT.Yacimiento
d) Petrofisica.ANP.Yacimiento
e) Petrofisica.VSH_ANP.Yacimiento
f) Petrofisica.PHI_ANP.Yacimiento
g) Petrofisica.SW_ANP.Yacimiento
h) Petrofisica.K_ANP.Yacimiento.
164
Figura 58. Plantilla de reportes petrofsicos OFM_2005.
Figura 59. Reporte petrofsico en aplicacin OFM_2005
Por ultimo se procede a ejecutar el modelo de mapas de celdas o mallas, donde
se llaman las variables de inters para el ingeniero de yacimiento, es necesario
especificar el rea del yacimiento para que la aplicacin calcule solo las celdas de
inters.
165
Figura 60. Mapa de arena neta total (ANT) yacimiento B-5-X.09.
Figura 61. Mapa de arena neta petrolfera (ANP) yacimiento B-5-X.09.
166
Figura 62. Mapa de volumen de arcilla (VSH) yacimiento B-5-X.09.
Figura 63. Mapa de porosidad () del yacimiento B-5-X.09.
167
Figura 64. Mapa de saturacin de agua (SW) yacimiento B-5-X.09.
Figura 65. Mapa de permeabilidad (K) del yacimiento B-5-X.09.
Como puede observarse en los mapas el mayor espesor de arenas se encuentra
en las reas centro, sur y este del yacimiento, el promedio de arena total es de 160 pies
y de la arena neta petrolfera es de 108 pies respectivamente.
168
Observando el mapa de volumen de arcilla podemos concluir que la zona norte,
centro y oeste tiene las arenas ms limpias, adems las propiedades de porosidad,
saturacin de agua y permeabilidad son muchos mejores al que el promedio del
yacimiento.
Valores promedios del yacimiento B-5-X.09
Volumen de arcillas (VSH) = 43 %
Porosidad () = 12 %
Saturacin de agua (SW) = 61 %
Permeabilidad (K) = 135 Md
Considerando los valores cortes calculados en este capitulo (45 % para VSH, 48
% para SW y 9 % para la porosidad), el rea sur del yacimiento no es prospectivo a
trabajos de perforacin, reparacin o estimulacin, por el contrario el rea central y
noreste del yacimiento presenta las mejores condiciones para la explotacin de
hidrocarburos.
Para finalizar con este anlisis, se realizaron los mapas de calidad de roca
basndose en su eficiencia de almacenamiento (arena neta petrolfera multiplicada por
porosidad) y capacidad de flujo (arena neta petrolfera multiplicada por permeabilidad).
Los mapas que se muestra a continuacin, son el producto de la multiplicacin
de celdas del mismo tamao, que almacenan la informacin de arena neta petrolfera,
porosidad y permeabilidad observada en los mapas anteriores.
Figura 66. Procedimiento para almacenar mapas OFM_2005.
169
Figura 67. Calculo de eficiencia de almacenamiento por celdas.
Figura 68. Eficiencia de almacenamiento yacimiento B-5-X.09.
Figura 69. Capacidad de flujo del yacimiento B-5-X.09.
170
Estos mapas certifican los comentarios efectuados anteriormente, como puede
observarse las mejoras zonas de almacenamiento de hidrocarburos y los mejores
intervalos conectados hidrulicamente para facilitar el paso de fluidos se encuentran en
la zona norte y centro del yacimiento B-5-X.09.
6. Determinar el POES Volumtrico del Yacimiento B-5-X.09.
Para determinar el petrleo original en sitio, se utilizaran los mapas ya guardados en
el registro de la aplicacin (arena neta petrolfera, saturacin de agua y porosidad),
adems de las factores de conversin y el factor volumtrico inicial del yacimiento (1,29
BY/BN). Como puede observarse, la ecuacin utilizada es la siguiente;
Ecuacin 43. Calculo volumtrico del POES en OFM_2005
Donde;
POES = Petrleo original en sitio (BLS)
AREA = Es el rea expresada en (metros), la aplicacin lo calcula por celdas.
H = Es el mapa de la arena neta petrolfera expresado en (pies).
POR = Es el mapa de la porosidad (en fraccin).
Sw = Es el mapa de la saturacin (en fraccin).
Boi = Es el factor volumtrico inicial (BY/BN).
171
Las constantes 7758 y 4046 son constantes que transforman las unidades a Barriles.
Figura 70. Mapa petrleo original en sitio del yacimiento B-5-X.09
Se observa una mayor cantidad de acumulacin de petrleo en el rea norte y
centro, es decir el mapa de POES esta en concordancia con el mapa de calidad de
almacenamiento de la roca realizado anteriormente. Por ultimo se puede apreciar en las
estadsticas del mapa de mallas, que el calculo de petrleo original en sitio realizado
con el mtodo volumtrico arroja un valor de 281 millones de barriles de POES, al
compararlo con el valor oficial manejado en el libro de reservas 2010 (279 MMBls de
petrleo) la diferencia es tan solo 0,71 %, por lo que podemos afirmar que este ejercicio
certifica el modelo petrofsico realizado en este trabajo de grado.
172
7. Establecer el Modelo Petrofsico en la aplicacin Open Works.
Una vez verificado el modelo petrofsico realizado al yacimiento B-5-X.09, se
procede a importar todos su algoritmos desde la aplicacin geographix discovery
(utilizada por ingenieros de desarrollo de yacimiento y petrofsicos de campo) para ser
cargados a la aplicacin OPEN WORKS, esta aplicacin es utilizada para modelaje de
yacimiento y de ella se exportan los valores para simulaciones en ECLIPSE y otras
aplicaciones especializadas utilizadas por el equipo de estudios integrados. Se
muestran imgenes de la carga y una evaluacin realizada en OPEN WORKS, con los
algoritmos realizados en geographix discovery.
Figura 71. Carga del modelo petrofsico B-5-X.09 en Open Works.
173
Figura 72. Evaluacin petrofsica (Modelo B-5-X.09) realizada en OPEN WORKS
174
CAPITULO VI.
CONCLUSIONES.
A partir de los anlisis especiales de ncleo de los pozos claves (LL-0773 y LL-
0848) se obtuvieron los parmetros petrofsicos utilizados para la evaluacin del
yacimiento B-5-X.09 de la formacin Misoa del campo Ta J uana Lago, obteniendo
valores de; coeficiente de tortuosidad (a) igual a 1, factor de cementacin (m) igual a
1,75 y un exponente de saturacin igual a 1,76.
El valor de la resistividad del agua de formacin calculado fue de 0,65 ohmm @ 75
F y 0,42 ohmm @ temperatura del yacimiento (190 F), se logr generar el patrn
de agua del yacimiento antes de la inyeccin con ayuda del diagrama Stiff.
Los modelos matemticos petrofsicos definidos para el yacimiento fueron;
Modelo de volumen de arcillosidad (Lineal).
Modelo de porosidad total (Ecuacin de densidad).
Modelo de porosidad efectiva (Correlacin e funcin de VSH)
Modelo de saturacin (Indonesia)
Modelo de permeabilidad (Timur)
Se logr generar una correlacin para conseguir perfiles sintticos de densidad en
pozos no petrofsicos, la ecuacin qued como perfil de densidad en funcin del
VSH.
Se logr establecer los valores cortes del yacimiento B-5-X.09 de la formacin misoa
del campo Ta J uana Lago; 15 ohmm para la resistividad, 45 % para el volumen de
arcilla y 9 % para la porosidad.
Se logr identificar las reas de mayor acumulacin de hidrocarburos y
prospectividad petrofsica del yacimiento.
175
La informacin importada de la aplicacin geographix discovery fue cargada en las
tablas petrofsicas de OFM_2005, con ella se realizaron mapas de isopropiedades y
calidad de roca (eficiencia de almacenamiento y capacidad de flujo).
El calculo de petrleo original en sitio realizado con el mtodo volumtrico arroj un
valor de 281 millones de barriles de POES, tomando como base el valor oficial
manejado en el libro de reservas 2010 (279 MMBls de petrleo) la diferencia es de 2
millones de barriles lo que equivale a 0,71 %.
Se estableci migro el modelo realizado a la aplicacin OPEN WORKS donde podr
ser utilizado para evaluaciones y simulaciones por el personal de estudios integrado
Ta J uana Lago.
176
RECOMENDACIONES
Se recomienda revisar el modelo petrofsico del rea y en aquellos yacimiento que
tengan informacin de ncleos realizar modelos que ajusten a las condiciones
especifica, para aquellos yacimiento del miembro B-5-X del rea LL370/LL453 que
no tenga ncleos se pueden utilizar los parmetros petrofsico determinados en este
trabajo.
Realizar toma de muestras de agua a los pozos activos de los yacimientos de la
formacin misoa del campo Ta J uana Lago, para validar el valor de la resistividad
de agua obtenido en el presente estudio.
Utilizar los resultados obtenidos de la extrapolacin de este modelo para la
construccin del modelo de simulacin del yacimiento B-5-X.09, este modelo puede
ser aplicado a los yacimiento vecinos del miembro B-5-X del rea LL370/LL453 que
no tenga modelo petrofsico definido.
Tomar en cuenta los valores cortes para determinar los intervalos de inters en
pozos candidatos a reparaciones mayores, menores y estimulaciones.
Utilizar los mapas de calidad de roca para ajustar el plan de perforacin en el
yacimiento, con el objetivo de mejorar el xito volumtrico de esta actividad en el
rea.
Se recomienda dar el uso adecuado a la informacin generada con este proyecto,
esta informacin esta en las aplicaciones geographix discovery, OFM_2005 y Open
Works para facilidad de trabajo al personal operacional y de estudios integrados.
BIBLIOGRAFIA
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