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República Bolivariana de VenezuelaUniversidad del ZuliaFacultad de IngenieríaEscuela de Petróleo

Cátedra: Evaluación de Ambientes Sedimentarios

INTEGRANTES ANGY ROMEROIRINA DELMORAL

JUSSER BUSTOSJUAN MONTENEGRO

EVALUACIÓN DE AMBIENTES SEDIMENTARIOS:

CUENCA PETROLIFERA DEL LAGO DE MARACAIBO

Ambientes Sedimentarios


Son importantes por definir las características sedimentológicas y petrofísicas de las formaciones.

Depende de ellos la forma en que están dispuestos los distintos estratos y el cómo acumula o no acumula materia orgánica alguna arena en específico.

Además se ve afectada la porosidad y la permeabilidad por el proceso sedimentario que actúo durante la creación de dicho ambiente sedimentario.

IMPORTANCIA


Relación entre Ambiente Sedimentario, Mecanismo de Producción y Factor de Recobro

MECANISMOS DE PRODUCCIÓN

A= Acuífero

M=Mixto (combinación de A, ECG y GS)

ECG= Expansión de la Capa de Gas

GS= Gas en Solución

...

... .

. ..

.

.

.20

0

40

60

80

.

FACT

OR

DE

RECO

BRO

(%)

1 2 3 4 5 6 7 8 9

AMBIENTES SEDIMENTARIOS Y MECANISMOS DE PRODUCCIÓN

.

1.- DELTAICO (A)2.- ISLAS DE BARRERA (A y ECG)3.- FLUVIAL/DELTAICO (A)4.- DELTAICO (M)

5.- FLUVIAL (A, GS, ECG)

6.- FLUVIAL/DELTAICO (M, GS)7.- ISLAS DE BARRERA (M)8.- DELTAICO (GS)9.-TALUD/CUENCA (GS)

AMBIENTES SEDIMENTARIOS

IMPORTANCIA DE LA SEDIMENTOLOGÍACIEDPDVSA

Exploración y ProducciónPDVSA


Naturaleza de los procesos que dominan los ambientes sedimentarios y que determinan las propiedades de sus

depósitos


Continental Acuático Fluvial

Importancia económica: Una barra de Meandro o un Cono Aluvial, son rocas potenciales para el almacenamiento de hidrocarburos. La posibilidad es mayor cuando esos depósitos se forman en las cercanías de una cuenca marina, ya que un sello impermeable bajo la forma de una secuencia transgresiva puede desarrollarse sobre el cuerpo de sedimentos aluviales.Por ejemplo: Formación Lagunillas, Hacia el Noroeste la parte inferior está conformada por depósitos Fluviales. Son comunes las Areniscas.

Medio de Transición Deltaico

Importancia económica: Son comunes los restos orgánicos vegetales, fósiles abundantes, y la fauna marina en la base de la secuencia con materiales finos. Representan facies potenciales para el almacenamiento de hidrocarburo, tanto por las condiciones favorables de los cuerpos de arena, como por la presencia de lutitas asociadas que pueden ser potenciales rocas generadoras.


Figura: Partes de un delta constructivo.


Medio Marino

Importancia económica:Los cuerpos arenosos en facies de relleno de canal submarino producen excelentes reservorios debido a que son limpios sin matriz arcillosa y con alta porosidad y permeabilidad.

Las arenas de mar profundo restringidas a áreas de fallas y bien cubiertas con arcillas de fondo rica de sustancias orgánicas son altamente prospectivas.

Formación tipo pelágico

Cuenca del Lago de Mcbo.

Ubicación

Está situada al noroeste de Venezuela.Límites: •Al oeste-noroeste por el piedemonte de la Sierra de Perijá •Al Suroeste por la frontera colombiana hasta un punto sobre el río Guarumito.•Al sureste por el piedemonte andino desde el punto mencionado hacia el rio Motatán.•Ligeramente al este del cruce de Agua Viva; al este-noreste por la zona de piedemonte occidental de la Serranía de Trujillo y una línea imaginaria dirigida al norte hasta encontrar el este en la región de Quirós.•En su parte norte por la línea geológica de la falla de Oca


ESTRUCTURA DE LA CUENCA

Enmarcada por tres alineamientos:

La Sierra de PeríjaLos Andes de MéridaLa Serranía de Trujilllo

SINCLINORIO

FALLAS:Sistema de falla de BoconóSistema de la falla de Santa MartaSistema de la falla de Oca



ANTICLINALES Y FALLAS

Predominan fallas crestales o muy proximas a la cresta.

Los plegamientos predominan sobre las fallas en algunas zonas.

Los levantamientos están mejor definidos como estructuras “horst” o fallas escalonadas. Levantamientos domicos o hemidomicos apoyados contra una falla o situados entre dos

fallas.




En la parte occidental, los anticlinales predominan sobre las fallas.

El alineamiento La Paz-Mara-El Mojan es uno de los alineamienos de mayor relieve estructural en la cuenca.




En la region norte del Distrito Colón, se encuentra el braqui-anticlinal de El Rosario.

En la region Sur del Distrito Colón, se conocen tres levantamientos anticlinales: el anticlinal de Río de Oro, el domo de Tarra oeste y el anticlinorio de Tarra.

En la región suroriental de la cuenca tambien predominan los pliegues anticlinales (Alineamiento de Mene Grande-Motatán).


Alto de icotea y el Levantamiento de Pueblo Viejo-Ceuta


La Falla de Oca


SUBSIDENCIA DE LA CUENCA

Subsidencia tipo margen pasivo durante el cretácico.

Subsidencia de la cuenca tipo foreland, producto de la colisión oblicua de la placa del Caribe y el margen noroeste de Suramérica.


Los intervalos estratigráficos que producen, o han producido, en la Cuenca Petrolífera del Lago de Maracaibo son: el substratum, el intervalo de las calizas cretácicas, el paleoceno, el eoceno inferior y medio, y el mioceno.

EL SUBSTRATUM Campos de La Paz-Mara

CARACTERISTICAS SEDIMENTARIAS DE LOS INTERVALOS PRODUCTORES

Predominas tres clases de rocas : Metasedimentos, peliticos y samiticos



LAS CALIZAS CRETACICAS Las formaciones que integran el intervalo de calizas cretácicas son: Apón, Lisure y Maraca, componentes del grupo Cogollo, la formación La Luna y el Miembro Socuy de la formación Colon.

Las variaciones de facies más importantes, en relación con la industria de hidrocarburos, tuvieron lugar durante el Aptiense medio en el Surco de Machiques, el Aptiense superior y el Albiense inferior y medio en la región meridionar del Lago y la cadena Andina.

Formación La luna Formación Colon


EL PALEOCENO

Ambiente ParálicoGrupo Orocue

Arcillas variablemente arenosas y ligníticas.

Formación Guasare

Ambiente plataformal

Las calizas de las formación Guasare son delgadas glauconiticas y arenosas.



EOCENO INFERIOR O MEDIO

Ambiente fluviales preferiblemente

Dos intervalos conocidos como Formación Mirador y Formación Misoa ambas de carácter arenosos.

Formación Mirador

Formación Misoa

Depositada en el abanico deltaico



En la Costa de Bolivar Formación la Rosa presenta arenas como lo son la “Arena Intermedia” y la “Arena de La Rosa”.

La formación lagunillas contiene arenas productivas como; “Arena Laguna” y “Arena de Bachaquero”..

MIOCENO

La Formación La RosaSe sedimento en



CAMPO TIA JUANA-LAGO

La estructura del yacimiento está conformada por dos anticlinales asimétricos.

Los intervalos “A”, “B” y “C” “A” presentan las características geológicas y petrofísicas más pobres.

Los cuerpos de arenas en cada intervalo son masivos.

ESTRUCTURA

Se caracteriza por un POES de 2300 MMbn de petróleo mediano


Características petrofísicas de los Intervalos productores.

Porosidad: En términos generales la porosidad se mantiene alta en las arenas miocenas, en estas arenas se repite con frecuencia que la porosidad pasa del 25%. La porosidad de los yacimientos eocenos también es de origen intergranular, pero su estudio presenta mayor complicación a causa de los ambientes fluvio-deltaicos en los cuales se depositaron las arenas petrolíferas.

En términos generales la porosidad de los recipientes eocenos es inferior a la de los intervalos miocenos, aunque en las arenas “B” especialmente B-6, se mantiene alta.



Permeabilidad:En el mioceno y eoceno está ligada a la porosidad intergranular, generalmente es alta y más uniformemente distribuida.

La permeabilidad de las calizas cretácicas es mucho más compleja. Al analizar en conjunto el sistema circulatorio de las calizas, puede inferirse que los intervalos con buena porosidad y saturación de petróleo no fluyen debido a que la baja permeabilidad aumenta la fricción y anula la presión del recipiente; en otros casos intervalos de baja porosidad y buena permeabilidad bien conectados al área de drenaje, pueden ser buenos productores.



Espesor de las columnas petroliferas e intervalos productores:

SCHERER (1975) estudió el espesor de las columnas petrolíferas separadamente en el Mioceno y en el Eoceno, deduce que el yacimiento promedio del Mioceno tiene 121’ (37m) de espesor y en el Eoceno asciende a un promedio de 128’ (39m). La mayor asimetría que presenta la curva del Eoceno se interpreta como una mayor probabilidad estadística de encontrar yacimientos de mayor espesor en estas arenas.



GRAVEDAD API

BRENNEMAN (1960) postuló la existencia de dos tipos distintos de petróleo en la Cuenca del Lago de Maracaibo, de los cuales el tipo I se encuentra de modo preferente en los yacimientos del Mioceno, mientras que los de tipo II son más frecuentes en el Eoceno.

En Mene Grande el intervalo superior de petróleo pesado presenta una gravedad promedio de 10 Grados API con una posible cobertura entre 1000’ y 1500’ en promedio; el intervalo petrolífero intermedio presenta petróleos de 16,5 Grados API en promedio con posibles coberturas promedio de 2100’, y el intervalo inferior principal produce petróleos de 17,5 Grados API en promedio, con cobertura promedio entre 2500’ y 3000’.



SATURACIÓN DE PETRÓLEO

El Histograma comparativo de saturaciones de los yacimientos miocenos y eocenos, tomado de SCHERER (1975), muestra una fuerte asimetría negativa en la distribución del Mioceno, indicativa de que la saturación de petróleo se concentra hacia valores muy altos en las trampas estratigráficas del noroeste, mientras que el Eoceno muestra una población homogénea de trampas estructurales. Los promedios indican mayor saturación de petróleo en el Mioceno: 80% de saturación, en comparación con 72,5% en el Eoceno.


CAMPO TIA JUANA-LAGO

Se identifican seis tipos de sedimentación predominantes:

• Abanico de rotura, • Playa• Barra de desembocadura

canal principal, canal distributario y frente deltaico.

AMBIENTEDE

SEDIMENTACION

PROPIEDADESPETROFISICAS

Permeabilidad 63 a 144 mdPorosidad 14 a 15,2%Saturación de petróleo 77,7 a 85,2%


CAMPO TIA JUANA-TIERRA

Se caracteriza por un POES mayor de 11.000 MMbn de petróleo pesado

ESTRUCTURA

Monoclinal de rumbo Noroeste-Sureste

Fallas normales con dezplazamientos entre 200 y 250 pies


Mapa estructural del Yacimiento Tía Juana


ESTRATIGRAFIA AMBIENTE DESEDIMENTACION

• El miembro Lagunillas Inferior está representado por sedimentos no marinos parálicos.• Son comunes las areniscas conglomeráticas y los conglomerados de clastos de arcilita y matriz arenosa.• Hacía el tope de la sección es menos arenosa, haciéndose más frecuentes los depósitos parálicos, con areniscas de grano medio a fino.

PROPIEDADES PETROFISICAS Permeabilidad 2 a 6 darcys

Saturación de agua irreducible = 10%Porosidad 20 %Saturación agua 50 %a=1, m*=1,6; n*=2,0, ℓg= 2,66 gr/cm3Salinidad entre 2500 y 3500 ppm equivalente a NaCl.

Mioceno

Mio-Plioceno

Mioceno


CAMPO LAGUNILLAS-LAGO

Se caracteriza por un POES 3830 MMbn de crudo pesado

ESTRUCTURA

• Presenta un monoclinal con buzamiento de 3 a 3,5 grados hacia el suroeste.• Está limitado al suroeste por una falla normal y al sur por un contacto agua-petróleo • Varias fallas extensionales al suroeste y al este con desplazamiento de 30 a 150 pies


Mapa isopaco estructural del yacimiento LL-07


ESTRATIGRAFIA


AMBIENTE DESEDIMENTACION

PROPIEDADES PETROFISICAS

• Los Miembros Laguna y Lagunillas Inferior consisten principalmente de sedimentos fluvio deltaicos con menores cantidades de sedimentos marinos próximo-costeros.• La Formación La Rosa es predominantemente marina.• En el Miembro Laguna se encuentran menos arenas y más delgadas, la sedimentación fluvial no se extendio tan lejos.

• Relación permeabilidad-espesor varía entre 25 y 275 darcys/pie • Permeabilidad 1500 md• Resistividad de 12 ohm-m

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