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7/25/2019 622.3383_U56v_01(full permission)

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UNIVERSIDAD DE ORIENTE

NCLEO DE MONAGAS

ESCUELA DE INGENIERA DE PETRLEO

MATURN/ MONAGAS/VENEZUELA

VALIDACIN DEL MODELO ESTTICO DE LA ARENA S4,5I BLOQUE G

PERTENECIENTE A LA FORMACIN OFICINA DEL CAMPO ONADO,

MUNICIPIO AGUASAY, MONAGAS

REALIZADO POR:

JOHANA COROMOTO URBANEJA GMEZ

Trabajo Especial de Grado Presentado como Requisito Parcial para Optar alTtulo de:

INGENIERO DE PETRLEO

MATURN, JUNIO DEL 2012


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RESOLUCIN

De acuerdo al Artculo 41 del Reglamento de Trabajo de Grado:

Los Trabajos de Grado son de exclusiva propiedad de la Universidad de

Oriente y solo podrn ser utilizados a otros fines, con el consentimiento del

Consejo de Ncleo respectivo, quien deber participarlo previamente al consejo

universitario, para su autorizacin.


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DEDICATORIA

Tener talento es un don y una pasin, un deseo de triunfar tan ardiente que no

hay poder en la tierra capaz de sofocarlo, a dems de esto, enorgullece a nuestros

seres queridos que se esfuerzan y dedican su vida para ver lograr nuestras metas. A

todas esas personas que hicieron posible la realizacin de esta meta en particular va

dirigida esta dedicatoria:

A Mi Madre y a Mi Padre, seres excepcionales que con su amor, compresin,

dedicacin, confianza y sacrificio han podido hacer de mi una persona de bien con

ansias de superacin. A ustedes con orgullo les dedico este mi primer triunfo.

A mi hija Victoria y mi esposo Francisco, por ser la fuente principal de

inspiracin y motivacin, adems de brindarme su apoyo y comprensin en los

momentos ms difciles de mi vida, gracias por estar a mi lado.

A mi familia y en especial a mis hermanos Dioccelys, Jonniber y Jhon quienesme han dado buenos consejos en los momentos en que ms los he necesitado, espero

tenerlos a mi lado para compartir juntos las metas logradas.

A mi hermana Maryoris Urbaneja, quien es mi ngel y desde el cielo ilumina

mi camino para lograr cada meta trazadaTe Quiero Mucho.

A todas las personas que han confiado en m y han ayudado a ser la persona que

soy hoy.

Johana Urbaneja G


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vi

AGRADECIMIENTO

A mi Dios Todopoderoso por hacer realidad todos mis sueos!!!

A mis asesores Ing. Rafael Guzmn y al Ing. Nehil Duque que gracias a sus

conocimientos y consejos se logr la culminacin de mi trabajo de grado.

A la Universidad de Oriente, por permitirme desarrollar habilidades durante mi

estada en la casa ms alta, gracias por darme las herramientas necesarias paraenfrentar los nuevos retos en mi carrera profesional.

A todas las personas que integran PDVSA PETRONADO, en especial a los que

laboran en el rea tcnica: Mara Belisario, Laura Hernndez, Maribe Primera por

darme la oportunidad de compartir sus espacios y apoyarme en la realizacin de este

trabajo de grado que marca en mi en inicio de mi vida profesional.

Al Ing. Gelogo Lucas Guaregua, al Ing. Milton Mndez y al Ing. Rafael Rivas

pues debido a su colaboracin pude concretar algunos temas relacionados con el

objetivo de investigacin.

A todos mis compaeros de estudio y amigos que de una u otra manera me

apoyaron en la realizacin de este trabajo y durante mi carrera universitaria.

A todos ustedes y a todas las personas que creyeron en mi, mil gracias.


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vii

NDICE GENERAL

RESOLUCIN ........................................................................................................... ivDEDICATORIA .......................................................................................................... v

AGRADECIMIENTO ............................................................................................... viNDICE DE FIGURAS ............................................................................................... xNDICE DE TABLAS ................................................................................................ xiRESUMEN ................................................................................................................. xiiINTRODUCCIN ...................................................................................................... 1

CAPTULO I ............................................................................................................... 2EL PROBLEMA ......................................................................................................... 2

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ........................................................... 21.2 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIN ........................................................... 3

1.2.1 Objetivo General .......................................................................................... 31.2.2 Objetivos Especficos ................................................................................... 3

1.3 JUSTIFICACIN DE LA INVESTIGACIN ................................................... 3

CAPTULO II ............................................................................................................. 5MARCO TERICO ................................................................................................... 5

2.1 ANTECEDENTES .............................................................................................. 5

2.2 DESCRIPCIN DEL REA DE ESTUDIO ..................................................... 62.2.1 Cuenca Oriental de Venezuela ..................................................................... 62.2.2 Ubicacin del rea de estudio ..................................................................... 72.2.3 Proceso Evolutivo Sedimentario .................................................................. 8

2.2.4 Estructura ..................................................................................................... 8

2.2.4.1 Bloque G .......................................................................................... 10

2.2.4.2 Bloque M ......................................................................................... 10

2.2.4.3 Bloque P .......................................................................................... 102.2.5 Estratigrafa ................................................................................................ 112.2.6 Caracterstica de la arena S4,5I bloque G del campo Onado ..................... 13

2.3 BASES TERICAS .......................................................................................... 14

2.3.1 Caracterizacin de los Yacimientos ........................................................... 142.3.1.1 Modelo Esttico .................................................................................. 15

2.3.1.1.1 Modelo Estructural ....................................................................... 152.3.1.1.2 Modelo Estratigrfico................................................................... 162.3.1.1.3 Modelo Sedimentolgico ............................................................. 162.3.1.1.4 Modelo petrofsico ....................................................................... 20

2.3.1.2 Modelo Dinmico................................................................................ 222.3.2 Reservas de Hidrocarburos ........................................................................ 23

2.3.3 Clasificacin de las Reservas ..................................................................... 232.3.3.1 De acuerdo a la certidumbre de ocurrencia ......................................... 232.3.3.2 De acuerdo a las facilidades de produccin ........................................ 24

2.3.3.3 De acuerdo al mtodo de recuperacin ............................................... 252.3.4 Mtodos para calcular reservas .................................................................. 25

2.3.4.1 Mtodos Determinsticos .................................................................... 25


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viii

2.4 CONCEPTOS O TRMINOS BSICOS ........................................................ 26CAPTULO III .......................................................................................................... 29

MARCO METODOLGICO ................................................................................. 29

3.1 TIPO DE LA INVESTIGACIN ..................................................................... 293.2 DISEO DE LA INVESTIGACIN ............................................................... 293.3 POBLACIN Y MUESTRA ............................................................................ 293.4 PROCEDIMIENTO METODOLGICO ......................................................... 30

3.4.1 Interpretacin del modelo geolgico del rea objeto de estudio ................ 303.4.1.1 Recopilacin de datos generales del yacimiento. ................................ 303.4.1.2 Revisin del modelo estructural y estratigrfico ................................. 30

3.4.1.3 Elaboracin del mapa de electrofacies ................................................ 323.4.1.4 Definir los lmites que conforman cada uno de los yacimientos ........ 32

3.4.2 Determinacin de los valores petrofsicos y de fluidos adaptado a la nuevacorrelacin estructural del campo ............................................................ 33

3.4.2.1 Revisin de la informacin necesaria para la definicin del modelo.. 333.4.2.2 Parmetros Bsicos ............................................................................. 33

3.4.2.3 Determinacin de los parmetros petrofsicos .................................... 343.4.2.4 Clculo de las propiedades petrofsicas promedio .............................. 37

3.4.2.5 Determinacin de los parmetros de fluido ........................................ 383.4.3 Propuesta del nuevo modelo esttico representativo de los yacimientos

estudiados. ................................................................................................ 413.4.4 Clculo de las reservas con el nuevo modelo esttico a travs del mtodo

volumtrico............................................................................................... 413.4.1 Reservas de Petrleo y gas en solucin ..................................................... 413.4.2 Reservas de gas condensado ...................................................................... 42

3.5 TCNICAS E INSTRUMENTOS DE RECOLECCIN DE DATOS ............ 443.5.1 Tcnicas de Recoleccin de Datos ............................................................. 44

3.5.2 Descripcin de las herramientas a utilizar ................................................. 443.6 RECURSOS ...................................................................................................... 46

3.6.1 Recursos Humanos ..................................................................................... 463.6.2 Recursos Tecnolgicos y Materiales .......................................................... 463.6.3 Recursos Financieros ................................................................................. 47

CAPITULO IV .......................................................................................................... 48ANLISIS DE RESULTADOS ............................................................................... 48

4.1 Interpretacin del modelo geolgico del rea objeto de estudio. ...................... 48

4.1.1. Revisin del modelo estructural y estratigrfico ....................................... 484.1.1.1 Interpretacin de la ssmica ................................................................. 50

4.1.1.2 Interpretacin de las secciones estructurales....................................... 514.1.1.3 Interpretacin de las secciones estratigrficas .................................... 52

4.1.2 Elaboracin del mapa de electrofacies ....................................................... 544.1.3 Delimitacin de los yacimientos ................................................................ 56

4.1.3.1 Validacin del Contacto Gas-Petrleo ................................................ 564.1.3.2 Integracin Yacimiento ONV-74 ........................................................ 57

4.2 Determinacin de los parmetros petrofsicos y de fluidos .......................... 58


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ix

4.2.1 Clculo de las propiedades petrofsica ....................................................... 584.2.2 Propiedades promedio ponderadas por arena neta petrolfera ................... 59

4.2.3 Determinacin de los Parmetros de Fluido .............................................. 60

4.2.3.1 Representatividad ................................................................................ 60

4.2.3.2 Consistencia ........................................................................................ 614.3 Propuesta del nuevo modelo esttico representativo de los yacimientos

estudiados. ....................................................................................................... 644.4 Clculo de las reservas con el nuevo modelo esttico a travs del mtodo

volumtrico. .................................................................................................... 65CONCLUSIONES ..................................................................................................... 67RECOMENDACIONES ........................................................................................... 68

REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS .................................................................... 69APNDICES .............................................................................................................. 71HOJA DE METADATOS ........................................................................................ 96


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x

NDICE DE FIGURAS

Figura 2.1 Ubicacin de la Cuenta Oriental de Venezuela ...................................... 6

Figura 2.2 Ubicacin Geogrfica del Campo Onado ............................................... 7

Figura 2.3 Seccin ssmica 2D-3D del Campo Onado ............................................. 9Figura 2.4 Formaciones productoras del Campo Onado ........................................ 13Figura 2.5 Principales componentes morfolgicos y sedimentarios comunes a

todos los deltas .................................................................................... 17Figura 2.6 Vista Comparativa de los diferentes tipos de delta ............................... 18Figura 2.7 Delta con dominio Fluvial .................................................................... 19

Figura 2.8 Delta con dominio del Oleaje ............................................................... 19Figura 2.9 Delta dominado por la Marea ............................................................... 20Figura 3.1 Pantalla Software OFM ......................................................................... 45Figura 3.2 Pantalla Software PETREL ................................................................... 45

Figura 3.3 Pantalla Principal de Autocad ............................................................... 46Figura 4.1 Lnea 1167 Falla Principal de Onado .................................................... 50Figura 4.2 Seccin Estructural B-B1 ...................................................................... 51

Figura 4.3 Seccin Estratigrfica A-A1 ................................................................. 53Figura 4.4 Seccin Estratigrfica A-A2.................................................................. 54Figura 4.5 Registros densidad-neutrn del pozo ONV-54AD2 ............................. 57


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xi

NDICE DE TABLAS

Tabla 2.1 Columna Estratigrfica del Campo Onado ............................................. 11Tabla 2.2 Datos oficiales de las reservas probadas arena S45I Bloque G.............. 14Tabla 3.1 Parmetros Bsicos de campo ................................................................ 34

Tabla 4.1 Tope de los pozos referidos bajo el nivel del mar .................................. 49Tabla 4.2 resultados prueba de produccin pozo ONV-74Re ................................ 57Tabla 4.3 Parmetros petrofsicos obtenidos de los perfiles de pozos ................... 59

Tabla 4.4 Parmetros petrofsicos ponderados por arena neta petrolfera ............. 60Tabla 4.5 Condiciones al momento de muestreo (Gas y Lquido) ......................... 60Tabla 4.6 Porcentaje de diferencia de la RGP ........................................................ 61

Tabla 4.7 Resultados de la prueba de densidad ...................................................... 62

Tabla 4.8 Resultados de la condicin de la prueba de desigualdad ....................... 62Tabla 4.9 Resultados de la prueba de balance de materiales .................................. 63

Tabla 4.10 Resultados generados del PVT sinttico .............................................. 64Tabla 4.11 Reservas por Yacimiento ..................................................................... 65


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xii

UNIVERSIDAD DE ORIENTENCLEO MONAGAS

ESCUELA DE INGENIERA DE PETRLEOMATURN / MONAGAS / VENEZUELA

VALIDACIN DEL MODELO ESTATICO DE LA ARENA S4,5I DEL

BLOQUE G PERTENECIENTE A LA FORMACIN OFICINA DEL CAMPO

ONADO MUNICIPIO AGUASAY, MONAGAY

RESUMEN

AUTOR: ASESORES:

Urbaneja G. Johana C Industrial: Ing. Rafael GuzmnC.I.18.825.485 Acadmico: Ing. Nehil DuqueJunio, 2012

La Formacin Merecure de edad Oligoceno fue durante mucho tiempo el intervaloestratigrfico de mayor produccin en el l campo Onado, actualmente la mayor parte de susreservas han sido drenadas, esto ha provocado que las ltimas perforaciones tengan comoobjetivo principal los yacimientos de la Formacin Oficina considerados hasta el momentomenos prospectivos de acuerdo con los espesores y volmenes de hidrocarburos en ellacontenidos. Es as como surge la necesidad de actualizar el modelo esttico de las arenas conmayores volmenes de reservas de la Formacin Oficina, entre las cuales una de las msprospectivas es la arena S4,5I. Para lograr este objetivo, se procedi a desarrollar un proyectode actualizacin del Modelo Esttico de la arena S4,5I que contemplar diferentes estudioscomo son: Estructural con la ssmica 3D, Estratigrfico, Sedimentolgico, Petrofsico y defluido. De la integracin de los resultados obtenidos con estos estudios se determin que laacumulacin de hidrocarburos del campo en todos los niveles est controlada por una fallanormal de rumbo aproximadamente este-oeste y buzamiento hacia el sur, la cual corta a unhomoclinal de rumbo casi esteoeste con un buzamiento suave hacia el norte que oscila entre3 y 5. Los anlisis estratigrficos y Sedimentolgico determinaron un ambiente desedimentacin deltaico prximo costero, donde los sedimentos han sido transportados desde

el sur hacia el norte. Tambin se determinaron parmetros petrofsicos con los cuales segeneraron mapas de isopropiedades. Como ltimo paso se construy el mapa ispaco-estructural para determinar el rea petrolfera del yacimiento, y obtener as, el volumen dePetrleo Original en Sitio logrndose un incremento del POES a 24.734MBN lo querepresenta un 3,24% y una disminucin del GOES a 16.223MMPC lo que representa un53,45%.


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1

INTRODUCCIN

La industria petrolera representa la principal fuente de economa para el pas, es

por esto que todos los procesos ligados a esta deben ser estudiados con cautela

(exploracin, perforacin, produccin, refinacin, entre otros), ya que mediante estos es

posible establecer el mejor plan de explotacin de los campos petrolferos.

El campo Onado forma parte de la extensin territorial de la Cuenca Oriental de

Venezuela, Subcuenca de Maturn, en la regin oeste del Estado Monagas; localizado

a 110 km

2

al este de Anaco, est constituido por tres bloques principales Onado G,Onado M y Onado P, en el cual sus principales prospecto lo constituyen las arenas de

la formaciones Merecure y Oficina, siendo esta ltima en la actualidad la ms

relevantes en cuanto a explotacin y produccin se refiere, en vista de que la

Formacin Merecure se encuentra en avanzado estado de explotacin, lo que a su vez

trae consigo mayores retos para drenar las reservas remanentes.

Partiendo de la importancia que representa la Formacin Oficina para la

produccin y explotacin de hidrocarburos en dicho campo, surgi la necesidad deactualizar el modelo esttico de la arena S4,5I conformada por los yacimientos ONV-

60 y ONV-54. Este estudio se logr, partiendo de la revisin del modelo geolgico,

mediante interpretacin de la ssmica del campo, mapa de electrofacies; se generaron

secciones estratigrficas y estructurales que permitieron identificar continuidad de los

estratos. Posteriormente se determinaron los parmetros petrofsicos de la roca y de los

fluidos basados en la nueva interpretacin estratigrfica efectuada para todo el Campo

Onado en el cual se muestran los topes y bases actuales de cada uno de los pozos.

Con la actualizacin de la informacin geolgica, petrofsica y parmetros de

fluidos de la arena en estudio, se propuso un nuevo modelo esttico, por lo cual se

recalcul y sincer las reservas de esta arena, lo cual a su vez permitir establecer un

mejor esquema de explotacin en estos yacimientos.


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2

CAPTULO I

EL PROBLEMA1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

El petrleo constituye en Venezuela la principal fuente de ingresos, hasta el punto

que no se establecen otras fuentes de riqueza, por lo que se puede decir que la economa

y el presupuesto nacional estn sujetos en cada ejercicio fiscal a las fluctuaciones de los

precios internacionales del petrleo. Aqu juega un papel muy importante la Cuenca

Oriental de Venezuela, siendo una cuenca petrolfera de gran inters por ser la segunda

cuenca productora despus de la del Zulia, adems tiene una caracterstica muy

sobresaliente de que en ella se localiza la llamada Faja Petrolfera del Orinoco, de

inmenso potencial de hidrocarburos y de una gran significacin para el desarrollo futuro

de la industria petrolera nacional y para la economa del pas en conjunto.

La Formacin Merecure result ser por mucho tiempo el objetivo primario de

explotacin de hidrocarburos en el Campo Onado, pues en ella se encontraban los

yacimientos con mayor volumen de reservas recuperables, sin embargo en la actualidadestos presentan un avanzado estado de agotamiento; a esto se debe la importancia de

caracterizar la arena S4,5I del bloque G constituida por los yacimientos ONV-60 y ONV-

54, a partir de informacin ms actualizada, proveniente de estudios de ncleos, anlisis

PVT, correlaciones estratigrficas del campo, entre otros.

La perforacin de los pozos ONV-79 y ONV-54AD2 imparten la necesidad

de tal investigacin debido a que estos pozos se perforaron con la finalidad de

obtener produccin de los yacimientos pertenecientes a la Formacin Merecure,sin embargo resultaron ser prospectivos en niveles superiores como es el caso de

la arena S4,5I de tal forma que se sometieron a trabajos de reacondicionamiento,

cuyos trabajos resultaron positivos pues se obtuvo produccin de esta arena, cabe

resaltar que las coordenadas de fondo para ambos pozos segn los datos oficiales


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3

caen fuera de los limites de yacimiento. Con la actualizacin de la informacin

geolgica y de yacimiento se tendr un modelo esttico mucho ms cercano a la

realidad, en el que se incorporaren estos pozos en yacimientos existentes o en

nuevos descubiertos, as de esta forma establecer mejores planes de explotacin.

1.2 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIN

1.2.1 Objetivo General

Validar el modelo esttico de la arena S4,5I perteneciente a la Formacin

Oficina del Campo Onado Municipio Aguasay, Monagas.

1.2.2 Objetivos Especficos

Interpretar el modelo geolgico del rea objeto de estudio.

Determinar los valores petrofsicos y de fluido, adaptados a la nueva

correlacin estructural del campo.

Proponer el nuevo modelo esttico representativo de los yacimientos

estudiados.

Calcular las reservas con los nuevos parmetros geolgicos y petrofsicos a

travs del mtodo volumtrico.

1.3 JUSTIFICACIN DE LA INVESTIGACIN

Los programas y metodologas utilizados para llevar a cabo el desarrollo

de un campo petrolfero, implican tener una clara identificacin del mismo en

cuanto a caractersticas, propiedades, ubicacin de sus estratos entre otros

parmetros; debido a que todas las actividades involucradas requieren de una


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4

gran inversin de capital. Razn que motiva a la empresa a efectuar estudios que

generen un esquema cada vez ms exacto de los yacimientos que conforman el

mencionado campo, lo cual facilita la toma de decisiones a la hora de implantar

algn programa de explotacin. La integracin de diferentes estudios geolgicos

y de yacimientos que se realizarn en la arena S4,5I especficamente en el

bloque G, permitirn caracterizar los principales rasgos estructurales,

petrofsicos; adems de integrar la informacin de produccin aportada por los

pozos ONV-79 y ONV-54AD2, buscando estimar de manera confiables las

reservas de hidrocarburos a partir de los datos aportados por los pozos e

informacin obtenida en este estudio.


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CAPTULO II

MARCO TERICO

2.1 ANTECEDENTES

BRITO, N y ROJAS, E (2006) realizaron un trabajo de grado titulado.

DDeetteerrmmiinnaacciinnddeellmmooddeellooeessttttiiccooddeellaassaarreennaasscc,,dd,,eeyyffddeellyyaacciimmiieennttoojjoobboo--

0011,,uubbiiccaaddooeenneellrreeaajjoobboo--0022,,ppeerrtteenneecciieenntteeaaPPeettrroouuddoo,,SS..AA....EEnnccuuyyoottrraabbaajjoo

ssee eeffeeccttuuaarroonn llooss ssiigguuiieenntteess mmooddeellooss:: sseeddiimmeennttoollggiiccoo,, ppeettrrooffssiiccoo,, eessttrruuccttuurraalleessttrraattiiggrrffiiccoo yy llaa aapplliiccaacciinn ddee ttccnniiccaass ggeeooeessttaaddssttiiccaass.. De estos estudios se

determin que las arenas tienen un buzamiento suave de 3 a 5 en direccin noreste

presentando irregularidades en la estructura hacia el noroeste del rea con espesores

que oscilan entre 10 y 30 pies estos ltimos representa las zonas ms prospectivas.

Todas las arenas pertenecen a un ambiente deltico con un sub-ambiente de llanura

deltica. Tambin se obtuvieron parmetros de corte y los resultados del clculo del

POES obtenido para las arenas C, D, E y F es de 74 MMBN, 21 MMBN, 17 MMBN

y 25 MMBN.

CAA, J (2010), efectu un trabajo de grado titulado.Validacin de los

modelos estticos y dinmicos con reservas subestimadas, pertenecientes a los

campos Guara Y Levas. Distrito San Tom. El estudio estuvo basado en la

interpretacin de los parmetros geolgicos y petrofsicos a fin de verificar los lmites

de los yacimientos, as como tambin se analiz la historia de produccin para el rea

en estudio, con lo cual se pudo establecer los parmetros que incidan en la

subestimacin de las reservas, posteriormente se propusieron los nuevos modelos

representativos de los yacimientos estudiados. No obstante Se incrementaron las

reservas remanentes de petrleo y gas a 2,563 MMBN y 7,491 MMMPCN de 9 de los

17 yacimientos en estudio.


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2.2DESCRIPCIN DEL REA DE ESTUDIO

2.2.1 Cuenca Oriental de Venezuela

Es la segunda cuenca petrolfera en importancia de la Repblica Bolivariana de

Venezuela y est ubicada en el centro este del pas (ver figura 2.1). Abarca los

Estados Gurico, Anzotegui, Monagas y Delta Amacuro, y se extiende hacia la

Plataforma Deltana y sur de Trinidad Tobago. sta se caracteriza topogrficamente

por extensas llanuras y una zona de mesas en Anzotegui y Monagas, que abarca

unos 16000 km de superficie.

En la Cuenca Oriental de Venezuela se distinguen ocho reas principales

productoras de petrleo: rea de Gurico, rea Mayor de Anaco, rea Mayor de

Oficina, rea Mayor de Temblador, Faja del Orinoco, rea Mayor de Jusepn, rea

de Quiriquire y rea de Pedernales.

Figura 2.1 Ubicacin de la Cuenta Oriental de VenezuelaFuente: Nabor, F. (2010)


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7

2.2.2 Ubicacin del rea de estudio

El campo Onado forma parte de la extensin territorial de la Cuenca Oriental de

Venezuela, Subcuenca de Maturn, en la regin oeste del Estado Monagas; localizado

a 110 km al este de Anaco, situado en el municipio Aguasay. Limita al norte con el

Municipio Santa Brbara, al sur con los Campos Casma Anaco y Acema, al este con

el Municipio Aguasay y al oeste con la poblacin de Arib. (PDVSA Petronado)

El Campo Onado posee una extensin de 158,98 km2, de los cuales106 km2

corresponden a zona exploratoria. Est comprendido por tres sub-reas basadas en la

presencia de tres estructuras geolgicas no comunicadas entre si conocidas como

Onado G, Onado M y Onado P, de los cuales cada rea contiene extensin territorial.

La Formacin Oficina ha sido reconocida en el subsuelo de los estados Anzotegui y

Monagas, formando parte de las unidades de la Cuenca Oriental. Aflora en la

superficie de los domos de Santa Ana y San Joaqun y en las cercanas del campo

Cerro Pelado.

Figura 2.2 Ubicacin Geogrfica del Campo OnadoFuente: PDVSA PETRONADO, 2011.

N: 1.033.585E: 442.338

N: 1.033.585E: 448.000

E: 448.000N: 1.034.585

E: 442.338N: 1.026.236N: 1.026.236

E: 436.857

E: 436.857N: 1.029.923N: 1.029.923

E: 432.732

E: 428.625N: 1.028.960

E: 432.732N: 1.028.960

E: 442.338N: 1.031.741N: 1.031.741

E: 434.109

E: 434.112N: 1.033.584

N: 1.030.707E: 432.732

N: 1.030.707E: 428.625

E: 453.338N: 1.039.138

N: 1.036.251E: 445.097

N: 1.036.251E: 453.338

N: 1.037.252E: 450.591

N: 1.039.138E: 435.631

E: 451.338N: 1.036.251

E: 439.612N: 1.039.118

E: 435.631N: 1.034.458N: 1.034.458

E: 431.625

E: 431.625N: 1.030.707

N: 1.039.118E: 450.591

E: 436.892N: 1.036.251

E: 445.099N: 1.037.252

N: 1.037.971E: 436.892

N: 1.037.967E: 439.610

AREA: 30,65 Km2

AREA: 15,16 Km2

AREA: 7,17 Km2

N: 1.034.585E: 451.338

ZONA DE

Explo-3X

ZONA DE REINTERPRETACIN SSMICA.

ADQUISICIN S SMICA

ADQUISICIN S SMICAZONA DE

ADQUISICIN S SMICAZONA DE

Explo-2X

Explo-4X

Explo-1X

BLOQUE G

BLOQUE M

BLOQUE P


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2.2.3 Proceso Evolutivo Sedimentario

El proceso evolutivo sedimentario de la Cuenca Oriental de Venezuela se

sita desde el Devono- Carbonfero (Gonzlez de Juana, 1980), hace unos 350

millones de aos. Durante este perodo se reconocen tres perodos sedimentarios

separados: el primero corresponde al Paleozoico medio- tardo y tardo, el

segundo comienza en el Cretcico medio y se hace regresivo durante el Terciario

temprano, y el tercero, se desarroll durante el Terciario tardo y fue definitivo

para la configuracin de la cuenca petrolfera en su estado actual. Ellos tienen

lugar entre perodos principales de orognesis y despus de largos de erosin,cuando las aguas transgredieron sobre tierras previamente pleniplanadas.

En la actualidad el modelo tectnico de la cuenca evidencia una complejidad

tectnica, encontrndose fallamientos como el de rica y Anaco, la Falla Furrial-

Carito, el Domo de Tonoro y el Corrimiento de Pirital (Bloque Alctono) que se

caracteriza por su gran desplazamiento y extensin.

2.2.4 Estructura

Del anlisis detallado del reproceso de la ssmica 3D del rea, ms la

integracin con lneas 2D regionales efectuado por Vctor Ploszkiewicz (VP

Consulting), concluy que en el bloque Onado interactan dos estructuras

claramente diferenciables.

El principal y responsable de la trampa de Onado, es consecuencia de

movimientos deslizantes oblicuos en la zona de sutura entre la placa

Sudamericana y la del Caribe. Estos afectaron el basamento continental con

desplazamientos transtensivos dextrales que generaron fallas normales con cierres

en cuatro direcciones. Este sistema de fallas transtensivas de diseo curvilneo, cuyos


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planos inclinan al sur, ha conformado los lmites mayores de cada uno de los campos

iniciales (G, M y P), generando estructuras homoclinales que buzan al norte. En la

figura 2.3 se muestra una seccin ssmica compuesta (2D-3D) donde se representa los

bloques G, M y P que conforman la estructura geolgica del Campo Onado.

En rasgos generales, el Campo Onado, es una secuencia de estratigrafa

homoclinal atravesada por un juego principal de fallas trascurrentes dextrales de

alto ngulo y rumbo este-oeste cuyo plano de fallas subvertical, inclina hacia el

sur; esta secuencia homoclinal buza entre 3 y 5 hacia el norte.

La supresin de espesores estratigrficos en la columna de algunos pozos,

definida claramente en las correlaciones, evidencia el carcter normal de la mayora

de las fallas del yacimiento. El modelo de entrampamiento general del bloque Onado,

est constituido por una secuencia homoclinal buzante al norte con cierre contra falla.

La migracin de hidrocarburos proviene del norte, desde el eje de la cuenca. Las

fallas son contra pendiente de la cuenca y aparentemente sellantes.

Figura 2.3 Seccin ssmica 2D-3D del Campo OnadoFuente:PDVSA PETRONADO, 2011


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A continuacin se muestran los principales bloques que conforman el campo Onado:

2.2.4.1 Bloque G

Este bloque presenta una gran falla principal que atraviesa la regin en sentido

prcticamente este-oeste. En la parte occidental del yacimiento la falla se comporta

como una falla normal con el bloque deprimido hacia el sur y el plano de falla

buzando ms de 50 en la misma direccin. En algunos pozos que atraviesan esta

falla se han medido rachazos verticales de ms de 500 pies. En el sector oriental, la

falla principal adquiere un carcter subvertical y presenta rasgos transgresivos que

generan en el bloque alto o levantado (al norte) un cierre anticlinal definido por

ssmicas cuyo eje se ubica paralelo a la falla cerca del pozo abandonado ONV-69.

2.2.4.2 Bloque M

La menor densidad de datos existente en esta rea da como resultados que la

estructura definida no tenga un soporte consistente por pozo y se tenga menores

detalles que la Onado G. En general se trata de una estructura homoclinal deaproximadamente 4 de inclinacin hacia el norte cortada por una o dos fallas contra

pendiente con ngulo mayor de 50. El mejoramiento de la interpretacin estructural de

este sector est supeditado al reproceso de la ssmica 3D, a la reinterpretacin de la

informacin existente y a la aportada por la perforacin de nuevos pozos.

2.2.4.3 Bloque P

Este campo tiene la menor informacin disponible del rea. A la hora deconfeccionar el modelo estructural se cont nicamente con un pozo perforado y

dos lneas ssmicas 2D. Por ste motivo la estructura se resuelve pobremente,

considerndola dentro de un esquema anlogo al del rea Onado M. La


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adquisicin de 3D en este campo inicial es de fundamental importancia a la hora

de intentar el eficiente desarrollo del mismo.

2.2.5 Estratigrafa

Onado es uno de los campos de la Cuenca Oriental cuyo principal objetivo de

produccin son las arenas masivas de la Formacin Merecure (U2, U3 y U4). En la

mayora de los campos pertenecientes a esta cuenca, los yacimientos principales

pertenecen al intervalo litoestratigrfico de la Formacin Oficina, no obstante las arenas

de la parte inferior de la formacin mencionada presentan muy buenos ejemplos de

acumulaciones rentables de hidrocarburos.

Tabla 2.1 Columna Estratigrfica del Campo Onado

Gr Res Pies

S erie F ormacin Descripcin

Litolgica R egistros (E sp eso r)

Era(Eratema) Sistema

Pleistoceno MesaAreniscas gruesas con

estratificacin entrecruzadas,

conglomerados y gravas

Las PiedrasAreniscas carbonosa s, lutitas,

arcillas, lignitos en forma de

bloques y restos fsiles

La Pica Lutitas micceas y areniscasintercaladas con presencia de lignitos

Plioceno

Mioceno

Superior

Medio

Inferior

Oligoceno

CENOZICA

Terciario

Cu

aternario

Merecure Areniscasmasivas o poco estratificadas ydelgadas c apas de lutitas carbonosas

OficinaLutitas parlicas areniscas y

Lignitos intercalado s con

Arenas de poco espesor

Freites Lutitas grises a blanquecinas, arcillascalcreas ferruginosas y areniscas

850

1250

5300

4800

2700

2100

Fuente: PDVSA PETRONADO, 2011


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El campo Onado presenta una secuencia estratigrfica caracterstica de los

campos de Oficina que incluyen pocas tales como el Plioceno, (Superior, Medio eInferior) y Oligoceno, todas del periodo Terciario. A continuacin sern tratadas ms a

detalle cada una de las formaciones que conforman la columna estratigrfica del campo

Onado, representada desde la ms reciente hasta la ms antigua.

Formacin Mesa: Constituida por niveles masivos de arenas con

intercalaciones de limonitas y lutitas, levemente consolidadas, presenta acuferos

lateralmente extensos.

Formacin Las Piedras:consiste en areniscas micceas, friables, de grano fino

y colores gris claro a gris verdoso, interlaminada con lutitas gris a verdoso, arcilitas

siderticas, grises, lutitas lignticas y lignitos.

Formacin La Pica: Consiste en espesores lutticos grises y limolitas con

desarrollos de areniscas de grano fino, disminuyendo hacia la zona basal. El espesor de la

formacin es variable, alcanzando en algunos casos hasta 5000pies.

Formacin Freites: Describe una columna de lutitas verdes a gris verdosas

con muy delgados niveles de limolitas. Presenta un espesor de 2500pies

aproximadamente; se encuentra sub-represurizada y constituye el sello regional

del complejo superior de la Formacin Oficina.

Formacin Oficina Caracterizada por la alternancia de lutitas grises, gris

oscuro y gris marrn, intercaladas e interestratificadas con areniscas y limolitas de

color claro y grano fino a grueso, presenta capas delgadas de lignitos y lutitas

lignticas, el material carbonoso es comn.. En general las areniscas se hacen ms

abundantes, de mayor espesor y de grano ms grueso hacia la base. El espesor de la

formacin vara entre 2500 y 3000pies.


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Formacin Merecure: Caracterizada por cuerpos masivos de areniscas de

color gris claro a oscuro, de grano fino a grueso, con muy delgados niveles lutticos;

permitiendo la coalescencia o amalgamiento de los cuerpos de arenas, lo que facilita

la comunicacin vertical de los fluidos. En el Campo Onado esta unidad se encuentra

naturalmente fracturada.

Las formaciones que han presentado produccin de hidrocarburo en el Campo

Onado han sido las formaciones Oficina y Merecure; en donde la Formacin Oficina

se subdivide operacionalmente en: Oficina Superior, Oficina Medio y Oficina

Inferior. En la figura 2.4 se muestran las arenas que conforman cada una de lasunidades productoras del Campo Onado.

Intervalos Operacionales

Formacin

Figura 2.4 Formaciones productoras del Campo OnadoFuente:PDVSA PETRONADO, 2011

2.2.6 Caracterstica de la arena S4,5I bloque G del campo Onado

Observando la figura 3.2 se puede ver que la arena S4.5I se ubica en el complejo

inferior de la Formacin Oficina. De acuerdo a los mapas oficiales se encuentra

constituida por los yacimientos ONV-60 y ONV-54 Con un rea de 37.785 acres con


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un volumen de 54531 acres-pies, los espesores son muy variados los mismos oscilan

entre 3' y 50', el lmite principal hacia el sur lo constituye la falla principal de Onado

G en direccin prcticamente oeste-este, hacia el norte por lmites arbitrarios. El

mapa oficial se muestra en el Apndice A donde se puede visualizar las

caractersticas antes mencionadas, este fue realizado en el ao 1987, fecha para la

cual no se tenan pozo completados en esta arena. Los parmetros de campo que se

manejan a este nivel de la formacin Oficina son los siguientes: Presiones y

temperatura de yacimiento; 6600psia y 300 F respectivamente, las gravedad de los

crudos entre 21-24 API.

Tabla 2.2 Datos oficiales de las reservas probadas arena S45I Bloque G

Yacimientorea Volumen POES Reservas GOES Reservas

(Acres) (Acres-pies) (MBN)Petrleo(MBN) (MMPCN)

Gas(MMPCN)

ONV-60 2.338 45.061 19.392 4.072 29.831 20.882

ONV-54 614 9.470 4.565 1.004 5.022 3.515ReservasTotales 5.076 24.397

2.3 BASES TERICAS

2.3.1 Caracterizacin de los Yacimientos

La gerencia Tcnica de PDVSA (Petrleos de Venezuela), define el Estudio

Integrado de Yacimientos como un Anlisis interpretativo y multidisciplinario de

un yacimiento, como una unidad geolgica e hidrulica integral, a fin de describir

su naturaleza y geometra; calificar y cuantificar propiedades de roca y fluidos, y

establecer distribucin y volmenes recuperables de hidrocarburos, integrando

aspectos estructurales, estratigrficos, sedimentolgicos, petrofsicos y de fluidos,

en un modelo nico, que permita establecer un plan de explotacin que garantice


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la mxima recuperacin econmica de sus reservas. En un estudio de esta

naturaleza, tal integracin implica el aporte de conocimientos previos yhabilidades profesionales de diferentes disciplinas, asociadas a la explotacin de

hidrocarburos. La caracterizacin del yacimiento es ms precisa si se cuenta con

un modelo esttico y un modelo dinmico, los mismos se explican a continuacin.

2.3.1.1 Modelo Esttico

Es una representacin grfica de los parmetros de ubicacin, distribucin, forma

y variaciones internas de los elementos litolgicos y fluidos en condiciones originales

que conforman el rea de estudio, como es el caso de la permeabilidad, porosidad,

espesor, topes, limites, fallas, ambiente de sedimentacin, continuidad vertical y lateral

de las arenas, petrofsicas de los lentes, litologa y lmites de la roca, que unidos a

pruebas de yacimientos (datos de presin, produccin, pruebas de presin), permiten

definir con mayor claridad el yacimiento. La caracterizacin de yacimientos

(descripcin de las propiedades del sistema, roca-fluido) es una tarea compleja, en las

que intervienen diversas disciplinas tales como: petrofsica, geologa, geofsica,

geoqumica, produccin, entre otros. Este modelo se lleva a cabo por medio de otros

sub-modelos:

2.3.1.1.1 Modelo Estructural

Permite delimitar el rea de la acumulacin de hidrocarburo mediante la

interpretacin y estudio de la tectnica de la regin, identificando las principales

deformaciones generadas que impiden la migracin de los fluidos.

Adicionalmente, define la orientacin y geometra de los elementos estructurales

(fallas, pliegues, altos y bajos estructurales) del rea de estudio.


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2.3.1.1.2 Modelo Estratigrfico

Permite definir la arquitectura interna del yacimiento, mediante la

interpretacin de marcadores de inters o unidades cronoestratigrficas: lmites de

secuencias, superficie de mxima inundacin, entre otros.

2.3.1.1.3 Modelo Sedimentolgico

Permite definir el ambiente, geometra, orientacin, distribucin areal y

calidad de los depsitos sedimentarios que constituyen el yacimiento mediante el

anlisis y estudio de sus sedimentos desde el punto de vista fsico, qumico y

mineralgico.

Ambiente Deltico

Se origina por la divagacin del ro en la planicie o llanura y el efecto de la

sedimentacin de los granos de arenas y partculas ms finas de limo y arcilla, enlas reas donde disminuye la velocidad de la corriente por pendientes bajas y la

accin de contencin de las aguas marinas. Un delta se forma donde un ro trae al

mar ms sedimentos de los que las olas y las corrientes litorales pueden distribuir

hacia otras reas. El tipo de delta resultante depender de la magnitud del aporte de

sedimento a la costa y su redistribucin por las olas, mareas y corrientes litorales.

La llanura deltica

Es una llanura aluvial baja, que constituye el tope emergido del edificio

deltico (Figura 2.5). La llanura deltica est cortada por una red de brazos


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fluviales ms o menos bifurcados, llamados canales distributarios, que irradian

desde el ro principal. Transportan el agua y los sedimentos fluviales hacia las

desembocaduras del delta, y estn caracterizados por depsitos arenosos cuyo

espesor alcanza la profundidad del canal. Dichos canales erosionan ms o menos

profundamente los depsitos fluviales subyacentes y se sobreponen a los sedimentos ms

antiguos y marinos del frente deltico.

Figura 2.5 Principales componentes morfolgicos y sedimentarios comunes a

todos los deltasFuente: BRITO N y ROJAS E, 2006

El frente deltico

rea subacutica cercana y adyacente a los brazos del delta, en donde la carga

basal de arena del cauce se acumula en primer lugar. En las zonas de desembocadura,

los sedimentos son generalmente arenosos y forman barras de desembocadura que

progradan sobre las arcillas ms externas del prodelta. Las facies y la geometra de

dichas barras varan con el tipo y la intensidad de los procesos sedimentolgicos


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costeros dominantes. Hacia el mar y entre las desembocaduras, los sedimentos se

vuelven ms finos y arcillosos.

El Prodelta

Constituye la parte ms externa y profunda del delta. La sedimentacin est

caracterizada por depsitos finos (lmolitas y arcillas) con carcter marino. El

prodelta forma la base del edificio deltico y descansa sobre la plataforma

continental.

Figura 2.6 Vista Comparativa de los diferentes tipos de deltaFuente: BRITO N y ROJAS E, 2006

a)Delta con dominio fluvial:

Este delta se caracteriza por un ro principal que se divide en numerosos canales

distributarios, los cuales transportan agua y sedimentos hasta el mar. Figura (2.7)

Delta dominado por el ro Pie de Pjaro Delta lobulado clsico

Delta cuspidal dominado por las olas Delta dominado por las


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Figura 2.7 Delta con dominio FluvialFuente: BRITO N y ROJAS E, 2006

b)Delta con dominio de oleaje:

En este caso el material sedimentario aportado al mar por los canales

distributarios, es decir, distribuido lateralmente por las corrientes litorales formndose

un frente deltico constituido por lomas de playa, las cuales a medida que el delta

avanza hacia el mar son cortadas por los distributarios (Figura 2.8).

Figura 2.8 Delta con dominio del OleajeFuente: BRITO N y ROJAS E, 2006

c)Delta con dominio de marea:

En este ambiente el material aportado al mar por los distributarios es

retrabajado por las corrientes de marea, que es la energa dominante en la lnea de

costa. (Figura 2.9).


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Figura 2.9 Delta dominado por la Marea

Fuente: BRITO N y ROJAS E, 2006

2.3.1.1.4 Modelo petrofsico

Define parmetros bsicos de la Roca-Yacimiento: F, a, m, n, Rw, GRcl, GRsh

y genera valores de: Vsh, , K, Sw, So, Sg a partir de los datos de ncleo, registros y

datos de produccin, que permitirn caracterizar al yacimiento en funcin de sus

propiedades fsicas y texturales. Adicionalmente, se determinan los parmetros de

corte necesarios para el clculo volumtrico.

Interpretacin de Perfiles de Pozos.

En la perforacin de un pozo se obtienen sistemticamente muestras de roca

que son de gran importancia en la determinacin geolgica-paleontolgica de la

seccin que se atraviesa. Posteriormente se lleva a cabo la corrida de los registros que

miden diferentes caractersticas fsicas de las rocas atravesadas, as como de los

fluidos que ellas contienen (resistividad elctrica, potencial espontneo, velocidad del

sonido (t) en las rocas, radiactividad natural, registros densidad-neutrn, entre

otros). Con estos datos es posible obtener un conocimiento muy detallado de la

seccin estratigrfica atravesada por los pozos o sondeos estratigrficos (profundidad,


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buzamiento, litologa, seccin omitida o repetida (fallas), caractersticas petrofsicas y

contenidos de fluidos) con bastante precisin. Entre los perfiles elctricos se tienen el

perfil resistivo (convencional, de induccin y lateroperfil, radioactivos), perfil de

rayos gamma, perfil de densidad.

Resistividad de la Formacin (Rt)

Constituye una propiedad muy importante para indicar litologa y contenido de

fluido. La mayora de los minerales constituyentes de las rocas al igual que los

hidrocarburos, no son conductores de la resistividad es decir que son resistivos. En

las rocas sedimentarias la parte slida est formada por minerales no conductores de

la electricidad tales como: cuarzo, silicatos, carbonatos, etc. Estas rocas conducen la

electricidad solamente debido a la presencia de fluidos conductivos dentro de los

espacios porosos interconectados, como es el agua de formacin.

Resistividad del Agua de Formacin (Rw)

El agua de formacin, a veces llamada agua innata o agua intersticial, es el agua

no contaminada por el lodo de perforacin que satura la porosidad de la formacin.

La resistividad de sta agua, es un parmetro importante para la interpretacin de

perfiles elctricos en pozos abiertos (no entubados); en especial para el clculo de las

saturaciones de fluidos (de agua y/o de hidrocarburos) a partir de los registros bsicos

de resistividad. La resistividad de las aguas superficiales pueden exceder los 20 a 50Ohm-m a la temperatura ambiente, mientras que las aguas muy salinas de las

perforaciones profundas pueden tener resistividades tan baja como 0.04 Ohm-m @ 75

F, lo cual corresponde a una solucin de saturacin completa.


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Porosidad ().

Se define como la fraccin del volumen total de la roca no ocupada por el

esqueleto mineral de la misma. La porosidad tiene dos clasificaciones; una por su

origen, que la subdivide en primaria y secundaria; y otra por su grado de

interconexin entre los poros de la roca, la cual la clasifica en absoluta, efectiva y no

efectiva.

Permeabilidad

Es la propiedad de la roca que mide la facilidad con la que se mueven los

fluidos a travs de una formacin. Una roca puede tener altas porosidades y buenas

saturaciones de hidrocarburos, pero si los poros no se encuentran conectados entre s,

el crudo no puede fluir y por lo tanto no se puede producir. De acuerdo a las fases

almacenadas en el medio poroso, la permeabilidad se puede clasificar en:

permeabilidad efectiva, permeabilidad absoluta y permeabilidad relativa.

Saturacin

Se entiende por saturacin de una formacin a la fraccin del volumen poroso

ocupada por un fluido. En un yacimiento se pueden encontrar simultneamente agua,

petrleo y gas. Una parte de los fluidos no puede ser extrada, a dicha fraccin de

fluidos se le conoce como saturacin residual.

2.3.1.2 Modelo Dinmico

En esta fase del estudio integrado de yacimientos se definen las propiedades de

los fluidos y su distribucin inicial en el yacimiento. Cuantifica volmenes de


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hidrocarburos en sitio. Especficamente este modelo encierra el anlisis de

propiedades fsico-qumicas de los fluidos, la determinacin de las propiedades

P.V.T, el anlisis de las permeabilidades relativas, de las presiones capilares, la

determinacin de CAP, CGP y clculo de reservas.

2.3.2 Reservas de Hidrocarburos

Las Reservas de Hidrocarburos son los volmenes de petrleo crudo,

condensado, gas natural y lquidos del gas natural que se pueden recuperar

comercialmente de acumulaciones conocidas, desde una fecha determinada en adelante.

2.3.3 Clasificacin de las Reservas

2.3.3.1 De acuerdo a la certidumbre de ocurrencia

Reservas Probadas:

Son los volmenes de hidrocarburos estimados con razonable certeza yrecuperables de yacimientos conocidos, de acuerdo con la informacin geolgica y

de ingeniera disponible y bajo condiciones operacionales, econmicas y

regulaciones gubernamentales prevalecientes.

Reservas Probables:

Son volmenes estimados de hidrocarburos asociados a acumulaciones

conocidas, en los cuales la informacin geolgica, de ingeniera, contractual y

econmica, bajo condiciones operacionales prevalecientes, que indican (con un

grado menor de certeza al de las reservas probadas) que se podrn recuperar.


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Reservas Posibles

Son volmenes estimados de hidrocarburos asociados a acumulaciones

conocidas, en los cuales la informacin geolgica y de ingeniera, indica (con un

grado menor de certeza al de las reservas probables) que podrn ser recuperadas

bajo condiciones operacionales y contractuales prevalecientes. Estas reservas

podran ser estimadas suponiendo condiciones econmicas futuras diferentes a las

utilizadas para las reservas probadas.

2.3.3.2 De acuerdo a las facilidades de produccin

Probadas Desarrolladas

Son los volmenes de hidrocarburos comercialmente recuperables de

yacimientos por los pozos e instalaciones de produccin disponibles. Se incluyenlas reservas detrs de la tubera de revestimiento que requieren un costo menor y

generalmente no requieren uso de taladro para incorporarlas a la produccin.

Tambin se incluyen aquellas que se esperan obtener por la aplicacin de mtodos

de recuperacin suplementaria.

Probadas no desarrolladas

Son los volmenes de reservas probadas que no pueden ser comercialmente

recuperables a travs de los pozos e instalaciones de produccin disponibles.

Incluye las reservas detrs de la tubera de revestimiento que requieren un costo

mayor para incorporarlas a la produccin (RA/RC) y las que necesitan de nuevos


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pozos e instalaciones o la profundizacin de pozos que no hayan penetrado el

yacimiento.

2.3.3.3 De acuerdo al mtodo de recuperacin

Primarias

Son las cantidades de hidrocarburos que se pueden recuperar con la energa

propia o natural del yacimiento.

Suplementarias

Son las cantidades adicionales de hidrocarburos que se pudieran recuperar,

como resultado de la incorporacin de una energa suplementaria al yacimiento a

travs de mtodos de recuperacin suplementaria, tales como inyeccin de agua, gas,

fluidos miscibles o cualquier otro fluido o energa que ayude a restituir la presin del

yacimiento y/o a desplazar los hidrocarburos para aumentar la extraccin del

petrleo.

2.3.4 Mtodos para calcular reservas

2.3.4.1 Mtodos Determinsticos

Mtodo volumtrico

Se utiliza para calcular el hidrocarburo original en sitio (POES; GOES; y COES)

con base en el modelo geolgico que geomtricamente describe el yacimiento y a las

propiedades de la roca y de los fluidos.


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Balance de Materiales

Se utiliza para calcular el Petrleo Original En Sitio y cotejar con el resultado

obtenido por el mtodo volumtrico. El xito de la aplicacin de este mtodo requiere

de la historia de presiones, datos de produccin y anlisis PVT de los fluidos del

yacimiento, que permiten as mismo predecir el petrleo recuperable.

Simulacin de Yacimiento

Consiste en la utilizacin de los modelos matemticos que simulan los

procesos que tienen lugar en el medio poroso durante la produccin del yacimiento.

Se basa en la disgregacin del yacimiento en un nmero de bloques, lo cual permite

considerar sus heterogeneidades y predecir su comportamiento. La validez de este

mtodo requiere de una buena definicin geolgica del yacimiento y de las

caractersticas de sus fluidos.

Curvas de Declinacin de Produccin

Se utilizan con frecuencia para estimar reservas remanentes mediante la

extrapolacin del comportamiento de produccin y ayudan en el diagnostico del

mecanismo de empuje en los yacimientos cuando se dispone de suficiente historia

de produccin-presin.

2.4 CONCEPTOS O TRMINOS BSICOS

Datum o Dato de Referencia: Es la profundidad bajo el nivel del mar a la cual se

refiere la presin de un yacimiento. Generalmente, el plano de referencia usado es aquel

plano horizontal que contiene el centro geomtrico o centro de gravedad del yacimiento.


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Formacin: Es un grupo de rocas de caractersticas litolgicas, regionalmente

homogneas, dentro de una seccin estratigrfica. Es la unidad fundamental en laclasificacin de las rocas.

Plan de Explotacin: Participacin de capital, tecnologas y gerencia privada, tanto

nacional como internacional en las principales actividades del negocio petrolero

como son: Exploracin, Produccin, Refinacin, Mercadeo nacional e internacional

del petrleo y sus derivados.

Pozo de Reentrada: Son pozos perforados desde pozos ya existentes, pudindose

reperforar un nuevo hoyo utilizando parte de un pozo existente perforado

previamente.

Porcentaje de Arcilla: Termino empleado para indicar la cantidad de arcilla en una

arena, considerando las rocas arcillosas como aquellas que reaccionan en medio acuosos.

Reservas Remanentes:Volmenes de reservas que an no han sido extradas del

yacimiento; en relacin a las reservas recuperables.

Seccin Estratigrfica: Muestra en el plano horizontal las caractersticas litolgicas

y de facies de la roca, el cual se elabora a partir de registros de pozos teniendo en

cuenta la correlacin, ubicacin de marcadores estratigrficos, identificacin de

trampas estratigrficas, entre otros.

Seccin Estructural: Es una clasificacin de las secciones geolgicas donde se

muestran la profundidad y deformaciones sufridas por las rocas, posteriores a su


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depositacin, donde se puede observar la extensin vertical de las arenas, cambios de

espesor, trampas estructurales, cambios bruscos de buzamiento, entre otros.

Yacimiento o Reservorio:Unidad geolgica hidrulica formada por rocas porosas y

permeables que contiene hidrocarburo y que produce o ha producido volmenes

comerciales de petrleo crudo, bitumen natural, condensado o gas natural.


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CAPTULO III

MARCO METODOLGICO

3.1 TIPO DE LA INVESTIGACIN

El siguiente trabajo busca hacer una revisin en base a informacin ms

reciente del modelo esttico actual y agregar nueva informacin encontrada en caso

de incongruencias con el modelo existente, de tal forma que se logre validar el

mismo, a fin de caracterizar con mayor presin dicho modelo, Por tal motivo la

investigacin es de tipo descriptiva. Segn Arias Fidias (2004, p. 22): Lainvestigacin descriptiva consiste en la caracterizacin de un hecho, fenmeno,

individuo o grupo, con el fin de establecer su estructura o comportamiento.

3.2 DISEO DE LA INVESTIGACIN

El desarrollo del problema se basar en una investigacin documental, ya que

para estudiar los objetivos planteados se tomaran reportes de campo ya realizados,

como: pruebas de presiones, registros, reportes de produccin, anlisis PVT y otros,

los mismos se encuentran archivados en carpetas de pozos, archivos en digitales.

Segn Arias Fidias (2006, p. 31): La investigacin documental es aquella que se

basa en la obtencin y anlisis provenientes de materiales impresos u otros tipos de

documentos.

3.3 POBLACIN Y MUESTRA

Para la realizacin de este trabajo la poblacin estar constituida por un total de

treinta y ocho (38) pozos que conforman a los yacimientos ONV-60 y ONV-54

pertenecientes a la arena objeto de estudio, de manera que se tenga mayor

informacin del rea para establecer de esta forma un modelo esttico adaptado a la


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realidad del campo. Segn Arias Fidias (2006), define la poblacin o en trminos ms

precisos poblacin del objetivo como un conjunto finito de los elementos con caractersticas

comunes para los cuales sern extensivas las conclusiones de la investigacin. Esta queda

delimitada por el problema y por los objetivos en estudio. (p. 81)

En el presente trabajo, la poblacin ser igual a la muestra. Segn Arias Fidias

(2006), la muestra es un subconjunto representativo de un universo o poblacin.

(p. 83).

3.4 PROCEDIMIENTO METODOLGICO

3.4.1 Interpretacin del modelo geolgico del rea objeto de estudio

3.4.1.1 Recopilacin de datos generales del yacimiento.

Previo a la revisin del modelo se recopil informacin de los perfiles de

pozos, los datos obtenidos por los estudios de anlisis convencionales y especiales

de ncleos, mapas base del rea, mapas ispacos-estructurales de la arena,

informacin de pozos, informes tcnicos y los datos de produccin de los pozos

que fueron probados y completados, cuya informacin se obtuvo de las carpetas

de pozos del archivo tcnico de la empresa e informacin en digital.

3.4.1.2 Revisin del modelo estructural y estratigrfico

Este estudio se inici con la revisin de los topes oficiales de la arena encada uno de los pozos, con el propsito de compararlos con los datos actuales que

se generaron a partir de la correlacin estratigrfica efectuada en un estudio

reciente, realizada por el departamento de geologa de la empresa. Posteriormente

se recopil informacin de un modelo estructural de la arena S4,5I obtenida a


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partir de una interpretacin ssmica 3D realizada en el bloque G del campo Onado,

cuyo informe fue suministrado por el departamento de geologa de la EmpresaMixta en el cual se muestran las trazas de las principales fallas que atraviesan la

arena objetivo de este estudio. Para la definicin de las fallas secundarias de poco

desplazamiento, las cuales son de difcil visualizacin en la ssmica, se gener una

serie de secciones estructurales con el objetivo de demostrar su existencia

utilizando la informacin aportada por los pozos.

Elaboracin de secciones estructurales

Una seccin estructural es aquella que se elabora utilizando un grupo de pozos

colgados a una profundidad nica conocida como Datum estructural. Generalmente

se elige una profundidad subsea o bajo el nivel de mar que permita observar todos

los pozos que se quieren mostrar en la seccin. De esta manera se logra visualizar

diferencias en los valores de los topes de la arena que permiten demostrar ausencia de

una parte del registro, lo cual es interpretado como la presencia de una falla normal.

En caso de que exista una mayor seccin (repetida) la falla interpretada deber serinversa. En vista de que los pozos perforados se alinean prcticamente en direccin

oeste-este, el mallado de secciones estructurales se orienta mayormente en esta

direccin. La figura A.2 muestra el mallado de secciones empleados.

Elaboracin de secciones estratigrficas

Una seccin estratigrfica es aquella que se elabora utilizando un marcador

estratigrfico identificado mediante correlacin y en consecuencia cada pozo tendr

un valor de tope diferente para la arena considerada. Su utilidad principal es mostrar

la continuidad vertical y lateral de la arena o capa que est estudiando. En el presente

trabajo se generaron dos (2) secciones colgadas en el tope de la arena. Ver figura A.3.


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32

3.4.1.3 Elaboracin del mapa de electrofacies

Los mapas de electrofacies son aquellos que se elaboran utilizando las

formas de las curvas de los registros de pozos como medio para identificar los

ambientes sedimentarios del cuerpo arenoso que constituyen el yacimiento. La

base terica para esta identificacin es que cada ambiente presenta una forma en

particular en las curvas de los registros SP y GR que se corren en la mayora de

los pozos del campo. La validez de la interpretacin de facies realizada esta dada

por el conocimiento previo que se tenga del ambiente sedimentario general de la

formacin geolgica y de la cuenca donde ocurre la sedimentacin. El

procedimiento seguido en la preparacin del mapa de electrofacies fue el

siguiente. Se procedi a exportar la informacin de los registros Gamma Ray (GR)

considerando el intervalo de la arena S4,5I, luego se coloc cada electroforma

(respuesta del registro) al lado de la coordenada del pozo en el mapa base,

posteriormente se trazaron los lmites de cada grupo de pozos con forma

semejantes para as delimitar cada uno de los ambientes, conociendo de antemano

por los estudios de ncleo que el ambiente general de sedimentacin de esta partede la Formacin Oficina es deltica prximo costera. Los cuerpos arenosos

caractersticos de este ambiente deltico son: Canal distributario, Barra de

desembocadura y Abanico de rotura.

3.4.1.4 Definir los lmites que conforman cada uno de los yacimientos

Una vez definido el modelo estructural y estratigrfico, el siguiente paso

consisti en confinar los yacimientos, se comenz por validar el contacto gas

petrleo original que se dispone en el mapa ispaco-estructural oficial de esta

arena especficamente en el yacimiento ONV-60 y por ltimo definir la presencia

de contactos agua-petrleo.


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33

3.4.2 Determinacin de los valores petrofsicos y de fluidos adaptado a lanueva correlacin estructural del campo.

3.4.2.1 Revisin de la informacin necesaria para la definicin del modelo

La calidad de los datos manejados en el estudio es una variante que

depende primeramente de la recopilacin y la creacin de una base completa de

datos siendo as la primera fase de cualquier proyecto. Dicha revisin consisti

en la bsqueda de informacin de los yacimientos ONV-60 y ONV-54 los cuales

conforman la zona de inters para as determinar las principales propiedades dela roca y de los fluidos. En esta fase se recopil informacin de Perfiles de

pozos, anlisis de ncleos, estudios PVT e historia de produccin de los pozos.

Seleccin de pozos a considerar para la evaluacin petrofsica

Se realizo un inventario para todos los pozos del bloque G del campo

Onado, donde se caracteriz la informacin de registros bsicos para definir los

tipos de curvas disponibles (Potencial espontneo, Gamma Ray, Induccin,

Densidad, Neutrn).

Anlisis de Ncleos

El siguiente paso consisti en la bsqueda y adquisicin de estudios dencleos realizados a nivel de la arena de inters, con el propsito fundamental de

obtener las correlaciones necesarias para efectuar la calibracin ncleo-perfil.

3.4.2.2 Parmetros Bsicos


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34

En el clculo de los parmetros petrofsicos tienen incidencia los

denominados parmetros bsicos los cuales son:

Factor de Cementacin (m), Exponente de Saturacin (n) y Factor de

Tortuosidad(a).

Estos valores fueron tomados del Plan de Desarrollo (resumen ejecutivo y texto)

del Campo Onado efectuado en el ao 2002 bajo los estudios de ncleos de los pozos

ONV-55, ONV-78, ONV-1 Y ONV-102, los mismos se muestran en la tabla 3.1.

ArenaFactor de

cementacin (m)Coeficiente detortuosidad (a)

Exponente desaturacin

(n)S4,5I 1,78 1,0 1,58

Tabla 3.1 Parmetros Bsicos de campoFuente:PDVSA PETRONADO, 2011

Resistividad del agua de formacin (Rw)

Se tiene como parmetro establecido para la Formacin Oficina una resistividad

de 0.11 ohm-m la cual fue determinada a 290 F, mediante pruebas de laboratorio.

3.4.2.3 Determinacin de los parmetros petrofsicos

Volumen de arcilla (Vsh)

El clculo del volumen de arcilla se efecto haciendo uso del registro Gamma

Ray el cual se fundamenta en la lectura de un (Grmin) determinado en la zona

considerado como limpia, la lectura del (Grmax) determinado en la zona considerada


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como sucia o arcillosa y un valor de GR en todo el intervalo de inters para as

determinar el Vsh por medio de las siguientes ecuaciones:

minmax

min

GrGr

GrGrIGR

= Ec. 3.1

Donde:

=minGr Ledo en una arena limpia, (API)

=Gr Ledo en la arena de inters, (API)

=maxGr Ledo en una lutita representativa, (API); Una vez obtenido el ndice de

gamma ray se determino el respectivo volumen de arcilla, empleando la ecuacin 3.2.

( )12 7,3 = IGRVsh Ec. 3.2

Porosidad ( )

Se determino a partir de la interpretacin de los perfiles de densidad y neutrn, a

fin de obtener la porosidad total de la formacin por medio de un promedio aritmticode estos perfiles considerando las limitaciones que presenta cada una de ellas.

Perfil Neutrn

( )Shnanen

Vsh *= Ec. 3.3

Donde:en : Porosidad efectiva del neutrn [Fraccin]

an : Porosidad aparente leda del registro neutrn [Fraccin]

Vsh: Volumen de arcilla [Fraccin]


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shn : Porosidad de arcilla del neutrn [Fraccin]

Perfil de Densidad

fma

bmaad

= Ec. 3.4

Donde:

ma: Densidad de la matriz [g/cc]

f: Densidad del fluido [g/cc]

b: Densidad aparente de la formacin [g/cc]; luego:

( )ShnVshaded *= Ec. 3.5

Donde:

ed: Porosidadefectivadeldensidad[fraccin]

ad: Porosidad aparente del densidad [fraccin]

shd: Porosidad de la arcilla del registro de densidad [fraccin]

Por la combinacin de los dos perfiles

2

eden

+= Ec. 3.6

Saturacin de agua (Sw)

Previo al clculo de las saturaciones se determin el factor de formacin (F)

mediante la siguiente ecuacin de Archie.


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37

m

aF

= Ec. 3.7

Donde:

F: Factor de formacin [Adimensional

a: Coeficiente de tortuosidad [Adimensional]

m: Factor de cementacin [Adimensional]

: porosidad efectiva [Fraccin]

Se determin la saturacin de agua utilizando la ecuacin de Simandux

Rsh

VshFRw

Rt

FRw

Rsh

VshFRwSw

n

*2

***

*2

**

12

+

= Ec. 3.8

Donde:

Sw: Saturacin de agua [Fraccin]

F. factor de formacin [Adimensional]

Vsh: volumen de arcilla [Fraccin]

Rsh: resistividad de la lutita adyacente [Ohm.m]

RW: resistividad del agua de formacin [Ohm.m]

RT: resistividad verdadera de la formacin [Ohm.m]n: exponente de cementacin [adimensional]

Permeabilidad: Calibracin Ncleo-Perfil

8962.7*3881.0*6565.0exp*0239.0 += pK Ec. 3.9

3.4.2.4 Clculo de las propiedades petrofsicas promedio


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38

El clculo de las propiedades se efectu ponderando los valores por ANP las

ecuaciones empleadas fueron las siguientes:

Arena Neta Petrolfera promedio

=

=n

i

PROM

N

ANPiANP

1

Ec. 3.10

Porosidad promedio

=

==n

i

n

i

PROM

ANP

ANPii

1

1

*

Ec. 3.11

Saturacin de agua inicial

=

==n

i

n

i

PROM

ANP

ANPiSwi

Sw

1

1

* Ec. 3.12

Permeabilidad absoluta

=

==n

i

n

i

PROM

ANP

ANPiki

K

1

1

* Ec. 3.13

3.4.2.5 Determinacin de los parmetros de fluido

Ya que estos parmetros son fundamental para el clculo de las reservas de

hidrocarburos, en esta etapa se valid el PVT del pozo ONV-79 efectuado al

inicio de la vida productiva del yacimiento, cuya muestra fue tomada a nivel de

superficie (separador de prueba), se procedi a realizar la representatividad y la


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39

consistencia del tal estudio aplicando las siguiente pruebas: (linealidad de la

funcin Y, balance de materiales, densidad y desigualdad), cuyas ecuaciones son

las siguientes:

Linealidad de la funcin Y

Se graficaron los datos de presin versus la funcin Y para evaluar si la presin

de burbuja se encuentra subestimada o sobreestimada.

Prueba de balance de materiales

Esta prueba permiti determinar la solubilidad del gas a diferentes presiones y

cotejarlas con el Rs obtenido mediante la prueba de liberacin diferencial. Para tal

clculo se tena como base la siguiente informacin: Gravedad Api del crudo residual,

Relacin gas petrleo en solucin y factor volumtrico del petrleo a diferentes

presiones, gravedad especfica del gas en cada etapa de liberacin.

)/(1591 BNPCNVgRsRs ididi += Ec. 3.14

Donde:

Rsdi: Solubilidad del gas a la presin de inters (PCN/BN)

Rsdi-1: Solubilidad del gas determinado a la presin anterior (PCN/BN)

Vgi: Volumen de gas en solucin (PCN)

Prueba de densidad


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Se compararon las densidades del crudo medidas en la prueba de liberacin

diferencial y la prueba de los separadores, haciendo uso de la siguiente expresin

matemtica.

oPbyTmenPetrleUnidadVolu

MasaTanqueMasaGaseoMasaPetrlfb

++=

(

Ec. 3.15

( ) ( )( )

++=

BY

lbRR

BofbB TanSgsepsg

ofb

wo

ofb

0763277,0

Ec. 3.16

Donde:

odb: Densidad del petrleo saturado a la Pb y T de la prueba de liberacin

diferencial (lb/By)

ofb: Densidad recombinada a partir de la prueba de los separadores (Lb/BY)

o: Gravedad especfica del crudo en el tanque

g: Gravedad especfica del gas separado

w: Densidad del agua (Lb/BN)

RG: Relacin gas petrleo en solucin (PCN/BN)

Prueba de desigualdad

Cuyo principio es que se cumpla la siguiente igualdad:

P

RsBg

P

Bo dd

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