Modelamiento Geológico de la Formación Ubaque en el Campo Rancho Hermoso y
estimación del volumen de petróleo original en sitio. Cuenca de los Llanos
Orientales - Colombia.
Elbert René Ordóñez Velandia
Universidad Nacional de Colombia
Facultad de Ciencias, Departamento de Geociencias Bogotá, Colombia
Año 2016
Modelamiento Geológico de la Formación Ubaque en el Campo Rancho Hermoso y estimación del volumen
de petróleo original en sitio. Cuenca de los Llanos Orientales - Colombia.
Elbert René Ordóñez Velandia
Tesis presentada como requisito parcial para optar al título de:
Magister en Ciencias - Geología
Director:
Geol. Gustavo Sarmiento
PhD. Palinología, Estratigrafía y Sedimentología.
Línea de Investigación:
Geología del Petróleo
Universidad Nacional de Colombia
Facultad de Ciencias, Departamento de Geociencias Bogotá, Colombia
Año 2016
NOTA DE ACEPTACION
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Gustavo Adolfo Sarmiento Director
___________________________________
Jurado 1 Carlos Alberto Vargas
___________________________________
Jurado 2 Antonio Velásquez
OBSERVACIONES
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“…La geología es una ciencia exacta,
lo inexacto es la capacidad del hombre para comprenderla….”
Medardo Chacón. Geólogo Colombiano.
Trabajo dedicado a mi esposa e hija, los motores de mi vida.
K, te llevo en mi corazón….
Agradecimientos
Especial agradecimiento personal a mi esposa e hija por su apoyo y paciencia incondicional durante el desarrollo de la Maestría. Igualmente, gracias Dios por haberme dado esta oportunidad.
Desde el plano educativo y profesional quiero expresar mis agradecimientos a la Universidad Nacional de Colombia y en especial a mi director de tesis, profesor Gustavo Adolfo Sarmiento, por su dedicación y guía en el desarrollo de este proyecto.
A Canacol Energy Colombia S.A por auspiciar mis estudios, por permitirme usar la información para elaborar este proyecto y por acogerme dentro de su grupo técnico.
Con mucho aprecio el reconocimiento para mis colegas Fred Watchorn, Anderson Peña y Diego Alberto Melo por el apoyo y consejos durante la elaboración del trabajo.
Finalmente gracias a Medardo Chacón, no solo por las asesorías técnicas, sino por haberme enseñado sus mejores consejos profesionales y de la vida, durante los años trabajando junto a él.
Tabla de Contenido
Resumen ... 1
Abstract ... 2
Introducción ... 3
1. Objetivos ... 5
1.1. Objetivo General ... 5
1.2. Objetivos Específicos ... 5
2. Generalidades del área de estudio ... 6
2.1. Localización del área de estudio y vías de acceso ... 6
2.2. Historia del Campo Rancho Hermoso ... 7
2.3. Marco estructural general del Campo Rancho Hermoso ...10
2.4. Marco estratigráfico general del Campo Rancho Hermoso ...11
2.4.1. Paleozoico ...12
2.4.2. Cretáceo ...12
2.4.3. Paleógeno y Neógeno ...14
2.5. Elementos del sistema petrolífero en el Campo Rancho Hermoso ...16
2.5.1. Roca Generadora ...16
2.5.2. Migración ...16
2.5.3. Roca Almacenadora ...17
2.5.4. Trampa ...17
2.5.5. Roca Sello ...17
2.5.6. Sobrecarga ...18
2.5.7. Preservación ...18
2.5.8. Sincronismo ...18
3. Metodología ...19
3.1. Base teórica y revisión de la información geológica regional y local ...19
3.2. Datos...20
3.2.1. Información sísmica ...20
3.2.2. Información de pozos ...21
3.2.3. Muestras de rocas y Petrografía ...24
3.3. Elaboración del modelo Sedimentológico y Estratigráfico...26
3.4. Elaboración del Modelo Estructural ...27
3.5. Elaboración del Modelo Petrofísico ...33
3.6. Metodología para el Cálculo del volumen de petróleo original en sitio (POES) ...40
4. Análisis e Interpretación ...43
4.1. Modelo Sedimentológico y Estratigráfico ...43
4.1.1. Edad y definición de los límites estratigráficos de la Formación Ubaque ...43
4.1.2. Subdivisión de la Formación Ubaque ...46
4.1.3. Litología de la Formación Ubaque y relación con las respuestas eléctricas 49 4.1.4. Interpretación del ambiente de depósito ...58
4.2. Modelo Estructural ...59
4.3. Modelo Petrofísico ...74
4.3.1. Ubaque Inferior ...74
4.3.2. Ubaque Medio ...75
4.3.3. Ubaque Superior ...76
4.3.4. Definición del contacto Agua-Aceite ...76
4.4. Volumen de petróleo original en sitio (POES) ...80
4.4.1. Área (A) ...81
4.4.2. Espesor (h) ...82
4.4.3. Porosidad (PhiE) ...83
4.4.4. Saturación de Agua (Sw) ...84
4.4.5. Factor Volumétrico (Boi) ...86
4.4.6. Cálculo del POES ...87
5. Conclusiones ...89
6. Recomendaciones ...91
Referencias Bibliográficas ...94
Anexo A. Petrografía Muestras pozo RH-G ...97
Anexo B: Interpretación Sísmica ... 105
Anexo C: Interpretación Petrofísica ... 119
Tabla de Figuras
Figura 1. Localización del Bloque y Campo Rancho Hermoso. ... 6
Figura 2. Vía de acceso al área de estudio ... 7
Figura 3. Mapa inicial del prospecto Rancho Hermoso ... 8
Figura 4. Esquema estructural general del Campo Rancho Hermoso ...10
Figura 5. Columna estratigráfica generalizada del Campo Rancho Hermoso. ...11
Figura 6. Flujograma de los pasos empleados para conseguir los objetivos ...19
Figura 7. Coordenadas y longitud de las líneas sísmicas usadas dentro del proyecto. ...21
Figura 8. Coordenadas, elevaciones y profundidad total de los pozos usados en el proyecto. ..22
Figura 9. Información sobre desviación, registros y reportes de pruebas de los pozos ...22
Figura 10. Ubicación de las líneas sísmicas y de los pozos dentro del área de estudio ...23
Figura 11. Localización de muestras analizadas En el pozo RH-G. ...24
Figura 12. Clasificación de rocas detríticas según Pettijohn (1975). ...26
Figura 13. Tipos de electroformas del registro Gamma Ray según Walker (1992). ...27
Figura 14. Sismograma sintético pozo RH-A. ...28
Figura 15. Ajuste del sismograma sintético con la línea sísmica C. ...29
Figura 16. Ejemplo de los horizontes sísmicos interpretados en tiempo ...30
Figura 17. Tabla tiempo-profundidad del registro de velocidad check shot del pozo RH-A. ...31
Figura 18. Función tiempo-profundidad de acuerdo al Registro check shot del pozo RH-A ...32
Figura 19. unidades y escalas estandarizadas y forma de presentación de los registros. ...34
Figura 20. Parámetros para determinar los valores del GR en arenas limpias y Shale ...35
Figura 21. Valor de Rw calculado de acuerdo a la carta Gen-9 de Schlumberger, 1997. ...37
Figura 22. presentación de la interpretación petrofísica de la Formación Ubaque. ...39
Figura 23. primer pozo perforado con localización de las muestras palinológicaS. ...44
Figura 24. Registro GR y litológico de perforación del pozo RH-B ...45
Figura 25. Subdivisión de la Formación Ubaque en tres segmentos ...47
Figura 26. Correlación estratigráfica del campo Rancho Hermoso ...48
Figura 27. Ejemplo de las rocas tipo A ...49
Figura 28. Ejemplo de una arenisca cuarzosa tipo A con un resto de planta ...50
Figura 29. ejemplo de grano de cuarzo con sobre-crecimiento en continuidad óptica.. ...51
Figura 30. Ejemplo de las rocas tipo B ...52
Figura 31. Rocas tipo B con ejemplos de restos de platas, fosfátos y glauconita. ...52
Figura 32. Ejemplo de las rocas tipo B ilustrando la matriz arcillosa ...53
Figura 33. Ejemplo de las rocas tipo B ilustrando la algunos parches de calcita ...53
Figura 34. Ejemplo de las rocas tipo C. ...54
Figura 35. Ejemplo de rocas tipo C con restos de plantas rojizos y glauconita ...55
Figura 36. Ejemplo de rocas tipo C resaltando la presencia de un fragmento fosfático ...55
Figura 37. Distribución de las muestras (M) petrográficamente descritas en el pozo RH-G. ...56
Figura 38. Relación y distribución de los tipos de roca A, B y C con las respuestas del GR. ...57
Figura 39. Ejemplo de la interpretación sísmica de los horizontes y fallas ...60
Figura 40. Mapa estructural en tiempo doble (TWT) del horizonte Ubaque ...61
Figura 41. Mapa estructural en profundidad bajo el nivel del mar del Ubaque sin editar. ...62
Figura 42. Modelo estructural inicial del prospecto Rancho Hermoso por Ecopetrol (1983). ...63
Figura 43. Propuesta del segundo pozo en Rancho Hermoso por Ecopetrol (1984). ...64
Figura 44. Diferencias entre los contornos estructurales y las profundidades de los pozos...65
Figura 45. Ejemplo de sombra de Falla sobre la línea sísmica D. ...67
Figura 46. Planteamiento del problema de sombra de falla por Ecopetrol-ICP (2000). ...67
Figura 47. Continuidad de los reflectores, obviando el efecto de sombra de falla. ...68
Figura 48. Ajuste de los contornos estructurales . ...69
Figura 49. Correlación estructural entre los pozos RH-A, RH-C y RH-D. ...70
Figura 50. Correlación estructural entre los pozos RH-A, RH-B. ...71
Figura 51. Correlación estructural entre los pozos RH-E, RH-G. ...72
Figura 52. Mapa estructural en profundidad bajo el nivel del mar del Ubaque editado ...73
Figura 53. Valores de los parámetros petrofísicos calculados para el Ubaque Inferior ...75
Figura 54. Valores de los parámetros petrofísicos calculados para el Ubaque Medio ...75
Figura 55. Valores de los parámetros petrofísicos calculados para el Ubaque Superior. ...76
Figura 56. Pozos con las pruebas de formación y el contacto Agua-Aceite. ...78
Figura 57. Cambio en las respuestas eléctricas como un cambio de litología.. ...79
Figura 58. Sección estructural de los pozos RH-E, RH-D y RH-F ...80
Figura 59. Área de la zona de Petróleo del yacimiento Ubaque Superior ...82
Figura 60. Isópaco de arena neta petrolífera (net pay) ...83
Figura 61. Mapa con los valores de porosidad calculada para cada pozo ...84
Figura 62. Mapa de saturación de agua ...85
Figura 63. Factor Volumétrico del crudo del Ubaque en el pozo RH-F ...86
Figura 64. Calculo del volumen de petróleo en sitio del yacimiento Ubaque ...87
Figura 65. Características de los diferentes mecanismos de producción ...91
Figura 66. Pronostico de producción y EUR final para el pozo RH-F. ...92
Figura 67. Área de drenaje del pozo RH-F y propuesta de localización del pozo RH-C ST. ...93
Resumen
El Campo Rancho Hermoso está localizado en la parte centro-oeste de la Cuenca de los Llanos Orientales de Colombia. Este fue descubierto por Ecopetrol en el año 1984 con una producción comenzando partir de la Formación Mirador. Algunas pruebas de producción en el Ubaque indican que esta Formación contiene importantes cantidades de hidrocarburos pero no se ha desarrollado un modelamiento geológico que estime su extensión y volumen de acumulación.
La realización del presente trabajo busca obtener el modelo geológico de la Formación Ubaque para el campo Rancho Hermoso, dentro del cual se incluyen interpretaciones sedimento- estratigráficas y estructurales del área, la evaluación petrofísica del yacimiento, así como la validación de la extensión de la acumulación del aceite y el cálculo del volumen de petróleo original en sitio (POES).
El mecanismo de entrampamiento del Campo es un pliegue monoclinal en el bloque yacente de un sistema de fallas normales antitéticas. El cierre estructural es de alrededor de los 2000 acres con un relieve de aproximadamente 150 pies. Es determinado un contacto agua-aceite a los 9230 pies por debajo del nivel del mar el cual genera que el área de entrampamiento de aceite sea de 691 acres. El mecanismo de producción del yacimiento es un acuífero regional.
La Formación Ubaque es Cenomaniana y fue depositada en un ambiente marino somero. En este estudio, la unidad es dividida en tres segmentos: Ubaque Inferior, Ubaque Medio y Ubaque Superior. De los tres, el Ubaque superior es el único que contiene acumulación de hidrocarburos. Este yacimiento presenta un espesor promedio de 95 pies, un espesor promedio neto petrolífero de 24 pies, una porosidad efectiva del 21% y una saturación de agua inicial promedio de 25%.
Se calcula de manera determinística que el volumen de petróleo original en sitio (POES) para el yacimiento Ubaque Superior en el campo Rancho Hermoso es del orden de los 18,7 millones de barriles.
La recuperación final de Petróleo a partir del Ubaque Superior, usando un factor de recobro conservador del 35%, es estimada en 6.6 millones de barriles; de esta manera, se considera que tres pozos podrían ser suficientes para drenar el yacimiento.
Palabras claves: Campo Rancho Hermoso, Formación Ubaque, volumen de petróleo original en sitio (POES).
Abstract
The Rancho Hermoso Field is located in the center - west sector of the Eastern Llanos Basin in Colombia. It was initially discovered by Ecopetrol in 1984 with production beginning from the Mirador Formation. While the Ubaque Formation tested 17° API oil, there was no comprehensive geological model indicating its extension and volumes.
This study looks for the development of a geological model of the Ubaque Formation in the Field, which is including sedimentological, stratigraphic, structural and petrophysical interpretations leading to a validation of the reservoir extension and original oil in place (OOIP).
The trapping mechanism of the field is a monoclinic fold in the footwall of a regional extensional fault. The closure area is ~2000 acres with a relief of ~150 ft. At Ubaque level the field is not filled to the structural spill-point – the downdip limit is a single oil-water contact defined at -9230 feet subsea which generates an Ubaque field area of 691 acres. The reservoir drive mechanism is a regional fresh-water acquifer.
The Ubaque was deposited in a shallow marine setting during Cenomanian times. In this study the Formation is subdivided into three sub-zones, oil is only produced from the uppermost zone.
This “Upper Ubaque” zone averages 95 ft in gross thickness, 24 feet of average net pay thickness, 21% of effective porosity and 25% of original water saturation across the field.
A deterministic calculation for the original-oil-in-place (OOIP) in the Upper Ubaque in the Field is 18.7 mmbo.
Given a conservative final recovery of oil (EUR) of ~6.6 mmbo applying a 35% recovery factor, it is shown that 3 wells would be theoretically sufficient to drain the field.
Keywords: Rancho Hermoso Field, Ubaque Formation, Original Oil in Place (OOIP).
Introducción
El principal objetivo de exploración y producción de hidrocarburos para el sector centro- occidental de la cuenca de los Llanos Orientales ha sido tradicionalmente la Formación Mirador del Paleogeno, y por ende es la que ha desarrollado mayor investigación en la región. En el caso del Campo Rancho Hermoso, no es la excepción; desde el inicio de sus operaciones en 1984, con la perforación del primer pozo, el Mirador fue y ha sido la unidad que reviste mayor interés.
Por otro lado, gracias al reciente incremento de la actividad de exploración y producción petrolera en el país, varias compañías que operan en el sector de los Llanos Orientales están en la búsqueda de oportunidades diferentes a las que ofrece la Formación Mirador.
Una unidad que ha sido plenamente identificada como potencial reservorio de hidrocarburos es la Formación Ubaque del Cretáceo, nombrada operacionalmente así en el campo Rancho Hermoso y también denominada por otras compañías que trabajan en la región como Formación Une o Areniscas Inferiores, entre otros nombres.
En el Campo Rancho Hermoso se sabe que el Ubaque contiene cantidades importantes de hidrocarburos, pero hasta el momento no se ha desarrollado aquí un modelamiento geológico que permita estimar su extensión y volumen de acumulación.
El desarrollo de un modelamiento geológico de un yacimiento tiene relación directa con las características petrofísicas, sedimentológicas, estratigráficas y estructurales del mismo. Es un proceso de amplia base científica en el cual son aplicados diversos conocimientos sobre geología e ingeniería del petróleo.
La realización del presente trabajo, permite obtener el modelo geológico de la Formación Ubaque en el campo Rancho Hermoso, dentro de lo cual se incluyen interpretaciones sedimento-estratigráficas y estructurales del área, así como la validación de la extensión del campo, la evaluación petrofísica del yacimiento y el cálculo del volumen de petróleo original acumulado en sitio.
Conocer la extensión, volumen y potencial de producción de los yacimientos son los objetivos principales de un estudio geológico de este tipo, con el fin de desarrollar futuros planes de
explotación rentables, que permitan obtener un mayor recobro de hidrocarburos y de esta forma satisfacer las necesidades crecientes de producción de petróleo que se generan en el país.
Como limitación a este trabajo, por razones de confidencialidad de la información impartidas por la compañía operadora del campo Rancho Hermoso y auspiciadora de este estudio, todos los datos sísmicos y de pozos usados son designados con un código diferente a su nombre original.
1. Objetivos
1.1. Objetivo General
Generar el modelo geológico, también conocido como modelo estático, de la Formación Ubaque del Campo Rancho Hermoso para calcular el volumen de petróleo original en sitio (POES) que contiene este yacimiento.
1.2. Objetivos Específicos
Generar un modelo sedimentológico y estratigráfico de la Formación Ubaque en el Campo Rancho Hermoso.
Generar un modelo estructural de la Formación Ubaque en el Campo Rancho Hermoso.
Generar un modelo petrofísico de la Formación Ubaque en el Campo Rancho Hermoso.
Integrar los modelos y realizar el cálculo de petróleo original en sitio (POES) de las areniscas con potencial de hidrocarburos de la Formación Ubaque en el Campo Rancho Hermoso.
Recomendar las mejores zonas del campo para adelantar programas de desarrollo de producción.
2. Generalidades del área de estudio
2.1. Localización del área de estudio y vías de acceso
El área de estudio está restringida al bloque o contrato Rancho Hermoso, el cual cubre un área de 4.142 hectáreas y un campo petrolero del mismo nombre descubierto dentro de este polígono en la década de los ochentas (Figura 1).
Figura 1. Localización del Bloque y Campo Rancho Hermoso.
Regionalmente, el bloque y el campo Rancho Hermoso se encuentran localizados en la parte centro-oeste de la Cuenca de los Llanos Orientales de Colombia, en el departamento del Casanare, dentro de jurisdicciones municipales de Orocué y Yopal.
Para llegar al área de estudio, se parte desde la cuidad de Yopal hacia el sureste, en un camino de 74 kilómetros, recorriendo la vía que conduce hacia los poblados de Morichal, Tilodirán y El Algarrobo (Figura 2).
Figura 2. Vía de acceso al área de estudio
2.2. Historia del Campo Rancho Hermoso
El campo Rancho Hermoso fue descubierto por Ecopetrol en marzo del año 1984 con la perforación del pozo Rancho Hermoso-1.
El modelo inicial del prospecto era planteado como un anticlinal con un cierre contra una falla normal hacia su costado oriental y el objetivo principal de la perforación del primer pozo era comprobar la acumulación de aceite en las Areniscas Basales del Terciario, lo que hoy en día
es conocido como Formación Mirador, tal como se observa en la Figura 3, tomada de Ecopetrol (1983).
Figura 3. Mapa inicial del prospecto Rancho Hermoso. Figura tomada de Ecopetrol (1983).
De acuerdo a las manifestaciones de petróleo y gas presentadas durante la perforación de este primer pozo y la evaluación de los registros eléctricos, la compañía operadora de ese entonces hizo varias pruebas en diferentes intervalos, entre estos, la parte alta de la actualmente llamada Formación Ubaque y la Formación Mirador.
Para el Ubaque Superior, el recobro de hidrocarburos fue bajo: 65 barriles de Petróleo por día (BOPD, por sus siglas en inglés) de 16,7º API y 32 barriles de Agua (BWPD, por sus siglas en inglés) de 800 partes por millón (ppm) de Cloruros (Cl-). Para el Mirador la prueba fue exitosa dando como resultado 1716 BOPD y un corte de Agua (WC, por sus siglas en inglés) del 0,1%.
(Ecopetrol, 1984).
En octubre del año 1986, Ecopetrol perforó el segundo pozo en Rancho Hermoso, con el cual se confirmó la existencia de reservas de petróleo solamente para la Formación Mirador (Ecopetrol, 1986). Posterior a la perforación de este pozo, el campo fue cerrado por problemas de acceso a la locación.
Para el año 1999, Ecopetrol y el consorcio Rancho Hermoso S.A. (RHSA) firman un contrato de producción bajo riesgo para así empezar a producir el yacimiento Mirador en los dos pozos perforados a la fecha. Siendo así, la producción del campo Rancho Hermoso, a nivel del Mirador, se inició bajo la modalidad de prueba extensa en mayo del año 2000.
Durante el mes de abril del año 2003, RHSA perforó y completo un tercer pozo en Rancho Hermoso. Los tres pozos perforados produjeron de la Formación Mirador, explotación que fue autorizada por el Ministerio de Minas y Energía en septiembre del año 2003. Adicional a la producción de la Formación Mirador, este tercer pozo en Rancho Hermoso tuvo una prueba adicional para la Formación Ubaque, dando como resultado 100% agua (RHSA, 2003).
En el mes de junio de 2006, el consorcio RHSA perfora un cuarto pozo en Rancho Hermoso, cuyo principal objetivo era el desarrollo de la Formación Mirador puesto en producción; sin embargo, la interpretación petrofísica indicó que el Mirador no tenía suficiente potencial debido a un cambio facial del reservorio y por el contrario, mostró atractivas posibilidades para la Formación Ubaque. Basados en esta interpretación, la compañía operadora decide probar el Ubaque dando como resultado una producción inicial promedio de 230 BOPD con 0.2% de WC, produciendo en forma de flujo natural (RHSA, 2006).
Durante el año 2008, la compañía Rancho Hermoso S.A. es vendida a Canacol Energy (CNE) quien asume la operación del campo. CNE reinterpreta la potencialidad del campo y pronostica que además del Mirador, ya produciendo, y el Ubaque probado de forma efímera en dos de los cuatro pozos perforados a la fecha, el campo puede contener acumulaciones importantes de hidrocarburos en otros yacimientos. Siendo así, CNE emprende una campaña de perforación a partir del año 2010 en la cual descubre potencialidad en los yacimientos Gacheta, Guadalupe, Barco y Carbonera C7 y reafirma que el Ubaque contiene cantidades comerciales e importantes de petróleo.
2.3. Marco estructural general del Campo Rancho Hermoso
En términos generales, el mecanismo de entrampamiento del Campo Rancho Hermoso está constituido por un cierre estructural contra un sistema de fallas normales antitéticas (buzamiento de la falla opuesto al buzamiento regional de la cuenca); esta estructura presenta una orientación aproximada N-20-E y buza hacia el occidente (Ecopetrol-Instituto Colombiano del Petróleo-ICP, 2000. Figura 4).
Figura 4. Esquema estructural general del Campo Rancho Hermoso. Tomado y modificado de Ecopetrol- Instituto Colombiano del Petróleo-ICP (2000).
2.4. Marco estratigráfico general del Campo Rancho Hermoso
La estratigrafía que aparece representada en la Figura 5 es la comúnmente usada en el sector del campo Rancho Hermoso. Esta ha sido definida a partir de los datos obtenidos en los diferentes pozos exploratorios y de desarrollo.
Figura 5. Columna estratigráfica generalizada del Campo Rancho Hermoso.
De base a tope la estratigrafía que se encuentra presente en el área de estudio es:
2.4.1. Paleozoico
En el Campo Rancho Hermoso el Paleozoico ha sido perforado plenamente en los dos primeros pozos y en el tercero solamente algunos pies fueron alcanzados. Su espesor está alrededor de los 680 pies. A las muestras de zanja del pozo Rancho Hermoso-1 la compañía Geoconsulta en 1984 adelantó estudios palinológicos indicando que las rocas paleozoicas perforadas en este sector del Casanare tienen una edad ordovícica. La secuencia del Paleozoico se encuentra limitada tanto en su tope como en su base por discordancias regionales.
2.4.2. Cretáceo
La secuencia cretácea en el Campo Rancho Hermoso está representada por los sedimentos de las Formaciones Ubaque, Gacheta y Guadalupe. Los depósitos cretácicos se encuentran en forma discordante sobre las rocas del Paleozoico. En el Campo Rancho Hermoso esta secuencia sedimentaria cuenta con un espesor que puede variar entre los 900 y 970 pies.
Formación Ubaque
La Unidad litoestratigráfica objetivo de este trabajo, corresponde a la denominada dentro del Campo Rancho Hermoso como Formación Ubaque.
El término Ubaque en el campo Rancho Hermoso es un nombre asignado por los geólogos de la compañía RHSA sin que se tenga el conocimiento del porqué y sin descripción alguna; este término ha sido heredado por CNE como parte de las operaciones actuales del campo.
Durante la etapa de exploración del área Rancho Hermoso en la década de los 80s, los geólogos de Ecopetrol nombraban a esta unidad como “areniscas inferiores del Cretáceo Superior” (Ecopetrol, 1984), posteriormente durante la etapa inicial de explotación del campo a comienzos del siglo XXI, el mismo Ecopetrol renombró la unidad como Formación Une (Ecopetrol-ICP, Op. Cit). Para la Agencia Nacional de Hidrocarburos – ANH (2007 y 2012), actualmente las areniscas de la base de la columna cretácea presentes en la cuenca de los Llanos Orientales en el sector del Casanare también es denominada como Formación Une.
Pese a que en teoría debería adaptarse el nombre de Une para esta unidad de acuerdo a la nomenclatura actual oficial de la ANH, se prefirió mantener en este trabajo el término Ubaque que es con el que actualmente se manejan las operaciones del campo y es como Canacol Energy (2012) ha venido reportando las producciones de este yacimiento ante los entes gubernamentales.
Independientemente del nombre asignado, la unidad básicamente está caracterizada por un predominio de areniscas con algunas intercalaciones de lutitas y arcillolitas. Las areniscas son cuarzosas de color blanco a translucidas, semi-consolidadas, de grano fino, subredondeadas a subangulares, con buena y ocasionalmente pobre selección. En cuanto a las intercalaciones, se tienen niveles de lutitas o lodolitas de colores grises oscuro y arcillolitas grises amarillentas y blancas, ocasionalmente limosas, no calcáreas y no hidratables (Canacol Energy, 2011).
La base de esta Formación corresponde a una inconformidad que pone en contacto rocas del Cretáceo Tardío con rocas del Paleozoico. El contacto suprayacente con la Formación Gacheta es considerado gradacional.
El espesor completo de la Formación Ubaque en el campo Rancho Hermoso ha sido perforado en los primeros pozos del campo y está alrededor de los 260 pies.
Formación Gacheta
Esta Formación está constituida por un predominio de lutitas de color gris oscuro a gris verdoso con algunas pequeñas intercalaciones de capas delgadas de areniscas cuarzosas. Estas lutitas son ricas en materia orgánica y fueron depositadas en un medio anóxico marino (Ecopetrol - ICP, Op. Cit.), por lo que se consideran hasta ahora como la roca generadora de los Llanos Orientales.
Las areniscas son blancas y gris claro, cuarzosas, de grano fino a muy fino, subredondeadas, bien seleccionadas, con poca matriz arcillosa. En algunas se observa la presencia de glauconita (Canacol Energy, Op. Cit.). El espesor de esta unidad está alrededor de los 400 pies.
Formación Guadalupe
Hacia la parte superior está constituida por bancos de areniscas con delgados niveles de lutitas y arcillolitas intercaladas. La parte media e inferior presenta mayores intercalaciones de rocas
lutíticas. Las areniscas son de grano medio a grueso, en menor proporción fino, subredondeadas a redondeadas, bien seleccionadas, de colores blanco y gris claro, translúcidas, compuestas por un predominio de cuarzo hialino y menor cantidad de cuarzo lechoso. Las lutitas son de colores gris oscuro y gris verdoso, laminares y no son calcáreas (Canacol Energy, Op. Cit.). En el Campo Rancho Hermoso se ha reportado que el espesor de esta Formación puede estar fluctuando entre 250 y 300 pies.
2.4.3. Paleógeno y Neógeno
La secuencia sedimentaria del Paleógeno y Neógeno está representada en el Campo Rancho Hermoso por los sedimentos de las Formaciones Barco, Cuervos, Mirador, Carbonera y Guayabo. El espesor de la columna varía entre 8900 a 9100 pies. De base a techo y está constituida de la siguiente forma:
Formación Barco
La Formación Barco está principalmente conformada de areniscas cuarzosas, de grano fino, algunas veces arcillosas, de detritos subangulares, regularmente sorteados, depositada posiblemente en ambientes fluviales con alguna influencia marina (Ecopetrol - ICP, Op. Cit.).
Su espesor promedio en el campo es de 50 pies. El contacto infrayacente con la Formación Guadalupe es al parecer discordante erosivo.
Formación Los Cuervos
La Formación Los Cuervos es una unidad básicamente lodosa que presenta particularmente valores muy altos en el registro de gamma ray (GR). Es de poco espesor en el campo Rancho Hermoso (alrededor de 20 pies). Corresponde a lodolitas y arcillolitas de llanura de inundación en ambientes fluviales (Ecopetrol - ICP, Op. Cit.).
Formación Mirador
Corresponde al objetivo petrolífero más buscado en el Casanare y en general en la Cuenca de los Llanos Orientales, son areniscas depositadas en un medio fluviátil de alta energía (Ecopetrol - ICP, Op. Cit.). La Formación Mirador en el Campo Rancho Hermoso han sido separada en tres unidades operacionales a saber: Areniscas M1, nivel de arcillolitas M2 y Areniscas M3 (Canacol Energy, Op. Cit.). Litológicamente los dos niveles de areniscas son
cuarzo de grano medio a muy grueso, subredondeados a subangulares, con regular a mala selección. El nivel de arcillolitas que separa los dos bancos de areniscas es de color pardo amarillento, rocas moderadamente consolidadas y no calcáreas. El espesor promedio del Mirador en el campo Rancho Hermoso es de 35 pies.
Formación Carbonera
Consiste en una serie alternante de areniscas, arcillolitas grises a gris- verdosas, limolitas y carbones. En el campo Rancho Hermoso se reconocen las unidades operacionales C8 a C1 de la Formación Carbonera. Como se mencionan en la mayoría de los estudios geológicos de las compañías petroleras del sector, las unidades operacionales impares corresponden a secuencias siliciclásticas arenosas consideradas como reservorios. Las Unidades pares por lo general constituyen los sellos a la migración de hidrocarburos por su carácter arcilloso. El espesor promedio de la Formación Carbonera en el campo Rancho Hermoso es de alrededor de 1620 pies.
Formación León
Se trata de un conjunto compuesto principalmente por lutitas de color verde claro, las rocas son blandas a moderadamente firmes, laminadas, astillosas y presentan lustre ceroso (Canacol Energy, Op. Cit.). El espesor de la Formación León en el campo Rancho Hermoso es de 1000 pies aproximadamente. Sísmicamente corresponde a un conjunto de reflexiones
"transparentes" sin continuidad.
Formación Guayabo
Corresponde a una secuencia molásica de sedimentitas de tamaño de grano grava y arena gruesa a media, con pequeñas intercalaciones de arcillolitas que reflejan un ambiente continental. El depósito de esta Formación fue el resultado del rápido levantamiento de la Cordillera Oriental en el Mioceno Superior tal como lo indica Cooper et al. (1995) entre otros autores.
El espesor de la Formación Guayabo en el Campo Rancho Hermosos varía entre 6100 y 6200 pies.
2.5. Elementos del sistema petrolífero en el Campo Rancho Hermoso
2.5.1. Roca Generadora
Se considera que el petróleo encontrado en el campo Rancho Hermoso, y en general en la mayor parte de la cuenca de los Llanos Orientales, se generó de los sedimentos marinos, fino- texturales de la Formación Gacheta, la cual presenta ventana de generación en las zonas más profundas, hacia el Piedemonte Llanero. Esta sección del Cretácico medio-tardío presenta kerógenos continentales productores de gas y kerógenos marinos generadores de petróleo crudo. La riqueza orgánica de estos sedimentos varía entre contenido total de carbono (TOC, por sus siglas en inglés) entre 0.59 y 3.0; su madurez revela valores desde reflectancia de vitrinita (VRE, por sus siglas en inglés) de 0.4 - inmadura, hasta 1.7 – sobre madura, (Davies, 2000).
Otra roca que podría considerarse como generadora en la cuenca y en el campo, está asociada a los shales de la Formación Cuervos e intra-Mirador (Tegelaar, et al. 1995), que al igual que las rocas generadoras cretáceas, pudieron expulsar hidrocarburos desde el occidente de la cuenca en donde alcanzaron las condiciones apropiadas de presión y temperatura (Davies Op.
Cit.).
Otras tendencias, tales como Dueñas (2001) se inclinan a pensar en la secuencia paleozoica como posible generadora de hidrocarburos, pero aún esto no ha sido investigado a fondo tanto en el campo Rancho Hermoso, como en la cuenca de los Llanos Orientales en general.
2.5.2. Migración
Con la Orogenia Andina de una edad Mioceno Tardío (Cooper et al., 1995, entre otros autores), se considera que las rocas del Gacheta y posiblemente algunas paleógenas alcanzaron las condiciones para la generación y expulsión de volúmenes importantes de hidrocarburos, que se desplazaron hacia el oriente a través del tope del basamento, fallas y fracturas e intervalos arenosos de la secuencia sedimentaria. No se puede descartar la posibilidad de eventos de generación y migración temprana a partir de rocas generadoras cretáceas y/o paleozoicas,
anteriores a la Orogenia Andina, que pudieron alcanzar su madurez por la sobrecarga de los depósitos paleógenos y neógenos desplazándose hacia el oriente y aprovechando el buzamiento regional de la cuenca.
2.5.3. Roca Almacenadora
La secuencia de areniscas de la Formación Mirador es el primer almacenador desarrollado en el Campo Rancho Hermoso, por esta razón ha sido considerada como el reservorio principal de este Campo, sin embargo, con la perforación de los últimos pozos, se ha probado la potencialidad de otros nuevos reservorios tales como la Formación Ubaque, las Areniscas intra- Gacheta, la parte superior de la Formación Guadalupe, canales fluviales dentro de la Formación Barco y el tope de la unidad C7 de la Formación Carbonera (Canacol Energy, 2011).
2.5.4. Trampa
La trampa del Campo Rancho Hermoso está constituida por el cierre de un pliegue contra un sistema de fallas antitéticas (buzamiento de la falla opuesto al buzamiento regional hacia el oeste), esta estructura presenta una orientación aproximada N20E y buza hacia el oeste. Este sistema de fallas antitéticas puede ser el resultado de un sistema tectónico mayor asociado a fallas de rumbo o a períodos de distensión durante el levantamiento de la Cordillera Oriental (Cooper et al, Op. Cit., entre otros autores).
2.5.5. Roca Sello
El sello regional para toda la cuenca lo constituyen las lutitas de la Formación León y para la secuencia siliciclástica de la Formación Mirador, las arcillolitas y lutitas de la unidad operacional Carbonera C8.
En el área de Rancho Hermoso dentro de las areniscas de las Formaciones Ubaque, Gachetá, Guadalupe, Barco, Mirador y C7, se presentan intercalaciones de arcillolitas y lutitas, la cuales generalmente tienen buena continuidad lateral y buen espesor y que podrían constituirse en sellos individuales para estas unidades almacenadoras.
2.5.6. Sobrecarga
Las rocas de sobrecarga la constituyen unidades estratigráficas del Cretáceo y Cenozoico, particularmente en el área de la actual Cordillera Oriental y Piedemonte Llanero, ayudado muy probablemente por el cabalgamiento que se presenta en esta zona de los Llanos Orientales.
2.5.7. Preservación
La presencia de crudos livianos y el bajo contenido de azufre en las areniscas de la Formación Mirador en el Campo Rancho Hermoso, indican que no ha habido biodegradación o lavado de los hidrocarburos y que los sellos, tanto verticales como laterales han operado en forma efectiva. Sin embargo, la presencia de crudo más pesado en la Formación Ubaque y Gachetá estarían indicando un evento de biodegradación, posiblemente asociado a crudos generados durante una etapa temprana probablemente pre – Orogenia Andina (?) (Ecopetrol-ICP, 2000).
2.5.8. Sincronismo
El último evento de generación, expulsión y migración de hidrocarburos (Mioceno Tardío al Reciente) y su relación con la edad de la formación de las trampas asociadas a la Orogenia Andina, indican una buena correspondencia entre estos eventos, para así tener estructuras como la del campo Rancho Hermoso, almacenando hidrocarburos.
3. Metodología
Para conseguir los objetivos planteados dentro de este proyecto, se emplearon los pasos ilustrados en el siguiente flujograma así (Figura 6):
Figura 6. Flujograma de los pasos empleados para conseguir los objetivos propuestos en este estudio.
3.1. Base teórica y revisión de la información geológica regional y local
La base teórica consistió en el fortalecimiento del conocimiento sobre la geología del petróleo y las diferentes plataformas tecnológicas a usar para desarrollar los modelos propuestos en este estudio y conseguir los objetivos trazados. Para la manipulación y procesamiento de la información se utilizaron programas de cómputo tales como Petra de la compañía IHS, el cual fue usado para el mapeo, correlación de pozos y cálculo volumétrico, Seisware de la compañía Seisware International, para la interpretación sísmica y Prizm-Geographix de la compañía LMKR, para la interpretación petrofísica.
Referente a la revisión de la información, se basó en la recopilación de reportes de geología del petróleo partiendo de lo regional de la cuenca de los Llanos Orientales a lo local del Campo Rancho Hermoso. Se hizo búsqueda de información pública en entidades tales como la Agencia Nacional de Hidrocarburos, así mismo se dispuso de algunos informes internos y privados de las compañías Ecopetrol y Canacol Energy.
Desde el punto de vista local, se indagaron informes existentes del Campo Rancho Hermoso para estimar el estado del conocimiento sobre el yacimiento Ubaque, encontrándose muy limitado el nivel de estudio; por el contrario, el campo petrolero ha sido enfocado a la exploración y producción de un yacimiento de edad más reciente como lo es la Formación Mirador.
3.2. Datos
Los datos usados dentro del desarrollo del proyecto fueron líneas sísmicas, información de pozos y muestras de rocas. Esta información fue suministrada por la compañía Canacol Energy, operadora actual del campo en estudio, con la solicitud previa de que cada línea sísmica y cada pozo fuesen designados con un código diferente respecto a su nombre original por motivos de confidencialidad.
3.2.1. Información sísmica
Para llevar a cabo el proyecto se dispuso de aproximadamente 96 kilómetros de información sísmica 2D, distribuida en 13 líneas, todas reprocesadas en migración pre-apilado en tiempo (PSTM, por sus siglas en inglés).
En la Figura 7, se presentan las coordenadas y longitud de las diferentes líneas sísmicas usadas, renombradas de acuerdo a previa solicitud. Dichas coordenadas están dadas en el sistema Magna Sirgas, origen Bogotá 3° Este.
Toda la información sísmica fue cargada y manejada en el software Seisware de la compañía Seisware International. Como parte de la verificación de la carga de la información en el software, inicialmente se aseguró que los amarres entre líneas sísmicas fueran consecuentes, igualmente se percató que cada línea sísmica estuviera correctamente coincidente con aquella localizada de acuerdo con la información pública del banco de información petrolera EPIS, por
último, se verificó que la información fuera de buena calidad, donde los reflectores sísmicos tuvieran clara definición de amplitud y continuidad para la posterior interpretación.
Figura 7. Coordenadas y longitud de las líneas sísmicas usadas dentro del proyecto.
3.2.2. Información de pozos
Al igual que las líneas sísmicas, los nombres de los pozos fueron designados con un código diferente a su original.
Se contó con información de 7 pozos perforados dentro del campo, los cuales alcanzaron el yacimiento Ubaque, objetivo de este trabajo.
En la Figura 8, se presentan las coordenadas de superficie y fondo de cada pozo, la elevación del terreno, de la mesa rotaria y su profundidad final. Al igual que las líneas sísmicas, las coordenadas están dadas en el sistema Magna Sirgas, origen Bogotá 3° Este.
Toda la información de pozos fue cargada y manejada en los softwares Petra de la compañía IHS y Geographix de la compañía LMKR.
Dentro de la información suministrada de los pozos se tuvo acceso a los registros de desviación, registros eléctricos, topes formacionales determinados por la compañía operadora y reportes de pruebas del yacimiento Ubaque en aquellos pozos donde se efectuaron (Figura 9).
Figura 8. Coordenadas, elevaciones y profundidad total de los pozos usados en el proyecto.
Figura 9. Información sobre desviación, registros y reportes de pruebas de los pozos usados en el proyecto.
A continuación en la Figura 10, se presenta un mapa donde muestra la ubicación de las líneas sísmicas y de los pozos dentro del área de estudio.
Figura 10. Ubicación de las líneas sísmicas y de los pozos dentro del área de estudio
3.2.3. Muestras de rocas y Petrografía
Se tuvo acceso a las muestras de ripios húmedos de perforación del pozo RH-G, colectadas cada 30 pies. Se escogieron 12 muestras procedentes de la base de la columna perforada, la cual incluye la Formación Ubaque, tal como se muestra en la Figura 11.
Figura 11. Localización de muestras analizadas junto con respuestas eléctricas dentro de la columna perforada en el pozo RH-G.
Los ejemplares de ripios húmedos fueron inicialmente lavados con agua fría y jabón industrial con el objeto de quitar todo el lodo de perforación. Después de secarse a temperatura moderada, fueron macroscópicamente inspeccionados y fragmentos de roca seleccionados, siempre teniendo en cuenta las respuestas de los registros eléctricos. El objetivo de tal escogencia fue el de colectar rocas que provengan del horizonte de interés y en consecuencia minimizar el riesgo de contaminación por derrumbe (caving). Las muestras fueron impregnadas con epóxidos coloreados de azul para la elaboración de secciones delgadas y su posterior observación y descripción petrográfica. Tal proceso, junto con la ilustración fotográfica, se llevó a cabo bajo el microscopio de luz polarizada.
Debido al hecho que todas las rocas analizadas son de carácter terrígeno, se tuvo en cuenta hacer observaciones petrográficas sobre las características texturales de la fracción granular tales como el tamaño promedio de los granos, formas, selección y contactos de los mismos.
Para la estimación del tamaño de grano se usó la escala propuesta por Wentworth (1922), para la valoración de la forma de los granos se empleó la escala propuesta por Powers (1953) y para determinar la selección o sorteamiento de las partículas se utilizó una escala modificada por Nichols (2009).
Para la estimación del valor porcentual de los elementos que componen las muestras se empleó una estimación volumétrica basada en cartas de campos de visualización propuestas por Chillingar & Terry (1955).
La descripción petrográfica de la porción terrígena de los ejemplares buscó identificar la fracción de cuarzo tanto monocristalino y policristalino, la fracción de granos de feldespato, litoclastos, láminas de micas y minerales pesados. De igual forma, la porción de arcilla detrítica intergranular que pudiese existir en algunos ejemplares; elementos orgánicos, presencia de fragmentos fosfáticos, glauconita y minerales antigénicos también fueron identificados y contabilizados.
Para clasificar las rocas inicialmente se pensó en usar la nomenclatura propuesta por Folk (1974) y Folk (1980), sin embargo, debido al hecho de la importancia de la porción de arcilla detrítica presente en varios ejemplares, se optó por usar la nomenclatura propuesta por Pettijohn (1975, Figura 12) la cual se considera que estima mejor la fracción arcillosa desde el punto de vista composicional y no principalmente desde un punto de vista textural.
La descripción petrográfica de los 12 ejemplares, con ejemplos fotográficos, están consignados en el anexo 1 de este trabajo.
Figura 12. Clasificación de rocas detríticas según Pettijohn (1975). Figura tomada de Nichols (2009).
3.3. Elaboración del modelo Sedimentológico y Estratigráfico
El paso inicial para elaborar el modelo sedimentológico y estratigráfico de la Formación Ubaque en el Campo Rancho Hermoso fue establecer y/o validar los límites del yacimiento.
Tanto el límite superior e inferior del Ubaque se lograron definir gracias al análisis litológico y cambios en los registros eléctricos de los pozos. La edad de la Formación fue estimada por correlación regional de acuerdo con datos de Geoconsulta (1984) y Ecopetrol (1984 y 1992).
Delimitada la base y tope del Ubaque, se subdividió la unidad en tres segmentos de acuerdo a las electroformas de embudo del registro Gamma Ray propuestas por Walker (1992, Figura 13), las cuales están presentes dentro de la Formación. Los tres segmentos fueron
identificados y seguidos en cada uno de los pozos disponibles en el campo a través de correlaciones estratigráficas hechas en el software Petra.
Figura 13. Tipos de electroformas del registro Gamma Ray. Figura tomada y modificada de Walker (1992).
El siguiente paso fue comparar las respuestas eléctricas con la litología obtenida a partir de la descripción petrográfica de las 12 secciones delgadas de ripios de perforación del pozo RH-G.
Dicha petrografía permitió identificar tres tipos de rocas (A, B y C) predominantes dentro de la Formación Ubaque; estos tipos, agrupados en sucesiones, se correlacionaron de muy buena forma con las respuestas eléctricas, especialmente con el registro GR.
De esta manera, tanto las respuestas eléctricas y la petrografía permitieron hacer deducciones sobre el ambiente de depósito de la Formación Ubaque en campo Rancho Hermoso.
3.4. Elaboración del Modelo Estructural
Para generar el modelo estructural del campo se interpretaron los 96 kilómetros de información sísmica 2D disponibles, distribuidos en 13 líneas reprocesadas en migración pre-apilado en tiempo (Tricon, 2010).
Como paso inicial y con el objetivo de identificar y calibrar los marcadores geológicos con las respuestas sísmicas, se elaboró en el software Seisware el sismograma sintético de la figura 14 a partir de los topes formacionales, el registro sónico y el registro de densidad del pozo RH-A.
Figura 14. Sismograma sintético pozo RH-A.
La traza sísmica sintética del pozo RH-A fue comparada y ajustada con las trazas sísmicas de la línea C, la cual es la que cruza sobre este pozo (Figura 15).
Figura 15. Ajuste del sismograma sintético con la línea sísmica C.
Calibrados los marcadores sísmicos con la información de pozos, se interpretaron en tiempo doble (TWT por sus siglas en inglés) horizontes cercanos a: tope del Basamento Cristalino, tope del Paleozoico, tope de la Formación Ubaque, tope de la Formación Guadalupe, tope del Carbonera C1 y tope de la Formación León, como es mostrado en la Figura 16. Igualmente, donde los horizontes interrumpían su continuidad y se observaba desplazamiento, esto fue interpretado como un efecto de fallamiento.
Figura 16. Ejemplo de los horizontes sísmicos interpretados en tiempo doble (TWT)
Posterior a la interpretación de las líneas sísmicas, se generó un mapa estructural en tiempo doble al tope de la Formación Ubaque.
El trabajo de interpretación sísmica fue hecho en el software Seisware. Las líneas sísmicas interpretadas están consignadas en el anexo 2 de este trabajo.
Se contó con una tabla de tiempo-profundidad generada a partir del registro sísmico check shot del pozo RH-A (Figura 17) con el cual se estableció una función de velocidad (Figura 18) la cual fue usada para hacer la conversión de tiempo a profundidad del mapa estructural del tope de la Formación Ubaque.
Figura 17. Tabla tiempo-profundidad del registro de velocidad check shot del pozo RH-A.
El último paso para conseguir el mapa en profundidad a partir de la interpretación sísmica en tiempo, fue hacer el ajuste de la elevación del terreno para normalizar todos los datos a una referencia a la altura sobre el nivel del mar (TVDss por sus siglas en inglés).
Figura 18. Función tiempo-profundidad de acuerdo al Registro check shot del pozo RH-A
Las profundidades de los contornos estructurales del mapa al tope del Ubaque generados a partir de la interpretación sísmica, fueron comparadas puntualmente con las profundidades detectadas en cada pozo, encontrándose varias diferencias.
Considerando que la información sísmica del área de estudio podría estar afectada por el denominado “efecto de sombra de falla” (Ramón et al., 2006, entre otros autores) lo cual actúa sobre la estructura mapeada a partir de la interpretación sísmica, se decide ajustar los contornos estructurales según los resultados de los pozos.
Este ajuste se hizo en el software Petra, consistió en trasladar los contornos generados a partir de la interpretación sísmica y modificarlos manualmente de acuerdo a las profundidades reportadas por los pozos y de acuerdo a una propia interpretación. A partir de este ajuste se generó un nuevo modelo estructural del campo. Adicionalmente para soportar este ajuste del contorneo sísmico y el cambio en el modelo estructural del campo, se realizaron algunas correlaciones estructurales en el mismo software Petra.
3.5. Elaboración del Modelo Petrofísico
Para la elaboración del modelo Petrofísico se cargó la información de registros eléctricos, topes y pruebas de formación en el programa Geographix, módulo PrizM. Se hizo control de calidad sobre las curvas tal como la verificación de ajustes en profundidad, especialmente en el pozo RH-G, el cual el set de registros suministrado fue adquirido a través de “Logging while Drilling”.
Se evidenció que, en forma general, las curvas para cada pozo presentan buena calidad para la interpretación en términos de condiciones de hueco. Para el registro de Neutrón de cada pozo no se tuvo que hacer corrección ambiental ya que originalmente fue tomado en matriz arena.
Se estandarizaron las unidades, escalas y forma de presentación de los registros tal como es mostrado en la figura 19
Figura 19. Ejemplo de las unidades, escalas estandarizadas y forma de presentación de los registros.
Se realizó la interpretación Petrofísica al yacimiento Ubaque en sus subdivisiones: Superior, Medio e Inferior; segmentos definidos de acuerdo al análisis estratigráfico previamente hecho.
Se calcularon los parámetros petrofísicos tales como el volumen de Shale (Vsh), Porosidad Efectiva (PHIE) y saturación de agua (SW).
El cálculo del parámetro de Volumen de Shale (Vsh) fue hecho a partir del registro de Gamma Ray (GR) de la siguiente forma (ecuación tomada de Krygowski, 1995):
Vsh = GR log – Gr arena / GR shale – GR arena
Donde,
GR log: Corresponde a la medida directa del registro GR.
GR arena: Parámetro donde se considera lecturas de GR en arenas limpias. El valor estimado fue igual o menor a 15 API considerando la lectura del GR en las areniscas presentes en el Ubaque Superior (Figura 20).
GR shale: Parámetro donde se considera lecturas de GR en arcillas ó shales. El valor considerado fue equivale a igual o mayor a 150 API, de acuerdo a un promedio del valor de GR de las capas de shale presentes en la base de la Formación Gacheta (Figura 20).
El parámetro de Porosidad Efectiva (PHIE) fue calculado a partir de los registros de densidad, neutrón y cálculo de Vsh, así (ecuación tomada de Krygowski, Op. Cit):
PHIE = (1-Vsh) * PHIA
Donde,
Vsh: corresponde al valor de volumen de arcilla calculado en el paso anterior.
PHIA: Corresponde a una porosidad promedio dada por la porosidad calculada a partir del registro de densidad (PHID) y porosidad dada a partir del registro de Neutrón (PHIN).
Figura 20. Parámetros para determinar los valores del GR en arenas limpias y Shale.
Para hallar PHIA, el cual es un promedio simple, se usó la fórmula:
PHIA = (PHIN + PHID) / 2
La porosidad a partir del registro de neutrón (PHIN) es la lectura directa de este registro.
La porosidad a partir del registro de densidad (PHID) se halló de acuerdo a la siguiente ecuación (tomada de Krygowski, Op. Cit):
PHID = (Rho M – Den log) / (Rho M – Rho F)
Donde,
Rho M: Corresponde al valor de densidad de la matriz; en este caso es una matriz arena cuyo valor equivale a 2.65 gm/cc.
Den log: Corresponde a la medida directa del registro de densidad.
Rho F: Corresponde al valor de densidad del fluido de perforación, los pozos de Rancho Hermoso fueron perforados con lodo base agua fresca, así que el valor equivalente es 1 gm/cc.
El parámetro de Saturación de Agua (SW) fue calculado por medio de la ecuación de Archie (1942. En Schlumberger, 1988), considerando que las areniscas de mayor interés corresponden a las rocas “limpias” o con muy bajo contenido de arcilla (rocas del tipo A de acuerdo con la petrografía),
𝑺𝑾 = 𝒏√ 𝒂 ∗ 𝑹𝒘 𝑹𝑻 ∗ 𝑷𝑯𝑰𝑬𝒎
Dónde,
n = exponente de saturación
a= factor de tortuosidad
m= exponente de cementación
PHIE = porosidad efectiva calculado en el paso anterior
Rw = resistividad del agua de formación
RT = resistividad verdadera de formación
Debido a que no se cuenta con medidas de laboratorio sobre núcleos, los parámetros eléctricos a, n y m fueron tomados de acuerdo a valores teóricos de factor de Archie (Op. Cit.), efectuados en laboratorio para areniscas limpias así: a=1.0, n=2.0; m=2.0
El valor de RT se tomó directamente con la medida del registro de resistividad profunda de cada pozo.
Para el valor de Rw se usó la salinidad del agua de formación recuperada en las pruebas de los pozos RH-A y RH-B, la cual en promedio fue de 1500 ppm de NACl. Esta salinidad a temperatura de superficie, la cual es de 75°F, representa un Rw = 3.4 ohm-m de acuerdo al uso de la carta Gen-9 de Schlumberger (1997), Figura 21.
Figura 21. Valor de Rw calculado de acuerdo a la carta Gen-9 de Schlumberger (1997).
El valor de Rw fue llevado a la temperatura de yacimiento tomando como referencia la siguiente ecuación (referencia tomada de Krygowski, Op. Cit):
R2 = R1 * (T1 + 6,77 / T2 + 6,77)
Dónde,
R2 = Rw a temperatura del yacimiento
R1 = Rw a temperatura de superficie calculado en el paso anterior
T1 = Temperatura de Superficie que es 75°F
T2 = Temperatura de yacimiento que está alrededor de los 170°F @ 10000’.
Con los parámetros petrofísicos del volumen de Shale (Vsh), Porosidad Efectiva (PHIE) y saturación de agua (SW) calculados, el paso siguiente fue hallar el espesor de arena neta (net sand) y de arena neta petrolífera (net pay) para cada pozo.
Para la determinación del espesor neto de arena (net sand) en la Formación Ubaque, se realizaron promedios de propiedades petrofísicas utilizando los siguientes valores de corte (cutoff), siguiendo parámetros estadísticos de estudios regionales previamente hechos tales como Landmark-Halliburton (2006):
Vsh ≤ 50% (Areniscas con proporción máxima del 50% de arcillosidad) PHIE ≥ 10% (Areniscas con una porosidad efectiva mínima del 10%)
Para determinar cuál de este espesor neto de arenas contiene hidrocarburos y así lograr el cálculo de las arenas netas petrolíferas (net pay), se consideró también un valor de corte de saturación de fluidos siguiendo los parámetros estadísticos de Landmark-Halliburton (Op. Cit):
SW ≤ 70% (Saturación de agua máxima del 70%), que es igual a SO ≥ 30% (Saturación de Petróleo (SO) mínima del 30%)
El cálculo de los parámetros petrofísicos Vsh, PHIE y Sw, así como la deducción de los intervalos de arena neta (net sand) y arena neta petrolífera (net pay) fueron tabulados y gráficamente presentados tal como se muestra en el ejemplo de la Figura 22.
Figura 22. Ejemplo de la interpretación petrofísica de la Formación Ubaque para cada pozo.
La interpretación Petrofísica de los 7 pozos disponibles está consignada en el anexo 3 de este trabajo.
Los parámetros de saturación de Agua (Sw), porosidad efectiva (PhiE) y arena neta petrolífera (net pay) calculados en el modelo petrofísico, son parte de las variables de entrada para realizar el cálculo del petróleo original en sitio (POES) del yacimiento Ubaque de este estudio.
Igualmente, basado en la interpretación petrofísica, el modelo estratigráfico y el modelo
estructural, se determinó un contacto agua-aceite el cual sirve como delimitador del área del yacimiento con hidrocarburos, variable que también hace parte del cálculo volumétrico.
3.6. Metodología para el Cálculo del volumen de petróleo original en sitio (POES)
Existen diferentes métodos para calcular el volumen de hidrocarburos que contienen los yacimientos y cuáles pueden ser sus reservas recuperables, sin embargo esto va a depender del grado de información disponible y el estado del desarrollo de los campos petroleros.
Entre los métodos determinísticos se halla el método volumétrico, el cual no estima como tal el volumen de las reservas, sino que está asociado a la determinación de los hidrocarburos originales en sitio (Petróleo original en sitio POES, Gas original en sitio GOES, condensado original en sitio COES). Este método volumétrico, cuya autoría no fue posible referenciar, es el que se usó para determinar el petróleo original en sitio del yacimiento Ubaque dentro de este trabajo.
El método volumétrico es uno de los métodos más usados en la industria petrolera y aceptado mundialmente, por ejemplo, este es aceptado por la SPE (Society of petroleum engineers) dentro de las guías para la evaluación de recursos y reservas de petróleo (SPE, 2011) o por ejemplo este es el método oficial adoptado por el ministerio de energía y petróleo de Venezuela (Dirección general de exploración, reserva y Tierra del ministerio del poder popular para la energía y petróleo de la República Bolivariana de Venezuela, 2005) dentro de los procedimientos para realizar los cálculos de reservas de hidrocarburos de esta nación.
Este método se emplea en las etapas iniciales en que se comienza a conocer el campo petrolero, se fundamenta en la estimación de las propiedades petrofísicas de las rocas y de los fluidos que se encuentran en el yacimiento aun cuando no se ha empezado a producir.
El método volumétrico utiliza los valores puntuales que mejor representen a cada uno de los parámetros geológicos que caracterizan el yacimiento. Se parte del concepto que, en una arenisca, una fracción de su volumen total corresponde al volumen poroso, y a la vez, una fracción de ese volumen poroso está ocupado por cierta cantidad del fluido, en este caso, de hidrocarburos.
Por lo general se tiene entre los datos, la saturación de agua y no la de petróleo, pero en un yacimiento de agua y petróleo éstas están relacionadas.
La saturación y porosidad son adimensionales, así que el volumen del petróleo queda expresado en las mismas unidades del volumen bruto (Acre*Pie).
En los textos de ingeniería de yacimientos, por ejemplo Escobar (2002) como una referencia citada, se indica que existe una constante de 7758 la cual permite convertir los Acre*Pie en barriles, pero todas estas son a condiciones en profundidad, así que toman el valor de barriles de yacimiento, sin embargo, lo que interesa es cuantificar este volumen de petróleo a condiciones de superficie, llamadas condiciones normales o fiscales (14,7 psi, 60ºF), por eso la fórmula incluye el factor volumétrico inicial de petróleo (Boi) que se define como el volumen de petróleo, más su gas en solución, a condiciones de subsuelo el cual es requerido para producir un barril de petróleo medido a condiciones de superficie.
Básicamente el método volumétrico emplea la siguiente ecuación para calcular el petróleo original en sitio (POES) de un yacimiento dado:
𝑷𝑶𝑬𝑺 = 𝟕𝟕𝟓𝟖 ∗ 𝑨 ∗ 𝒉 ∗ 𝑷𝒉𝒊𝑬 ∗ (𝟏 − 𝑺𝒘) 𝑩𝒐𝒊
Donde:
POES: Petróleo original en Sitio (Barriles)
7758 = Factor de conversión para llevar de acres-pie a barriles
A: Área de la zona de petróleo
h: Espesor de la zona de petróleo (net pay)
PhiE: porosidad efectiva, adimensional expresada en fracción
Sw: saturación de agua inicial, adimensional expresada en fracción
Boi: factor volumétrico inicial de petróleo
Para determinar en este estudio cada valor numérico que representa cada una de las variables que se enmarcan en la ecuación, se partió de cada modelo generado así:
Para hallar el área de la zona de petróleo (A) se partió del modelo estructural del campo. El llenado de hidrocarburo sobre este pliegue o trampa fue delimitado por un contacto agua- petróleo extraído del análisis estratigráfico, petrofísico y estructural.
Para hallar el espesor de la zona de petróleo (h) se partió de los valores de arena neta petrolífera (net pay) de cada pozo calculados dentro de la interpretación petrofísica. Como éste no es un valor constante dentro del campo, se realizó un mapa de distribución de arena neta petrolífera (isopaco de net pay) en el software Petra y este fue usado dentro del cálculo de volumen de hidrocarburos.
Los datos de porosidad Efectiva (PhiE) y Saturación de agua (Sw) fueron también hallados a partir del modelo petrofísico. Mapas de distribución de estas propiedades fueron también hechos en Petra para su posterior análisis y validación de los datos.
El valor de factor volumétrico inicial de petróleo (Boi) fue extraído de una prueba de laboratorio hecha al crudo recuperado del pozo RH-F (Corelab, 2010).
Finalmente, el cálculo de POES fue realizado también con la ayuda del software Petra ya que este calcula el volumen de petróleo dividiendo el yacimiento por capas y de esta forma haciendo correcciones por efectos de geometría de la trampa.
