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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERIA DIVISION DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN GEOLOGIA PETROLERA
POTENCIALIDAD PETROLIFERA DEL BASAMENTO EN EL CAMPO LA CONCEPCION
Trabajo Especial de Grado presentado ante la
Ilustre Universidad del Zulia Para optar al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN GEOLOGIA PETROLERA
Autor: Ing. Arlenis Gómez Pirela Tutor: Prof. Giuseppe Malandrino
Maracaibo Junio de 2009
Gómez Pirela, Arlenis. Potencialidad Petrolifera del Basamento en el Campo la Concepción. (2009) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo,Venezuela. 88p. Tutor: Prof. Giuseppe Malandrino.
RESUMEN
Esta investigación describe las principales características del Basamento fracturado en el campo La Concepción. También, busca evaluar el yacimiento bajo una nueva perspectiva, con el fin de determinar su potencial, después de la exploración, y de una serie de estudios y análisis. Para conseguir este fin se utilizaron datas que se obtuvieron de archivos de pozos los cuales contienen información de perforación, de mudlogging y de operaciones. También se utilizaron muestras de canal y fragmentos de núcleos para descripciones petrograficas y visuales de las rocas. Literatura diversa, citas bibliográficas, estudios e informes de campos fueron consultados para tener una visión amplia de los yacimientos fracturados en Basamento. Se determinó la estructura geológica del área, la estratigrafía presente y la presión del basamento por medio del estudio de los ripios y núcleos. Se analizaron las características de producción y presión de los pozos que alcanzaron el basamento relacionandolos a la petrografía. Como resultado, podrían ser obtenidas nuevas oportunidades, y como consecuencia, las reservas de hidrocarburos aumentarían. Palabras Clave: Producción, Potencial. E-mail del autor: arlenys @hotmail.com
Gómez Pirela, Arlenis. La Concepcion Basement field oil Potenciality. (2009). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 88p. Tutor: Prof. Giuseppe Malandrino.
ABSTRACT
This research describes the main features of the fractured Basement in La Concepción field. It also seeks to assess the reservoir in a new light, to determine its potential, after scanning, and a series of studies and analysis. To achieve this goal, dates that were used were obtained from files which contain wells drilling, operations and mudlogging. Also were used channels samples and cores fragments for visual and petrographic descriptions of rocks. Diverse literature, citations, field studies and reports were consulted to take a broad view of fracture reservoirs in the Basement. Were determined the geological structure of the area, stratigraphy, and the pressure of the basement through the study of cuttings and cores. Were analyzed the characteristics of production and pressure of the wells that reached the basement and then were related all these wells to the petrography. As a result, new opportunities could be obtained, and consequently, increasing oil reserves. Key Words: Production, Potential Author’s e mail: [email protected]
DEDICATORIA
A Dios y a la Virgen por estar siempre
conmigo y regalarme la vida, a mi amado
Jorge, a mi hijo Jorge de Jesús: el regalo
más grande que mi Dios me ha dado.
AGRADECIMIENTO
A Dios Todopoderoso y a mi Virgen Santa, por la vida y salud que me otorgan.
Al Dr. Giuseppe Malandrino, más que tutor un amigo, por su valiosa colaboración
en la culminación del presente trabajo de investigación.
A LUZ, por acogerme en sus instalaciones y darme la oportunidad de
enriquecer mis conocimientos y culminar con éxito los estudios de Postgrado.
TABLA DE CONTENIDO
Página
RESUMEN ........................................................................................................... 4
ABSTRACT .......................................................................................................... 5
DEDICATORIA ..................................................................................................... 6
AGRADECIMIENTO ............................................................................................. 7
TABLA DE CONTENIDO...................................................................................... 8
LISTA DE FIGURAS ............................................................................................ 9
INTRODUCCIÓN ................................................................................................ 11 CAPITULO
I EL PROBLEMA
Planteamiento del problema ............................................................ 12
Formulación del Problema .............................................................. 12
Objetivo de la Investigación ............................................................ 12
Objetivo general .............................................................................. 12
Objetivos Específicos ...................................................................... 12
Justificación de la Investigación ...................................................... 13
Delimitación de la Investigación ...................................................... 13
II MARCO TEORICO
Antecedentes de la Investigación .................................................... 14
III MARCO METODOLOGICO Y ANALISIS DE LA INVESTIGACION
Tipo de Investigación .................................................................. 25
Datos y Metodología ...................................................................... 26
Estructura Geológica del Área y del Basamento ............................ 27
Petróleo Original en sitio y cálculo de reservas ............................. 48
IV ANÁLISIS Y RESULTADOS ........................................................... 68
CONCLUSIONES ........................................................................... 70
RECOMENDACIONES ................................................................... 71
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS ................................................ 72
ANEXOS ......................................................................................... 74
LISTA DE FIGURAS
Figura Página
1.1. Mapa en profundidad del basamento Intervalo de contornos 5000 pies (Modificado de Lugo & Mann, 1995) ............................................. . 15 1.2. Ubicación Geográfica del Campo La Concepción ................................ 19 1.3. Áreas de interés en explotación dentro del campo La Concepción ....... 20 1.4. Comparación del modelo estructural de La Concepción con campos vecinos ................................................................................................. 22 2.1. Migración de la Placa del Caribe originando cuencas tipo antepaís “foredeep” a su paso. Modificado de Lugo & Mann, 1995 .................... 29 2.2. Mapa Estructural del Tope del Basamento ........................................... 30 2.3. Modelo Estructural del Campo La Concepción, en la línea sísmica se distinguen fuertes reflectores en la sección cretácica .......................... 31 2.4. Columna Estratigráfica del Campo La Concepción .............................. . 33 2.5. Hipótesis propuestas para explicar la migración secundaria de crudo hacia el basamento. Tomado de Porras, et.al. 2007 ............................. . 36 2.6. Migración vertical de crudo desde zonas productivas hacia el basamento. Tomado de Porras, et.al. 2007 .......................................... . 38 3.1. Microfotografías de recortes de Basamento del pozo C-151Str@ 11800’ ...................................................................................................... 39 3.2. Mapa de ubicación de pozos con núcleos en el Basamento ................ 40 3.3. Fotos de núcleos de los pozos C-154 y C-156, ambos pertenecientes al yacimiento Crte Sur del Campo La Concepción ................................ 41 3.4. Fotos de núcleos del Campo La Paz .................................................... 41 3.5. Foto compuesta del afloramiento de Isla de Toas ................................. 42 3.6. Sección estructural esquemática donde se muestra la ubicación estructural y la penetración variable de pozos dentro del basamento ... 44 3.7. Espesor de las zonas con fracturas rellenas con calcita ...................... 44
Página
3.8. Comportamiento de producción de los pozos C-310, C-313 y C-314 ...... 46 3.9. Sección estratigráfica con interpretaciones obtenidas de los registros de producción PLT. Pozos C-302, C-303, C-309 y C-305 ....................... 47 3.10. Distribución probabilística no truncada (sin riesgo económico) de reservas para el basamento. Se muestran percentiles de probabilidad (P90, P50 ó media, P10; y mediana) ........................................................ 52
3.11. Distribución probabilística truncada (5 MMBbls) de reservas para el basamento. Se muestran percentiles de probabilidad (P90, P50 ó media, P10; y mediana) ............................................................................. 53
3.12. Parámetros para el cálculo y su distribución de probabilidad. .................. 54 3.13. Espesor total y espesor útil de pozos productores del basamento ........... 55 3.14. Determinación del espesor útil para el basamento. En amarillo se indica el espesor de la zona superior de baja permeabilidad. ................... 57 3.15. Valores para estimar porosidad equivalente y resultados ....................... 58 3.16. Valores para estimar porosidad equivalente y resultados. ....................... 60 3.17. Estimación de riesgo geológico para el basamento ................................. 61 3.18. Distribución actual de fluidos en el Campo La Paz (García et al 2000) .. 63 3.19. Diagrama esquemático mostrando zonas de porosidades, saturaciones de petróleo y permeabilidades variables dentro de basamento .............. 64 3.20. Valores (TVDss) de topes al basamento y profundidad total de pozos. .. 66 3.21. Hoja de Cálculo de Reservas del Yacimiento Basamento Norte. ............. 67 3.22. Dibujo esquemático. Condiciones para la producción de Basamento en el Campo La Concepción .................................................................... 69
1.1. Data utilizada en el estudio ................................................................... 26
INTRODUCCION
El campo La Concepción se ubica en el Noroeste de la Cuenca del Lago de
Maracaibo, en el Estado Zulia y limita con los campos petrolíferos de La Paz, Mara,
Sibucara y Boscán. Comprende una superficie de 213 Km2 y produce principalmente
de yacimientos siliciclásticos de la formación Misoa (Eoceno) y de yacimientos
carbonaticos naturalmente fracturados del Grupo Cogollo (Cretácico). Casi la totalidad
de la producción del Campo La Concepción proviene de los yacimientos mencionados,
se ha comprobado la existencia de hidrocarburos en el Basamento pre-cretácico en
este Campo. En los últimos años, evidencias razonables y concretas así como un
importante volumen de petróleo ha sido probado en esta unidad, lo cual ha motivado la
caracterización del yacimiento Basamento para evaluar su potencial como una
oportunidad de desarrollo. De esta manera, se puede incrementar el valor del área,
proporcionando un volumen adicional de reservas a la nación. Las estructuras de los
yacimientos cretácicos han sido delineadas con sísmica 3D.
La sección del Basamento se encuentra afectada por el mismo régimen de
esfuerzos del Grupo Cogollo (Cretáceo), por lo que la acumulación de hidrocarburos
se espera que se encuentre asociada al sistema de fracturas, tal como se ha registrado
en los campos Mara- La Paz, productores del basamento por más de 50 años.
El estudio se estructuró en tres capítulos, expuestos en el siguiente orden:
Capítulo I: El Problema, donde se expone la problemática existente, su
formulación, los objetivos del estudio (general y específicos), la justificación y la
delimitación de dicho problema.
Capítulo II: Comprende la revisión de los antecedentes del estudio, la revisión y
postura del investigador.
Capítulo III: El marco metodológico, el cual hace referencia al tipo y diseño de la
investigación, población, confiabilidad. Se describe el procedimiento seguido en el
estudio y se refiere a los resultados de la investigación, a través del análisis estadístico
descriptivo de los datos, su discusión y referencias asumidas por el investigador, para
llegar a las conclusiones y recomendaciones.
Capitulo IV: Se refiere a los resultados de la investigación.
CAPÍTULO I
EL PROBLEMA
1. Planteamiento del Problema
Desde hace años se tiene conocimiento de producción de hidrocarburos del
Basamento pre cretácico naturalmente fracturado del Occidente venezolano. No
obstante, no se habían presentado descubrimientos posteriores a os de los campos El
Totumo, Limón y el gigante Mara-La Paz. En los años sesenta la exploación del
Basamento en los campos El Moján, Sibucara, Los Lanudos y La Concepción no fueron
económicamente satisfactorios. Por su parte, en La Concepción se encontraron
evidencias que señalaban al Basamento como prospectivo para la acumulación
comercial de hidrocarburos. Entre estas evidencias se presentan la identificación de
algunos productores, algunos cortes de gas natural durante la perforación, así como el
hecho de pozos a nivel cretácico con importantes acumulaciones de crudos livianos.
Debido a las pruebas insignificantes del Basamento con la producción pro
veniente del Cretácico, se procedió a la suspensión de la exploración del Basamento.
No fue sino hasta fines del año 2003 cuando se perforó fortuitamente el primer pozo con
producción comercial en el Basamento. El desarrollo del Basamento continuó en el
2004 con otros dos pozos. Más recientemente, en el año 2006, un cuarto pozo también
probó crudo del basamento.
2. Objetivos de la Investigación
Objetivo general
Evaluar la Potencialidad del Basamento Igneo–Metamórfico presente en el
subsuelo del campo La Concepción.
Objetivos Específicos
- Definir la estructura geológica del área y del basamento.
- Determinar la estratigrafía presente y su relación con las acumulaciones de
hidrocarburos.
- Determinar las características petrográficas de los ripios y núcleos.
- Analizar las características de producción y presión de los pozos que han sido
probados en el Basamento.
3. Justificación de la Investigación
Esta investigación se enmarca dentro del proyecto de reclasificar las Reservas
Posibles a Probadas y se plantea la revisión de Parámetros que conlleve a una nueva
volumetría de los yacimientos en el área de estudio.
El proyecto general propone además, sustituir el nombre de Prospecto a
Yacimiento Basamento Norte, por encontrarse geológicamente infrayacente al
yacimiento Cretácico Norte.
Este estudio servirá para definir nuevas áreas de explotación a través de los
actuales pozos y los nuevos a perforar.
4. Delimitación de la Investigación
La delimitación espacial del presente estudio involucrará el Campo La
Concepción, localizado en el Municipio Maracaibo del estado Zulia.
El lapso para la realización del presente estudio abarcará un período de 06 meses
que van desde Abril de 2008 hasta Septiembre de 2008, ambos meses inclusive.
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
En este capítulo se presenta de manera resumida una historia de los hallazgos
petroleros correlacionados con las rocas del basamento. Dentro de los antecedentes se
indican las áreas concernientes al Campo a Concepción.
2.1. Antecedentes
A.- LOS HALLAZGOS PETROLIFEROS EN EL BASAMENTO EN LA CUENCA
DE MARACAIBO.
La existencia de hidrocarburos en rocas del basamento de la Cuenca de
Maracaibo es de vieja data. Entre los años 1914 y 1915, se descubrió el campo El
Totumo, basándose la exploración en extensas emanaciones de crudo y gas
observadas en la superficie del área (Smith, 1956; Guariguata, 1957; Guariguata y
Richardson, 1959). El Totumo no resultó lo suficientemente productivo como para que
se intensificara la búsqueda de petróleo en el basamento de otras áreas en el
Occidente de Venezuela. Sin embargo, se hicieron algunas investigaciones en los
campos de El Limón, Mara y La Paz, todas ellas infructuosas.
Después de aquel hallazgo, transcurrieron aproximadamente 38 años para
nuevamente encontrar petróleo en el Basamento, esta vez fue en La Paz, el año 1953,
después de evaluar, mediante Balance de Materiales, las reservas de las calizas
cretáceas. Esta evaluación sugería que el volumen de hidrocarburos en el yacimiento
cretácico era superior al volumen poroso, lo cual motivó la perforación y profundización
de pozos hasta el Basamento. (Guariguata R.C y J.A. Richardson, 1959)
El descubrimiento del yacimiento del Basamento en Mara se hizo siguiendo los
resultados satisfactorios de La Paz.
En esos años, tres pozos en Sibucara, Los Lanudos y La Concepción, encontraron
el Basamento improductivo, aunque el pozo S-12 del campo Sibucara mostró alguna
acumulación en el Basamento cristalino.
La naturaleza y distribución de rocas en este intervalo productor se conoce muy
poco debido a la falta de información de pozos, especialmente en aquellos donde la
penetración haya sido considerable, particularmente en los campos de la Paz- Mara
donde la producción, probablemente es la mayor conocida en escala mundial en
campos petrolíferos con estas características. (Guariguata R.C y J.A. Richardson, 1959)
En la composición del basamento de la cuenca parecen predominar tres clases de
rocas metamórficas de bajo grado, como las encontradas en los pozos VLB-704 , CL-97
y UD-102, intrusiones grano-dioríticas relacionadas con el granito de El Palmar,
emplazadas en el evento Tecto-termal del Permo-Triásico y volcánicas y rocas
sedimentarias continentales rojas de la Formación La Quinta, de edad Triásico -
Jurásico. (Guariguata R.C y J.A. Richardson, 1959)
Estos tres tipos de rocas afloran en la Sierra de Perijá, al oeste del Campo La
Concepción, desde el cual descienden gradualmente en la dirección sur-sureste. En el
antiguo campo de El Totumo el basamento fue perforado a unos 300 m de profundidad;
en los campos de La Paz-Mara se perfora a un promedio de 2.700 m; en el pozo CL-20
del Campo Centro a 4900 m y en el pozo SLC-1-2x, en el Bloque C, ligeramente por
debajo de 5663 m. Estas cifras indican un gradiente regional combinado hacia el sur-
suroeste de casi 30 m/km más inclinado en los primeros 40 km, donde llega a unos 100
m/km, y más suave sobre la plataforma, donde oscila alrededor de 20 m/km.
(Guariguata R.C y J.A. Richardson, 1959)
Figura 1.1. Mapa en profundidad del basamento: Intervalo de contornos 5000 pies. (Modificado de Lugo & Mann, 1995)
2.1.1. Campo El Totumo
El Totumo representa uno de los campos descubridores del potencial de la
Cuenca de Maracaibo y productor de crudo de rocas volcánicas e ígneas de edades
Jurásico y Pre-Mesozoico, respectivamente. (Guariguata R.C y J.A. Richardson, 1959)
Su descubrimiento en 1914, con el pozo Zambapalo-1 (Totumo 1), motivó la
decisión de perforar en un área donde las emanaciones de gas y petróleo provenientes
del subsuelo eran frecuentes. Dos pozos fueron completados y un tercero comenzó
antes de suspenderse las actividades en el campo. El Totumo 2 fue completado como
pozo productor (fluyó 400 b/d de petróleo) siendo el primer descubridor de
hidrocarburos en fracturas del Basamento en Venezuela. (Guariguata R.C y J.A.
Richardson, 1959)
El campo El Totumo fue reactivado en 1928. Entre 1928 y 1930, se perforaron y
completaron diez pozos más. Otros dos pozos se perforaron al noreste y suroeste de El
Totumo. La mayoría de estos pozos fueron productores pobres, restándole interés al
campo. El campo de El Totumo fue abandonado definitivamente en 1947 habiendo
alcanzado una producción total de aproximadamente 150.000 barriles de crudo de
gravedad 22° API. (Guariguata R.C y J.A. Richardson, 1959)
El total de pozos perforados en el campo El Totumo fue de 14. Todos los pozos
penetraron el Basamento y mostraron evidencias de crudo y gas natural, a excepción
del pozo Totumo 1, el cual resultó seco. Los resultados de los pozos se resumen como
sigue: dos (02) pozos con buena producción, seis (06) pozos de baja producción y cinco
(05) no económicos. (Guariguata R.C y J.A. Richardson, 1959)
2.1.2. Campo Limón
El campo Limón se localiza al oeste del campo Mara, específicamente al este del
río Cachirí. Ocho pozos exploratorios fueron perforados entre los años 1917 y 1918.
Todos estos pozos penetraron la Fm. La Quinta y otras rocas del Basamento,
habiéndose encontrado muy pobres evidencias de hidrocarburos. (Guariguata R.C y
J.A. Richardson, 1959)
El pozo Zabalorio 1, que alcanzó una profundidad total de 1950 pies y penetró
1.680 pies de basalto; fue el único pozo que tuvo indicaciones de petróleo y gas, pero
no tuvo producción comercial. El resto de los pozos penetró menos pies dentro de
basamento y no dieron indicación alguna de hidrocarburos, lo que motivó el abandono
del campo. (Guariguata R.C y J.A. Richardson, 1959)
Entre 1928 y 1930, además de las exploraciones en Limón se perforaron cuatro
pozos al noreste de este campo y este de los ríos Cachirí y Socuy, los cuales
penetraron las rocas del Basamento sin encontrar petróleo comercial. El pozo Yocil-1
achicó petróleo a una tasa de 2,5 bpd. Todos los pozos fueron abandonados.
(Guariguata R.C y J.A. Richardson, 1959).
2.1.3. Campos La Paz y Mara
El campo de La Paz, está ubicado en el Distrito Maracaibo a unos 45 Km. al oeste
de la ciudad de Maracaibo y 20 Km. al oeste y ligeramente hacia el norte del campo La
Concepción.
Fue descubierto el año 1922 con el objeto de producir de sedimentos terciarios
someros, en atención a los visibles manaderos de crudo presentes en la superficie del
campo. La producción se concentró largamente en la Fm. Guasare y en algunas arenas
del Eoceno. Los pozos promediaron 500 bpd. (Guariguata R.C y J.A. Richardson, 1959)
Ante esta producción, y con el objeto de mejorarla, en 1944 se decidió profundizar
los pozos hasta las capas cretácicas. Como resultado se descubrió un gran yacimiento,
apretado, de muy baja porosidad primaria, naturalmente fracturado y sin embargo con
producción inicial superior a 5.000 bpd. (Guariguata R.C y J.A. Richardson, 1959)
Durante esos años, y aunque era práctica común de completación de pozos
cretáceos penetrar unos 50 pies en el basamento, ninguno de los pozos mostraron
evidencias de hidrocarburos durante la perforación. Entre 1948 y 1949, otros dos pozos
penetraron el Basamento sin obtener resultados positivos. (Guariguata R.C y J.A.
Richardson, 1959)
A principios de 1950, los cálculos de Balance de Materiales del yacimiento
cretáceo de La Paz indicaron que el volumen del fluido expandido en las rocas calizas
del Grupo Cogollo era mayor de lo que estas rocas podían concebir en su porosidad
efectiva. Esto llevó a pensar que el volumen poroso necesario para satisfacer los
cálculos de Balance de Materiales pudiera provenir del Basamento. Se determinó,
además, que el Basamento podía presentar la misma configuración estructural y de
fallamiento e igual fracturamiento que el yacimiento cretácico. (Guariguata R.C y J.A.
Richardson, 1959)
En 1953 la Compañía Shell de Venezuela decidió profundizar el pozo P86-Z
exclusivamente como pozo exploratorio del Basamento, nueve años después de
estarse produciendo los yacimientos cretáceos de este campo. El pozo penetró 1.089
pies dentro del Basamento, llegando a una profundidad total de 8.889 pies encontrando
rocas metamórficas e ígneas. Para probar el Basamento y completar el pozo hubo que
revestir la sección penetrada de calizas cretáceas. La producción inicial del pozo fue de
3.900 b/d de petróleo de gravedad 33° API. (Guariguata R.C y J.A. Richardson, 1959)
Entre 1953 y 1956, otros doce pozos fueron perforados. Penetraron un promedio
de 1.650 pies dentro de Basamento, siendo la penetración máxima de 3.087 pies. La
máxima producción inicial fue 11.500 bpd, siendo el promedio 3.600 b/d. (Guariguata
R.C y J.A. Richardson, 1959)
Para el año 2000, unos 50 pozos se habían perforado hasta el Basamento, 10 de
los cuales alcanzaron espesores significativos dentro de la unidad. La producción
acumulada del campo, para la misma fecha, es de 263 MMBP y 348 BPCG.
(Guariguata R.C y J.A. Richardson, 1959)
El Campo Mara se ubica al noreste del campo La Paz y representa la extensión
norte del la estructura de la Paz.
El primer pozo exploratorio del Basamento fue el DM-22, perforado por la
Compañía Shell de Venezuela después de los resultados satisfactorios de La Paz. El
pozo fue completado en 1953 penetrando 1.089 pies de granito y granodiorita. Produjo
a una tasa inicial de 1.200 b/d de petróleo de 28° API, habiendo aumentado ésta hasta
6.500 b/d después de una estimulación con ácido. (Guariguata R.C y J.A. Richardson,
1959)
Hasta la fecha, solamente los campos de Mara y La Paz han producido en
Venezuela petróleo del Basamento en cantidades comerciales. Las grandes cantidades
de hidrocarburos obtenidas, colocaron a estos yacimientos como los primeros de su tipo
a nivel mundial. (Guariguata R.C y J.A. Richardson, 1959)
2.2. Campo La Concepción
2.2.1. Ubicación del Campo
El Campo La Concepción está ubicado en el margen occidental de la Cuenca del
Lago de Maracaibo en el Estado Zulia, a 23 Km. de la ciudad de Maracaibo, desde la
cual puede accederse por la vía local N° 1. Limita con los campos petrolíferos de La
Paz, Mara, Sibucara y Boscán (Ver Figura 1.2)
Figura. 1.2.- Ubicación Geográfica del Campo La Concepción.
El Campo La Concepción fue inicialmente operado por la Compañía Venezuelan
Oil Concessions Ltd. (Shell), la cual descubrió los tres yacimientos, actualmente en
explotación: Cretácico, Eoceno y Los Lanudos. En 1975, durante la nacionalización, el
área fue otorgada a la Compañía Maraven (PDVSA), y posteriormente en 1997 fue
cedida al Consorcio Petrobras Energía – Williams bajo figura de Convenio Operativo. A
partir del año 2006 los Convenios Operativos fueron revertidos a la Nación para ser
operados bajo la figura de Empresa Mixta con las antiguas operadoras, siendo
actualmente la Empresa Mixta Petrowayuu quien opera el Campo. Las áreas de interés
de los yacimientos en explotación comprenden una superficie de 213 Km2 y está
constituido por dos zonas: La Concepción y Los Lanudos. Horizontalmente el límite del
Campo está representado por la unión de los quince (15) vértices. (Ver Figura 1.3).
Figura 1.3. Áreas de interés en explotación dentro del Campo La Concepción
Descubierto en 1924, el campo La Concepción produce de dos yacimientos
principales: de un yacimiento siliciclástico, actualmente agotado (Eoceno) y de otro
carbonático naturalmente fracturado (Cretácico). A la fecha, entre ambos han
acumulado poco más de 186 MMBls de petróleo liviano.
Los yacimientos Cretácicos son:
- Cretácico Norte, descubierto en el año 1948, por el pozo C-148.
- Cretácico Sur, descubierto en el año 1951, por el pozo C-151.
- Cretácico C0152. Este yacimiento probó petróleo en el año 2000, con un trabajo
de reactivación en el pozo C-152 y posteriormente corroborado con la perforación y
puesta en producción de los pozos C-306, C-308 y C-311X.
Estos yacimientos se encuentran parcialmente desarrollados con 50 pozos (a Julio
de 2007), con una producción acumulada de 102,5 MMBls de crudo liviano de gravedad
36° API.
A nivel del Eoceno el campo cuenta con cinco yacimientos:
- Eoceno Campo, productor de petróleo y descubridor del campo en 1924.
- Y cuatro productores de gas natural: Los Lanudos, Alcaraván, El Socorro y San
Ignacio.
Los yacimientos eocenos se encuentran parcialmente desarrollados con 249
pozos de petróleo y 31 pozos de gas natural, lo que hace un total de 280 pozos (a Julio
de 2007). Han acumulado 83,5 MMBbls de gravedad superior a 35° API y 132,2
MMMPCG, proveniente de los pozos de gas libre.
2.2.2. Analogía con campos vecinos
Los campos petroleros más importantes del área occidental del Lago de
Maracaibo son Boscán, Mara-La Paz, Mara Oeste, Urdaneta, Tarra–Los Manueles y
Ambrosio, además de La Concepción. En estas áreas, en general, el petróleo es liviano
cuando proviene del Basamento y de las calizas del Cretácico, y pesado a mediano
cuando se encuentra en el Terciario (Eoceno, Formación Misoa en el Norte, Formación
Mirador en el Sur). Existen excepciones, como los campos Boscán y Urdaneta, que
producen crudos pesados del Eoceno, y Mara con crudo de 16°API, del Cretácico.
El campo La Paz produce crudos livianos del Cretácico y el Basamento. El Campo
La Concepción se ha caracterizado por ser productor de crudo liviano en el Cretácico y
de gas libre y crudo liviano del Terciario. La producción obtenida del Basamento es de
crudo liviano de 34° API, similar al crudo cretácico.
El Basamento de La Concepción posee las mismas características observadas en
el Basamento productor de campos vecinos de Mara-La Paz, El Totumo, Limón y
Sibucara, localizados al occidente de la Cuenca de Maracaibo (Figura 1.4).
La sección del Basamento en La Concepción se encuentra afectada por el mismo
régimen de esfuerzos del Grupo Cogollo, por lo que la acumulación de hidrocarburos se
espera que esté asociada al sistema de fracturas, tal como se ha registrado en los
Campos Mara-La Paz.
Una comparativa de las características estructurales fue realizada con el objeto de
identificar las similitudes y diferencias estructurales del campo con campos vecinos de
esta área de la cuenca de Maracaibo.
Figura 1.4. Comparación del modelo estructural de La Concepción con campos vecinos.
Campo La Paz
El campo presenta una forma típica en almendra con un eje NE-SO, muy similar a
la de la estructura Concepción Norte. Se observan dos grandes direcciones de fallas: a)
NE-SO, fallas que limitan el campo y b) NO-SE interpretada con los “R’-shears” de un
modelo global transcurrente. (Guariguata R.C y J.A. Richardson, 1959).
Campo Mara
El campo Mara produce de calizas fracturadas de edad Cretácico y del
Basamento. De la misma manera que el campo La Paz y que las estructuras
Concepción Sur y Norte, el campo Mara presenta una forma típica en almendra con un
eje NE-SO. La estructura está compuesta de la interacción entre fallas inversas
conjugadas y fallas normales.
De interés es la disposición respectiva de los campos La Paz y Mara, muy
parecida a la de Concepción Sur y Concepción Norte: zonas de solapamiento
transpresivo en echelon (“en echelon transpressive stepovers” ). (Guariguata R.C y J.A.
Richardson, 1959).
Campo Mara Oeste
El campo Mara Oeste está ubicado al Oeste del campo Mara y al NO de La
Concepción. Produce de calizas fracturadas de edad Cretácico. Presenta tres grandes
direcciones de fallas: NE-SO (fallas inversas mayores), N-S (fallas inversas minores) y
NO-SE (fallas normales). Al igual de La Concepción, los datos de pozos publicados
muestran que la dirección de las fracturas abiertas y semi-abiertas es NO-SE,
orientación también del esfuerzo horizontal máximo (σHmax). (Guariguata R.C y J.A.
Richardson, 1959)
Campo Boscán
El campo Boscán, ubicado al SO del campo La Concepción, es muy conocida por
su historia y su tamaño (considerado como perteneciente a los campos petrolíferos
gigantescos). Aunque no se disponen de muchos datos de tipo estructural, se observa
una falla inversa principal NNE-SSO y varias fallas normales NO-SE de tamaño menor
sobre el único mapa estructural encontrado. Produce principalmente de reservorios
Eocenos y secundarios de reservorios Paleocenos. La trampa es esencialmente
estratigráfica. (Guariguata R.C y J.A. Richardson, 1959).
Campo Ambrosio
El campo Ambrosio está ubicado al SE de La Concepción. Al igual que el campo
Boscán, no se encontraron muchos datos de tipo estructural. Produce de calizas
fracturadas de edad Cretácico. Se ha documentado que la producción está
estrechamente vinculada al número de fracturas y, sobre todo, a la presencia de fallas.
Las fracturas asociadas a fenómenos de plegamiento parecen tener menor importancia.
(Guariguata R.C y J.A. Richardson, 1959).
Campo Sibucara
La estructura se presenta subparalela al alineamiento La Concepción-San Ignacio,
marcado en superficie por una serie de afloramientos eocenos cuyo límite oriental se
observa en la ciudad de Maracaibo. Se interpreta un amplio alto estructural contra una
falla de rumbo noreste y fuerte buzamiento sur.
De la comparación general de La Concepción con campos vecinos, resalta que el
campo cumple básicamente con el patrón estructural regional. Algunas características
comunes de los campos evaluados son:
.- Geometría en almendra (“pop-up” transpresivo) de las estructuras principales;
.- Fallas inversas de orientación NE-SO (principales) y N-S (secundarias)
localizadas según fajas estrechas NE-SO;
.- Fallas normales de orientación NO-SE, regularmente distribuidas en todos los
campos. Reconocidas como tales en todos los campos a excepción de La Paz Las
relaciones de estas fallas normales con las inversas no están son claramente definidas.
.- Una tercera familia de fallas inversas N-S muy verticales, posiblemente de
naturaleza transcurrente.
.- Tanto las fallas inversas como las normales parecen producir, en el caso de las
calizas Cretácicas fracturadas y el Basamento.
.- La orientación de las fracturas abiertas parece estar en relación con las
direcciones de los esfuerzos actuales. (Guariguata R.C y J.A. Richardson, 1959).
En resumen, el Campo La Concepción presenta similares características con los
campos vecinos, en cuanto a:
.- Alineamiento estructural, dominio tectónico e historia geológica
.- Profundidad de soterramiento, migración de petróleo, y timing (tiempo de carga).
.- Litología: granitos, granodioritas y gneisses
.- Relaciones fallas-fracturas
De igual forma, presenta propiedades comparables en cuanto a yacimientos y
producción refiere:
.- Composición del crudo y gravedad API.
.- Geoquímica de aguas de formación y producción de agua.
.- Productividad, recuperación y declinación
.- Condiciones de presiones
CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO
En cualquier estudio científico es fundamental que el objeto de estudio, así como
los hechos y relaciones que se establecen conjuntamente con los resultados obtenidos,
tengan el grado máximo de exactitud, validez y confiabilidad, por lo que se requiere un
procedimiento ordenado o metodología que permitan darle cumplimiento a los objetivos
de la investigación en cuestión.
En ese sentido, Tamayo y Tamayo (2002:107) señala que el marco metodológico
es “el sistema, proceso, técnicas e instrumentos empleados para la confirmación de la
hipótesis y medición de las variables”, sin embargo el citado autor señala que “debe
considerarse el tipo de investigación o de estudio que se va a realizar, ya que cada uno
de estos tiene una estrategia diferente para su tratamiento metodológico”.
3.1. Tipo de Investigación
Este aspecto se refiere a la ubicación de la investigación en las diferentes
categorías de clasificación. Para la realización de este trabajo la investigación se hizo
de manera “Descriptiva” puesto que se pretende estudiar los factores que caracterizan
la Potencialidad Petrolífera del Basamento en el Campo la Concepción.
Sampieri (1998) define la investigación descriptiva como “Estudios descriptivos
que buscan especificar las propiedades importantes de personas, grupos,
comunidades, o cualquier otro fenómeno que sea sometido a análisis; miden o evalúan
diversos aspectos, dimensiones o componentes del fenómeno o fenómenos a
investigar” (pág. 60).
En un estudio descriptivo se selecciona una serie de actividades y se mide cada
una de ellas independientemente, para así describir lo que se investiga.
3.2.- Datos y Metodología
La data utilizada para la caracterización del basamento fue obtenida de archivos
de pozos los cuales contienen información de perforación, de mudlogging y de otras
operaciones. (Tabla 1.1).
Muestras de canal, así como fragmentos de núcleos, fueron utilizados para
descripciones petrográficas y visuales de las rocas. Análisis convencionales fueron
realizados sobre esas muestras. Fue efectuada una visita al afloramiento de Isla de
Toas, donde se expone el basamento a fin de mejorar el conocimiento y entendimiento
sobre el fracturamiento del mismo.
Literatura diversa, citas bibliográficas, estudios e informes de campos vecinos y de
alrededor del mundo fueron consultados para tener una visión amplia de los
yacimientos fracturados en basamento.
La data de cada pozo fue incorporada y dispuesta en tablas contentivas de:
profundidades del basamento, espesores penetrados, parámetros de perforación y de
bajo balance UBD, manifestaciones e impregnaciones de hidrocarburos, resultados de
pruebas y de producción, información geológica, descripciones de fracturas y litología,
de fracturamiento visual, mineralizaciones de fracturas y posición estructural. Las tablas
sirvieron para seleccionar las variables más significativas para la caracterización del
basamento y para definir los factores determinantes para la producción.
Tabla 1.1. Data utilizada en el estudio. IGNE
− Archivo e historia completa de 50 pozos profundos, incluyendo datos de producción − Análisis de aguas de 22 pozos cretácicos y de 4 pozos de basamento − Análisis de crudo y fingerprint de 22 pozos − 376 Km2 de sísmica procesada (pre-post apilada y migrada en tiempo) − 16’8” de núcleos de 3 pozos − Data de mudlogging de 40 pozos, incluyendo masterlogs, descripción de muestras y registros continuos de gas − Información de perforación convencional y bajo balance de 22 pozos. − Perfiles de 22 pozos, incluyendo data de registros de producción PLT de 18 pozos - Descripciones petrográficas y estudios de afloramiento - Mapas estructurales e interpretación de fallas y contactos entre fluidos - Estudios geológicos de campos vecinos de la Cuenca de Maracaibo
3.3. Estructura Geológica del Área y del Basamento
La historia geológica de la cuenca del Lago de Maracaibo está relacionada con el
movimiento transcurrente de la Placa del Caribe contra la Placa Sudamericana, también
con el tectonismo andino durante el Paleoceno-Eoceno y con los movimientos
tectónicos en la Sierra de Perijá durante el Oligoceno-Mioceno y en los Andes de
Mérida durante el Plioceno-Pleistoceno. (Porras et al., 2007).
La cuenca del Lago de Maracaibo durante el tiempo ha presentado varias etapas
de deformación. La primera de ellas hacia fines del Jurásico, fue distensiva y afectó
principalmente el basamento granítico generando la etapa de rifting inicial. Durante el
Cretácico la plataforma de Maracaibo fue parte del margen pasivo del continente
sudamericano y posteriormente cambió drásticamente en el Paleoceno pasando a una
cuenca de tipo foredeep (antepaís) rodeada por fajas plegadas y falladas que fueron
emergiendo en distintos momentos de la evolución (Porras et al. ,2007).
Durante el establecimiento de la cuenca foredeep se registraron tres períodos
principales de deformación: Paleoceno-Eoceno, relacionado con el tectonismo andino y
el acercamiento de la Placa del Caribe desde el noroeste; Oligoceno-Mioceno, asociado
al levantamiento de la Serranía del Perijá, y finalmente Plioceno-Pleistoceno en
respuesta al levantamiento de los Andes de Mérida (Porras et al., 2007).
La primera deformación posiblemente produjo anticlinales y fallamiento inverso
paralelo en la cercanía de los frentes de deformación andino y del Caribe; la aparente
presencia de fallas normales durante este tiempo en algunas áreas de la cuenca
sugiere la existencia de un peripheral bulge. La segunda deformación, causada por la
extensión de la deformación andina hacia el este, posiblemente produjo pliegues y fallas
cercanas y paralelos a Perijá; la orientación de las estructuras de La Concepción y
áreas vecinas en esta dirección sugiere para estas áreas un origen asociado a esta
deformación. El tercer episodio de deformación posiblemente causó intensa actividad
estructural compresional en las áreas cercanas a los Andes de Mérida, y probablemente
también produjo reactivación de estructuras antiguas" (Porras et al., 2007).
Naturaleza de la Cuenca Foredeep del Lago de Maracaibo
Correlaciones estratigráficas de la columna del Eoceno en La Concepción con la
columna del Oligoceno-Mioceno en el área de la Sub-cuenca de Maturín, sugieren que
ambas columnas sedimentarias fueron principalmente influenciadas por la interacción
transpresional entre las Placa del Caribe y Sudamericana a medida que la Placa del
Caribe se desplazaba de Oeste a Este. Ambas columnas sedimentarias exhiben un
ciclo de segundo orden transgresivo-regresivo (Figura 2.1) (Lugo J et al., 1995).
Figura 2.1. Migración de la Placa del Caribe originando cuencas tipo antepais “foredeep” a su paso. Modificado de Lugo & Mann, 1995.
Este comportamiento sedimentario difiere de los sedimentos depositados en
regímenes de foredeep clásicos que presentan ciclos fundamentalmente regresivos. Se
atribuye esta diferencia a los distintos ángulos de colisión y a la rigidez de las placas.
Mientras que en modelos clásicos, las colisiones entre placas son frontales, con
generación de espacio de acomodación rápido, en el caso del foredeep de la Placa del
Caribe, ésta colisionó en ángulo oblicuo, por lo que el espacio de acomodación debida
al peso de la placa caribeña fue más atenuado. Esta atenuación es más acentuada si
se tiene en cuenta que el cratón Sudamericano es bastante rígido. En este caso se
infiere que la lenta creación del espacio de acomodación generó una fase transgresiva,
y una vez que terminó el pulso tectónico, los sedimentos progradaron para rellenar
dicho espacio. Regionalmente los sedimentos de este período fueron depositados en un
ambiente fluvio-deltáico, con influencia del efecto de mareas (Lugo J et al., 1995).
3.4. Geología Local
Aquí se ilustran las características estructurales, estratigráficas, petrográficas de
yacimientos del Campo la Concepción.
3.4.1. Estructura del Campo
Las estructuras geológicas en La Concepción siguen las tendencias regionales
observadas en otros campos de la Cuenca de Maracaibo. Está definida por trampas
estructurales en una faja de deformación. La interpretación revela pliegues y bloques
levantados limitados por fallas inversas que involucran el Basamento. (Lugo J et
al.,1995) .
El campo está conformado por tres zonas de solapamiento transpresivo
dispuestas en echelon. (Figura 2.2). Todas las estructuras están afectadas por
fallamiento inverso, de deslizamiento de rumbo (strike-slip) y extensional secundario
como resultado de tectónica transpresiva. Las estructuras Norte y Sur son bloques
levantados limitados por fallas inversas mayores, opuestas entre sí. Una tercera
estructura positiva se localiza al noroeste del área. La limita una falla de rumbo y una de
deslizamiento de rumbo, al oeste y este, respectivamente. Se interpreta como un bloque
contraccional. (Lugo J et al., 1995).
Otras estructuras menores se han identificado al oeste del área, representan
cierres estructurales limitados al sur por fallas inversas. Algunos representan la
extensión de estructuras conocidas.
Figura 2.2. Mapa Estructural al Tope del Basamento
El estilo estructural, al nivel del Cretácico y Basamento, está marcado
principalmente por parejas de fallas inversas con orientación NE-SO, evolucionando en
pliegue hacia arriba cuando la deformación se atenúa. Se observan también fallas
inversas de menor extensión (vertical y lateral) y fallas normales, en menor proporción.
De éstas últimas, se nota una dirección preferencial NO-SE. .Las estructuras están
limitadas por fallas inversas mayores y muestran signos de plegamiento asociado a
fallas Una característica distintiva del campo es el desarrollo de estructuras en flor
positivas, altos estructurales (pop-ups) y pronunciados buzamientos. (Figura 2.3).
A
B
Figura 2.3. Modelo Estructural del Campo La Concepción. En la línea sísmica se distinguen fuertes reflectores en la sección cretácica.
El salto de falla está más pronunciado en los yacimientos profundos (Cretácico y
Basamento). En ambos yacimientos se logra identificar claramente fallamiento masivo e
intensa deformación con la sísmica 3D. Los yacimientos del Eoceno-Paleoceno, menos
deformados, pudieran representar la propagación de las estructuras basales.
El fracturamiento está asociado a las fallas e incrementa en la cercanía a ellas.
Son las responsables de conducir el petróleo dentro de la roca yacimiento. .
3.4.2. Estratigrafía del Campo
La estratigrafía del campo está fuertemente relacionada a los procesos tectónicos
que afectaron la cuenca. La columna estratigráfica contiene rocas carbonáticos de
margen pasivo (Cretácico) y una espesa secuencia mixta silícico-carbonática de
antepaís (Paleoceno-Eoceno). La primera yace sobre el basamento ígneo-metamórfico,
objeto del estudio.
Las rocas cretácicas pueden variar desde ambientes continentales clásticos
(Formación Río Negro), a plataforma carbonática somera en el fondo (Grupo Cogollo) y
a marino profundo en el tope (Formación La Luna/Formación Colón). El Paleoceno está
representado por los sedimentos marinos someros a próximo-costeros de la Formación
Guasare. La sedimentación del Eoceno varía de fluvial a plataformal de mareas o
deltaica y está representada por la Formación Misoa. Por encima es posible encontrar
otra secuencia clástica principalmente lutítica, del Mioceno, algunas veces ausente
(Lugo J et al., 1995).
La columna estratigráfica presente en el Campo comprende el basamento
granítico Permo-Triásico y el relleno sedimentario originado desde el Cretácico hasta el
Mioceno (Figura 2.4).
A continuación se describe, de base a tope, la columna estratigráfica:
- Basamento
El Basamento está representado por rocas ígneas de composición granítica o
granodiorítica y por rocas metamórficas gnéisicas de edad Permo-Triásico. Actúa como
paleo-relieve para los depósitos Cretácicos iniciales. Presenta dos variedades de roca:
una rojiza a anaranjada de grano medio y otra gris claro a moteada, de textura gruesa.
Está conformado principalmente por cuarzo cristalino o lechoso, feldespato rosado o
anaranjado, biotita y minerales máficos secundarios.
- Formación Río Negro
La Formación Río Negro corresponde a la sección basal del Cretácico en el
campo. Tiene un espesor de 25-45 pies que consiste de granos gruesos
cuarzofeldespáticos depositados sobre la plataforma de la cuenca. Hasta la fecha no ha
presentado manifestaciones de hidrocarburos en el Campo La Concepción. Algunos
autores consideran la arenisca o conglomerado basal del Cretácico como el sello de las
acumulaciones del basamento en los campos de La Paz y Mara (Smith, 1956).
- Grupo Cogollo
El Grupo Cogollo está constituido por las formaciones Apón, Lisure y Maraca y
está representado por un importante espesor de calizas bioclásticas laminadas con baja
porosidad de matriz pero alta porosidad secundaria generada por fracturas.
Figura 2.4. Columna Estratigráfica del Campo La Concepción
La base del Grupo Cogollo está constituida por la Formación Apón, la cual está en
contacto basal concordante sobre la Formación Río Negro. Litológicamente, la
Formación Apón está caracterizada por una potente secuencia de calizas macizas,
criptocristalinas, nodulares y margosas localmente dolomitizadas y mayormente lutíticas
en la base. La Formación Lisure presenta una litología parecida a la de la Formación
Apón, excepto que presenta menos dolomitización y se incrementa en algo el contenido
de lutitas calcáreas intercaladas así como también el contenido de glauconita. La
Formación Maraca se presenta con niveles masivos de calizas bioclástica en forma
tabular. El Grupo Cogollo representa el mayor nivel productor de hidrocarburos. (Lugo J
et al., 1995) .
- Formación La Luna
En forma concordante se deposita la Formación La Luna, que representa el evento
de máxima inundación del mar. Se caracteriza por el aumento importante de material
arcilloso y alto contenido de materia orgánica y es reconocida como la roca generadora
de los hidrocarburos de la cuenca. Esta formación es también productora en algunos
campos de la Cuenca de Maracaibo.
- Formaciones Colón- Mito Juan
Por sobre la Formación La Luna y culminando la sección Cretácica se desarrolla la
Formación Colón. Esta unidad presenta en su base al Miembro Socuy, constituido por
una delgada sección de carbonatos marinos grises. El resto de la formación está
compuesto de lutita gris oscura masiva con capas finas subordinadas de areniscas
calcáreas. Estos granos representan el llenado de la cuenca y actúan como sello para
las trampas estructurales cretácicas.
- Formación Guasare (Paleoceno)
En forma discordante se inicia la depositación del Terciario, que primero desarrolla
cuerpos de calizas glauconíticas, areniscas calcáreas y arcilitas calcáreas de la
Formación Guasare. Su edad es Paleoceno y hasta la fecha no han sido evaluadas con
petróleo comercial en el Campo La Concepción, aunque es productora en el Campo de
La Paz.
- Formación Misoa (Eoceno)
Cerca del tope de la columna se ubica la Formación Misoa, de edad Eoceno, con
un desarrollo sedimentario en la cuenca de 6.900 pies aproximadamente. Se le
subdivide informalmente en cuatro miembros que de base a tope se denominan
Areniscas Inferiores, Punta Gorda, Ramillete y Areniscas Superiores.
Litológicamente se componen de areniscas finas a gruesas, moderadamente a
bien seleccionadas y poco consolidadas en el tope, a bien consolidadas en la base, con
intercalaciones de limolitas - arcillitas, originadas en un ambiente fluvio deltáico con
influencia de mareas.
Los aportes de sedimentos para el desarrollo de la Formación Misoa se obtuvieron
principalmente de las áreas emergidas ubicadas en el oeste y en el norte de la cuenca.
El predominio de las facies arenosas estuvo relacionado con canales principales,
afluentes, barras de boca de desembocadura y barras litorales, que migraron con las
fluctuaciones del nivel relativo del mar y que finalmente, constituyen los principales
yacimientos del Terciario. (Lugo J et al., 1995).
- Mioceno-Plioceno
Sobre la Formación Misoa, y en contacto discordante, se tienen los depósitos
clásticos del Mioceno/Plioceno, que en el área se presentan mayormente erosionados.
3.4.2.1. Origen del Petróleo, Migración y Sello
Los mecanismos de carga del basamento varían desde migración vertical, debido
a dilatación de la roca, a migración lateral, estructura arriba, a través de fallas y
fracturas. La migración vertical en distancias cortas desde la roca madre (Formación La
Luna), pasando por las calizas fracturadas del Grupo Cogollo hasta llegar al basamento,
puede ser explicada por el fenómeno de dilatación de rocas.
Esta hipótesis fue probada y bien documentada en los campos Mara-La Paz, a
través de mediciones de presiones realizadas en ambos reservorios (Guariguata, 1956;
Smith, 1956, Guariguata y Richardson, 1959; Landes et al., 1960). El fenómeno de
migración por dilatación de las rocas, supone que al momento del fracturamiento de una
roca, una zona de dilatación y un vacío son creados trayendo como consecuencia que
los fluidos se movilicen a la zona dilatada por el vacío producido por las fracturas (Ver
Figura 2.5.)
Figura 2.5. Hipótesis propuestas para explicar la migración secundaria de crudo hacia el basamento: 1) Migración vertical (buzamiento abajo) debido al fenómeno de dilatación 2) Migración lateral (buzamiento arriba) a través de planos de fallas y fracturas (Tomado de Porras et al, 2007).
En el Campo La Concepción, la presión del basamento es 250 Lpc menor que la
presión original del Cretácico, lo cual permite concluir algún tipo de comunicación con
los yacimientos suprayacentes del Grupo Cogollo o drenaje del basamento a través del
Grupo Cogollo en pozos completados como cretácicos como lo es el caso del pozo C-
302. Una observación similar fue realizada en el Campo La Paz (Nelson, 2000) donde
se confirmó la comunicación entre el Grupo Cogollo y el Basamento, basado en una
caída de 900 Lpc en los primeros pozos perforados en el Basamento, cuando fueron
comparados con la presión inicial 4400 Lpc de los pozos cretácicos.
La migración lateral para distancias más largas se atribuye a movimiento
horizontal, buzamiento arriba, del petróleo a través de fallas y conductos de fracturas.
Esta se lleva a cabo en zonas donde la roca generadora y las calizas fracturadas están
en contacto directo y de falla con el Basamento. Una zona restringida con estas
características ha sido identificada en las estructuras Sur y Norte del campo La
Concepción, donde se han localizado todos los pozos productores del Basamento
(Porras et al, 2007). Las fallas y fracturas son las vías para la migración de
hidrocarburos.
En el campo La Concepción, se han efectuado observaciones interesantes acerca
del sello del Basamento. Todos los pozos productores presentan fracturas
mineralizadas de calcita sobre la sección superior productiva, lo cual pudiera sugerir
que estas actúen como sello (Porras et al, 2007). Esta observación es diferente a lo
reportado en campos vecinos donde el sello es atribuido tanto a la sección arenosa
basal, bien cementada, o algún horizonte lutítico de las Formaciones Río Negro o Apón
(Guariguata, 1956; Smith, 1956, Guariguata y Richardson, 1959; Landes et al., 1960).
Aunque en el campo La Concepción, esta sección arenosa basal también está
presente, su función como sello no ha sido aún determinada. En los pozos productores,
las fracturas rellenas con calcita se identifican una vez alcanzado el tope del
basamento. El espesor del intervalo de fracturas mineralizadas con calcita puede variar
desde 50 a más de 200 pies. El origen de la calcita no ha sido determinado, aunque se
supone que provenga de la disolución y precipitación de las aguas -ricas en CaCO3- del
Grupo Cogollo.
Registros de producción de los pozos C-302 y C–305 indican probable producción
de petróleo por debajo de la producción de agua, indicativo de dos yacimientos
diferentes.
El sello, para estos casos, pudiera ser atribuido entonces a algún nivel lutítico del
Miembro Machiques (Fm. Apón).
Al igual que en la mayoría de los yacimientos productores del basamento en el
mundo, una discordancia se identifica sobre el basamento ígneo-metamórfico de La
Concepción. La misma separa rocas cretácicas de rocas de aparente edad Paleozoico.
Su rol como sello no ha sido claramente definido, sin embargo, algún paleosuelo
asociado a ésta pudiera representarlo.
El petróleo del Basamento ha sido probado en las mismas áreas conocidas como
productoras del Yacimiento Cretácico suprayacente y tiene la misma composición
físicoquímica. Se asume que la Formación La Luna es la roca generadora de
hidrocarburos para ambos yacimientos. (Porras et al., 1995). Ver Figura 2.6.
Figura 2.6. Migración vertical de crudo desde zonas productivas hacia el basamento. Aunque todos los pozos penetraron basamento, y presentan un sello en su tope, la producción de petróleo solo es posible en aquellos pozos que poseen fracturas. Nótese que el basamento infrayace a un yacimiento de producción conocida (Cretácico). (Tomado de Porras et al, 2007).
3.4.3. Petrografía del Basamento
Con respecto a cortes de perforación, los análisis de muestras de diferentes
profundidades indican la presencia de granito con un moderado grado de
metamorfismo. Se han reconocido estructuras bandeadas gnéisicas similares a las
encontradas en los Campos de Mara-La Paz, reportadas por García et al. (2000)
quienes basados en análisis mineralógicos y registros de imágenes, identificaron dos
clases de rocas en el basamento del vecino Campo La Paz: gneises y granodioritas.
Los primeros mostraron planos de foliación y estructuras ocelares y se ubican hacia el
tope de la columna. Las rocas ígneas se localizan cercanas al fondo de los pozos.
Petrográficamente, el Basamento es una roca plutónica ígnea, holocristalina, con
textura hipidiomórfica granular. Está compuesto por cuarzo policristalino, en menor
proporción cuarzo monocristalino, con fuerte extinción ondulada, presenta cristales de
plagioclasa moderada a intensamente alterada y feldespato potásico moderadamente
caolinitizado con extinción ondulatoria, representado por ortosa y escaso microclino
(LCV, 2000). (Figura 3.1).
Figura 3.1. Microfotografías de recortes de Basamento del pozo C-151Str @ 11800’.
Estructuras mirmekíticas, cristales de biotita cloritizada, y calcita y clorita
rellenando algunas microfisuras de 0.06 mm de ancho, han sido observadas en
muestras de basamento de La Concepción.
En el Basamento de La Concepción se han tomado núcleos en tres pozos
antiguos (C-154, C-155 y C-156), todos localizados en la Estructura Sur, ver Figura 3.2.
El total cortado fue de 69 pies con sólo 24% de recuperación (16’8”), comprobando el
alto grado de fracturamiento y fragilidad que presenta el basamento.
Los núcleos muestran fracturas verticales de alto buzamiento, en varias
direcciones, las cuales se encuentran parcialmente rellenas de calcita y cercanas a
grietas horizontales. El cerrado espaciamiento de las fracturas le otorga localmente
cierta apariencia de esquistosidad.
Figura 3.2. Mapa de ubicación de pozos con núcleos en el Basamento.
Se distinguen dos variedades de rocas, una rojiza a anaranjada de grano medio y
otra gris claro a moteada, de textura gruesa (Figura 3.3).
Las caras de las fracturas, presentan en general impregnaciones de petróleo
marrón o material asfáltico.
El granito fue descrito inicialmente como de color moteado, blanco y negro, gris
claro y rosado, cristalino, de textura gruesa, con cuarzo cristalino y lechoso, feldespato
blanco y rosado o anaranjado, biotita y minerales oscuros.
Figura 3.3. Fotos de núcleos de los pozos C-154 y C-156, ambos pertenecientes al yacimiento Cret Sur del Campo La Concepción. Se distinguen claramente dos variedades: una de color rojizo y otra grisácea.
El parecido del Basamento de La Concepción con rocas de basamento del campo
vecino de La Paz es evidente, como se puede observar en la Figura 3.4.
Figura 3.4. Fotos de núcleos del Campo La Paz. Al igual que en el campo La Concepción, se aprecian dos variedades: una de color anaranjado a rojiza y otra de color gris claro.
3.4.3.1. Afloramientos
El basamento aflora al norte de La Concepción, en la Isla de Toas. La sección
expuesta puede ser utilizada como un excelente análogo para la descripción del
yacimiento y el modelado de fracturamiento (Figura 3.5).
Figura 3.5. Foto compuesta del afloramiento de Isla de Toas: a) Ubicación b) Granito instruido por riolita y basalto b) Detalle de fracturamiento del Basamento. (Porras et al., 2007)
En esta área, el Basamento se encuentra muy cizallado y fracturado y es instruido
por diques y mantos de basalto y riolita, respectivamente. El fracturamiento es el
resultado de intensas fuerzas de deformación debidas al movimiento dextral de la Falla
de Oca y/o por transpresión. El granito de Isla de Toas es estratigráficamente y
cronológicamente correlacionable con afloramientos de la Sierra de Perijá y muestras
del subsuelo de pozos de la cuenca, incluyendo pozos del campo La Concepción.
(Porras et al., 2007).
El granito, muy meteorizado en ciertas áreas, presenta dos variedades: una de
color rosado, de grano muy fino con feldespato ortoclasa, pertita, cuarzo y fenocristales
de hematita y magnetita. En ocasiones el feldespato potásico se encuentra sericitizado.
El otro tipo de granito es de color gris, de textura porfirítica, pegmatítica en ciertas
zonas. Cuando está meteorizado, el granito cambia de color rosado a gris y la biotita
adquiere un color ocre. La roca se torna suave y frágil y es fácilmente erosionada.
Ambos granitos han sido identificados en el subsuelo del campo La Concepción.
La naturaleza frágil del granito de Isla de Toas, lo muestra intensamente
fracturado y fisurado. Esta fragilidad ejerce un gran control en la densidad, morfología y
extensión de las fracturas. Se observan fracturas de diferentes órdenes, formando una
densa red de fracturas sub-ortogonales. Se aprecian aglomerados (clusters) de
fracturas -o zonas más brechadas- formando visibles, y más amplios, canales de
conducción de fluidos. No se han observado impregnaciones de petróleo dentro de las
fracturas.
3.4.3.2. Correlaciones de Pozos
El Basamento ha sido alcanzado por unos 29 pozos de un total de 50 pozos
profundos perforados en el campo. La penetración dentro del Basamento es variable,
desde unos pocos pies hasta un máximo de 1.440 pies MD en el pozo C-162. La
profundidad del yacimiento se encuentra en un intervalo entre 11.000 y 13.250 pies
(Figura 3.6). La sección productora puede alcanzar más de 1.000 pies y es limitada por
un aparente contacto de agua, estimado a 12.000 pies bnm. (Ver Anexo 3, Sección
estratigráfica de los pozos C-310, C-313, C-314 y C-325).
Todos los pozos productores presentan fracturas mineralizadas de calcita sobre la
sección superior productiva, lo cual pudiera sugerir que estas actúen como sello. Ver
Figura 3.7.
Figura 3.6. Sección estructural esquemática donde se muestra la ubicación estructural y la penetración variable de pozos dentro de basamento. Se observa que todos los productores presentan en su tope fracturas mineralizadas con calcita (tomado de Porras et al., 2007).
(SIN ESCALA)
Figura 3.7. 1) El espesor de las zonas con fracturas rellenas con calcita es variable en el campo 2) Calizas masivas han sido detectadas en varios pozos. Se interpretan como parte de bloques fallados (tomado de Porras et al, 2007)
En los pozos productores, las fracturas rellenas con calcita se identifican una vez
alcanzado el tope del Basamento. El espesor del intervalo de fracturas mineralizadas
con calcita puede variar desde 50 a más de 200 pies. El origen de la calcita no ha sido
determinado, aunque se supone que provenga de la disolución y precipitación de las
aguas -ricas en CaCO3- del Grupo Cogollo.
3.4.4. Características de producción del basamento en el área de estudio
zonas limítrofes
Tanto los yacimientos del Cretáceo, como el Basamento de La Concepción, se
caracterizan por que presentan alta tasa de declinación inicialmente por un período
corto de tiempo hasta estabilizarse en valores que en algunos de los casos se
encuentran por debajo de los límites económicos. Es importante destacar que esa
característica es propia de yacimientos como los de Mara y La Paz. .
En total se han perforados 50 pozos en el campo con objetivo Cretácico, siendo 29
pozos lo que han penetrado en basamento. Es importante resaltar que en los últimos
años el hoyo de producción se perfora utilizando la técnica de bajo-balance, para
obtener mayor información de los aportes del pozo.
De acuerdo al comportamiento histórico de los pozos no se observan evidencias
de interferencia de producción. Con valores de RGP estables desde sus inicios, entre
450 y 1300 Pcn/Bls, todos los pozos inicialmente producen en flujo natural y
posteriormente requieren equipo de gas lift para mantener los niveles de producción.
A pesar de que el mecanismo de producción no esta totalmente establecido, se
puede estar en presencia de un mecanismo de gas en solución y expansión de la roca-
fluidos, en analogía con los yacimientos cretácicos. Según el comportamiento de la
producción y presión no se ha observado evidencia de empuje por un acuífero activo, la
producción del agua en los pozos es relativamente baja.
En los yacimientos del Basamento (roca ígnea/metamórfica), solamente las
fracturas proporcionan el almacenamiento y el flujo de fluidos (muy baja o cero
capacidad del almacenaje de la matriz). Entre mayor área o intensidad de fracturas,
mejor potencial de producción; por tal motivo, la tasa de producción es dependiente del
número de fracturas intersectadas.
Los pozos C-310, C-313, C-314 y C-325 excelentes productores del yacimiento
Cretácico Norte (Figura 3.8) mostraron mejor prospectividad en la sección del
Basamento (fuerte incremento de la unidad de gas y aporte de hidrocarburo) durante la
perforación del hoyo productor. Se encontraron condiciones dinámicas casi originales,
al comparar las presiones obtenidas en dichos pozos (promedio 4.550 Lpc) con las de
restos de los pozos vecinos completados en el yacimiento Cretácico Norte (promedio de
2.000 Lpc). (Ver Anexo 3, Sección Estratigráfica de los pozos mencionados).
La producción de los tres pozos en el Basamento se ha mantenido con un
incremento progresivo del corte del agua, con la excepción del pozo C-313 el cual
presenta una mayor declinación en comparación con el resto de los pozos productores
del área, atribuyéndose este hecho a que produce por medio de la tubería de
perforación. La producción anómala del agua se estima que proviene de la zona basal
de Grupo Cogollo, al nivel de las formaciones Río Negro y Apon Inferior, según los
análisis observados en los registros de producción PLT tomado en los pozos vecinos.
Figura 3.8. Comportamiento de producción de los pozos C-310, C-313 y C-314.
En varios pozos pertenecientes a los yacimientos Cretácico Norte (C-302, C-303 y
C-305) y Sur (C-269, C-285 y C-291), se han observado evidencias de producción de
hidrocarburos derivadas de los registros de producción PLT tomados en cada uno de
estos pozos. El caso más representativo es el del pozo C-302 el cual de acuerdo a un
PLT tomado inicialmente, indicó un aporte del 33% del petróleo del fondo.
Los pozos C-302, C-303 y C-305 presentan alto corte (~70 %AyS) para Noviembre
del 2007. Los registros de producción (PLT) muestran producción de agua desde
profundidades aproximadas de 11100 pies y 11900 pies MD, ambas correspondientes a
la base del Miembro Piché de la Formación Apón del Cretácico Inferior. Por otro lado,
en los pozos C-302 y C–305 se pueden interpretar producción de petróleo,
específicamente del Basamento, por debajo de la producción de agua. (Figura 3.9).
Figura 3.9. Sección estratigráfica con interpretaciones obtenidas de los registros de producción PLT. Pozos C-302, C-303, C-309 y C-305.
Esto pudiera ser, por lo tanto, indicativo de la existencia de dos yacimientos
separados, uno superpuesto al otro. El sello entre ambos se piensa que sean las lutitas
del Miembro Machiques de la Fm. Apón, un sello calcáreo secundario localizado en el
tope del Basamento, producto de la mineralización de fracturas con calcita o un
paleosuelo.
Se determinó un nivel de referencia o datum a la profundidad de 11.500 pies TVD,
obtenido de la profundidad promedio dentro del Basamento encontrada de los pozos
productores C-310, C-313 y C-314.
Al comparar la presión inicial determinada en el Basamento con la presión inicial
obtenida con el resto de los yacimientos productores del cretácico, se tiene que en el
Basamento la presión inicial es menor con una diferencia de 250 Lpc (presión original
en el Cretácico es de 4800 Lpc), indicativo de algún tipo de comunicación con los
yacimientos suprayacentes productores del Grupo Cogollo o drenaje de algunos de los
pozos completados en el Cretácico que penetraron intervalos productores en
Basamento, tales como el pozo C-302 donde el PLT indicó gran aporte proveniente del
basamento.
Dichas afirmaciones se deben validar con la toma de nuevas presiones en los
pozos existente y/o nuevas localizaciones.
3.5. Petróleo Original en sitio y Cálculo de Reservas
3.5.1. Antecedentes
En el campo La Concepción, la perforación dentro del basamento ha sido una
práctica común durante muchos años. De 50 pozos profundos, perforados con objetivo
Cretácico, veintinueve alcanzaron el basamento. De éstos, sólo cinco pozos tienen
producción comprobada del prospecto Basamento.
Estadísticas de perforación muestran que el 75% de los pozos ha penetrado más
de 100 pies dentro del basamento y diez pozos perforaron entre 500 y 1000 pies. El
máximo espesor alcanzado por un pozo en la estructura Norte es de 1440 pies (C-314).
La sección productiva del basamento (“net pay” ó espesor neto petrolífero) no ha
sido bien determinada por la dificultad de correr registros de imagen o de producción.
La base de esta sección lo pudiera representar el nivel más profundo de ocurrencia de
hidrocarburos, es decir cercano a 12.000 pies.
El Basamento es perforado por intermedio de pozos desviados de trayectorias
perpendiculares al rumbo de las fallas, de manera de interceptar la mayor cantidad de
fracturas. La inclinación promedio de los pozos es aproximadamente 22 grados y puede
alcanzar más de 45 grados en algunos casos. Considerando que los pozos fueron
perforados con objetivo cretácico, estos son completados a hoyo abierto ó con “liner”
(camisa) colgado. Esto significa que existe producción tanto del cretácico como del
basamento, siendo la única forma de discriminar tal producción mediante el uso de
registros de producción tipo PLT. En secciones previas de este informe se determinó
que por lo menos 33% de la producción total de los pozos pertenece al basamento; en
aquellos casos donde existe certeza de este aporte de hidrocarburos.
La sección de Basamento ha sido perforada con lodos base aceite y en
condiciones cercanas a balance, ó bajo balance, facilitadas por la inyección de
nitrógeno. Los problemas más frecuentes de la perforación del Basamento son
pérdidas de circulación, inestabilidad del hoyo y bajas tasas de penetración.
3.5.2. Condiciones Actuales
Actualmente existe en libros oficiales de reservas un prospecto en el Basamento
del área La Concepción, denominado oficialmente “BASMTO CAMPO” con reservas de
1,18 MMBbls de petróleo y categorizado como Posible SERIE 800. Las evidencias de
pozos con producción del basamento conlleva a hacer nuevas estimaciones y a solicitar
la revisión de reservas de posibles a probadas; objeto de este informe.
3.5.3. Cálculo Volumétrico de Reservas
Durante la evaluación de reservas de un yacimiento, uno de los primeros
estimados es a través de cálculos volumétricos, que consiste en determinar un volumen
de roca porosa, asignarle saturaciones de fluidos y llevar el volumen calculado de
condiciones de fondo a condiciones de superficie por medio de propiedades PVT del
petróleo y gas.
En virtud de tratarse de un yacimiento naturalmente fracturado, donde cada uno
de los parámetros medidos en él, trae consigo un fuerte componente de incertidumbre;
y por tratarse de rocas ígneas–metamórficas (Basamento cristalino); se optó por una
metodología probabilística al cálculo del petróleo original en sitio (POES) y por
consiguiente a las reservas de petróleo. Las reservas fueron estimadas por medio de la
siguiente relación volumétrica, la cual es la misma usada determinísticamente:
Fr * Boi
Sw) - (1 * *h *A * 7758 Reservas
Donde:
A: Área en acres del yacimiento
h: Espesor útil o ANP promedio en pies
φ: Porosidad promedio en fracción
Sw: Saturación de agua intersticial en fracción
Boi: Factor volumétrico del petróleo en By/Bn
Fr: Factor de recobro en fracción
De esta manera el producto de este enfoque no es un valor de reserva puntual,
sino una distribución de reservas caracterizada por valores de los percentiles P90, P50
y P10; y la mediana que divide la distribución en partes de igual probabilidad de
ocurrencia. Este procedimiento es usado comúnmente para análisis de riesgo de
prospectos exploratorios, donde la única información disponible es la interpretación
sísmica, generalmente de cierres contra fallas, sin embargo también puede ser usado
para evaluar yacimientos que tengan carácter de desarrollo y que sus parámetros
muestren cierto grado de incertidumbre, como es el caso de los yacimientos
naturalmente fracturados, ver Figura 3.10, la cual muestra la distribución obtenida para
el yacimiento en cuestión.
Como valor de uso, y que está en concordancia con el factor de éxito geológico
de 27% (ver Tabla 3.10), estimado a partir de supuestos de todas las condiciones para
la ocurrencia de hidrocarburos; la media ó percentil 50, es el parámetro estadístico que
debe considerarse. Por ello, el valor puntual a someter es la media de la distribución, ó
sea 23,7 MMBbls de petróleo; sin considerar ningún tipo de riesgo económico. Lo
anterior dicho de otra manera, se refiere que aunque los estimados se realizaron
probabilísticamente a través de la metodología que Ed Capen (1992) describe en su
articulo “Dealing with exploration uncertainties”; se usan en el formato oficial del
Ministerio de Energía y Petróleo, los parámetros promedio que resultan de la
distribución probabilística, para así estar en concordancia con los estándares de cálculo
de reservas (Método volumétrico determinístico) establecidos oficialmente y a nivel
mundial. Lo anterior es una forma de homologar un método con respecto al otro.
Otro punto a considerar dentro del análisis probabilístico, es el riesgo económico
asociado al yacimiento ó prospecto en estudio. Esto se trata de un valor de mínima, que
trunca la distribución de reservas anterior con un valor, el cual se considera la economía
del proyecto, estadísticamente hablando. Para este caso consideró como económico,
un valor de 5 MMBbls de petróleo como truncación mínima (riesgo económico de 24%),
lo que se traduce en desplazar la curva de distribución de reservas 5 MMBbls. De este
modo, se obtuvo un valor medio de reservas de 25.8 MMBbls de petróleo. La Figura
3.11 muestra la nueva distribución de reservas obtenida con riesgo económico.
En la Tabla 3.10 se indican los parámetros usados para el cálculo de las reservas
y los valores de los percentiles P99, P90 P50, P10, P1 y P84 que caracterizan una
distribución probabilística. En este caso, se usa para cada uno de los términos una
distribución log-normal ó Gaussiana. Según procedimiento descrito por Ed Capen
(1992) en su artículo “Dealing with exploration uncertainties”, no es necesario usar
corridas de Monte Carlo para realizar los cálculos probabilísticos.
Figura 3.10. Distribución probabilística no truncada (sin riesgo económico) de reservas para el basamento. Se muestran percentiles de probabilidad (P90, P50 ó media, P10; y mediana)
Figura 3.11. Distribución probabilística truncada (5 MMBbls) de reservas para el basamento. Se muestran percentiles de probabilidad (P90, P50 ó media, P10; y mediana)
Figura 3.12. Parámetros para el cálculo y su distribución de probabilidad.
A continuación se describen brevemente cada uno de los términos involucrados en
el cálculo:
Área: esta fue estimada del mapa estructural realizado a partir de información
sísmica y de registros de pozos, sin embargo no fue medida directamente, sino que es
equivalente y fue obtenida del volumen rocoso a partir del área entre los contornos (200
pies en este caso). El valor obtenido del área es 712,8 acres (2,88 Km²) y fue variado
desde un percentil P10 de 2,2 Km² hasta un percentil P90 de 3,8 Km² con un valor
medio de 2,9 Km².
Espesor útil o petrolífero: Este es el valor que presenta mayor incertidumbre ó
criticidad a la hora de estimar, dado que por pozos no es posible determinar la base del
Basamento. Por ello se decidió tomar como valor límite inferior el contacto agua –
petróleo estimado @– 12.000 pies con la información de perforación del pozo C-325,
como se explicó previamente. La data utilizada fue la curva de cuentas de gas del
registro “mudlogging”; la cual se presenta en la Tabla 3.11 para todos aquellos pozos en
donde se tiene certidumbre de producción del basamento. Se distinguen dos zonas, una
de bajo aporte de gas o de baja permeabilidad y otra de notable aporte de gas o
permeable, la cual se extiende hasta el contacto de agua. Este último espesor es el
considerado como el espesor útil ó petrolífero. El espesor de la zona impermeable no se
toma en cuenta para los cálculos de arena neta petrolífera. La siguiente tabla muestra
los espesores totales (E-total) y útiles (E-útil) en pies (TVDss) para los pozos con
producción:
Pozo Tope Espesor
Total
Espesor
Figura 3.13. Espesor total y espesor útil de pozos productores del basamento
Para incluir en la distribución probabilística del espesor útil se consideró el
promedio entre los pozos (C-310, C-313 y C-314) que presentan una media, cuyo valor
es de 864 pies (263 m). Sin embargo, al extrapolar los valores de la tabla 3.11 al resto
de los puntos dentro del área del yacimiento, se obtiene un valor de 803 pies (244,6 m).
El valor anterior se incluyó como mediana de la distribución y fue variado entre el
percentil P90 de 590 m y el percentil P10 de 100 m.
La Figura 3.12 muestra la metodología usada para estimar el espesor útil de
columna de petróleo para cada uno de los pozos. Se distinguen dos zonas: una
superior, de baja permeabilidad y porosidad, con una muy baja a ninguna saturación de
hidrocarburos y una zona permeable, de alta porosidad, con un contaje alto de gas.
Esta última se extiende hasta el contacto de agua, estimado @ -12000 pies. Cabe
destacar que en este caso no se realizan correcciones petrofísicas, por arcillosidad
como en clásticos. Se podría decir que la zona sin aporte es debida a fracturas
mineralizadas con calcita, identificadas durante la perforación y que constituyen el sello
para el yacimiento.
Porosidad: Este parámetro fue estimado usando registros de imágenes de pozos
del cretáceo para determinar la densidad de fracturas y con ello un valor de porosidad
equivalente. Cabe mencionar, que el basamento sólo presenta porosidad y
permeabilidad donde existan fracturas abiertas ya que la matriz no es roca reservorio.
La metodología consistió en contabilizar el número de fracturas en un determinado
intervalo de muestra, suponer una inclinación del plano de fractura y estimar el eje
mayor de una elipse, la cual se considera el plano de corte con el hoyo; y aplicar la
siguiente relación para obtener un valor de porosidad equivalente.
Donde:
ai: Área de la elipse en pies2
hfi: Longitud del eje mayor de la elipse en pies
Dh: Diámetro del hoyo en pies
hmuestra: Intervalo ó espesor de muestreo en pies
#Frac: Número de fracturas
Figura 3.14. Determinación del espesor útil para el basamento. En amarillo se indica el espesor de la zona superior de baja permeabilidad.
Los valores usados para el cálculo de la porosidad equivalente en cada pozo, se
muestran en la siguiente Tabla 3.15:
Figura 3.15. Valores para estimar porosidad equivalente y resultados.
A pesar de conseguir con esta metodología un valor de 6,34%, se obtuvo un valor
medio en la distribución de probabilidad de 4,5%, el cual es adecuado considerando
que la naturaleza mecánica (más frágil) del basamento proporcionaría una densidad
mayor de fracturas. Esto último evita la sobreestimación de reservas de petróleo.
Saturación de petróleo: Este valor fue variado desde el percentil P90 de 80% al
percentil P10 de 65%, lo cual resulta en un valor medio de 72,4%. Se trata de un valor
modesto considerando que no existen intersticios, donde pudiera existir agua suficiente
en los poros, ya que no existen, mas aún desconociendo y siendo difícil estimar la
mojabilidad de las rocas ígneas–metamórficas. Este parámetro presenta incertidumbre,
y en este caso no se tiene la forma de estimar la saturación inicial de petróleo dentro del
yacimiento.
Factor de Merma: Este valor es el recíproco del factor volumétrico del petróleo. El
valor oficial de este parámetro es 0,96 Bn/By para el prospecto posible Basmto Campo;
mientras que para el yacimiento del Cretácico Norte, suprayacente, es de 0,85 Bn/By.
La distribución asignada a este parámetro es: Percentil P90 de 0,80 Bn/By y percentil
P10 de 0,70 Bn/By; para obtener un valor medio de 0,75 Bn/By. Los valores anteriores
sugieren una distribución triangular.
Factor de recobro: Este valor, varía entre el percentil P90 de 28% y el percentil
P10 de 17% para obtener una media de 22,3%. En el libro oficial de reservas ningún
yacimiento presenta un factor de recobro superior a 21%, sin embargo de ello se trata el
análisis de riesgo; cuantificar alternativas que de otra forma serían imposibles. Como se
ha mencionado en este informe, el basamento no presenta almacenamiento, ni flujo de
fluidos en la matriz, sino en fracturas solamente. Esto lleva a pensar que la
recuperación de crudo superaría al resto de los yacimientos conocidos del área.
Factor geométrico: Otro parámetro que entra en juego en este tipo de análisis es
el factor geométrico aplicable a un área y/o volumen desconocido, ya que inclusive en
yacimientos con alto desarrollo, se desconoce los límites de ellos. Este factor tiene
presente esta incertidumbre. Para el caso del Basamento, la trampa seleccionada fue
un anticlinal fallado con dimensiones cercanas a Largo/Ancho=2.
La Figura 3.16 muestra relaciones del riesgo geológico ó probabilidad de éxito con
respecto a la relación P90/P10. De allí se desprende una clasificación del próximo pozo
a ser perforado, la cual guarda una relación estrecha con el tipo de reservas a
desarrollarse.
Para el caso del próximo pozo a perforar con objetivo Basamento, la técnica
empleada según la probabilidad de éxito, indica que sería un pozo de extensión ó de
avanzada. La Tabla 3.16 muestra la determinación del riesgo geológico, considerando
las condiciones que deben existir para la ocurrencia de hidrocarburos en un yacimiento.
El riesgo geológico depende exclusivamente de criterios del evaluador, y que en
algunos casos son subjetivos.
Como se mencionó antes, estos son usados para evaluar prospectos
exploratorios, pero por tratarse del Basamento cristalino, un yacimiento complejo,
naturalmente fracturado y con algunos parámetros de difícil, sino imposible medición; el
mejor procedimiento para estimar sus reservas es a través de cálculos probabilísticos
que consideren el riesgo asociado inclusive de parámetros que tienen un alto grado de
certeza, como por ejemplo el área el cual fue estimada a través de poligonales con un
software adecuado.
Figura 3.16. Valores para estimar porosidad equivalente y resultados.
Figura 3.17. Estimación de riesgo geológico para el basamento.
3.5.4. Espesor útil o Arena Neta Petrolífera (Net Pay)
Es el espesor total de roca con calidad de yacimiento que permite fluir alguna
cantidad de hidrocarburos de rocas que exceden valores delimitadores establecidos
denominados corte o cut-off. Corresponde a la suma de los espesores de capas
individuales con calidad de yacimiento dentro de una unidad bruta. El corte representa
el valor mínimo que debe superar una propiedad de roca para su consideración en la
evaluación y usualmente define los límites de tal propiedad.
En yacimientos convencionales, la roca debe ser capaz de permitir el flujo directo
de hidrocarburos hacia el pozo para constituir el espesor útil. En yacimientos
fracturados, la roca, usualmente denominada matriz, no necesariamente permite el flujo.
Sin embargo, el flujo de hidrocarburos desde matrices apretadas o sistemas
microfracturados -haciendo el papel de matriz- hacia fracturas naturales ha sido
suficientemente demostrado a través de micro-simulación de núcleos naturalmente
fracturados, pruebas de pozos y simulación numérica. En el caso de rocas ígneas,
naturalmente fracturadas, esta matriz básicamente no existe, por lo que el
almacenamiento lo proporciona el sistema de fracturas en todas sus escalas, desde
micrométricas (microfisuras) hasta milimétricas y centimétricas (fisuras y fracturas).
Idéntica situación sucede en el basamento de los vecinos campos de Mara- La Paz
(Aguilera, 1995).
En yacimientos fracturados, el cálculo del espesor útil (net pay) puede hacerse por
métodos convencionales si existen evidencias de que las fracturas verticales se
extienden por toda la sección de interés. Generalmente se asocia a altas porosidades y
permeabilidades y altas saturaciones de hidrocarburos. No obstante, se ha logrado
demostrar que intervalos con porosidades y permeabilidades bajas, aun sin superar los
criterios de corte, pueden constituir un espesor útil dentro de los yacimientos (Aguilera,
2003; Etris & Stewart, 2002). Otras metodologías han probado ser exitosas para
determinar el espesor útil, entre las cuales se incluyen registros de buzamiento, de
intensidad variable, de identificación de fracturas, sónicos y de densidad, SP, índice de
productividad, imágenes, gamma ray, temperatura, así como la comparación de curvas
de resistividad, de porosidades y ciertos parámetros de perforación.
Carugo et al., (2006), han utilizando análisis de gases del lodo de perforación y
micropérdidas de lodo detectadas durante la perforación de pozos para identificar y
determinar zonas permeables y porosas y con ello definir el espesor neto petrolífero
(net pay). No reportan haber utilizado parámetros diferentes a estos.
El espesor de la columna de petróleo en los campos La Paz y Mara fue
determinado atendiendo la profundidad encontrada de los respectivos contactos de
agua.
En La Paz, éste se determinó a 10.800 pies bajo el nivel del mar (pbnm), por lo
que la columna máxima de petróleo alcanzó, originalmente, un espesor de 5300 pies.
La posición estructural más alta fue de 5500 pies, siendo 600 pies el espesor más bajo
encontrado (Guariguata y Richardson, 1959). Actualmente, el contacto de agua se ha
desplazado. Se han determinado varios contactos agua-petróleo, uno para cada bloque
estructural. En el bloque occidental, se ubica a 9500-9600 pbnm, en el bloque central a
8500 pbnm, en el bloque este a 9500 pbnm y en el bloque suroeste a 9000 pbnm
(García et al, 2000), ver Figura 3.18.
En Mara, la columna original de petróleo es inferior a la de La Paz. El contacto
agua-petróleo original se estimó a 10350 pbnm. Oleoluz (2004) reporta espesores
variables entre 20 y 2.047 pies.
Figura 3.18. Distribución actual de fluidos en el Campo La Paz (García et al 2000)
En el Basamento de La Concepción, se distinguen dos zonas: una zona superior,
de baja permeabilidad y porosidad, con una muy baja a ninguna saturación de
hidrocarburos y una zona permeable, de alta porosidad, saturada de hidrocarburos.
Esta última se extiende hasta el contacto de agua (Figura 3.19).
Figura 3.19. Diagrama esquemático mostrando zonas de porosidades, saturaciones de petróleo y permeabilidades variables dentro de basamento. 1) El espesor total varía entre 529 y 1328 pies, con un promedio de 974 pies.2) El espesor de la zona de baja permeabilidad varía entre 48 y 450 pies, con un promedio de 190 pies 3) El espesor de la columna de petróleo (espesor neto petrolífero) varía entre 357 y 967 pies, con un espesor promedio de 783 pies
El espesor total de la columna de roca (gross pay) considerando solo los pozos
probados e interpretados como potenciales productores de petróleo y asumiendo que el
contacto agua–petróleo se ubica a 12000 pbnm, varía entre 529 y 1328 pies, con un
espesor promedio de 960 pies. El espesor máximo de la columna es de 1328 pies
proporcionado por el pozo C310 (Figura 3.19).
La zona superior de baja permeabilidad y de bajas porosidades, tiene un espesor
que puede variar entre 48 y 450 pies. La zona permeable, inferior, ha sido fácilmente
reconocida y diferenciada, con registros continuos de gas y mediante la utilización de
parámetros de perforación, por el notable aporte de hidrocarburos y por el incremento
de la relación tasa de penetración / peso sobre la mecha (ROP/PSM), que indica la
presencia de zonas fracturadas, frágiles o de debilidad. Representa la zona útil del
yacimiento y resulta de la diferencia entre el espesor total y la zona superior de baja
permeabilidad. Su espesor varía entre 357 y 967 pies, con un promedio de 783 pies.
La zona ubicada por debajo de ella ha mostrado estar completamente saturada de
agua. De acuerdo a los registros de “mudlogging”, en la estructura Norte del campo; el
basamento ha sido penetrado por 12 pozos u hoyos ya que incluye “side-tracks” .
1). Esta información es útil para la elaboración de mapas estructurales é iso –
propiedades del Basamento. La información de topes de formación se tiene de las
curvas de litología, ya que la diferencia es notable entre rocas ígneas – metamórficas y
rocas clásticas. Sin embargo, la información de espesores totales y útiles (petrolíferos)
no puede tenerse a la mano inmediatamente, ya que los pozos no atraviesan la
totalidad del basamento. De esta manera, se considera espesor total del basamento al
intervalo entre el tope y el contacto agua – petróleo estimado (Pozo C-325); y el
espesor útil, aquel entre el primer aporte de gas (zona permeable ó con fracturas)
durante la perforación y el contacto agua – petróleo, para el caso donde se observe
aporte continuo de gas en dicho intervalo. Del total de pozos, sólo 5 pozos tienen
información suficiente de registro de “mudlogging” para determinar el espesor útil. Estos
pozos son los últimos mostrados en la Figura 3.19.
La determinación de estos espesores, fue de vital importancia para la
determinación y cálculo posterior, por métodos probabilísticas, del petróleo original en
sitio y de las reservas.
Utilizando los datos de propiedades obtenidos por análisis PVT y los cálculos
volumétricos de POES (103.608 MBLS), se estima que las Reservas Probadas Totales
de Petróleo del Yacimiento aumentan de 1.176 MBls a 23.105 MBls. Las Reservas
Remanentes de Petróleo considerando la producción acumulada al 30 de Noviembre de
2007, es de 16.387 MBls.
Con respecto a las Gas en Sitio correspondiente al Gas Asociado, ese aumenta de
2.856 MMPCN a 87.963 MMPCN, y manteniendo el mismo factor de recobro oficial del
80%, las Reservas Remanentes del Gas son de 63.591 MMPCN, considerando
igualmente la producción hasta el 30 de Noviembre de 2007. Para más detalle Ver
Figura 3.21. (ver hoja anexa).
Tabla 3.20. Valores (TVDss) de topes al basamento y profundidad total de pozos.
3.5.4. Datos a someter en la revisión del Basamento Norte
Es importante mencionar que en la Figura 3.21 para realizar los cálculos de POES
y GOES, se tomó en cuenta la diferencia entre POES y/o GOES perteneciente al
yacimiento a oficializar con respecto al oficial, ya que al tomar en cuenta la fórmula
utilizada ((V*7.758*φ*Soi*(1/Boi)/1000)), no existe un valor de POES en el Libro de
Reservas para el yacimiento oficial.
Figura 3.21. Hoja de Cálculo de Reservas del Yacimiento Basamento Norte.
CAPÍTULO IV
ANALISIS Y RESULTADOS
Es importante mencionar con lo hasta ahora explicado que el basamento de La
Concepción no difiere de la mayoría de los yacimientos de basamento en el mundo.
Idénticas características, tanto estáticas como dinámicas, referidas en la literatura
mundial, también son encontradas en el Basamento de La Concepción.
Sin embargo, el estudio aquí llevado a cabo nos permite argumentar que la
producción en el Basamento de La Concepción sólo es posible si se dan ciertas
condiciones simultáneamente o la mayoría de ellas.
Estas condiciones o factores, algunos regionales y otros de carácter local, son los
siguientes (Figura 3.10):
1. La Formación La Luna y el Grupo Cogollo, está en contacto de falla, parcial o
totalmente, con el basamento.
2. El yacimiento basamento se encuentra por debajo de una discordancia.
3. Presencia de fallas y fracturas.
4. Existencia de un sello (fracturas rellenas de calcita, paleosuelo u otro, local
o regional).
5. Buzamientos altos y posición estructural favorable.
6. Moderado a alto desplazamiento de fallas (offset).
7. Cercanía a una roca generadora o zona productiva.
8. Presencia de hidrocarburos.
9. Los niveles de presiones originales entre los yacimientos Cretácico y
Basamento difieren significativamente, sin embargo, las condiciones actuales, de similar
presión, pudieran indicar cierto grado de comunicación entre ambos yacimientos.
Los pozos productores en La Concepción se localizan en altos estructurales y
relacionados a fallas menores secundarias vinculadas a otras mayores que limitan las
estructuras. Las fracturas se desarrollan en las fallas y proporcionan tanto la capacidad
de almacenamiento como las vías de conducción de fluidos.
Figura 3.22. Dibujo esquemático. Condiciones para la producción de basamento en el Campo La Concepción.
CONCLUSIONES
Como resultado de la perforación de pozos profundos en el área, se ha
confirmado el potencial productivo del basamento en esta región de la
Cuenca de Maracaibo. Este yacimiento, productor prolífico en campos
vecinos, representa una nueva oportunidad exploratoria en el campo La
Concepción y constituirá, sin duda, el objetivo de próximos pozos.
Aunque el yacimiento posee similares características a las de campos
productores de basamento del mundo y de campos vecinos, aún no se ha
establecido perfectamente sus mecanismos de producción y entrampamiento.
El basamento produce enteramente de fracturas generadas sobre la roca
ígneo-metamórfica. Otro tipo de porosidad, diferente a ésta, no ha sido
observado ni en muestras ni en núcleos.
Los pozos productores solo son posibles si se combinan simultáneamente
una serie de factores o condiciones en el yacimiento. Estas condiciones, de
naturaleza estática y dinámica, han sido observadas en todos los pozos
productores. Pozos que han penetrado basamento, con una o muy pocas de
estas condiciones, son sencillamente, no productores.
Los niveles de presiones originales entre los yacimientos Cretácico y
Basamento difieren significativamente, sin embargo, las condiciones actuales,
de similar presión, pudieran indicar cierto grado de comunicación entre ambos
yacimientos.
Registros de producción de pozos indican que existe producción de petróleo
por debajo de la producción de agua, lo cual sugiere la presencia de dos
yacimientos separados y diferentes. El sello entre ambos podría ser, las
lutitas del Miembro Machiques de la Fm. Apón, un sello calcáreo al tope del
Basamento, o algún otro paleosuelo.
RECOMENDACIONES
•Debido a que los pozos productores solo son posibles si se combinan
simultáneamente una serie de factores o condiciones en el yacimiento; los pozos que
han penetrado basamento, con una o muy pocas de estas condiciones, son
sencillamente, no productores.
•Por lo tanto se recomienda construir un mapa de los pozos que han alcanzado
el basamento para analizarlo y definir nuevas áreas de explotación.
•Las nuevas localizaciones deben interceptar sistemas de fracturas en el
Basamento asociadas a las fallas principales identificadas en la estructura.
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ANEXOS
DATOS ESTADÍSTICOS
PozosEspesor
MDCant. % PROD
HC
Show s
Nucleos Fracturas
con calcita
C-269 51 Oil
C-285 52 PLT Oil 30 ft
C-230 st A 60
C-152 67
C-276 93
C-302 97 PLT Wh D 80 ft
C-309 98 80 ft
C-303 104 w ater Wh D 100 ft
C-304 st 112
C-306 160 Wh D
C-305 165 ND Wh D 108 ft
C-159 st 166
C-155 197 11 ft
C-308 198
C-230 st B 239
C-316 st 284 Wh D 60 ft
C-319 405
C-151 st 451
C-156 490 6 ft
C-270 500
C-154 505
C-325 548 UBD 252 FT
C-313 591 Np 220 ft
C-320 593 Wh D 580 ft
C-291 595 ?? res
C-271 715
C-314 1.067 Np 50 ft
C-310 1.083 Np 70 ft
C-162 st 1.440
7
17
45
21
10
500-1000
> 1000
2
5
13
6
Rango
~ 50
>50-100
100-500
3
O+G
O+G
O+G
O+G
Pozo Espesor FRC Rango
C156 6
C155 11
C285 30
C314 50
C316 60
C310 70
C309 80
C302 80
C303 100
C305 108
C313 220
C325 252
C320 580
0-50
50-100
> 100
SECCIÓN ESTRATIGRÁFICA
Con datum tope Miembro Socuy de pozos con producción comprobada basamento C-310, C-313, C-314 y C-325
MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE DEL BASAMENTO
MAPA ISÓPACO AL TOPE DEL BASAMENTO
ESTUDIO BASAMENTO
Secciones Sísmicas
C302, C310, C313, C314, C315 ST, C148, C325, C305
![NBR 5287-Pára-Raios de Resistor Não Linear a Carboneto de Silício (SIC) Para Circuitos de Potência de Corrente Alternada [Especificação]](https://img.document.onl/doc/110x75/55720fbd497959fc0b8c9bae/nbr-5287-para-raios-de-resistor-nao-linear-a-carboneto-de-silicio-sic-para-circuitos-de-potencia-de-corrente-alternada-especificacao.jpg)
