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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA

INTERPRETACION GEOLOGICA DE LA ARENISCA T SUPERIOR EN LA

ZONA NORESTE DE LA CUENCA ORIENTE.

Proyecto de Investigación previo a la obtención del título de Ingeniero en

Geología

Autor:

WASHINGTON LUIS FLORES TITUAÑA

Tutor:

Ing. Jairo Geovanny Bustos Cedeño M.Sc.

Quito, septiembre 2016

ii

DEDICATORIA

A Dios por guiarme a lo largo de mi vida, por cuidar a mi familia y permitirme

compartir con ellos la culminación de este gran objetivo en mi vida.

A mis padres que han sido la base para mi formación como ser humano y ahora

como profesional, por estar siempre a mi lado apoyándome y guiándome

incondicionalmente por este duro camino, por su esfuerzo día tras día y ser un

pilar fundamental en este logro.

A mi esposa, a mi amado hijo, a mi familia, que han estado presentes

brindándome su apoyo en el trascurso de esta etapa culminada.

A mis amigos, por ser parte de mi vida, desde el inicio de este sueño hasta

culminarlo, donde vivimos cosas buenas y malas, demostrando que una buena

amistad durará ante las adversidades y golpes de la vida.

iii

AGRADECIMIENTOS

A Dios por brindarme la sabiduría, la paciencia y la perseverancia para lograr

alcanzar este gran sueño.

A mis padres por darme la confianza y el apoyo para seguir adelante y brindarme

las herramientas necesarias para confrontar las adversidades de la vida.

A mi esposa Alejandra que gracias a su amor y su apoyo incondicional supo

motivarme a salir siempre adelante, a mi hermoso hijo Julián, la fuente de mis

deseos de ser mejor, por ellos y para ellos.

Agradezco a la UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR y a la prestigiosa

FIGEMPA, que me acogió en sus aulas, a mis profesores por impartirme las

bases del conocimiento.

Al Ingeniero Hugo Simba y a la Ingeniera Evelyn Medina que me brindaron su

conocimiento y en base a sus enseñanzas, facilitaron la realización de esta

investigación.

Al Ingeniero Jairo Bustos Cedeño, mi tutor, estaré eternamente agradecido por

sus guías y enseñanzas, sus observaciones y consejos que dieron a esta

investigación ese valor agregado para beneficio de todos.

iv

AUTORIZACIÓN DE LA AUTORÍA INTELECTUAL

Yo, WASHINGTON LUIS FLORES TITUAÑA, en calidad de autor del proyecto de

investigación titulado: “INTERPRETACION GEOLOGICA DE LA ARENISCA T

SUPERIOR EN LA ZONA NORESTE DE LA CUENCA ORIENTE”, por la presente

autorizo a la UNIVERSIDAD CENTRAL DE ECUADOR, hacer uso de todos los

contenidos que me pertenecen o que contiene esta obra, con fines estrictamente

académicos o de investigación.

Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la presente

autorización seguirán vigentes a mi favor, de conformidad con lo establecido en

los artículos 5, 6, 8, 19 y demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y

su Reglamento.

Quito, 26 de Septiembre de 2016

Washington Luis Flores Tituaña

C.I. 1721879292

Telf: +593 98 7946 362

E-mail: [email protected]

v

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE INGENIERÍA EN

GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL


APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TUTOR

Yo, Jairo Geovanny Bustos Cedeño en calidad de Tutor del Trabajo de Titulación:

“INTERPRETACIÓN GEOLÓGICA DE LA ARENISCA T SUPERIOR EN LA

ZONA NORESTE DE LA CUENCA ORIENTE”, elaborado por el señor

WASHINGTON LUIS FLORES TITUAÑA, estudiante de la carrera de Ingeniería

en Geología, Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental de

la Universidad Central del Ecuador, considero que el mismo reúne los requisitos y

méritos necesarios en para optar el Título de Ingeniero de Minas cuyo tema es:

considero que reúne los requisitos y méritos necesarios en el campo

metodológico, en el campo epistemológico y ha superado en control anti-plagio,

para ser sometido a la evaluación del jurado examinador que se designe, por lo

que lo APRUEBO, a fin que el trabajo del Proyecto Integrador (investigativo) sea

habilitado para continuar con el proceso de titulación determinado por la

Universidad Central del Ecuador.

En la ciudad de Quito a los 08 días del mes de agosto del año 2016

Firma

_____________________________

Jairo Geovanny Bustos Cedeño

Ingeniero en Geología. Magíster en Cuencas Sedimentarias

C.C. 0922962923

TUTOR

vi

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE INGENIERÍA EN

GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL


APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TRIBUNAL

El Delegado del Subdecano y los Miembros del proyecto integrador denominado:

“INTERPRETACIÓN GEOLÓGICA DE LA ARENISCA T SUPERIOR EN LA

ZONA NORESTE DE LA CUENCA ORIENTE”, preparado por el señor FLORES

TITUAÑA Washington Luis, Egresado de la Carrera de Ingeniería en Geología,

declaran que el presente proyecto ha sido revisado, verificado y evaluado

detenida y legalmente, por lo que lo califican como original y autentico del autor.

En la ciudad de Quito DM, a los 12 días del mes de Septiembre de 2016.

____________________________

Ing. ALEX MATEUS MAYORGA.

DELEGADO DEL SUBDECANO

_____________________ ______________________

Ing. ELÍAS IBADANGO Ing. DIEGO PALACIOS.

MIEMBRO MIEMBRO

vii

INDICE DE CONTENIDOS

CAPITULO 1 Generalidades ______________________________________ 1

1.1. Introducción ______________________________________________ 1

1.2. Estudios Previos __________________________________________ 2

1.3. Justificación _____________________________________________ 4

1.4. Objetivos ________________________________________________ 5

Objetivo General ______________________________________________ 5

Objetivos Específicos ___________________________________________ 5

1.5. Alcance__________________________________________________ 5

1.6. Zona de Estudio___________________________________________ 6

CAPITULO 2 Contexto Geológico ___________________________________ 9

2.1 Contexto Geológico General __________________________________ 9

a. Dominio Occidental o “Sistema Subandino” _______________________ 10

1. Levantamiento Napo _______________________________________ 11

2. Depresión Pastaza ________________________________________ 11

3. Levantamiento Cutucú _____________________________________ 11

b. Dominio Central o “Corredor Sacha- Shushufindi” __________________ 12

c. Dominio Oriental o “Sistema invertido Capirón Tiputini” ______________ 12

2.2 Síntesis Estratigráfica _______________________________________ 12

Descripción de la Formación Arenisca “T” Gpo. Napo (Albiense superior). _ 14

a) Arenisca “T” Basal.- ______________________________________ 14

b) Arenisca “T” Media.- ______________________________________ 14

c) Arenisca “T” Superior.- ____________________________________ 14

CAPITULO 3 Marco Metodológico _________________________________ 15

3.1 Metodología _______________________________________________ 15

CAPITULO 4 Marco Teórico _______________________________________ 17

4.1 REGISTROS DE POZOS _____________________________________ 17

Tipos de Perfiles de pozos ______________________________________ 17

4.2 ANÁLISIS PETROFÍSICO ____________________________________ 18

viii

4.3 MODELAMIENTO ___________________________________________ 19

4.4 CÁLCULO DE RESERVAS ___________________________________ 20

MÉTODO DETERMINÍSTICO ___________________________________ 21

MÉTODO VOLUMÉTRICO _____________________________________ 21

Cálculo del Petróleo Original En Sitio (POES): _____________________ 21

CAPITULO 5 Presentación de Datos ________________________________ 23

5.1 Información Geológica. _____________________________________ 23

5.2 Información Sísmica. _______________________________________ 27

5.3 Datos bibliográficos de la Arenisca T.__________________________ 28

CAPITULO 6 Resultados _________________________________________ 30

6.1 Modelo deposicional de la Arenisca T Superior __________________ 30

6.2 Descripción Morfo-Estructural del subsuelo. ____________________ 33

6.3 Potencial Hidrocarburífero de la Arenisca T Superior. ____________ 43

6.3.1 Correlación de Pozos _____________________________________ 44

6.3.2 Facies de la Arenisca T Superior ____________________________ 53

6.3.3 Porosidad ______________________________________________ 56

6.3.4 Volumen de Arcilla _______________________________________ 58

6.3.5 Saturación de Agua_______________________________________ 60

6.3.6 Espesor de la Arenisca T Superior ___________________________ 62

6.4 Cálculo de Reservas. _______________________________________ 64

6.5 Zonas Prospectivas Propuestas. ______________________________ 68

6.6 Pozos Exploratorios Propuestos. _____________________________ 69

CAPITULO 7 Conclusiones _______________________________________ 72

7.1. Conclusiones _____________________________________________ 72

CAPITULO 8 Referencias _________________________________________ 75

Tesis de Grado _______________________________________________ 75

Libros _______________________________________________________ 76

Webgrafía ____________________________________________________ 76

ix

CAPITULO 9 Anexos ____________________________________________ 77

ANEXO A. Glosario de términos técnicos. _________________________ 77

x

INDICE DE FIGURAS

Figura 1.1. Ubicación geográfica, morfología del Ecuador (Baby et al., 2004) ___ 7

Figura. 1.2. Mapa de ubicación de la zona de estudio. (Fuente: Propia) _______ 8

Figura 2.1. Mapa y sección estructural de la Cuenca Oriente con sus tres

corredores estructurales (Tomado de Baby P. et al, 2004). ________________ 10

Figura 2.2. Columna Estratigráfica generalizada de la Cuenca Oriente del Ecuador

(Tomado de Barragán, R) __________________________________________ 13

Fig. 5.1 Registro de pozo tipo. (Fuente: Propia) _________________________ 24

______________________________________________________________ 26

Fig. 5.2 Ubicación de los pozos seleccionados. (Fuente: Propia). ___________ 26

Fig. 5.3 Visualización de la información sísmica. (Fuente: Propia) ___________ 27

Figura. 5.4. Esquema Paleogeográfico de los miembros (modificado de White et

al., 1995) ______________________________________________________ 29

Figura 6.1. Columna generalizada de las Formaciones Hollín y Napo, Cuenca

Oriente – Ecuador. (Yuquilema, 2010). _______________________________ 30

Figura. 6.2. Modelo Depositacional para el miembro Arenisca “T” Superior. ___ 31

Figura 6.3. Mapa Estructural en tiempo del reflector Caliza B. ______________ 34

Figura 6.4. Mapa Estructural en profundidad al tope de la Arenisca T Superior. 35

Figura 6.5. Mapa Estructural en profundidad a la Base de la Arenisca T Superior.

______________________________________________________________ 37

Figura 6.6. Mapa de Ubicación de Fallas Interpretadas. __________________ 38

Figura 6.7. Falla N°1 interpretada en Línea Sísmica (Izquierda: Sur, Derecha:

Norte) Reflector picado: Tope Caliza B _______________________________ 39


Norte) Reflector picado: Tope Caliza B. _______________________________ 40


Norte). ________________________________________________________ 41

xi


Norte). ________________________________________________________ 42


Norte). ________________________________________________________ 43

Figura 6.11. Sentido de las Correlaciones de Registros de Pozo. ___________ 44

Figura 6.12. Correlación Litoestratigráfica 1. Norte - Sur.__________________ 46



Figura 6.15. Correlación Litoestratigráfica 4. Este - Oeste. ________________ 51

Figura 6.16. Correlación Litoestratigráfica 5. Este - Oeste. ________________ 52

Figura 6.17. Modelo de Facies en el polígono. __________________________ 54

Figura 6.18. Modelo de Facies. _____________________________________ 55

Figura 6.19. Mapa de Porosidad Efectiva. _____________________________ 57

Figura 6.20. Mapa de Volumen de Arcilla. _____________________________ 59

Figura 6.21. Mapa de Saturación de Agua. ____________________________ 61

Figura 6.22. Mapa de espesores de la Arenisca T Superior. _______________ 63

Figura 6.23. Mapa de Reservas Probables de la Arenisca T Superior. _______ 67

Figura 6.24. Mapa de Zonas Prospectivas Arenisca T Superior. ____________ 68

Figura 6.25. Mapa de Ubicación de los Pozos Exploratorios Propuestos. _____ 70

xii

INDICE DE TABLAS

Tabla 6.1 Clasificación de los litotipos. ________________________________ 53

Tabla 6.2. Cutoffs establecidos para los modelos. (Fuente: Propia)__________ 64

Tabla 6.3. Parámetros utilizados en el cálculo de reservas. (Fuente: Propia) __ 66

Tabla 6.4. Reservas Posibles obtenidas por campo. (Fuente: Propia) ________ 66

Tabla 6.5. Recursos Hidrocarburíferos obtenidos para las zonas prospectivas.

(Fuente: Propia) _________________________________________________ 69

Tabla 6.6. Coordenadas de los Pozos Exploratorios Propuestos. ___________ 71

xiii

Tema: “Interpretacion geologica de la Arenisca T Superior en la zona noreste de

la Cuenca Oriente”.

Autor: Washington Luis Flores Tituaña

Tutor: Jairo Geovanny Bustos Cedeño

RESUMEN

“Interpretación Geológica de la Arenisca T Superior en la zona noreste de la

Cuenca Oriente”. El objetivo es realizar la interpretación geológica regional de la

Arenisca T Superior en el noreste de la Cuenca Oriente para estimar el potencial

hidrocarburífero del reservorio y caracterizar sus propiedades. El área de estudio

comprende la zona noreste de la Cuenca Oriente, a partir de los bloques 64 y 65,

atravesando los bloques 15, 57, 58 y 62 hasta la frontera nacional.

Dentro del área se ubican importantes campos en producción como

Cuyabeno, Víctor Hugo Rúales, Mariann, Singue, Sansahuari, Limoncocha, Pindo,

Yuca Sur, entre otros, que aportan con importantes cantidades de hidrocarburo

para la producción nacional. La información fue proporcionada por la Secretaría

de Hidrocarburos. La metodología empleada comprende la aplicación de

información bibliográfica, datos de pozo, sísmica y manejo de software, para

diferenciar los litotipos presentes y con la ayuda del software se elabora la

caracterización del reservorio, se describe las propiedades petrofísicas y se

identifica las facies, una vez determinado esto se analiza el potencial

hidrocarburífero del reservorio para discutir la viabilidad del reservorio.

PALABRAS CLAVES: ARENISCA “T” SUPERIOR, POTENCIAL

HIDROCARBURÍFERO, PROPIEDADES PETROFÍSICAS, CORRELACIÓN DE

POZOS, MODELO GEOLÓGICO, CÁLCULO DE RESERVAS.

xiv

Title: Geological interpretation of T Superior sandstone in the northeast of Oriente

Basin.

Author: Washington Luis Flores Tituaña

Tutor: Jairo Geovanny Bustos Cedeño

ABSTRACT

"Geological Interpretation of T Superior Sandstone in northeastern of

Oriente Basin" The objective is to make the regional geological interpretation of

the T Superior Sandstone in northeastern of Oriente Basin to estimate the

hydrocarbon potential of the reservoir and characterize their properties. The study

area includes the northeast of the Oriente Basin, from blocks 64 and 65, through

the blocks 15, 57, 58 and 62, to the national border.

Within the area exist important fields on production, as Cuyabeno, Victor

Hugo Ruales, Mariann, Singue, Sansahuari, Limoncocha, Pindo, Yuca Sur, among

others, who contribute significant amounts of hydrocarbon to local production. The

information was provided by the Secretaría de Hidrocarburos. The methodology

involves the application of bibliographic information, well data, seismic data and

application software, to differentiate lithotypes present and make the reservoir

characterization, describe the petrophysical properties and identify facies, once

determined the hydrocarbon potential of the reservoir is analyzed to discuss the

feasibility of the reservoir.

KEYWORDS: "T" SUPERIOR SANDSTONE, HYDROCARBON POTENTIAL,

PETROPHYSICAL PROPERTIES, MAPPING WELLS, GEOLOGICAL MODEL,

CALCULATION OF RESERVES.

I CERTIFY that the above and foregoing is a true and correct translation of the

original document in Spanish.

………………………………………..

Jairo Geovanny Bustos Cedeño

ID: 092296292-3

1

CAPITULO 1

GENERALIDADES

1.1. Introducción

La continua producción desde la década de los 70’s y la fuerte demanda de

este recurso ha llevado a la necesidad de desarrollar nuevas tecnologías y

herramientas que permitan ubicar con mayor precisión yacimientos petroleros,

también a efectuar nuevas investigaciones en otras áreas de la cuenca donde se

desea explotar todo el potencial de los reservorios conocidos, en este caso se

desarrollará el estudio de la Arenisca “T” superior en la zona noreste de la Cuenca

Oriente, para determinar a mayor detalle el potencial de este reservorio y sus

características.

Los objetivos principales son: interpretar geológicamente el reservorio,

analizar las características petrofísicas, diseñar un modelo geológico, esto

permitirá establecer el comportamiento de la arena, su ambiente de depositación

y sus estructuras para así realizar una estimación de reservas y recursos con

mayor exactitud.

Este reservorio se caracteriza por contener glauconita, mineral que afecta a

los resultados de los registros de pozo, principalmente en las curvas de Gamma

Ray (GR), Resistividad (RT) y Porosidad Neutrón (NPHI). Se debe tener presente

este detalle al realizar el análisis petrofísico así como para la correlación de

pozos.

2

1.2. Estudios Previos

En la Cuenca Oriente, existen tan solo 4 investigaciones de libre acceso,

que fueron efectuados mediante modelos geológicos en estructuras petroleras

cercanas al área de interés en las que destacan y detallan las propiedades del

reservorio T.

Uno de los estudios que caracterizó y asoció propiedades de un

determinado ambiente sedimentario al reservorio es el estudio de Yuquilema

(2010) “MODELO DEPOSICIONAL DE LA ARENISCA T EN LA CUENCA

ORIENTE” en el que define las condiciones del entorno sedimentario en el que dio

lugar la formación de este reservorio y concluye que “La Secuencia Genética “T”

de la Formación Napo Basal del Grupo Napo, es una secuencia de 5.3 Ma.,

depositada desde el Albiense Tardío (101 Ma.) al Cenomaniense (95.7 Ma.), Siete

parasecuencias (PS) fueron encontradas en ella”. Dentro de la zona de estudio

menciona “Dos PS constituyen el miembro Arenisca “T” Superior. La PS5 muestra

depósitos marino marginales y la PS6 muestra el cambio a depósitos de areniscas

glauconíticas verdes”, que el autor considera características típicas de este

miembro.

Respecto a la presencia de glauconita y el efecto en el reservorio se detalló

en la investigación realizada por Atahualpa (2013) “EFECTO DE LA

GLAUCONITA EN LAS PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL RESERVORIO

ARENISCA“T” SUPERIOR DEL BLOQUE TARAPOA” en el que determina que

“La presencia de minerales arcillosos en areniscas que constituyen rocas

reservorios es uno de los principales problemas a la hora de interpretar la

porosidad, saturación de agua, volumen de arcilla y permeabilidad de la

3

formación”. Esto produce alteraciones en la respuesta de algunas herramientas

de registros, lo que produciría una mala evaluación petrofísica y una falsa

estimación del potencial hidrocarburífero de un reservorio.

El autor menciona que “en grandes proporciones, de Glauconita, se

produce alteraciones de las propiedades físicas, químicas y mecánicas; además

impactos en los registros de pozo de resistividad, gamma ray, neutrón,

litodensidad”. Los resultados de esta investigación servirán al analizar los

registros de pozo, así como para la elaboración de correlaciones.

Los estudios más recientes del reservorio T superior constituyen las

investigaciones realizadas por Guanochanga (2013) ““MODELO GEOLÓGICO,

CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA Y CÁLCULO DE RESERVAS, EN LA

ARENISCA “T” SUPERIOR DEL CAMPO MARIANN 4A Y MARIANN NORTE EN

EL BLOQUE TARAPOA.” Y por Granja (2013) ““MODELO GEOLÓGICO DEL

RESERVORIO “T” SUPERIOR Y CÁLCULO DE RESERVAS DEL CAMPO

MARIANN EN EL BLOQUE TARAPOA”. Modelos Geológicos que recopilan

información validada acerca de las propiedades del reservorio para la generación

de un modelo aceptado.

El objetivo de estas investigaciones es común y como menciona

Guanochanga (2013) “Un Modelo Geológico ayuda a determinar cómo se

encuentra ubicado un reservorio a lo largo de un campo, establece posibles

trampas petrolíferas en base a sus características petrofísicas, y posteriormente

permite realizar un cálculo de reservas, para determinar si el reservorio puede ser

o no productivo”.

4

1.3. Justificación

En el Ecuador las reservas han descendido considerablemente por la alta

demanda de combustibles y derivados; en el año 2006 las reservas de petróleo

estaban sobre los 5060 Mbbls, mientras que en la actualidad las reservas bordean

los 3950 Mbbls según el Ministerio de Hidrocarburos.

Hay que considerar además el elemento que castiga al recurso nacional y a

su costo en el mercado, que es su bajo grado API (18-23 ºAPI), que lo vuelve de

menor calidad ante otros referentes mundiales, pero esto no limita la necesidad

de extracción.

El proyecto está orientado a la búsqueda de nuevos recursos y reservas de

hidrocarburo para incorporarlas a las existentes, con el propósito de mantener la

producción para los próximos años en los bloques operados por el Consorcio

Petrosud Petroriva, Consorcio Petrolero Palanda - Yuca Sur y Petroamazonas EP.

Además esta investigación es necesaria para tener un mejor panorama del

potencial hidrocarburífero de este reservorio no convencional y conocer a fondo

las características petrofísicas y geológicas del reservorio en el Noreste de la

Cuenca Oriente.

Estudiar el potencial hidrocarburífero del área de estudio es de gran

importancia para el Estado, esto permitirá desarrollar una zona poco investigada

hasta la actualidad, incrementando la información con el fin de identificar nuevas

zonas prospectivas y proponerlas para futuros proyectos de desarrollo.

5

1.4. Objetivos

Objetivo General

Realizar la interpretación geológica regional de la Arenisca “T” Superior en la zona

noreste de la Cuenca Oriente.

Objetivos Específicos

a) Caracterizar las propiedades petrofísicas del reservorio para estimar el

contenido de hidrocarburo móvil recuperable.

b) Generar un modelo geológico para la Arenisca T Superior de la zona.

c) Proponer un modelo de depositación regional para la Arenisca T Superior.

d) Definir las zonas con las mejores condiciones de almacenamiento de

hidrocarburo para la ubicación de un pozo.

e) Evaluar y discutir el potencial hidrocarburífero de la Arenisca T Superior.

1.5. Alcance

Las propiedades petrofísicas del reservorio así como la caracterización

geológica propia, se presentarán mediante la correlación de registros eléctricos de

19 pozos. Además se identificará los topes y bases formacionales de las

principales unidades suprayacentes e infrayacentes al reservorio en estudio.

Con el análisis litológico y la respuesta eléctrica de las diferentes unidades

basándose en la correlación de pozos, se obtendrá un mapa de distribución de las

facies del reservorio a escala 1:700.000 que reflejará las condiciones de

depositación de las facies de la arenisca T superior.

6

Identificadas las facies, mediante un análisis petrofísico se obtendrá los

modelos de espesor de arena, porosidad efectiva, volumen de arcilla y saturación

de fluidos; se presentará el modelo geológico del reservorio gráficamente

mediante cuatro mapas a escala 1:700.000 que reflejen las propiedades

mencionadas. Con los mapas se identificará las zonas que presenten altos

valores de espesor, porosidad y bajos valores para el volumen de arcilla y

saturación de agua, esto se asocia con posibles zonas con condiciones favorables

para almacenar hidrocarburo.

Para determinar el potencial hidrocarburífero del reservorio de estudio se

evidenciará su capacidad mediante el cálculo de petróleo original in situ (POES),

recurso y reservas, aplicando el método volumétrico, que a pesar de poseer

limitada precisión y exactitud, es aplicado en la actualidad para la estimación de

reservas en los yacimientos.

1.6. Zona de Estudio

La Cuenca Oriente cubre aproximadamente un área de 135.000 Km2, se

encuentra localizada entre los Andes al Oeste y el Escudo Guayanés hacia el

Este. La cuenca se extiende hacia el Norte en Colombia (Cuenca de Putumayo) y

hacia el Sur en Perú (Cuenca de Marañón).

“La geodinámica de los Andes centrales y septentrionales está ligada a la

subducción de la placa oceánica Nazca por debajo de la placa sudamericana. La

estructura de la placa Nazca está caracterizada por la presencia de la Dorsal de

Carnegie, que se encuentra continuamente en proceso de subducción por debajo

de los Andes ecuatorianos” (Caicedo, Fernández, 2008).

7

Figura 1.1. Ubicación geográfica, morfología del Ecuador (Baby et al., 2004)

“La morfología de la Cuenca Oriente se caracteriza por relieves

relativamente significativos en relación a otras cuencas andinas. Entre estos

relieves se tiene el Levantamiento Napo, al NO y la Cordillera del Cutucú, al SO”

(Baby P. et al, 1999).

La temperatura anual promedio oscila entre los 15 ºC y 40 ºC (Según

INAMHI). El ecosistema amazónico, en especial su bosque tropical lluvioso,

contiene los hábitats vegetales y animales más ricos y complejos del mundo.

8

“La vertiente de la Amazonia está formada por la afluencia de numerosos

ríos que nacen en la cordillera oriental de los Andes. Estos ríos se caracterizan

por ser caudalosos y navegables en la mayoría de su curso, siendo los más

importantes el Río Napo, Río Pastaza y Río Santiago” (Costales P., Costales A.,

1983).

La figura 1.2 muestra el polígono definido en el que se desarrolla la

presente investigación, a partir de los bloques 64 y 65 hacia el noreste,

atravesando los bloques 57, 58, 62 y 15, hasta limitar al noreste con la frontera

con Colombia.

Figura. 1.2. Mapa de ubicación de la zona de estudio. (Fuente: Propia)

9

CAPITULO 2

CONTEXTO GEOLOGICO

2.1 Contexto Geológico General

La Cuenca Oriente constituye una cuenca de ante-país de los Andes

ecuatorianos, geográficamente limitada al norte por la Cuenca del Putumayo

(Colombia), al sur por el arco Contaya de la Cuenca Marañón (Perú), al oeste por

la cordillera Occidental de los Andes y al este por el escudo Guayanés y Brasileño

(Baby & Rivadeneira; 2004).

La Cuenca Oriente forma parte del cinturón de cuencas sedimentarias sub-

andinas orientales de tras-arco, constituyendo una cuenca pericratónica

asimétrica que separa el cinturón orogénico andino del Cratón Guayanés.

Esta cuenca se desarrolla como resultado de esfuerzos transpresivos

probablemente a partir del Turoniense tardío, la deformación y estructuración de

las trampas petrolíferas son resultado de la inversión tectónica de antiguas fallas

normales ligadas a un sistema de rift de edad Triásico y/o Jurásico (Baby &

Rivadeneira; 2004), este sistema de fallas actualmente tienen una orientación

NNE – SSW con fuertes buzamientos y que limitan a tres corredores

estructurales-petrolíferos (Figura 2.1) con características propias que son:

a) Dominio Occidental o “Sistema Subandino”

b) Dominio Central o “Corredor Sacha- Shushufindi”

c) Dominio Oriental o “Sistema invertido Capirón Tiputini”

10

Figura 2.1. Mapa y sección estructural de la Cuenca Oriente con sus tres corredores

estructurales (Tomado de Baby P. et al, 2004).

a. Dominio Occidental o “Sistema Subandino”

La parte aflorante de la Cuenca “Oriente” es el Sistema Subandino, la cual

permite observar el estilo de las últimas deformaciones. El levantamiento y

deformación de este dominio tectónico tuvo lugar principalmente durante el

11

Plioceno y el Cuaternario (presencia de lahares cuaternarios levantados), (Baby et

al, 2004). Presenta de norte a sur tres zonas Morfo - Estructurales que son:

Levantamiento Napo

Depresión Pastaza

Levantamiento Cutucú

1. Levantamiento Napo

Esta zona morfo-estructural corresponde a un inmenso domo alargado en

orientación NNE – SSO, limitado a sus dos flancos por fallas transpresivas, donde

afloran esencialmente las formaciones sedimentarias cretácicas y terciarias de la

Cuenca “Oriente” (Baby et al, 2004).

2. Depresión Pastaza

Corresponde a la zona de transición entre el levantamiento Napo y el

levantamiento Cutucú está constituido esencialmente por sedimentos neógenos y

cuaternarios. Las fallas se vuelven más cabalgantes al contacto Zona Subandina

– Cordillera Oriental (Baby et al, 2004).

3. Levantamiento Cutucú

Se caracteriza por un cambio de orientación de las estructuras de N – S a NNO –

SSE, y la aparición de formaciones Triásicas y Jurásicas (Santiago y Chapiza)

(Baby et al, 2004).

12

b. Dominio Central o “Corredor Sacha- Shushufindi”

Abarca los campos petrolíferos más importantes de la Cuenca Oriente que son:

Sacha, Shushufindi y Libertador (Fig.2.1). Está deformado por mega-fallas de

rumbo, orientadas en dirección NNE-SSO, que en profundidad se vuelven sub-

verticales (Baby et al, 2004).

Se ha demostrado que las mega-fallas en el Cretácico limitan semigrabens de

edad Triásico Superior a Jurásico, a veces deformados por pliegues de gran

amplitud probablemente de tipo “roll over” (Barragán R. et al, 1997).

c. Dominio Oriental o “Sistema invertido Capirón Tiputini”

Corresponde a una cuenca extensiva, actualmente invertida, estructurada por

fallas lístricas y probablemente de edad Triásico que se conectan sobre un nivel

de despegue horizontal (Baby et al 2004).

Las estructuras y campos petrolíferos más importantes se encuentran en el borde

oriental como son: Tiputini, Tambococha e Ishpingo, en el borde occidental se

encuentran las estructuras Cuyabeno, Sansahuari y Capirón, y en la parte central

las estructuras Pañacocha, Yuturi y Amo.

2.2 Síntesis Estratigráfica

Estratigráficamente en la Cuenca Oriente se encuentran las formaciones

paleozoicas: Pumbuiza y Macuma; mesozoicas: Santiago, Sacha, Chapiza, Hollín,

Napo y Tena; terciarias: Tiyuyacu, Orteguaza, Chalcana, Arajuno, Curaray y

Chambira; y las cuaternarias: Mesa y Mera; las que han sido depositadas durante

una sucesión de ciclos sedimentarios, separados por periodos erosivos (Fig. 2.2).

13

Figura 2.2. Columna Estratigráfica generalizada de la Cuenca Oriente del Ecuador (Tomado

de Barragán, R)

14

Descripción de la Formación Arenisca “T” Gpo. Napo (Albiense superior).

El Reservorio “T” es la formación de interés de la investigación, razón por la cual

se detallará únicamente este litotipo. La formación se encuentra dividida en tres

miembros:

a) Arenisca “T” Basal.- Es una alternancia de margas y calizas arenosas,

glauconíticas, fosilíferas y bioturbadas (Jaillard et al., 1997). Lutitas

marinas y areniscas glauconíticas dominan la parte central y oeste de la

cuenca, mientras que en la parte este son principalmente bancos de

arenas. En la parte oeste es una depositación en plataforma marina de

baja energía mientras que al este son principalmente ambientes de planicie

costera y playa.

b) Arenisca “T” Media.- Areniscas de grano fino a medio localmente se

encuentran también areniscas de grano grueso a conglomeráticas de

canales de marea, valles incisos y canales fluviales. Esta subdivisión no se

presenta en todos los campos. Depende de la zona para su interpretación.

c) Arenisca “T” Superior.- Bancos de arenas glauconíticas intercaladas con

lutitas de ambientes de plataforma marino abierto, estuario, canales de

marea y bancos marinos glauconíticos (White & Barragán, 1997).

15

CAPITULO 3

MARCO METODOLÓGICO

3.1 Metodología

La Interpretación Geológica de la Arenisca T Superior, involucra una serie

de procesos interrelacionados que requieren un nivel de tratamiento minucioso

debido a que los resultados pueden variar notablemente. Es necesario e

imprescindible conocer todas las características que posea este reservorio en

estudios similares. Será el punto de partida para tener una visión más clara de los

rasgos geológicos y petrofísicos que se van a presentar en el análisis.

Para entender de mejor manera la disposición espacial de la arenisca en el

subsuelo, se integrará la información sísmica disponible de aquellas campañas de

adquisición de información geofísica que se hayan realizado dentro de la zona de

interés y que se encuentren próximas a las ubicaciones de los distintos pozos

seleccionados. Se procesará estos ficheros para identificar el reflector de interés y

sus rasgos morfo-estructurales.

Para caracterizar el reservorio junto a los datos sísmicos, se integrará los

registros eléctricos de pozo de Gamma Ray (GR), Potencial Espontáneo (SP),

Microresistividades Normal e Inversa (RNML y RLML respectivamente),

Resistividad Somera y Profunda (RXO y RT respectivamente), Densidad (RHOB),

Porosidad Neutrón (NPHI) y Registro Sónico (DT), que permitirán identificar los

topes y bases formacionales que luego serán calibrados a la información sísmica

para mejorar la precisión del modelo.

16

La asociación del reservorio con el entorno y el ambiente de depositación,

se lo obtendrá mediante información publicada del reservorio basado en datos de

núcleos de corona de pozos ubicados en el polígono de estudio. Esta información

se la correlacionará con datos de estudios previos similares, para asociarlo con un

ambiente sedimentario acorde a sus rasgos y características geológicas.

Los productos de estos análisis se representan gráficamente; básicamente

mapas temáticos a escala 1:700000 de las propiedades del reservorio, como

pueden ser: porosidad efectiva, permeabilidad, volumen de arcilla, saturación de

agua, distribución de facies, espesor neto de arena. Estos mapas deben ser

evaluados para estimar el potencial hidrocarburífero del reservorio, y poder definir

áreas donde se presenten las mejores características para almacenar

hidrocarburo.

17

CAPITULO 4

MARCO TEORICO

4.1 REGISTROS DE POZOS

Los registros de pozos miden un número de parámetros físicos

relacionados a las propiedades geológicas y petrofísicas de los estratos que se

han perforado. Dentro de los objetivos del registro se pueden mencionar:

a) Determinación de las características de la formación: porosidad efectiva,

saturación de agua/hidrocarburo/gas, densidad relativa, volumen de arcilla,

resistividad eléctrica.

b) Delimitación de litología, reconocimiento de litotipos.

c) Desviación y rumbo del pozo.

d) Dirección del echado de formación.

e) Evaluación de los yacimientos de hidrocarburos.

Tipos de Perfiles de pozos

1. Registros de Diámetros:

a) Registro de Diámetro de la broca (Bit Size = BS)

b) Registro de Calibración (Caliper = CALI)

2. Registros Eléctricos

a) Potencial Espontáneo (SP)

b) Registros de Resistividad somera y profunda (RXO, RT)

18

3. Registros Radiactivos

a) Registros de Rayos Gamma (Gamma Ray = GR)

b) Registro de Espectrometría

4. Registros de Porosidad

a) Registro Neutrónico (NPHI)

b) Registros de Densidad (RHOB)

c) Registro Sónico (DT)

4.2 ANÁLISIS PETROFÍSICO

Cualquier formación rocosa dada, tiene numerosas propiedades físicas

asociadas con ella. Solamente aquellas propiedades que pueden medirse y que

sean útiles serán consideradas.

El trabajo consiste en determinar la viabilidad del reservorio mediante

petrofísica, las propiedades favorables que se determinen servirán para brindar al

modelo mayor veracidad y otorgar la posibilidad de mejorar su aporte como fuente

de hidrocarburo. El estudio petrofísico será un pilar de suma importancia para la

elaboración del modelo y al culminar obtener resultados de alto grado de

confianza.

En cuanto a los parámetros necesarios para llevar a cabo la evaluación de

los pozos se encuentran:

a) Porosidad

b) Saturación de fluidos (agua, hidrocarburo y/o gas)

c) Volumen de arcilla

19

d) Resistividad del agua de formación

e) Salinidad

Adicionalmente, se tienen que considerar la geometría del yacimiento, la

temperatura, presión y litología, los cuales representan las características más

importantes en la evaluación, completación y producción del yacimiento.

4.3 MODELAMIENTO

Se lo puede definir como un proceso mediante el cual se describen los

rasgos geológicos-estructurales de un yacimiento (fallas, delimitación de unidades

geológicas, identificación de facies y su distribución), usando toda la información

que se tenga disponible.

Para la realización de este modelo se ha tomado en cuenta las siguientes

propiedades del yacimiento:

a) Descripción geológica de la cuenca

b) Tipos de roca

c) Distribución de facies

d) Ambiente de depósito

e) Geometría de los cuerpos

Además de algunas propiedades petrofísicas como la porosidad, saturación

de agua y petróleo, permeabilidad, etc.

Estos datos han sido obtenidos de varias fuentes de información como

estudios geológicos, procesamiento de información sísmica, registros geofísicos

de pozo, muestras de núcleo, etc.

20

Un modelo geológico en general, consta de modelos más detallados:

a) Modelo estructural: Define el marco geométrico básico de la trampa de

hidrocarburos

b) Modelo sedimentario-estratigráfico: Define la geometría (malla) interna

de las unidades de las formaciones, tipos de depósito, estratigrafía

secuencial, zonas de aporte, medios y sistemas deposicionales.

c) Modelo litológico: Definición de litotipos (Agrupación de Facies por sus

propiedades petrofísicas), y su distribución.

Uno de los objetivos del modelo geológico es determinar la heterogeneidad

del yacimiento e identificar su influencia en las propiedades petrofísicas.

4.4 CÁLCULO DE RESERVAS

Para calcular las reservas de petróleo se utilizan distintas metodologías de

acuerdo a la información disponible y estado de desarrollo de los yacimientos.

El cálculo de reservas de hidrocarburos es un proceso complejo que se

efectúa aplicando a la información geológica y de ingeniería a los métodos

determinísticos y el uso de sus diferentes formas de cálculo depende de la

cantidad y calidad de la información disponible y al grado de desarrollo de los

yacimientos.

Existen dos métodos para elaborar el cálculo de reservas:

Método Determinístico

Método Volumétrico

21

MÉTODO DETERMINÍSTICO

Utiliza valores puntuales que representan el mejor estimado de cada

parámetro geológico, de ingeniería y económico en la estimación de las reservas

para cada caso específico. En este trabajo se ha utilizado únicamente el método

volumétrico por cuestión de tiempo.

MÉTODO VOLUMÉTRICO

Entre los métodos determinísticos se halla el método volumétrico el cual no

estima como tal el volumen de reservas, sino que está asociado al cálculo del

Hidrocarburo Original En Sitio (POES, GOES y COES) con base en el modelo

geológico que geométricamente describe el yacimiento y a las propiedades de la

roca y de los fluidos.

El Método Volumétrico es el adoptado por el Ministerio de Hidrocarburos

como Método Oficial para el cálculo de las reservas.

Cálculo del Petróleo Original En Sitio (POES):

El Petróleo Original En Sitio se calcula usando la siguiente ecuación:

Dónde:

POES: Petróleo original en Sitio (BN)

7758: factor constante

22

Φ: porosidad, adimensional

So : saturación de petróleo, adimensional

h: Espesor Neto

A: área de drenaje (acres)

Bo: factor volumétrico de formación de petróleo = 1.1 (BN/BY)

RF: Factor de recobro

BN (Barriles en condiciones Normales)

BY (Barriles en condiciones del yacimiento)

Una vez obtenido el POES, al aplicarle el Factor de Recobro, se obtienen

las Reservas de Petróleo Recuperables Originales.

23

CAPITULO 5

PRESENTACION DE DATOS

5.1 Información Geológica.

La información empleada en la investigación comprende registros de pozo

en formato digital cuya extensión es del tipo LAS (LAS es un formato de archivo

público que permite el intercambio de ficheros que contienen información de una

nube de puntos tridimensional.) y ASCII, esta información se cargará en el

software para establecer topes y bases formacionales.

El registro tipo a usar es aquel que contenga todos los perfiles relacionados

al denominado Triple Combo, estos registros corresponden:

a) Gamma Ray (GR)

b) Potencial Espontáneo (SP)

c) Microresistividades Normal e Inversa (RNML y RLML respectivamente)

d) Caliper (CALI)

e) Bit Size (BS)

f) Resistividad Somera y Profunda (RXO y RT respectivamente)

g) Porosidad Neutrón (NPHI)

h) Densidad (RHOB)

i) Sónico (DT)

24

Fig. 5.1 Registro de pozo tipo. (Fuente: Propia)

Esta serie de registros aportaran con el desarrollo de esta investigación y

facilitará el análisis de propiedades y caracterización del yacimiento.

Otros datos considerados están relacionados a núcleos de corona, que

básicamente consisten en propiedades petrofísicas específicas como porosidad,

permeabilidad, saturación de agua o de hidrocarburo, entre otras.

Esta información es de vital importancia pero se limita por su frecuencia, ya

que no todos los pozos del estudio poseen este tipo de datos. A continuación se

presenta la lista de los pozos seleccionados para su evaluación y generación del

modelo.

25

25

Tabla 5.1. Lista de Pozos Seleccionados.

Nombre Coordenada X Coordenada Y KB (ft) TVDSS (ft) MD (ft) Operador Tipo Campo

VHR-001 355971.66 10032129.77 917.6 7412.4 8330 Petroamazonas Vertical Víctor Hugo Rúales

VHR-003 356034.28 10030085.4 898 7442 8340 Petroamazonas Vertical Víctor Hugo Rúales

TPSB-004 366071.74 10021885.22 794 6855.7 7725 Petroamazonas Direccional Tipishca

SNS-005 356172.99 10008808.75 825.3 7147.7 7973 Petroamazonas Vertical Sansahuari

CYB-003 356770.25 10003342.92 796.4 7163.6 7960 Petroamazonas Vertical Cuyabeno

CYB-005 359817.2 10001952.08 881.3 7194.7 8076 Petroamazonas Vertical Cuyabeno

SHA-004 326885.17 10004639.49 878 8452 9330 Petroamazonas Vertical Shuara

SHS-009 317621.56 9979176.57 846 8494 9340 Petroamazonas Vertical Shushufindi

SHS-095 316127.87 9970661.08 882 8629 9511 Petroamazonas Vertical Shushufindi

PLOA-001 323511.29 9968660.98 844 9000.5 10480 Petroamazonas Direccional Palmar Oeste

PYCA-002 341769.08 9960583.89 790.1 8684.6 10047 Petroamazonas Direccional Panayacu

LMNK-038S1 311711.5 9963074.98 884.7 9008.6 11280 Petroamazonas Direccional Limoncocha

JVNA-016 318812.99 9954549.53 832.2 9058 10020 Petroamazonas Direccional Jivino

SNG-001 357087.01 10017428.82 850 7270 8120 Consorcio DCG Vertical Singue

MRN-001 358674.99 9989754.71 741 7422 8163 Andes Petroleum Vertical Mariann

TRP-001 334721.66 9990175.3 958.2 12186.9 13145 Andes Petroleum Vertical Tarapoa

YS-014 303729.3 9941351.65 883 9413 10296 CPP - CPPYS Vertical Yuca Sur

SAM-002D 300112.09 9933534.05 1007 9595.4 11200 CPP - CPPYS Direccional Sami

LLP-002D 302296.22 9930716.58 979.3 9410.8 10773.5 CPP - CPPYS Direccional Llumpak

26

Fig. 5.2 Ubicación de los pozos seleccionados. (Fuente: Propia).

27

5.2 Información Sísmica.

La información que se va a emplear en la investigación comprende sísmica

bidimensional (2D) longitudinal (in line), transversal (cross line) y tridimensional

(3D), que cubren el polígono de estudio, en formato digital cuya extensión es del

tipo SEG-Y (Seismic Data Format.), esta información se cargará en el software

para identificar reflectores y diferenciar litologías del subsuelo en base a sus

propiedades físicas como por ejemplo:

a) Velocidad de propagación de ondas

b) Capacidad Reflectiva

c) Continuidad Lateral

Fig. 5.3 Visualización de la información sísmica. (Fuente: Propia)

La información sísmica también permite la identificación de estructuras

presentes en el subsuelo, que se pueden asociar a trampas estructurales y

permitirá interpretar de mejor manera la disposición espacial del reservorio en el

subsuelo.

28

5.3 Datos bibliográficos de la Arenisca T.

La Secuencia Genética “T” de la Formación Napo Basal del Grupo Napo,

es una secuencia de 5.3 Ma., depositada desde el Albiense Tardío (101 Ma.) al

Cenomaniense (95.7 Ma).

La secuencia está conformada por un Prisma de Alto Nivel (PAN)

compuesto por dos PS correspondiente a la Arenisca “T” Basal. La regresión

forzada generó erosión de la planicie fluvial, costera y de los valles incisos. Los

depósitos del prisma de Caída no fueron depositados o si lo fueron, casi

inmediatamente se erosionaron. Depósitos fluviales agradantes han sido

identificados en la parte centro-norte de la cuenca los cuales corresponden al

prisma de bajo nivel (PBN) durante la etapa inicial de la transgresión.

El miembro Arenisca “T” Inferior está formado por dos PS (PS3, PS4),

correspondientes a estuarios dominados por mareas en zonas con alguna

influencia de olas. Los depósitos costeros son correlacionados tierra adentro con

depósitos de planicie fluvial y mar adentro con depósitos de plataforma dominada

por mareas. Dos PS constituyen el miembro Arenisca “T” Superior. Una

parasecuencia muestra depósitos marino marginales y la otra muestra el cambio a

depósitos de areniscas glauconíticas verdes, típicas de este miembro. El intervalo

transgresivo finaliza con la depositación del miembro Caliza “B”. (Yuquilema

2010).

29

Figura. 5.4. Esquema Paleogeográfico de los miembros (modificado de White et al., 1995): (a) Basal T, prisma de alto nivel o HST del ciclo I, Albiense Superior; (b) T Principal, caída del nivel del mar, Albiense Superior (¿~ 98 Ma?), límite de secuencia; (c) T Principal, sistema transgresivo temprano y relleno de valles incisos (LST), <98 Ma; (d) T Superior-Caliza B, parasecuencia

transgresiva (TST).

30

CAPITULO 6

RESULTADOS

6.1 Modelo deposicional de la Arenisca T Superior

El presente estudio ha sido apoyado en la recopilación de análisis

sedimentológicos integrales, los mismos que incluyen, descripciones litológicas,

de facies, mineralógicas, estratigrafía secuencial, correlaciones de pozo y

registros eléctricos.

Figura 6.1. Columna generalizada de las Formaciones Hollín y Napo, Cuenca Oriente –

Ecuador. (Yuquilema, 2010).

La información estratigráfica, sedimentológica y micropaleontológica que se

expone a continuación ha sido en su mayoría sintetizada de los trabajos de

Ettienne Jaillard (1997), Santiago Vaca (2004), Santiago Guerrero (2006), Martha

Ordóñez et.al. (2006), Pino (2008) y Jonathan Yuquilema (2010).

Reservorio de Interés.

31

La Arenisca “T”, presenta dos secuencias sedimentarias separadas por una

superficie de inundación correlacionada por Guerrero a 97 Ma que separa los

Miembros Inferior y Superior. Esta superficie corresponde a un cuello lutítico

distribuido a nivel regional.

(Galloway, 1989), propone dos superficies de máxima inundación que

representan a los límites de secuencia del reservorio T, estos son, la parte

superior de la Lutita Napo Basal y dentro del Miembro Lutita U.

El miembro Arenisca “T” Superior está compuesta por una parasecuencia

progradante en su parte inferior. Durante este tiempo, se dio un incremento de la

energía de los depósitos al este de la cuenca lo que se considera es producto de

un mayor aporte clástico. “Luego de este evento, el nivel del mar asciende hasta

instalar una plataforma somera glauconítica que cubrió lo que actualmente se

conoce como corredores occidental y central de la cuenca”. (Pino, B. 2008)

(Figura 6.2).

Figura. 6.2. Modelo Depositacional para el miembro Arenisca “T” Superior. La unidad inferior regresiva se debió a una caída relativa del nivel del mar y a un paralelo incremento en la tasa de aporte de sedimentos reflejado en el incremento de la energía de los sistemas fluviales. La

recuperación de la tasa de creación de espació de acomodación permitió la instalación del régimen de plataforma donde se depositaron las areniscas glauconíticas que se consideran típicas

de la “T” Superior. (Fuente: Yuquilema 2010).

32

Dos fuentes de aportes de sedimentos clásticos controlaron la depositación

en la Cuenca Oriente durante el depósito de la Secuencia Genética “T”. La

primera, al norte, relacionada al levantamiento del arco Aguarico y la segunda es

la ya reconocida fuente desde el Este relacionada a la erosión del cratón

brasileño.

La mayor parte de los pozos analizados, presentan un contacto basal-

abrupto entre la Lutita inferior a T y el Miembro Arenisca T. El mismo que es

considerado de tipo erosivo, lo que refleja que la depositación de esta arenisca

está asociada a un cambio importante en el nivel base de la cuenca.

“Este cambio se lo puede atribuir a variaciones relativos del nivel del mar,

debido a que el periodo de depositación del intervalo estudiado fue de tectónica

pasiva, por lo que se puede descartar la hipótesis de cambios repentinos en la

cantidad de aporte sedimentario o de movimientos verticales del basamento de

origen tectónico” (Ramírez, Aguilar, 2007).

Otros autores (White et al., 1995; Barragán et al., 2004) consideran que el

Miembro Arenisca T representa el relleno de valles incisos y que fue depositado

durante el inicio de la subida del nivel del mar (trasgresión temprana), cuando los

subsecuentes valles erosionados se transformaron en estuarios y fueron

rellenados por sistemas canalizados fluviales con influencia mareal en

retrogradación.

33

6.2 Descripción Morfo-Estructural del subsuelo.

La construcción del modelo estructural del reservorio consiste en, definir el

tope y base de la formación, para así determinar la presencia de alguna estructura

posible que sirva como trampa de petróleo.

Los presentes mapas son el resultado de estudios de sísmica 2D y 3D

realizados para el reservorio T Superior en el polígono propuesto, el uso del

presente mapa es la base para el mejor entendimiento de la disposición y

comportamiento del reservorio.

Se tiene tres mapas estructurales a escala 1:700000: Reflector Caliza B,

Tope Arenisca T Superior y Base Arenisca T Superior, donde se puede apreciar

que existen varias estructuras que representan a los diferentes campos en

operación dentro del polígono de interés.

Para mayor entendimiento de los mapas se trabajó con un espectro de

colores que varían entre las tonalidades azules para los valores más bajos,

tonalidades verdes para valores medios y tonalidades rojas para valores altos.

El reflector guía para interpretar al reservorio es la Caliza B (Figura 6.3),

marcador regional que se presenta en toda la cuenca y sirve para referencia de

ubicación de la Arenisca T. En el mapa estructural isócrono de la caliza, en las

zonas más bajas los valores varían entre 2050 ms a 2000 ms, mientras que los

valores altos de tiempo varían entre los 1500 ms a los 1450 ms.

34

Figura 6.3. Mapa Estructural en tiempo del reflector Caliza B. (Fuente: Propia)

35

Figura 6.4. Mapa Estructural en profundidad al tope de la Arenisca T Superior. (Fuente:

Propia)

36

A partir del reflector Caliza B se genera el Mapa Estructural en profundidad

del reservorio T al tope del cuerpo arenoso (Figura 6.4), donde se tiene las zonas

más profundas los valores mayores a -9000 ft, mientras que los valores

superficiales de profundidad corresponden a los menores de -5000 ft.

Luego de tener la superficie respecto al tope del reservorio se genera el

Mapa Estructural en profundidad del reservorio T Superior a la Base del cuerpo

arenoso (Figura 6.5), donde se tiene las zonas más profundas los valores

mayores a -9500 ft, mientras que los valores superficiales de profundidad

corresponden a los menores de -5500 ft.

Esta base sirve para limitar el reservorio e ingresando esta información al

modelo, se puede analizar la distribución de la arena a lo largo del polígono. Se

verifica que las dos superficies interpretadas (Tope y Base) son correctas

mediante un plano vertical dinámico que desplazándose a lo largo de las dos

superficies, éstas no se intersectan ni se encuentran en contacto.

37

Figura 6.5. Mapa Estructural en profundidad a la Base de la Arenisca T Superior. (Fuente:

Propia)

38

Figura 6.6. Mapa de Ubicación de Fallas Interpretadas. (Fuente: Propia)

39

Respecto a los rasgos tectónicos de la zona existen 5 fallas principales

regionales que delimitan los campos en operación y proporcionan un método de

entrampamiento en el subsuelo de hidrocarburo (Figura 6.6). Estas estructuras

presentan una dirección preferencial NE-SO (rumbo andino), y fueron

identificadas en sísmica, obteniéndose los siguientes datos:

Falla 1

Esta falla se ubica en la parte central del polígono posee un rumbo de

N10°E (rumbo andino), presenta un buzamiento aproximado de 80°E en el

Sur de la estructura, 75°E en el centro y 70°E en el norte de la falla, con lo

cual se evidencia que la tendencia de la falla es de aumentar su

buzamiento hacia el sur. Las formaciones afectadas por la estructura son

principalmente Napo, identificándose un salto de falla máximo de 92 ft (23

ms) en el sur, y un salto mínimo de 56 ft (14 ms) en el norte de la

estructura.

Figura 6.7. Falla N°1 interpretada en Línea Sísmica (Izquierda: Sur, Derecha: Norte) Reflector

picado: Tope Caliza B (Fuente: Propia).

Tope Caliza B

40

Falla 2

Esta falla se ubica en la parte norte del polígono posee un rumbo NS

(rumbo andino), presenta un buzamiento aproximado de 70°E en el Sur de

la estructura, 80°E en el centro y 85°O en el norte de la falla, con lo cual se

evidencia que la tendencia de la falla es de aumentar su buzamiento hacia

el norte además de cambiar su buzamiento del este hacia el oeste. La

formación afectada por la estructura es principalmente Napo, con un salto

de falla máximo de 200 ft (50 ms) en el sur, y un salto mínimo de 100 ft (25

ms) en el norte de la estructura.

Figura 6.8. Falla N°2 interpretada en Línea Sísmica (Izquierda: Sur, Derecha: Norte) Reflector

picado: Tope Caliza B. (Fuente: Propia)

Falla 3

Esta falla se ubica en la parte oeste del polígono posee un rumbo de

N15°E (rumbo andino), presenta un buzamiento aproximado de 75°O en el

Sur de la estructura, 80°O en el centro y 85°O en el norte de la falla, con lo

Tope Caliza B

41

cual se evidencia que la tendencia de la falla es de aumentar su

buzamiento hacia el norte. La formación afectada por la estructura es

principalmente Napo, con un salto de falla máximo de 160 ft (40 ms) en el

sur, y un salto mínimo de 100 ft (25 ms) en el norte de la estructura.

Figura 6.8. Falla N°3 interpretada en Línea Sísmica (Izquierda: Sur, Derecha: Norte).

Reflector picado: Tope Caliza B (Fuente: Propia)

Falla 4

Esta falla se ubica en la parte nororiental del polígono posee un rumbo de

N40°E, presenta un buzamiento aproximado de 75°E en el Sur de la

estructura, 80°E en el centro y 85ºE hacia el norte de la falla, con lo cual se

evidencia que la tendencia de la falla es de aumentar su buzamiento hacia

el norte. La formación afectada por la estructura es principalmente Napo,

con un salto de falla máximo de 92 ft (23 ms) en el sur, y un salto mínimo

de 68 ft (17 ms) en el norte de la estructura.

Tope Caliza B

42



Falla 5

Esta falla se ubica en la parte norte del polígono posee un rumbo de N10°O

(rumbo andino), presenta un buzamiento aproximado de 70°E en el Sur de

la estructura, 75°E en el centro y 80°E en el norte de la falla, con lo cual se

evidencia que la tendencia de la falla es de aumentar su buzamiento a

medida que se extiende hacia el norte. La formación afectada por la

estructura es principalmente Napo, con un salto de falla máximo de 80 ft

(20 ms) en el norte, y un salto mínimo de 68 ft (17 ms) en el sur de la

estructura.

Tope Caliza B

43



6.3 Potencial Hidrocarburífero de la Arenisca T Superior.

Para determinar su potencial como reservorio se enlazó todos los

parámetros petrofísicos obtenidos que son el espesor de arena, porosidad

efectiva, saturación de agua, y volumen de arcilla. Además se correlacionó los

registros de los pozos mencionados anteriormente. Se realizó cinco correlaciones,

tres en sentido Norte Sur, y dos en sentido Este Oeste, como muestra la figura

6.11.

El análisis petrofísico se encarga de la determinación cuantitativa de las

propiedades físicas de la roca y de los fluidos presentes en ella. A partir de estos

parámetros es posible obtener los mapas de propiedades específicas, estos

permiten optimizar la selección de áreas prospectivas y obtener el mejor plan de

extracción de las reservas existentes en el yacimiento.

Tope Caliza B

44

6.3.1 Correlación de Pozos

Figura 6.11. Sentido de las Correlaciones de Registros de Pozo. (Fuente: Propia)

45

Correlación 1 Norte-Sur (Figura 6.12)

Ubicada al norte del polígono de estudio, involucra a los pozos VHR-

001 (Víctor Hugo Rúales), VHR-003 (Víctor Hugo Rúales), SNG-001

(Singue), SNS-005 (Sansahuari), CYB-003 (Cuyabeno), CYB-005

(Cuyabeno) y MRN-001 (Mariann).

Se observa la variación en espesor del reservorio desde el norte

(Campo VHR) ensanchándose hacia el sur (Campo Mariann).

Se observa un GR con variaciones asociado a las intercalaciones

arena/lutita presente en el reservorio. El registro de resistividad indica la

presencia de hidrocarburo donde existen valores mayores a 10 ohm.m.

El cruce de los registros de microresistividad normal a inversa

evidencia zonas permeables en los pozos SNG-001, SNS-005 y CYB-003,

que es un factor importante al evaluar la presencia de petróleo.

El cruce de las curvas de densidad y neutrón refleja zonas con

buena porosidad y en la correlación se observa esto en el reservorio T

inferior. Para T Superior la porosidad se evaluó en el modelo geológico que

se muestra posteriormente.

46

46

Figura 6.12. Correlación Litoestratigráfica 1. Norte - Sur. (Fuente: Propia)

Referencia: t_c_B = Tope Caliza B, t_a_Ts=Tope Arena T Superior, b_a_Ts=Base Arena T Superior, t_a_Ti=Tope Arena T Inferior y

b_a_Ti=Base Arena T Inferior.

47


Ubicada en la parte central del polígono de estudio, involucra a los

pozos SHA-004 (Shuara), TRP-001 (Tarapoa), SHS-009 (Shushufindi),

SHS-095 (Shushufindi) y LMNK-038S1 (Limoncocha).

Se observa uniformidad en espesor del reservorio, una variación no

tan fuerte en el espesor del reservorio se observa en los pozos del campo

Shushufindi, donde se ensancha la arena respecto a los demás pozos.



presencia de hidrocarburo donde se tiene valores mayores a 10 ohm.m.


evidencia zonas permeables en los pozos SHA-004, SHS-009 y LMNK-

038S1, que es un factor importante al evaluar la presencia de petróleo.

El cruce de las curvas de densidad y neutrón refleja zonas con

buena porosidad y en la correlación se observa esto en el reservorio T

inferior. Para T Superior la porosidad se evaluó en el modelo geológico que

se muestra posteriormente.

48

48


Referencia: t_c_B = Tope Caliza B, t_a_Ts=Tope Arena T Superior, b_a_Ts=Base Arena T Superior, t_a_Ti=Tope Arena T Inferior y

b_a_Ti=Base Arena T Inferior.

49


Ubicada en sur del polígono de estudio, involucra a los pozos JVNA-

016 (Jivino), YS-014 (Yuca Sur), SAM-2D (Sami) y LLP-2D (Llumpak).

Se observa uniformidad en espesor del reservorio hasta el pozo

SAM-2D; una variación fuerte en el espesor del reservorio se observa en el

pozo LLP-2D, donde se ensancha la arena al doble de su espesor respecto

a los demás pozos.



presencia de hidrocarburo donde se tiene valores mayores a 10 ohm.m.


evidencia zonas permeables en los pozos JVNA-016, YS-014 y LLP-2D,

que es un factor importante al evaluar la presencia de petróleo.

El cruce de las curvas de densidad a neutrón refleja zonas con

buena porosidad y en la correlación se observa este cruce en la parte

inferior del reservorio en el pozo JVNA-016.

50


Correlación 4 Este-Oeste (Figura 6.15)

Ubicada en el norte del polígono de estudio, involucra a los pozos

SHA-004 (Shuara), TRP-001 (Tarapoa) y MRN-001 (Mariann).

Se observa uniformidad en espesor del reservorio no hay

variaciones fuertes en esta dirección.



presencia de hidrocarburo donde existen valores altos.


evidencia zonas permeables en el pozo SHA-004, que es un factor

importante al evaluar la presencia de petróleo.

Referencia: t_c_B = Tope Caliza B, t_a_Ts=Tope Arena T Superior, b_a_Ts=Base

Arena T Superior, t_a_Ti=Tope Arena T Inferior y b_a_Ti=Base Arena T Inferior.

51



inferior del reservorio en el pozo SHA-004.

Figura 6.15. Correlación Litoestratigráfica 4. Este - Oeste. (Fuente: Propia)

Correlación 5 Este-Oeste (Figura 6.16)

Ubicada en el sur del polígono de estudio, involucra a los pozos

SHS-095 (Shushufindi), PLOA-001 (Palmar Oeste) y PYCA-002

(Panayacu).

Se observa uniformidad en espesor del reservorio no hay

variaciones fuertes en esta dirección.

Referencia: t_c_B = Tope Caliza B, t_a_Ts=Tope Arena T Superior, b_a_Ts=Base Arena

T Superior, t_a_Ti=Tope Arena T Inferior y b_a_Ti=Base Arena T Inferior.

52



presencia de hidrocarburo donde se tienen valores mayores a 10 ohm.m.


evidencia zonas permeables en el pozo PLOA-001, que es un factor

importante al evaluar la presencia de petróleo.



inferior del reservorio en el pozo PYCA-002.

Figura 6.16. Correlación Litoestratigráfica 5. Este - Oeste. (Fuente: Propia)

Referencia: t_c_B = Tope Caliza B, t_a_Ts=Tope Arena T Superior, b_a_Ts=Base Arena T

Superior, t_a_Ti=Tope Arena T Inferior y b_a_Ti=Base Arena T Inferior.

53

6.3.2 Facies de la Arenisca T Superior

Las facies se correlacionan con las propiedades petrofísicas y se basa en

la distribución de litotipos. Para el modelamiento se estableció los siguientes

parámetros para que el programa modelador pueda interpretarlo:

Código Litotipo

0 Arena

1 Arena Sucia

2 No Reservorio

Tabla 6.1 Clasificación de los litotipos.

Entonces la distribución que se realizó según los valores de las curvas de

GR y Porosidad Efectiva (Phie):

Si se tiene valores entre:

GR < 60 y Phie > 0.10 es Arena con código 0.

GR= 60 – 90 y Phie= 0.5 – 0.10 es Arena sucia con código 1.

GR > 90 y Phie< 0.05 es No Reservorio con código 2.

Para el poblado del modelo y la tendencia de los litotipos se consideró las

dos fuentes de aporte sedimentario identificados por Yuquilema, para el ajuste de

los datos y generación del modelo de facies (Figura 6.17). Esta consideración se

aplicó además para el poblado de los modelos petrofísicos.

Se definió tres facies, ya que el modelo elaborado debe ser útil para que el

área de Yacimientos pueda generar el modelo dinámico. Para el análisis

petrofísico únicamente se consideró como reservorio a la facie de código 0; y

como no reservorio a las facies de código 1 y 2.

54

Figura 6.17. Modelo de Facies en el polígono. (Fuente: Propia)

El modelo indica la distribución de la arenisca dentro del reservorio, la

cantidad estimada de la facie de código 0 es del 50.03%, la facie de arena sucia

el 29.67% y la facie de no reservorio el 20.30%. Según el modelo obtenido (Figura

6.18) se puede decir que el Reservorio T Superior posee buena probabilidad de

almacenamiento, asociando esto con la cantidad de arena presente y la fracción

menor del litotipo no reservorio.

Cabe aclarar que el litotipo No Reservorio hace referencia a la facie de

Lutitas; esta facie limita el potencial del reservorio, por este motivo se las

consideró como No Reservorio.

55

Figura 6.18. Modelo de Facies. (Fuente: Propia)

56

6.3.3 Porosidad

Es una de las propiedades intrínsecas más importantes de la roca

reservorio de un yacimiento, ya que es un indicativo del volumen en el que puede

encontrarse almacenado hidrocarburo dentro de los poros.

La porosidad se expresa en porcentaje (%). Casi todas las rocas almacén

tienen una porosidad entre 5% y 30%, pero la mayoría de ellas entre 10% y 20%.

La porosidad efectiva es el promedio entre las porosidades a partir de los

registros de densidad, neutrón y sónico. Se asume a la porosidad a partir de la

densidad como la porosidad efectiva por la ausencia de los registros neutrón y

sónico en algunos pozos.

La porosidad a partir de la densidad se calculó de la siguiente manera:

Dónde: Ø = Porosidad de la roca

ma = Densidad de la matriz = 2.65 g/cm3.

b = Densidad aparente leída del registro.

f = Densidad del fluido = 1 g/cm3.

57

Figura 6.19. Mapa de Porosidad Efectiva. (Fuente: Propia)

58

6.3.4 Volumen de Arcilla

Este dato es muy importante pues frecuentemente es usado para

discriminar entre una roca reservorio y una roca no reservorio.

El cálculo del volumen de arcilla se lo realizó mediante el método linear, el

cual asume que Vcl = IGR.

El volumen de arcilla es calculado de la siguiente manera:

Dónde: IGR = Índice de gamma ray

GRlog = Gamma ray leído en la profundidad de interés.

GRmin = Mínimo gamma ray leído (En una zona limpia de areniscas).

GRmax = Máximo gamma ray leído (En una lutita o en una formación

arcillosa.)

59

Figura 6.20. Mapa de Volumen de Arcilla. (Fuente: Propia)

60

6.3.5 Saturación de Agua

La saturación de hidrocarburos expresa el porcentaje del espacio poral que

está ocupado por petróleo o gas natural, este valor se determinó mediante la

siguiente ecuación:

So + Sg + Sw = 1

Esta fórmula significa que el agua, el gas y el petróleo están saturados

dentro del espacio poral en un 100%.

La saturación de agua se calculó por la ecuación de Archie Modificado:

𝑆𝑤 = √𝑎

∅𝑚𝑅𝑤

1

𝑅𝑡

𝑛

∗ (1 − 𝑉𝑐𝑙)

Los datos empleados para el cálculo de este parámetro son:

a = coeficiente de tortuosidad = 0.81

m = factor de cementación = 1.79

n = exponente de saturación = 2

Rw = Resistividad del agua de formación, ohm-m = 0.19

Fuente: Atahualpa. G. 2013. Andes Petroleum.

61

Figura 6.21. Mapa de Saturación de Agua. (Fuente: Propia)

62

6.3.6 Espesor de la Arenisca T Superior

El propósito de este tipo de mapas es conocer en toda el área de estudio la

distribución y los constantes cambios en el espesor a nivel regional del reservorio.

Se trabajó con un espectro de colores que van desde las tonalidades

rojizas para los espesores menores hasta las tonalidades celestes para los

mayores.

Los espesores varían entre aproximadamente 20 ft en las zonas con menor

espesor hasta amplias zonas de gran espesor de casi 90 ft. Este espesor

corresponde al espesor asociado a la facie de arena limpia.

63

Figura 6.22. Mapa de espesores de la Arenisca T Superior. (Fuente: Propia)

64

6.4 Cálculo de Reservas.

Para establecer las zonas con óptimas condiciones de almacenamiento de

hidrocarburo se establecieron límites o cutoffs para las principales propiedades

petrofísicas del reservorio. A continuación se muestran los límites empleados en

la realización de los modelos y también aplicados para la selección de zonas

prospectivas en el polígono.

Propiedad Mínimo Máximo Valor Óptimo

Porosidad Efectiva (PHIE) 0.01 0.20 Mayor a 0.10

Volumen de arcilla (Vcl) 0.01 1 Menor a 0.40

Saturación de agua (Sw) 0.01 1 Menor a 0.60

Tabla 6.2. Cutoffs establecidos para los modelos. (Fuente: Propia)

El cálculo de reservas de hidrocarburos es un proceso complejo que se

efectúa aplicando a la información geológica y de ingeniería a los métodos

determinísticos y el uso de sus diferentes formas de cálculo depende de la

cantidad y calidad de la información disponible y al grado de desarrollo de los

yacimientos.

Entre los métodos determinísticos se halla el método volumétrico, el cual

no estima como tal el volumen de reservas, sino que está asociado al cálculo del

recurso original (POES, GOES y COES) con base en el modelo geológico que

geométricamente describe el yacimiento y las propiedades de la roca y de los

fluidos.

65

Se realizó el cálculo de reservas posibles para el reservorio con los

siguientes datos:

SW = < 0.6 %

So = (1-Sw)

Sg= 0

Net Gross: 1

Bo = 1.10 [RB/STB]

RF = Factor de recobro = 0.20 %

Fuente: Granja 2013, Andes Petroleum.

Para calcular las reservas recuperables se multiplica el resultado del POES

por el 20% que es el factor de recobro.

Los resultados obtenidos en el cálculo de reservas probables se presentan

a continuación, considerando que se utilizó un filtro que excluye en el análisis la

facie de arena sucia y no reservorio. Se consideró únicamente la facie de arena

limpia para el cálculo de reservas debido que sus propiedades petrofísicas son

favorables y óptimas para almacenar hidrocarburo.

Los parámetros utilizados para el cálculo de reservas fueron:

Propiedades Generales

Unidades de entrada XY: M

Unidades de entrada Z: Ft

Contacto Agua/Petróleo: Superficie CAP

Porosidad: Modelo de Porosidad

Facies: Modelo de Facies con filtro.

66

Net gross: 1

Saturación de Agua: Modelo de Saturación.

Saturación de Petróleo: 1-Sw-Sg

Saturación de Gas: 0

Bo (factor volumétrico de la formación): 1.1

Factor de Recuperación de Petróleo: 0.2

Tabla 6.3. Parámetros utilizados en el cálculo de reservas. (Fuente: Propia)

Los resultados obtenidos para cada campo asociado a los pozos

seleccionados fueron:

Tabla 6.4. Reservas Probables obtenidas por campo. (Fuente: Propia)

Campo POES

(Mbbls)

Petróleo Recuperable

(Mbbls)

VHR 9 2

Tipishca 6 1

Singue 21 4

Cuyabeno 20 4

Mariann 70 14

Shushufindi 192 38

Palmar Oeste 72 14

Limoncocha 39 8

Panayacu 28 6

Jivino 64 13

Yuca Sur 17 3

TOTAL 538 108

67

Figura 6.23. Mapa de Reservas Probables de la Arenisca T Superior. (Fuente: Propia)

68

6.5 Zonas Prospectivas Propuestas.

Figura 6.24. Mapa de Zonas Prospectivas Arenisca T Superior. (Fuente: Propia)

Zona 1

Zona 2

Zona 3

Zona 4

Zona 5

69

En base a los límites (cutoffs) establecidos en la tabla 6.2, se definieron las

siguientes zonas (Figura 6.24) que presentan condiciones favorables para el

almacenamiento de hidrocarburo. En estas zonas se calculó el volumen de

recursos hidrocarburíferos conservando los parámetros utilizados en el cálculo de

reservas.

Zona POES

(Mbbls)

Petróleo Recuperable

(Mbbls)

Zona 1 39 8

Zona 2 19 4

Zona 3 19 4

Zona 4 74 15

Zona 5 84 17

TOTAL 234 47

Tabla 6.5. Recursos Hidrocarburíferos obtenidos para las zonas prospectivas. (Fuente:

Propia)

El potencial hidrocarburífero de las zonas prospectivas posee un grado de

confiabilidad bueno, considerando que por la cantidad de información existente en

las zonas y la escala de trabajo, el volumen estimado de hidrocarburo tendrá el

nivel de Recursos y a medida que se desarrolle las zonas propuestas podrán

estos cambiar por reservas conforme su nivel de conocimiento del reservorio

aumente.

6.6 Pozos Exploratorios Propuestos.

Los pozos exploratorios propuestos se ubicaron en base a las zonas

prospectivas identificadas.

70

Figura 6.25. Mapa de Ubicación de los Pozos Exploratorios Propuestos. (Fuente: Propia)

71

Las coordenadas de los pozos de la figura 6.25 se presentan a

continuación.

Pozo Coordenada X Coordenada Y

Pozo_PRO1 354536 10020279

Pozo_PRO2 354201 10016311

Pozo_PRO3 337158 10016311

Pozo_PRO4 319015 9980634

Pozo_PRO5 330258 9974816

Sistema de Proyección UTM 56–18S

Tabla 6.6. Coordenadas de los Pozos Exploratorios Propuestos.

72

CAPITULO 7

CONCLUSIONES

7.1. Conclusiones

El modelo de depositación de la arenisca “T” Superior está asociado a un

ambiente estuarino con influencia marina, depositada desde el Albiense

Tardío (101 Ma.) al Cenomaniense (95.7 Ma.).

Dos fuentes de aportes de sedimentos clásticos controlaron la depositación

en la Cuenca Oriente durante el depósito de la Secuencia “T”. La primera,

al norte, estaba relacionada al levantamiento del arco Aguarico y al Este

relacionada a la erosión del cratón brasileño.

La litología de la formación comprende bancos de arena y arena

glauconítica asociadas a un ambiente estuarino con intercalaciones de

lutitas de ambiente de plataforma marina.

Los rasgos tectónicos identificados comprenden fallas geológicas de gran

extensión, la dirección que presentan son NNE-SSW (rumbo andino), la

tendencia de estas estructuras es de aumentar sus buzamientos hacia el

norte (~85°), presentan saltos de falla entre 60 ft. (salto mínimo) hasta los

200 ft. (salto máximo). La principal formación afectada es la Fm. Napo.

Los registros de Gamma Ray, Potencial Espontaneo, Resistividad y

Densidad son los principales para identificar los topes y bases

formacionales. Algunos cruces entre registros de pozo facilitan la

identificación temprana de zonas con buenas propiedades petrofísicas,

como el cruce de Microresistividades Normal e Inversa para zonas con

73

buena permeabilidad, y el cruce de Densidad y Neutrón para detectar

zonas con buena porosidad.

En las correlaciones estratigráficas se identifica la variación de espesor del

reservorio de un campo a otro. El espesor aumenta de norte a sur, desde

los 30 ft. en Víctor Hugo Rúales, 60 ft. en Singue y Cuyabeno hasta

alcanzar los 80 ft. en Shushufindi, Yuca Sur y Llumpak.

El reservorio T Superior no comprende una arenisca homogénea. La

presencia de arcillas, en especial la glauconita, hace de este reservorio una

arenisca heterogénea con varias intercalaciones arcillosas.

La distribución estadística de las facies propuestas en el modelo

comprenden: 50.03%, la facie de arena limpia, 29.67% la facie de arena

sucia y la facie de no reservorio el 20.30%.

La Porosidad se obtuvo en base al registro de densidad, debido a la

ausencia del registro Neutrón en algunos pozos; para el reservorio se

tienen porosidades mínimas de 0.02 asociadas a la facie de No reservorio

hasta porosidades máximas de 0.20 relacionadas a la facie de Arena

limpia; ésta facie posee porosidades mayores a 0.10, indicador de buena

capacidad almacenadora de hidrocarburo.

El volumen de arcilla se calculó aplicando el método lineal. Para el

reservorio se tiene un Vcl máximo de 0.80 relacionadas a la facie de No

reservorio y un Vcl mínimo de 0.20 asociado a la facie arena limpia. La

presencia de arcilla en el reservorio afecta la evaluación de una formación.

Por un lado complica la determinación de hidrocarburos en el reservorio, y

por otro afecta la habilidad del reservorio para producirlos.

74

La saturación de agua se calculó con los parámetros de un campo

productor de este reservorio (campos operados por Andes Petroleum) y los

coeficientes resultantes del análisis de sus núcleos. El modelo refleja una

buena concentración de fluido, probablemente hidrocarburo, en la zona

norte, mientras que en la zona central y sur del polígono la cantidad de

agua es mayor y no refleja buena prospectividad.

La determinación de los posibles cierres estructurales en los mapas

además del contacto agua/petróleo (CAP) en las correlaciones, mejora los

resultados del cálculo de reservas, es así que en base a las estructuras de

los pozos seleccionados se tiene un volumen de 108 Mbbls de petróleo

recuperable, siendo Cuyabeno, Jivino, Mariann, Palmar Oeste y

Shushufindi, las estructuras con mayor cantidad de reservas posibles.

Las zonas prospectivas definidas poseen un potencial hidrocarburífero

bueno, igual que en el cálculo de reservas y éstas se basan en cierres

estructurales, donde se tiene un volumen de 47 Mbbls de petróleo. Las

zonas 4 y 5 son las más prospectivas. Los pozos exploratorios se ubicaron

en base a estas estructuras para no descartar la posibilidad de encontrar

más reservas de hidrocarburo que aporten a las existentes.

75

CAPITULO 8

REFERENCIAS

Tesis de Grado

ATAHUALPA., Gustavo. (2013). Efecto De La Glauconita En Las Propiedades

Petrofísicas Del Reservorio Arenisca “T” Superior Del Bloque Tarapoa. (Tesis

de Pregrado para la obtención de ingeniero de Geólogo).Universidad Central

del Ecuador. Quito – Ecuador.

FUENTES., Diego. (2016). Cálculo de reservas y ubicación de pozos de

desarrollo en el campo Singue. (Tesis de Pregrado para la obtención de

ingeniero de Petróleos). Escuela Politécnica Nacional. Quito – Ecuador.

GRANJA., Jenny. (2013). Modelo Geológico del Reservorio “T” Superior y

Cálculo de Reservas del Campo Mariann en el Bloque Tarapoa. (Tesis de

Pregrado para la obtención de ingeniero de Geólogo).Universidad Central del

Ecuador. Quito – Ecuador.

GUANOCHANGA., Jenny. (2013). Modelo Geológico, Caracterización

Petrofísica Y Cálculo De Reservas, En La Arenisca “T” Superior Del Campo

Mariann 4A Y Mariann Norte En El Bloque Tarapoa. (Tesis de Pregrado para

la obtención de ingeniero de Geólogo).Universidad Central del Ecuador. Quito

– Ecuador.

PINO., Bruno. (2008). Estratigrafía Secuencial de la arenisca “T” (Albiense

superior-Cenomaniense inferior) de la Formación Napo en el subsuelo del

sector occidental de la cuenca oriental ecuatoriana. (Tesis de Pregrado para la

obtención de ingeniero de Geólogo).Universidad Central de Venezuela.

Caracas – Venezuela.

76

SALAZAR, F., SANCHEZ, H., (1989), Evaluación de las arcillas en la

formación Napo, Areniscas “U” y “T” en la Cuenca Oriente, Trabajo de grado

para optar por el título de Ingeniero Geólogo, Quito-Ecuador.

YUQUILEMA., Jonathan. (2010). Modelo Depositacional De La Arenisca T En

La Cuenca Oriente. (Tesis de Pregrado para la obtención de ingeniero de

Geólogo). Escuela Politécnica Nacional. Quito – Ecuador.

Libros

ALFREDO ARCHIE. (Madrid 2010). SEDIMENTOLOGÍA. Del proceso físico a

la cuenca sedimentaria.

BABY, P. & RIVADENEIRA, M. (1999). La Cuenca Oriente: Estilo Tectónico,

Etapas de Deformación y Características Geológicas de los Principales

Campos de Petroproducción. Edición Petroproducción-IRD.

ETIENNE JAILLARD. (Informe Final del Convenio ORSTOM-

PETROPRODUCCION, 1997). Síntesis Estratigráfica y Sedimentológica del

Cretáceo y Paleógeno de la Cuenca Oriental del Ecuador.

RECOPILADO POR PABLO DUQUE. (2000). Léxico Estratigráfico del

Ecuador. Sistema de Información Geológica y Minera (SIM).

Webgrafía

The Oilfield Glossary: Where the Oil Field Meets the Dictionary.

http://www.glossary.oilfield.slb.com/ (10 DE JUNIO 2016)

Definiciones y normas de reservas de hidrocarburos.

http://www.menpet.gob.ve/repositorio/imagenes/file/Direccion%20de%20Explor

acion/RESERVAS_DE_HIDROCARBUROS.pdf. (19 DE JUNIO 2016).

77

CAPITULO 9

ANEXOS

ANEXO A. Glosario de términos técnicos.

API.- American Petroleum Institute, formada en 1917 para organizar la industria a

fin de ordenar la demanda de petróleo durante la primera guerra mundial. Es una

organización sinfines de lucro, que sirve para coordinar y promover el interés de la

industria petrolera en su relación con gobiernos y otros.

Barril.- Una medida del volumen para productos hidrocarburos. Un barril es

equivalente a 42 galones US o 0.15899 metros cúbicos (9,702 pulgadas cúbicas).

Un metro cúbico es igual a 6.2897 barriles.

Facies: Conjunto de características litológicas y paleontológicas que permiten

diferenciar a un estrato o conjunto de estratos de los adyacentes, y que aporta

datos del medio donde se depositaron.

Factor Volumétrico.- Se define como un factor que representa el volumen de

petróleo saturado con gas, a la presión y temperatura del yacimiento, por unidad

volumétrica de petróleo a condiciones normales. También se le denomina factor

monográfico, ya que en el yacimiento, lo que en la superficie sería petróleo y gas,

se encuentra en una sola fase líquida. Se exprese generalmente en barriles en el

yacimiento (BY) por barril a condiciones normales (BN)

Gravedad API.- es un término que se utiliza para clasificar el petróleo de acuerdo

a sus características.

78

FLUIDOS GRAVEDAD API

Livianos 30 < °API < 40

Medianos 20 < °API < 30

Pesados 10 < °API < 20

Extra Pesados °API < 10

POES.- (Petróleo original en Sitio) es el volumen inicial u original del petróleo

existente en las acumulaciones naturales.

Reservas probables.- son los volúmenes contenidos en áreas en base a

estructuras geológicas penetradas, pero requiriendo confirmación más avanzada

para podérselas clasificar como reservas probadas. Se tiene un 50% de

probabilidad de que dentro de esa reserva haya hidrocarburos.

Reservas probadas.- es la cantidad de hidrocarburos contenidos en los

yacimientos los cuales han sido constatados mediante pruebas de producción y

que según su información geológica nos pueden dar indicios de ser producidos

comercialmente (cualquier yacimiento que no pueda ser producido

comercialmente no es una reserva probada). La utilización de término razonable

certeza indica un alto grado de certidumbre (mayor al 90%). En oportunidades esa

certidumbre se califica como P-90.

Reservas posibles.- se tiene un estimado de reservas de hidrocarburos en base

a datos geológicos (sísmica), de áreas no perforadas o no probadas. Se tiene un

10% de probabilidad de que en esa reserva haya hidrocarburos.

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