Caracterización Geoquímica de los intervalos productores del Miembro Morichal de la Formación Oficina versus Paleoambiente de Sedimentación. Faja Petrolifera del Orinoco. Casalins Andrés, Pérez Simón, Ascanio Asdrúbal, Carmona Verónica. Copyright 2012, ALAGO. This paper was selected for presentation by an ALAGO Technical Committee following review of information contained in an abstract submitted by the author(s).

Sumario El conocer el ambiente en que fueron depositados los sedimentos de los intervalos productores (Miembro Morichal, Fm. Oficina) permitió optimizar la relación entre ambiente sedimentario y procesos post acumulación de hidrocarburos, determinando así bajo qué parámetros fisicoquímicos fueron generados. En función de la descripción de los núcleos y de la calibración núcleo-perfil, fueron elaboradas varias Correlaciones Estratigráficas y Estructurales, que permitió elaborar los mapas de Paleoambientes para el Miembro Morichal, el cual se encuentra subdividido internamente en tres unidades sedimentarias: Morichal Inferior, Medio y Superior. Esto a su vez correlacionado a través de análisis Geoquímicos, relacionados al crudo de formación, permitió determinar parámetros como, gravedad API y Biomarcadores. La descripción de los núcleos determinó que el Miembro Morichal se depositó en un Ambiente Fluvial dominado por canales de corrientes entrelazadas. Los crudos analizados por medio de biomarcadores permitieron establecer la presencia de un único fluido en el yacimiento, el cual tiene un grado de biodegradación entre 5 y 7 en la escala de Peter y Moldowan, 1993. Además, los esteranos regulares permiten establecer que los crudos provienen de materia orgánica marina debido a la abundancia del esterano de 27 átomos de carbono con respecto a su homologo de 29 átomos. Otro parámetro utilizado para corroborar esta información es la abundancia del terpano tricíclico de 23 átomos de carbono sobre el hopano de 30 átomos de carbono. El patrón de distribución de los metildibenzotiofenos 4MDBT>23MDBT<1MDBT corresponde a un ambiente de depositación de la roca madre carbonática (Hughes, 1984). La presencia de Gammacerano da indicios de un ambiente hipersalino y la distribución de los homopanos de C31 a C35 indica bajas condiciones de Eh, es decir, un medio con ausencia de oxígeno disponible o medio anóxico. La presencia de 18 α(H)-oleanano permitió establecer que se trata de crudos generados en el Cretácico o posteriormente. Por otra parte, en las tres unidades sedimentarias definidas (Morichal Inferior, Medio y Superior) no fueron observados cambios significativos en cuanto a composición química y análisis molecular del crudo de formación a lo largo del campo. Marco Geológico El Área de estudio está ubicada al norte del bloque Carabobo de la Faja Petrolífera del Orinoco, tiene una superficie aproximada de ciento cincuenta kilómetros cuadrados (150,07 km2) y está representada por un homoclinal con un buzamiento de aproximado 2° hacia el Norte. Limita hacia el Oeste con el Área de Distrito Morichal, al Este con el bloque Carabobo 4 y al Sur con el bloque Carabobo 2 y Carabobo 3, respectivamente, (Figura 1.).

Figura 1. Ubicación zona de Estudio Geológicamente pertenece a la Sub-cuenca de Maturín de la Cuenca Oriental de Venezuela, la estratigrafía del área según Léxico Estratigráfico de Venezuela comprende lo siguiente: un Basamento ígneo-metamórfico (Pre-Cámbrico), sobre el descansa discordantemente la Formación Oficina (Mioceno temprano a medio), es seguida concordantemente con la Formación Freites (Mioceno Medio), luego suprayacen discordantemente las formaciones Las Piedras (Mioceno tardío – Plioceno) y Formación Mesa (Pleistoceno). Audemar et al. (1985), describe la Formación Oficina de la Faja Petrolífera del Orinoco, dividiéndola en tres unidades: la Unidad I (Miembro Morichal del área de Cerro Negro; Formación Oficina Inferior en Zuata) caracterizada por areniscas masivas progradantes y la intercalación de lutitas y areniscas transgresivas; la Unidad II (Miembro Yabo del área de Cerro Negro; Formación Oficina Media en Zuata) representa una secuencia lutítica con intercalaciones ocasionales de areniscas y limolitas; la Unidad III (Miembros Jobo y Pilón del área de Cerro Negro; Formación Oficina Superior de Zuata) es una secuencia predominantemente arenosa. La Formación Oficina representa el principal reservorio de hidrocarburos del área, en especial el miembro Morichal que es el referido en este estudio. El término Miembro Morichal fue introducido y publicado originalmente por Key (1977), para designar el intervalo interior de la Formación Oficina en el campo Jobo, Sur de Monagas. El Miembro Morichal está formado por arenas macizas de grano fino a grueso y escogimiento variable, que forman paquetes de 100 a 200 pies (30 a 60 m), separados por delgados intervalos lutíticos (Código Estratigráfico de las Cuencas Petroleras de Venezuela, 2011). En la descripción realizada por Edmond Smith de Core Laboratories Ltd en el año 2003, en el núcleo CES-2-O fue definido el Miembro Morichal como depósitos asociados a canales fluviales, ya sean amalgamados o individuales, separados por niveles arcillosos asociados a llanuras de inundación o depósitos de desbordamientos.

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CASALINS A, PEREZ S, ASCANIO A, CARMONA V

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Metodología. La metodología de correlación en el área de estudio se basó en reconocer patrones de apilamientos. Las correlaciones por patrones fueron hechas con las formas de las respuestas de los perfiles eléctricos de pozos, lo que permitió correlacionar aun cuando existieron variaciones laterales en litologías, facies o en espesores. Las correlaciones realizadas permitió identificar superficies de inundación, ciclos estratigráficos y cierre de secuencias, que coincidieron con superficies identificadas en los núcleos, topes formacionales y reflectores sísmicos. Estas superficies de inundación están referidas a transgresiones marinas puntuales y son fáciles de identificar en la parte media y superior de la columna estratigráfica del área, debido a que esta sección es de ambiente tradicional a marino, ambientes susceptible a registrar cualquier cambio del nivel relativo del mar; mientras que para ambientes continentales fluviales, como el definido para el Miembro Morichal, son ausentes estas superficies, fue requirida otra metodología de correlación para este miembro, como es la identificación de superficies de cierre de ciclos fluviales, definidos por el desarrollo de Paleosuelos regionales y zonas lacustre definidas por los lignitos, todo esto apoyado con la calibración núcleo perfil y sísmica 3D de alta resolución, dando como resultado la definición de tres unidades sedimentarias: Morichal Inferior, Morichal Medio y Morichal Superior (Figura 2). Al tener definida la estratigrafía interna del Miembro Morichal y delimitadas las tres unidades sedimentarias, fueron realizados mapas de Arena Neta y de Electrofacies para cada una, los mapas de Arena Neta se realizaron con un corte en la curva de volumen de arcilla (Vcl) en un valor definido por la petrofísica realizada en el área, esto mapas ayudaron a definir depocentros de sedimentación principales y la tendencia del tren de sedimentación de cada unidad. Los mapas de Electrofacies dan información sobre la distribución areal de las facies sedimentarias en una misma unidad, permitiendo afirmar la tendencia del tren de sedimentación así como definir los paleoambientes de los sistemas de depositación de cada unidad. Estos mapas están directamente relacionados con la morfología de la cuenca, sus niveles de subsidencias y la paleotopografía del Basamento. Figura 2. Registro Tipo del área de estudio definiendo Morichal Inferior (MI), Medio (MM) y Superior (MS), Fm Oficina

Toma de muestras. Fueron tomadas un total de 12 muestras de crudos de formación, las cuales fueron analizadas por diferentes técnicas descritas a continuación: Determinación de la concentración de saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos (SARA). Para realizar la determinación de la composición SARA (saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos) se utiliza un equipo HPLC WATERS provisto de un controlador 600, un detector rotable de absorbancia 486 y un refractómetro diferencial 410. Análisis de Biomarcadores El análisis de biomarcadores se realiza en un equipo CG HEWLETT PACKARD serie II 5890, acoplado a un MS EWLETT PACKARD 5371. Con una columna de 60 m x 0.25 μm x 250 μm. Resultados y discusiones Fue dividido el Miembro Morichal en tres unidades sedimentarias. Para este estudio fue tomado en cuenta la Unidad Morichal Medio, ya que más de un 75% de las muestras analizadas fueron tomadas en pozos horizontales geonavegados en ésta. Unidad Morichal Medio: el mapa de arena neta muestra un depocentro principal que abarca la parte Este y Central de área, con un tren de sedimentación de dirección Suroeste-Noreste (Figura 3). El paleoambiente definido en los mapas de facies para esta unidad fue de canales fluviales entrelazados, definido por una zona de canales entrelazados principales que ocupa en gran parte del área de estudio, excepto la zona Sureste del área donde no hay desarrollo de esta unidad debido a un alto en el Basamento, una zona de margen de canal al Sur y una zona intercanal (barras fluviales) en la parte Este Central del área (Figura 4). De las tres (3) unidades definidas esta unidad fue la mostró los mayores desarrollos de espesores de arena y mayor desarrollo geográfico de la zona de canales estrelazados principales, que representa las mejores facies reservorios del ambiente definido. De acuerdo al mapa de electrofacies el intervalo estratigráfico Morichal Medio (figura 4) los distintos fragmentogramas de las fracciones saturadas y aromáticas de los crudos analizados presentaron similares comportamientos tipificando un único fluido. Figura 3: Mapa de Arena Neta unidad Morichal Medio.

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Caracterización Geoquímica de los intervalos productores del Miembro Morichal de la Formación Oficina versus Paleoambiente de Sedimentación.

Faja Petrolífera del Orinoco.

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Figura 4. Mapa de Electrofacies generados para Morichal Medio presentando 3 pozos observando patrón de distribución de los metildibenzotiofenos ion m/z 198 similares. Evaluación Geoquímica. Los crudos del Miembro Morichal presentan gravedades API entre 7,29 - 9,56 lo que los califica como extrapesados, el análisis de biomarcadores permite establecer la presencia de un único fluido en el yacimiento el cual tiene un grado de biodegradación entre 5 y 7 en la escala de Peter y Moldowan, 1993 la cual se basa en la ausencia de parafinas e isoprenoides. Además los esteranos regulares permiten establecer que los crudos provienen de materia orgánica marina debido a la abundancia del esterano de 27 átomos de carbono con respecto a su homologo de 29 átomos (Figura 5) y distribucion porcentual de los esteranos regulares (Figura 6). Figura 5. Fragmentograma de la fracción de Saturados de los iones m/z 218 Esteranos Regulares. Figura 6. Relación Genética de los estéranos observados entre el crudo y la roca fuente (Peters et al, 1995).

El patrón de distribución de los metildibenzotiofenos 4MDBT>23MDBT<1MDBT corresponde a un ambiente de depositación de la roca madre carbonático (Hughes, 1984), (Figura 7). Figura 7. Patrón de distribución de los isómeros de dibenzotiofeno ion m/z 198 (Pozo A2). La presencia de Gammacerano da indicios de un ambiente hipersalino y la distribución de los homopanos de C31 a C35 indica bajas condiciones de Eh, es decir un medio con ausencia de oxígeno disponible o medio anóxico (Figura 8 y 9). Figura 8. Patrón de Distribución de los homopanos en los Crudos analizados. Figura 9. Patrón de distribución de los fragmentograma ion m/z 191. Por otra parte, se pudo identificar que para los diferentes intervalos estratigráficos del Miembro Morichal, molecularmente de acuerdo a los diagramas polares generados a través de la evolución geoquímica de los crudos analizados en los diferentes biomarcadores determinados, presentan la misma huella digital (Figura 10) caracterizados por crudos como crudos naftenicos descrito en el diagrama ternario en cuanto a la composición SARA de los crudos analizados (Figura 11).

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Figura 10. Diagramas Polares Generados para los diferentes intervalos estratigráficos del Miembro Morichal.

Figura 11. Composición SARA de 12 pozos horizontales en diferentes niveles estratigráficos, (Morichal Inferior, Medio y Superior). Conclusiones • El paleoambiente definido en los mapas de facies para la unidad de Morichal Medio fue de canales fluviales entrelazados, definido por una zona de canales entrelazados principales que ocupa en gran parte el área de estudio, donde se encuentra mas de los 85% de los pozos analizados geoquímicamente. • De acuerdo al mapa de electrofacies generados para el intervalo estratigráfico Morichal Medio los distintos fragmentogramas de las fracciones saturadas y aromáticas de los crudos analizados presentaron similares comportamientos tipificando un único fluido. • El patrón de distribución de los metildibenzotiofenos 4MDBT>23MDBT<1MDBT corresponde a un ambiente de depositación de la roca madre carbonático en todos los pozos analizados, además la presencia de Gammacerano da indicios de un ambiente hipersalino y la distribución de los homopanos de C31 a C35 indica bajas condiciones de Eh, es decir un medio con ausencia de oxígeno disponible o medio anóxico. • Los diagramas polares generados a través de la evolución geoquímica de los crudos analizados en los diferentes biomarcadores determinados presentan la misma huella digital (Figura 10) caracterizados como crudos naftenicos.

Agradecimientos. Es grato agradecer al Laboratorio de la Planta de Mezclado José (Sinovensa) y Personal por los análisis efectuados, el Laboratorio de Geoquímica el Chaure e Intevep y a su vez a la Gerencia de Yacimiento por permitir el desarrollo de dicha investigación para el desarrollo de los estudios de yacimiento. Referencias. • Audemard, F., Azpiritxaga, I., Baumann, P., Isea, A., Latreille, M. (1985). Marco Geológico del Terciario de

la Faja Petrolífera del Orinoco, Venezuela. VI Congreso Geológico Venezolano Caracas: Sociedad Venezolana de Geólogos. pp.70-107. • Código Estratigráfico de las Cuencas Petroleras de Venezuela, 2011 • Hughes, B.H. (1984). The use of thiophenic organosulfur compounds in characterizing crude oils derived from

carbonate versus siliclastic sources. In Petroleum Geochemistry and Source Rock Potential of Carbonate Rocks. Edited by J.G. Palacas; A.A.P.G Studies in Geology 18; pp. 181-196. • Lewan, M.D. (1984). Factors controlling the proportionality of vanadium and nickel in crude oils. Geochim. Cosmochim. Acta. 48; pp. 2231-2238. • Peters, K.E., Walters, C.C., Moldowan, J.M. (2005). The Biomarker Guide. V. 2 Biomarkers and isotopes in Petroleum Exploration and Earth History. Cambridge. University Press 1155 p.

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2900

2950

3000

3050

3100

(3150)

2700

2750

2800

2850

2900

2950

3000

3050

3100

(3150)

2700

2750

2800

2850

2900

2950

3000

3050

3100

(3150)

2700

2750

2800

2850

2900

2950

3000

3050

3100

(3150)

TVD 0.00 150.00GR 0.20 2000.00LLD

YABO

MORICHAL_SUPER

MORICHAL MEDIO

CJS-22 [TVD]

2750

2800

2850

2900

2950

3000

3050

3100

3150

3200

2750

2800

2850

2900

2950

3000

3050

3100

3150

3200

2750

2800

2850

2900

2950

3000

3050

3100

3150

3200

2750

2800

2850

2900

2950

3000

3050

3100

3150

3200

2750

2800

2850

2900

2950

3000

3050

3100

3150

3200

TVD 0.00 150.00GR 0.20 2000.00LLD

YABO

MORICHAL_SUPER

MORICHAL MEDIO

MORICHAL INFERIOR

CJS-64 [TVD]

YABO

MORICHAL_SUPER

MORICHAL MEDIO

MORICHAL INFERIOR

CJS-22

CJS-64

CJS-67

CJS-22

CJS-64

CJS-67

P R OF UNDIDAD C J S -67 '

0,001,002,003,004,005,006,007,00

TR23/TR21

TR23/TR24

TET24/TR26

TR22/TR21TR24/TR23

TET24/H30

TR23/(TR23+OL)

P R OF UNDIDAD C J S 22

0,001,002,003,004,005,006,007,00

TR23/TR21

TR23/TR24

TET24/TR26

TR22/TR21TR24/TR23

TET24/H30

TR23/(TR23+OL)

0,001,002,003,004,005,006,007,00

TR23/TR21

TR23/TR24

TET24/TR26

TR22/TR21TR24/TR23

TET24/H30

TR23/(TR23+OL)