Modelo petrofísico del miembro U Formación Napo en la zona sur del campo Sacha de la Cuenca Oriente del Ecuador

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(1)ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL. FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS. MODELO PETROFÍSICO DEL MIEMBRO U – FORMACIÓN NAPO EN LA ZONA SUR DEL CAMPO SACHA DE LA CUENCA ORIENTE DEL ECUADOR. PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO GEÓLOGO. CRISTIAN RAFAEL CALDERÓN RUIZ [email protected] DIRECTOR: ING. MSc JANETH GAIBOR VILLOTA [email protected] CODIRECTORA: PhD. ISABEL CAROLINA BERNAL CARRERA [email protected]. Quito, marzo 2016.

(2) DECLARACIÓN Yo Cristian Rafael Calderón Ruiz, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento. A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.. _______________________________ CRISTIAN RAFAEL CALDERÓN RUIZ.

(3) CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Cristian Rafael Calderón Ruiz, bajo mi supervisión.. ______________________________. _____________________________. ING. MSc JANETH GAIBOR VILLOTA. PhD. ISABEL CAROLINA BERNAL. DIRECTORA DEL PROYECTO. CODIRECTORA DEL PROYECTO.

(4) AGRADECIMIENTOS Al flaco que bendice mi camino diariamente y que cuida de los míos también. A mis padres, que gracias a ellos soy la persona que soy, que han sabido forjarme como un hombre de bien, y que gracias a su esfuerzo y sacrificio hoy puedo cumplir una meta más. A Gladys y mi negra, que han sido como una madre más para mí y han estado a mi lado apoyándome y guiándome siempre. A mi Tanna, David, Joshua, Fernando, Pecas y Moni que son mi familia, muchas gracias por todo el apoyo. A la ingeniera Janeth, por todo su tiempo y dedicación para la culminación de este proyecto. A la Doc. Carolina, por su apoyo y consejos desde un inicio, y por ser la clase de persona que es. Un agradecimiento especial al Inge Marco, no sólo por ser un excelente ingeniero y profesor, sino también, por ser una persona intachable y que a pesar del poco tiempo de tener el honor de conocerlo, ha sido un gran mentor personal y profesional. Al amor de mi vida Ale, que se fajó todo este proceso a mi lado y que de seguro sin ella a mi lado nada de esto estaría pasando. Conjuntamente a ella, agradezco a toda su familia: Don Pablito, Doña Ely, Pablito, Lu y Santi que me han sabido acoger dentro de su núcleo y que me han mostrado su apoyo incondicional en todo momento. A los famosos viejos sucios, que junto a ellos se ha dejado una huella por el paso de la universidad: Culocho, Calvito, Chamo, Justin, Panzón, Balú, Vale, Bulma, Cue Cue, Popo, Andre, y Suca, gracias por el bullying y el apoyo. A Diego Ch. que supo dar su tiempo para ayudarme a concluir este proyecto de la mejor manera. A Johnny García, que más que un amigo es como un hermano y miembro de mi familia, muchas gracias. A mis tíos y primos los relegados de la Atahualpa, gracias por ser la familia que son y por todas las vivencias junto a ustedes y por las que vendrán. Un agradecimiento especial a My Friend, que fue quien me abrió las puertas para poder realizar este proyecto. A la distancia, gracias Ñaño por todo te extraño..

(5) A Josue, Juver, Andre, DJ y demás amigos hechos en la poli, gracias por todo. A los grandes amigos forjados desde colegio y vagos del futbol del jueves, Flaco, Negro, ñañón, Orejas, Salita, Ciego, Washo, ángel, pato, y demás gracias por todo. A mi abuelo allá en el cielo..

(6) DEDICATORIA. A mis madres Consuelo, Gladys y Rocío. A mi padre Guillermo y mi hermana. A Alberto, David y Joshua. Al amor de mi vida Ale..

(7) ÍNDICE DE CONTENIDOS RESUMEN .................................................................................................................... i ABSTRACT .................................................................................................................. ii INTRODUCCIÓN ......................................................................................................... 1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA........................................................................ 1 OBJETIVOS .............................................................................................................. 2 OBJETIVO GENERAL ........................................................................................... 2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS .................................................................................. 2 JUSTIFICACIÓN ....................................................................................................... 2 CAPITULO I ................................................................................................................. 4 1.1. GENERALIDADES DE LA CUENCA ORIENTE ................................................ 4 1.1.1. Situación morfológica y deformación de la Cuenca Oriente. ........................ 4 1.1.2. Tectónica y geología estructural de la Cuenca Oriente ................................ 6 1.2.. ESTRATIGRAFÍA DE LA CUENCA ORIENTE ............................................... 8. 1.2.1. PALEOZOICO ............................................................................................. 9 1.2.2. TRIÁSICO - JURÁSICO ............................................................................. 10 1.2.3. CRETÁCICO .............................................................................................. 13 1.2.4. CENOZOICO ............................................................................................. 18 1.2.5. NEÓGENO Y CUATERNARIO .................................................................. 19 CAPÍTULO II .............................................................................................................. 22 2. MARCO TEÓRICO............................................................................................. 22 2.1. DEFINICIÓN DE NÚCLEO O TESTIGO DE CORONA ................................. 22 2.2. PROPIEDADES FÍSICAS ............................................................................. 22.

(8) 2.3. UNIDADES DE FLUJO ................................................................................. 31 2.4. REGISTROS DE POZOS ............................................................................. 31 CAPÍTULO III ............................................................................................................. 38 3. METODOLOGÍA.................................................................................................. 38 3.1. AJUSTE EN PROFUNDIDAD DE LOS DATOS ............................................ 38 3.2. DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS PETROFÍSICOS. ............................ 38 3.3. DETERMINACIÓN DE MODELOS PETROFÍSICOS .................................... 40 3.4. CORRELACIÓN NÚCLEO – PERFIL............................................................ 49 3.5. DETERMINACIÓN DE TIPOS DE ROCA ..................................................... 50 3.6. DETERMINACIÓN DE UNIDADES DE FLUJO ............................................. 54 CAPÍTULO IV ............................................................................................................. 56 4. ANÁLISIS DE RESULTADOS ............................................................................. 56 4.1. AJUSTE EN PROFUNDIDAD DE LOS DATOS ............................................ 58 4.2. IDENTIFICACIÓN DE TOPES Y BASES FORMACIONALES....................... 59 4.3. DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS PETROFÍSICOS ............................. 70 4.4. DETERMINACIÓN DE MODELOS PETROFÍSICOS .................................... 74 4.5. DETERMINACIÓN DE TIPOS DE ROCA ..................................................... 90 4.6. DETERMINACIÓN DE UNIDADES DE FLUJO ............................................. 92 4.7 MAPAS DE ISOPROPIEDADES. ................................................................... 98 4.8. DETERMINACION DE VALORES DE CORTE DE LOS PARÁMETROS PETROFISICOS ................................................................................................ 109 4.9 CORRELACIÓN MODELO DE PRESIONES Y MODELO PETROFÍSICO .. 116 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................ 121.

(9) CONCLUSIONES ................................................................................................. 121 RECOMENDACIONES ......................................................................................... 124 BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................ 125 ANEXOS .................................................................................................................. 129. ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. Ubicación geográfica, morfología del Ecuador. (Rivadeneira y Baby, 1999). . 4 Figura 2. Geomorfología del Oriente. (Baby, et al., 2004) ............................................. 5 Figura 3. División de la cuenca Oriente (Baby, et al., 2004) .......................................... 6 Figura. 4.. Columna. Estratigráfica. de. la. cuenca. Oriente,. (Modificado. de. Baby et al, 2004)........................................................................................................... 8 Figura 5. Columna estratigráfica del Cretácico en la Cuenca Oriente. ........................ 13 Figura 6. Columna estratigráfica de la Formación Napo de la Cuenca Oriente, (Baby et al., 1998) ...................................................................................................... 14 Figura. 7.. Columna. estratigráfica. del. Cenozoico. en. la. Cuenca. Oriente,. (Christophoul, 2002) ................................................................................................... 18 Figura 8. Tipos de empaquetamiento. (Graton y Fraser, 1935). .................................. 23 Figura 9. Distribución de granos. (Serra, 2008)........................................................... 23 Figura 10. Relleno de poros. (Neasham, 1979)........................................................... 24 Figura 11. Recubrimiento de poros. (Neasham, 1979). ............................................... 24 Figura 12. Puentes entre poros. (Neasham, 1979). .................................................... 24 Figura 13. Permeabilidad. (Halliburton, 2013) ............................................................. 26 Figura 14. Saturación de Fluidos. (Weatherford, 2006) ............................................... 27 Figura 15. Presión Capilar. (Rodriguez, 2007) ............................................................ 28 Figura 16. Ejemplo de Registros de pozo. (Baker Atlas, 2011) ................................... 32 Figura 17. Calculadora de Rw Interactive Petrophysics. ............................................. 39 Figura 18. Gráfico de Ápices....................................................................................... 51.

(10) Figura 19. Perfil de Garganta de poro. ........................................................................ 52 Figura 20. Ecuaciones de Winland y Pittman. ............................................................. 53 Figura 21. Mapa de distribución de Pozos, en rojo pozos con núcleos usados en este estudio. ....................................................................................................................... 57 Figura 22. Ajuste en profundidad pozo S – 400. A) Antes del ajuste en profundidad. B) Después del ajuste en profundidad. ............................................................................ 58 Figura 23. Topes estratigráficos .................................................................................. 60 Figura 24. Mapa de ubicación de los cortes estratigráficos. ........................................ 61 Figura 25. Corte estratigráfico A – A’ referido a TCB. ................................................. 65 Figura 26. Corte estratigráfico B - B' referido a TCB. .................................................. 66 Figura 27. Corte estratigráfico C - C' referido a TCB. .................................................. 67 Figura 28. Corte estratigráfico D - D' referido a TCB. .................................................. 68 Figura 29. Corte estratigráfico E - E' referido a TCB. .................................................. 69 Figura 30. Histograma de frecuencia con los valores de densidad de grano. .............. 70 Figura 31. Exponente de cementación y coeficiente de tortuosidad. Pozo S - 2. ........ 71 Figura 32. Exponente de cementación y coeficiente de tortuosidad. Pozo S - 300. .... 71 Figura 33. Exponente de Saturación Pozo S - 2. ........................................................ 72 Figura 34. Exponente de Saturación Pozo S - 300. .................................................... 72 Figura 35. Determinación de la Resistividad del Agua de Formación. ......................... 73 Figura 36. Cálculo de Arcillosidad pozo S - 400. ......................................................... 75 Figura 37. Cálculo de Arcillosidad pozo S – 300 ......................................................... 76 Figura 38. Difracción de rayos X (XRD). ..................................................................... 77 Figura 39. Cotejo entre la porosidad de la evaluación petrofísica y la porosidad de datos de núcleo, pozo S – 2. ................................................................................................ 79 Figura 40. Cotejo entre la porosidad de la evaluación petrofísica y la porosidad de datos de núcleo, pozo S - 300. ............................................................................................. 80 Figura 41. Cotejo entre la porosidad de la evaluación petrofísica y la porosidad de datos de núcleo, pozo S - 132. ............................................................................................. 81.

(11) Figura 42. Cotejo entre la porosidad de la evaluación petrofísica y la porosidad de datos de núcleo, pozo S - 400. ............................................................................................. 82 Figura 43. Cotejo entre la porosidad de la evaluación petrofísica y la porosidad de datos de núcleo, pozo S - 43. ............................................................................................... 83 Figura 44. Calibración entre la evaluación petrofísica y la porosidad de datos del núcleo. ................................................................................................................................... 84 Figura 45. Cotejo entre la permeabilidad de la evaluación petrofísica y la permeabilidad de datos de núcleo, pozo S – 2. .................................................................................. 85 Figura 46. Cotejo entre la permeabilidad de la evaluación petrofísica y la permeabilidad de datos de núcleo, Pozo S – 43. ............................................................................... 86 Figura 47. Cotejo entre la permeabilidad de la evaluación petrofísica y la permeabilidad de datos de núcleo, pozo S – 132. .............................................................................. 87 Figura 48. Cotejo entre la permeabilidad de la evaluación petrofísica y la permeabilidad de datos de núcleo, pozo S - 300................................................................................ 88 Figura 49. Cotejo entre la permeabilidad de la evaluación petrofísica y la permeabilidad de datos de núcleo, Pozo S - 400. .............................................................................. 89 Figura 50. Gráfico de Ápices, pozo S - 300................................................................. 90 Figura 51. Perfil de Garganta de poro, pozo S - 300. .................................................. 91 Figura 52. Tipos de roca según FZI ............................................................................ 93 Figura 53. Tipos de Roca. ........................................................................................... 94 Figura 54. Tipo de Roca 2........................................................................................... 95 Figura 55. Tipo de Roca 3........................................................................................... 95 Figura 56. Tipo de Roca 4........................................................................................... 96 Figura 57. Tipo de Roca 5........................................................................................... 96 Figura 58. Modelo de permeabilidad en función de Tipos de Roca. ............................ 97 Figura 59. Histograma de arcillosidad U Inferior. ........................................................ 98 Figura 60. Mapa de Arcillosidad Arenisca U Inferior.................................................... 99 Figura 61. Histograma de arcillosidad U Superior. .................................................... 100.

(12) Figura 62. Mapa de Arcillosidad Arenisca U Superior. .............................................. 101 Figura 63. Histograma de porosidad U Inferior.......................................................... 102 Figura 64. Mapa de Porosidad Arenisca U Inferior. ................................................... 103 Figura 65. Histograma de porosidad U Superior. ...................................................... 104 Figura 66. Mapa de Porosidad Arenisca U Superior. ................................................ 105 Figura 67. Histograma de saturación de agua U Inferior. .......................................... 106 Figura 68. Histograma de saturación de agua U Superior. ........................................ 106 Figura 69. Mapa de Saturación de agua Arenisca U Inferior. .................................... 107 Figura 70. Mapa de Saturación de agua Arenisca U Superior................................... 108 Figura 71.Determinación de corte de porosidad........................................................ 109 Figura 72. Determinación de corte de volumen de arcilla. ......................................... 110 Figura 73. Determinación de corte de saturación de agua. ....................................... 110 Figura 74. Variograma de tendencias de tipos de roca. ............................................ 111 Figura 75. Mapa de arena neta Arenisca U Inferior. .................................................. 112 Figura 76. Mapa de arena neta Arenisca U Superior. ............................................... 113 Figura 77. Mapa de arena de pago Arenisca U Inferior. ............................................ 114 Figura 78. Mapa de arena de pago Arenisca U Superior. ......................................... 115 Figura 79. Arenisca U Inferior (a) Modelo de presiones. (b) Modelo de arcillosidad. . 118 Figura 80. Arenisca U Inferior (a) Modelo de presiones. (b) Modelo de porosidad. ... 119 Figura 81. Arenisca U Inferior (a) Modelo de presiones. (b) Mapa de arena neta. .... 120 ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1. Valores de m según el tipo de Roca. (Porras, et al., 1999) ............................ 39 Tabla 2. Tipos de Roca. .............................................................................................. 53 Tabla 3. Registros disponibles. ................................................................................... 56 Tabla 4. Distribución de análisis de núcleo ................................................................. 56 Tabla 5. Desfase en profundidad de Núcleos. ............................................................ 59 Tabla 6. Topes y bases de las unidades estratigráficas de las subsiguientes y soprayacientes del miembro U. ................................................................................... 60.

(13) Tabla 7. Simbología de curvas de modelos teóricos usados. ...................................... 74 Tabla 8. Relación existente entre los análisis de pruebas de inyección de mercurio y el FZI. ............................................................................................................................. 92 Tabla 9. Ecuaciones de Tipos de Roca. ...................................................................... 94 Tabla 10. Ecuaciones de Permeabilidad. .................................................................... 97 ÍNDICE DE ANEXOS Anexo 1. Mapa de ubicación de los cortes estratigráficos. ........................................ 130 Anexo 2. Modelo de presiones. ................................................................................. 131 Anexo 3. Sumario Petrofísico. ................................................................................... 132.

(14) RESUMEN El trabajo de titulación “MODELO PETROFÍSICO DEL MIEMBRO U – FORMACIÓN NAPO EN LA ZONA SUR DEL CAMPO SACHA DE LA CUENCA ORIENTE DEL ECUADOR”, se realizó con la finalidad de conocer el comportamiento y la distribución espacial actualizada de las diferentes propiedades petrofísicas presentes en la Arenisca U en el campo Sacha de la Cuenca Oriente Ecuatoriana, y su correlación con los datos obtenidos de núcleo. Para alcanzar los objetivos planteados se procedió a correlacionar las diferentes propiedades petrofísicas obtenidas, con los datos reales de núcleo; en donde, se lograron determinar las respectivas ecuaciones que alcanzaron el mejor acople (mayor al 85%), para el cálculo de las diferentes propiedades estudiadas. Se logró determinar que la Arenisca U Inferior, presenta las mejores propiedades petrofísicas, especialmente, en las zonas sur y noroeste del área de estudio, con espesores promedio de aproximadamente 50 pies. Adicionalmente, por medio de la obtención de topes y bases formacionales de la Arenisca U, se obtuvieron mapas de espesores netos de arenas, los mismos que, permitieron determinar la dirección preferencial de depositación SE-NO. Finalmente, se comparó un modelo de presiones existente del área de estudio con los resultados del modelo petrofísico obtenido. Esta comparación permitió determinar que el modelo de arcillosidad, presentó una relación inversamente proporcional a la presión; mientras que, para el modelo de porosidad se observó una correlación directamente proporcional con el modelo de presiones.. i.

(15) ABSTRACT. The degree project “MODELO PETROFÍSICO DEL MIEMBRO U – FORMACIÓN NAPO EN LA ZONA SUR DEL CAMPO SACHA DE LA CUENCA ORIENTE DEL ECUADOR”, was made in order to know the updated behavior and spatial distribution of the different petrophysical properties in the Arenisca U in the Sacha Field of the Equatorian Oriente Basin, and his correlation with the core data. To reach the set-out objectives a correlation of the different petrophysical properties with real core data was made; in which, the respective equations with the best fitting (higher than 85%) to calculate the petrophysical properties were studied. The Arenisca U inferior has the best petrophysical properties, especially, on the south and northwest zones of the studio area, with thickness of approximately 50 feet. Additionally, by determining the formational tops and bases of the Arenisca U, net sand maps were obtained, of which allowed to calculate the depositional direction NO-SE. Finally, a preexistent pressure model was compared with the results of the obtained petrophysical model. This comparison established that the clay model has an inversely proportional relationship with the pressure; while, the porosity model has a directly proportional relationship with the pressure model.. ii.

(16) INTRODUCCIÓN. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA El área de estudio se ubica en el Bloque 60 (Campo Sacha) en el centro norte de la Cuenca Oriente Ecuatoriana, y está limitada: al sur con los campos Culebra-YulebraAnaconda, al norte los Campo Eno - Ron, al este los campos MDC - Paka Norte y al oeste el Bloque PBHI (Paraíso, Biguno y Huachito). Tiene un ancho promedio de 4 km al norte, +/- 10 km al centro-sur y una longitud aproximada de 33 km. La estructura Sacha fue probada con el pozo exploratorio Sacha 1, perforado el 21 de enero de 1969, el cual alcanzó una profundidad total de 10160 pies y produjo 1328 bpd de 30 API del reservorio Hollín. El campo entró en producción el 6 de julio de 1972, a una tasa promedio diaria de 29.269 BPD. El Campo Sacha se encuentra produciendo en promedio 72 000 BPD obtenidos de los reservorios: Hollín Inferior, Hollín Superior, Arenisca U, Arenisca T y Arenisca Basal Tena. En la actualidad en el Campo Sacha, especialmente en la zona sur, la presión de sus yacimientos ha disminuido por efectos de la larga historia de producción, generando una disminución en las tasas de producción y de las reservas. La implementación de un modelo geológico a detalle, en base a modelos petrofísicos y con el uso debido de los diferentes programas especializados en el área, son necesarios para definir de mejor manera un plan de recuperación secundaria, con lo cual la vida productiva sería del campo será más larga. Los métodos de recuperación secundaria consisten en la inyección de fluidos en pozos diseñados para ayudar al crudo a recuperar la presión original del yacimiento, siguiendo unidades de flujo, de esta manera, mejorar el factor de recobro del reservorio. 1.

(17) Arenisca U. Para esto es importante conocer las propiedades petrofísicas de las rocas, lo que nos permitirá entender mejor la configuración del reservorio. Con este antecedente y considerando las propiedades petrofísicas del reservorio, así como el volumen de petróleo por recuperar, con éste proyecto se podrá generar mapas de isopropiedades petrofísicas en la zona sur del Campo Sacha.. OBJETIVOS OBJETIVO GENERAL ·. Realizar un modelo petrofísico del Miembro U – Formación Napo en la zona sur del Campo Sacha de la Cuenca Oriente del Ecuador.. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ·. Calcular las propiedades petrofísicas de las rocas (arcillosidad, porosidad, permeabilidad, saturación de agua).. ·. Realizar correlaciones litoestratigráficas detalladas, basada en los registros de pozos integrado con la información de núcleos disponible.. ·. Realizar mapas de isopropiedades petrofísicas.. ·. Correlacionar un modelo de presiones y el modelo petrofísico obtenido.. JUSTIFICACIÓN El área de estudio tiene un ancho promedio de aproximadamente 10 km al norte, 4 km al sur y una longitud de 15 km, y se cuenta con información de registros eléctricos impresos y digitales de 150 pozos y la información petrofísica y litológica de núcleos de 2 pozos. Debido a la larga historia de producción del Campo Sacha, los reservorios han ido perdiendo su energía natural (presión), motivo por el cual es de gran importancia para. 2.

(18) la operadora el implementar proyectos de investigación que ayuden a mantener dichos niveles, mediante la ubicación adecuada de pozos inyectores. El éxito en la implementación de nuevos pozos inyectores se fundamenta en gran parte en la calidad y el grado de detalle del conocimiento que se tenga del área en donde se quiera efectuar ésta operación. Es por esto que tomando en cuenta estas consideraciones, con el proyecto de investigación propuesto, se pretende elaborar un modelo petrofísico a detalle del Miembro Arenisca U – Formación Napo, integrando toda la información del Miembro Arenisca U en el área de estudio. Este estudio tiene como propósito final poder disponer de una petrofísica detallada, conocer la distribución espacial, geometría y la posible interconexión lateral del miembro Arenisca U, que podría estar reteniendo hidrocarburo explotable. Este estudio, será un input para un futuro modelo de simulación y proyectos de recuperación mejorada, los cuales permitirían predecir la ubicación de acumulaciones de hidrocarburo no descubiertas o no explotadas, tratando de mejorar la producción de los pozos y definir nuevos pozos inyectores en el área de estudio. Estos futuros estudios tienen como objetivo: aumentar las reservas y mejorar la producción del campo y por ende tener mejores ingresos económicos para el erario nacional.. 3.

(19) CAPITULO I 1.1. GENERALIDADES DE LA CUENCA ORIENTE 1.1.1. Situación morfológica y deformación de la Cuenca Oriente. La Cuenca Oriente es una cuenca ante-país trasarco de los Andes ecuatorianos, ubicada al norte de la charnela entre los Andes centrales y los Andes Septentrionales. Debido a su posición, se encuentra sometida a grandes esfuerzos tectónicos, lo que implica una fuerte actividad sísmica y volcánica. Por otro lado, la geodinámica de los Andes centrales y septentrionales está ligada a la subducción de la placa oceánica Nazca por debajo del continente sudamericano. Localizada al frente de la costa ecuatoriana, la estructura de la placa Nazca está caracterizada por la presencia de la Dorsal de Carnegie, que se encuentra en proceso de subducción por debajo de los Andes ecuatorianos. (Rivadeneira y Baby, 1999: Figura 1).. Figura 1. Ubicación geográfica, morfología del Ecuador. (Rivadeneira y Baby, 1999).. 4.

(20) La morfología de la Cuenca Oriente está definida por relieves relativamente importantes. Entre los relieves subandinos desde el Levantamiento Napo, al NO, y de la Cordillera del Cutucú, al SO, se encuentra el mega cono aluvial del Pastaza, que se desarrolla y se extiende hacia la Cuenca Marañón del Perú. Este cono está considerado como uno de los abanicos aluviales continentales más grandes del mundo, y se encuentra registrando la historia reciente de la Cuenca Oriente (Figura 2).. Figura 2. Geomorfología del Oriente. (Baby, et al., 2004) La Cuenca Oriente se forma como resultado de esfuerzos transpresivos que se dan a finales del Cretácico, los mismos que provocan la aparición de la Cordillera Real y la formación de la cuenca de ante-país de transarco propiamente dicha. La deformación y las diferentes estructuras de los campos petrolíferos presentes resultan de la inversión tectónica de fallas normales antiguas asociadas a un rift de edad triásica – jurásica inferior. En la actualidad, estas fallas son inversas con un rumbo principal N - S o NNE - SSO, y presentan fuertes buzamientos; por otro lado, se encuentran limitando tres corredores estructurales petrolíferos, con características propias, los mismos que. 5.

(21) son: el Sistema Subandino (Play Occidental), el corredor Sacha-Shushufindi (Play central) y el Sistema Capirón- Tiputini (Play oriental). (Baby, et al., 2004).. 1.1.2. Tectónica y geología estructural de la Cuenca Oriente Existen tres dominios tectónicos en la Cuenca Oriente, controlados por mega-fallas transcurrentes de orientación NNE-SSW que se prolongan hacia la Cuenca Marañón en Colombia (Figura 3).. Figura 3. División de la cuenca Oriente (Baby, et al., 2004). 1.2.1. Dominio Occidental: Sistema Subandino Constituye el dominio donde afloran gran parte de las formaciones de la Cuenca Oriente. En este dominio se puede observar fallas inversas de alto a bajo ángulo, con marcadores cinemáticos (estrías, kipples), que evidencian una tectónica transpresiva con movimientos dextrales. Este dominio tectónico se levantó y deformó principalmente durante el Plioceno y el Cuaternario. (Baby, et al., 1998) 6.

(22) El dominio occidental o sistema subandino, se encuentra definido por tres zonas morfoestructurales, que de norte a sur se diferencian: ·. Levantamiento Napo. ·. Depresión Pastaza. ·. Levantamiento Cutucú. 1.2.2. Dominio Central: Corredor Sacha-Shushufindi Contiene los campos petrolíferos más importantes del Ecuador, como principales los campos: Shushufindi, Sacha y Libertador; con cerca del 54% del total del POES descubierto en la cuenca. Está formado por mega-fallas de rumbo orientadas en dirección NNE-SSW, que se verticalizan en profundidad y pueden evolucionar a estructuras en flor hacia la superficie. Las mega-fallas de rumbo han estado activas desde el Pre-cretácico, reactivándose e invirtiéndose (transpresión dextral), durante el Cretácico Superior, el Terciario y el Cuaternario. De igual manera, se encuentran asociadas a la extrusión de cuerpos volcánicos durante el Cretácico Superior. (Barragán, 2014).. 1.2.3. Dominio Oriental: Sistema Invertido Capirón-Tiputini Se trata de un dominio estructural más ancho que el Corredor Sacha-Shushufindi. Las estructuras y campos petrolíferos más importantes se encuentran en el borde oriental (Campos Tiputini, Tambococha, Ishpingo, Imuya), en el borde occidental (estructuras Cuyabeno-Sansahuari, Capirón), y también en la parte central (estructuras Panacocha, Yuturi, Amo). El estilo de la deformación (estructuras oblicuas en “échelon”, fallas verticales en superficie), expresa al igual que en el Corredor Sacha-Shushufindi, un régimen tectónico dextral. El sistema invertido Capirón-Tiputini, corresponde a la inversión de una cuenca extensiva estructurada por fallas lístricas. Esto provocó un importante levantamiento de la parte oriental de la cuenca a partir del Eoceno. (Rivadeneira y Baby, 1999). 7.

(23) 1.2. ESTRATIGRAFÍA DE LA CUENCA ORIENTE La columna sedimentaria de la Cuenca Oriente, desarrollada sobre el basamento precámbrico, contienen sedimentos que van desde el Silúrico Tardío – Devónico Tempano al Cuaternario. (Figura 4). Figura 4. Columna Estratigráfica de la cuenca Oriente, (Modificado de Baby et al, 2004). 8.

(24) 1.2.1. PALEOZOICO 1.2.1.1. Formación Pumbuiza (Devónico) Nombrada por primera vez por Goldschmid en 1941; aflora a lo largo del Río Pumbuiza, al Noroeste del Cerro Macuma en el río Lushín y en la cordillera de Titirico. Se infiere que sobreyace a la Formación Macuma, mediante una discordancia angular debido a la presencia de plegamiento y fallamiento de la Formación Pumbuiza (Tschopp, 1953). De igual manera, el contacto con el basamento es inferido y se lo atribuye a una discordancia angular (Ramírez, 2007, Tschopp, 1953). Litológicamente la formación está compuesta por estratos delgados de pizarra de color gris oscuro a negro, en ciertas zonas son pizarras grafitosas, arenisca cuarzosa de grano fino y conglomerados de color gris oscuro que fueron sometidas a presiones y temperaturas. muy. altas,. provocando. un. cierto. grado. de. metamorfismo. (Tschopp, 1953). Debido a la presencia de quitinozoarios, acritarcos y conchillas de cefalópodos ammonoideos y nautiloideos, a la Formación Pumbuiza se le asigna una edad de Devónico temprano. (Suárez y Ordoñez, 2007).. 1.2.1.2. Formación Macuma (Carbonífero - Pérmico) Originalmente, fue nombrada como Formación Cerro Macuma por Dozy en 1940, pero más tarde se la dejó como Formación Macuma por Goldschmid en 1941 (Tschopp, 1953). Sobreyace a la Formación Pumbuiza, por medio de una discordancia angular (Tschopp, 1953) y es sobreyacida por la Formación Santiago, igualmente por una discordancia angular evidenciada por ciertas secciones sísmicas encontradas en la parte norte de la cuenca (Díaz, et al., 2004). 9.

(25) Litológicamente la Formación Macuma está conformada por 150-200 m de caliza fosilífera de color oscuro a gris, y en su parte final aparece estratificada. Se encuentra dividida en 3 miembros: Miembro Regresivo Inferior, que comprende secuencias de arcillas pizarrosas, areniscas y calizas bioclásticas; hacia el tope arcillas rojas; Miembro Transgresivo que comprende secuencias de calizas blancas bioclásticas, arcillas pizarrosas, areniscas glauconíticas y arcillas oscuras, y Miembro Regresivo Superior que comprende secuencias de arcillas oscuras y las calizas blancas con bioclastos, moldes de trilobites. (Christophoul, 1999). Se determinó para la Formación Macuma una edad del Carbonífero Temprano por la presencia de fósiles marcadores: Potoniesporites aff. bharadwaji (Carbonífero); y al Pérmico por la presencia de fósiles marcadores: Protohaploxypinus aff. garaiensis (Pérmico), (Suárez y Ordóñez, 2007).. 1.2.2. TRIÁSICO - JURÁSICO 1.2.2.1. Formación Sacha (Triásico Medio - Jurásico) Definida por Rivadeneira y Sánchez (1989) en el pozo Sacha Profundo. Sobreyace los sedimentos Paleozoicos por medio de una discordancia sin-tectónica en forma de grabens y semigrabens. Hacia el tope los grabens y semigrabens están erosionados y sellados por las formaciones Chapiza u Hollín por lo que se le asigna un contacto de discordancia angular. (Baby et al., 2004). Litológicamente conforma capas rojas de limolitas cuarzosas de color rojo y marrón oscuro, arcillolitas, grises, esporádicamente calizas y dolomitas de variados colores. Se estima un espesor de 800 m. (Rivadeneira y Sánchez, 1989, Christophoul, 1999).. Debido a la presencia de fósiles marcadores: Alisporites aff. parvus (Triásico MedioTriásico Tardío), Contignisporites aff. cooksonii (Jurásico-Cretácico Temprano) 10.

(26) encontrados en ripios del pozo Sacha Profundo, se asigna edades que van del Triásico Medio a Tardío. (Suárez y Ordóñez (2007).. 1.2.2.2. Formación Santiago (Hettangiano Tardío - Sinemuriano) Nombrado por primera vez por Goldschmid en 1940, aflora de manera restringida en la Cordillera de Cutucú a lo largo de la carretera Patuca-Santiago. (Tschopp, 1953) Se infiere que el límite inferior es discordante con la subyacente Fm. Macuma (Canfield, 1982), mientras que el contacto con la sobreyacente Fm. Chapiza es una discordancia angular y erosiva (Tschopp, 1953). Litológicamente constituye una secuencia de calizas silicificadas, oscuras finamente estratificadas, alternada con areniscas calcáreas grises de grano fino a grueso, además, hay intercalaciones de lutitas micáceas oscuras y bituminosas. Al Oeste se presenta un volcanismo intraformacional con afinidades calcoalcalinas y toleíticas con diques, sills e intrusiones verdes porfiríticas de rocas félsicas y diabasas. (Romeuf et al., 1997). Debido a la presencia de diferentes fósiles marcadores: Arnioceras ceratitoides, Coroniceras sp., Schlotheimiidae, a la Formación Santiago se la define con una edad que va del Hettangiano Tardío al Sinemuriano Temprano. (Gaibor, et al., 2008).. 1.2.2.3. Formación Chapiza (Jurásico Medio - Cretácico Temprano) Nombrada así por Goldschmid en 1940, por cuanto aflora a lo largo del río Chapiza. La Aflora únicamente en el flanco oriental del Levantamiento Cutucú. El contacto con la Formación Santiago es una discordancia angular, hacia el norte y noreste de la cuenca, la formación sella a la Formación Sacha. Mientras que el contacto con la Formación Hollín, a la que subyace, es una discordancia angular con las formaciones Chapiza y Misahuallí. (Baldock, 1982). 11.

(27) Litológicamente constituye una formación continental de “red beds” y se la divide en tres miembros: Miembro Inferior, conocida también como “Chapiza color Rojo y Gris”, que consiste en una alternancia de lutitas y areniscas de color gris y rosado; Miembro Medio, conocida también como la “Chapiza Roja”, que comprende una secuencia similar a la anterior de alternancia de lutitas rojas y areniscas, y el Miembro Superior que consiste de lutitas rojas, areniscas y conglomerados, areniscas feldespáticas; tobas grises, verdes y violetas; areniscas y brechas tobáceas. (Gaibor, et al., 2008) Debido a los fósiles: Cibotiumspora juriensis, Polycingulatisporis reduncus y Contignisporitesaff cooksonii, encontrados en los sedimentos del pozo Sacha Profundo, a las Formación Chapiza se le atribuye una edad de Jurásico - Cretácico Temprano. (Díaz, et al., 2004). 1.2.2.4. Formación Misahuallí (Liásico tardío - Jurásico Superior temprano) Nombrado por Wasson y Sinclair en 1927, debido a su ocurrencia en el Río Misahuallí, en el flanco occidental del Levantamiento Cutucú. (Tschopp, 1953) La Formación Misahuallí es considerada como equivalente de la Fm. Chapiza, (Jaillard, 1997) y posiblemente de la Formación Yaupi (Rivadeneira y Baby, 1999). Litológicamente está compuesta por tobas riolíticas, basaltos verdosos a grises oscuros y traquitas, interestratificadas con pocos sedimentos (Baldock, 1982).. La edad de la Formación Misahuallí es Liásico tardío - Jurásico Superior Temprano, determinado por dataciones radiométricas (Aspden et al, 1992; Romeuf et al., 1995 en Baby et al., 1998).. 12.

(28) 1.2.3. CRETÁCICO. Figura 5. Columna estratigráfica del Cretácico en la Cuenca Oriente. (Barragán, et al., 2004).. 1.2.3.1. Formación Hollín (Aptiano Temprano - Albiano Temprano) Nombrada así por Wasson y Sinclair en 1927, debido a su ocurrencia a lo largo del Río Hollín que se une al Misahuallí y en ríos que cortan el levantamiento Napo y la Cordillera de Cutucú. Se encuentra en discordancia angular sobre las formaciones Chapiza, Misahuallí, Pumbuiza y Macuma, mientras que hacia el tope tiene un contacto conforme con la arenisca Napo Basal. (Tschopp, 1953; Jaillard, 1997). Litológicamente la Formación Hollín es considerada como un manto de arenisca granodecreciente hacia el tope; generalmente arenisca gruesa, blanca, porosa o masiva, presenta estratificación cruzada, también lutitas negras carbonáceas hacia el. 13.

(29) tope de la sección (Tschopp, 1953; Jaillard, 1997). A esta formación se la subdivide en dos miembros litológicos: Hollín Principal o Inferior y Hollín Superior. Existe discusión acerca de su edad real, aunque, estudios micropaleontológicos de muestras de afloramientos, ripios y núcleos de pozos limitan la edad de la formación de sus dos miembros: para el inferior: Albiano Inferior – Albiano Medio, mientras que,. para. el. miembro. superior:. Albiano. Medio. –. Albiano. Superior.. (Ordóñez et al., 2006).. 1.2.3.2. Formación Napo (Albiano Temprano - Campaniano Medio). Figura 6. Columna estratigráfica de la Formación Napo de la Cuenca Oriente, (Baby et al., 1998) 14.

(30) Nombrada y descrita por primera vez por Wasson y Sinclair en 1927, aflora desde la Cordillera Real hacia el Este a través de toda la región Oriental. (Tschopp, 1953). Está en concordancia sobre la subyacente Formación Hollín, mientras que, el contacto con la suprayacente Formación Tena es una discordancia erosional o un hiato sedimentario. (Vallejo et al., 2002). La formación Napo, tiene un espesor que va de los 240 hasta más de 400 m (Jaillard, 1997). El espesor promedio es 300 m con un máximo de 600 m hacia sur de la Zona Subandina (Levantamiento Cutucú) (Vallejo, 2002). Esta formación presenta los siguientes miembros: ·. Miembro Lutitas Napo Basal (Albiano medio - Albiano tardío): comprende lutitas negras no calcáreas ricas en material orgánico que hacia el tope evolucionan a calizas fosilíferas intercaladas con niveles de areniscas glauconíticas (Ordoñez et al., 2006).. ·. Miembro Arenisca T (Albiano tardío): comprende areniscas de grano fino a medio, que hacia el tope y lateralmente en dirección Oeste pasan a areniscas glauconíticas, intercaladas con lutitas y calizas margosas, formando una secuencia estrato granodecreciente (White et al., 1995, Jaillard 1997).. ·. Miembro Caliza “B” (Albiano tardío): secuencia de lutitas calcáreas y calizas fosilíferas margosas (Ordoñez et al., 2006).. ·. Miembro Lutitas Napo Medio (Cenomaniano temprano): comprende lutitas laminadas negras, ligeramente calcáreas y no calcáreas, calizas margosas y calizas arcillosas, que localmente pueden llegar a ser muy potentes (Jaillard, 1997).. ·. Miembro Arenisca U (Cenomaniano temprano a medio): se la divide en: o. Arenisca U Inferior: formada por una secuencia de areniscas cuarzosas estrato y grano-decreciente, que yace discordantemente sobre las Lutitas Napo Medio. Al Oeste, la Arenisca U Inferior 15.

(31) desaparece para formar una secuencia carbonatada, con calizas fosilíferas, bioturbadas, arenosas y glauconíticas que se intercalan con lutitas o limolitas y areniscas glauconíticas de grano fino (Jaillard, 1997). o. Arenisca U Superior: se caracteriza por la presencia de areniscas glauconíticas de grano fino con cemento calcáreo, inter-estratificada con lutitas y calizas (White et al., 1995).. ·. Miembro Caliza A (Turoniano medio - Turoniano tardío): se caracteriza por contener una potente sección de calizas masivas y laminadas, poco o nada bioturbadas, con cherts, abundante pirita y poco o nada de glauconita. Hacia el tope se desarrollan calizas fosilíferas o intraclásticas. La bioturbación es intensa, contiene abundancia de fósiles (amontes y bivalvos) lo que sugiere una condensación de la sedimentación e indicando un depósito en mar abierto y de baja energía (Gaibor, 2001).. ·. Miembro Arenisca M-2 (Turoniano Tardío): consiste una sucesión de areniscas muy finas con delgadas intercalaciones de lutitas calcáreas en el este de la cuenca. Hacia el oeste, la unidad pasa lateralmente a margas arenosas y glauconíticas. que. culminan. con. niveles. de. calizas. hacia. el. tope. (Ordoñez et al., 2006, White et al., 1997). ·. Miembro Caliza M-2 (Turoniano Tardío): calizas fosilíferas interestratificadas con lutitas, la parte superior corresponde a calizas margosas fosilíferas con bioturbación (Ordoñez et al., 2006).. ·. Miembro Caliza M-1 (Coniaciano Temprano): comprende una sucesión de calizas, lutitas y margas. Su ambiente de depósito corresponde a una plataforma anóxica calcárea en la base y al tope es una plataforma anóxica restringida (Ordoñez et al., 2006).. 16.

(32) ·. Miembro Lutita Napo Superior (Santoniano Tardío - Campaniano Temprano): comprende lutitas negras y gris oscuro, ricas en materia orgánica con lentes calcáreos o limo-arenosos esporádicos, lo que sugiere un ambiente de depósito de plataforma marino somera (Jaillard, 1997).. ·. Miembro Arenisca M-1 Superior (Campaniano Medio): es una serie de areniscas en ocasiones glauconíticas con intercalaciones de lutitas, y los sobreyacen. sedimentos. pantanosos,. que. forman. capas. de. carbón. (Reynaud et al, 1993).. 1.2.3.3. Formación Tena (Maastrichtiano Temprano - Paleoceno) Nombrada por Kappeler en 1934, y toma su nombre debido a su ocurrencia en la ciudad de Tena, en donde existen buenos y numerosos afloramientos (Bristow y Hoffstetter, 1977). Los contactos inferior y superior son discordantes no angulares. (Tschopp; 1953). Litológicamente comprende arcillas de varios colores, principalmente rojo-café, con una cantidad variable de areniscas en la base y en la parte superior. Se la subdivide en 3 miembros: Arenisca Tena Basal (Maastrichtiano temprano) que varía desde areniscas arcósicas al Este, pasando hacia cuarzo-arenitas, cuarzo-arenitas calcáreas y arcosas en la parte central y norte de la cuenca. (Villalba, 2006), Tena Inferior (Maastrichtiano) que comprende de limolitas y areniscas rojas continentales de grano fino (Faucher y Savoyat, 1973, Jaillard, 1997), y Tena Superior (Paleoceno): comprende limolitas y areniscas continentales de grano más grueso (Jaillard, 1997). Se infiere una edad de Maastrichtiano - Paleoceno, debido a los organismos con los que se ha datado esta formación.. 17.

(33) 1.2.4. CENOZOICO. Figura 7. Columna estratigráfica del Cenozoico en la Cuenca Oriente, (Christophoul, 2002). 1.2.4.1. Formación Tiyuyacu (Eoceno Temprano - Oligoceno Temprano) Nombrada por primera vez por Hess en 1939, toma su nombre de la quebrada Tiyuyacu en donde el miembro inferior aflora escasamente, también se puede encontrarlo en la zona subandina. (Baby et al., 2004) Con base en los contactos encontrados, la Formación Tiyuyacu sobreyace a la Formación Tena, por medio de una discordancia no angular, mientras que, el contacto con la sobreyacente Formación Chalcana es concordante. Litológicamente está constituida por conglomerados gruesos e intercalaciones de arcillolitas y limolitas color rojo, verde y gris (Baldock, 1982).. 18.

(34) Con base en fósiles encontrados, a la Formación Tiyuyacu se le atribuye una edad Eoceno temprano - Oligoceno temprano. (Baby, et al., 1998). 1.2.4.2. Formación Orteguaza (Oligoceno Temprano) Nombrada por primera vez por Hauss en 1940, el único afloramiento de facies marinas se ubica al noreste del frente subandino, a orillas del río Aguarico, cerca de la población Cascales, (Marocco et al., 1996, Valdez, 1997). Sobreyace a la Formación Tiyuyacu, presenta cambio lateral de facies hacia la zona Subandina, donde es más continental, y corresponde a la base de la Formación Chalcana en dicha zona. (Valdez, 1997). Litológicamente comprende areniscas grises verdes, lutitas grises- verdes a negras, con algunos niveles de areniscas glauconíticas, también hay presencia de nódulos de pirita. A la Formación Orteguaza se le asigna una edad Eoceno Tardío – Oligoceno (Ordóñez, 2006). 1.2.5. NEÓGENO Y CUATERNARIO. 1.2.5.1. Formación Chalcana (Mioceno) Nombrada por primera vez por Hess en 1939, se ubica en la quebrada Chalcana afluente de la Tiyuyacu (Tschopp, 1953). Sobreyace en transición gradual a la Formación Tiyuyacu y existe un contacto bien definido con la sobreyacente Formación Arajuno (Tschopp; 1953). Litológicamente consta de arcillolitas rojas y lutitas abigarradas con yeso, intercaladas con niveles de areniscas cuarzosas de grano fino a medio. Se caracteriza por la. 19.

(35) presencia de nódulos calcáreos. Ordóñez et al., en 2006, definieron una edad de Mioceno para esta formación.. 1.2.5.2. Formación Arajuno (Mioceno Medio - Mioceno Tardío) Definida originalmente por Hess en 1939, toma su nombre del río Arajuno. Sobreyace de manera concordante con la Formación Chalcana, mientras que, el contacto con la suprayacente Formación Chambira es de tipo “onlap”. (Baldock, 1982). Litológicamente está constituida por areniscas con láminas y lentes de cantos rodados y conglomerados. Se definen tres subdivisiones (Tschopp,1953): Arajuno Inferior: comprende areniscas con lentes de guijarros y pocos conglomerados intercalados con arcillas bentónicas, Arajuno Medio, que comprende arcillolitas rojas con yeso en la base y tobas hacia el tope, y Arajuno Superior, con arcillas ligníticas y vetas de carbón. Se le asigna una edad de Mioceno medio a tardío (Baldock, 1982, Ordóñez, 2006). 1.2.5.3. Formación Chambira (Mioceno Tardío - Plioceno) Denominada por primera vez por Haus en 1940, toma su nombre de la localidad en donde aflora, cerca de 13 km al Este de Canelos en la localidad Chambira en el río Bobonaza. (Tschopp; 1953). El contacto con la subyacente Formación Arajuno es de tipo “onlap”. (Baldock, 1982); mientras que, el contacto con la suprayacente formación Mesa es discordante. Litológicamente constituye una alternancia de niveles de conglomerados, con abundantes troncos silicificados, niveles de areniscas tobáceas y arcillas intercaladas en la parte intermedia. Baldock en 1982 le asigna una edad de Mioceno tardío a Plioceno.. 20.

(36) 1.2.5.4. Formación Mesa (Plio - Pleistoceno) Definida por Tschopp en 1953, se extiende desde las estribaciones orientales de los Andes hacia el este, cubriendo las formaciones más antiguas en amplias áreas. La Formación Mesa tiene un contacto discordante con la Formación Chambira, y con la suprayacente Formación Mera el contacto también discordante Litológicamente corresponde a un apilamiento de terrazas imbricadas fuertemente erosionadas, compuestas de depósitos clásticos medio a gruesos, con esporádicos horizontes tobáceos al Oeste. Baldock, en 1982 le asigna una edad de PlioPleistoceno.. 1.2.5.5. Formación Mera (Pleistoceno - Holoceno) Denominada por primera vez por Baldock en 1982, sus afloramientos representativos aparecen en la depresión Santa Inés y al nivel de Shell Mera. Descansa en discordancia sobre la Formación Mesa. Litológicamente está conformada por conglomerados, con clastos centimétricos a plurimétricos con intercalaciones de niveles piroclásticos en la parte proximal del abanico. Baldock en 1982 le asigna una edad Pleistoceno-Holoceno.. 21.

(37) CAPÍTULO II. 2. MARCO TEÓRICO. 2.1. DEFINICIÓN DE NÚCLEO O TESTIGO DE CORONA Se define como una muestra de roca, que fue obtenida durante la perforación del pozo a una profundidad definida, preservando su estructura y sus características fisicoquímicas, con la finalidad de someterla a diferentes tipos de análisis (petrofísicos, geológicos y geomecánicos).. 2.2. PROPIEDADES FÍSICAS 2.2.1. POROSIDAD (ø) Se define como la fracción del volumen total de una muestra que es ocupada por poros, es considerada como una capacidad que tiene una roca para almacenar fluidos. ø=. !"#(!$%&')*#"$+$,$0 122 !.#(!$%&')*#.$./%-. Según la interconectividad de poros, la porosidad se clasifica: ·. Porosidad Absoluta o Total: es el volumen total ocupado por poros, sin tomar en cuenta si los mismos se encuentran interconectados o no.. ·. Porosidad Efectiva: es el volumen de poros interconectados entre sí, siendo ésta la porosidad que permite medir la cantidad de fluidos en sitio.. Existen varios factores que afectan la porosidad que son (Escobar Macualo, 2004): ·. Tipo de empaquetamiento: es un sistema idealizado en donde se asumen granos esféricos y de igual diámetro, presentan cuatro tipos definidos, pero con diferentes valores de porosidad (cúbico, rómbico, tetragonal, hexagonal, ortorrómbico y triclínico). (Cooke y Rowe, 1999, Figura 8). 22.

(38) Figura 8. Tipos de empaquetamiento. (Graton y Fraser, 1935). ·. Material cementante: es el material que une los granos entre sí (sílice, carbonato de calcio, matriz arcilla, siderita, etc), y su contenido incrementará o disminuirá la porosidad.. ·. Geometría y distribución de granos: como geometría se toma en cuenta la angularidad y grado de redondez, que son directamente proporcionales a la porosidad, mientras que, por distribución de granos se considera como el buen o mal sorteo de diferentes tamaños de grano, que es inversamente proporcional a la porosidad. (Figura 9).. Figura 9. Distribución de granos. (Serra, 2008) 23.

(39) ·. Presencia de arcillas: el contenido de arcillas afecta a la porosidad de manera inversamente proporcional, dependiendo de su cantidad, propiedades físicas y su distribución.. Generalmente, las arcillas se presentan de manera dispersa de las siguientes maneras: ·. Rellenando los poros: las arcillas ocupan los poros intergranulares, raramente pegados a las paredes porales. (Figura 10).. Figura 10. Relleno de poros. (Neasham, 1979). ·. Recubriendo los poros: en este caso las arcillas se encuentran unidas a las paredes porales, generando capas continúas de arcilla y abundante espacio microporoso. (Figura 11).. Figura 11. Recubrimiento de poros. (Neasham, 1979). ·. Formando puentes entre los poros: es una manera similar a la anterior, con la diferencia que en este caso las arcillas se extienden más o completamente a lo largo de la garganta poral, creando un efecto de puente a manera de una red muy densa con abundante microporosidad. (Figura 12). Figura 12. Puentes entre poros. (Neasham, 1979). 24.

(40) A continuación, se indican las arcillas más comunes y sus respectivas afectaciones a las propiedades físicas de las rocas: ·. Caolinita: se relaciona principalmente a la migración de partículas finas, sus cristales a manera de cuadernillo, afectan directamente a la porosidad de la roca.. ·. Esmectita: relacionada con la migración de partículas finas que provienen del hinchamiento y ruptura de arcillas; afectan de manera directa a la permeabilidad, aumentan la cantidad de agua irreducible y la microporosidad. Se caracterizan por recubrir los poros y a su vez revestir los granos de arena.. ·. Illita: relacionada a la migración de partículas finas, que provienen del hinchamiento y ruptura de arcillas, afectan de manera directa a la permeabilidad, aumentan: la cantidad de agua irreducible, la microporosidad y la tortuosidad poral.. ·. Clorita: arcilla que se caracteriza por su alto contenido de Fe y Mg dentro de su estructura, que proviene generalmente de la disolución de carbonatos y que su presencia afecta directamente a la permeabilidad de la roca.. 2.2.2. PERMEABILIDAD (K) Es una propiedad inherente a la roca y se define como su capacidad que tiene una roca de transmitir los fluidos dentro del volumen poroso interconectado. Generalmente, la permeabilidad es directamente proporcional a la porosidad, aunque existen excepciones. (Figura 13).. 25.

(41) Figura 13. Permeabilidad. (Halliburton, 2013) A la permeabilidad se la divide en tres tipos acorde a las fases almacenadas en el volumen poroso: ·. Permeabilidad Absoluta (K): es la capacidad que tiene un fluido para desplazarse a través de la roca cuando la formación está saturada al 100% con el mismo fluido.. ·. Permeabilidad Efectiva (Ke): es la capacidad que tiene un fluido para desplazarse a través de una roca cuando otro fluido inmiscible está presente en el mismo medio y siempre es menor que la permeabilidad absoluta.. ·. Permeabilidad Relativa (Kri): se define como el resultado de la división entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta de un fluido y permite comparar el modo en el que se desplazan dos fluidos inmiscibles uno en presencia del otro. (Schulmberger, 1996). La permeabilidad al ser una propiedad ligada a la porosidad se ve afectada por los mismos factores, haciendo hincapié en la cantidad de arcilla presente, debido a que ésta reacciona con el fluido almacenado en el medio poroso.. 2.2.3. SATURACIÓN DE FLUIDOS La saturación de fluidos es la fracción del volumen poroso que ocupan los mismos. En este caso para calcular la cantidad de hidrocarburo, los fluidos presentes son: agua, petróleo y gas. (Figura 14, Weatherford, 2006). 34 (3/.&+/56ó*#7)#/8&/- = #. 3; (3/.&+/56ó*#7)#").+ó%)$- = #. 3< (3/.&+/56ó*#7)#8/,- = #. Donde siempre la sumatoria es 1. !$%&')*#7)#98&/# 0 122 !$%&')*#:$+$,$. !$%&')*#7)#:).+ó%)$# 0 122 !$%&')*#:$+$,$ !$%&')*#7)#>/,# 0 122 !$%&')*#:$+$,$. 34 ? 3; ? 3< = 1 26.

(42) Debido a que ni el petróleo ni el gas conducen corriente eléctrica por ser excelentes aislantes, en una formación que contenga estos dos elementos, la resistividad estará. en función de 34 . 34 es la fracción del volumen poroso que ocupa el agua de formación y 1 - 34 será la fracción ocupada por los hidrocarburos. (Paris de Ferrer, 2009). Figura 14. Saturación de Fluidos. (Weatherford, 2006). 2.2.4. TENSIÓN SUPERFICIAL La tensión superficial se define en general, como el resultado de las fuerzas moleculares que causan que la superficie de un líquido asuma el tamaño más pequeño posible, y que actúe como una membrana bajo tensión. En el ámbito hidrocarburífero, a la tensión superficial se la conoce como tensión interfacial, y es utilizado para definir la tensión de la superficie de separación entre dos líquidos inmiscibles. (Bidner y Mirtha, 2001).. 2.2.5. PRESIÓN CAPILAR Se define presión capilar como la diferencia de presión entre el fluido de la fase mojante y la fase no mojante, que impiden el vaciamiento total del yacimiento, tomando en cuenta que los fluidos presentes son petróleo, agua y gas que coexisten en el medio. :@ (:+),6ó*#A/"6%/+- = # :B4 (:+),6ó*#C/,)#*$#'$D/*.)- E # :4 (:+),6ó*#C/,)#'$D/*.)-. 27.

(43) La ecuación es aplicable en sistemas gas – petróleo y agua – petróleo, en donde, el gas siempre es no mojante y el agua es mojante. (Bidner y Mirtha, 2001). La presión capilar se puede observar siempre que dos fases miscibles estén presentes en un tubo capilar y es definida como la caída de presión a lo largo de la curva de la interfase del líquido. (Figura 15, Rodríguez, 2007).. Figura 15. Presión Capilar. (Rodriguez, 2007) De los datos de presión capilar se puede obtener lo siguiente: ·. Permeabilidad.. ·. Porosidad efectiva.. ·. Saturación de agua irreducible.. ·. Distribución de tamaño de poro.. ·. Determinar cuál fluido moja a la roca: agua o petróleo.. 2.2.6. RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN (Rw) La resistividad del agua de formación se define como la resistividad del agua no contaminada por el lodo de perforación, que satura la porosidad de la roca. Es también conocida como agua innata o agua intersticial, y su determinación es de gran. 28.

(44) importancia, ya que, su valor es necesario para realizar el cálculo de saturación de fluidos en el volumen poroso de la roca reservorio. (Luthi, 2001). La resistividad del agua de formación (Rw) se obtiene de diferentes métodos tales como: ·. Catálogos de agua.. ·. Análisis físico – químico.. ·. Mediante la curva de SP.. ·. Medición directa a muestras.. ·. Diagramas de Resistividad – Porosidad (Crossplot).. 2.2.7. FACTOR DE FORMACIÓN El factor de formación es un parámetro que describe la geometría del medio poroso y se define como la relación entre la resistividad y la porosidad de la roca. Esta relación es generalmente verdadera siempre y cuando el reservorio no contenga arcilla y tenga una porosidad interna homogénea. Archie en 1941 postuló que el factor de formación (F) era una constante independiente de Rw y una función exclusivamente de la geometría de poros (la ecuación de Archie). Desde entonces se ha demostrado que F es independiente de Rw sólo para una cierta clase de rocas petrofísicamente simples (rocas de Archie). En las rocas con minerales conductores, tales como las arenas arcillosas, existe una dependencia más compleja. En esos casos, la relación Ro/Rw se conoce como el factor de formación aparente y puede variar con Rw, la temperatura y el tipo de ion en solución. El factor de formación intrínseco se define entonces como F corregido por el efecto de la lutita, o bien el valor de Ro/Rw en el límite de alta salinidad (Rw bajo). La corrección por el efecto de la lutita depende de la ecuación de saturación utilizada, por ejemplo, 29.

(45) Waxman - Smits, doble agua, SGS o CRMM. A menos que se indique otra cosa, el término factor de formación se refiere generalmente al factor de formación aparente. F ha sido relacionado con la porosidad (phi) en varias fórmulas (Archie, Humble y otras) cuya expresión general es F = a / phim, donde a es una constante y m el exponente de porosidad. (Schulmberger, 1996). 2.2.8. EXPONENTE DE SATURACIÓN El exponente de saturación (n) expresa el efecto sobre la resistividad del reemplazo del agua con un fluido no conductor, que resulta de la relación entre la saturación de agua y el índice de resistividad. En rocas humedecidas con agua, petrofísicamente simples, el exponente de saturación es constante para diferentes valores de saturación de agua, y puede hallarse un promedio único n para un yacimiento o una formación determinada, generalmente toma un valor de 2. En las rocas más complejas, el exponente de saturación cambia con los valores de saturación de agua. En rocas con minerales conductores, tales como las arenas arcillosas, el exponente de saturación se vuelve cada vez más bajo a medida que la saturación de agua se reduce. Este cambio es insignificante para las aguas de alta salinidad, pero se incrementa a medida que se reduce la salinidad. En todos los casos donde los poros son humedecidos con petróleo, el exponente de saturación se incrementa, llegando a tomar valores de hasta 8 cuando las rocas están muy humedecidas con petróleo.. 2.2.9. COEFICIENTE DE TORUOSIDAD El coeficiente de tortuosidad, es la medida de la complejidad geométrica de un medio poroso. Por definición la tortuosidad es una relación del largo de la corriente natural de un fluido entre dos pontos y la distancia en línea recta entre esos puntos.. 30.

(46) 2.3. UNIDADES DE FLUJO Las unidades de flujo también conocidas como unidades hidráulicas, se definen como elementos representativos del volumen total del yacimiento, en donde, propiedades geológicas, petrofísicas y de los fluidos son internamente consistentes y al mismo tiempo diferentes a las propiedades de otros volúmenes de rocas. (Porras, et al., 1999) Las unidades de flujo se relacionan con la distribución de facies geológicas, aunque, no necesariamente coinciden con los límites de facies. Las unidades hidráulicas se identifican por: ·. Mineralogía.. ·. Estructuras sedimentarias.. ·. Textura de la roca.. ·. Porosidad.. ·. Permeabilidad.. ·. Presión capilar.. 2.4. REGISTROS DE POZOS Un registro de pozo o perfil de pozo se define como la representación gráfica de una grabación en profundidad de una o varias características de las formaciones rocosas atravesadas por el pozo, tomadas por instrumentos de medición avanzados. (Schulmberger, 1996, Figura 16). Conforme la ciencia en el ámbito de registro de pozos petroleros avanza, su interpretación también lo hace. Con el debido análisis de un conjunto de perfiles se puede inferir y derivar valores precisos de: ·. Litología de las rocas del yacimiento en estudio.. ·. Saturaciones de fluidos.. ·. Porosidad.. ·. Permeabilidad.. 31.

(47) Figura 16. Ejemplo de Registros de pozo. (Baker Atlas, 2011). 32.

(48) Los registros de pozo se dividen según sus principios:. 2.4.1. REGISTROS RADIOACTIVOS Son registros que proporcionan información de la medición de emisiones radioactivas naturales presentes en las rocas.. 2.4.1.1. Rayos gamma (GR) Es un registro que mide las emisiones de radioactividad que poseen las rocas, considerando que los elementos radiactivos se desintegran en partículas de tamaño arcilla, por ende, las lutitas tienen emisiones de rayos gamma mayores que las arenas. Las rocas limpias por lo general tienen un nivel muy bajo de radioactividad, a menos que existan partículas contaminantes dentro de la formación como cenizas volcánicas, residuos de granito, glauconita, etc. Los minerales radiactivos principales son: potasio (K), torio (Th) y uranio (U). Una gran ventaja que posee el registro de Rayos gamma, es que existe la posibilidad de correrlo en pozos entubados. La unidad de medida es grados API, con un rango de valores que generalmente va de 0 a 150 API y se utiliza para: ·. Calcular el contenido de arcilla de las capas (Vsh).. ·. Estimar tamaño de grano. ·. Diferenciar litologías porosas de no porosas.. ·. Determinar concentraciones de potasio, torio y uranio.. ·. Definir límites de capas.. 2.4.1.2. Densidad (ZDEN) Es un registro que mide la densidad de la formación, por medio de la atenuación de rayos gamma entre una fuente y un receptor. Su principio se basa en la aplicación de una fuente radioactiva de mediana energía de rayos gamma a la pared del hoyo en un cartucho deslizable. El contacto de esta fuente con los electrones de la formación hace que los rayos gamma pierdan un poco de su energía, los rayos gamma dispersos que. 33.

(49) llegan al detector, se cuentan para indicar la densidad de la formación. La densidad de los electrones está relacionada con el volumen de densidad real.. La unidad de medida es 8F5'G , con un rango de valores que va desde 1.96 a 2.96 8F5'G y a su vez depende de: ·. Densidad del material de la matriz de la roca.. ·. Porosidad de la formación.. ·. Densidad de los fluidos que llena el volumen poroso.. Los registros de densidad se usan principalmente para: ·. Elabora registros de porosidad.. ·. Identificación de minerales en depósitos de evaporitas.. ·. Detección de gas.. ·. Determinación de la densidad de hidrocarburos.. ·. Evaluación de arenas con arcilla y de litologías complejas.. ·. Calculo de propiedades mecánicas de las rocas.. 2.4.1.3. Neutrón (NPHI) Es un registro que mide concentraciones de hidrógeno, lo que indica la presencia de agua o petróleo de la roca. Su principio se basa en la emisión constante de neutrones de alta energía, esto neutrones chocan contra los núcleos de los materiales de la formación, en cada colisión el neutrón pierde energía, el núcleo que captura emite un rayo gamma de captura de alta energía. Cuando la concentración de hidrogeno del material que rodea la fuente de neutrones es alta, la mayoría de estos son desacelerados y capturados a una corta distancia de la fuente. Por el contrario, si hay poca concentración de hidrógeno los neutrones se alejan de la fuente antes de ser capturados. De acuerdo con esto la tasa de conteo en el detector aumenta para bajas concentraciones de hidrógeno y viceversa. La unidad de medida es en fracción o en %, con un rango de valores que va desde – 0.15 a 0.45 (–15 a 45 %). Los registros neutrónicos se usan principalmente para: 34.

(50) ·. Delinear formaciones porosas.. ·. Determinar porosidad.. ·. Determinar la cantidad de porosidad saturada de fluido.. ·. Identificar litología.. ·. Evaluar el contenido de arcilla de una formación.. 2.4.2. REGISTROS ELÉCTRICOS Son registros que proporcionan información de la medición de las propiedades eléctricas de las rocas.. 2.4.2.1. Potencial Espontáneo (SP) Es un registro no inducido, que mide el potencial eléctrico o voltaje producido por la interacción del agua de formación innata, el fluido de perforación (conductivo y que no sea a base de aceite) y ciertas rocas selectivas de iones que generalmente son las lutitas. Su principio se basa en la medición de la diferencia entre el potencial eléctrico de un electrodo móvil en el pozo y el potencial eléctrico de un electrodo fijo en la superficie, que está en función de la profundidad. El Potencial Espontáneo se mide en milivoltios (mV) y se utiliza para: ·. Definir límites de capas porosas y correlacionar las mismas.. ·. Calcular la resistividad del agua de formación. ·. Estimar zonas permeables.. ·. Calcular salinidades.. 2.4.2.2. Resistividad (R) Es un registro inducido, que mide la resistividad que tienen las rocas de oponerse al paso de corriente eléctrica inducida y es el inverso de la conductividad. La resistividad de una formación se mide ya sea al enviar corriente a la formación y medir el flujo de electricidad, o al inducir una corriente eléctrica a la formación y medir que tan grande 35.