revista geo no 18

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

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Understanding of Heterogeneity Effects in

Fluid Flow. Impacts Cusiana Field Management

jUNTA DIRECTIVA ACGGP 2012PresidenteCésar MoraGEMS S.A.

Vicepresidente Técnico Diógenes Rovira

CEPColSA

Vicepresidente Administrativo juan Carlos Pineda

CGl SAS.

TesoreroIván leyva

PACIfIC RUbIAlES ENERGy

Secretaria Marcela Mayorga

oGX

EDIToR RobERTo lINARES - EqUIÓN ENERGíA

[email protected]

DIRECToRA ADMINISTRATIVA Cristina Martínez [email protected]

DISEño y PRoDUCCIÓN

IDEko SASCalle 85 No. 22 - 73

PbX: 482 95 95

DIAGRAMACIÓN William Velásquez

foToGRAfíAbigstockphotos

ACGGP

CoRRECCIÓN DE ESTIloEnrique Castañeda R.

IMPRESIÓNIntergráficas S.A.


Calle 72 No. 5 - 83 oficina 902 Tels. 2558777 / 2558966

fax. 3454361 [email protected]

Foto Portada Fault bend fold en la Fm Une. Piedemonte LlaneroTomada por Roberto Linares P.

EVEN

TOS5 Conferencias Técnicas

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Understanding of Heterogeneity Effects in Fluid Flow. Impacts Cusiana Field Management

Fiesta de Fin de Año2012

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IAN

TIL18 Fondo CorriganACGGP – ARESCONVOCATORIA 2013 XI ediciónResúmenes de las propuestas

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Marzo de 2013

EDITO

RIA

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E n diciembre los lectores le dijeron adiós a la versión impresa de la revis-

ta Newsweek, confirman-do la tendencia m undial de la desaparición de las publicaciones en papel y su reemplazo por las edi-ciones digitales.

Dos factores han ace-lerado este proceso: pri-mero la aparición, hace ya más de 20 años, de In-ternet y, segundo, más re-

ciente, la creciente popularización de los teléfonos inteligentes y las tabletas, que permiten la portabilidad de la in-formación.

El papel en el conocimiento de la hu-manidad producido por la invención de la imprenta de Gutenberg en el siglo XV languidece comparado con la revolu-ción producida por Internet en cuanto a la masificación y acceso al conocimiento.

Los factores que más han incidido en esta revolución son la rapidez de la distribución de las ediciones digita-les, los bajos costos de producción, la interactividad, que permite acceder a información relacionada; el uso de mejor calidad y mayor cantidad de imágenes e, incluso, videos, y a que alienta la interacción dinámica entre diferentes autores. Las publicaciones científicas conforman una de las áreas

más cambiantes en la red pues los formatos digitales y su distribución es-tán revolucionando el sistema actual de difusión de la información y, como consecuencia, la relación entre la co-munidad científica.

En este proceso surgen varias pre-guntas: ¿los medios impresos serán reemplazados por los digitales?, ¿cuál será el comportamiento de los científi-cos frente al uso y disponibilidad de la información electrónica? y ¿quién rea-lizará el control de calidad de estas pu-blicaciones? Para estos interrogantes no hay respuestas definitivas y segura-mente estas aparecerán en la medida en que se masifique su uso y nuevas generaciones de científicos accedan a ellas. Además uno de los retos que se presentan con las ediciones digitales es que en la red no existe un código de ética y fácilmente se pueden vulnerar los derechos de autor.

La revista Geopetróleo, en su núme-ro 17, dio un primer paso hacia la pu-blicación digital y esperamos que en el futuro inmediato haga su transición a una edición electrónica más dinámica, que contribuya decididamente a la difusión del conocimiento de las geo-ciencias para que seamos más amiga-bles con el medio ambiente y provea un espacio para que se fortalezcan los lazos que unen a la comunidad geo-científica de Colombia vinculada a la industria del petróleo.

Edición impresavs. edición digital

RobeRto LinaRes


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Structural Linking of the Recetor and Piedemonte Areas, and Implications for Hydrocarbon

Accumulations, Eastern Cordillera, ColombiaRichards David, FaultSeal Americas LLC,

and Ceballos Claudia, Ecopetrol S.A.

En nuestra edición 17, por un error involuntario, se omitieron los nombres de los autores del artículo central titulado “Structural Linking of the Recetor and Piedemonte Areas, and Im-plications for Hydrocarbon Accumulations, Eastern Cordillera, Colombia”.

Presentamos nuestras disculpas a los autores y para corregir esta omisión publicamos la in-troducción del trabajo.

IntroductIon

The frontal zone of the Eastern Cor-dillera fold and thrust belt hosts the large fields of Cusiana and

Cupiagua that have a long history of production, and as well, there is newer production from thrust sheets to the northeast, in the Recetor, Piedemonte and Niscota blocks (1, 2, 3). The area is structurally complicated and good seismic imaging has proven difficult to obtain in the areas northeast of the Cupiagua-main Recetor structural complex. Effective exploration and development rely on a detailed struc-tural modeling workflow of 2D and 3D balancing, based heavily on well data, in order to achieve a structurally valid 3D seismic interpretation. Drilling based on the resulting 3D structural model has proven successful.

The focus of this paper is the structural transition from the main Recetor area to the Piedemonte area. The structural style and trend of the productive and prospective thrust sheets change from the Rece-tor area to the Piedemonte area. In the main Recetor area, there is one primary producing thrust sheet with limited stacking of the Mirador and other reservoir units. In contrast, from northern Recetor through the Pie-demonte area and continuing into the Niscota area there are stacked sheets of the producing reservoirs, with the sheets increasing in num-ber to the northeast, corresponding to increased shortening in the nor-theastern part of the area in discus-sion. The overlying Nunchia syncline reflects the change in style and aids in interpretation of the deeper struc-ture. The change in trend and slip di-rection relates to an area with slight along-strike shortening, and this component of shortening contribu-tes to development of culminations along strike. The structural modeling has resulted in identification of seve-ral opportunities in the area, as well as providing a guide to well plan-ning and reserve estimations.

Oblique aerial view (to north) of Google 3D terrain model, showing location of the Recetor-Piedemonte complex (yellow area) in The Llanos foothills, along the southeastern li-mit of the Eastern Cordillera.

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Marzo de 2013

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TOSConferencias técnicas

eneRgía nucLeaR con base en toRio, una aLteRnativa Limpia y viabLe

evoLución secuenciaL DeL cRetácico taRDío y pRocesos Diagenéticos (gRupo guaDaLupe, coRDiLLeRa oRientaL)

El petróleo y el carbón dejarán de usarse como principales fuentes energéticas antes del 2025. El uso de energía nu-

clear basada en torio es una solución ener-gética sostenible y ambientalmente viable para la Tierra. No emite gases de efecto invernadero ni produce desechos nocivos para la salud y deja una mínima huella am-biental. El torio puede generar mayor canti-dad de energía que el uranio a una décima parte de su costo y con muchos menos pro-ductos radiactivos. Los reactores nucleares de ese tipo operan efectivamente a nivel piloto hace más de 40 años y hoy se está re-finando esta tecnología para uso industrial masivo y, cuando eso sea realidad, la sociedad va a restringir el uso de combustibles fósiles. La energía nuclear derivada del torio se convertirá en la principal fuente de energía para la Tierra, trayendo consigo significativas repercusiones políticas, económicas y ambientales.

Los episodios sedimentológicos característicos del llenado final de la cuenca cretácica colombiana se registran en el Grupo Guadalupe y la Formación Guaduas. En esta char-

la se presentarán algunos aspectos estratigráficos del Grupo Guadalupe y los efectos de la historia diagenética.

Se demuestra la dependencia en la intensidad de los pro-cesos diagenéticos asociada a la sobrecarga pero sujeta a la disponibilidad de carbonatos y fosfatos. Hacia el Piedemonte la atenuación de los mismos factores simplifican los procesos. La fuente de sílice en la cementación y silicificación tiene ori-gen en la transformación de minerales arcillosos y sílice libera-da por presión de poros a partir del armazón de cuarzo.

El Grupo Guadalupe, en su conjunto, es el ejemplo clási-co en que la litología y los procesos diagenéticos caracterizan una unidad en superficie, como tradicionalmente ha sido pre-sentado.

Conferencista: Alberto Lobo-Guerrero Sanz

CONFERENCISTA: Juan Carlos Silva Tamayo, PhD.


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pRecise u-pb Dating anD seDimentoLogic chaRacteRization of cenozoic caRbonates aLong the se ciRcum-caRibbean: impLications foR the occuRRence anD DistRibution of potentiaL caRbonate oiL anD gas ReseRvoiRs

Coralline and calcareous algae reef carbonates have been recogni-zed as important oil & gas reservoirs

along the SE Circum-Caribbean region. To date, several biostraigraphic works has been done to construct a chronostratigraphic fra-mework for the Cenozoic sedimentary re-cord of the SE Circum-Caribbean region. Despite the large amount of available bios-tratigraphic information, timing the deposi-tion of the coralline and calcareous algae reef carbonate successions has remained problematic, as extreme sediment recycling and complex tectonic evolution have affec-ted this tectonically active region since the Cretaceous.

The lack of precise depositional ages for the SE Circum-Caribbean Cenozoic carbo-nate record has, in fact, resulted on several, often discrepant and confusing, chronostra-tigraphic frameworks. This has hampered the

identification and differentiation of geologic intervals during which coralline or calca-reous algae reef carbonate successions with different oil and gas reservoir potential were deposited. This has increased the uncertain-ty and rate of success during the search of potential carbonate oil and gas reservoirs.

The time and distribution of the different carbonate fabrics allow ultimately relating their occurrence to diachronic opening of the different Cenozoic basins along NW South America as the Caribbean plate mi-grated towards the NE. The diachronic ope-ning of Cenozoic sedimentary along NW South America, together with the changes in carbonate fabrics and factories, allows us using the evolution of reef carbonate fra-meworks to construct analogs for constrai-ning the offshore occurrence of carbonate successions with different oil & gas reservoir potential along the SE Circum-Caribbean.

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Conferencista: Geólogo PhD Gustavo Sarmiento

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“expLoRación De pLays no convencionaLes paRa gas en La foRmación poRqueRo De La cuenca DeL vaLLe infeRioR DeL magDaLena, coLombia.”Ivan Leyva – Pacific Rubiales Energy

La cuenca del Valle Inferior del Magdalena en Colom-bia se ha caracterizado por su tendencia a producir gas y condensado. En la subcuenca de Plato, empleando sísmi-ca 3D y análisis de atributos AVO e inversión elástica y acústi-ca, se definió un play exploratorio en el flanco de un diapiro incipiente de arcilla. A partir de esta información se esta-bleció la prospectividad para gas en una espesa sección de lutitas masivas de la Formación Porquero del Mioceno Medio, la cual fue confirmada con la perforación de dos pozos exploratorios.

La sección se caracteriza por múltiples intercalaciones de láminas arenosas, dispuestas en capas delgadas de menos de diez centímetros de espesor individual. Análisis petrofísicos y de laboratorio establecieron porosidad bue-na a moderada y permeabilidades bajas en las lutitas y en las arenas, en el orden de nano a micro Darcies. Se estima que las lutitas pudieran tener potencial para contener gas adsorbido.

Estas características hacen de éste, un play particular que compara con:a. plays de arenas apretadas, con marcadas diferencias en

reología y mineralogíab. plays de gas de lutita, con marcadas diferencias en es-

pesor y riqueza orgánicaUna prueba piloto de fracturamiento hidráulico en uno

de cuatro intervalos prospectivos multiplicó por tres el índi-ce de productividad de la formación estimulada. Los resul-tados obtenidos alientan continuar la evaluación de este play, con miras a su desarrollo comercial.

“the foothiLLs of the easteRn coRDiLLeRa, aRe they a stRuctuRaL miRRoR?”Roberto Linares P., - Equion Energía

En este trabajo se hace una comparación desde el pun-to de vista de la geología estructural entre el Piedemonte del Valle Medio del Magdalena (PVmM) y el Piedemonte de los Llanos Orientales (PLlO) de la Cordillera Oriental.

Se refuta la hipótesis que considera que el PVmM y el PLlO son un “espejo” estructural y por lo tanto su prospectivi-dad desde el punto de vista de trampa es el mismo.

El análisis estructural esta basado en tres secciones ba-lanceadas que atraviesan la Cordillera Oriental y en mode-los locales en cada uno de los Piedemontes.

La evolución tectónica de los Piedemontes de la cordi-llera Oriental se caracteriza por un evento distensivo durante el Jurásico/Cretáceo temprano y posteriores eventos com-presivos, ocurridos desde el Cretáceo tardío hasta el Recien-te, que han modelado el actual marco estructural de estas regiones.

El análisis estructural de-terminó que la litología, la geometría del fallamiento pre-existente y la cercanía a la fuente de esfuerzos controlaron el marco es-tructural de cada uno de los Piedemontes. En el PLlO son comunes las cuñas tec-tónicas y los pliegues de menor amplitud, mientras que en el PVmM, usualmente no se presentan estructuras apiladas y de mayor amplitud, allí son marcadas las diferen-cias geométricas por debajo de la discordancia del Eoceno y por encima de ella.

“ecopetRoL appRoach to appRaise Risks associateD to the petRoLeum system eLements in offshoRe expLoRation in coLombia”Victor. Ramirez, Enrique Velasquez, Oscar Moreno, Fabio Malagón -Ecopetrol S.A.

Colombian offshore Caribbean is a classical exploratory frontier, with available information in the level of more than 60000 km of 2D and 15000 km2 of 3D seismic, and a total of less than 40 wildcat wells. In fact, only one drilling location in recent years (Araza-1) has taken advantage of new millen-nium seismic vintages that include the total of 3D data and that amount up to 15000 km of 2D seismic.

During the past decade, Ecopetrol and its partners has acquired, interpreted and analyzed data to systematically understand and lower the uncertainties related to basin evo-lution and every element and process of each petroleum system in the region.

Regarding source rock, Ecopetrol and other offshore operators have acquired several campaigns of piston co-ring, oil slick and high resolution geochemistry. All these data allowed us to support the presence of several petroleum sys-tems active in the Caribbean Basin, with strong contribution of thermogenic hydrocarbons, and strong evidences oil pro-ne potential.

After in-house paleogeographic analyses, 3D seismic geomorphology interpretation and seismic attributes have been integrated, reservoir and seal sedimentary facies are now better understood

Trap subsurface characterization and interpretation have benefitted from improved mapping of 2D and 3D seismic, and imaging of stratigraphic trap is evolving as more resolu-tion is available from modern seimic acquisition parameters.

Basin evolution and burial history are now regularly mo-deled and simulated in 2D and 3D dimensions, allowing mi-gration and timing processes to be better constrained.

With this approach, the several plays identified in the basin, both structural and stratigraphic, are more robustly supported, allowing Ecopetrol and its partners to commit to expensive deep water drilling campaigns from 2012 to 2015.

Charlas ganadoras del XI Simposio Bolivariano de exploración petrolera en las Cuencas Subandinas. Conferencias jueves 25 de Octubre de 2012


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Cusiana is a large volatile oil field with a rich condensate gas cap. The oil-bearing sands-tones are Tertiary and Cretaceous in a thrust folded anticline. Gas cycling and water-

flood schemes were implemented at early stage. The productivity of initially high rate wells was severely affected by early water and gas breakthrough, with the corresponding high production rate decline.

Broad set of static and dynamic data collected du-ring 12 years of production history has been integra-ted to understand reservoir heterogeneity at different scales. All these data were integrated in static and dynamic models, capturing suitable levels of hetero-geneity resulting in a better history match. Reliability in prediction enabled the design of a new strategy of gas injection, which is currently being implemented. Recent observations indicate significant reductions in the annualized base production decline.

strUCtUrAl, strAtiGrAPHiC AND reservoir QUAlitY settiNGs

Cusiana is placed in the foothills of the Cordillera Oriental of Colombia in an active compressive tecto-nic environment (figure 1). The structure is an asymme-tric anticline evolved from several tectonic events that can be grouping in three main episodes.

First. Thin-skin tectonic with detachment in the Cre-taceous Ordovician unconformity; this thrusting gene-rates six proto-structures that grow one independent

All reservoirs have a large range of heterogeneity but, just a segment of that is relevant for your filed production and that fraction depends of your

productivity goals and the technology you apply to get it.

Understanding of Heterogeneity Effects in Fluid Flow. Impacts Cusiana Field Management

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luis soto, equión energía limited, Bogotá, Colombia

Figure 1Cusiana location and structure map

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to the others aligned to the current Cusiana axis (Figure 1). Second. Thick-skin tectonic in which an inverse fault slip along an ancient normal fault grouping all the pro-to structures in a single structure. Third. Still active thin-skin tectonic, with faults acting in forward and bac-kward sequences and detaching in various horizons. (Figure 2).

The Cusiana stratigraphy is linked with the tectonic history, as can be evidenced in the unconformities and reworked sandstones containing fossils of older rocks. This summary only covers the three reservoirs: Mirador, Barco and Guadalupe Sandstone (Figure 3).

Mirador is subdivided in two members separated by a Middle Eocene unconformity. The Lower Mirador is non-marine alluvial channel deposited during the Early Miocene. Upper Mirador is marginal marine with fluvial influence deposited during the Middle to Late Eoce-ne. Mirador is composed by clean quartz-arenites. The average properties are thickness 389 ft, net pay 226 ft, porosity 8.6% and permeability 205 mD.

Barco in this area is an operational unit deposited during the Paleocene and it is composed by three subunits. The lower are predominantly shallow marine deposits equivalent to Guaduas Formation, separated by an unconformity is the middle subunit interpreted as fluvial braided channels that corresponds to Barco sensu stricto, and the upper corresponds to lacustrine deltas deposits that actually the base of Los Cuervos Formation. Barco Unit is composed by quartz-arenites with up to 10% of kaolinite. The average properties are: thickness 227 ft, net pay 137 ft, porosity 8.4% and per-meability 75 mD.

Guadalupe Sandstone is Early Campanian to Maas-trichtian deposited in shallow marine shore face envi-ronments. Guadalupe is subdivided in three sandstone members based on the relative content of phosphate grain, thus the upper and lower members have signi-ficant content of phosphates grains while the middle member is mainly quartz-arenite, the Guadalupe ave-rage properties in Cusiana are: 480 ft thickness, 290 ft net pay, 9.6% porosity and 95 mD permeability, the per-meability of the upper and lower members can be up to 1000 mD due to dissolution of the phosphates grains.

tHe ProBleMThe initial production schema in Cusiana has shown

benefits, but also adverse results that can be understood with a detailed study of the flow media heterogeneity.

Mirador was initialy developed through gas cycling scheme with gas injectors at the crest and oil produ-cers at the flank of the structure, but due to preferen-tial gas flow through high permeability rocks the gas injected is being re-circulated bypassing oil contained in lower quality rocks reducing the efficiency of the mis-cible gas displacement mechanism.

Figure 2Figure 2. Cusiana structure evolutions


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Figure 3Cusiana reservoir colum

Barco and Guadalupe were developed with peri-pheral water injection scheme with oil producers at the crest of the structure. This mechanism has been exce-llent as pressure support, but not for sweep efficiency. In addition, the requirement of artificial lifting in high water cut wells increases the operative cost.

tHe UNDerstANDiNGEarly gas and water breakthrough forced to shut in

wells. Some of them had achieved cumulative produc-tion of only 2 MMstb. In contraposition other wells have had more than 10 MMstb cumulative productions be-fore water or gas injection arrived to them (Figure 4, 5). This fact could not be explained using only the relative distance from oil producers to gas or water source. This is the result of the interaction of many stratigraphic and structural elements which are acting at different sca-les, making the Cusiana a highly heterogeneous set of reservoirs.

stratigraphic HeterogeneityThe fluid flow in Cusiana Filed is mainly driven by ma-

trix permeability, as is evidenced in the correlation of production and permeability logs (Figure 6). Neverthe-less, there are two issues associated with permeability that need to be understood: High dispersion of per-meability (Figure 7) and lower permeability calculated from Pressure Build Up (PBU) than permeability from core or e-logs.

The figure 7 shows very high dispersion in the pore-perm correlation; so for example rock with 10 % poro-sity could have permeability between 1 to 1000 mD. This dispersion cannot be reduced using conventional sedimentary analysis, because the permeability is con-trolled by the conjugated effect of grain size and pore throat (Figure 8). However the pore diameter does not only depend on texture of detrital components, but also on rock diagenetic history, which in Cusiana Field is very long and complex.

On top of the burial compression effect, the porosi-ty has been reduced by cementation process (mainly silica), and locally by pressure solution process (Figure 9). Therefore, the difficulty in the rock characterization occurs in this pore scale description, which cannot be solved by conventional open hole logs.

The figure 7 also shows a rapid incline in the pore-perm correlation of Cusiana quartz arenites compared with similar rocks in other fields. This could be explained by the very low matrix contend in most of the sandsto-nes. Therefore, it is not rare to find rocks with core plugs or e-log permeability above one Darcy. Nevertheless, these very high permeability measurements recorded at centimeter scale are strongly reduced at meter size scale, as evidenced particularly in Guadalupe Forma-tion with PBU data.

Figure 4Sw map, the arrows indicate the aquifer entry areas

Figure 5GOR map, notice the gas injection fingering and remaining oil rim near the OWC

1992

1992

2005

2005

Junio de 2012

The permeability reduction at larger scales can be easily understood by looking at core section (Figure 10). Considering that the lamination is developed by grain size reduction or muddy material on top of the lamina, which create a baffle flow. So the measured plug permeability of 682 mD would be considerable re-duced extending in 3D the lamination observed in the core. This fact is clearly in the kaolinite content versus permeability plot of figure 11, where small percentages of kaolinite reduce the permeability up to five orders of magnitude, if the kaolinite is oriented forming a lamina.

Similar interference occurs when the fluid flow from on bed to another, because the permeability at bed boundary is normally lower due to variation in grain size, oxidation during subaerial exposition or bioturba-tion. Therefore we can quickly deduce that the fluid flow velocity and the sweep efficiency depend also on the number of these baffles per cubic unit of rock.

In summary size, shape and orientation of lamina-tion, beds and bed sets affect the fluid flow. Based on this and considering the preferential sedimentary bodies’ orientation recorded in core goniometry and stratigraphic studies, the preferred flow direction driven by matrix permeability in Cusiana Field is parallel to the structure.

Figure 6Excellent correlation between spinner and core permeability

Figure 7Reservoir quality comparison of Cusiana vs other reservoirs

Figure 8Correlation of porosity vs. median pore diameter split by grain size.

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structural HeterogeneityEvidences of both natural and induced fractures

meddling the fluid flow in Cusiana Field are clearer af-ter 12 years of operations. These evidences come from: well cores, well log images, reservoir pressures measu-rements, microseismicity, mud losses, PLTs and adverse early gas and water breakthrough.

The detailed characterization of core fractures and their correlation with other structural and sedimentary parameters allow the following conclusions: There are four types of natural fractures, two of them developed by folding, one associated with fault planes and one developed by structure evolution (Figure 12). Additio-nally there are two more types of induced fractures which are also influencing the fluid flow.

Regarding natural fractures, two key elements re-quire special attention to understand their effect on fluid flow: First, it is the presence of cataclasis on the fractures walls, which restrict the flow across the frac-tures but no along them, thus they can act as flow ba-ffles or conduits depending of the flow direction. The second is related to geomechanics, due to effective stress changes caused by injection or production ope-rations. In this case, some of the fractures have been reactivated, and as a result, these fractures are stron-gly controlling the fluid flow today. Similar behavior has been observed in some faults that used to be barriers, but today they are somehow permitting the fluid flow across them. The specific roll of the natural fractures in the Cusiana fluid flow is as follows:

Figure 9Mirador rock example


Figure 10Core sample illustrating the lamination in Barco Formation

Figure 11Correlation of kaolinite vs. permeability in Barco Formation

Principal vertical and E W conduit,

Principal vertical and subordinated N S conduit

EW flow baffle preventing strong water influx

Accelerate fluid flow along fault planes; allow some vertical flow.

Reduce NE-SW transmissibility.

FRACTURE GENESIS ROLL IN THE FLUID FLOW

Tensional type 1 by folding

Tensional type 2A by folding

Tensional type 2B by folding

Associated to Faults by faulting

Tear fractures Proto-structures

Besides the importance of other fault types, it is wor-th discussing the genesis of tear fractures. The Cusiana structure was formed by the merge of six primary proto-structures that initially grew independently one from the other, until the Cusiana fault grouped them in a single structure. The differential movement of the proto-struc-tures created tears fractures between them, as a result

Figure 12Conceptual model of Cusiana fractures


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of cataclasis, these fractures created baffles, which are not visible with the 3D seismic, but which are very clear in production and pressure history (Figure 13).

The induced fractures (Figure 14) correspond to breakout and tensile fractures induced by changes in the local stresses under forces while drilling, cementing or by pressures drawdown associated to production operations. These fractures developed near wellbore could vertically connect consecutive layers that appear originally disconnected. In this way a non-perforated in-terval could be drained through a neighboring perfora-ted interval, or could be accelerate a coning process, forcing to shut-in intervals that are still productive.

Combining stratigraphy and structural HeterogeneityConsidering that both matrix and fracture per-

meability are acting simultaneously in Cusiana, and considering that their distribution has strong changes in both vertical and horizontal directions, the following conclusion can be stated:• High matrix permeability dominates the fluid flow

parallel to the structure (NE-SW) except near to the fault planes, where it is dominated by fracture per-meability.

• The vertical flow and the flow perpendicular to the structure (NW-SE directions) are driven by fractures, which connect high matrix permeability layers. Frac-tures could also act as baffles in both parallel and perpendicular direction to the field.

• This confluence of high matrix and fracture per-meability impairs the recovery efficiency in medium and low matrix permeability layers, where there are significant amounts of by-passed hydrocarbons.

tHe solUtioNConsidering the reservoir heterogeneity and the

characteristics of the Cusiana’s hydrocarbon, the gas injection was identified as the most efficient me-chanism to improve the recovery in all the reservoirs. Although this mechanism has been intensively used in Mirador, it requires some adjustments to avoid gas re-cycling with poor sweep efficiency.

The mechanism consists on injecting lean gas to re-cover wet gas, this is mostly done in such way that the lean gas can invade the lower permeability layers, gi-ving enough time to the miscibility and mass transferen-ce process to occur. This is possible injecting at lower flow rate (Figure 15) from distributed injection points in the area, maintaining a favorable material balance to avoid sacrifice reservoir pressure. This should be done including down deep injection points between the aquifer and the oil producer wells.

This strategy has three main advantages: down deep gas injectors create high pressure between

Figure 13Pressure map, notice the strong variation comparing north and south areas

Figure 14Cusiana evidence and models of induced fractures

1992 1998

Breakout fractures After Okland and Cook 1999

Conceptual model of induced fractures

Tensile fracturesFMI Image

Breakout fracturesUBI Image


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SABíA USTED qUE…1. ¿Anualmente, qué cantidad de polvo espacial cae a la Tierra?2. ¿Cuál es el cañón más largo en la Tierra? 3. ¿De cuántos volcanes en la Tierra hay constancia histórica de haber entrado en erupción? 4. ¿Cuántos rayos por segundo caen sobre la Tierra? 5. ¿Si la capa de hielo de Antártico se derritiese cuánto podrían elevarse los mares?

Encuentre las respuestas al final de la revistaTomado de 101 Amazing Earth Facts, por Robert Roy Britt

aquifer and oil producers reducing water breakthrough; they also push the hydro-carbon liquids from the oil rim (Figure 5) towards the producers; improved the gas injection manageability by having gas in-jectors at the crest, mid-flank and flank of the structure, which allow the possibility of reducing the injection in one point and in-crease in other, thus avoiding dry gas re-circulation corridors.

APPliCAtioNsBased on the understanding of the heteroge-

neity effects on fluid flow, a strategy of gas injec-tion redistribution was designed, maximizing the use of the gas resource and the installed facilities.

This strategy considers the conversion of shut-in wells and re-access of isolated intervals to have a better distribution of the injection and production wells, for an optimum vertical and lateral distribu-tion of the gas injection.

The strategy combined with other actions that have been implemented since 2004 has shown a reduction in the base decline, see example of be-nefits in figure 16.

reFereNCesGutierres, D. Soto, L. Peñuela, G. Yannimaras, D. 2004. Fine Grid Simulation of Gas Injection in Cusiana Field. BP Internal Report.Hossack, J., Creigthon, D. 1999: Preliminary Structure Interpretation of Cusiana 3D Seismic. BP Internal Report, Lowe, Stephen, 1997. Hig Resolution Biostratigraphy of the Cusiana Field, Llanos Foothills, Colombia. BP Internal Report. Sdt/014/97.Mesa, Alba. 1999. Estudio Petrográfico de la Formación Barco. ICP Report.Naar, J. 1993. Sedimentology, Stratigraphy and Controls on Reservoir Quality, Upper Guadalupe Formation, Cusiana Field Colombia. BP Internal Report.Ocampo, Alonso. 1999, Cusiana Field 1999 Petrophysical Model. BP Internal Report.Reynolds, Tony. 1997. Historical and New Scal Samples: Cusiana Mirador, Barco and Guadalupe Sandstone Formations. BP Internal Report. Sdn/003/97.Soto, Luis. 2004: Sedimentology Stratigraphy and Structural Heterogeneity Controlling Fluid Flow in Cusiana Field. BP Internal Report. CUS/001/2004.Soto, L. Peñuela, G. Castiblanco, I. Ocampo, A. Martínez, M. Mora, K, Chaves, I. Benavides, I, Mejía, M. 2004, Cusiana Decline Management and Recovery Improvement Strategy by Means of Gas Injection Redistribution. BP Internal Report. CUS/003/2004.Warren, Ed. 1994. The Reservoir Quality of Cusiana Field, Llanos Foothills, Colombia. BP Internal Report. RDB/49/93.

0.0 so 1.0Figure 15Cusiana sector model, notice the lower residual oil saturation (So) injecting gas at lower rate

Figure 16Incremental oil production in Guadalupe producer well after implementation of new gas injection strategy

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Marzo de 2013


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sobre el origen y evolución de los Cangrejos verdaderos: Pistas del Cretácico de Colombia, suramérica.

Javier Luque, Departamento de Ciencias Biológicas, Universidad de Alberta, Edmonton, Alberta T6G 2E9, Canadá - Tesis de Doctorado

Los braquiuros, o cangrejos ‘verdaderos’, son el grupo de crustáceos mas avanzado y diverso. Su primer registro fósil data del Jurási-co Medio, pero se diversificaron mundialmen-te durante el Cretácico. Desde entonces, los cangrejos han experimentado ampliamente con formas y adaptaciones, reflejadas en la increíble diversidad morfológica presente en las más de 7,000 especies vivientes. A pesar de su gran disparidad de planos corporales, varios estudios moleculares, morfológicos y es-permatológicos coinciden en que Brachyura es un grupo monofilético.

reconstruccion de la evolucion termica Mesozoica en el Macizo de Floresta Colombia

Sandra Catalina Méndez Espinosa, Universidad Nacional de Colombia – Bogotá, Tesis de Maestría

Este proyecto pretende reconstruir las ca-racterísticas termales y la temporalidad de los eventos diagenéticos registrados en las rocas sedimentarias del Devónico y el Jurásico–Cre-tácico Inferior expuestas en el Macizo de Flo-resta mediante la integración de análisis de cristalinidad de la ilita, parámetro b de la ilita y análisis de vitrinita, integrado con análisis ter-mocronológicos por los métodos de trazas de fisión en circón y U-Th/He en circón.

variaciones Paleoclimáticas y Dinámicas Poblacionales en la Cordillera oriental Colombiana.

Verónica Marcela Ramírez Ruiz, Universidad de Sao Paulo, Brasil - Tesis de Maestría

Este proyecto tiene como objetivo indagar sobre las variaciones pleoclimáticas que han tenido lugar en los últimos 3000 años, durante el periodo de Holoceno Tardío en la cordillera oriental de los Andes Colombiano. El estudio se basa en los registros de alta resolución de las razones isotópicas de Oxigeno y Carbono, en espeleotemas recolectados en área de es-tudio, los cuales han sido datados por el mé-todo de U/Th

estratigrafía, Quimioestratigrafía y Petrografía de la Formación rosablanca: implicaciones para la identificación de Eventos Anóxicos oceánicos en la Cordillera oriental Colombiana

Carolina Bedoya Rueda, Hefer Emilec Nomesqui Ortiz. -Universidad de Caldas, Manizales

Trabajo de pregrado.

La combinación de la quimioestratigrafía de isótopos con análisis de facies permitirá investigar las condiciones ambientales do-minantes durante la depositación de la For-mación Rosablanca, contribuyendo de esta forma a la paleogeografía del oriente Co-lombiano durante el Cretácico. La realización de análisis paragenéticos de los carbonatos permitirá, finalmente, investigar los procesos diagenéticos que afectaron la Formación Ro-sablanca.

Procedencia de las rocas sedimentarias Cretacicas del Complejo Quebradagrande. implicaciones en la tectonica regional

Juan Pablo Castañeda, Estudiante de Ingeniería Geológica, Universidad Nacional, Sede Medellín.- Tesis de pregrado

En este proyecto se pretende realizar el levantamiento de dos secciones compues-tas del Complejo quebradagrande en áreas donde han sido reportadas previamente la presencia de fósiles o existen algunos datos geoquímicos (quebrada Campanas y en la

Fondo Corrigan – ACGGP – ARESCONVOCATORIA 2013 XI ediciónResúmenes de las propuestas seleccionadas

Marzo de 2013

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región de Pácora). En estas unidades se recons-truirán características estratigráficas de los ele-mentos volcánicos y las rocas sedimentarias aso-ciadas. Sobre las rocas sedimentarias asociadas a los volcánicos se pretende realizar un análisis de procedencia de areniscas integrando petrogra-fía, minerales pesados y geocronología detrítica U-Pb en circón.

Petrogénesis de las rocas volcánicas Miocenas de la isla de Providencia y santa Catalina: implicaciones geotectónicas

Carolina Amaya López, Universidad Nacional de Colombia Sede Medellín.

Tesis de pregrado.

Estudios anteriores en la isla sugieren que las rocas volcánicas incluyen una serie de basaltos y otra de andesitas a dacitas de carácter alcalino y calco-alcalino y con edades K-Ar del Mioceno Medio y del Plioceno.

Este proyecto pretende incorporar nuevos da-tos geoquímicos de elementos mayores y traza en las dos series magmáticas, mejorar la geocronolo-gía de la serie intermediaria mediante edades de U-Pb en circones de las unidades volcánicas más félsicas, con el fin de discriminar la evolución tec-tonomagmática de las dos series composicionales

y establecer con mayor detalle la relación de es-tos eventos magmáticos con la dinámica tectóni-ca Mio-Pliocena del Rise de Nicaragua el Caribe.

estratigrafía secuencial y Análisis integrado de Procedencia de las sedimentitas de la Formación Amaga en la subcuenca de santafé de Antioquia.

Ana Milena Salazar Franco: y Leidy Johana Rojas Galvis - Universidad de Caldas, Manizales. Trabajo de pregrado

Este projecto tiene como objetivo refinar las posibles áreas fuentes de la Formación Amaga a partir de análisis petrográficos y dataciones de circones detríticos en la sub-cuenca de Santafe de Antioquia. Los resultados de proyecto permi-tirán investigar la posible interacción entre los bloques Cordillera Central, Cordillera Occiden-tal y Panamá-Chocó durante el Oligoceno-Mio-ceno. El análisis estratigráfico secuencial de la Formación Amaga en esta sub-cuenca permitira investigar su posible correlación y diacronismo con el registro sedimentológico de la sub-cuen-ca Amaga; lo que acrecentará la comprensión de la evolución tectonoestratigráfica y de pa-leogeográfica del norte de Sur América durante el Oligoceno-Mioceno.

Respuestas

1. La USGS dice que al menos 1.000 toneladas de material entran en la atmósfera cada año y alcan-zan la superficie de la Tierra.

2. El Gran Cañón es considerado el sistema de cañones más grande del mundo. Su ramal principal mide 446 kilómetros. En comparación, el Valle Marineris, en Marte, se extiende a lo largo de 4.800 kilómetros.

3. Se conocen 540 erupciones volcánicas terrestres pero no se sabe cuántas erupciones submarinas han sucedido a lo largo de la historia.

4. En promedio, unos 100, aunque estos son únicamente los que tocan el suelo. Durante un minuto se producen más de un millar de tormentas eléctricas, causando aproximadamente 6.000 relámpa-gos; la mayoría de ellos van de nube a nube.

5. El casquete de hielo del Antártico almacena casi 90 por ciento del hielo mundial y 70 por ciento del agua dulce. Si todo el casquete se derritiese el nivel del mar se elevaría en casi 67 metros. Los científicos saben que en la actualidad hay en marcha una tendencia hacia el deshielo.

Tomadas de 101 Amazing Earth Facts, por Robert Roy Britt.

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