gonzalez luengo monica maria

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO
ANÁLISIS NO CONVENCIONALES DE PERFILES DE POZOS Y ESTUDIO GEOMECÁNICO APLICADOS
AL ÁREA DE TOMOPORO
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Académico de
MAGISTER SCIENTIARIUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
Autor: Mónica María González Luengo Tutor: Américo Perozo Co-tutor: Luis Escándon
Maracaibo, mayo de 2008
APROBACIÓN
Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado ANÁLISIS NO CONVENCIONALES DE PERFILES DE POZOS Y ESTUDIO GEOMECÁNICO APLICADOS AL ÁREA DE TOMOPORO que la Ing. Mónica María González Luengo, C.I.: 15.012.759 presenta ante el Consejo Técnico de la División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería en cumplimiento del Articulo 51, Parágrafo 51.6 de la Sección Segunda del Reglamento de Estudios para Graduados de la Universidad del Zulia, como requisito para optar al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
________________________ Coordinador del Jurado
________________________ ________________________ Orlando Zambrano Giuseppe Malandrino C.I.: 7.548.612 C.I: 15.887.087
______________________________ Director de la División de Postgrado
Gisela Páez

González Luengo Mónica María. ANÁLISIS NO CONVENCIONALES DE PERFILES DE POZOS Y ESTUDIO GEOMECÁNICO APLICADOS AL ÁREA DE TOMOPORO (2008) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo. Tutor: Américo Perozo; Co-tutor: Luis Escandón
RESUMEN
En este trabajo se realizan Análisis no Convencionales de Perfiles de Pozos y Estudio Geomecánico aplicados al área de Tomoporo, que permiten la comprensión de: los procesos de compactación o sobrecarga, geopresiones, grado de integridad de las lutitas presentes como sellos, espesores perdidos por procesos de erosión, medida del carbono orgánico total presente en las rocas y geomecánica del área, para poder identificar acciones que minimicen riesgos y problemas operacionales de perforaciones futuras. Los objetivos planteados son: realizar el perfil de compactación, desarrollar análisis de geopresiones, realizar un cubo de geopresiones del área, analizar la calidad de sellos lutíticos, determinar los espesores erosionados, estimar el contenido de carbono orgánico total (COT) y determinar las propiedades elásticas a partir del registro sónico dipolar. Para el logro de los objetivos planteados: se seleccionan los pozos del área con registros petrofísicos suficientes, se establece el tren de compactación observado por aproximación lineal, y se estima la sobrecarga, presión de poro y de fractura del área en 3D, haciendo uso del programa especializado “Drillworks Predict”. Adicionalmente se estima el contenido de carbono orgánico total y propiedades elásticas de las rocas usando el programa especializado “Interactive Petrophysics”. El estudio permitió caracterizar propiedades de la columna estratigráfica del área como componente integral del sistema petrolero, estableciendo dos tendencias de compactación normal delimitadas por la erosión del Eoceno, estimando la presión de sobrecarga, que incrementa progresivamente con la profundidad, identificando las zonas subcompactadas y sobrepresurizadas a nivel de las lutitas de la Formación Paují, examinando espesores erosionados, valores de COT en la formación dada y analizando propiedades elásticas de la roca.
Palabras Clave: Compactación, Geopresiones, Carbono Orgánico Total. E-mail del autor: [email protected]

González Luengo Mónica María. ANÁLISIS NO CONVENCIONALES DE PERFILES DE POZOS Y ESTUDIO GEOMECÁNICO APLICADOS AL ÁREA DE TOMOPORO (2008) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo. Tutor: Américo Perozo; Co-tutor: Luis Escandón
ABSTRACT
In this technical work unconventional log analysis and geomechanical studies are made in Tomoporo area that permit to understand: compactation or overburden gradient, geopressures, shale integrity as seals, estimation of erosion thickness, quantity of total organic carbon in rocks and geomechanic properties in the area, to identify actions that minimize risks and operational problems in future wells to be perforated. The objectives of this study are: make the compactation trend, develop geopressures analysis, make a geopressure cube in the area, analyze the quality of shale seals, determine thickness eroded, estimate the quantity of total organic carbon (COT) and determine elastic properties from the dipolar sonic log. To reach these objectives are made: selection of wells in the area with enough petrophysic logs, establishment of observed compactation trend by linear approximation, estimation of overburden gradient, pore and fracture pressure in 3D for the area, using the specialized software “Drillworks Predict”. Additionally are estimated the quantity of total organic carbon and elastic properties in the rocks by using the software “Interactive Petrophysics”. This study permitted to characterized properties of stratigraphic column in the area as an integral component of petroleum system, establishing two trends of normal compactation delimited by Eocene’s erosion, estimating overburden pressure, which increments progressively with depth, identifying subcompactated and overpresurized zones in shales of Pauji’s formation, examinating erosion thickness and COT values in the formation given and analyzing elastic properties in the rocks.

DEDICATORIA
A Dios Todo poderoso, por ser mi principal fuente de esperanza y quien me
ha permitido hacer realidad este logro.
A mis padres Reyes y Graciela quienes me han dado la oportunidad de vivir y
me han regalado todo su amor, apoyo, amistad y comprensión que siempre he
necesitado.
A mi hermano Miguel, por ser mi ejemplo e inspiración y la persona que me
ha enseñado tantas cosas importantes en la vida y quien me recuerda que no existe
límite de tiempo, distancia y conocimiento para seguir creciendo.
A mi esposo Eduar, quien con su cariño, perseverancia y paciencia me ha
demostrado lo valioso que es y quien está siempre a mi lado dándome esperanza en
los momentos más difíciles y ayudándome siempre en todo momento.
A mi nana Gladis, quien me ha regalado su amor, amistad y comprensión
durante todo momento de mi vida.
A mi sobrino Matheus Angel.

AGRADECIMIENTO
A la Ilustre Universidad del Zulia por recibirnos en sus aulas y formarnos, no
sólo como profesionales exitosos, sino también como ciudadanos útiles a la patria.
A la empresa PDVSA por permitirme realizar este estudio y brindarme la
oportunidad de mejorar mi formación como profesional.
A mis tutores Prof. Américo Perozo e Ing. Luis Escandón, por ser una guía
importante y por aportar sus conocimientos para cumplir en el desarrollo de este
estudio.
A mis compañeros y amigos Albert Molina, Andreina Silva, Carolina Olivares,
José Montoya y Juan Urdaneta por su gran apoyo y colaboración durante el
desarrollo de esta investigación.
1.1.1.
1.2.1.
1.4.
1.5.
Metodología
2.3.
CAPÍTULO III. MARCO TEÓRICO
3.2.2.1
3.2.2.1.1
Compactación
3.2.2.1.2
Subcompactación
3.2.2.1.3
3.2.2.3.1
3.2.2.4
Erosionados
3.2.2.4.1
41
42
43
43
45
47
47
48
48
55
58
61
63
64
64
64
65
68
78
79
79
82
82
83
85
85
85
87
88
90
(COT)
3.2.2.5.1
Materia Orgánica
3.2.3.2.1
3.2.3.3.1
3.2.3.3.4
Hoyo
4.4
90
92
93
94
95
97
98
102
102
109
109
110
111
111
112
112
113
114
115
118
118
119
119
120
120
4.4.2
4.4.3
4.4.4
4.4.5
4.4.6
4.4.7
(COT)
4.4.9
del Registro Sónico Dipolar
5.1.
5.2.
5.3.
5.4.
5.5.
5.6.
5.8.
Registro Sónico Dipolar
Mapa base con la envolvente de los Levantamientos 3D y
los pozos utilizados en el estudio.
3.
Mapa estructural al Tope de la Unidad Informal de B-1,
de la Fm. Misoa de Edad Eoceno, sección geológica
4.
la zona de fallamiento normal denominada “zona de
pasillo”, además las fallas VLG-3729 y VLG-3783.
5.
6.
7.
profundidad en lutitas y areniscas. h1.- espesor
originario. hs.- espesor de sedimento seco. n.-
porosidad.
9.
10.
Subcompactación
12.
13.
14.
16.
17.
compactación
18.
19.
20.
22.
24
28
30
31
33
49
51
53
54
56
57
59
60
63
65
67
68
71
72
72
73
73
poros, según su oportunidad
para un estudio de presiones anormales. Dos en la lutita
sobrepresurizada, una en la formación que la suprayace
y otra en la que la infrayace.
25.
26.
27.
28.
30.
31.
rocas
32.
registros sónico/resistividad
34.
35.
dimensiones.
36.
43.
44.
45.
46.
Registros GR con Línea base de lutita y Sónico donde se
ha identificado lutitas (Pozo TOM-7)
47.
Registros GR con Línea base de lutita y Sónico Filtrado
(Pozo TOM-7)
(Pozo TOM-7)
TOM-7)
50.
con Problemas Operacionales y puntos de medición
directa de la Presión de Formación (Pozo TOM-7)
51.
TOM-7)
52.
53.
56.
57.
TOM-13)
58.
línea base (Pozo TOM-13)
59.
Estimación de Δ Log R (DLogR en el registro) y COT
(Pozo TOM-13)
sónico/resistividad
61.
62.
63.
13).
64.
65.
66.
67.
Curva DTS obtenida a partir de la DTC (Pozo TOM-1)
68.
69.
(Pozo TOM-13)
TOM-1)
71.
TOM-1)
72.
128
130
132
133
135
136
137
139
141
142
145
146
148
149
150
151
152
153
154
155
156
157
158
159
76.
observado, resaltando la Zona Subcompactada (Pozo
TOM-1)
77.
TOM-7)
78.
TOM-8)
79.
TOM-9)
80.
TOM-13)
81.
geopresiones (Pozo TOM-1)
87.
88.
89.
90.
Perfil de Presión de Fractura en 2D (Sección A – A’)
91.
92.
Perfil de Presión de Poro en 2D (Sección B – B’)
160
162
163
165
166
167
168
169
171
173
175
177
179
182
183
184
185
186
187
188
Perfil de Presión de Fractura en 2D (Sección B – B’)
94.
95.
TOM-1)
96.
97.
TOM-7)
98.
99.
TOM-13)
100.
101.
área de Tomoporo
Superposición de los registros sónico/resistividad y
(Pozo TOM-1)
(Pozo TOM-7)
(Pozo TOM-13)
(Pozo TOM-1)
(Pozo TOM-7)
(Pozo TOM-8)
(Pozo TOM-9)
189
192
193
194
195
196
197
198
199
200
201
202
204
205
206
207
208
209
210
211
212
213
2.
matrices
3.
valores de COT.
roca madre.
valores de COT.
madre.
7.
Valores de LOM
8. Valores de la ecuación de Castagna ajustada al área de
estudio.
9.
Tomoporo.
10.
de Poro y de Fractura (Pozo TOM-1)
11.
12.
de Poro y de Fractura (Pozo TOM-8).
13.
14.
15.
17.
TOM-1)
18.
TOM-7)
44
46
93
98
138
140
143
152
164
172
174
176
178
180
181
197
205
207
TOM-8)
20.
TOM-9)
21.
TOM-13)
209
211
213
19
INTRODUCCIÓN
El área de Tomoporo está ubicada geográficamente al norte del Campo La
Ceiba, al sur del Campo Mene Grande, al este de línea de costa del Lago de
Maracaibo (Campo Ceuta) y al oeste del Campo Barúa – Motatan.
El conocimiento del tren de compactación, calidad de sellos lutíticos y su
relación con la porosidad, perfil de geopresiones y presencia de espesores
erosionados en un área determinada son uno de los aspectos más críticos a
considerar en el diseño de pozos previo a la perforación de los mismos, lo que
permite predecir profundidades a las cuales se pudieran presentar desviaciones en
las presiones, que obligan a ajustes de especificaciones de lodos de perforación y
por ende números y longitudes de hoyos y revestidores, tomando así las acciones
correctivas que permitan minimizar los riesgos operacionales, optimizar los costos y
por ende garantizar el éxito de la perforación.
La identificación de intervalos de rocas que contengan materia orgánica a
partir de registros de pozos, permite la determinación de posibles rocas madres y su
madurez. La determinación de COT mediante registros de pozos permite disponer
de un número mayor de valores de COT a los obtenidos a partir de muestras de
núcleo o canal.
entender los esfuerzos presentes en la misma, disminuyendo los riesgos
operacionales durante la perforación de pozos.
En esta investigación se pretende realizar análisis no convencionales de
perfiles de pozos y estudio geomecánico aplicados al área de Tomoporo, que
permitan la comprensión de los procesos de compactación o sobrecarga, de las
geopresiones, del grado de integridad de las lutitas presentes como sellos, de los
espesores perdidos por procesos de erosión, de la medida del carbono orgánico total
presente en las rocas y de la geomecánica del área, para poder caracterizar
propiedades de la columna estratigráfica del área como componente integral del
sistema petrolero identificando así acciones para minimizar riesgos y problemas
operacionales de perforaciones futuras.
1.1.1.
encuentra dificultades técnicas durante la perforación de pozos, atribuibles a
diferencias significativas de presión de poros entre los estratos que el mismo
pueda atravesar, y tales diferenciales de presiones son un fenómeno presente en
casi todas las cuencas petrolíferas del mundo.
La perforación de un pozo y la penetración de fluidos de perforación en la
formación causan fenómenos físicos y químicos que afectan la estabilidad del
pozo que está siendo perforado, es por ello que se estudian dichos fenómenos
para buscar la forma de compensar algún tipo de alteraciones de las propiedades
geomecánicas.
Al ser introducidos fluidos extraños a la formación, se genera una
alteración de la presión de poro, creando una presión elevada y localizada, una
reducción de la fuerza de cohesión de la formación que depende básicamente de
la interacción del fluido con la matriz de la formación así como cambios de las
fuerzas capilares, es por ello que se debe realizar un estudio previo de las
condiciones mecánicas del hoyo para poder determinar así que tipo de fluido
pueden introducirse en él.
Cuando la estabilidad de un pozo es afectada se producen fenómenos
físicos como fracturamiento de la roca, cizallamiento, es por ello que se estimará
la sobrecarga, presiones de poro y de fractura, calidad de sellos lutíticos,
espesores erosionados, contenido de carbono orgánico total (COT) y propiedades
elásticas de la roca a partir de registros sónico dipolar con el propósito de
predecir el comportamiento de las diferentes formaciones, ante la acción de una
fuerza externa, a efectos minimizar los riesgos y problemas operacionales en
perforaciones futuras en el área.

Conocimiento restringido de los procesos de sedimentación y erosión, que
afectan las condiciones de compactación y en consecuencia las presiones
de formación y los gradientes de fracturas existentes.
Falta de un análisis de geopresiones representativo, el cual es uno de los
factores más importante en la planificación y diseño de la perforación de
pozos, sobretodo exploratorios.
Ausencia de una estimación del tren de compactación y calidad de sellos
lutíticos y sus efectos sobre la porosidad y saturación de fluidos.
Necesidad de una caracterización más representativa de COT.
Ausencia de una estimación de las propiedades elásticas.
1.1.1.3.
Pronóstico
La realización de un estudio del tipo propuesto, eventualmente pudiera
minimizar el impacto de los siguientes hechos:
Presencia de riesgos operacionales asociados a la ausencia de un perfil de
presiones a atravesar durante la perforación de pozos.
Inadecuada planeación y diseño de la perforación de pozos (selección del
peso de lodo óptimo, definición de los mejores puntos de asentamiento de
las tuberías de revestimiento, prevención de contingencias de pérdidas de
circulación y de arremetidas).
Riesgos operacionales debido al desconocimiento del tren de
compactación y calidad de sellos lutíticos y su relación con la porosidad,
expulsión de fluidos saturantes y el posible desarrollo de presiones de
poros anormales.
Ausencia de la cuantificación de COT y caracterización de propiedades
elásticas de la roca.
Control del Pronóstico
Se propone desarrollar análisis no convencionales de perfiles de pozos y
estudio geomecánico aplicados al área de Tomoporo, que permitan estudiar
características del sistema petrolífero que están estrechamente relacionadas a
las propiedades del yacimiento.
De acuerdo con las ideas expuestas anteriormente, surge la siguiente
interrogante: ¿Es necesario estimar el perfil de compactación, la presión de
poros y de fractura, la calidad de sellos lutíticos, los espesores erosionados, el
contenido de carbono orgánico total (COT) y las propiedades elásticas de las
formaciones del área de Tomoporo?
1.2.
1.2.1.
Justificación de la Investigación
Desde el punto de vista económico este estudio surge de la necesidad de
PDVSA de disponer en esta área de una caracterización representativa del perfil
de compactación, geopresiones, calidad de sellos lutíticos, determinación de
espesores erosionados, contenido de carbono orgánico total (COT) y propiedades
elásticas de las formaciones, que permitan una mejor planificación y diseño de la
perforación de pozos (selección del peso de lodo óptimo, definición de los
mejores puntos de asentamiento de las tuberías de revestimiento, prevención de
contingencias de pérdidas de circulación y de arremetidas). Es importante
mencionar, que determinando Carbono Orgánico Total mediante registros
convencionales se obtiene un muestreo continuo, mejor control de la profundidad
y resolución vertical e independencia de la contaminación, a menor costo que los
métodos para medir COT mediante núcleos y muestras de canal.
Desde el punto de vista de utilidad metodológica, esta investigación se
justifica, porque brinda una alternativa y experiencias que pueden contribuir para
el desarrollo de estudios futuros relacionados en esta área de investigación o en
otras similares.
Delimitación de la Investigación
El estudio se desarrollará en el área Tomoporo, la cual está ubicada
geográficamente al norte del Campo La Ceiba, al sur del Campo Mene Grande, al
este de línea de costa del Lago de Maracaibo (Campo Ceuta) y al oeste del
Campo Barúa – Motatan.
23
De los 22 pozos del área Tomoporo, solo se trabajará con aquellos que
dispongan de registros petrofísicos suficientes para la estimación de sobrecarga,
presión de poro, gradiente de fractura y propiedades elásticas. Los pozos
escogidos del área Tomoporo para la realización de los análisis anteriormente
mencionados son TOM-1, TOM-7, TOM-8, TOM-9 y TOM-13.
El pozo TOM-1, el cual pertenece al yacimiento B-Superior TOM-1X, se
encuentra ubicado en tierra, Área Tomoporo Sur, limitado al Oeste por la línea
de costa del Lago de Maracaibo, hacia el Sur por el Campo La Ceiba, al Este por
el Campo Barúa y hacia el Norte por el Campo Mene Grande.
Los pozos TOM-7, TOM-8, TOM-9 y TOM-13 están en el Bloque VII del
Campo Ceuta, específicamente al este del yacimiento Eoceno B-Superior VLG-
3729, perteneciente a la Unidad de Explotación Moporo. El yacimiento Eoceno B-
Superior, VLG-3729 se encuentra ubicado en el sureste del Campo Ceuta y se
extiende sobre una de las subdivisiones de dicho campo denominada Area 8 Sur
y al Este, el Área Tomoporo Sur. El yacimiento VLG-3729 está limitado al oeste
por la falla VLG-3686, al norte por la falla VLG-3729, hacia el sur está limitado
por un contacto agua petróleo @ -17150 pies b.n.l encontrado a nivel de B-4 por

Figura 1. Ubicación del Área Tomoporo
Este estudio se llevará a cabo en un tiempo de 6 meses, comprendidos
desde Diciembre de 2007 hasta Mayo del 2008. Se realizará en las áreas de
análisis de registros eléctricos, integración geológico-estructural y geomecánica,
todas ellas pertenecientes al campo de investigación de la Ingeniería de Petróleo.
1.3.
Estudiar mediante técnicas no convencionales los perfiles de pozos y
geomecánica aplicados al área de Tomoporo, a fin de caracterizar propiedades de
la columna estratigráfica como componente integral del sistema petrolero.

Realizar un cubo de geopresiones del área
Analizar la calidad de sellos lutíticos
Determinar los espesores erosionados
Determinar las propiedades elásticas a partir del registro sónico dipolar
1.5.
Metodología
área de investigación.
Predicción y estimación del perfil de compactación: Determinación del
perfil de compactación observado, establecimiento del perfil normal de
compactación, análisis de divergencias contra el perfil normal de
compactación.
determinación del gradiente de presión de poros y de fractura.
Realización de un cubo de geopresiones del área.
Análisis de la calidad de sellos lutíticos.
Determinación de espesores erosionados: Análisis de la existencia de
trenes de compactación normales y distintos, separados por
discontinuidades, cuantificación de espesores de secciones faltantes.
Estimación del contenido de carbono orgánico total (COT): Elaboración de
un registro compuesto con un track de tiempo de tránsito y LogR, análisis
de las divergencias entre Sónico y LogR, cuantificación de valores de COT.
Determinación de las propiedades elásticas a partir del registro sónico
dipolar: Conversión de tiempo de tránsito a velocidad de las ondas P y S,
predicción de los parámetros de la ecuación de Castagna en el área de

registros (módulo de corte, módulo volumétrico o de bulk, compresibilidad
volumétrica, módulo de young y relación de poisson)
Análisis de resultados obtenidos
Elaboración del informe final.
CAPÍTULO II
MARCO GEOLÓGICO
En base a los objetivos planteados en este trabajo de investigación, tales
como estimación del tren de compactación y calidad de sellos lutíticos y su
relación con la porosidad, expulsión de fluidos saturantes y el posible desarrollo
de presiones de poros anormales, se tratará de desarrollar una metodología de
entendimiento, que pueda demostrar, que con el análisis de estos factores
podemos reducir el nivel de incertidumbre, y por ende los riesgos operacionales
del área en cuestión.
Comentarios de Geofísica
Enfocando el trabajo de estudio desde una perspectiva más amplia como
es la sísmica, podemos decir, que las zonas de Tomoporo Sur y Área 8, están
cubiertas por tres levantamientos sísmicos 3D, los cuales son: Levantamiento
Tomoporo Sur (área de Tomoporo) y los levantamientos Bloque XIII / VII y
Ceuta-Sur (área de Ceuta).
La interpretación sísmica-estructural del área permitió construir el marco
estructural del Eoceno Superior, así como delinear los rasgos estructurales que
permitieron compartamentalizar el área.
El área de Tomoporo fue estudiada utilizando el levantamiento sísmico 3D
Tomoporo Sur, los levantamientos sísmicos 3D de Ceuta y los pozos de área 8
(ver figura 2). La interpretación estructural permitió identificar bloques
estructurales, como acumulaciones potenciales.

Figura 2. Mapa base con la envolvente de los Levantamientos 3D y los pozos
utilizados en el estudio.
Marco Estructural del Área de Estudio
En el área Ceuta /Tomoporo se interpretó un modelo estructural, basado
en sísmica 3D y la información geológica de los pozos perforados en el área 8 del
Campo Ceuta, generando un Modelo Estructural bien definido para el área de
investigación.
fallamientos normales desde el Jurásico, posteriormente reactivados durante los
esfuerzos compresivos NO-SE en el Eoceno.
Se generó un Modelo Estructural basado en la interpretación sísmica
disponible (sísmica 3D/2D), integrada a la información de los pozos perforados
en el área.
La estructura se describe por un bloque fallado en muchos

indicando la complejidad estructural de esta área. Las estructuras más
relevantes son las fallas normales en dirección E-O (aproximadamente), las
cuales son los principales límites de bloques y de la sedimentación terciaria. Por
lo tanto, se divide en tres grandes bloques tales como, el bloque 3715
(Yacimiento 3693), el bloque 3729 (Yacimiento 3729) y el bloque 3783
(Yacimiento 3729). En medio del bloque 3729, se observa un corredor en la
dirección N-S que parece un “corredor de transcurrencia” (couloir de
decrochement). Este corredor se divide al menos en cinco fallas separadas en
forma de escalón (en echelon). La mayoría de las fallas son normales y se
generaron durante la época de extensión multidireccional causando la variedad
de las direcciones de las fallas normales.
La (Figura 3), muestra la estructura en el tope del Eoceno B-Sup (Unidad
informal B-1), un monoclinal con buzamiento regional hacia el Sur, se extiende
desde área 8 hasta Tomoporo Sur. En esta estructura se encuentran un sistemas
de fallas normales, las cuales tienen una dirección norte - sur con buzamiento al
este aproximado de 70 grados, este sistema de fallas fue el primero que se
produjo en el área, producto de un régimen tectónico extensivo, posteriormente
algunas de estas fallas fueron reactivadas durante el Eoceno B Superior,
originando en estas una componente inversa a causa de la orogénesis Andina.
La falla VLG-3686 es la más importante de este tipo con un desplazamiento
vertical superior a los 1700 pies, representando un verdadero sello y es el límite
de las acumulaciones de petróleo en el Eoceno B / C, entre área 8 y área 2
ubicada al oeste. Localmente existen algunas fallas inversas conjugadas a la falla
VLC-3686, que producen estructuras con flancos de alto buzamiento diferentes al
patrón general del área de Tomoporo.

3
6
8
6
F A L L A V L G _3 7 8 3
FALLA VLG_3729
PASILLO 1

Figura 3. Mapa estructural al Tope de la Unidad Informal de B-1, de la Fm.
Misoa de Edad Eoceno, sección geológica
Hacia el Norte se encuentra la falla normal invertida VLG-3729, la cual fue
parcialmente invertida durante el Eoceno Medio y el Mioceno. Los saltos
verticales varían entre 50’ y 200’ a nivel del Terciario, representando un
verdadero sello y es el límite de las acumulaciones de petróleo ubicada al norte.
El límite Este, lo constituye una zona de fallas normales que buzan hacia el
Este, las cuales se profundizan hasta el Paleoceno y presentan saltos verticales

31
pertenece a la zona de fallamiento normal denominada “zona de pasillo”, esta
falla buza al Este, tiene dirección NO-SE y salto vertical aproximado de 400’.
Otra falla que conforma este sistema es una falla normal con buzamiento al
Oeste, dirección N-O y salto vertical aproximado de 300’, la cual se denominó
falla de pasillo 3. Al sur de esta falla (Pasillo 3), se observa otra falla normal,
denominada falla de pasillo 2, con buzamiento al Este y dirección NO-SE, que
presenta un salto máximo vertical de aproximadamente 200’. Esta falla es
cortada por la falla VLG3783. En la Figura 4, se pueden observar nítidamente las
fallas que controlan estructuralmente esta zona.
Figura 4. Imagen tridimensional, donde se muestran nítidamente la zona de
fallamiento normal denominada “zona de pasillo”, además las fallas VLG-3729 y
VLG-3783.
Posterior a la generación de las fallas norte - sur ocurrió un segundo
patrón de fallas normales de rumbo nor - oeste, como resultado de una tectónica
extensiva ocurrida en la cuenca durante el Eoceno superior. Este sistema de
fallas buza entre 55-65 grados al norte, presentan un desplazamiento vertical
variable entre 100 y 200 pies. (falla VLG-3783, Figuras 3 y 4), confirmando de

Estratigrafía del Área de Estudio
El área de Tomoporo, está situada en el extremo este de la cuenca del
Lago de Maracaibo. La secuencia estratigráfica comienza con las formaciones El
Milagro y Onia de edad Pleistoceno-Plioceno, depositadas en ambientes fluvio-
deltaico y lacustrino, respectivamente. Infrayacente se encuentran los
sedimentos mio-pliocenos de la Formación Betijoque, los cuales son areniscas
gruesas y conglomerados depositados en un abanico aluvial. Infrayacen los
sedimentos miocenos de llanura de inundación y canales meándricos de la
Formación Isnotú, compuesta de lutitas moteadas y areniscas delgadas. Sigue en
la secuencia la Formación Lagunillas de lutitas, arcillas, limolitas, carbones y
areniscas depositadas en ambientes de fluvial a deltaico. A la Formación
Lagunillas infrayacen los sedimentos neríticos de la Formación La Rosa y su
arena basal, de edad Mioceno. A continuación se encuentra la discordancia del
Eoceno al tope de la Formación Paují de ambiente nerítico a batial, compuesta
por lutitas fosilíferas grises a negruzcas que pasan a arenas transgresivas hacia
la base. Seguidamente se encuentra la secuencia completa de la Formación
Misoa que se compone de intercalaciones de areniscas y lutitas de ambiente
fluvio-deltáico. El área ha pasado por varios periodos de tectonismo, el cual se ve
evidenciado en la geometría de los estratos, este tectonismo es el más
importante y se relaciona con el basculamiento de la cuenca en el mioceno, se

EROSIONADOS DEL EOCENO, MEDIANTE REGISTROS SONICOS EN EL ÁREA DE
ZULIA ORIENTAL”, Nota Técnica. En este trabajo se desarrolló una metodología
para la estimación de espesores erosionados en intervalos presurizados, a partir
del registro sónico; siendo la primera vez que se aplica en este tipo de secciones.
De los nueve pozos disponibles en el área de Zulia Oriental, ocho presentan una
sección lutítica presurizada prediscordancia. Esta técnica permitió resultados que
calibraron satisfactoriamente con los de vitrinita e interpretaciones sísmicas.
María del Carmen Gómez (1998) “DETERMINACIONES DE CARBONO
ORGÁNICO TOTAL (COT) EN LA FORMACIÓN LA LUNA MEDIANTE PERFILES
CONVENCIONALES EN EL LAGO Y COSTA ORIENTAL DE LA CUENCA DE
MARACAIBO. EDO ZULIA”. El objetivo de este estudio fue establecer el contenido
de carbono orgánico total y espesor efectivo de la principal roca madre
(Formación La Luna) mediante registros convencionales. Para ello se siguió la
metodología desarrollada por Gómez (1997) para rocas madres de tipo caliza con
alternancias de lutita y calibrado con los análisis realizados a muestras de pared
y núcleo. El área de estudio comprende 18 pozos cretácicos del centro y este de
la Cuenca del Lago de Maracaibo. Los resultados obtenidos permitieron estimar la
variabilidad lateral y vertical del contenido de COT y el espesor efectivo de roca
madre de la Formación La Luna y aportó la información necesaria para el cálculo
de los volúmenes de generación de hidrocarburos en el área.
Salazar M. et al (1999) “PROYECTO DE GENERACIÓN DE PROSPECTOS
EN EL ÁREA DE MOTATÁN”. Este trabajo está enmarcado dentro de la cadena de
valor de Exploración, el cual permitió convertir una serie de oportunidades en
prospectos así como definir nuevas oportunidades (Leads), que en conjunto han
venido aumentando en forma significativa los recursos de hidrocarburos en la
zona. Todo esto con el propósito de la incorporación y/o desincorporación de

35
Proyecto PGP Tomoporo Mene Grande (2000). Con el fin de completar
el estudio de prospectos y oportunidades al Sur de Zulia Oriental, se definió un
proyecto PGP para cubrir en mas detalle las oportunidades definidas en los dos
proyectos anteriores realizados en esta área, tanto en el de Caracterización de
plays (1988) como el de Generación de prospectos en el área de Motatán (1999-
2000), los cuáles permitieron convertir una serie de oportunidades en prospectos
así como definir nuevas oportunidades (Leads), que en conjunto han venido
aumentando en forma significativa los recursos de hidrocarburos en la zona. De
esta forma, y continuando en la cadena de valor de Exploración, se definió un
proyecto de generación de prospectos (PGP) en las áreas de Tomoporo, Barúa y
Mene Grande, con el propósito de convertir algunas de las oportunidades ya
definidas en prospecto perforables a corto, mediano y largo plazo, permitiendo la
incorporación y/o desincorporación de posibles reservas de hidrocarburos en la
Base de Recursos de Exploración. El área de estudio seleccionada incluyó las
zonas de Ceuta, Tomoporo, La Ceiba, Barúa, Mene Grande y Motatán, las cuáles
abarcan en su conjunto aproximadamente 2400 kilómetros cuadrados. Estas
zonas fueron escogidas principalmente por su mayor prospectividad y por tener
la mejor y mayor cantidad de información asociada a levantamientos sísmicos 3-
D y a más de 400 pozos perforados en yacimientos conocidos los que serían
tomados como base para la calibración principal del estudio, extrapolando luego
a las zonas donde existe poca o ninguna información con el fin de predecir
principalmente los parámetros asociados al sistema petrolífero.
Ruiz, F. (2000) “GEOPRESIONES EN EL ÁREA DE MACAL (PROYECTO PGP
MACAL)”. En este trabajo se estudian las causas que pudieran ser determinantes
en el sobrepresurizamiento de la formación Carapita en el área de Macal. Para
ello, primero se demuestra la existencia de presiones anormalmente altas en la
misma, basados en los datos de pozos de los campos: Pirital, Bosque y Santa
Bárbara. Posteriormente se estudia la posibilidad de cartografiar el tope de las
inversiones de velocidades sísmica provenientes del procesamiento sísmico,
asociadas al tope de las geopresiones. Se describe la metodología para obtener
la ecuación de la tendencia de compactación normal, a partir de datos de
velocidad de sísmica 2D, de VSP y de registros sónicos. Adicionalmente a los

que exista conversión esmectita-ilita como posibles factores que contribuyen al
sobrepresurizamiento. El trabajo consiste en identificar en el subsuelo el tope de
las regiones donde ocurren inversiones de velocidad, a lo largo de diferentes
líneas sísmicas. Finalmente se recomienda correr una secuencia de registros en
pozos nuevos a perforar, Macal-A y Macal-B, los cuales serán útiles para una
evaluación petrofísica, estudio de geopresiones y de geomecánica detallada en el
área.
Acosta, J. (2001) “ESTADO DEL ARTE EN PREDICCIÓN DE PRESIONES
ANORMALES A PARTIR DE DATA SÍSMICA DE SUPERFICIE”. Tesis de grado
PDVSA-ULA. Como objetivo fundamental del estudio se planteó; el seleccionar,
inventariar y jerarquizar las técnicas más destacadas y de mayor aplicabilidad
práctica para la predicción de presiones anormales, mediante el uso de datos
sísmicos de superficie, a efectos de contribuir en el diseño óptimo de los planes
de la perforación de pozos exploratorios. Para el logro de los objetivos y metas
planteadas, se estructuró y analizó una base de datos de documentación
bibliográfica de estudios realizados a nivel mundial sobre el tópico en cuestión.
Se seleccionaron los documentos considerados más resaltantes, extrayendo y
realizando un análisis crítico comparativo de las técnicas en ellos propuestas. Las
técnicas seleccionadas como relevantes fueron inventariadas, documentadas en
detalle y validadas mediante su implementación y aplicación a la predicción de
presión de poros de una localización exploratoria planificada a ser perforada en el
año 2001. Los resultados obtenidos son; en primer lugar, la documentación de
un inventario selecto de técnicas relevantes certificadas y de aplicabilidad
práctica para la identificación, previo a la perforación, de eventuales zonas de
presiones anormales y la cuantificación del perfil de magnitud de presión de
poros a ser considerado en el diseño de perforación de pozos exploratorios.
En segundo término, se presenta un diagrama de flujo de procesos
secuenciados, a seguir en la realización de los estudios de predicción
mencionados, para garantizar la máxima eficiencia de los mismos.
Adicionalmente, se codificó un programa computarizado para la aplicación de las
5 técnicas más relevantes, a efectos de permitir la consideración de igual número
de escenarios potenciales de comportamientos de presiones de poros a esperar
sobre la vertical de cualquier localización dada. El impacto inmediato de este

37
incertidumbre, de uno de los procesos predictivos de mayor influencia en la
planificación de perforación y completación de pozos exploratorios.
Casal, B. (2002) “ESTADO DEL ARTE EN LA DETERMINACIÓN DE
ESPESORES EROSIONADOS POR MEDIO DE REGISTROS DE POZOS”, Tesis de
Grado PDVSA-UCV. En este trabajo se realizó una búsqueda exhaustiva de las
técnicas de mayor valor agregado en la determinación de espesores erosionados
por medio de registros de pozo. Se desarrolló una base de datos, la cual fue
jerarquizada de acuerdo a su importancia. Se realizó un resumen de aquellos
artículos considerados muy importantes. La técnica más empleada en la
actualidad para determinar espesores erosionados en superficie es la propuesta
por Heasler y Kharitonova (1996). Así mismo, la técnica más empleada para la
determinación de espesores de secciones erosionadas en subsuelo es la
propuesta por Nederlof en 1996 y modificada por Gómez en 1997. En el mismo
orden de ideas, también se desarrollo un plan de implementación, el cual fue
llevado a cabo en la Cuenca Oriental de Venezuela, específicamente en el pozo
PIC-25 del campo Pirital y el SBC-37E del campo Santa Bárbara.
Dommar, L. (2002) “ESTADO DEL ARTE EN LA DETERMINACIÓN DE
CARBONO ORGÁNICO TOTAL (COT) A PARTIR DE REGISTROS DE POZOS”, Tesis
de Grado PDVSA-UDO. El objetivo del trabajo es inventariar las técnicas más
relevantes y de mayor valor agregado en relación con la determinación de
carbono orgánico total (COT) a partir de registros de pozos, para caracterizar
eventuales rocas madres y su madurez. Para cumplir con los objetivos
establecidos se elaboró una base de datos donde está contenida y clasificada de
acuerdo a su rango de importancia toda la información encontrada, relacionada
directa e indirectamente con la determinación de COT mediante registro de
pozos, posteriormente se estudió a detalle las técnicas más representativas en
cuanto al tema y finalmente se seleccionó una técnica, tomando en cuenta los
criterios de aplicabilidad, y certidumbre, para efectuar el plan de
implementación. A partir de lo descrito anteriormente se concluyó que las
técnicas son competentes ateniendo a las necesidades de investigación y
características de la zona que se desee estudiar.

PDVSA-CIED (2002) “DETECCIÓN DE PRESIONES ANORMALES Y DE
FRACTURA”. El objetivo general del manual es explicar las técnicas y métodos
para la detección y determinación de presiones anormales y de fractura.
Montoya, J. (2007) “ANÁLISIS NO CONVENCIONALES DE REGISTROS
ELÉCTRICOS EN EL POZO EXPLORATORIO CLD-86X”, Tesis de Postgrado PDVSA-
LUZ. Este estudio tuvo por finalidad realizar una serie de análisis no
convencionales a los registros a hueco abierto, corridos en el pozo exploratorio
CLD-86X, en los intervalos correspondientes de edad Mioceno, Eoceno, Paleoceno
y Cretácico. Los objetivos planteados fueron: analizar la compactación de las
lutitas, estudiar las geopresiones, analizar la calidad de sellos lutíticos, estimar
los espesores erosionados y contenido de carbono orgánico total. Para alcanzar
los objetivos se establecieron los trenes de compactación normales mediante
aproximación lineal, se estimó la presión de sobre carga, presión de poro y de
fractura mediante el programa especializado “Drillworks Predict”, haciendo uso
de las ecuaciones de Athy, L. (1930) e Eaton (1972), respectivamente. Para
estimar el contenido de carbono orgánico total se utilizó el método del “ Log
R” propuesto por Passey et al ., (1990).
Este estudio permitió establecer dos tendencias de compactación normal
para el área, ambas delimitadas por la erosión del Eoceno. Se pudo observar que
la presión de sobrecarga incrementa progresivamente con la profundidad; las
presiones anormales y de fractura máximas se observaron a nivel de la
formación Guasare y las Lutitas de la Formación Mito Juan/Colón, asociadas a
una zona de transición de presión. Finalmente, del análisis de carbono orgánico
total se identificaron tres posibles intervalos generadores correspondientes a la
formación La Luna. A nivel del Eoceno no se pudo determinar el espesor
erosionado, por estar el tren de compactación normal observado gobernado por
efectos distintos a subcompactación.
3.2.1
Petrofísica
La petrofísica es una ciencia que se encarga del estudio de las

caracterización de las propiedades físicas de las rocas, mediante la integración,
del entorno geológico, perfiles de pozo, análisis de muestras de roca y sus fluidos
e historia de producción.
Según Inlab (2000) en su artículo “Temas de Ingeniería de Reservorio”, la
petrofísica se puede dividir en petrofísica básica, y en petrofísica especial. La
petrofísica básica comprende:
• Salinidad del Agua Intersticial
Por su lado la petrofísica especial es aquella que comprende todas las
mediciones adicionales que se le quieran realizar al pozo para lograr una
caracterización más completa y detallada del yacimiento (tomado de Casal, B.
2002).
3.2.1.1
Modelo Petrofísico
García (1999) afirma que cuando hablamos de un modelo petrofísico, nos
referimos a un modelo que nos permita estimar cuantitativamente ciertas
propiedades de las rocas, tal como porosidad, permeabilidad y saturación de
fluidos, a través de mediciones físicas realizadas sobre las mismas rocas.
En dicho modelo, la matriz se refiere a toda la parte sólida de la roca que
no es arcilla y cuya composición está basada mayormente en tres minerales:
Cuarzo, Calcita y Dolomita, con constituyentes menores muy variados, tales
como: Pirita, Halita, Silvita, Yeso y muchos otros.
Debido a las grandes contribuciones que hace la arcilla en las mediciones
físicas que se realizan, esta es tratada por separado. Por lo general las arcillas
son aluminosilicatos hidratados, cuya fórmula genérica es: X(Al2O3) Y(SiO2)
Z(OH), los cuales contienen pequeñas cantidades de otros elementos tales como
Magnesio, Potasio, Hierro y Titanio. Los minerales de arcilla están clasificados en
grupos específicos de acuerdo a su estructura cristalina. Aquellos relacionados
con las rocas sedimentarias son Montmorilonita, Ilita, Clorita y Caolinita,

40
en contacto con agua, además la misma se convierte en Ilita por encima de
cierta temperatura en el subsuelo, liberando agua que constituye a
sobrepresionar sedimentos adyacentes.
El agua contenida en la porosidad es originalmente la misma que
circundaba a los sedimentos cuando ellos fueron depositados y es por ellos que
dichas aguas se denominan connatas. Sin embargo, las aguas también sufren los
procesos diagenéticos a medida que se produce su enterramiento, pudiendo ser
la salinidad actual mayor o menor que la original (tomado de Casal, B. 2002).
3.2.1.2
Perfiles de Pozo
En este trabajo especial de grado se va a tratar el tema de los perfiles de
pozo, referido en la petrofísica básica. A continuación se da una breve
descripción de los perfiles más utilizados por la industria petrolera.
Según Puzin (1962), las acumulaciones petrolíferas suelen encontrarse en
rocas porosas y en estructuras geológicas o trampas estratigráficas de
condiciones favorables para la acumulación del petróleo.
Las formaciones geológicas suelen clasificarse según su composición
química o sus características litológicas como: densidad, textura, color, dureza,
fósiles que contenga, etc., para lo cual es esencial obtener muestras de la roca.
En los perfiles de pozo, las formaciones se distinguen por sus propiedades
eléctricas como: resistividad eléctrica, potenciales electro-químicos, velocidad del
sonido, radioactividad natural, captación nuclear de neutrones, dispersión de
rayos gamma, temperatura, etc.
Dichas mediciones se realizan por medio de instrumentos sensibles que se
introducen en el pozo, por lo que no es necesario obtener muestras de rocas,
pues las mediciones se hacen “in situ”. Los perfiles de pozo son registros
continuos de las características eléctricas, sónicas, mecánicas y radioactivas de
las formaciones, a lo largo del pozo, para así poder llegar a una determinación de
los posibles horizontes productores de petróleo o gas.
La cantidad de petróleo o gas contenido en una unidad de volumen del
reservorio es el producto de su porosidad y saturación de hidrocarburos. Además
de esas propiedades, el volumen de la formación que contienen el hidrocarburo
es necesario para determinar si la formación puede ser considerada comercial.
Conocer el espesor de la formación y el área que ocupa es esencial para
determinar el volumen.
41
Para evaluar la productividad de un reservorio, se debe determinar si los
fluidos que contiene se mueven fácilmente a través del sistema de poros. Esta
propiedad de la formación, la cual depende de la interconexión entre los poros se
denomina permeabilidad.
físicas necesarias para evaluar un reservorio, son su porosidad, litología,
saturación de hidrocarburos, espesores y permeabilidad. Esos parámetros
pueden ser derivados o inferidos de registros de pozos, tales como el registro
eléctrico, el nuclear, el sónico y el gamma ray, entre otros(tomado de Casal, B.
2002).
A continuación se presenta una breve descripción de cada uno de los
perfiles de pozo de mayor importancia para la industria petrolera (tomado de
Casal, B. 2002):
Perfil de Rayos Gamma
Este es uno de los perfiles más utilizados en la industria. Los perfiles de
rayos gamma miden de manera continua la radiactividad natural de las
formaciones y responden a la radioactividad producida por el decaimiento de tres
elementos: Torio, Uranio y Potasio, pero no determina la proporción relativa de
cada uno de estos elementos.
Las aplicaciones de esta herramienta no sólo son para parámetros
petrofísicos, sino también para estudios geológicos. Algunas posibles aplicaciones
son (tomado de Casal, B. 2002):
• Control de profundidad
• Correlación de pozos
• Análisis mineralógico
• Detección de minerales pesados. El Th y el U se encuentran relacionados
con minerales pesados como Monazita y Zircón.
El perfil de rayos gamma puede utilizarse en hoyos abiertos o entubados,
ya sean vacíos o llenos de fluido de cualquier tipo. La curva de Rayos Gamma se
presenta en la primera pista del perfil, con el incremento de la radiactividad

42
Los elementos radiactivos tienden a concentrarse mucho en las arcillas y
las lutitas, lo cual hace que el registro de rayos gamma refleje el contenido de
arcillas en las formaciones. Por el contrario, las formaciones limpias tienen
usualmente un nivel muy bajo de radiactividad. Entre los elementos radiactivos
que contribuyen a la emisión de rayos gamma están el Potasio, el Uranio y el
Torio.
•
•
Porcentaje de arcilla en el intervalo evaluado.
La repuesta del perfil de rayos gamma, después de la corrección por
efecto de pozo, tubería de revestimiento, etc., es proporcional a la concentración
en peso del material radioactivo en la formación.
Un aumento en la radiactividad se indica por la desviación de la curva
hacia la derecha y una reducción en la radiactividad se muestra por la desviación
de la curva hacia la izquierda. Las formaciones de solo calizas y arenas se
representan en el perfil por los valores mínimos, hacia la izquierda, mientras que
las lutitas se representan por los valores máximos, hacia la derecha. La distinción
entre una arena y una caliza no puede hacerse con sólo el perfil de rayos
gamma. En ciertos casos, es recomendable correlacionar el perfil de rayos
gamma con un registro de muestras geológicas (tomado de Montoya, J. 2007).
3.2.1.2.2
Registro Calibre “Caliper”
Este registro está especialmente diseñado para medir el diámetro del hoyo
durante la perforación de un pozo. El producto de dicho registro, es decir, una
respuesta del diámetro del hoyo vs. profundidad, proporciona una clara idea del
estado en el que se encuentra el hoyo en el momento del perfilaje.
El mismo se coloca en escala lineal y entre valores de 6 a 16 pulgadas.
Como referencia se coloca una línea punteada que indica el diámetro de la mecha
que perforó la sección del pozo registrado, de tal manera que cualquier medida
de “caliper” superior a la misma significa que el pozo esta derrumbado, y

Resistividad
Una de las propiedades más importantes de una formación es la medida
de la resistividad. Dicha medida en conjunción con la porosidad y resistividad del
agua se usan en los cálculos de saturación en agua, y en consecuencia, en la
saturación en hidrocarburos (tomado de Casal, B. 2002).
Autores como Asuith (1997), señalan que los registros de resistividad se
usan para: (1) determinar hidrocarburos versus zonas productoras de agua, (2)
indicar la permeabilidad de la zona, y (3) determinar porosidad y permeabilidad.
Entonces, el uso más importante de los registros de resistividad es la
determinación de hidrocarburos versus zonas productoras de agua. Debido a que
la matriz o granos de la roca y los hidrocarburos no son conductivos, la habilidad
de la roca de transmitir corriente es casi completamente función del agua en los
poros. Los hidrocarburos como los de la matriz de la roca no son conductivos;
por consiguiente, la saturación de hidrocarburos en los poros aumenta y la
resistividad de la roca también aumenta.
El perfil de resistividad ha sido usado, en conjunto con otros registros,
para indicar la presencia de depósitos ricos en materia orgánica, pero realmente
constituye un mejor indicador de madurez que de riqueza.
En los perfiles convencionales de resistividad, se envían corrientes a la
formación, a través de unos electrodos y se miden los potenciales eléctricos
entre otros. La medición de estos potenciales permite determinar resistividades.
Para que haya una circulación de corriente entre electrodos y formación, debe
ser corrida en pozos que contengan lodo (barro, inyección o agua) conductores
de electricidad (tomado de Dommar, L. 2002).
3.2.1.2.4
Registro de Densidad
Este perfil se usa principalmente como perfil de porosidad. La herramienta
de densidad permite estimar la densidad de formación al medir la atenuación de
rayos gamma entre una fuente y un detector. En otras palabras, el registro de
densidad de formación mide la densidad de electrones de una formación. El
dispositivo de dicho registro es una herramienta que consiste en una fuente que

44
Los rayos gamma chocan con los electrones contenidos en la formación. El
resultado de esos choques es la pérdida de energía de las partículas de rayos
gamma. El número de colisiones es una función directa del número de electrones
en la formación (densidad de formación). Consecuentemente la densidad de
electrones puede ser relacionado con la densidad de la formación.
La densidad de la formación es una función de la densidad de la matriz,
porosidad y densidad de los fluidos de los poros (agua salada, dulce o
hidrocarburo). La fórmula para calcular porosidad derivada de densidad es:
f ma
ρf: Densidad del fluido.
Las densidades de las matrices se pueden observar en la tabla 1. La
densidad del fluido es 1,1 en agua salada, 1 en agua dulce y 0,7 para el gas.
La presencia de arcilla o gas en la formación complica la lectura, pero este
problema se resuelve usando una combinación apropiada de perfiles de
porosidad.
ρma (gr/cc)
Areniscas 2,648
Carbonatos 2,710
Dolomitas 2,876
Anhydritas 2,977
Sal 2,032
En las formaciones con densidad baja (alta porosidad) la mayor parte de
los rayos gamma producidos por la fuente llegan al receptor y pueden ser
contactados. A medida que aumenta la densidad (disminuye la porosidad),
menos rayos llegan al receptor.

45
El término densidad total se refiere a la densidad en conjunto o en masa
de un volumen unitario de roca. En el caso de rocas porosas, incluyen la
densidad del fluido en el espacio poroso y también la densidad de los granos de
la roca. Era de esperar que existiera una relación entre la contribución a la
densidad total por el fluido en el espacio poroso y la porosidad de la roca. Esta
relación es la base para los cálculos de porosidad a partir del perfil densidad
(Schneider et al ., 1974)
Otros usos del mismo incluyen: identificación de minerales en depósitos
evaporíticos, detección de gas, determinación de la densidad de hidrocarburo,
evaluación de arenas con arcillas y de litologías complejas, determinación del
rendimiento de lutitas petrolíferas, cálculo de presión de sobrecarga y
propiedades mecánicas de las rocas (tomado de Casal, B. 2002).
3.2.1.2.5
Registro Sónico Convencional
El perfil Sónico es un registro de Δt profundidad versus, el tiempo
requerido por una onda compresional de sonido para recorrer un pie de
formación. Conocido como “tiempo de tránsito”, Δt es el valor reciproco de la
velocidad de una onda compresional de sonido. El tiempo de tránsito en una
formación dada depende de su litología y porosidad. La dependencia de la
porosidad, conocida la litología, hace que el perfil sónico sirva mucho como
registro de porosidad.
Los tiempos de tránsito del sónico en la materia orgánica han sido
estimados entre 150 hasta > 200 ms/pie, mientras que en agua fresca son de
189 ms/pie, y en los minerales no-arcillosos que forman las rocas varían de 43 a
55 ms/pie (tomado de Dommar, L. 2002).
Dicho tiempo de transito en una formación, depende de su litología y
porosidad, por lo que dicho registro sirve como registro de porosidad, como se
puede apreciar en (tomado de Casal, B. 2002):
•
relación lineal entre la porosidad y el tiempo de tránsito.
• Carbonatos: Por lo general estos presentan porosidad secundaria debida a
cavernas o fracturas, por lo que los valores en el registro sónico tienden a
ser muy bajos.
46
• Arenas No Compactadas: La relación entre porosidad y tiempo de tránsito
se mantendrá aproximadamente lineal, pero debe hacérsele ciertas
correcciones debido a que los valores de porosidad dan demasiado altos.
La velocidad del sonido en las litologías comunes de las formaciones varia
alrededor de 18000 a 26000 pies/seg. Se registra el valor recíproco de la
velocidad en microsegundos/pie (μseg/pie), para evitar el uso de fracciones
decimales pequeñas. La gama del registro varia desde unos 43μseg/pie, para
dolomitas densas de porosidad cero, hasta 200μseg/pie para agua.
En formaciones sedimentarias la velocidad del sonido depende de muchos
factores principalmente del material de la roca matriz (arenisca, caliza o
dolomita) y de la porosidad distribuida. Las gamas de valores de la velocidad del
sonido y tiempo de tránsito para las rocas matrices comunes y tuberías de
revestimiento están presentadas en la tabla 2, también están indicados, los
valores que comúnmente se usan para Δtmax (tomado de Dommar, L. 2002).
Tabla 2. Velocidades del sonido y tiempo de transito para rocas matrices
Vma( pies/seg) Tma( seg/pies) Tma( seg/pies)
(Usado comúnmente
mediante la expresión:
Donde:
Δb: Tiempo de tránsito total (μseg/pie)

3.2.1.2.6
Los neutrones son partículas eléctricamente neutras cuya masa se
aproxima a la del núcleo de hidrógeno. Cuando dichos neutrones son emitidos
ellos penetran a la formación con mayor facilidad que las partículas con cargas
eléctricas.
Dicho neutrón perderá aproximadamente la mitad de su energía cuando
choque con un núcleo de hidrógeno presente en el fluido de los poros. Luego de
alrededor de 20 choques, los mismos reducirán la velocidad térmica y serán
fácilmente atrapados por cualquier elemento presente. Los neutrones capturados
emiten un rayo gamma de origen secundario.
El registro neutrónico es un registro de porosidad que mide la
concentración del ión hidrógeno en una formación. En una formación limpia
donde la porosidad es saturada con agua o petróleo, el registro neutrónico mide
la porosidad rellena de líquido.
Cuando los poros están rellenos de más que por agua o petróleo, la
respuesta del registro de porosidad puede ser baja. Esto es debido a que en el
gas existe menos concentración de hidrógeno que en el agua o en el petróleo.
Por lo general se registra porosidades altas en zonas lutíticas y bajas en
zonas ricas en gas. Los perfiles neutrónicos, densidad y sónico son los perfiles
más usados en la determinación de la porosidad. En 1997, Asquith (en Smolen,
1996) indica que una porosidad certera también puede ser determinada por
medio de la combinación de los perfiles neutrón y densidad. Schlumberger
(1970, 1972) afirma que cuando no se dispone de ningún perfil de porosidad se
puede hacer una estimación de la porosidad basada en las lecturas de
resistividad en formaciones limpias y acuíferas (tomado de Casal, B. 2002).
3.2.2
Son procesos fundamentados en la interpretación de registros de pozos,
orientados al estudio de características del sistema petrolífero que no están
estrechamente vinculadas a las propiedades de los reservorios.
Entre los objetivos más comunes de los análisis no convencionales de
perfiles podemos citar:
Análisis de Geopresiones.
Estimación de Contenido de Carbono Orgánico Total (COT)
3.2.2.1
Análisis de Compactación de Arcillas
La compactación de una roca es el fenómeno de reducción de su volumen
como efecto de los esfuerzos a que es sometida.
Los procesos de compactación de rocas sedimentarias pueden ser
definidos en forma simple como procesos de litificación por efecto de sobrecarga,
que expulsan los fluidos saturantes y reducen la porosidad. Asthly (1930), sentó
las bases del análisis de compactación al estudiar la correlación existente entre
densidad, porosidad y grado de compactación de sedimentos contra su
profundidad de soterramiento. El análisis de compactación, es la identificación y
estudio de los eventos ocurridos durante tales procesos y cómo ellos impactan el
grado y calidad de compactación final en cualquier nivel de la columna
sedimentaria.
3.2.2.1.1
Compactación
La compactación de una roca es el fenómeno de reducción de su volumen
como efecto de los esfuerzos a que es sometida.
Otros autores como Baldwin y Butler (1985), prefieren expresar la
compactación en términos de solidez, que es el volumen porcentual de granos
por unidad de roca y por ende el complemento de la porosidad; así mismo,
afirman que los estudios de análisis de compactación son aplicados a reservorios
petrolíferos, para la reconstrucción de las estructuras sedimentarias originales, y
para determinar el modelo de subsidencia que ha afectado una cuenca
sedimentaria.
Compactación de las Lutitas
La compactación de las lutitas es el fenómeno de reducción de su volumen

49
sedimentarias, la fuerza de gravedad transmite el peso de los sedimentos más
superficiales a los más profundos, causando un efecto de compresión que
provoca a su vez una compactación normal en los mismos y expulsión de los
fluidos saturantes. Por lo tanto a mayor profundidad debería existir mayor
compactación, menor porosidad y menor volumen porcentual de fluidos.
Varios trabajos de campo y laboratorio tienden a demostrar que en las
arcillas o lutitas la reducción de porosidad con profundidad guarda una relación
exponencial atribuible a la expulsión de fluidos por efectos de compactación. La
compactación de las lutitas está gobernada principalmente por la carga litostática
(Magara, K., 1978) y si la presión de los fluidos es más alta que lo normal, las
lutitas se encuentran menos compactadas que en los lugares donde la
compactación es normal.
En síntesis, puede decirse que la porosidad (o solidez) de las arcillas está
condicionada prácticamente en exclusividad por su nivel de compactación y que
adicionalmente en condiciones normales existe una relación exponencial bien
definida entre porosidad y profundidad (Figura 6).
Figura 6. Relación entre compactación y profundidad.

50
que hay maneras para hacer estimaciones razonables, de hecho ellos proponen
tres curvas que muestran los cambios en el volumen de poros desde la superficie
hasta grandes profundidades como 6 Km. (20000 pies).
El fenómeno de la compactación es sumamente complicado. Perrier y
Quiblier (1974) afirman que la compactación depende de los tipos de
sedimentos, edad, tasa de sedimentación y de la carga sedimentaria
suprayacente, además de las dificultades con el drenaje o expulsión de fluidos,
así como de la diagénesis en cuanto a transformación de minerales o
cementación. Tanto así que Lang (1994) afirma que los procesos de
compactación/diagénesis no pueden describirse como una función simple y
universal. La disminución de la porosidad en sedimentos lutíticos es similar en
una misma cuenca sedimentaria, pero es diferente de cuenca en cuenca
sedimentaria.
Los indicadores de porosidad más conocidos y aceptados son:
Los registros radioactivos de densidad , los cuales miden la densidad total
de un volumen de formación. Para un volumen teórico de cero porosidad, la
densidad medida será la densidad de la matriz (2,65 gr/cc para areniscas, 2.71
gr/cc para caliza). Si la densidad medida es menor a la densidad de matriz
entonces existen espacios no ocupados por la matriz, es decir poros.
Los registros radioactivos de Neutrones, que miden el índice de hidrógeno
total de un volumen de formación. Las rocas no tienen hidrógeno en su
composición química entonces el hidrógeno puede estar presente sólo en los
poros y por lo tanto el índice de hidrógeno es un indicador directo del volumen
de poros.
Los registros Sónicos, que miden el tiempo que tarda una señal acústica
en transitar un pie de formación. Este tiempo es conocido como tiempo de
tránsito. Para un volumen teórico de cero porosidad, el tiempo de tránsito
medido será el tiempo de tránsito de la matriz (55 μseg/pie para areniscas, 47.5
μseg/pie para caliza). Si el tiempo de tránsito medido es mayor al tiempo de
tránsito de la matriz entonces existen espacios no ocupados por la matriz, es
decir poros.
Compactación Normal
Es el proceso de compactación en el cual los sedimentos han expulsado los
fluidos saturantes, en correspondencia con la carga a que han sido sometidos por
efectos de soterramiento.
En una secuencia sedimentaría normal, se debe esperar un perfil de
compresión y compactación normal, cuya característica principal es que tiene
una relación directamente proporcional con profundidad. Es decir, a mayor
profundidad mayor compactación y consecuentemente menor porosidad.
Así mismo, en condiciones normales, la presión de poros a una
profundidad cualquiera, la cual es también conocida como presión de formación,
es consistentemente creciente con profundidad e igual a la presión hidrostática,
que es la presión ejercida por el peso de la columna de fluidos (Figura 7).
Figura 7. Perfil de Compactación Normal
Compactación de las Arenas
En las arenas, la reducción de porosidad en función de profundidad es

52
Maxwell, 1964 y Galloway, 1974, sugieren que el efecto de la temperatura
sobre la porosidad de las arenas es significante, sugiriendo que los efectos
químicos y diagenéticos en vez de los efectos físicos, son los que principalmente
controlan su porosidad.
Lang (1994), afirma que los procesos de compactación y diagénesis han
sido tratados como fenómenos separados. Ellos pueden ser separados hasta
cierto punto, pero están interrelacionados, debido a que la compactación en las
areniscas es el principal factor que contribuye a la disminución de porosidad,
hasta una cierta profundidad, donde los cambios de temperatura y la diagénesis
comienzan a ser los factores dominantes en la continua disminución de
porosidad, no así en las lutitas.
Cambio de Espesor entre Sedimentos y Rocas Sedimentarias
Según Vera Torres (1994), el resultado más claro de la compactación es la
reducción de espesor desde los sedimentos hasta las rocas sedimentarias. Esta
reducción tiene lugar, esencialmente, por disminución de la porosidad primaria
del sedimento. Resulta por tanto evidente que la reducción en el espesor podrá
ser mucho mayor en los sedimentos con porosidad primaria elevada.
Existe un segundo factor que hace algo más compleja la relación de
porosidad primaria y reducción de espesor o compactación. Se trata de la textura
de la roca y de la facilidad que tenga para poder modificar su empaquetamiento.
Así por ejemplo, entre dos sedimentos de la misma porosidad primaria pueden
haber grandes diferencias en el tipo de empaquetamiento de manera que uno de
ellos (ej. con granos esferoidales) tienda a disminuir poco su porosidad y otro
(ej. con granos planos) pueda hacerlo de una manera muy importante. En todos
los casos la reducción de la porosidad está acompañada de expulsión de gran
parte del agua que ocupaba los poros del sedimento.
Vera Torres (1994) afirma que cuando se aplican estos conceptos a los
sedimentos y rocas sedimentarias más usuales se pueden destacar dos tipos
extremos en cuanto a su comportamiento durante la compactación (Figura 8). El
primer tipo corresponde a los sedimentos con alto grado de porosidad primaria
(hasta el 80%) en los que puede disminuir de manera muy notable su porosidad.
El tipo más característico lo constituye las lutitas, en especial aquellas formadas
mayoritariamente por minerales de arcilla, que son partículas planas y

53
el 90 al 50% (Vera Torres, 1994); en una primera fase de compactación se
reduce a valores del 40-45% debido a la expulsión de agua. Inmediatamente
comienza una reorganización de las partículas más finas desarrollándose la
pizarrosidad, al mismo tiempo que sigue la disminución progresiva de la
porosidad hasta su eliminación total, a la que se llega en condiciones de presión
normal a unos 6 Km. de profundidad y en condiciones de sobrepresión a menor
profundidad. La reducción de espesor puede llegar a ser hasta del 80%.
Figura 8. Comparación de los valores de porosidad en función de profundidad en
lutitas y areniscas. h1.- espesor originario. hs.- espesor de sedimento seco. n.-
porosidad. Tomado de Vera Torres, 1994
Según Vera Torres el segundo tipo extremo corresponde a las arenas con
escasa matriz lutítica, con porosidad inicial del 25 al 45% que reduce
ligeramente su porosidad a valores del 10-25%, y en las que la consolidación se
alcanza por cementación, más que por compactación.
Los efectos de la compactación en los sedimentos carbonatados son menos
conocidos ya que durante los mismos se producen fenómenos de disolución bajo
presión, como los que forman las estilolitas, que enmascaran el proceso e impide
su cuantificación.
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Uno de los aspectos más interesantes, cuando se quieren interpretar las
geometrías de rocas sedimentarias antiguas, es conocer los efectos de la
compactación diferencial (Figura 9). Dado que los materiales sedimentarios
reducen su volumen de manera desigual, en función de la litología y la textura,
puede ocurrir que volúmenes de materiales originalmente iguales pasen a tener
diferentes espesores después de la compactación, con la consiguiente
modificación de la geometría de los estratos afectados y de los suprayacentes.
Esto ocurre fundamentalmente cuando dos materiales de diferente
comportamiento ante la compactación cambian lateralmente.
Figura 9. Efectos de la compactación diferencial en materiales en los que haya un
cambio lateral de facies. Tomado de Vera Torres, 1994.
Perrier y Quiblier (1974), afirman que los geólogos petroleros cuando
preparan reconstrucciones paleogeográficas o paleoestructurales, toman en
cuenta las modificaciones que han sufrido los espesores de los estratos durante
la historia de compactación. Por esa razón ellos propusieron dos métodos para
calcular los efectos de compactación en cuencas sedimentarias no afectadas por
orogénesis, basados en el conocimiento de porosidades actuales en pozos y de la
compactación temprana de los sedimentos. Dichos métodos permiten evaluar los
espesores en cualquier momento de la historia sedimentaria de la cuenca.
El primer método está relacionado a aquellos casos donde los registros de
porosidad se pueden obtener del pozo. La secuencia es dividida en fases, las
cuales son a su vez subdivididas en “slices”. La evolución inicial del cambio de
espesor se deduce de la curva porosidad – profundidad de sedimentos recientes
similares en composición a los de la cuenca en estudio. Luego se lleva a cabo

55
El segundo método se aplica en áreas donde no se tienen registros de
porosidad, pero se puede inferir un promedio de porosidad – profundidad. Se
calcula un número D, llamado numero de descompactación. Dicho número es
función del espesor original y de la profundidad de enterramiento, y por lo tanto
el mismo permite que el valor inicial del espesor de un estrato sea calculado
(tomado de Casal, B. 2002).
3.2.2.1.2
Subcompactación
La subcompactación es uno de los procesos geológicos más estudiados
para explicar la presencia de presiones anormales. Es simplemente un proceso
de compactación incompleta, debido a efectos de agentes geológicos que
retardan o reducen la secuencia y acabado de los procesos de compactación
normal.
Es un estado resultante de un proceso de compactación anormal, en el
cual los fluidos no han sido expulsados totalmente en correspondencia con la
carga a la que han sido sometidos, y en consecuencia, los sedimentos asociados
preservan altas porosidades y retienen volúmenes mayores de agua a los
correspondientes a una compactación normal. Esta agua retenida en exceso,
soporta parte de la carga litostática que deberían soportar sólo los granos.
En síntesis, los intervalos subcompactados presentan compresión
distribuida entre granos y fluidos, y compactación de granos deficiente e
inconclusa. Esta es la causa más común y estudiada (80%) de presencia de
presiones anormales.
En los intervalos subcompactados la relación compactación – profundidad,
deja de ser directamente proporcional y creciente, como reflejo de una tendencia
de compactación anormal, en la cual se encuentran porosidades anormalmente
altas, saturadas por fluidos confinados y altamente sobrepresurizados (Figura
10) (tomado de Acosta, J. 2001).

Causas Principales de la Subcompactación
Existe una gran variedad de eventos geológicos que conducen a una
compactación incompleta o subcompactación, las más comunes y conocidas son
(tomado de Acosta, J. 2001):
• Soterramiento excesivamente rápido: Los sedimentos son sometidos a
procesos de carga tan acelerados que les impide ejecutar sus procesos normales
de compactación, no dando tiempo para la expulsión normal del agua entre
poros, la cual es confinada y sobrepresurizada.
• Llenado excesivamente rápido de sedimentos: En este tipo de
sedimentación, la acumulación de sedimentos se hace tan rápido que no da
tiempo a los sedimentos más antiguos a llevar a cabo sus procesos normales de
compactación, por lo tanto terminan reteniendo agua atrapada por confinación
temprana y en consecuencia subcompactada.

• Relación de esfuerzos horizontales: Sedimentos sometidos a esfuerzos de
compresión horizontal excesivos, se deforman incrementando su espesor vertical
y por lo tanto provocan sobrecarga mayor a la normal sobre los sedimentos más
viejos.
• Fallamiento regional de tipo sellante: Si los estratos son sometidos a
fallamientos sellantes previo a la conclusión normal de los procesos de
compactación, los mismos son reducidos o detenidos provocando
subcompactación y en consecuencia sobrepresurización.
•
Relación Arena – Lutita: La carencia o ausencia absoluta de arenas o
cuerpos permeables dentro de grandes secciones lutíticas limita el reacomodo de
las aguas expulsadas en los procesos de compactación, generando zonas
subcompactadas y presurizadas.
La figura 11 esquematiza los mecanismos de compactación anormal o
subcompactación más importantes.

Compactación Normal
Tren de compactación normal, Método de Magara (1976)
Los espesores de roca sedimentaria removidos por erosión en el pasado
geológico pueden ser evaluados por medio de datos de compactación. Esto es
posible debido a que la compactación está relacionada con la profundidad de
enterramiento y la sobrecarga, si la presión de poro es normal o hidrostática.
El nivel de compactación puede ser determinado por el registro sónico,
debido a que el tiempo de tránsito sónico es una función de porosidad en una
litología uniforme.
Cuando la presión de poro es normal, la relación entre el logaritmo de
tiempo de tránsito sónico y la profundidad en un intervalo relativamente somero,
puede aproximarse a una lí

gonzalez luengo monica maria

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