CARACTERIZACIÓN LITOESTRATIGRÁFICA DE LA CUENCA ORIENTE

FORMACIÓN TENABASAL TENABasal Tena es un reservorio que presenta espesores variable de entre 1 – 22 ft, contiene una cantidad importante de petroleo en sitio 71 millones de bls.FORMACIÓN NAPOLos yacimientos U y T son similares en su origen y constitución, estan formados por areniscas de grano fino, son regionalmente continuas, presentan barreras permeables longitudinales y transversales.Arenisca U: El área inicial de saturación de hidrocarburo fue de 34.376 Acres, porosidad promedio 17%, saturación de agua inicial 15%, grados API 24 – 30 hacia el sur 16 – 20 °API.Valor promedio de K efectiva al petróleo : Arenisca U = 300 md Arenisca T= 500 md.Valores de salinidad promedios:Arenisca U = 40.000 – 60.000 ppmArenisca T= 15.000 – 25.000 ppm

U Superior:los sedimentos contienen glauconita y pirita diseminada, los cuales son minerales conductivos y por ende disminuyen de manera significativa la resistividad en los registros eléctricos.U Inferior:De acuerdo acorrelaciones estratigráficas esta arenisca esta presente en el subsuelo de todo el campo.Arenisca TEl área saturada de hidrocarburos es de 38.415 Acres.Porosidad promedio = 17 %Saturación de agua inicial = 15 %Grados API = 28 – 32Permeabilidad muy alta, arenas limpias potentes y continuasTransmisividad del fluido es mayor en la arenisca T, y la movilidad permite condiciones de flujo mas altos.T SuperiorEs un reservorio con distribución constante y uniforme , productivamente es secundario.Permeabilidad = 1000 md

T Inferior:Las correlaciones estratigráficas obtenidas de los registros de los pozos,muestran claramente la continuidad del reservorio T-inferior en el subsuelo.

Espesores totales de cada uno de los reservorios

Tope y Base de los YacimientosARENA TOPE BASEBT 8013´ 8238´U 8844´ 9076´T 9100´ 9246´

PROPIEDADES FISICAS DE LOS FLUIDOS DE LOS RESERVORIOS

La producción de hidrocarburos en la Cuenca Oriente del Ecuador, en general está asociada a depósitos

del Cretácico Inferior a Medio :

Las formaciones Hollin y Napo (Areniscas T, U y M-1) y depósitos del Cretácico Superior: las

areniscas Basal tena. Era Mesozóica.

Reservorios principales: U inferior y T inferior, y como secundarios U inferior , T superior y Basal

Tena.

PRESIÓN DE FORMACIÓN

Se puede observar que las presiones de las formaciones T inferior, U inferior y Hollín inferior son subnormales puesto que se ubican por debajo de la curva de la presión normal.

PRESIÓN DE FRACTURA

POROSIDAD DE ROCAS SEDIMENTARIAS

CONDUCTIVIDAD TAMAÑO DE GRANO

TAMAÑO DE GRANO COMPOSICIÓN

DETERMINACIÓN DE TOPES Y BASES FORMACIONALES REALES

Con los datos que se obtienen a partir de los registros eléctricos y de control litológico, se puede determinar los topes y bases formacionales reales.

 FORMACION PROGNOSIS REAL

(PIES) (PIES)

  MD TVD MD TVDFormación Orteguaza        Formación Tiyuyacu      

7500 6956

Conglomerado Inferior Tiyuyacu

8116 7568  8119

 7574

Formación Tena 8624 8076  8636

 8091

Arenisca Basal Tena      9268

 8723

Formación Napo 9307 8759  

9302 

8757Caliza "M-1" 9562 9014  

9539 

8994Caliza "M-2" 9782 9234  

9780 

9235Zona Caliza "A" 9926 9378  

9919 9374

Arenisca "U" Superior 9997 9449  10020

 9475

Tope Arenisca "U" Inferior 10083 9535  10077

 9532

Base Arenisca "U" Inferior 10189 9641  10140

 9595

Caliza "B" 10230 9682  10196

 9651

Arenisca "T" Superior 10274 9726  10247

 9702

Arenisca "T" Inferior 10344 9796  10341

 9796

Hollín Superior 10504 9956  10504

 9959

Hollín Inferior 10545 9997  10540

 9995

Profundidad Total 10668 10120  

10680 

10135