universidad central del ecuador … · chonta sur, por la presente autorizo a la universidad...

i

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

DESARROLLO DEL MODELO ESTÁTICO DE LA ARENA HOLLÍN DEL CAMPO

CHONTA SUR

Estudio Técnico presentado como requisito para optar el Título de Ingeniero de Petróleos

AUTOR:

Loor Capelo Stalin Everto

TUTOR:

Ing. Erazo Basantes Jorge Augusto

Junio 2017

QUITO – ECUADOR

ii

DEDICATORIA

Este trabajo va dedicado a mis padres Everto y Susana, a mis abuelitos y a mis

hermanos por toda la confianza depositada en mí, y además por brindarme amor y apoyo

incondicional.

Stalin.

iii

AGRADECIMIENTO

A Dios, por darme salud y vida, y además por siempre guiarme y darme las llaves a

todas las pruebas que he te tenido.

A mi amada Universidad Central del Ecuador, lugar donde siempre anhelé estudiar y

hoy veo plasmado mi gran sueño.

A mi papi Everto, por su apoyo incondicional y por siempre estar a mi lado cuando

siempre lo he necesitado.

A mi mami Susana, por estar siempre pendiente de mí y alentarme a seguir adelante y

cumplir mis sueños.

A la empresa Petroamazonas, por permitirme realizar mi trabajo de titulación en ella,

de manera especial al Ing. Walter Torres por guiarme desinteresadamente en el desarrollo de

este proyecto y además por siempre estar predispuesto aclarar cualquier duda que tuve.

A mis hermanas Jessica y Andrea, porque después de tantos problemas que hemos

tenido nos hemos mantenido juntos apoyándonos mutuamente.

A mis amigos, por todos esos bellos e inolvidables momentos que he tenido en mi

vida.

Stalin.

iv

AUTORIZACIÓN DE AUTORÍA INTELECTUAL

Yo, Loor Capelo Stalin Everto, en calidad de autor del Estudio Técnico denominado

DESARROLLO DEL MODELO ESTÁTICO DE LA ARENISCA HOLLÍN DEL CAMPO

CHONTA SUR, por la presente autorizo a la UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR,

hacer uso de todos los contenidos que me pertenecen o de parte de los que contienen esta

obra, con fines estrictamente académicos o de investigación.

Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la presente autorización,

seguirán vigentes a mi favor, de conformidad con lo establecido en los artículos 5, 6, 8, 19 y

demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su reglamento.

Quito, a 30 de junio de 2017

Stalin Everto Loor Capelo

CI: 172247177-6

Telf.: 0982540532

E-mail: [email protected]

mailto:[email protected]

v



AMBIENTAL


APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TUTOR

Por la presente dejo constancia que en mi calidad de Tutor he supervisado la realización del

Trabajo de Titulación cuyo tema es: “DESARROLLO DEL MODELO ESTÁTICO DE

LA ARENA HOLLÍN DEL CAMPO CHONTA SUR”, presentado por el señor Loor

Capelo Stalin Everto para optar el Título de Ingeniero de Petróleos, considero que reúne los

requisitos y méritos necesarios en el campo metodológico, en el campo epistemológico y

ha superado en control anti-plagio, para ser sometido a la evaluación del jurado

examinador que se designe, por lo que lo APRUEBO, a fin que el trabajo del

Proyecto Integrador (investigativo) sea habilitado para continuar con el proceso de

titulación determinado por la Universidad Central del Ecuador. Adjunto reporte de

similitudes

En la ciudad de Quito DM a los 30 días del mes de junio de 2017

……………………………..……..

Erazo Basantes Jorge Augusto

Ingeniero de Petróleos

C.C. 060022376-2

TUTOR

vi



AMBIENTAL


APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACION POR PARTE DEL TRIBUNAL

El Delegado del Subdecano y los Miembros del Tribunal del proyecto integrador

denominado: “DESARROLLO DEL MODELO ESTÁTICO DE LA ARENA HOLLÍN

DEL CAMPO CHONTA SUR”, presentado por el señor Loor Capelo Stalin Everto,

Egresado de la carrera de Ingeniería de Petróleos, declaran que el presente proyecto ha sido

revisado, verificado y evaluado detenidamente y legalmente, por lo que lo califican como

original y autentico del autor.

En la ciudad de Quito DM a los 30 días del mes de junio de 2017

…………………………..

Ing. Renán Ruiz

Delegado del Subdecano

………………………….. …………………………..

Ing. Diego Palacios Ing. José Cóndor

Miembro Miembro

vii

ÍNDICE DE CONTENIDOS

AUTORIZACIÓN DE AUTORÍA INTELECTUAL .......................................................... iv

APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TUTOR ......... v

APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACION POR PARTE DEL TRIBUNAL . vi

RESUMEN.............................................................................................................................. xv

ABSTRACT ........................................................................................................................... xvi

ABREVIATURAS Y SIGLAS ............................................................................................ xvii

CAPÍTULO I ............................................................................................................................ 1

1.1. GENERALIDADES ..................................................................................... 1

1.1.1. Introducción .................................................................................................. 1

1.1.2. Planteamiento del problema .......................................................................... 2

1.1.3. Objetivos ....................................................................................................... 3

1.1.3.1. Objetivo general ............................................................................................ 3

1.1.3.2. Objetivos específicos ..................................................................................... 3

1.1.4. Justificación e importancia............................................................................ 3

1.1.5. Entorno del Estudio ....................................................................................... 4

1.1.5.1. Marco institucional ....................................................................................... 4

1.1.5.2. Marco ético ................................................................................................... 5

1.1.5.3. Marco legal ................................................................................................... 5

CAPÍTULO II .......................................................................................................................... 7

2.1. MARCO CONTEXTUAL ............................................................................ 7

2.1.1. Marco Geológico Regional – Cuenca Oriente .............................................. 7

2.1.1.1. Ubicación geográfica .................................................................................... 7

2.1.1.2. Geología ........................................................................................................ 8

2.1.1.3. Sedimentología .............................................................................................. 9

viii

2.1.2. Marco Geológico Local - campo Chonta Sur ............................................. 10

2.1.2.1. Ubicación Geográfica ................................................................................. 10

2.1.2.2. Geología y Geofísica ................................................................................... 10

2.1.2.3. Sedimentología ............................................................................................ 12

2.1.2.4. Petrografía .................................................................................................. 13

2.2. MARCO TEÓRICO .................................................................................... 15

2.2.1. Ingeniería de Yacimientos .......................................................................... 15

2.2.1.1. ¿Qué es un Yacimiento? .............................................................................. 15

2.2.1.2. ¿Qué es la Ingeniería de Yacimientos? ...................................................... 15

2.2.1.3. Historia ....................................................................................................... 15

2.2.2. Facies y Electrofacies.................................................................................. 16

2.2.2.1. Definición de Facies ................................................................................... 16

2.2.2.2. Definición de Electrofacies ......................................................................... 16

2.2.3. Ambientes Sedimentarios ........................................................................... 17

2.2.3.1. Sistema marino somero ............................................................................... 17

2.2.3.2. Sistemas fluviales trenzados ....................................................................... 18

2.2.4. Propiedades físicas del reservorio ............................................................... 19

2.2.4.1. Temperatura de formación ......................................................................... 20

2.2.4.2. Resistividad del agua de formación ............................................................ 20

2.2.4.3. Volumen de arcilla ...................................................................................... 21

2.2.4.4. Porosidad .................................................................................................... 24

2.2.4.5. Saturaciones ................................................................................................ 27

2.2.4.6. Permeabilidad ............................................................................................. 28

2.2.5. Determinación del petróleo original en sitio “N” ....................................... 29

2.2.5.1. Método volumétrico .................................................................................... 29

ix

2.2.5.2. Método geoestadístico ................................................................................ 31

2.2.6. Determinación de las Reservas Recuperables de Petróleo “NR” ............... 32

CAPÍTULO III ....................................................................................................................... 34

3.1. DISEÑO METODOLÓGICO ..................................................................... 34

3.1.1. Tipo de Estudio ........................................................................................... 34

3.1.2. Universo y muestra ..................................................................................... 34

3.1.3. Métodos y técnicas de Recopilación de Datos ............................................ 34

3.1.4. Procesamiento y análisis de información .................................................... 35

3.1.4.1. Recopilación de la información disponible ................................................ 35

3.1.4.2. Determinación de Topes y Bases, CAP, LKO y Elaboración de Petrofísica

35

3.1.4.3. Determinación de la ecuación de permeabilidad de cada reservorio a

partir del análisis petrofísico de núcleos .................................................... 38

3.1.4.4. Elaboración del mapa estructural .............................................................. 39

3.1.4.5. Elaboración del mapa sedimentológico por medio de eletrofacies ............ 40

3.1.4.6. Elaboración de secciones estratigráficas ................................................... 40

CAPÍTULO IV ....................................................................................................................... 41

4.1. RESULTADOS ........................................................................................... 41

4.1.1. Modelo Estructural ...................................................................................... 41

4.1.2. Modelo Sedimentológico ............................................................................ 43

4.1.3. Modelo Estratigráfico ................................................................................. 44

4.1.3.1. Sección Estratigráfica Norte Sur ................................................................ 45

4.1.3.2. Sección Estratigráfica Este Oeste ............................................................... 45

4.1.3.3. Sección Estratigráfica Noroeste Sureste .................................................... 45

4.1.3.4. Sección Estratigráfica Noreste Suroeste .................................................... 46

x

4.1.4. Modelo Petrofísico ...................................................................................... 51

4.1.4.1. Modelo de Facies ........................................................................................ 51

4.1.4.2. Modelo de Porosidad .................................................................................. 52

4.1.4.3. Modelo de Saturación ................................................................................. 53

4.1.4.4. Modelo de Permeabilidad ........................................................................... 55

4.1.5. Petróleo Original en Sitio “N” .................................................................... 56

4.1.5.1. Método Volumétrico .................................................................................... 56

4.1.5.2. Método Geoestadístico ................................................................................ 57

4.1.6. Reservas Recuperables de Petróleo “NR” .................................................. 60

4.1.7. Zonas para la perforación de pozos futuros ................................................ 60

4.1.8. Discusión ..................................................................................................... 61

CAPÍTULO V......................................................................................................................... 64

5.1. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ......................................... 64

5.1.1. Conclusiones ............................................................................................... 64

5.1.2. Recomendaciones ....................................................................................... 64

5.2. BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................ 65

5.3. GLOSARIO DE TÉRMINOS ..................................................................... 67

5.4. ANEXOS .................................................................................................... 69

xi

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO A. Análisis y descripción de paleoambientes con respectivas facies sedimentarias

del Core 2 extraído del pozo CHSA-001 ........................................................... 69

ANEXO B. Descripción petrográfica de láminas delgadas del Core 2 extraído del pozo

CHSA-001 ............................................................................................................ 73

ANEXO C. Tabla para corregir el neutrón a la verdadera matriz de la formación ................. 79

ANEXO D. Evaluación petrofísica de la arenisca Hollín del Campo Chonta Sur. ................. 80

xii

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. Mapa de ubicación de la Cuenca Oriente .................................................................. 7

Figura 2. Mapa tectónico de la Cuenca Oriente ........................................................................ 9

Figura 3. Ubicación Geográfica del Campo Chonta Sur ........................................................ 10

Figura 4. Marcadores sísmicos interpretados del Campo Chonta Sur .................................... 11

Figura 5. Diagrama de un sistema de deltas dominado por mareas y respectiva interpretación

de electrofacies ....................................................................................................... 18

Figura 6. Diagrama de un sistema fluvial trenzado y respectiva interpretación de

electrofacies ........................................................................................................... 19

Figura 7. Volumen de Arcilla por medio del Crossplot Densidad Neutron ........................... 23

Figura 8. Permeabilidad horizontal vs Porosidad efectiva de la arenisca Hollín Superior del

pozo CHSA-001 y ecuación de correlación exponencial ...................................... 38

Figura 9. Permeabilidad horizontal vs Porosidad efectiva de la arenisca Hollín Inferior del

pozo CHSA-001 y ecuación de correlación exponencial ...................................... 39

Figura 10. Mapa Estructural al tope de la arenisca Hollín Superior ....................................... 39

Figura 11. Modelo Estructural de la arenisca Hollín Superior ............................................... 42

Figura 12. Modelo Estructural de la arenisca Hollín Inferior ................................................. 42

Figura 13. Modelo Sedimentológico de la arenisca Hollín Superior ...................................... 43

Figura 14. Modelo Sedimentológico de la arenisca Hollín Inferior ....................................... 44

Figura 15. Sección estratigráfica en sentido Norte Sur, la cual involucra la arenisca Hollín

Superior e Inferior ............................................................................................... 47

Figura 16. Sección estratigráfica en sentido Este Oeste, la cual involucra la arenisca Hollín

Superior e Inferior ............................................................................................... 48

Figura 17. Sección estratigráfica en sentido Noroeste Sureste, la cual involucra la arenisca

Hollín Superior e Inferior .................................................................................... 49

xiii

Figura 18. Sección estratigráfica en sentido Noreste Suroeste, la cual involucra la arenisca

Hollín Superior e Inferior .................................................................................... 50

Figura 19. Modelo de Facies de la arenisca Hollín Superior .................................................. 51

Figura 20. Modelo de Facies de la arenisca Hollín Inferior ................................................... 52

Figura 21. Modelo de Porosidad de la arenisca Hollín Superior ............................................ 52

Figura 22. Modelo de Porosidad de la arenisca Hollín Inferior.............................................. 53

Figura 23. Modelo de Saturación de agua inicial de la arenisca Hollín Superior................... 54

Figura 24. Modelo de Saturación de agua inicial de la arenisca Hollín Inferior. ................... 54

Figura 25. Modelo de Permeabilidad de la arenisca Hollín Superior ..................................... 55

Figura 26. Modelo de Permeabilidad de la arenisca Hollín Inferior ...................................... 56

Figura 27. Histograma Frecuencia de Petróleo Original en sitio de la arenisca Hollín

Superior ............................................................................................................... 58

Figura 28. Histograma Frecuencia de Petróleo Original en sitio de la arenisca Hollín Inferior

............................................................................................................................. 59

Figura 29. Mapa Estructural al tope de la arenisca Hollín Superior con pozos futuros

propuestos ........................................................................................................... 61

Figura 30. Corte estructural en el cual se evidencia buenos valores de porosidad de las

areniscas Hollín Superior e Inferior en el centro del campo ............................... 61

xiv

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1. Reservorios con presencia de hidrocarburo en el pozo exploratorio CHSA-001 ...... 1

Tabla 2. Descripción de fallas presentes en el campo Chonta Sur......................................... 11

Tabla 3. Definición de amplitudes para los horizontales sísmicos bajo el ajuste pozo-sísmica

................................................................................................................................. 12

Tabla 4. Paleoambientes con respectivas facies sedimentarias interpretadas en el Core 2 del

pozo CHSA-001 ....................................................................................................... 13

Tabla 5. Cut offs establecidos para determinar zonas de pago .............................................. 37

Tabla 6. Topes y bases, LKO y Sumario petrofísico de la arenisca Hollín Superior del

Campo Chonta Sur .................................................................................................. 37

Tabla 7. Topes y bases, CAP y Sumario petrofísico de la arenisca Hollín Inferior del Campo

Chonta Sur .............................................................................................................. 37

Tabla 8. Codificación de facies para la arenisca Hollín Superior e Inferior ......................... 51

Tabla 9. Petróleo Original en Sitio “N” de la Arenisca Hollín Superior e Inferior mediante

el método volumétrico ............................................................................................. 57

Tabla 10. Petróleo Original en Sitio “N” de la Arenisca Hollín Superior e Inferior mediante

el método geoestadístico ........................................................................................ 59

Tabla 11. Reservas Recuperables de Petróleo “NR” de la Arenisca Hollín Superior e

Inferior ................................................................................................................... 60

Tabla 12. Comparación entre la petrofísica realizada por Petroamazonas EP y la petrofísica

realizada en este proyecto para la Arenisca Hollín Superior ............................... 62

Tabla 13. Comparación entre la petrofísica realizada por Petroamazonas EP y la petrofísica

realizada en este proyecto para la Arenisca Hollín Inferior ................................. 62

xv

TEMA: Desarrollo del Modelo Estático de la Arenisca Hollín del Campo Chonta Sur

AUTOR: Loor Capelo Stalin Everto

TUTOR: Ing. Jorge Augusto Erazo Basantes

RESUMEN

La realización de este proyecto tuvo como fin determinar la arquitectura del

yacimiento Hollín del Campo Chonta Sur, además de la distribución de sus propiedades

petrofísicas y sus reservas. Para ello se desarrollaron los modelos: estructural,

sedimentológico, estratigráfico y petrofísico.

El estudio inició con desarrollo del Modelo Estructural el cual es una representación

3D de las estructuras geológicas de Hollín, encontrando así un anticlinal asimétrico de

dirección preferencial Noreste-Suroeste de aproximadamente 3 km de largo por 2 km de

ancho y 260 pies de espesor, además se encuentran dos fallas inversas: una en la parte Norte

y la otra en la parte sureste del campo. Posterior se realizó el Modelo Sedimentológico en el

cual se determinó que el ambiente de depositación de Hollín Superior es un sistema marino

somero, en donde se encuentran barras proximales al este y al oeste barras distales, mientras

que el de Hollín Inferior es un sistema fluvial trenzado en el cual se halla un solo cuerpo

sedimentario (Canal Fluvial). Por otro lado el Modelo Estratigráfico desarrollado a partir de

correlaciones estratigráficas pone en evidencia una buena calidad del yacimiento Hollín en la

zona centro del campo, en donde se encuentran formaciones muy limpias con excelentes

porosidades. Por ultimo en el Modelo Petrofísico se realizó el poblamiento de las propiedades

petrofísicas encontrando en promedio que: Hollín Superior tiene 45 pies de espesor bruto,

0.4448 de NTG, 0.1267 de porosidad efectiva, 0.1358 de saturación de agua inicial y 115 md

de permeabilidad; mientras que Hollín Inferior 200 pies de espesor bruto, 0.5876 de NTG,

0.1443 de porosidad efectiva, 0.0764 de saturación de agua inicial y 560 md de

permeabilidad.

Los resultados obtenidos de Petróleo Original en Sitio y Reservas Recuperables de

Petróleo con un factor de recobro de 0.1328 para Hollín Superior y 0.1866 para Hollín

Inferior fueron:

Por el Método Volumétrico en Hollín Superior se obtuvo 27.8262 MMBN y 3.6953 MMBN,

y para Hollín Inferior de 14.8554 MMBN y 2.7720 MMBN.

Por el Método Geoestadístico en Hollín Superior se obtuvo 12.1134 MMBN y 2.6087

MMBN, y para Hollín Inferior 16.2409 MMBN y 3.0306 MMBN.

PALABRAS CLAVES:

MODELO ESTRUCTURAL / MODELO SEDIMENTOLÓGICO / MODELO

ESTRATIGRÁFICO / MODELO PETROFÍSICO / PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO /

RESERVAS RECUPERABLES DE PETRÓLEO / ARENISCA HOLLÍN / CAMPO

CHONTA SUR

xvi

TITLE: Statistical modeling of the Hollin Sandstone in Chonta Sur field

AUTHOR: Loor Capelo Stalin Everto

TUTOR: Ing. Jorge Augusto Erazo Basantes

ABSTRACT

The goal of this project was to stablish the architecture of Hollin reservoir in Chonta

Sur field, also this project include the distribution of the oilfield petrophysical properties and

the reserves in it. Structural, sedimentological, stratigraphic and petrophysical models were

developed to accomplish these goals.

This study started with the develop of the Structural Model, which is a representation

in 3D of the geological structures of Hollin sandstone, finding an asymmetric anticlinal of

northeast-southwest direction of approximately 3 km of length by 2 km of width and 260 ft of

thickness, also there were found two inverse faults: one of them located in the north and the

other in the southeast of the field. Then the Sedimentological Model was made noticing that

Upper Hollin piess sedimentary environment is shallow marine, where the proximal bars are

to the east and west distal bars, while Lower Holin is a braided fluvial system with a single

sedimentary body (Fluvial Channel). On the other hand, the Stratigraphic Model made from

stratigraphic correlations shows a good quality of the Hollin reservoir in the field piess

central area, where are many clean formations with excellent porosities. Finally, in the

Petrophysical Model the distribution of petrophysical properties were obtained, finding an

average that: Upper Hollin has 45 ft of gross thickness, 0.4448 of NTG, 0.1267 of effective

porosity, 0.1358 of initial water saturation and 115 md of permeability; while Lower Hollin

has 200 ft of gross thickness, 0.5876 of NTG, 0.1443 of effective porosity, 0.0764 of initial

water saturation and 560 md of permeability.

The resulting Original Oil in Place and Recoverable Oil Reserves with a recovery factor

of 0.1328 for Upper Hollin and 0.1866 for Lower Hollin values were:

For Volumetric Method in Upper Hollin was obtained 27.8262 MMBS and 3.6953 MMBS,

and Lower Hollin 14.8554 MMBS and 2.7720 MMBN.

For Geostatistical Method in Upper Hollin it was obtained 12.1134 MMBS y 1.6087 MMBS,

and Lower Hollin 16.2409 MMBS and 3.0306 MMBS.

KEYWORDS:

STRUCTURAL MODEL / SEDIMENTOLOGICAL MODEL / STRATIGRAPHIC MODEL

/ PETROPHYSICAL MODEL / ORIGINAL OIL IN PLACE / RECOVERABLE OIL

RESERVES / HOLLIN SANDSTONE / CHONTA SUR FIELD

I CERTIFY that the above and foregoing is a true and correct translation of the original

document in Spanish.

…………………………

Erazo Basantes Jorge Augusto

Certified Translator

ID: 060022376-2

xvii

ABREVIATURAS Y SIGLAS

MD: Measured depth

TVD: True vertical depth

TVDSS: True vertical depth subsea

BFPD: Barriles de fluido por día

FM: Formación

N-S: Norte sur

E-W: Este oeste

NE-SW: Noreste suroeste

NTG: Net to gross

MMBN: Millones de BN

BN: Barriles a condiciones normales

PVT: Presión, volumen y temperatura

CHSA: Chonta Sur plataforma A

NW-SE: Noroeste sureste

USA: Estados Unidos de América

GR: Gamma ray

SP: Potencial espontaneo

ppm: Partes por millón

NaCl: Cloruro de sodio

Al2O3: Óxido de aluminio

SiO2: Óxido de silicio

(OH)x: X hidróxido

Vcl o Vsh: Volumen de arcilla

BSW: Basic sediment and water

API: American Petroleum Institute

N o POES: Petróleo original en sitio

FR: Factor de recobro

NR: Reservas recuperables de petróleo

CAP: Contacto agua petróleo

PHIE: Porosidad efectiva

Sw: Saturación de agua

BY: Barriles a condiciones de yacimiento

UCE: Universidad Central del Ecuador

EP: Empresa publica

MTU: Mobile testing unit

P10: Percentil 10

P50: Percentil 50

P90: Percentil 90

NNE-SSW: Norte Noreste – Sur Suroeste

NNW-SSE: Norte Noroeste – Sur Sureste

GRCORE: Gamma ray corrido en el núcleo

LKO: Punto con ocurrencia de hidrocarburos en el nivel más bajo conocido

1

1

TEMA: DESARROLLO DEL MODELO ESTÁTICO DE LA ARENA HOLLÍN DEL

CAMPO CHONTA SUR

ÁREA DE ESTUDIO: YACIMIENTOS

CAPÍTULO I

1.1. GENERALIDADES

1.1.1. Introducción

El campo Chonta Sur fue descubierto en el Bloque 61 – Activo Auca por la operadora

Petroamazonas EP, con la perforación del pozo exploratorio con diseño tipo “S” CHSA-001.

La perforación de este pozo inició el 5 de agosto del 2014 con el Taladro NABORS-609,

finalizando la misma el 4 de septiembre del 2014, alcanzando una profundidad total de 11562

pies MD/11398 pies TVD, luego de atravesar sedimentos Cretácicos (Orteguaza, Tiyuyacu,

Tena, Napo y Hollín) y Precretácicos. Durante la perforación de este pozo, se evidenció

presencia de hidrocarburo en los siguientes reservorios:

Tabla 1. Reservorios con presencia de hidrocarburo en el pozo exploratorio CHSA-001

Reservorio Espesor con presencia de hidrocarburo

Arenisca U Inferior 11 pies

Arenisca T Principal 25 pies

Arenisca Hollín Superior 15.75 pies

Arenisca Hollín Principal 48.25 pies

Fuente: (Petroamazonas EP, 2017)

2

2

El pozo exploratorio CHSA-001 durante la prueba de producción de la formación

Hollín Inferior dio 2544 BFPD con 0.2% BSW y 33.5 API.

Este proyecto de tesis consiste en la elaboración del Modelo Estático de las areniscas

Hollín Superior e Inferior del Campo Chonta Sur, el mismo que resulta de la integración de

los modelos estructural, estratigráfico, sedimentológico y petrofísico, y cuyo fin primordial es

determinar la arquitectura de los reservorios, la distribución de sus propiedades petrofísicas y

sus reservas.

1.1.2. Planteamiento del problema

El campo Chonta Sur cuenta con un historial de producción de aproximadamente 3

años, en donde el yacimiento con mayor potencial de producción es la arenisca Hollín, sin

embargo no se cuenta con un modelo actualizado de dicho reservorio. De aquí el origen de la

problemática debido a la falta de actualización del Modelo Estático del principal yacimiento

de este campo, y cuyo diseño es necesario para: tomar decisiones en la ubicación de pozos

futuros, disminuir la incertidumbre en los pronósticos de producción, seleccionar

adecuadamente métodos de recuperación mejorada; y para conocer las propiedades

petrofísicas, ambiente de depositación y por consiguiente valores del petróleo original en sitio

“N” y reservas recuperables de petróleo “NR”.

Por lo expuesto anteriormente se plantea la siguiente interrogante: ¿Se puede estimar

el petróleo original en sitio “N” y reservas recuperables de petróleo “NR” mediante el

desarrollo del Modelo Estático de las areniscas Hollín Superior e Inferior del campo Chonta

Sur?

3

3

1.1.3. Objetivos

1.1.3.1. Objetivo general

Determinar el petróleo original en sitio “N” y las reservas recuperables de petróleo

“NR” de las areniscas Hollín Superior e Inferior del campo Chonta Sur mediante el

desarrollo del Modelo Estático.

1.1.3.2. Objetivos específicos

Analizar secuencialmente la información disponible del área de estudio.

Realizar el modelamiento estructural, estratigráfico, sedimentológico y petrofísico de

las areniscas, en un software comercial para el diseño del modelo estático (Petrel).

Contribuir en la verificación de la petrofísica de los pozos evaluados y además en el

planteamiento de zonas para la perforación de pozos futuros.

1.1.4. Justificación e importancia

Ecuador es un país con una economía extractivista, en el cual una parte importante de

sus rentas fiscales corresponde a ingresos producidos por la venta del petróleo, por tal razón

es necesario explotar de manera óptima sus reservas.

Este estudio ayudará a conocer la distribución de los reservorios, propiedades

petrofísicas y por ende el valor de las reservas de las areniscas Hollín Superior e Inferior del

campo Chonta Sur.

4

4

1.1.5. Entorno del Estudio

1.1.5.1. Marco institucional

El presente trabajo se realizará de acuerdo a los lineamientos establecidos por la

Universidad Central del Ecuador, UCE, los cuales son:

Ser una de las principales instituciones del sistema de educación superior, liderar la gestión

cultural, académica, científica y administrativa; creando y difundiendo así el conocimiento

científico - tecnológico, arte y cultura, con el fin de formar profesionales, investigadores y

técnicos críticos con la capacidad de dar solución a problemas nacionales (UCE, 2016).

Además rigiéndose a la perspectiva de la Carrera de Ingeniería de Petróleos:

Que se buscará la excelencia en la formación de profesionales y en la investigación, y así

convertir a la UCE en una institución líder de excelencia académica en la investigación y los

servicios para el aprovechamiento sustentable de los recursos naturales y energéticos del

Ecuador (UCE, 2016).

Petroamazonas EP facilitó el desarrollo de este trabajo, por lo que se realizó la

investigación siguiendo su enfoque, el cual es:

Que Petroamazonas E.P será la empresa referente del Estado ecuatoriano y líder de la

industria hidrocarburífera, lo que se conseguirá mediante el desarrollo de actividades

estratégicas de exploración y explotación, de manera eficiente, sustentable y segura, con

responsabilidad social y ambiental (Petroamazonas EP, 2016).

5

5

1.1.5.2. Marco ético

La presente investigación no afecta a los principios institucionales de la UCE, ni

tampoco al estado ecuatoriano, ya que se rige al enfoque que tiene la operadora sobre

aprovechamiento sostenible y sustentable de la extracción de hidrocarburos.

Por esta razón se tendrá extrema confidencialidad con todos los datos proporcionados por

Petroamazonas E.P y se certifica la confiabilidad de los resultados obtenidos en esta

investigación.

1.1.5.3. Marco legal

La normativa de la UCE correspondiente al proceso de Unidad de Titulación

Especial, establece:

Que en el Art.21 inciso 3 del Reglamento de Régimen Académico, referente a la unidad de

titulación se establece que:

“Se consideran trabajos de titulación en la educación técnica y tecnológica superior, y sus

equivalentes, y en la educación superior de grado, los siguientes: examen de grado o de fin de

carrera, proyectos de investigación, proyectos integradores, ensayos o artículos académicos,

etnografías, sistematización de experiencias prácticas de investigación y/o intervención,

análisis de casos, estudios comparados, propuestas metodológicas, propuestas tecnológicas,

productos o presentaciones artísticas, dispositivos tecnológicos, modelos de negocios.

Emprendimientos, proyectos técnicos, trabajos experimentales, entre otros de similar nivel de

complejidad” (UCE, 2016).

Que en el documento de Unidad de Titulación Especial de la Carrera de Ingeniería de

Petróleos aprobado por el CES entre las modalidades de titulación se establece el Estudio

Técnico y dice:

6

6

“Estudios Técnicos.- Son trabajos que tienen como objeto la realización de estudios a

equipos, procesos, etc., referidos a aspectos de diseño, planificación, producción, gestión,

perforación, explotación y cualquier otro campo relacionado con la Ingeniería de Petróleos

con alternativas técnicas, evaluaciones económicas y valoración de los resultados” (UCE,

2016).

La legislación sectorial relacionada con esta investigación se encuentra en la Ley de

Hidrocarburos del Ecuador, en donde señala:

Art. 1.- “Los yacimientos de hidrocarburos y sustancias que los acompañan, en cualquier

estado físico en que se encuentren situados en el territorio nacional, incluyendo las zonas

cubiertas por las aguas del mar territorial, pertenecen al patrimonio inalienable e

imprescriptible del Estado. Y su explotación se ceñirá a los lineamientos del desarrollo

sustentable y de la protección y conservación del medio ambiente” (Ministerio de

Hidrocarburos del Ecuador, 1978).

Art. 31.- “PETROECUADOR y los contratistas o asociados, en exploración y explotación de

hidrocarburos, en refinación, en transporte y en comercialización, están obligados, en cuanto

les corresponda, a lo siguiente:”

c) “Suministrar a la Secretaría de Hidrocarburos, trimestralmente o cuando lo solicite,

informes sobre todos los trabajos topográficos, geológicos, geofísicos, de perforación, de

producción, de evaluación y estimación de reservas, y demás actividades acompañando los

planos y documentos correspondientes” (Ministerio de Hidrocarburos del Ecuador, 1978).

l) “Presentar, asimismo, en el primer mes de cada año, un informe detallado de las

operaciones realizadas en el año inmediato anterior, incluyendo datos sobre exploración,

producción, reservas, transporte, refinación y otras actividades industriales, ventas internas,

exportaciones, personal y demás pormenores de los trabajos” (Ministerio de Hidrocarburos

del Ecuador, 1978).

7

7

CAPÍTULO II

2.1. MARCO CONTEXTUAL

2.1.1. Marco Geológico Regional – Cuenca Oriente

2.1.1.1. Ubicación geográfica

La Cuenca Oriente, ubicada al este de los Andes ecuatorianos, forma parte del sistema

actual subandino de cuencas sedimentarias de ante-pais o trasarco denominada POM,

Putumayo en Colombia, Oriente en Ecuador y Marañón en Perú, que se extiende desde

Venezuela hasta Argentina ocupando un área de 100.000 Km2 (Baby, Rivadeneira, &

Barragan, 2014, pág. 56).

Figura 1. Mapa de ubicación de la Cuenca Oriente (Baby, Rivadeneira, & Barragan, 2014, pág. 19)

8

8

2.1.1.2. Geología

Estudios ejecutados en la Cuenca Oriente establecen que existen tres dominios

tectónicos en la misma, los cuales son:

a) Dominio Occidental o Sistema Subandino es la parte que aflora de la cuenca

oriente, presenta de norte a sur 3 zonas morfo-estructurales: el Levantamiento

Napo que corresponde a un inmenso domo alargado en orientación NNE-SSW

limitado al Este y al Oeste por fallas de rumbo, la Depresión Pastaza que

presenta fallas que se vuelven más cabalgantes al contacto Zona Subandina-

Cordillera Oriental y la Cordillera de Cutucú que se caracteriza por un cambio de

orientación de las estructuras, de NS a NNW-SSE (Baby, Rivadeneira, &

Barragan, 2014, pág. 32).

b) Dominio Central o Corredor Sacha-Shushufindi está formado por mega fallas

de rumbo, en orientación NNE-SSW. Además comprende los campos petroleros

más importantes de la Cuenca Oriente como son: Sacha, Shushufindi, Libertador,

etc (Baby, Rivadeneira, & Barragan, 2014, pág. 32).

c) Dominio Oriental o Sistema Capiron-Tiutini corresponde a una cuenca

extensiva, actualmente invertida, estructurada por fallas lístricas que se conectan

sobre un nivel de despegue horizontal (Baby, Rivadeneira, & Barragan, 2014,

pág. 32).

9

9

Figura 2. Mapa tectónico de la Cuenca Oriente (Baby, Rivadeneira, & Barragan, 2014, pág. 33)

2.1.1.3. Sedimentología

Este trabajo se enfocó en el Ciclo Sedimentario I (Aptiense Inferior – Albiense

Superior), específicamente en el yacimiento Hollín, encontrando así 2 formaciones en esta

estructura:

Hollín Superior (Aptianse Superior – Albiense Inferior tardío) presenta en la parte

inferior un sistema de playa-deltáico-estuarino cubierto por facies de plataforma

marina somera, en donde se evidencian efectos de una transgresión marina (Baby,

Rivadeneira, & Barragan, 2014, pág. 60).

Hollín Inferior (Aptiense Inferior) caracterizada por una sucesión de depósitos de

ríos entrelazados progradantes y diacrónicos de planicies aluviales (Baby,

Rivadeneira, & Barragan, 2014, pág. 60).

10

10

2.1.2. Marco Geológico Local - campo Chonta Sur

2.1.2.1. Ubicación Geográfica

El campo Chonta Sur se encuentra localizado en el Corredor Sacha – Shushufindi, al

sur de la Cuenca Oriente en la provincia de Orellana, Cantón Francisco de Orellana,

limitando al norte con la estructura Chonta Este y al sur con la estructura Cononaco –

Rumiyacu.

Figura 3. Ubicación Geográfica del campo Chonta Sur (Petroamazonas EP, 2017)

2.1.2.2. Geología y Geofísica

El campo Chonta Sur se encuentra delimitado en un área de 29.0627 Km2.

Geológicamente, es un anticlinal asimétrico de dirección preferencial NE-SW de

aproximadamente 3 km de largo por 2 km de ancho en el que se encuentran dos fallas

inversas:

11

11

Tabla 2. Descripción de fallas presentes en el campo Chonta Sur

Falla Longitud (km) Ubicación en el campo Sentido

Falla 1 1.2 Norte SW-NE

Falla 2 0.8 Sur-Este SW-NE


Operativamente el campo ha venido produciendo desde septiembre del año 2014, y

hasta la fecha se han perforado 11 pozos los mismos que producen de los reservorios U

superior, U inferior, T inferior, Hollín Superior y Hollín Inferior con levantamiento artificial:

completación sencilla (MTU) y bombeo electro sumergible.

En el campo Chonta Sur se ha interpretado 9 horizontes (marcadores sísmicos) entre

el Cretácico y el sistema Terciario.

Figura 4. Marcadores sísmicos interpretados del campo Chonta Sur (Petroamazonas EP, 2017)

12

12

Los horizontes mapeados, corresponde a una respuesta de amplitud para su análisis,

cuyo resultado se muestra en la siguiente tabla:

Tabla 3. Definición de amplitudes para los horizontales sísmicos bajo el ajuste pozo-sísmica

Horizonte

Geológico

Características de la

Reflexión Sísmica

FM. TIYUYACU Pico

FM. TENA Valle

FM. NAPO Valle

CALIZA “M1” Pico

CALIZA “M2” Pico

CALIZA “A” Cero -/+

“U” SUPERIOR Valle

CALIZA B Pico

FM. HOLLÍN Cero -/+


2.1.2.3. Sedimentología

El análisis sedimentario se realizó a 25 chips del núcleo de perforación Core 2, de 4

pulgadas de diámetro y 62 pies de longitud, extraído del yacimiento Hollín del pozo

exploratorio CHSA-001. Se evidenció que las facies reservorio alcanzan el 87% de la

longitud total del núcleo y son aquellas areniscas de grano medio a grueso que presentan

buena saturación de hidrocarburo. Ver Anexo A

Los paleoambientes mayores ocurrentes en el núcleo con sus respectivas facies se

presentan en la Tabla 4.

13

13

Tabla 4. Paleoambientes con respectivas facies sedimentarias interpretadas en el Core 2 del pozo

CHSA-001

Reservorio Facies Sedimentarias Paleoambiente

Z (ft)

Hollín Superior

(10710 – 10744 pies)

LShF, Lower Shoreface,

Cara de playa inferior

Marino Clástico

Arenoso

6.2

MShF, Medium

Shoreface, Cara de playa

media

20.8

UshF, Upper Shoreface,

Cara de playa superior

2.6

Beach, Playa arenosa

Marino Marginal

Arenoso

1.8

TMFl, Tidal Mudflat,

Planicie lodosa de marea

1.0

TSFl, Tidal Sandflat,

Planicie arenosa de

marea

16.4

Hollín Inferior

(10744 – 10768.3 pies)

TB, Tidal Bar, Barra de

marea

4.2

Sts, Subtidal Sands,

Areniscas submareales

Continental

1.0

FICh, Fluvial Channel,

canal fluvial

6.4

FIPI, Fluvial Plain,

planicie fluvial

1.6

62.0


Se presentan facies marinas desde el tope del núcleo hasta su mitad, con presencia de

glauconita entre 5 y 15%, y desde la mitad hacia la base ocurren facies marino marginales y

continentales sin presencia de glauconita. Ver Anexo A

2.1.2.4. Petrografía

El análisis petrográfico de las formaciones Hollín Superior e Inferior, realizado a

partir de la descripción de láminas delgadas del pozo Chonta Sur-01, revela que:

14

14

Las muestras de Hollín Superior están constituidas principalmente de cuarzos

monocristalinos de extinción recta, oblicua y ocasionalmente policristalinos, de

tamaño mesocristalino de grano fino a grueso, de forma subeuhedral, subangular a

subredondeados, moderada selección. Con un promedio de cemento silíceo de 11% y

al tope de la formación encontramos 31.5% de cemento calcáreo. Presenta caolín y

glauconita. Existe regular porcentaje de porosidad intergranular primaria, que varía de

10.7%-16.7%, aunque en varias muestras no puede ser visible debido a la presencia de

cemento calcáreo, glauconita y sobrecrecimiento de cuarzo. La porosidad secundaria

en esta formación es muy pobre. Los contactos entre granos son mayoritariamente

rectos ocasionalmente cóncavos-convexos (Petroamazonas EP, 2015).

Las muestras de Hollín Inferior se componen principalmente de cuarzos

monocristalinos de extinción recta, oblicua y ocasionalmente policristalinos de

tamaño mesocristalino de grano fino a medio, de forma subeuhedral, subangular,

redondeados, buena selección. Con un promedio de cemento silíceo de 13%. El

porcentaje de porosidad intergranular primaria varía entre 13.7% - 14.3%, se observa

muy pobre porcentaje de porosidad secundaria alrededor de 3% debido a disolución

de feldespatos. Los contactos entre granos son mayoritariamente rectos

ocasionalmente cóncavos-convexos (Petroamazonas EP, 2015).

Las muestras analizadas ya se encuentran corregidas a la profundidad del registro y se

las clasifica como areniscas calcáreas (10714.5 pies y 10716.9 pies), cuarzoarenitas (10719

pies, 10721.5 pies, 10727.9 pies, 10729.6 pies, 10735.9 pies, 107342 pies, 10748.1 pies,

10753.8 pies, 10755.8 pies) y la muestra 10743.3 pies como arenisca arcillosa. Ver Anexo B

15

15

2.2. MARCO TEÓRICO

2.2.1. Ingeniería de Yacimientos

2.2.1.1. ¿Qué es un Yacimiento?

Los yacimientos hidrocarburíferos son estructuras geológicas compuestas por una

roca porosa e impermeable, la misma que contiene acumulaciones de gas, petróleo u ambas.

Un yacimiento puede tener uno o más reservorios (Craft & Hawkins, 1977, pág. 20).

2.2.1.2. ¿Qué es la Ingeniería de Yacimientos?

Se define la ingeniería de yacimientos como la aplicación de principios científicos a

los problemas de drenaje que surgen durante el desarrollo y producción de yacimientos de gas

y petróleo. Además puede ser el arte de desarrollar y producir campos de petróleo y gas en

forma que permita obtener una alta recuperación económica (Craft & Hawkins, 1977, pág.

20).

2.2.1.3. Historia

A continuación se presenta una breve reseña histórica de la ingeniería de yacimientos:

1856: Darcy deduce una ecuación del flujo de fluidos en medios porosos (Craft &

Hawkins, 1977, pág. 18).

1928: Scatler y Stephenson describieron el primer medidor de presión de fondo y una

sonda para sacar muestras de fluidos del pozo bajo presión (Craft & Hawkins, 1977,

pág. 17).

1933: Fancher, Lewis y Barnes hicieron uno de los primeros estudios petrofísicos de

rocas yacimiento (Craft & Hawkins, 1977, pág. 18).

16

16

1934: Wycoff, Botsel, Muskat y Reed desarrollaron un método para medir la

permeabilidad de muestras de roca yacimiento basado en la ecuación deducida por

Darcy (Craft & Hawkins, 1977, pág. 18).

1935: Schilthuis describió un sacamuestras de fluidos y un método para medir las

propiedades físicas de las muestras obtenidas. Estas medidas incluían las relaciones

entre presión, volumen y temperatura; el punto de burbujeo; la cantidad de gas

disuelto en el petróleo; las cantidades de gas liberado bajo diferentes condiciones de

presión y temperatura; y la contracción del petróleo como resultado de la liberación

del gas disuelto (Craft & Hawkins, 1977, pág. 18).

1940: Leverett y Lewis presentaron un estudio sobre el flujo de 3 fases: petróleo, gas

y agua (Craft & Hawkins, 1977, pág. 18).

2.2.2. Facies y Electrofacies

2.2.2.1. Definición de Facies

Las facies son un conjunto de rocas sedimentarias que pueden ser definidas y

separadas de otras por su geometría, litología, estructuras sedimentarias, distribución de

paleocorrientes y fósiles (Selley, 1970).

2.2.2.2. Definición de Electrofacies

La idea de utilizar los registros eléctricos como herramientas sedimentológicas

proviene de los años 1956-57 estudiando el delta de Mississippi en Houston - USA. En donde

se estableció que la curva de potencial espontáneo (SP) presentaba formas características, las

cuales correspondían a un cuerpo sedimentario o facie en particular. Es por ello que los

17

17

sedimentos depositados en determinados ambientes tienen características reconocibles en los

registros eléctricos (Alcantara, 2013, pág. 25).

2.2.3. Ambientes Sedimentarios

Un ambiente sedimentario es una parte específica de la superficie terrestre en donde

se acumulan o acumularon sedimentos, diferenciándose física, química y biológicamente de

zonas adyacentes (Selley, 1970).

Para definir e identificar los diferentes tipos de ambientes sedimentarios es necesario

estudiar y comprender los procesos geológicos, y poder así inferir los procesos sucedidos en

el pasado. Cada ambiente en particular posee facies características, cuya identificación es de

gran ayuda para los estudios geológicos de yacimientos (Alcantara, 2013, pág. 22).

2.2.3.1. Sistema marino somero

En una zona litoral costera, las olas y las mareas pueden interactuar estrechamente,

dependiendo de la configuración de la bahía y de la orientación de las olas entrantes. Los

rangos de mareas se clasifican de acuerdo a la altura de sus olas, como micromareal (menos

de 2 m), mesomareal (2-4 m) y macromareal (más de 4 m). El rango macromareal tiene un

pronunciado efecto en los ambientes marino someros, debido a que retrabaja un área

relativamente mayor en un solo ciclo (Slatt, 2006, pág. 330).

En particular, en bahías angostas, la alta energía de las mareas puede construir

progresivamente la tierra, dando lugar a un rango de mareas muy alto. Por lo tanto, el sistema

marino somero es un ambiente de muy alta energía, en donde se encuentran sedimentos con

granos relativamente gruesos. En este ambiente de depósito, el canal mareal es lodoso y la

arenisca se encuentra en barras proximales y barras distales alineadas paralelamente a la

dirección de las corrientes marinas (Slatt, 2006, pág. 331).

18

18

Figura 5. Diagrama de un sistema marino somero y respectiva interpretación de electrofacies. Modificado

de (Slatt, 2006, pág. 331))

2.2.3.2. Sistemas fluviales trenzados

Los depósitos fluviales trenzados se forman cuando los ríos cargados de sedimentos se

depositan a una distancia relativamente corta desde su lugar de origen (Montañas), debido a

una rápida disminución de la pendiente, la cual permanece un poco empinada permitiendo

que los ríos fluyan a velocidades relativamente altas (Slatt, 2006, pág. 205).

Bajo estas condiciones, las partículas sedimentarias de grano grueso (grava) se

mueven a lo largo del río deslizándose y rodando, la arenisca gruesa se mueve por saltación y

la arenisca fina y el lodo permanecen en suspensión y se transportan aguas abajo más allá de

las confluencias del sistema de río trenzado. Así, el reservorio típico de un río trenzado es de

grano grueso, con muy poco lodo. Además, los depósitos de grava y arenisca típicamente son

lateralmente continuos y conectados verticalmente (Slatt, 2006, pág. 205).

19

19

Los ríos trenzados a menudo fluyen de forma intermitente debido a las variaciones de

las lluvias en las montañas adyacentes. Con los nuevos flujos, un río puede cambiar su curso

repetidamente, dando así lugar al patrón trenzado que es característico de este tipo de

ambiente (Slatt, 2006, pág. 206).

Figura 6. Diagrama de un sistema fluvial trenzado y respectiva interpretación de electrofacies.

Modificado de (Slatt, 2006, pág. 205)

2.2.4. Propiedades físicas del reservorio

El análisis de las propiedades físicas del reservorio es primordial para la evaluación

petrofísica de las formaciones. Dicha información se puede obtener a partir del análisis de

núcleos y de los diferentes registros que se corren en el pozo una vez que este fue perforado.

Registros como el gamma ray (GR), potencial espontaneo (SP), densidad y neutrón, ayudan a

determinar el tipo de litología presente en el intervalo de formación que se está evaluando, es

decir si hay rocas permeables como las areniscas y/o impermeables como las arcillas,

adicionalmente existen otros registros como el de resistividad que sirven para conocer el tipo

20

20

de fluido que probablemente se encuentra en la formación. En fin, toda esta información es

de vital importancia para la estimación de intervalos prospectivos y además para la

realización de los modelos de simulación numérica de los yacimientos (Hung, 1991, pág. 16).

2.2.4.1. Temperatura de formación

La temperatura de una formación puede determinarse utilizando la siguiente ecuación

(Hung, 1991, pág. 24):

(1)

donde:

tf= Temperatura de la formación de interés (°F)

ts= Temperatura media de la superficie (°F)

tm= Temperatura máxima del fondo (°F)

Pm= Profundidad máxima (pies)

Pf= Profundidad de la formación de interés (pies)

2.2.4.2. Resistividad del agua de formación

El agua de formación o también llamada agua connata o intersticial, es el agua que

satura la roca y que no se encuentra contaminada por el lodo de perforación. El conocimiento

de la resistividad del agua de formación es un parámetro importante para el cálculo de las

saturaciones (Alcantara, 2013, pág. 28).

Uno de los métodos para obtener la resistividad del agua de formación es a partir del

valor de su salinidad por medio de la siguiente ecuación (Crain, 1976):

(

)

(2)

21

21

donde:


WS= Salinidad del agua (ppm de NaCl)

Además uno de los inconvenientes que se tiene es el cambio de resistividad de una

temperatura a otra, por lo que esta puede ser calculada o corregida con la siguiente ecuación

(Hung, 1991, pág. 28):

(

) (3)

donde:

T1= Temperatura del agua a una Rw1 dada (°F)

Rw1= Resistividad del agua a una T1 dada (ohm.m)

T2= Temperatura del agua a una condición diferente (°F)

Rw2= Resistividad del agua a la T2 (°F)

2.2.4.3. Volumen de arcilla

Las arcillas son aluminosilicatos compuestos en general de Al2O3, SiO2, (OH)x, y

componentes comunes de las rocas sedimentarias. Las partículas de las arcillas tienen un

tamaño en el orden de magnitud de 1 a 3 veces menos que las partículas de los granos de

arenisca. Esto contribuye a que tengan espacios porales demasiado pequeños y por ende

presiones capilares altas, por este motivo pueden captar grandes cantidades de agua, la cual

no fluye, pero ayuda al dar respuesta en los registros eléctricos (Hung, 1991, pág. 51).

Una vez claros con los conceptos anteriormente descritos, se puede definir el volumen

de arcilla (Vcl) como la fracción de arcilla presente en un determinado volumen de roca. Se

representa con la nomenclatura Vcl o Vsh. Su unidad es en fracción o porcentaje.

22

22

El volumen de arcilla puede ser calculado utilizando varias fórmulas a partir de

registros eléctricos, en este trabajo se usaron:

Gamma Ray: El registro eléctrico GR mide la radioactividad natural de la formación,

la cual es emitida principalmente por los siguientes elementos radioactivos: Uranio, Torio y

Potasio (Hung, 1991, pág. 146).

La ecuación se basa en que toda arenisca limpia debe tener el mismo valor de GR, y

que todas las lutitas puras deben tener los mismos valores de GR, además el supuesto incluye

el que estas formaciones se encuentren dentro o lo más cercanas a la zona de interés (Crain,

1976).

(4)

donde:

VclGr= Volumen de arcilla por medio del registro GR (fracción)

GR= Lectura del registro GR en la zona de interés (unidades API)

GRMínimo= Lectura del registro GR en una arenisca 100% limpia (unidades API)

GRMáximo= Lectura del registro GR en una lutita 100% pura (unidades API)

Crossplot Densidad Neutrón: Este método se basa en definir una línea de arenisca

limpia y un punto de lutita pura. El volumen de arcilla es calculado en función de la distancia

que los datos de entrada de densidad y neutrón caen entre el punto de lutita pura y la línea de

arenisca limpia. La figura ilustra este método:

23

23

Figura 7. Volumen de Arcilla por medio del Crossplot Densidad Neutron. Modificado de (Crain, 1976)

A continuación se presenta la ecuación para el cálculo del volumen de arcilla por este

método (Crain, 1976):

( ) ( ) ( ) ( )

( ) ( ) ( ) ( ) (5)

donde:

DenCl1 & NeuCl1 y DenCl2 & NeuCl2= Son los valores de densidad (gr/cm3) y neutrón

(fracción) de los dos extremos de la línea de arenisca limpia.

DenClay & NeuClay= Valores de densidad (gr/cm3) y neutrón (fracción) del punto de lutita

pura.

24

24

DenClay & NeuClay= Valores de densidad (gr/cm3) y neutrón (fracción) leídos del registro

en la zona de interés.

2.2.4.4. Porosidad

La porosidad es la relación entre el volumen poroso y el volumen bruto de formación.

El símbolo que la representa es Φ, y su unidad es en fracción o porcentaje.

La porosidad puede variar considerablemente de formación a formación. Las calizas

pueden tener cero porosidad. Por otro lado, las areniscas bien consolidadas pueden tener de

10 a 15 % de porosidad, mientras que las no consolidadas 30 % o más. Finalmente, las lutitas

tienen una porosidad de 40 % o más, con poros llenos de agua, pero por lo general estos

poros son tan pequeños que hacen una roca impermeable impidiendo el flujo de fluidos, por

ello que para efectos prácticos se le da un valor de porosidad igual a 0 (Hung, 1991, pág. 31).

Para el cálculo de la porosidad se utilizó el método Densidad – Neutrón, la cual es un

promedio entre la porosidad por él método densidad y neutrón, este cálculo petrofísico se

realizó asumiendo que no existía gas, y a continuación se presenta (Schlumberger, 2008):

Ecuaciones utilizadas para el método de densidad (Schlumberger, 2008):

( ( )

) (6)

( ) (7)

( )

( ) (8)

donde:

Rmf @ 75°F= Resistividad del filtrado a 75 °F (ohm-m)

Salinity= Salinidad del filtrado (ppm de NaCl)


25

25

m = Densidad del filtrado (gr/cm3)

hden= Densidad del hidrocarburo (gr/cm3)

HyAP= Densidad aparente del hidrocarburo (gr/cm3)

( ( ))

( ( )) (9)

donde:

ma= Densidad de la matriz (gr/cm3)

b= Valor de densidad leído en los registros eléctricos (gr/cm3)

Vcl= Volumen de arcilla (fracción)

cl= Valor de densidad en las arcillas (gr/cm3)

m = Densidad del filtrado (gr/cm3)

Sxo= Saturación de agua en la zona invadida (fracción). Para este caso como la zona invadida

se encuentra llena de lodo, este valor es 1.

HyAP= Densidad aparente del hidrocarburo (gr/cm3)

= Porosidad density (fracción)

Ecuaciones utilizadas para el método neutrón (Schlumberger, 2008):

( )

( ) (10)

donde:

hden= Densidad del hidrocarburo (gr/cm3)

NeuHydHI= Neutrón aparente del hidrocarburo (gr/cm3)

26

26

Como no se puede escribir toda la ecuación, se la dividió en términos.

( ( ) )

(11)

(12)

(

)

( ) ( )

(13)

( )

( ) (14)

donde:

neu= Valor de neutrón leído en los registros eléctricos (fracción)


NeuCl= Valor de neutrón en las arcillas (fracción)

NeuMatrix= Corrección de la matriz neutrón (fracción). Es la diferencia entre el valor leído

de neutrón y este mismo valor corregido a la matriz de la formación. (Si el registro y la

formación están en la misma matriz este valor es 0 ya que al corregir va a dar el mismo

valor). La tabla para corregir la matriz se encuentra en el Anexo C

Sxo= Saturación de agua en la zona invadida (fracción). Para este caso como la zona invadida

se encuentra llena de lodo, este valor es 1.

NeuHydHI= Neutrón aparente del hidrocarburo (gr/cm3)

= Porosidad neutrón (fracción)

En fin la porosidad por este método se calcula con la siguiente formula:

(15)

donde:

= Porosidad density (fracción)

27

27

= Porosidad neutrón (fracción)

= Porosidad efectiva (fracción)

2.2.4.5. Saturaciones

Se denomina saturación de agua (Sw) a la fracción de agua contenida en los espacios

porosos de la roca. La fracción que sobra contiene petróleo o gas, es decir (1- Sw), y se

denomina saturación de hidrocarburo (Sh). La unidad de estas propiedades es en fracción o

porcentaje (Hung, 1991, pág. 40).

Para el cálculo de la saturación existen varios métodos, pero para realizar este

proyecto se utilizaron los siguientes:

Archie: Esta ecuación fue la base de los modelos para el cálculo de la saturación de

agua. En la actualidad se encuentra limitada al ser eficaz solo en areniscas limpias y calizas,

saturadas 100% con agua (Crain, 1976).

(16)

donde:

a= Exponente de tortuosidad (sin unidad)

m= Exponente de cementación (sin unidad)

n= Exponente de saturación (sin unidad)


Sw= Saturación de agua en la zona no invadida (fracción)

Rw= Resistividad del agua a la temperatura de la formación (ohm-m)

28

28

Indonesian: Esta ecuación es una de las más populares y exitosas para el cálculo de la

saturación de agua en formaciones arcillosas (Schlumberger, 2008).

(√

( )

√ ) (17)

donde:

a= Exponente de tortuosidad (sin unidad)

m= Exponente de cementación (sin unidad)

n= Exponente de saturación (sin unidad)


Sw= Saturación de agua en la zona no invadida (fracción)

Rw= Resistividad del agua a la temperatura de la formación (ohm-m)


Rcl= Resistividad de las arcillas (fracción)

2.2.4.6. Permeabilidad

La permeabilidad es la medida de la capacidad que tiene una formación porosa para

desplazar fluidos a través de ella. Esta propiedad es constante para una muestra de roca dada

y un fluido homogéneo, siempre y cuando la roca no se vea alterada por la interacción con el

fluido (Hung, 1991, pág. 46).

Se representa con el símbolo K. Su unidad es el darcy, pero al ser este demasiado

grande, se emplea el milidarcy (md) para representarla (Hung, 1991, pág. 46).

29

29

2.2.5. Determinación del petróleo original en sitio “N”

2.2.5.1. Método volumétrico

El método volumétrico usa mapas del subsuelo e isopacos basados en información

obtenida de registros eléctricos, núcleos y pruebas de formación y producción. Un mapa de

curvas de nivel o de contorno del subsuelo muestra líneas que conectan puntos de una misma

elevación a partir de la parte superior del estrato base, y por consiguiente, muestra la

estructura geológica. Un mapa isopaco neto muestra líneas que conectan puntos de igual

espesor neto de la formación, y las líneas individuales se denominan líneas isopacas. El mapa

de contorno se usa en la preparación de mapas isopacos donde existen contactos agua-

petróleo, gas-agua o gas petróleo. La línea de contacto entre los fluidos puede ser la línea

isopaca cero (Craft & Hawkins, 1977, pág. 47).

Para determinar el volumen bruto de formación se emplean frecuentemente dos

ecuaciones:

Ecuación de un tronco de pirámide (Craft & Hawkins, 1977, pág. 47)

( √ ) (18)

Ecuación trapezoidal (Craft & Hawkins, 1977, pág. 48)

( ) (19)

donde:

Vb= Volumen bruto (Acre.pie)

An= Área encerrada por la línea isopaca inferior (Acre)

An+1= Área encerrada por la línea isopaca superior (Acre)

h= Intervalo entre las líneas isópaca o espesor bruto (pies)

30

30

Estas ecuaciones se utilizan para determinar el volumen entre líneas isopacas

sucesivas, y como regla general se emplea la ecuación piramidal cuando la razón de las áreas

de dos líneas isopacas sucesivas es menor de 0.5, y la ecuación trapezoidal, cuando la razón

sea mayor de esta cifra (Craft & Hawkins, 1977, pág. 49).

El volumen bruto total es la suma de todos los volúmenes individuales (Craft &

Hawkins, 1977, pág. 49).

Vb= Σ (20)

El valor de Vb considera a todo el reservorio por lo que este valor se lo debe

multiplicar por el NTG (Fracción del reservorio que contiene hidrocarburo por encima del

contacto) para determinar el volumen neto de hidrocarburo (VN) en el reservorio (Craft &

Hawkins, 1977, pág. 49):

VN= Vb x NTG (21)

Posterior con el dato del VN se calcula el petróleo original en sitio “N” (Craft &

Hawkins, 1977, pág. 145):

( )

(22)

donde:

N= Petróleo original en sitio, también conocido como POES (BN)

VN= Volumen neto total (Acre.pie)

PHIE= Porosidad efectiva (fracción)

Swi= Saturación de agua irreductible o saturación de agua connata (fracción)

Boi= Factor volumétrico del petróleo en la formación a condiciones iniciales (BY/BN)

31

31

2.2.5.2. Método geoestadístico

“Geoestadística es el estudio de fenómenos que varían en el espacio y/o el tiempo”

(Deutsh, 2002).

“La geoestadística ofrece una manera de describir la continuidad espacial de los

fenómenos naturales y proporciona adaptaciones de las técnicas clásicas de regresión para

aprovechar esta continuidad” (Isaaks & Srivastava, 1989).

Algunos de los parámetros que se correlacionan espacialmente son: facies, porosidad,

saturación y permeabilidad. Además las herramientas geoestadísticas son muy empleadas en

la modelación de yacimientos debido a que se disponen de softwares comerciales que hacen

más fácil su desarrollo.

Una vez poblada toda la estructura con los datos petrofísicos, el programa calcula un

valor unitario de POES en cada celda por medio de la fórmula (Craft & Hawkins, 1977, pág.

145):

( )

(23)

donde:

NCelda= Petróleo original en sitio, también conocido como POES de la celda (BN)

VbCelda= Volumen bruto total de la celda (Acre.pie)

NTG = Net to gross (fracción)

PHIECelda= Porosidad efectiva de la celda (fracción)

SwiCelda= Saturación de agua irreductible o saturación de agua connata de la celda (fracción)

Boi= Factor volumétrico del petróleo en la formación a condiciones iniciales (BY/BN)

32

32

El valor de Petróleo original en sitio de todo el campo sería igual a la suma del POES

calculado en cada celda:

N= Σ NCelda (24)

2.2.5.2.1. Variogramas

Es una herramienta que permite analizar el comportamiento espacial de una propiedad

o variable sobre una zona dada, y gracias a estos se puede realizar el poblamiento de las

propiedades petrofísicas (Patiño, 2013).

2.2.5.2.2. Percentiles

Un percentil puede describirse como una forma de comparación de resultados, por

ello es un concepto ampliamente utilizado en campos como la estadística o el análisis de

datos. El percentil es un número de 0 a 100, en donde el percentil 0 es el menor valor de la

muestra y el percentil 100 el mayor valor.

Ordenando los valores de POES obtenidos a partir de las 30 realizaciones, de menor a

mayor, P10 sería el menor valor de POES, P50 el valor medio de POES y P90 el mayor valor

de POES de todo este conjunto de valores.

2.2.6. Determinación de las Reservas Recuperables de Petróleo “NR”

Las reservas recuperables son la diferencia entre el petróleo original en el yacimiento

en una unidad de volumen total de roca y el petróleo remanente en el yacimiento en la misma

unidad de roca al tiempo de abandono. Es decir, el volumen de petróleo producido hasta la

condición de abandono, y la relación entre este volumen y el petróleo original en sitio se

conoce como Factor de Recobro (Craft & Hawkins, 1977, pág. 55).

33

33

NR= N x (25)

donde:

NR= Reservas Recuperables de Petróleo (BN)

N= Petróleo original en sitio, también conocido como POES (BN)

FR= Factor de Recobro (fracción)

34

34

CAPÍTULO III

3.1. DISEÑO METODOLÓGICO

3.1.1. Tipo de Estudio

Este trabajo de tipo proyectivo, ayudará a entender y/o conocer la forma estructural,

ambiente de depositación, distribución espacial de facies y de propiedades petrofísicas; y

valor de las reservas de petróleo de las areniscas Hollín Superior e Inferior del campo Chonta

Sur mediante el desarrollo del Modelo Estático.

3.1.2. Universo y muestra

El universo del presente estudio es el campo Chonta Sur - Bloque 61 conformado por

11 pozos, y la muestra es la arenisca Hollín de dicho campo.

3.1.3. Métodos y técnicas de Recopilación de Datos

Los datos utilizados fueron proporcionados por la empresa que opera el campo Chonta

Sur (Petroamazonas EP), los cuales son: coordenadas de pozo, elevación de pozo,

profundidad final, desviación del pozo, registros a hueco abierto, datos de buzamiento,

registros a hueco entubado, ensayos a hueco abierto, ensayos a hueco entubado, reportes de la

perforación y terminación, informe final de control geológico, informe geológico final del

pozo, informe petrofísico de laboratorio, mapa geológico, informes y estudios geológicos de

superficie, entre otros.

El proyecto fue realizado en la empresa ya que dispone de la licencia de Petrel, es

decir que los datos permanecerán en una computadora de Petroamazonas EP, aunque algunos

datos se almacenarán en la computadora personal del estudiante.

35

35

3.1.4. Procesamiento y análisis de información

3.1.4.1. Recopilación de la información disponible

Para realizar este estudio se procedió a recopilar información que disponía la

operadora Petroamazonas EP, la misma que constó de surveys, registros de control litológico

y eléctricos de todos los pozos perforados en el área de estudio, análisis litológico,

sedimentológico, petrográfico y petrofísico de los núcleos extraídos del pozo exploratorio

CHSA-001 y del mapa de contorno al tope de la arenisca Hollín Superior.

3.1.4.2. Determinación de Topes y Bases, CAP, LKO y Elaboración de Petrofísica

Los topes y bases se establecieron por medio de los registros eléctricos GR, densidad

y neutrón, encontrando que: la arenisca Hollín Superior presenta valores medio-bajos de GR,

evidenciando así algo de contenido de arcilla en su estructura, además que es una zona de

pobre a regular porosidad pues el cruce entre el registro densidad y neutrón se presenta por

intervalos. Por otro lado en la arenisca Hollín Inferior tiene valores bajos de GR, revelando

una zona con pobre contenido de arcilla, por lo cual posee buena porosidad ya que el cruce

entre el registro densidad neutrón se muestra de forma masiva en el reservorio.

El CAP fue definido con el registro de resistividad. La metodología para determinarlo

fue que en zonas con petróleo se tiene altas resistividades (Este no permite el paso de

corriente) y en zonas de agua, bajas resistividades (Esta si permite el paso de corriente). De

esta forma el CAP estaría en el punto discordante en el registro de resistividad entre la zona

de petróleo y agua, el cual fue definido para la arenisca Hollín Inferior a -9594 pies (TVDSS)

en el pozo CHSA-001 (Primer pozo perforado). El punto con ocurrencia de hidrocarburos en

36

36

el nivel más bajo conocido (LKO) se determinó para la arenisca Hollín Superior a -9586 pies

(TVDSS) en el pozo CHSA-002 (Pozo más profundo). Nota: El CAP fue determinado en

todos los pozos para desarrollar la evaluación petrofísica, pero se tomó el CAP del pozo

CHSA-001 para realizar el Diseño del Modelo Estático.

La evaluación petrofísica se la realizó por medio de las fórmulas anteriormente

descritas. Primero se determinó el volumen de arcilla, vale recalcar que en los pozos CHSA-

001, CHSA-003, CHSA-004, CHSA-005, CHSA-006, CHSA-007, CHSA-008, CHSA-010 y

CHSA-011 el valor de Vcl fue el mínimo entre el VclGR y el VclND, en el pozo CHSA-002

se ocupó el valor VclGR ya que no se disponía de VclND y en el pozo CHSA-009 al tener

valores muy diferentes de VclGR y VclND el valor de Vcl fue el promedio entre estos dos.

Para el método de VclGR el valor del GRMáximo corresponde al valor de GR leído en la lutita

napo basal. Posteriormente se calculó la porosidad utilizando el método densidad-neutrón y la

saturación de agua usando Indonesian hasta el CAP, y Archie por debajo del CAP de cada

pozo. Ver Anexo D y Tablas 6 y 7.

La resistividad del agua de formación se obtuvo a partir del valor de su salinidad y de

la temperatura de formación, los datos de salinidad proporcionados por Petroamazonas EP

fueron: para Hollín Superior 3000 ppm NaCl y para Hollín Inferior 300 ppm NaCl.

Los cut offs establecidos para realizar la evaluación petrofísica fueron:

37

37

Tabla 5. Cut offs establecidos para determinar zonas de pago

Propiedad Petrofísica Cut off (Fracción)

Porosidad ≥ 0.07

Saturación de Agua ≤ 0.4

Volumen de Arcilla ≤ 0.32


Tabla 6. Topes y bases, LKO y Sumario petrofísico de la arenisca Hollín Superior del campo Chonta Sur

HOLLÍN SUPERIOR

Pozo

Tope Base LKO Gross Neto Reservorio Neto Pago NTG Vcl PHIE Sw

MD

(ft)

TVDSS

(ft)

MD

(ft)

TVDSS

(ft) (ft) (ft) (ft) (ft) (fracción) (fracción) (fracción) (fracción)

CHSA-001 10710 -9508.58 10744 -9542.58 -9586 34.00 15.75 15.75 0.463235 0.1679 0.1107 0.1358

CHSA-002 12543 -9563.54 12628 -9593.50 -9586 29.96 3.43 2.46 0.108478 0.0566 0.0907 0.237

CHSA-003 11174 -9539.27 11216 -9581.27 -9586 42.00 23.5 23.5 0.559524 0.1124 0.1435 0.1823

CHSA-004 10744 -9515.32 10799 -9570.31 -9586 54.99 26.75 25.75 0.486452 0.1311 0.1279 0.209

CHSA-005 10659 -9535.08 10723 -9599.03 -9586 63.95 42.97 39.97 0.648475 0.1125 0.1244 0.1831

CHSA-006 11039 -9510.27 11090 -9561.26 -9586 50.99 32.25 21.75 0.446166 0.1155 0.1529 0.0459

CHSA-007 10938,0 -9503.21 10992 -9557.20 -9586 53.99 36.49 35.99 0.666605 0.1165 0.1204 0.0628

CHSA-008 11119 -9517.55 11166 -9564.13 -9586 46.58 20.07 16.35 0.372477 0.1035 0.1288 0.1935

CHSA-009 10760 -9511.73 10813 -9564.73 -9586 53.00 27 27 0.509434 0.1932 0.1126 0.0967

CHSA-010 11939 -9516.63 11986 -9558.13 -9586 41.50 12.8 4.86 0.223373 0.1091 0.1161 0.2491

CHSA-011 11355 -9536.49 11391 -9571.41 -9586 34.92 14.55 11.64 0.361111 0.1385 0.1311 0.254

Tabla 7. Topes y bases, CAP y Sumario petrofísico de la arenisca Hollín Inferior del campo Chonta Sur

HOLLÍN INFERIOR

Pozo

Tope Base CAP Gross Neto Reservorio Neto Pago NTG Vcl PHIE Sw

MD

(ft)

TVDSS

(ft)

MD

(ft)

TVDSS

(ft) (ft) (ft) (ft) (ft) ( fracción) ( fracción) ( fracción) ( fracción)

CHSA-001 10744 -9542.58 10815.33 -9613.91 -9594 51.42 71.33 48.25 0.938351 0.0678 0.1358 0.0764

CHSA-002 10628 -9593.5 12800.14 -9657.41 -9594 0.50 39.07 0 0 --- --- ---

CHSA-003 11216 -9581.27 11258.15 -9623.41 -9594 12.73 39.89 16.5 1.296151 0.1193 0.1546 0.1437

CHSA-004 10799 -9570.31 10834.78 -9615.08 -9594 23.69 44.27 3.25 0.158295 0.0649 0.1616 0.2723

CHSA-005 10723 -9599.03 10763.01 -9639.01 -9594 -5.03 38.23 0 0 --- --- ---

CHSA-006 11090 -9561.26 11151.62 -9622.88 -9594 32.74 45.37 0 0 --- --- ---

CHSA-007 10992 -9557.20 11045.08 -9610.27 -9594 36.80 46.49 22.49 0.611141 0.1905 0.1248 0.0195

CHSA-008 11166 -9564.13 11225.61 -9623.22 -9594 29.87 42.74 18.83 0.746568 0.0798 0.1376 0.2218

CHSA-009 10813 -9564.73 10860.46 -9612.19 -9594 29.27 39.71 19.5 0.666211 0.0728 0.153 0.0856

CHSA-010 11986 -9558.13 12045.72 -9610.84 -9594 35.87 51.17 19.42 0.553945 0.1067 0.1559 0.2507

CHSA-011 11391 -9571.41 11442.78 -9621.67 -9594 22.59 44.67 10.67 0.472333 0.0541 0.1779 0.1607

38

38

3.1.4.3. Determinación de la ecuación de permeabilidad de cada reservorio a partir

del análisis petrofísico de núcleos

El análisis petrofísico se realizó de 38 chips del núcleo extraído del yacimiento Hollín

del pozo exploratorio CHSA-001, 21 de la arenisca Hollín Superior y 17 de la arenisca Hollín

Inferior.

Se corrigió la profundidad del núcleo a la profundidad del registro por medio del

COREGR, sumando 6.5 pies a la profundidad del núcleo, ya que la profundidad reportada se

encontraba más arriba de la profundidad real. La porosidad y permeabilidad de cada chip

fueron determinadas por medio de ensayos de laboratorio. Posteriormente con estos datos se

realizó un cross plot entre la porosidad y la permeabilidad y se obtuvo así una curva

exponencial que representa la correlación existente entre estas propiedades para cada

reservorio.

En Hollín Superior el coeficiente de correlación exponencial es de 0.6211, valor que

sugiere baja correlación entre las variables, esto se debe a que varios chips tenían bajos

valores de porosidad y permeabilidad ya que presentaban cemento calcáreo, glauconita y

sobrecrecimiento de cuarzo. Por otro lado Hollín Inferior presenta un coeficiente de

correlación exponencial de 0.8147, valor que indica una muy buena correlación entre las

variables y por ende que esta formación es una arenisca relativamente limpia.

Figura 8. Permeabilidad horizontal vs Porosidad efectiva de la arenisca Hollín Superior del pozo CHSA-

001 y ecuación de correlación exponencial

39

39

Figura 9. Permeabilidad horizontal vs Porosidad efectiva de la arenisca Hollín Inferior del pozo CHSA-

001 y ecuación de correlación exponencial

3.1.4.4. Elaboración del mapa estructural

El mapa estructural fue proporcionado por el geofísico del activo, el mismo que estaba

interpretado al tope de la arenisca Hollín Superior.

Figura 10. Mapa Estructural al tope de la arenisca Hollín Superior (Petroamazonas EP, 2017)

40

40

3.1.4.5. Elaboración del mapa sedimentológico por medio de eletrofacies

Al no poseer un análisis de la dirección de depositación del yacimiento Hollín del

campo Chonta Sur, y al ubicarse dicho campo entre las estructuras Auca Sur y Cononaco –

Rumiyacu, se tomó la dirección de depositación de la arenisca Hollín de estas estructuras

para realizar este proyecto, la cual según el análisis sedimentológico es Este – Oeste en

ambas (Torres , 2017).

El mapa sedimentológico se desarrolló por medio de eletrofacies (Electroformas de

Gr), las mismas que se establecieron en los gráficos de los ambientes de depositación en la

sección 2.2.3.1. para Hollín Superior y 2.2.3.2. para Hollín Inferior. Los cuerpos

sedimentarios correspondientes a un ambiente de depósito tienen una forma característica del

registro GR, es así que se identifican los cuerpos sedimentarios de acuerdo a las

electroformas de GR.

3.1.4.6. Elaboración de secciones estratigráficas

Las secciones estratigráficas ayudan a determinar la continuidad lateral y vertical de

las areniscas Hollín Superior e Inferior del Campo Chonta Sur. En este proyecto se realizaron

4 secciones estratigráficas: la primera en sentido N-S conformada por los pozos CHSA-010,

CHSA-011, CHSA-008, CHSA-007, CHSA-009 y CHSA-002; la segunda en sentido E-W

con los pozos CHSA-011, CHSA-003 y CHSA-004; la tercera en sentido NW-SE con los

pozos CHSA-004, CHSA-007 y CHSA-002; y la última correlación en sentido NE-SW

compuesta de los pozos CHSA-011, CHSA-006, CHSA-001 y CHSA-005.

41

41

CAPÍTULO IV

4.1. RESULTADOS

4.1.1. Modelo Estructural

Para desarrollar el modelo estructural se ajustó el mapa estructural entregado por el

geofísico a los topes establecidos para la arenisca Hollín Superior. A partir de los topes

establecidos se generó un mapa isócoro, que representa el gross de la arenisca Hollín

Superior, luego al mapa de Hollín Superior se restó el gross para de esta manera obtener el

mapa estructural al tope de la arenisca Hollín Inferior, finalmente el mapa estructural a la

base de Hollín Inferior fue obtenido restando 200 pies del mapa ubicado al tope de Hollín

Inferior, este proceso fue realizado debido a que en los pozos CHSA-009 y CHSA-011 se

poseía datos de los registros hasta esa profundidad.

El mallado utilizado tuvo un tamaño de celda de 50 x 50 m, el cual es óptimo pues no

se tendrán dos pozos en la misma celda ya que la separación mínima entre los pozos es de

350 m y además al crear celdas más pequeñas o más grandes el programa no realiza un

poblamiento correcto de las propiedades.

El layering o número óptimo de capas fue establecido una vez comprobado que existe

coherencia entre los datos de registros y los datos escalados. Satisfaciendo la condición

anterior se definieron los siguientes valores de layering:

Hollín Superior= 45 capas

Hollín Inferior= 100 capas

Se realizó el modelado de las dos fallas presentes en el campo Chonta Sur siguiendo

la tendencia de las curvas de los mapas estructurales al tope de la formación Hollín Superior

y a la base de la formación Hollín Inferior.

42

42

A continuación se observa el modelo estructural de los reservorios del yacimiento

Hollín en donde se evidencia la deformación producida por el marco tectónico regional.

Figura 11. Modelo Estructural de la arenisca Hollín Superior

Figura 12. Modelo Estructural de la arenisca Hollín Inferior

43

43

4.1.2. Modelo Sedimentológico

El diseño del modelo sedimentológico es la representación bidimensional de los

ambientes de depósito descritos en la sección 3.1.4.5.

El modelo sedimentológico de la arenisca Hollín Superior corresponde a un ambiente

marino somero, mientras que de Hollín Inferior corresponde a un ambiente fluvial trenzado.

Y a continuación se representan ambos ambientes con su respectiva interpretación de cuerpos

sedimentarios.

Figura 13. Modelo Sedimentológico de la arenisca Hollín Superior

44

44

Figura 14. Modelo Sedimentológico de la arenisca Hollín Inferior

4.1.3. Modelo Estratigráfico

En este apartado se encuentran las correlaciones realizadas, las mismas que

representan el modelo estratigráfico.

45

45

4.1.3.1. Sección Estratigráfica Norte Sur

Esta correlación está compuesta desde norte a sur por los pozos CHSA-010, CHSA-

011, CHSA-008, CHSA-007, CHSA-009 y CHSA-002. En Hollín Superior se puede observar

que la arenisca tiene un espesor mayor al centro, en la parte norte se encuentra una arenisca

sucia con porosidad pobre, mientras que al centro se tiene una arenisca arcillosa porosa y al

sur se evidencia una arenisca un tanto arcillosa con pobre porosidad. Por otro lado en Hollín

Inferior el espesor de la arenisca es constante, al norte se halla una arenisca muy limpia, la

cual se vuelve un poco arcillosa hacia el sur, en conjunto esta arenisca tiene muy buena

porosidad. Ver Figura 15

4.1.3.2. Sección Estratigráfica Este Oeste

Esta correlación se compone por los pozos CHSA-011, CHSA-003 y CHSA-004. En

Hollín Superior se puede observar que la arenisca tiene un mayor espesor al este, en la parte

oeste se encuentra una arenisca arcillosa y con pobre porosidad, mientras que al este una

arenisca menos arcillosa y con regular porosidad. Por otro lado en Hollín Inferior el espesor

de la arenisca es constante y en general se tiene una arenisca muy limpia con muy buena

porosidad. Ver Figura 16

4.1.3.3. Sección Estratigráfica Noroeste Sureste

Esta correlación se compone por los pozos CHSA-004, CHSA-007 y CHSA-002. En

Hollín Superior se puede observar que la arenisca tiene un menor espesor al sureste, en la

parte sureste se encuentra una arenisca arcillosa con pobre porosidad, mientras que al

noroeste una arenisca con menor arcillosidad y con regular porosidad. Por otro lado en Hollín

Inferior el espesor de la arenisca es constante y en general se tiene una arenisca un tanto

limpia con muy buena porosidad. Ver Figura 17

46

46

4.1.3.4. Sección Estratigráfica Noreste Suroeste

Esta correlación se compone por los pozos CHSA-011, CHSA-006, CHSA-001 y

CHSA-005. En Hollín Superior se puede observar que la arenisca tiene un menor espesor al

centro, en la parte noreste se encuentra una arenisca arcillosa con pobre porosidad, mientras

que al suroeste una arenisca con menor arcillosidad y con regular porosidad. Por otro lado en

Hollín Inferior el espesor de la arenisca es constante y en general se tiene una arenisca un.

tanto limpia con muy buena porosidad. Ver Figura 18

47

Figura 15. Sección estratigráfica en sentido Norte Sur, la cual involucra la arenisca Hollín Superior e Inferior

48

Figura 16. Sección estratigráfica en sentido Este Oeste, la cual involucra la arenisca Hollín Superior e Inferior

49

Figura 17. Sección estratigráfica en sentido Noroeste Sureste, la cual involucra la arenisca Hollín Superior e Inferior

50

Figura 18. Sección estratigráfica en sentido Noreste Suroeste, la cual involucra la arenisca Hollín Superior e Inferior

51

51

4.1.4. Modelo Petrofísico

El modelo petrofísico es la caracterización de la calidad de los reservorios y para su

desarrollo se utilizó las propiedades petrofísicas obtenidas a partir de la interpretación de

registros eléctricos.

4.1.4.1. Modelo de Facies

Este modelo representa el tipo de roca que existe en el reservorio, para ello se

plantearon 3 tipos de litología a partir de la PHIE y el Vcl, estas fueron:

Tabla 8. Codificación de facies para la arenisca Hollín Superior e Inferior

Facies Código de Facies Condiciones

Arenisca Limpia 0 PHIE ≥ 0.14 y Vcl ≤ 0.32

Arenisca Arcillosa 1 0.07 ≤ PHIE < 0.14 y 0.32 < Vcl ≤ 0.4

Lutita 2 PHIE < 0.07 o Vcl > 0.4


Figura 19. Modelo de Facies de la arenisca Hollín Superior

52

52

Figura 20. Modelo de Facies de la arenisca Hollín Inferior

4.1.4.2. Modelo de Porosidad

El modelo de porosidad se lo obtuvo poblando las celdas con los valores obtenidos de

porosidad a partir de la interpretación de los registros eléctricos y condicionando al modelo

de facies. Vale recalcar que en el análisis petrofísico de núcleos se tuvo una porosidad

máxima de 0.18, por ello las porosidades mayores a 0.18 obtenidas a partir de los registros

fueron corregidas para que tengan el valor de 0.18. Además, a las lutitas (PHIE<0.07 o

Vcl>0.4) se les dio un valor de porosidad 0.

Figura 21. Modelo de Porosidad de la arenisca Hollín Superior

53

53

Figura 22. Modelo de Porosidad de la arenisca Hollín Inferior

4.1.4.3. Modelo de Saturación

Para realizar este modelo se tomó como saturación de agua inicial o saturación de

agua irreductible de Hollín Superior e Inferior a los valores de saturación obtenidos mediante

la evaluación petrofísica del pozo CHSA-001 (Primer pozo perforado), las cuales fueron

0.1358 para Hollín Superior y 0.0764 para Hollín Inferior.

Para Hollín Superior se asignó el valor de saturación de agua de 1 a todas las celdas

que se encuentran por debajo del LKO y por encima del mismo se asignó con el valor de

saturación de agua inicial que fue de 0.1358, de esta manera se aseguró que las celdas que se

encuentran por debajo del LKO no presenten saturación de hidrocarburo. Además a todas las

celdas que representan lutita se les asignó el valor de saturación de agua de 1.

Por otra parte, en Hollín Inferior se asignó el valor de saturación de agua de 1 a todas

las celdas que se encuentran por debajo del CAP y por encima del mismo se asignó con el

valor de saturación de agua inicial que fue de 0.0764, de esta manera se aseguró que las

celdas que se encuentran por debajo del CAP no presenten saturación de hidrocarburo.

54

54

Además a todas las celdas que representan lutita se les asignó el valor de saturación de agua

de 1.

Figura 23. Modelo de Saturación de agua inicial de la arenisca Hollín Superior

Figura 24. Modelo de Saturación de agua inicial de la arenisca Hollín Inferior

55

55

4.1.4.4. Modelo de Permeabilidad

El modelo de permeabilidad se generó a partir del modelo de porosidad, aplicando las

ecuaciones de la sección 3.1.4.3., obtenidas del análisis petrofísico de núcleos.

En Hollín Superior se usó la ecuación:

KHS= 2.3195 x (26)

Y en Hollín Inferior la ecuación:

KHI= 1.3367 x (27)

donde:

K= Permeabilidad (md)

PHIE= Porosidad efectiva (fracción)

Al tener valores de porosidad 0 en las lutitas, las ecuaciones van a dar un resultado de

permeabilidad de 2.3195 md en Hollín Superior y de 1.3367 md en Hollín Inferior. Por lo que

se condicionó a que todos los valores de permeabilidad menores a 3 md sean igual a 0 md.

Figura 25. Modelo de Permeabilidad de la arenisca Hollín Superior

56

56

Figura 26. Modelo de Permeabilidad de la arenisca Hollín Inferior

4.1.5. Petróleo Original en Sitio “N”

4.1.5.1. Método Volumétrico

Para el cálculo del petróleo original en sitio por medio de este método se utilizó la

siguiente ecuación, la cual fue descrita en la sección 2.2.5.1.:

( )

(28)

donde:

Vb= Gross rock volumen, para obtener éste parámetro para la arenisca Hollín

Superior se realizó la siguiente operación: al mapa que representa el tope del

reservorio se restó el LKO (-9586 ft TVDSS) y al mapa que representa la base

también se restó el LKO (-9586 ft TVDSS) y ambos mapas resultantes se restaron

entre sí. Para el caso de Hollín Inferior se realizó una operación similar pero en lugar

de utilizar el LKO se utilizó el CAP respectivo (-9594 ft TVDSS).

57

57

NTG= Es la relación entre el espesor de pago y el gross de cada reservorio, el NTG

promedio para la arenisca Hollín Superior es 0.4448 y para Hollín Inferior 0.5876.

PHIE= Es el promedio ponderado de la porosidad efectiva respecto al espesor de pago

de cada reservorio, para la arenisca Hollín Superior es 0.1267 y para la arenisca

Hollín Inferior es 0.1443

Swi= Se tomó los valores de saturación de agua inicial o irreductible del primer pozo

perforado en el campo Chonta Sur (Pozo CHSA-001), los mismos que fueron 0.1358

para Hollín Superior y 0.0764 para Hollín Inferior.

Boi= Este dato fue proporcionado por Petroamazonas EP, el cual fue 1.025 BY/BN

para Hollín Superior y 1.030 BY/BN para Hollín Inferior.

A continuación se presentan los valores de POES calculados por el método

volumétrico para los reservorios del yacimiento Hollín:

Tabla 9. Petróleo Original en Sitio “N” de la Arenisca Hollín Superior e Inferior mediante el método

volumétrico

Arenisca

Petróleo Original en Sitio “N”

(MMBN)

Hollín Superior 26.5660

Hollín Inferior 14.3405

4.1.5.2. Método Geoestadístico

Para el cálculo del petróleo original en sitio para cada reservorio de la formación Hollín

se utilizó la siguiente ecuación:

( )

(29)

58

58

donde:

Vb= Volumen bruto de cada reservorio

NTG = Net to gross

PHIE= Porosidad efectiva.

Swi= Saturación de agua inicial.

Boi= Factor Volumétrico.

Una vez generado el caso se hizo un análisis de incertidumbre para lo cual se

corrieron 30 realizaciones haciendo variar el SEED, tomando un valor base de SEED de

19710 para Hollín Superior y 1211 para Hollín Inferior.

Con los resultados de POES de estas 30 realizaciones se generó un histograma y se

calculó el P10, P50 Y P90 para cada reservorio.

Figura 27. Histograma Frecuencia de Petróleo Original en sitio de la arenisca Hollín Superior

59

59

Figura 28. Histograma Frecuencia de Petróleo Original en sitio de la arenisca Hollín Inferior

De los 30 valores de POES calculados para cada realización se escogió el valor del

P50 de cada reservorio, el cual resultaría ser el valor más equiprobable de POES:

Tabla 10. Petróleo Original en Sitio “N” de la Arenisca Hollín Superior e Inferior mediante el método

geoestadístico

Arenisca

Petróleo Original en Sitio “N”

(MMBN)

Hollín Superior 12.1134

Hollín Inferior 16.2409

60

60

4.1.6. Reservas Recuperables de Petróleo “NR”

Para el cálculo de las reservas recuperables se utilizaron los valores de factor de

recobro proporcionados por Petroamazonas EP los que fueron: 0.1328 para Hollín Superior y

0.1866 para Hollín Inferior.

Tabla 11. Reservas Recuperables de Petróleo “NR” de la Arenisca Hollín Superior e Inferior

Arenisca

Reservas Recuperables de Petróleo “NR”

Método Volumétrico

(MMBN)

Reservas Recuperables de Petróleo “NR”

Método Geoestadístico

(MMBN)

Hollín Superior 3.5280 1.6087

Hollín Inferior 2.6759 3.0306

4.1.7. Zonas para la perforación de pozos futuros

Las zonas para la perforación de pozos futuros fueron definidas en base al modelo

sedimentológico, al mapa de porosidad y al modelo de Petróleo Original en Sitio, tomando un

espaciamiento entre los pozos de 400 metros.

En la parte más alta de la estructura ya se encuentran perforados varios pozos

productores, es por esta razón que se han ubicado los pozos propuestos hacia los flancos de la

estructura de la arenisca Hollín Superior en donde se presentan cuerpos de arenisca con buen

potencial de reservas y excelentes propiedades petrofísicas. Los pozos propuestos son el pozo

A con coordenadas X: 286590 m y Y: 9898140 m y el pozo B con coordenadas X: 285770 m

y Y: 9898880.

61

61

Figura 29. Mapa Estructural al tope de la arenisca Hollín Superior con pozos futuros propuestos

4.1.8. Discusión

Según el modelo de porosidades se encuentra una mejor calidad de arenisca tanto para

Hollín Superior como para Hollín Inferior en la zona centro del campo, en donde se

encuentran areniscas con buenos valores de porosidad. Ver Figura 30

Figura 30. Corte estructural en el cual se evidencia buenos valores de porosidad de las areniscas Hollín

Superior e Inferior en el centro del campo

62

62

Además al verificar la petrofísica de los pozos evaluados se evidenció que los

resultados de la porosidad efectiva de la evaluación petrofísica que se realizó en este estudio

fueron muy similares con los resultados de la petrofísica oficial de Petroamazonas EP, a

excepción de la saturación de agua lo que posiblemente debe ser a causa de la aplicación de

otro método y/o parámetros utilizados. Ver Tabla 30 y 31.

Tabla 12. Comparación entre la petrofísica realizada por Petroamazonas EP y la petrofísica realizada en

este proyecto para la Arenisca Hollín Superior

Pozo

Evaluación Petrofísica realizada por

Petroamazonas EP

Evaluación Petrofísica realizada en

este estudio

PHIE

(fracción)

Sw

(fracción)

PHIE

(fracción)

Sw

(fracción)

CHSA-001 0.1129 0.086 0.1107 0.1358

CHSA-003 0.1406 0.029 0.1435 0.237

CHSA-008 0.1356 0.04 0.1288 0.1935

CHSA-011 0.1193 0.114 0.1311 0.254

Tabla 13. Comparación entre la petrofísica realizada por Petroamazonas EP y la petrofísica realizada en

este proyecto para la Arenisca Hollín Inferior

Pozo

Evaluación Petrofísica realizada por

Petroamazonas EP

Evaluación Petrofísica realizada en

este estudio

PHIE

(fracción)

Sw

(fracción)

PHIE

(fracción)

Sw

(fracción)

CHSA-001 0.1295 0.117 0.1358 0.0764

CHSA-003 0.1568 0.073 0.1546 0.1437

CHSA-008 0.1493 0.103 0.1376 0.2218

CHSA-011 0.1899 0.081 0.1779 0.1607

63

63

En resumen en este proyecto se obtuvieron los siguientes valores en promedio de cada

arenisca:

En Hollín Superior 45 pies de espesor bruto, 0.4448 de NTG, 0.1267 de porosidad

efectiva, 0.1358 de saturación de agua inicial y 115 md de permeabilidad.

En Hollín Inferior 200 pies de espesor bruto, 0.5876 de NTG, 0.1443 de porosidad

efectiva, 0.0764 de saturación de agua inicial y 560 md de permeabilidad.

64

64

CAPÍTULO V

5.1. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1.1. Conclusiones

Los resultados de Petróleo Original en Sitio y Reservas Recuperables (Con FR=0.1328)

de Hollín Superior por el método volumétrico fueron de 27.8262 MMBN y 3.6953

MMBN y por el método geoestadístico de 12.1134 MMBN y 1.6087 MMBN

respectivamente. Por otro lado que para Hollín Inferior se tuvo valores de POES y NR

(Con FR=0.1866) por el método volumétrico de 14.8554 MMBN y 2.7720 MMBN y

por el método geoestadístico de 16.2409 MMBN y 3.0306 MMBN respectivamente.

En los modelos sedimentológicos se determinó que el ambiente de depositación Hollín

Superior es un sistema marino somero, en donde se encuentran barras proximales al

este y al oeste barras distales, mientras que el de Hollín Inferior es un sistema fluvial

trenzado en el cual se encuentra un solo cuerpo sedimentario (Canal Fluvial)

Según las correlaciones estratigráficas se encuentra una mejor calidad de arenisca tanto

para Hollín Superior como para Hollín Inferior en la zona centro del campo, en donde

se encuentran areniscas muy limpias con buenos valores de porosidad. Ver Figura 30

5.1.2. Recomendaciones

Que se continúe con la desarrollo del Modelo Dinámico de las areniscas Hollín

Superior e Inferior del campo Chonta Sur, tomando como base los Modelos Estáticos

realizados en este proyecto para así validar los mismos.

En programas de operaciones futuras de perforación desarrollados para la arenisca

Hollín Superior del campo Chonta Sur, sería apropiado que se tome en cuenta la

65

65

ubicación de los pozos propuestos en este estudio (Ver Figura 29), ya que se

encuentran en zonas con propiedades petrofísicas óptimas.

Que se realice la recolección de muestras y posterior análisis PVT de los fluidos

contenidos en las areniscas Hollín Superior e Inferior del campo Chonta Sur, para que

de esta forma no se tenga que tomar datos de campos vecinos los cuales muchas de las

veces no se ajustan a la realidad del área de estudio.

5.2. BIBLIOGRAFÍA

Alcantara, E. (2013). Actualización de los modelos geológico y estructural de los

yacimientos C-4 SVS0139 Y C-4 SVS0039, en las areniscas de la formación Misoa, de

edad eoceno. Maracaibo, Venezuela.

Baby, P., Rivadeneira, M., & Barragan, R. (2014). La Cuenca Oriente: Geología y

Petróleo. Quito, Ecuador: Editores Científicos .

Craft, B., & Hawkins, M. (1977). Ingeniería aplicada de yacimientos petrolíferos.

Madrid: Editorial Tecnos.

Crain. (1976). Crain's Petrophysical Handbook. Retrieved 2017, from

https://www.spec2000.net/

Deutsh, C. (2002). Geostatistical Reservoir Modeling. Recuperado el 7 de Abril de

2017, de http://people.ku.edu/~gbohling/cpe940/Variograms.pdf

Hung, E. (1991). Petrofísica para geólogos e ingenieros de explotación. Caracas,

Venezuela.

Isaaks, E., & Srivastava, R. (1989). An Introduction to Applied Geostatistics.

Recuperado el 8 de Abril de 2017, de

http://people.ku.edu/~gbohling/cpe940/Variograms.pdf

66

66

Ministerio de Hidrocarburos del Ecuador. (1978). Recuperado el 2017 de Marzo de

2017, de http://www.hidrocarburos.gob.ec/

Patiño, M. (2013). Definición de un Modelo Geoestadístico basado en objetos de la

formación mugrosa a partir de los modelos estratigráfico y petrofísico en el campo

Llanitocuenca del valle medio del Magdalena, Colombia. Bucaramanga , Colombia.

Petroamazonas EP. (2014). Litologia y Sedimentologia de los chips de corona del

nucleo 2, zona arenisca Hollin Superior, del pozo Chonta Sur 1, Cuenca Oriente,

Ecuador. Quito.

Petroamazonas EP. (2015, Julio 13). Informe petrográfico de láminas delgadas del pozo

Chonta Sur- 01 zona Hollín Superior. Quito, Ecuador.

Petroamazonas EP. (2016). Recuperado el 3 de Marzo de 2017, de

http://www.petroamazonas.gob.ec/

Petroamazonas EP. (2017). Generalidades del campo Chonta Sur. Quito, Ecuador.

Schlumberger. (2008). Interactive Petrophysics Manual.

Schlumberger. (2009). Log Interpretation Charts. Texas, Estados Unidos de América .

Selley, R. (1970). Ancient Sedimentary Environments. Chapman Hall, London.

Slatt, R. (2006). Stratigraphic Reservoir Characterization for Petroleum Geologists,

Geophysicists, and Engineers. Oklahoma: Editorial Elsevier.

Torres , W. (19 de Junio de 2017). Dirección de depositación de la arenisca Hollin del

campo Chonta Sur. (S. Loor , Entrevistador)

UCE. (2016). Universidad Central del Ecuador. Recuperado el 3 de Marzo de 2017, de

www.uce.edu.ec

67

67

5.3. GLOSARIO DE TÉRMINOS

Falla de rumbo: Es un tipo de falla en donde los estratos se desplazan horizontalmente uno

respecto al otro.

Falla de cabalgamiento: Es un tipo de falla inversa, en el que las rocas que se encuentran

más abajo son empujadas hacia arriba, por encima de los estratos más jovenes. Este tipo de

fallas se diferencia de las inversas ya que el buzamiento del plano de falla es menor de 30°.

Falla lístrica: Es un tipo de falla normal en donde el buzamiento se vuelve horizontal con la

profundidad.

Transgresión marina: Es un evento geológico en el cual el mar invade terreno del

continente, desplazando así la línea de costa.

Diacrónicos: Son depósitos de un mismo tipo de roca que se han depositado en sitios

alejados entre sí a edades geológicas diferentes.

Paleaoambientes: Es una reconstrucción del ambiente que existió en una determinada era

geológica.

Paleocorrientes: Son las corrientes que estuvieron durante la depositación de los sedimentos

en algún período de la historia geológica.

Glauconita: Es una arcilla del grupo de los silicatos, subgrupo filosilicatos y dentro de ellos

pertenece a las micas.

68

68

Caolín: Es una arcilla blanca cuya composición pertenece a silicato de aluminio hidratado,

las cuales se producen por la descomposición de rocas feldespáticas.

Subeuhedral: Es un tipo de textura en la cual se encuentran algunas trazas de forma

cristalina.

Formación: Es el nombre que se le da a un conjunto de estratos, cualquiera que sea su

litología.

Reservorio: Es conjunto de estratos en los cuales se halla hidrocarburos. Un yacimiento es el

conjunto de uno o varios reservorios.

Equiprobable: Es cuando dos sucesos tiene la misma probabilidad de suceder, es decir la

probabilidad del 50%.

Frecuencia: Es el número de veces que un evento se repite durante un análisis estadístico.

SEED: También se conoce como semilla, y es el número de celda desde la cual se comienza

a realizar el poblamiento de las propiedades petrofísicas.

69

69

5.4. ANEXOS

ANEXO A. Análisis y descripción de paleoambientes con respectivas facies sedimentarias

del Core 2 extraído del pozo CHSA-001 sin corrección a profundidades reales

(Petroamazonas EP, 2014)

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70

71

71

72

72

73

73

ANEXO B. Descripción petrográfica de láminas delgadas del Core 2 extraído del pozo

CHSA-001 (Petroamazonas EP, 2015)

Nomenclatura

Qm = cuarzo monocristalino Fd = feldespato en disolución

Qp = cuarzo policristalino La = laminaciones con ámbar

Pl = plagioclasa CC = cemento de calcita

Kl = caolinita FQ = fragmentos de cuarzo

F = feldespato Mm = matriz micrítica

CQ = cemento de cuarzo Me = matriz esparítica

Pp = porosidad primaria Re = resina epóxica

Ps = porosidad secundaria PY = pirita

C = calcita Lm = laminaciones de materia orgánica

Gl = glauconita orgánica

NICOLES CRUZADOS 5X NICOLES PARALEOS 5X

Profundidad: 10714.5’ Profundidad: 10714.5’

Cuarzos monocristalinos de extinción recta,

de tamaño mesocristalino fino a medio de

forma subeuhedral, subredondeados a

subangulares, moderada selección. Cemento

calcáreo poiquilotópico (prom. 44.3 %),

glauconita (prom. 14.7%) y en menor

proporción silíceo.

Porosidad no visible debido al cemento

calcáreo, sobrecrecimiento de cuarzo y la

glauconita que cierran los poros de la roca.


74

74



oblicua y ocasionalmente policristalinos, de

tamaño mesocristalino de grano fino a

grueso, de forma subeuhedral, subangular a

subredondeados, pobre selección. Cemento

silíceo (prom. 5.3%) y calcáreo (prom.

18.7%), presenta glauconita (prom. 1.3%).

Porosidad no visible debido al cemento

calcáreo, sobrecrecimiento de cuarzo y la

glauconita que cierra los poros de la roca.


Profundidad: 10719’ Profundidad: 10719’


ocasionalmente oblicuos de tamaño

mesocristalino de grano fino a medio, de

forma subeuhedral, subangular a

subredondeados, buena selección. Cemento

silíceo (prom. 11.3%), en menor proporción

glauconita (prom. 7.7%).

Buen porcentaje de porosidad intergranular

primaria (prom. 16.7%), pobre porosidad

secundaria (prom. 1.3%). Los contactos entre

granos son mayoritariamente rectos

ocasionalmente cóncavoconvexos.



75

75

Cuarzos monocristalinos de extinción

recta,ocasionalmente oblicuos de tamaño

mesocristalino degrano fino a medio, de



silíceo (prom. 14.7%) menor proporción

parches de calcita (prom. 1.3%) y glauconita

(prom. 0.3%).

Regular porcentaje de porosidad intergranular

primaria (prom. 12.3%), pobre porcentaje de

porosidad secundaria (prom. 0.3%). Los

contactos entre granos son mayoritariamente

rectos ocasionalmente cóncavoconvexos.




ocasionalmente oblicuos de tamaño

mesocristalino de grano fino a grueso, de



silíceo (prom. 17.3%) menor proporción

parches de calcita (prom. 3.3%) y caolín

(1%), se observa glauconita (prom. 2.7%).


primaria (Prom. 11%) debido al cemento

calcáreo y sobrecrecimiento de cuarzo. Bajo

porcentaje de porosidad secundaria (prom.

1.7%). Los contactos entre granos son

mayoritariamente rectos ocasionalmente

cóncavo-convexos.



76

76

Cuarzos monocristalinos de extinción recta

ocasionalmente oblicua de tamaño




silíceo (prom. 13%) menor proporción caolín

(prom. 0.3%), presenta trazas de glauconita.


primaria (prom. 13%) debido al

sobrecrecimiento de cuarzo, muy pobre


1.3%). Los contactos entre granos son


cóncavo-convexos.


Profundidad: 10742’ Profundidad: 10742’


ocasionalmente oblicua de tamaño


forma subeuhedral, subangular, redondeados,

moderada selección. Cemento silíceo (prom.

11.3%) menor proporción caolín.


primaria (prom. 12.7%) debido al

sobrecrecimiento de cuarzo, muy pobre


1%). Los contactos entre granos son


cóncavo-convexos.



77

77


ocasionalmente oblicua, de tamaño

mesocristalino de grano fino a medio de


subredondeados, moderada selección. Matriz

arcillosa.

Porosidad no visible debido a la matriz

arcillosa que cierra los poros de la roca,

presencia de estiliolitos de materia orgánica.




oblicua y ocasionalmente policristalinos de


medio, de forma subeuhedral, subangular,

redondeados, buena selección. Cemento

silíceo (prom. 10.3%).


primaria (prom. 14%), muy pobre porcentaje

de porosidad secundaria (prom. 4%) por

disolución de feldespatos. Los contactos entre

granos son mayoritariamente rectos

ocasionalmente cóncavoconvexos.



78

78




medio, de forma subeuhedral, subangular a


silíceo (prom. 12%) menor proporción

parches de calcita (prom. 2.7%) y caolín.


primaria (prom. 13.7%), muy pobre


1.7%) por disolución de feldespatos. Los

contactos entre granos son mayoritariamente

rectos ocasionalmente cóncavosconvexos.






medio, de forma subeuhedral, subangular a

subredondeados, moderada selección.

Cemento silíceo (prom. 14.3%) menor

proporción parches de calcita (prom. 5%) y

caolín.


primaria (prom. 14.3%), pobre porcentaje de

porosidad secundaria (prom. 3.3%) por

disolución de feldespatos. Los contactos

entre granos son mayoritariamente rectos

ocasionalmente cóncavosconvexos.

79

79

ANEXO C. Tabla para corregir el neutrón a la verdadera matriz de la formación

(Schlumberger, 2009)

Esta tabla es usada cuando el registro neutrón es corrido en una matriz diferente a la

matriz de la formación que se está evaluando.

80

80

ANEXO D. Evaluación petrofísica de la arenisca Hollín del campo Chonta Sur.

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universidad central del ecuador … · chonta sur, por la presente autorizo a la universidad...

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