DETERMINACIÓN DE UNIDADES DE FLUJO Y TIPOS DE ROCAS EN DOS CAMPOS COSTA AFUERA, CUENCA CARÚPANO-VENEZUELA

DETERMINACIÓN DE UNIDADES DE FLUJO Y TIPOS DE ROCAS EN DOS
CAMPOS COSTA AFUERA, CUENCA CARÚPANO-VENEZUELA
INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS
Debido a la crisis de precios de crudo vivida en los últimos años y a la problemática de producción de
la industria petrolera nacional, es necesario trabajar en nuevas estrategias para la recuperación de la
producción. Para lograr esto, se planteó este Trabajo Especial de Grado, cuyo objetivo general es
determinar las unidades de flujo y tipos de rocas de un Campo Costa Afuera de Venezuela y cuyos
objetivos específicos son revisar y validar información del área de estudio, determinar la resistividad
del agua de formación, los parámetros petrofísicos, la densidad de la matriz, realizar la correlación
núcleo perfil, determinar los modelos petrofísicos, definir las unidades de flujo y tipos de roca,
establecer los parámetros de corte, generar los sumarios petrofísicos, elaborar los mapas de
isopropiedades.
GEOLOGÍA DEL ÁREA DE ESTUDIO
La cuenca Carúpano se encuentra ubicada en el área Nororiental de la plataforma continental
de Venezuela, al Norte de la Península de Paria y tiene una extensión aproximada de 30.000 km2.
El área de estudio comprende los campos A, con 11 pozos, y B, con 5 pozos, y 3 pozos ubicados
en los alrededores de ambos campos. Esta área se caracteriza por la interacción entre las placas del
Caribe y Suramérica. Cuenta con los altos estructurales de Los Testigos y Patao; en este último se
encuentran importantes campos de gas.
Las rocas fuente se han caracterizado como lodolitas del Mioceno Temprano. Los reservorios son
principalmente areniscas del Plioceno Temprano; de acuerdo a la columna estratigráfica y a
trabajos previos, estos reservorios se tratan de la Formación Cubagua. Los sellos son mayormente
lodolitas del Plioceno y las trampas son mayormente del tipo estructurales de fallas normales
formadas por transtensión, pero también se presentan algunas formadas en segmentos
transpresionales.
METODOLOGÍA
La metodología constó de 11 pasos. El primero fue la revisión bibliográfica, en la que se
recopilaron trabajos previos de manera tal que pudiese conocerse la teoría relacionada, la geología
del área de estudio y visualizar la metodología más adecuada para proceder a desarrollar los
objetivos planteados.
El siguiente paso fue el inventariado y certificación de la información, en el que los datos
disponibles para el desarrollo de la investigación fueron recopilados e inventariados y los pozos
fueron clasificados en las categorías de pozo clave (pozo con información de núcleo y registros
para la elaboración del modelo petrofísico), pozo control (pozo sin información de núcleo, pero
con registros suficientes para la elaboración de un modelo petrofísico), y pozo no control (pozo
sin información de núcleo y sin suficientes registros para la elaboración de un modelo petrofísico,
por lo que es necesario la generación de registros sintéticos). De los 19 pozos, se encontró que 6
tenían análisis de núcleos, 5 estudios core-gamma, 4 difracción de rayos X.
El paso 3 fue la definición de parámetros petrofísicos, la densidad de la matriz y la resistividad del
agua de formación.
Posteriormente, se hizo la correlación núcleo perfil o ajuste y calibración de los datos en
profundidad. Se utilizaron las mediciones de core-gamma y se compararon con los registros de
rayos gamma del pozo, de manera tal que las tendencias de las curvas se ajustaron para obtener la
mayor correspondencia posible en ambos datos. Posteriormente, este desplazamiento se aplicó a
los datos de núcleo disponibles, logrando de este modo una corrección que permitiría desarrollar
el modelo petrofísico más óptimo posible.
Luego, se hicieron los modelos de carbón y hoyo malo para descartar de entrada ciertas áreas en
el pozo.
El paso 6 fue la elaboración de los modelos petrofísicos de volumen de arcilla, porosidad,
saturación de agua y permeabilidad a través del uso de los registros disponibles.
El siguiente debía ser determinación de unidades de flujo a través de la metodología de Amaefule
y el gráfico de Lorenz, para luego determinar los parámetros de corte en la saturación de agua,
resistividad, porosidad, volumen de arcilla y permeabilidad.
El paso 9 se trata de propagar los modelos, para luego hacer una integración y análisis de resultados
y conseguir un análisis preliminar.
El paso 10 consta de la elaboración del sumario petrofísico. Esta se trata de establecer los valores
promedio del volumen de arcilla, la porosidad, la saturación de agua y la permeabilidad, para
determinar el espesor de la arena total (considerando el VSHc), de las arenas netas (teniendo en
cuenta el VSHc, PHIEc y PERMc), y de las arenas netas petrolíferas (aplicando los valores de
VSHc, PHIEc, PERMc y Swc); todo esto con la finalidad de resaltar las unidades con mayor
importancia económica, aquellas con potencial presencia de hidrocarburos en las arenas.
Finalmente, el último paso es la elaboración de mapas de isopropiedades a partir de los sumarios
petrofísicos.
RESULTADOS Y ANÁLISIS
Inventariado y certificación de la información: En esta primera fase, las tablas resumen la
información disponible para cada uno de los 19 pozos en los Campos A y B, además de señalar la
categoría en la que se encuentran (clave, control, no control). De acuerdo al inventariado, el
proyecto contó con 2 pozos clave, 4 pozos control y 13 pozos no control. Además, se observó que
los pozos con núcleo no contaban con análisis especiales, a excepción de 4 pozos que contaban
únicamente con difracción de rayos X.
Determinación de los parámetros petrofísicos
Densidad de la matriz: Se utilizó un histograma de frecuencias de los datos de densidad del
núcleo, lo que arrojó un valor de densidad de la matriz de ρma=2,66 g/cc, a través del cual se validó
el tipo de matriz arenisca.
Exponente de cementación (m) y coeficiente de tortuosidad (a): Como no se contaba con los
valores necesarios de los análisis especiales de núcleo para la determinación de m y a, y tampoco
podía seguirse el procedimiento propuesto por PDVSA para estos casos por la falta de datos, se
seleccionaron los valores m=1,75 y a=1, por ser característicos de areniscas poco consolidadas.
Además, se observó que existen modelos previos a través de los cuales se justifica la utilización
de estos parámetros.
Exponente de saturación (n): Según el procedimiento de PDVSA para los casos en los que no se
cuenta con análisis especiales de núcleo para la determinación del exponente de saturación, el valor
a considerar es n=2. Por otra parte, esta decisión se vio respaldada por estudios preexistentes en el
área de estudios.
Resistividad del agua de formación: se utilizó un valor de Rw = 0,1 ohm.m, definido en la zona
de agua del pozo A5 a través de iteraciones, es decir, probando diferentes valores de Rw de manera
tal que Sw varíe alrededor de 100% en esa zona.
Correlación núcleo-perfil: Haciendo una comparación en el pozo A5 de los valores de rayos
gamma de núcleo con los disponibles en los registros, se observó que las muestras entre 7530 y
7830 ft debían ser ajustadas y este ajuste se aplicó a los datos de núcleo, como se mencionó
anteriormente.
Elaboración de los modelos petrofísicos
Modelo de volumen de arcillas: Para la generación de los modelos se utilizaron los histogramas
mostrados en las figuras para conseguir los valores máximos y mínimos en los registros gamma
ray y SP, además del gráfico cruzado densidad-neutrón para obtener los valores relacionados a la
matriz, a las arcillas y al fluido.
En esta figura se despliegan los modelos generados a través de los distintos métodos utilizados. El
modelo que tuvo una mejor correlación fue el de densidad-neutrón.
Posteriormente, se determinó el tipo de arcilla predominante en el pozo clave A5. La distribución
del tipo de arcillas se encuentra en un rango de 20 - 30% en todos los casos, sin embargo, la fase
dominante corresponde a la caolinita, con un 30 % en el total de las muestras. Además, se encontró
que la distribución es una combinación entre una distribución laminar y dispersa.
Modelo de porosidad: En cuanto al modelo de porosidad, se observa que la mayor
correspondencia con los datos de núcleo se consiguió con el modelo calculado a través del registro
sónico con el método de Wyllie.
Modelo de saturación de agua: En este caso, se observa que todos los modelos dieron buenas
correlaciones con los datos de núcleo, pero la mejor se consiguió con el modelo de Archie.
Modelo de permeabilidad: En el último modelo, que es el de permeabilidad, se observó que la
mejor correlación se consiguió a través de la aplicación de la relación matemática encontrada al
graficar los datos de permeabilidad versus porosidad de núcleo.
Determinación de los parámetros de corte: En cuanto a la determinación de los parámetros de
corte, se determinó que este valor para la saturación de agua es de 83 %, para la resistividad es de
0,59 ohm.m, para la porosidad es de 12 %, para el volumen de arcillas, 36 % y para la
permeabilidad, de 0,365 mD.
Estos son todos los resultados que se tienen hasta el momento, porque el trabajo todavía está en
desarrollo y así mismo, hasta este punto, estas son las conclusiones y recomendaciones.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

La distribución de arcillas es bastante homogénea, pero la fase dominante es la de la
caolinita y la distribución es entre dispersa y laminar.

La Formación Cubagua está efectivamente compuesta por areniscas con intercalaciones de
lutitas como lo indica la bibliografía.

La correlación de los modelos generados y los datos de núcleo es en líneas generales de
regular a buena.

Por determinar: unidades de flujo, espesores de arena total, arena neta, arena neta
petrolífera, sumarios petrofísicos, mapas de isopropiedades, reservorios de mayor calidad.
Para trabajos futuros, se recomienda:

Contar con los estudios de capacidad de intercambio catiónico, para así corroborar las
unidades de flujo.

Contar con los estudios de presiones capilares para establecer los tipos de poros.

Propagar el modelo en una mayor cantidad de pozos en el campo B para determinar la
extensión de la Formación Cubagua y la calidad del flujo.

Contar con estudios de índice de resistividad y factor de formación del núcleo para poder
establecer los parámetros petrofísicos.

Complementar el estudio petrofísico con información sísmica y estratigráfica.

Determinar nuevamente los parámetros de corte, una vez se cuente con los análisis
especiales de permeabilidad relativa en el sistema agua – petróleo o las curvas de presión
capilar.