UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

ESCUELA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

INTERPRETACIÓN Y USO DE REGISTROS ELÉCTRICOS A

HUECO ABIERTO EN EL POZO XXX PARA ENCONTRAR

ARENAS PRODUCTORAS A DETERMINADA PROFUNDIDAD

EN EL “CAMPO SACHA”.

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO

DE TECNÓLOGO DE PETRÓLEOS

VICTOR HUGO FREIRE PROAÑO

DIRECTOR: ING. PATRICIO JARAMILLO, MSC

Quito, Junio, 2012

© Universidad Tecnológica Equinoccial, 2012

Reservados todos los derechos de reproducción

DECLARACIÓN

Yo Víctor Hugo Freire Proaño, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi

autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o

calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas

que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de

Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional

vigente.

-----------------------------------

Firma

Víctor Hugo Freire Proaño

CI: 171886156-8

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Interpretación Y Uso

De Registros Eléctricos A Hueco Abierto En El Pozo XXX Para

Encontrar Arenas Productoras A Determinada Profundidad En El

Campo Sacha”, que, para aspirar al título de Tecnólogo de Petróleos fue

desarrollado por Víctor Freire, bajo mi dirección y supervisión, en la

Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones

requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.

------------------------------------

Ing. Patricio Jaramillo, Msc

Director de Tesis

CARTA DE LA EMPRESA

DEDICATORIA

Con todo cariño a mi Padre Víctor H. Freire por haberme inculcado desde

pequeño a esta hermosa carrera, por su apoyo incondicional en buenos y

malos momentos, por toda la perseverancia y los valores que me ha

inducido para poder ser una persona de excelencia tanto personal como

profesional para ser útil en la sociedad.

Con todo amor a mi madre Mercedes Proaño que con su cariño y constancia

me ha ensañado que no hay que rendirse y siempre debemos conseguir

nuestras metas.

Víctor Hugo Freire Proaño

AGRADECIMIENTO

A la Universidad Tecnológica Equinoccial, en especial a la Facultad de

Ciencias de la Ingeniería por la excelente labor realizada y por permitir la

buena formación tanto profesional como ética de sus estudiantes.

Al Ingeniero Patricio Jaramillo por ser un excelente maestro y guía en el

desarrollo de esta Tesis.

A mi familia y amigos que con su apoyo incondicional lograron ser un

soporte de vital importancia para la culminación de mi carrera.

A todos los profesores de la carrera de Tecnología de Petróleos por ayudar a

los alumnos a obtener una excelente formación académica incluyendo

valores morales y éticos.

Víctor Hugo Freire Proaño

i

ÍNDICE DE CONTENIDOS

RESUMEN x

ABSTRACT xii

CAPÍTULO 1 1

1.- INTRODUCCIÓN 1

1.1.- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 2

1.2.- ALCANCE 3

1.3.- OBJETIVOS 4

1.3.1.- OBJETIVO GENERAL 4

1.3.2.- OBJETIVOS ESPECÍFICOS 4

1.4.- HIPÓTESIS 5

1.5.- JUSTIFICACIÓN 5

1.6.- IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES 6

1.6.1.- VARIABLE DEPENDIENTE 6

1.6.2.- VARIABLE INDEPENDIENTE 6

CAPÍTULO 2 7

2.- CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL CAMPO 7

2.1.- UBICACIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO 7

2.2.- GEOGRAFÍA 7

2.3.- HIDROGRAFÍA 7

2.4.- VEGETACIÓN 8

2.5.- CLIMA 8

2.6.- VÍAS DE COMUNICACIÓN 8

2.7- DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL CAMPO 9

2.7.1.- GENERALIDADES 9

2.7.2.- GEOMORFOLOGÍA 10

2.7.3.- GEOLOGIA REGIONAL 11

2.7.4.- GEOLOGIA ESTRUCTURAL 12

2.7.5.- ESTRATIGRAFÍA 15

2.7.5.- BASAMENTO PRECÁMBRICO 15

2.7.5.1.- Formación Pumbuiza (Silúrico - Devónico) 15

ii

2.7.5.2.- Formación Macuma (Carbonífero-Pérmico) 15

2.7.6.- MESOZOICO 16

2.7.6.- JURÁSICO 16

2.7.6.1.- Formación Santiago (Jurásico Inferior) 16

2.7.6.2.- Formación Chapiza – Misahualli (Jurásico medio – Cretácico

inferior) 17

2.7.7.- CRETÁCICO 18

2.7.7.1.- Formación Hollín (Albiano – Aptiano inferior) 18

2.7.7.2.- Grupo Napo (Albiano inferior – Campaniano medio) 18

2.7.8.- CENOZOICO (TERCIARIO) 20

2.7.8.1.- Formación Tena (Maestrichtiano Inferior - Paleoceno) 20

2.7.8.2.- Formación Tiyuyacu Inferior (Eoceno Inferior a Medio) 21

2.7.8.3.- Formaciones Tiyuyacu Superior – Orteguaza – Chalcana

(Eoceno Medio - Oligoceno) 21

2.7.8.4.- Formaciones Arajuno - Curaray - Chambira (Mioceno Inferior-

Plioceno) 22

2.7.8.5.- Formación Mesa (Plioceno - Pleistoceno) 23

2.7.9.- CUATERNARIO 23

2.7.9.1.- Formación Mera (Cuaternario) 23

2.8.- EL PETRÓLEO 25

2.8.1.- COMPOSICIÓN DEL PETRÓLEO 25

2.8.2.- ORÍGENES DEL PETRÓLEO 25

2.8.3.- DEFINICIÓN GEOLÓGICA DE CUENCA SEDIMENTARIA 26

2.8.3.1.- Rocas Ígneas 26

2.8.3.2.- Rocas metamórficas 27

2.8.3.3.- Rocas sedimentarias 27

2.8.4.- TRAMPAS DE PETRÓLEO 32

2.8.4.1.- Clasificación de las trampas 34

2.8.4.1.- Trampas Estructurales 34

2.8.4.2.- Trampas Estratigráficas 35

2.8.4.3.- Trampas Mixtas 38

2.8.5.- ROCAS MADRES 39

2.8.6.- ROCAS ALMACÉN Ó RESERVORIO 40

iii

2.8.6.1.-Tipos de rocas reservorios 40

2.8.7.- ROCA COBERTORA 43

2.8.8.-SERIES Y FACIES PETROLÍFERAS 44

2.8.8.1.- Facie 44

2.8.8.2.- Series 44

2.8.8.3.- Tipos de Serie 45

2.8.9.- POROSIDAD 45

2.8.9.1.- Porosidad Total 46

2.8.9.2.- Porosidad Efectiva 46

2.8.9.3.- Porosidad Primaria o Matricial 46

2.8.9.4.- Porosidad Secundaria 46

2.8.9.5.-Grado de Porosidad 46

2.8.9.6.-Medidas de Porosidad 47

2.8.9.7.- Factores que inciden en la porosidad 48

2.8.10.- PERMEABILIDAD 48

2.8.10.1.-Tipos de Permeabilidad 49

2.8.10.2.- Medida de la Permeabilidad 50

2.8.11.- SATURACIÓN 50

2.8.12.- CAPILARIDAD 51

2.8.13.- CIERRE 51

2.8.13.1.- Cierre Estructural 51

2.8.13.2.- Cierre Efectivo 51

2.8.14.- RESERVORIOS O YACIMIENTOS 52

2.8.14.1.- Fluidos 52

2.8.14.2.- Principales características de los fluidos 54

2.9.- ESTUDIOS GEOFÍSICOS Y PERFORACIÓN DE POZOS 56

2.9.1.- INTRODUCCIÓN 56

2.9.1.1.- Fotogeología 57

2.9.1.2.- Métodos magnéticos y gravimétricos 57

2.9.1.3.- Geología de campo 57

2.9.1.4- Geofísica 57

2.9.1.5.- Evaluación 58

iv

2.9.2.- PERFORACIÓN DE POZOS 59

2.9.2.1.- Introducción 59

2.9.2.2.- Equipo de perforación 59

2.9.2.3.- Pozo Exploratorio 61

2.9.2.4.- Pozos de Avanzada 61

2.9.2.5.- Pozos de Desarrollo 61

2.10.- REGISTROS ELÉCTRICOS 62

2.10.1.- INTRODUCCIÓN 62

2.10.2.- CORRIDA DE REGISTROS 63

2.10.3.- FORMATOS DE REGISTRO 65

2.10.4.- ESCALAS DE PROFUNDIDAD 65

2.10.5.- CUADRICULAS 66

2.10.6.- TIPOS DE REGISTROS 67

2.10.6.1.- Registro de potencial espontáneo (SP) 67

2.10.6.2.- Registro de rayos gamma (GR) 69

2.10.6.3.- Registro de caliper 70

2.10.6.4.- Registros de resistividad 70

2.10.6.5.- Registro de Inducción 72

2.10.6.6.- Registro de Resistividad Esférica Enfocada (Sferical

Focused Log) 73

2.10.6.7.- Registro Laterolog 73

2.10.6.8.- Registros de micro resistividad (MRL) 73

2.10.6.9.- Registro Micro Resistividad Esférica Enfocada (MSFL) 74

2.10.6.10.- Registro Micro Laterolog (MLL) 74

2.10.6.11.- Registro de Proximidad (PL) 75

2.10.6.12.- Registro Microlog (ML) 75

2.10.6.13.- Registro neutrónico 75

2.10.6.14.- Registro de densidad 79

2.10.6.15.- Registro sónico (SL) 82

2.10.6.16.- Registro de propagación electromagnética (EPT) 82

CAPÍTULO 3 84

3.- INTERPRETACIÓN DEL REGISTRO ELÉCTRICO 84

v

3.1.- Explicación e interpretación por análisis Quick Look de zonas de

interés hidrocarburífero. 84

3.1.1- CÁLCULOS PARA LA EVALUACIÓN DE ZONAS DE

INTERÉS 91

3.1.1.1-DATOS DEL REGISTRO DE LA ZONA U SUPERIOR 91

3.1.1.2.- CÁLCULO DE LA TEMPERATURA DE LA

FORMACIÓN (T2) 91

3.1.1.3.- CÁLCULO DEL RMF CORREGIDO 91

3.1.1.4.- CÁLCULO DEL SP (DE LA GRÁFICA) 92

3.1.1.5.- CÁLCULO DE RESISTIVIDAD DEL AGUA 92

3.1.1.6.- CÁLCULO DE D 92

3.1.1.7.- CÁLCULO DEL VSH 93

3.1.1.8.- CÁLCULO DE POROSIDAD 93

3.1.1.9.- CÁLCULO DE POROSIDAD 93

3.1.1.10.- CÁLCULO SATURACIÓN DE AGUA 94

3.1.1.11.- CÁLCULO SATURACIÓN PETRÓLEO 95

3.1.1.12.- CÁLCULO MOVILIDAD DEL CRUDO 95

CAPÍTULO 4 96

4.- ANÁLISIS DE RESULTADOS 96

CAPITULO 5 108

5.1.- CONCLUSIONES 108

5.2- RECOMENDACIONES 110

NOMENCLATURA 111

GLOSARIO 114

BIBLIOGRAFIA 121

ANEXOS 124

REGISTRO ELÉCTRICO COMPLETO 124

vi

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1.Mapa de ubicación de la cuenca oriente 10

Figura 2. Mapa estructural de la cuenca oriente 14

Figura 3. Columna estratigráfica del oriente 24

Figura 4. Trampas de petróleo 33

Figura 5. Trampa estructural 35

Figura 6. Tipos de trampas 36

Figura 7. Trampas mixtas 39

Figura 8. Tipos de rocas: Madre, Reservorio, Cobertera 43

Figura 9. Esquema de un pozo con parámetros físicos 63

Figura 10. Cuadricula lineal 66

Figura 11. Cuadricula logarítmica 67

Figura 12. Esquema de detección nuclear por retrodispersión 76

Figura 13. Esquema de portamuestras 77

Figura 14. Equipos para registro neutrónico 79

Figura 15. Equipo registro de densidad 80

Figura 16. Equipo de registros neutrónico 81

vii

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1. Tamaño de areniscas 41

Tabla 2. Grado de Porosidad 47

Tabla 3. Permeabilidad 49

Tabla 4. Resumen de principales registros eléctricos 83

Tabla 5. Resultados Petrofísicos 97

Tabla 6. Cálculos de la zona U superior 98

Tabla 7. Cálculos de la zona U inferior 100

Tabla 8. Cálculos de la zona T 102

Tabla 9. Cálculos de la zona Hollín 104

viii

ÍNDICE DE ECUACIONES

3.1 Corrección de temperatura 91

3.2 Corrección de resistividad del filtrado de lodo 91

3.3 Resistividad del agua 92

3.4 Factor de temperatura 92

3.5 Porosidad 92

3.6 Volumen de arcilla 93

3.7 Porosidad 93

3.8 Porosidad de Gaymard 93

3.9 Saturación de agua 94

3.10 Factor de formación 94

3.11 Saturación de agua saturada de hidrocarburos 94

3.12 Factor de formación 94

3.13 Saturación de petróleo 95

3.14 Saturación de la zona lavada 95

3.15 Movilidad del crudo 95

3.16 Saturación del Oil residual 95

ix

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO 1

Registro Eléctrico completo 124

x

RESUMEN

En el primer capítulo se habla sobre la descripción de lo que se va a

investigar, como lo es la búsqueda de posibles zonas que contengan

hidrocarburos mediante la interpretación de los registros eléctricos.

En el segundo capítulo se describe la geología del campo de la cuenca

oriente en donde podemos describir cada una de las formaciones con su

respectiva edad geológica, características litológicas e interés

hidrocarburífero; así: tenemos la formación Tiyuyacu que es de la edad

terciaria y consta de arcillas de varios colores, areniscas gruesas y

conglomerados, y que actualmente esta formación se utiliza en varios

campos petroleros para inyección de las aguas de formación. La formación

Tena de edad cretácica y consta de arcillas rojas y areniscas; la formación

Napo que es de la edad cretácica y consta de areniscas, calizas y lutitas; y

es la principal formación generadora de hidrocarburos en la cuenca oriente.

La formación Hollin que es de edad cretácica y consta de arenisca y lutitas y

constituye una de las principales rocas reservorio y productoras de la

cuenca oriente. Las formaciones Chapiza y Santiago de edad jurásica y las

formaciones Macuma y Pumbuiza de edad paleozoica en la actualidad son

objeto de estudio pero que hasta la presente no presentan indicios de

hidrocarburos. Y el Basamento que consta de granito, cuarcitas y esquitos

sin interés hidrocarburífero.

De igual modo en este capítulo se habla acerca del petróleo, su composición

constituido principalmente por carbono e hidrógeno; su origen: la teoría

inorgánica y orgánica, y se describe cada uno de los componentes para la

formación del petróleo; las formaciones geológicas que constituyen la roca

madre, roca reservorio, roca cobertera y las trampas de petróleo. También

se define lo que es cuenca sedimentaria, series y fasies petrolíferas; así

como también las propiedades físicas de las rocas como: porosidad,

permeabilidad y saturación.

xi

En este capítulo también se describen los estudios previos para la búsqueda

de petróleo en la cuenca oriente, en la cual se tiene: fotogeología, geología

de campo, geofísica y evaluación.

También se describen los equipos para la perforación de pozos así como los

diferentes tipos: exploratorios, avanzada y de desarrollo.

Finalmente en este capítulo se describe la historia de los registros

eléctricos, la corrida de los mismos y se explica con cierto detalle el uso de

cada uno de ellos; dentro de los cuales tenemos: Gamma Ray, Potencial

Espontaneo, Neutrónico, de Densidad, de Resistividad, de Inducción,

Sónico, Laterolog, Caliper, Microresistividad, de Proximidad, Microlog,

Microresistividad Esférica Enfocada y de Propagación Electromagnética.

En el tercer capítulo se hace una descripción semi detallada de las

diferentes tipos de curvas, su importancia, uso, profundidad de las posibles

zonas de interés y la interpretación cuantitativa de los registros eléctricos,

usando ecuaciones matemáticas determinadas y cálculos mediante los

cuales se han detectado los intervalos que contienen hidrocarburos.

En el cuarto capítulo denominado análisis de resultados se elaboró una serie

de tablas de las cuatro zonas consideradas de interés hidrocarburífero

basadas especialmente en la saturación de petróleo (So).

Finalmente en el quinto capítulo se señalan algunas conclusiones y

recomendaciones que se logró obtener, luego del desarrollo de la presente

tesis a fin de cumplir con los objetivos propuestos.

xii

ABSTRACT

In the first chapter discusses the description of what is to be investigated, as

is the search for possible areas containing oil by interpretation of electric

logs.

In the second chapter describes the geology of Cuenca Oriente where we

can describe each of the formations with the corresponding geological age,

lithology and hydrocarbon interest, as follows: Tiyuyacu formation is of

Tertiary age and consists of clays of various colors, coarse sandstones and

conglomerates, and is currently formation in various fields is used for storing

petroleum formation waters. Tena Formation of Cretaceous age and consists

of red clays and sandstones, the Napo formation is of Cretaceous age and

consists of sandstones, limestones and shales, and is the main formation of

hydrocarbons generated in the Cuenca Oriente. The Hollin formation is of

Cretaceous age and consists of sandstone and shale and is one of the main

producing reservoir rocks and the Cuenca Oriente. Chapiza and Santiago

formations are of Jurassic age and formations Pumbuiza and Macuma are of

the Paleozoic age are currently under study but this did not occur until traces

of hydrocarbons. And the basement consisting of granite, quartzite and shale

hydrocarbon uninteresting.

Of the same way this chapter is about oil, its composition consists mainly of

carbon and hydrogen; its origin: inorganic and organic theory, and describes

each of the components for the formation of petroleum geological formations

that form the bedrock, reservoir rock, rock mulch and traps oil. It also defines

what sedimentary basin, and fasis, oil series, as well as the physical

properties of rocks such as porosity, permeability and saturation.

xiii

In this chapter also describes the preliminary studies for oil exploration in the

Cuenca Oriente, which has photogeology, field geology, geophysics and

evaluation.

It also describes the equipment for drilling of wells and the different types of

wells: exploratory, advanced and development.

Finally this chapter is about of the history of the electric logs, also how we

run the electrical logs and is explained in some detail the use of each, within

which we have: Gamma ray, spontaneous potential, Neutron, De density,

resistivity, Induction, Sonic, laterolog, Calliper, microresistivity, proximity,

Microlog, microresistivity Spherical Focused and Electromagnetic

Propagation.

In the third chapter provides detailed descriptions of semi different types of

curves, its importance, use, depth of the potential areas of interest and the

quantitative interpretation of electric logs, using certain mathematical

equations and calculations by which they have been detected intervals

containing hydrocarbons.

In the fourth chapter entitled Analysis of results produced a series of tables of

the four areas considered of interest especially in the hydrocarbon-based oil

saturation (So).

Finally in the fifth chapter identifies some conclusions and recommendations

was achieved, after the development of this thesis in order to meet the

objectives.

1

CAPÍTULO 1

1.- INTRODUCCIÓN

Los registros eléctricos son herramientas, las cuales nos van a ayudar a

determinar las propiedades de la formación por investigar y por lo tanto

detectarán las zonas de interés hidrocarburífero, para el posterior cañoneo y

producción de petróleo.

La corrida de registros eléctricos, se realiza con un camión adecuado para

este fin, equipos electrónicos y unos 8.000 m de cable enrollado, las

herramientas son ubicadas al frente del pozo. Una vez verificado el correcto

funcionamiento de las herramientas, estas son bajadas hasta el fondo del

mismo, tan rápido como sea posible sin arriesgar su seguridad ni la de las

paredes del pozo.

El registro comienza en sí con las herramientas apoyadas en el fondo del

pozo, para obtener el momento del despegue o “pick up” que define la

profundidad total cuando se recoge el cable. El registro es una presentación

de los datos medidos por las herramientas, o de valores derivados de estos

datos, en función de la profundidad, impreso en forma continua en papel y

grabado en medio magnético.

Los Registros Eléctricos que más utilizan son:

Registro Potencial Espontaneo.- Que localiza contactos entre

capas, determina salinidad del agua de la formación, estima el

espesor de las capas y evalúa la arcillosidad de las capas.

Registro de Rayos Gamma.- Que detecta capas permeables, evalúa

minerales radioactivos, determina arcillosidad de las capas y define

los minerales radioactivos.

2

Registro de Resistividad.- Que sirve para la detección rápida de

hidrocarburos o agua de formación.

Registro de Inducción.- Que mide la conductividad de la formación.

Registro Laterolog.- Que mide la resistividad de la formación.

Registro de Micro Resistividad.- Que sirve para la determinación de

hidrocarburos móviles, determinación de la resistividad del filtrado y

resistividad del lodo.

Registro de Micro Resistividad Enfocada.- Que sirve para medir el

diámetro del pozo.

Registro de Microlaterolog.- Que sirve para determinar las capas

permeables.

Registro de Microlog.- Que determina la resistividad del enjarre ó

costra de lodo.

Registro Sónico.- Que mide porosidad y son utilizados en geofísica

para calibración de los sismogramas sintéticos.

Registro de Litodensidad.- Que mide la densidad de la formación.

Registro Neutrón.- Que sirve para medir el índice de hidrógeno de la

formación y determinar la densidad de la formación.

Registro de Propagación Electromagnética.- Que puede

determinar la saturación de hidrocarburos en la zona lavada.

1.1.- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

La determinación de zonas productoras de petróleo dentro de la perforación

de un pozo de petróleo es de vital importancia, por lo que es necesario bajar

herramientas de registros eléctricos para localizar el intervalo productor de

petróleo.

3

1.2.- ALCANCE

El campo Sacha se encuentra ubicado en la provincia de Francisco de

Orellana en la cuenca Oriente, aproximadamente a treinta kilómetros de la

cuidad del Coca, capital de la mencionada provincia, cuenta con una buena

red vial que conecta con las ciudades de Lago Agrio y Coca.

Actualmente el campo Sacha esta operado por la compañía Rio Napo

constituida por el 70% de capitales de Petroproducción y 30% de PDVSA

(Cía. Venezolana).

Estructuralmente el campo Sacha es un anticlinal asimétrico con una

extensión aproximada de 40.000 acres.

Los registros que serán usados en el campo Sacha, Pozo XXX serán:

registro de Potencial Espontaneo, registro de Rayos Gamma, registro de

Resistividad, registro de Micro Resistividad, registro de Porosidad, registro

Microlog, registro Caliper, registro de Litodensidad, registro Sónico, registro

Neutrónico. Los cuales después de ser corridos darán información sobre la

ubicación de zonas donde puede encontrarse el hidrocarburo.

El procedimiento para interpretar los registros eléctricos es el siguiente:

calcular la temperatura de la formación, calcular la resistividad del filtrado del

lodo (Rmf) corregido, de la gráfica del registro, leer el valor del Potencial

Espontaneo (SP) en la línea base de arcillas (lutitas), calcular la Resistividad

del agua de formación, calcular la Porosidad φD, calcular el Volumen de

Arcilla (Vsh), calcular la Porosidad N-D, calcular la Saturación de agua,

cálcular la saturación de petróleo y cálcular la movilidad del crudo.

Con el uso y la correcta interpretación de los registros eléctricos se puede

determinar las posibles zonas productoras de petróleo, así como sus

características petrofísicas: porosidad, permeabilidad, saturación de agua,

saturación de hidrocarburos, resistividad del fluido de las formaciones, etc.

4

Para poder utilizar registros eléctricos se debe tener un conocimiento previo

de la geología del petróleo, que es la aplicación de la geología en la

búsqueda y explotación de yacimientos de hidrocarburos: sólidos, líquidos y

gases.

Para que existan hidrocarburos en el yacimiento, se debe tener los

siguientes elementos: roca madre, roca reservorio, roca cobertera y

presencia de trampas.

Para encontrar un campo productor de petróleo previamente se deben

realizar estudios de las estructuras del suelo como: fotogeología, geología

de campo, geofísica y finalmente perforación.

1.3.- OBJETIVOS

1.3.1.- OBJETIVO GENERAL

Determinar la incidencia que tienen los registros eléctricos en la búsqueda

de zonas productoras de petróleo.

1.3.2.- OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Determinar el tipo de registros eléctricos utilizados a hueco abierto en

el pozo XXX, del campo Sacha.

Mediante el uso de fórmulas generar información para obtener una

buena interpretación de los registros eléctricos.

Encontrar posibles zonas de interés hidrocarburífero.

5

1.4.- HIPÓTESIS

La utilización de los registros eléctricos proveerá de un soporte técnico para

la determinación de posibles zonas productoras de petróleo.

1.5.- JUSTIFICACIÓN

Las grandes empresas en la actualidad como Rio Napo, se hacen más

competitivas dentro de su rama y cada vez adoptan nuevas estrategias a fin

de garantizar el éxito en la perforación de pozos. Estas empresas están

adoptando herramientas de optimización en este caso, el uso de registros

eléctricos que presten una buena confiabilidad, a fin de alcanzar el éxito a

corto, mediano y largo plazo con el propósito de cumplir las metas y alcanzar

los planes propuestos. Elementos que conjugados comprometen tanto a

directivos, supervisores y empleados a la identificación con la empresa y el

compromiso para alcanzar los objetivos de la misma, específicamente “La

búsqueda de petróleo mediante el uso de registros eléctricos y la perforación

de pozos”.

La necesidad de plantear la evaluación utilizando registros eléctricos incidirá

en la optimización de los programas propuestos, ya que mediante su análisis

se podrán establecer los lineamientos a seguir en cuanto a su uso e

interpretación, requeridos para el logro de los objetivos.

Esta investigación también se justifica desde tres puntos de vista. Desde el

práctico, ya que la misma propone al problema planteado una estrategia de

acción.

Desde el punto de vista teórico, esta investigación generará reflexión,

discusión y apoyo acerca del conocimiento del área investigada.

6

Desde el punto de vista metodológico, este estudio está generando la

aplicación de un nuevo método de investigación para dotar de conocimientos

válidos y confiables dentro del área de registros eléctricos.

Por último, profesionalmente servirá para que los conocimientos adquiridos

durante la investigación permitan sentar las bases para otros estudios que

puedan realizarse partiendo de la problemática aquí especificada.

1.6.- IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES

1.6.1.- VARIABLE DEPENDIENTE

Corrida de registros eléctricos en el Pozo XXX del campo Sacha.

1.6.2.- VARIABLE INDEPENDIENTE

Determinación de zonas de interés en el Pozo XXX del campo Sacha.

7

CAPÍTULO 2

2.- CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL CAMPO

2.1.- UBICACIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO

El Pozo XXX del presente estudio se localiza en la Región Oriental del

territorio ecuatoriano, en la provincia de Orellana, cantón el Coca, en el

campo Sacha perteneciente actualmente a la compañía operadora Rio

Napo.

2.2.- GEOGRAFÍA

El Campo Sacha, se encuentra en una zona semi-selvática con presencia de

colinas y relieves con elevaciones que no superan los 800 m. de altura,

cortada por ríos y pantanos que dificultan su acceso, especialmente en

épocas de invierno. Aunque en el Oriente ecuatoriano no existen estaciones

climáticas marcadas entre el invierno y el verano.

2.3.- HIDROGRAFÍA

El principal rio que drena la provincia de Orellana es el rio Napo, el cual en la

ciudad del Coca se une con los afluentes: los ríos Coca y Payamino, por lo

cual desde aquí se puede navegar en botes a motor y barcos de pequeño

8

calado como el Flotel Orellana. Existen otros ríos y esteros que drenan el

área y que los fines de semana se utilizan como balnearios y sitios de

distracción de la población.

2.4.- VEGETACIÓN

El área del campo Sacha, la mayor parte está cubierta de bosque primario

y una menor parte tiene vegetación ya intervenida por la población autóctona

y también por colonos que se dedican a talar los árboles para realizar

sembríos de cacao, plátano, piñas, arroz en ciertos sitios y en pastizales

para el ganado.

2.5.- CLIMA

El clima en general de la región amazónica es cálido húmedo con

abundantes precipitaciones (promedio anual aproximado 2500 @ 3000 mm)

y con fuerte evaporación y evapotranspiración.

2.6.- VÍAS DE COMUNICACIÓN

Desde la Región interandina existen buenas vías de comunicación que salen

desde la ciudad de Quito hacia Baeza - Lago Agrio - Coca; Baeza – Hollín –

Loreto - Coca, Baños – Tena - Coca totalmente asfaltadas y con varias

cooperativas de buses que circulan diariamente por estas vías.

9

Localmente, existen otras vías de segundo y tercer orden que comunican

diferentes parroquias y pequeños poblados. Además existen buenos

aeropuertos tanto en las ciudades del Tena, Lago Agrio y Coca que facilitan

una rápida comunicación y acceso.

2.7- DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL CAMPO

2.7.1.- GENERALIDADES

La Cuenca Oriental Ecuatoriana se encuentra ubicada al Este de la

Cordillera de los Andes, entre las coordenadas 77º45' y 75º15' de Longitud

Occidental y 0º15' de Latitud Norte a 4º30' de Latitud Sur. Constituye una

parte de la cadena de cuencas sucesivas que se desarrollaron desde

Venezuela hasta Bolivia, entre la Cordillera de los Andes y el escudo

Guayano – Brasileño como se puede observar en la Figura 1.

10

Figura 1. Mapa de ubicación de la cuenca oriente

(Baby, Rivadeneira, 2009, La Cuenca Oriente Geología y Petróleo)

2.7.2.- GEOMORFOLOGÍA

Geomorfológicamente el oriente ecuatoriano, está constituida por dos zonas

bien definidas:

a) Zona Subandina

Formada por complejas estructuras levantadas, que separan la Cuenca

Amazónica de la Cordillera de Los Andes, elevada y formada durante el

Plioceno y principalmente en el Cuaternario. Presenta fallas inversas,

producto de una tectónica activa, sucedida durante la orogenia andina.

11

Regionalmente se distinguen cuatro grandes estructuras:

El Levantamiento Napo,

La Depresión del Río Pastaza

El Levantamiento Cutucú y

La Cordillera del Cóndor.

Tanto en el Levantamiento Napo, ubicado al Norte como en el Cutucú al

Sur, se encuentran las rocas más antiguas de la cuenca.

b) Cuenca Amazónica

Localizada al Este de la Zona Subandina, está cubriendo al basamento

cristalino y constituye el producto de ligeros plegamientos, generados por

el crecimiento de la Cordillera de los Andes. Durante la formación de la

cuenca se produjo un fuerte vulcanismo seguido de levantamientos,

plegamientos y erosión; además de grandes períodos de transgresión

marina, el más significativo corresponde al Período Cretácico. (Reporte

de la Misión Alemana, 1975).

2.7.3.- GEOLOGIA REGIONAL

La Cuenca Oriente tiene una extensión aproximada de 37000 Km²; está

limitada, al Norte (Colombia) por la Cuenca de Putumayo, al Sur (Perú) por

la Cuenca del Marañón, al Este por el Escudo Guayano – Brasileño, y al

Oeste por la Cordillera de los Andes.

La cuenca ha tenido influencia de la tectónica de placas, con la subducción

de la placa oceánica de Nazca bajo la placa continental sudamericana, lo

que ha tenido su incidencia al menos desde el Jurásico (Megard 1978,

Jaillard 1990).

La profundidad de la cuenca aumenta de este a oeste y de norte a sur y

suroeste. El basamento de la cuenca está constituido por rocas

12

precámbricas metamórficas sobre las cuales se depositaron sedimentos

Paleozoicos y Mesozoicos (Formaciones Pumbuiza, Macuma, Santiago)

según Baldock J. 1982, luego fueron sucedidas por una transgresión marina,

durante la cual se depositaron sedimentos Cretácicos, constituidas

actualmente por las formaciones Hollín, Napo y Tena Inferior, las cuales se

presentan desarrolladas en toda la región amazónica.

Es evidente que el período más importante de depositación, para la

generación y acumulación de hidrocarburos en la cuenca fue durante el

Cretácico.

Las zonas de interés netamente económico en la actualidad, están referidas

al ciclo deposicional del Cretácico, debido a que la producción de petróleo se

da en las areniscas de las formaciones: Hollín, Napo, y marginalmente de la

formación Tena Inferior. (Reporte de la Misión Alemana, 1975)

2.7.4.- GEOLOGIA ESTRUCTURAL

La cuenca “Oriente” está estructurada por varias etapas de deformación que

forman tres “ejes” petroleros:

1. El Sistema Subandino – Constituye la parte más deformada y

levantada de la cuenca “Oriente”. El levantamiento es

principalmente de edad Plioceno-Cuaternario. En la parte norte

(Levantamiento Napo), el sistema petrolífero corresponde a las

formaciones Hollín y Napo (Cretácico superior) afectada por las

últimas deformaciones andinas.

El campo Bermejo cuya estructuración empezó en el Cretácico

Terminal, constituye el único campo petrolero en producción, del

Sistema Subandino.

En el dominio del Levantamiento Napo, las estructuras petrolíferas

están erosionadas, pero contienen grandes reservas de asfalto

como es el caso del campo Pungarayacu.

13

En la Depresión Pastaza se encontró petróleo pesado en la

“estructura Oglan”, siendo de interés petrolífero las partes central y

occidental de esta zona.

En la parte sur (“Levantamiento Cutucú”), el sistema petrolífero es

más antiguo (formación Santiago), su historia es mucho más

compleja. El potencial de la roca madre de la Formación Santiago

se considera como bueno.

2. Corredor Sacha-Shushufindi – Este corredor, ubicado en la parte

central de la cuenca, abarca los campos petroleros más

importantes del Ecuador. Está limitado por grandes-fallas, que

originaron grandes estructuras que dio origen a los campos Sacha

y Shushufindi. De edad Triásico superior – Jurásico inferior, que se

prolonga probablemente hacia el sur, en el “Levantamiento

Cutucú”.

El petróleo de los reservorios de la Formación Napo, en los

campos Sacha y Shushufindi proviene probablemente de las lutitas

Napo basal. En cambio el petróleo encontrado en la formación

Hollín es diferente y podría provenir del sistema Santiago.

3. Sistema Invertido Capirón-Tiputini – Constituye el borde oriental

de la cuenca “Oriente” es bastante diferente de la cuenca

Sacha/Santiago y del “Corredor Sacha-Shushufindi”. Por

correlación con la parte oriental de la cuenca “Marañón” de Perú,

ésta cuenca extensiva sería de edad Triásica (Formación Mitu en

el Perú).

El petróleo de bajo grado API encontrado en el campo Tiputini,

puede provenir de la cuenca Marañón del Perú, lo que implica

largas distancias de migración. Más al Noroeste en los campos

Eden-Yuturi y Pañacocha, el petróleo es más liviano. (Sauer,

1985).

A continuación se puede observar en la Figura 2 todos los

sistemas de la cuenca oriente.

14

Figura 2. Mapa estructural de la cuenca oriente

(Baby, Rivadeneira, 1999, La Cuenca Oriente Geología y Petróleo)

15

2.7.5.- ESTRATIGRAFÍA

2.7.5.- BASAMENTO PRECÁMBRICO

Las rocas de edad Precámbrica componen los escudos de Guyana y Brasil.

En algunos pozos de la cuenca oriental se han encontrado rocas cristalinas,

las cuales se asignan generalmente al Precámbrico.

Las rocas Metamórficas encontradas en los pozos Marañacu, Cancrio y

Tiputini (Cía. Shell), están directamente cubiertas por la formación Hollín.

2.7.5.1.- Formación Pumbuiza (Silúrico - Devónico)

El afloramiento principal se localiza a lo largo del río Pumbuiza, en la parte

norte de la cordillera del Cutucú, desde su nacimiento hasta la

desembocadura con el río Macuma. Afloran pizarras grises a negras, en

algunos lugares grafitosas, areniscas cuarciticas duras de grano fino y

conglomerados de color gris oscuro; estas rocas han sufrido fuerte

plegamiento y fallamientos; y está discordantemente sobrepuesta por calizas

carboníferas de la formación Macuma.

2.7.5.2.- Formación Macuma (Carbonífero-Pérmico)

Los afloramientos se encuentran en el cerro Macuma, al norte de la

cordillera del Cutucú y fueron los geólogos de la Shell quienes la nombraron

y la dataron como del Carbonífero y se encuentra en discordancia erosional

o fallada con la formación Pumbuiza; tiene un contacto discordante con la

formación Chapiza suprayacente.

16

Los geólogos de la compañía Shell midieron un espesor aproximado de

4500 pies (1375 metros), Tschopp (1953) separa a esta formación en dos

miembros:

El Miembro Inferior se compone de un conglomerado cuarcítico

gris verdoso muy compacto, sin porosidad y permeabilidad.

Intercalaciones sucesivas de calizas silíceas de color gris oscuro

muy fosilífero, con lutitas pizarrosas y esquistos arcillosos es

normal. la potencia oscila entre los 150 y 200 m.

El Miembro Superior es una secuencia potente de capas delgadas

de calizas de color gris oscuro, pasando a margas, arcillolitas y

en la parte superior a areniscas calcáreas. (Reporte de la Misión

Alemana, 1975).

2.7.6.- MESOZOICO

2.7.6.- JURÁSICO

2.7.6.1.- Formación Santiago (Jurásico Inferior)

La formación Santiago, fue nombrada por los geólogos de la Shell y sus

afloramientos tipo están en el Río Santiago (Cutucú Sur), donde se presenta

como una secuencia de calizas silíceas de color oscuro, lutitas negras a

veces bituminosas y areniscas con cemento calcáreo, de grano fino hasta

grueso, de color gris dispuestas en capas delgadas de 1 a 0.50 m.

Esta formación se extiende al sur hacia el Perú, pero no es conocida en el

resto del Ecuador.

La formación Santiago, esta intensamente plegada y fallada, pero su

potencia varía entre 1500 a los 2700 m

17

La formación Santiago fue atravesada por el pozo Sacha Profundo, en

donde de acuerdo a su litología y a la relación Torio-Uranio mayor a 2

corresponde a un ambiente marino, depositado a una profundidad mayor de

3000 m. Análisis geoquímicos indican que son muy buenas rocas madres.

2.7.6.2.- Formación Chapiza – Misahualli (Jurásico medio – Cretácico

inferior)

La formación Chapiza fue denominada así por los geólogos de la compañía

Shell, por encontrarse sus afloramientos a lo largo del Río Chapiza; de

acuerdo a la información tomada de los afloramientos se divide en tres

miembros: inferior, con capas rojas y verdes; medio con capas rojas y la

superior con facies de lavas y piro clastos, denominada Misahuallí.

El espesor de la secuencia varía de 600 a 4500 m. aproximadamente,

siendo las facies volcánicas más predominantes hacia el norte.

La formación Chapiza, es de ambiente continental indicando las capas rojas

una depositación de tipo clima árido. El tope de la formación Chapiza está

sobrepuesta por la formación Hollín.

Formación Volcánica - Misahuallí: Su zona de afloramiento parece estar

restringida al sistema Subandino, es un equivalente lateral de los miembros

inferior y medio de la formación Chapiza.

Geológicamente está constituida por acumulaciones volcánicas masivas,

que forman parte del potente arco magmático, que se extienden desde el

norte del Perú, hasta el norte de Colombia. (Sauer, 1985).

18

2.7.7.- CRETÁCICO

2.7.7.1.- Formación Hollín (Albiano – Aptiano inferior)

La Formación Hollín es el reservorio petrolífero más importante de la cuenca

Oriente, consiste de una arenisca blanca, grano grueso a medio, en capas

gruesas y en muchas ocasiones con una estratificación cruzada

intercaladas con lentes irregulares de lutita.

Según la misión Alemana (1975) el ambiente que se formó Hollín es

continental con elementos marinos en su parte superior donde la

depositación tuvo lugar en aguas poco profundas. Tiene un espesor de 80 a

240 m.

El espesor de esta formación, es máximo hacia el sur de la cuenca

(cordillera del Cutucú), grande en la parte central de la cuenca (pozos Águila

y Tiguino) y disminuye hacia el oeste en la depresión tectónica de Mera -

Puyo.

Tschopp (1953) divide a esta formación en dos unidades importantes: Hollín

Superior (Hollín secundario) y Hollín Inferior (Hollín principal).

2.7.7.2.- Grupo Napo (Albiano inferior – Campaniano medio)

En el grupo Napo, el ambiente de sedimentación se considera netamente

marino. La transición de la Hollín a la Napo es rápida y la superposición

claramente concordante.

El Grupo Napo consiste de una sucesión de lutitas negras y areniscas

calcáreas. Es la secuencia más importante en el Oriente Ecuatoriano desde

el punto de vista Hidrocarburífero.

19

Presenta espesores desde menos de 200 m a más de 700 m. en la cordillera

de Cutucú.

Resultados de datos más detallados producto de las exploraciones

petrolíferas han permitido una subdivisión más exacta, siendo esta dada por

geólogos de ORSTOM - IRD, Jaillard en 1997, quien otorga la categoría de

grupo en el que constan 4 formaciones de origen marino de aguas poco

profundas:

a) Formación Napo Basal (Albiano inferior – Albiano Superior),

descansa en concordancia con la formación Hollín, posee un

espesor promedio de 60 m, está constituida por las areniscas

basales, glauconiticas de grano fino a medio, intercaladas con

limolitas y calizas delgadas. La caliza “C”, de tipo masivo con

lutitas en la base, las lutitas Napo basal de color negro.

b) La Formación Napo Inferior (Albiano superior – Cenomaniano

Superior), posee un espesor aproximado de 60 m, comprende la

caliza “B” que son calizas margosas de medio anóxico (sin

oxígeno) alternadas con lutitas negras y las areniscas conocidas

como “U y T” glauconíticas, masivas.

c) Formación Napo Medio (Turoniano), presenta un espesor

aproxima do de 75 a 90 m, es una unidad netamente calcárea

predominantemente marina, compuesta por las calizas “A” de

color gris oscuras a negras.

d) La formación Napo Superior (Coniciano inferior – Campaniano

Medio), puede alcanzar hasta los 320 m de espesor. De base a

tope comprende una secuencia de lutitas con intercalaciones de

bancos calcáreos; la Caliza “M-1” integrada por calizas y lutitas

oscuras, la arenisca “M-1 inferior” que consiste de areniscas, con

intercalaciones de lutitas. (Reporte de la Misión Alemana, 1975).

20

2.7.8.- CENOZOICO (TERCIARIO)

2.7.8.1.- Formación Tena (Maestrichtiano Inferior - Paleoceno)

En el Maestrichtiense, empieza la depositación con un cambio brusco de

facies, prescindiendo de la zona M-1 en la parte este de la cuenca. Una

discordancia angular entre Napo y Tena no se puede observar en los

afloramientos pero entre ambas unidades hay un hiato de sedimentación y

una erosión parcial.

Litológicamente la formación Tena consiste esencialmente de lutitas

abigarradas pardo rojizas, con numerosas intercalaciones de areniscas

preponderantemente en las partes básales y superiores.

Cerca de la base se encuentran Cherts (estratos silicificados) y hacia el tope

conglomerados. Los colores rojos son la consecuencia de la meteorización.

El espesor de la Tena puede alcanzar los 1000 m, cuando está conservada

en su totalidad (cordillera del Cutucú).

La edad de la formación Tena es en gran parte Maestritchtiense y abarca el

límite Cretácico - Terciario.

La formación Tena es indicadora de un cambio significativo de

sedimentación Cretácica a Terciaria en el oriente, marcando una regresión

marina y la emergencia de la naciente cordillera, cuya erosión proveyó la

principal fuente de material clástico a la cuenca del Oriente.

a) Miembro Tena inferior: consiste en limolitas y areniscas rojas

continentales de grano fino, y descansan en concordancia

sobre las areniscas y limolitas “Tena basal” esta última

constituye una superficie de erosión.

b) Miembro Tena superior: consiste en limolitas y areniscas de

grano más grueso que el miembro inferior.

21

2.7.8.2.- Formación Tiyuyacu Inferior (Eoceno Inferior a Medio)

Geólogos franceses de la ORSTOM identificaron dos formaciones Tiyuyacu:

una inferior y otra superior.

La formación Tiyuyacu inferior consiste de conglomerados, areniscas y

arcillas que descansan en discordancia erosiva sobre la formación Tena

inferior o superior. Las arcillas son generalmente abigarradas, rojo - verde en

la parte inferior y rojo - café azul - amarillento en la parte superior. Los

conglomerados presentan clastos de 6 a 7cm.

El ambiente sedimentario es de tipo fluvial.

La potencia de la formación Tiyuyacu inferior varía entre 100 y 500 m.

2.7.8.3.- Formaciones Tiyuyacu Superior – Orteguaza – Chalcana

(Eoceno Medio - Oligoceno)

La Formación Tiyuyacu superior al igual que la formación Tiyuyacu inferior,

está compuesta por conglomerados en la base, arcillas y areniscas en el

tope.

La potencia de esta formación varía entre 100 y 200 m. aproximadamente.

La Formación Orteguaza yace sobre la formación Tiyuyacu superior y

litológicamente está constituida por areniscas grises y verduscas; y lutitas

gris verdosas a negras.

La edad de esta formación es atribuida al Eoceno medio - Oligoceno.

La formación Chalcana está constituida por arcillolitas rojas y esporádicas

intercalaciones de areniscas conglomeráticas.

El espesor es de 1100 m. aproximadamente y fue depositada en un

ambiente continental.

22

2.7.8.4.- Formaciones Arajuno - Curaray - Chambira (Mioceno Inferior-

Plioceno)

En la Formación Arajuno (Mioceno Inferior), las facies empiezan a

volverse otra vez más gruesas, probablemente relacionados con

movimientos de ascensión de la cordillera Real.

La secuencia empieza con areniscas y conglomerados. La parte

media de la formación esta representadas por arcillas rojas y la parte

superior por areniscas con intercalaciones de lignito con una fauna de

reptiles y moluscos de agua dulce.

La potencia o espesor de esta formación varía entre 100 y 1000

metros.

La Formación Curaray (Mioceno Inferior-Superior), está confinada al

este del Oriente y cubierta mayoritariamente por jungla (selva), bajo

delgadas capas aluviales.

La formación Curaray, consiste de una potente serie de arcillas rojas

verdosas y azuladas bien estratificadas, localmente se encuentra

yeso, alternando con horizontes de arenisca de grano fino, horizontes

tobáceos y carbonáceos son comunes.

La secuencia tiene por lo menos 750 m. de espesor.

La Formación Chambira (Mioceno superior - Plioceno) (Ushpa, al sur

del Río Pastaza), la Formación Chambira está constituida por una

secuencia no fosilífera de gran espesor (1000 - 1500 metros) de

sedimentos elásticos gruesos, sobrepuesta a la formación Arajuno.

Esta formación básicamente consiste de sedimentos fluviales

depositados durante una intensa erosión de la cordillera al oeste del

Oriente.

Los estratos equivalentes al sur del río Pastaza fueron originalmente

denominados como formación Ushpa, la que tiene una composición litológica

similar a la Chambira, con un espesor de 1500 m.

23

2.7.8.5.- Formación Mesa (Plioceno - Pleistoceno)

La formación Mesa (conocida anteriormente como Rotuno, al sur del Río

Pastaza) comprende una serie de depósitos de medio a gruesos, derivados

de la continua erosión de la cordillera de los Andes. La formación es más

gruesa en la parte oeste, cerca de la Cordillera (1000 m), mientras que al

este de la zona Subandina es de apenas 100 m de espesor y yace cubierta

por depósitos Cuaternarios.

2.7.9.- CUATERNARIO

2.7.9.1.- Formación Mera (Cuaternario)

La formación Mera consiste de terrazas más jóvenes, constituidas por

depósitos del Cuaternario: areniscas tobáceas y arcillas y limos.

Hacia el este, los sedimentos de las terrazas disminuyen en espesor,

tamaño de grano y altitud. (Sauer, 1985).

La columna estratigráfica completa de la cuenca Oriente se la puede

observar con cada una de las edades correspondientes, así como también

de que material se encuentran compuestas cada una de las formaciones en

la Figura 3.

24

CCOOLLUUMMNNAA CCRROONNOO EESSTTRRAATTIIGGRRÁÁFFIICCAA DDEELL OORRIIEENNTTEE

Figura 3. Columna estratigráfica del oriente.

(Baby, Rivadeneira, 1999, La Cuenca Oriente Geología y Petróleo)

25

2.8.- EL PETRÓLEO

2.8.1.- COMPOSICIÓN DEL PETRÓLEO

El petróleo fundamentalmente está constituido por hidrocarburos, compuesto

predominantemente de dos elementos químicos: Carbono (C) e Hidrógeno

(H), unidos formando largas cadenas, ramificaciones y anillos, (saturados y

no saturados).

Según la disposición de esas uniones se dividen los Hidrocarburos en:

Parafínicos (largas cadenas saturadas); Olefínicos (cadenas no saturadas);

Nafténicos (anillos saturados) y Aromáticos (anillos no saturados).

Junto al Carbono y al Hidrogeno se encuentran como impurezas de mayor

importancia; el Azufre, el Nitrógeno y el Oxigeno y/o algunos vestigios de

metales.

El agua es un compuesto que acompaña casi inevitablemente al petróleo, en

volúmenes más o menos grandes, según los estratos que los contienen.

2.8.2.- ORÍGENES DEL PETRÓLEO

Desde hace muchos años se viene investigando su origen y se han

determinado dos teorías: la Inorgánica y la Orgánica.

La teoría Inorgánica sostiene que el agua, el anhídrido carbónico y

varias sustancias inorgánicas (carburos, carbonatos metálicos),

obrando como catalizadores por acción del calor y altas presiones,

han dado origen al petróleo. En el laboratorio se han creado

condiciones y obtenido vestigios de hidrocarburos, pero parece que

26

las condiciones necesarias para las reacciones mencionadas no se

pueden dar en algunos medios donde se encuentra el petróleo.

La teoría Orgánica supone que el petróleo se ha originado por

descomposición de productos vegetales y animales que vivieron en el

mar en edades geológicas muy antiguas, y sus restos se acumularon

en sedimentos. (Enciclopedia de Perforación, 2001).

2.8.3.- DEFINICIÓN GEOLÓGICA DE CUENCA SEDIMENTARIA

Una cuenca sedimentaria “es una acumulación importante de sedimentos

producto de la erosión de la superficie de la Tierra”. Se suele hablar de

cuenca sedimentaria cuando el espesor de sedimento es al menos de unos

cientos de metros y tiene una extensión de algunas decenas de kilómetros

cuadrados o más; aunque espesores de varios km y extensiones de decenas

de miles de km² son habituales. (Gorshcov, 1992).

Las rocas que existen en las Cuencas y en los Sistemas montañosos

terrestres, son de tres clases:

2.8.3.1.- Rocas Ígneas

Las rocas ígneas se formaron por el enfriamiento del magma (ignis = fuego)

las cuales por regla general están constituidas por minerales silicatados tales

como feldespatos, piroxenos y anfíboles. El magma se origina bajo la

corteza terrestre y sale a la superficie por efectos de movimientos terrestres

(terremotos, erupciones volcánicas, etc.) y migra a través de fisuras, fallas,

roturas o zonas de menor resistencia y al llegar a la superficie fluye en forma

de lava, que al consolidarse da lugar a la formación de rocas ígneas

extrusivas o efusivas.

27

Este tipo de rocas no tienen importancia en la formación ni almacenamiento

del petróleo.

2.8.3.2.- Rocas metamórficas

Son rocas que han sufrido un proceso de metamorfismo, es decir un cambio

y/o modificación en el interior de la corteza terrestre por influencia del calor,

presión y cambios químicos.

Los cambios metamórficos están siempre relacionados con la restitución del

equilibrio en rocas expuestas a un nuevo ámbito. Las rocas metamórficas

tienen especial valor como documento de la historia de la Tierra, debido a

que una sola roca es susceptible de retener un registro de sucesos que

abarca largos periodos de tiempos geológicos, desde el momento original de

formación de las rocas matrices hasta el momento final de las últimas fases

del cambio metamórfico.

Este tipo de rocas, tampoco presentan interés ni importancia en la formación

y almacenamiento del petróleo.

2.8.3.3.- Rocas sedimentarias

Estas rocas son formadas por la destrucción y transformación que han

sufrido las rocas prexistentes.

Las continuas transformaciones que sufre la tierra son impulsadas por

fuerzas de origen interno y externo. Las primeras son el resultado de la

dinámica terrestre y son responsables de la modificación de la corteza por

medio de la formación de las montañas, de cuencas sedimentarias, etc.

28

Las de origen externo en cambio tienden a destruir las irregularidades de la

superficie de los continentes originadas por las fuerzas internas y a

restablecer el equilibrio de la litosfera. Se manifiestan en los procesos de

erosión y transporte de materiales por el viento, la lluvia, los ríos, el mar y los

glaciares. De esta manera se puede hablar de un ciclo donde alternan los

procesos destructivos y constructivos de los materiales de la corteza

terrestre, que así está sometida a cambios constantes.

Los procesos formadores de las rocas sedimentarias tienen lugar en la

superficie terrestre o muy cerca de ella, en ese sentido se dice que son

procesos exógenos. En contraposición con los formadores de las rocas

ígneas y metamórficas que son los endógenos.

Los procesos exógenos dan lugar a la redistribución y a la reorganización de

los materiales terrestres como resultado del intercambio con la atmósfera y

la hidrosfera. La redistribución tiene lugar por el desgaste o degradación de

las rocas, que constituyen generalmente áreas elevadas en la superficie

terrestre y la posterior depositación de los materiales removidos en las áreas

deprimidas ó agradación. Esta tendencia a la nivelación de la superficie

terrestre se denomina gradación. (Gorshcov, 1992)

Los principales procesos exógenos son los siguientes:

QUÍMICA

METEORIZACIÓN

FÍSICA

EROSIÓN

TRANSPORTE

DEPOSITACIÓN

DIAGÉNESIS

29

1. Meteorización: Es un proceso que consiste en la destrucción de la

roca in situ, mediante la alteración física desintegración y la alteración

química ó descomposición.

1.1.- Desintegración: consiste en la fragmentación mecánica de las

rocas en fragmentos menores que se denominan clastos y que

pueden estar constituidos por pedazos de roca ó por los minerales

que la componen. No se producen cambios químicos ni

mineralógicos. Ocurre por:

- La presión ejercida por la formación de cristales de hielo o

sales en los intersticios de la roca.

- La absorción y liberación de agua por los materiales arcillosos

y limosos (tamaño de partícula muy pequeña) lo que da lugar a

la expansión y contracción como resultado de los períodos

alternantemente húmedos y secos.

- La expansión y contracción por cambios bruscos de

temperatura (insolación).

- La expansión debido a la relajación o liberación de la presión

de carga por erosión del material suprayacente.

- La presión ejercida por la acción de plantas y raíces de los

árboles.

1.2.- Descomposición: Consiste en el conjunto de reacciones

químicas que dan lugar a la formación de nuevos minerales estables a

las nuevas condiciones y a la puesta en solución de numerosos

compuestos. Los productos de alteración más importantes son las

arcillas (caolinita, montmorillonita, illita, etc) y óxidos e hidróxidos de

hierro y aluminio. La descomposición es producida principalmente por

hidrólisis, oxidación, reducción y reacciones con ácidos carbónicos,

sulfúricos, orgánicos, etc.

30

2. Erosión: es el proceso dinámico por el cual se produce la remoción, o

lo que es lo mismo el arranque del material de su lugar y la puesta del

mismo al medio de transporte. Así que se deduce que, para que

exista erosión se necesita un agente capaz de movilizar y transportar

el material.

Los agentes erosivos son:

Río = corrosión, Mar = abrasión, Viento = deflación.

3. Transporte: Los materiales producidos por la descomposición y

desintegración pueden quedar en el mismo lugar, de manera que

constituyen una cubierta sobre la roca fresca (roca sin alterar) o

pueden ser arrastrados a otros lugares. En este último caso el agente

de transporte se caracteriza por:

COMPETENCIA: es la posibilidad de una corriente para

transportar clastos de un tamaño determinado.

CAPACIDAD: es la carga máxima que puede transportar la

corriente.

CARGA: es la cantidad de material que transporta la corriente

en un momento determinado.

La distancia de transporte de los grandes ríos, corrientes marinas o el

viento, son del orden de varios centenares a millares de kilómetros

que un clasto pueda ser transportado y depende de la velocidad del

flujo (es decir la velocidad del agente) y de su tamaño, su forma

también es importante ya que si son redondos será más fácil moverlos

que si son muy irregulares. La forma de transportar los materiales

removidos es por:

1. Tracción

2. Saltación

31

3. Suspensión

4. Solución

1) Tracción: Los clastos se deslizan, ruedan y giran en función de su

forma.

2) Saltación: Los clastos saltan.

3) Suspensión: Los materiales son transportados y/o suspendidos en

el flujo, porque éste tiene la energía suficiente para levantarlos y

moverlos. La suspensión depende de la velocidad del agente y de la

existencia de movimientos turbulentos. Por ejemplo, las partículas de

tamaño coloidal son transportadas por suspensión.

4) Solución: Los materiales en solución son transportados miles de

km sin depender de la velocidad ni de ninguna otra característica

física del agente de transporte. Precipitan cuando las condiciones

físico químicas lo permiten.

4. Depositación: Cuando las condiciones son favorables, es decir

cuando el agente transportante ya no puede llevar su carga (pierde

competencia) y deposita.

Generalmente ocurre en zonas deprimidas que así son rellenadas;

estas zonas son las Cuencas sedimentarias y según su posición son

clasificadas como continentales, marinas o mixtas.

En el caso de los materiales llevados por tracción, la depositación

ocurre al disminuir la velocidad de la corriente, lo que da lugar a la

pérdida de la competencia y por lo tanto se produce la depositación.

Cuando son transportadas en suspensión las partículas hasta arena

fina, tienen el mismo comportamiento que en el caso de la tracción,

pero los clastos de tamaño más finos, como los limos y arcillas, son

depositados cuando se aglutinan ya que produce un aumento de peso

y de diámetro lo que produce el descenso. Los coloides en cambio,

32

dependen sólo de la cantidad de electrolitos y coloides de carga

contraria que existan en el medio para producir la floculación.

Por otro lado, se considera que el viento es un medio de transporte

característico y muy importante. Transporta por tracción las arenas

gruesas hasta los guijarros. Los sedimentos más finos son llevados en

suspensión, aunque en caso de vientos fuertes hasta los guijarros

pueden ser llevados de esta manera.

5. Diagénesis: Una vez depositados los sedimentos sufren una serie de

cambios físicos y químicos, pero de todos tal vez los más importantes

son los que llevan a la Litificación, es decir la conversión del agregado

suelto o sedimento en una roca sedimentaria denominada

sedimentita. (Billing, 1992).

Este tipo de rocas son de alto interés e importancia en la formación,

búsqueda y almacenamiento del petróleo.

Al mismo tiempo que en la corteza terrestre se produjeron las elevaciones

que dieron nacimiento a los sistemas montañosos se originaron

hundimientos, que recibieron el aporte de sedimentos provenientes del

desgaste de las rocas emergidas. Estas regiones de la corteza terrestre que

al hundirse en forma más o menos continua, permiten la depositación de

sedimentos en capas superpuestas que llegan a alcanzar espesores de

hasta 10.000 m. se llaman Cuencas sedimentarias.

2.8.4.- TRAMPAS DE PETRÓLEO

Trampa es el elemento geológico de base para la acumulación de

hidrocarburos y para la formación de las mismas, deben pre existir las

siguientes condiciones:

33

Roca Madre

Roca Reservorio

Roca Cobertera

Existencia de la trampa

Migración de hidrocarburos

Las trampas se clasifican en:

1.- Estructurales: que son aquellas que están relacionadas con los

movimientos tectónicos, pliegues y fallas.

2.- Estratigráficas: son las trampas que están formando acuñamientos

lentes de arenas, arrecifes, etc. Pudiendo formarse este tipo de trampas por

cambios de fasies y pérdidas de Permeabilidad.

3.- Mixtas: en estas intervienen la combinación de los factores estructurales

y estratigráficos. (Read, 1998).

En la Figura 4 se podrá observar las diferentes tipos de trampas de petróleo.

Figura 4. Trampas de petróleo

(Aguirre, 2010, El Petróleo)

34

2.8.4.1.- Clasificación de las trampas

2.8.4.1.- Trampas Estructurales

Se requiere de la intervención de factores tectónicos que producen pliegues

y fallas, en todas sus dimensiones y que principalmente se forman los

anticlinales que son los más fáciles de encontrar y cuyo origen es a través

de movimientos orogénicos y epirogénicos, o producidos durante la

depositación de la serie sedimentaria.

Los movimientos orogénicos da lugar a la formación de las cordilleras y

estos forman los anticlinales.

Los movimientos epirogénicos se presentan en las partes continentales en

donde predominan los movimientos verticales y dan lugar a la formación de

los pliegues, pequeñas fallas y que solo pueden ser determinados a través

de los estudios sísmicos.

Las trampas estructurales producidas durante la serie sedimentaria son

producto de la cementación y compactación de los sedimentos sobre los

relieves pre-existentes del basamento, dentro de los cuales se forman las

trampas por fallamiento que afectan a los anticlinales y a los pliegues.

Las fallas más importantes para la formación de las trampas, son las

normales y las inversas.

Las fallas normales, son producto de la acción tectónica del basamento sin

intervención de las fuerzas tangenciales o bien pueden ser producidas por

compactación.

Las fallas inversas en cambio son formadas por fuerzas tangenciales que

se presentan cerca de las cordilleras donde hay estructuras fuertemente

plegadas.

35

El conocimiento del tipo de fallas, es requerido por cuanto si se trata de las

inversas estas producen la duplicación de los estratos que llevan a

interpretaciones erróneas provocando un aumento de volumen de petróleo in

situ. (Lahee, 2004).

Las trampas combinadas están constituidas por pliegues y fallas.

A continuación en la Figura 5 se puede observar como se encuentra

compuesta una trampa estructural.

Figura 5. Trampa estructural

(Instituto Argentino del Petróleo, 2007, ABC del Petróleo y Gas)

2.8.4.2.- Trampas Estratigráficas

Son aquellas que permiten la acumulación de hidrocarburos independiente

de toda formación estructural, se encuentran en la mayoría de cuencas

sedimentarias productivas, localizadas generalmente en los flancos de los

monoclinales como se muestra en la Figura 6.

36

Figura 6. Tipos de Trampas

(Dayne Vásquez, 2006, Geometría de los yacimientos)

Las trampas estratigráficas resultan de la presencia local de un cierto

volumen de roca almacén aislado horizontal y verticalmente por rocas

impermeables que puede ser causado por:

Cambios de Facies

Es una variación gradual de un horizonte poroso y permeable a uno

compacto e impermeable y dentro de este grupo tenemos los lentes de

arena y los arrecifes.

Variación de los caracteres petrográficos

En una formación que conserva una litología parecida, los que se presentan

en formas de areniscas dentro de las cuales una parte es de arenas limpias

que gradualmente varían a areniscas arcillosas que tienen roca cobertera y

trampa a diferencia de las anteriores.

Acuñamientos de Horizontes

De roca almacén, que pudo haber sido formada por una secuencia

transgresiva, regresiva o por una discordancia.

37

Aparición local de una zona porosa

Dentro de un conjunto compacto, generalmente causado por efectos

químicos como el de la dolomitización que es el remplazo del magnesio

dentro de las calizas, lo que provoca la formación de porosidad secundaria.

Dentro de estos cuatro grupos que forman las trampas estratigráficas, es

necesario indicar que pueden ser formadas de manera primaria o

secundaria.

Las trampas estratigráficas primarias, son las formadas por la presencia de

cuerpos porosos y permeables de dimensiones limitadas y depositadas

dentro de una serie impermeable, a las que pertenecen los lentes arenosos y

arrecifes calcáreos; así como también dependen de la naturaleza

petrográfica de la roca almacén, dentro de las cuales se distinguen dos

grupos:

Las rocas que forman trampas constituidas por sedimentos detríticos y las

que se forman por sedimentos carbonatadas.

Trampas primarias

Pueden deberse al desarrollo local de una roca almacén, por la acción de

organismos constructores de arrecifes que están presentes en las costas.

La ubicación geológica de los arrecifes que conforman las trampas se da

por:

1. Las calizas que la forman presentan porosidad y permeabilidad

primaria por la disposición y depositación de restos orgánicos.

2. La dolomitización es muy frecuente, con lo que se obtiene porosidad y

permeabilidad secundaria.

3. Por la posición estructural, que es más alta que los sedimentos que la

rodean lo que facilita la migración de hidrocarburos.

38

Trampas secundarias

Se forman después de que los sedimentos han sido consolidados y dan

lugar a la formación de dos tipos de trampas.

1. Trampas formadas por un conjunto de rocas carbonatadas que han

sufrido el proceso de dolomitización.

2. Por la depositación de rocas coberteras sobre rocas reservorios, que

inicialmente se encontraban recubiertas y que han sufrido procesos

de erosión, formando discordancias que luego constituyen las

trampas.

2.8.4.3.- Trampas Mixtas

Son aquellas formadas por la combinación de procesos estructurales y

estratigráficos, dentro de los cuales se presentan los domos de sal como se

muestra en la figura 7, en donde deben existir considerables espesores de

sal que tienen alta plasticidad y en un alto contraste de densidades con los

sedimentos que lo cubren. (Read, 1998).

Los domos de sal cuando han sido formados, provocan la formación de

trampas que se clasifican en:

Sombreros de roca

Súper cup

Trampas de flanco

Estratigráficas

39

Figura 7. Trampa Mixta

(Segovia, 2004, Estudios Geológicos)

2.8.5.- ROCAS MADRES

Constituida de sedimentos finos, en donde se ha acumulado el material

orgánico, el cual debe mantenerse en ambiente óxido reductor, que bajo

condiciones de presión y temperatura formarán los hidrocarburos.

Existen en las cuencas sedimentarias que contienen hidrocarburos y su

determinación se lo hace con métodos geoquímicos, los sedimentos son de

textura fina que favorece a la protección de la materia orgánica, que ha sido

depositada en un ambiente reductor; son de coloración oscura que van del

gris al negro, lo cual está determinada por la abundancia de materia

orgánica que es fito - plantón y que generalmente está condicionado al

ambiente que en su gran mayoría aparece en la desembocadura de los ríos

y los deltas.

En forma general se dice que la depositación de los sedimentos que dan

lugar a la formación de roca madre, se efectúa en ambientes de agua.

40

Los sedimentos que constituyen roca madre son:

1. Sedimentos marinos.

2. Sedimentos deltaicos ricos en plantón y materia vegetal.

3. Raramente sedimentos continentales ricos en lignito.

4. Muy raramente en sedimentos tipo lacustre.

Los principales tipos de roca constitutiva de roca madre son: arcilla, lutitas,

calizas y areniscas de grano fino.

2.8.6.- ROCAS ALMACÉN Ó RESERVORIO

Generalmente están presentes en una cuenca sedimentaria y permiten

determinar la extensión de las zonas favorables para el descubrimiento de

zonas con hidrocarburos comerciales. Las características físicas de las rocas

reservorio, condicionan la existencia de los yacimientos y su explotación.

Puede ser considerado como roca reservorio, cuando posee características

físicas como la porosidad y la permeabilidad, que en conjunto con la presión

y la temperatura determina el volumen de hidrocarburo en la misma. Y, cuya

movilidad se basará en la permeabilidad que permite el desplazamiento de

los hidrocarburos.

2.8.6.1.-Tipos de rocas reservorios

Por petrografía toda roca que tenga espacios intercomunicados entre sí,

pueden constituir rocas reservorio y se clasifican en:

41

Detríticas

Constituidas por arenas y areniscas que representan el 61% de la roca

reservorio y el 59% de la reserva mundial de petróleo.

Sus características dependen de factores litológicos tales como:

Tamaño de Grano: determinado en base a la escala de Wentworth en donde

las areniscas tienen los siguientes parámetros como se muestra a

continuación en la tabla 1.

Tabla 1. Tamaño de areniscas (Montijo, Petrología de rocas detríticas)

Arenisca Tamaño de grano (mm)

Muy Grueso 1 – 2

Grueso 0.5 – 1

Medio 0.25 - 0.5

Fino 0.125 - 0.25

Muy fino 0.063 - 0.125

La porosidad de las areniscas de grano fino es buena, sin embargo la

permeabilidad es mayor en areniscas de grano medio y la capilaridad se

produce en las areniscas de grano fino.

Carbonatadas

Están constituidas por calcitas (CaCO3) y dolomitas (CaMg (CO3)2) que se

forman por precipitaciones químicas y bioquímicas y por destrucción de otras

rocas pre-existentes. Representan el 38% de las rocas almacén y el 40.2%

de las reservas mundiales de petróleo.

1.- La roca tiene vacíos entre las partículas detríticas, que generalmente se

presentan en las calcarenitas y en las calizas bioclásticas (oolitas).

2.- Se presentan vacíos, entre los cristales individuales siguiendo el plano de

clivaje.

42

3.- Se presentan vacíos dentro de la estructura de restos orgánicos o entre

el tejido de las algas que constituyen las arenas arrecifales.

La porosidad secundaria se presenta cuando los vacíos se forman después

de la consolidación de la roca y puede ser dividido de acuerdo al proceso

que ha incluido en la formación de la misma y son:

1.- Disolución: que es el proceso que está relacionado en la acción de las

aguas en las calizas.

2.- Remplazamiento mineralógico del Carbonato por el Magnesio.

3.- Por fracturamiento.

Otras rocas

Estas son las evaporitas y las rocas cristalinas; las primeras asociadas con

domos de sal y las segundas forman yacimientos secundarios. Constituyen

el 7% de la roca reservorio y el 0,8% de las reservas mundiales.

Estas se presentan en los siguientes tipos:

1.- En sombreros de roca, los mismos que se encuentran en la parte

superior de los domos de sal y generalmente están formados por anhidrita,

sal común y calcitas.

2.- En rocas silicias, que generalmente están constituidas por cherts que

obtienen porosidad y permeabilidad secundaria por fracturamiento.

3.- En rocas metamórficas, que se encuentran asociadas a rocas

sedimentarias y que han adquirido porosidad y permeabilidad por

fracturamiento.

4.- En rocas volcánicas, que generalmente intruyen a las rocas

sedimentarias y en cuyo contacto se han producido alteraciones y

fracturamiento, por lo cual han adquirido porosidad y permeabilidad.

(Gorshcov, 1992).

43

2.8.7.- ROCA COBERTORA

Constituyen horizontes impermeables que detienen la migración de los

fluidos, protegen los hidrocarburos de los agentes atmosféricos que lo

destruyen y dan lugar a la formación de las trampas cumpliendo con dos

características. Son impermeables y tienen cierto grado de plasticidad para

que no se fracturen.

Las rocas cobertoras están constituidas por arcillas (lutitas), ciertas rocas

carbonatadas (calizas) y las evaporitas.

Las rocas carbonatadas, pueden constituir rocas cobertoras cuando son

calizas arcillosas o margas y son aquellas que están constituidas hasta con

un 35% de arcillas y de calizas en un 65%, valor a partir del cual, éstas ya no

son cobertoras.

Figura 8. Tipos de rocas: Madre, Reservorio, Cobertora

(Mejía, 2008, Roca reservorio y trampas)

44

2.8.8.-SERIES Y FACIES PETROLÍFERAS

El petróleo se encuentra asociado a las rocas sedimentarias, que para tener

petróleo deben cumplir con ciertas características:

2.8.8.1.- Facie

Volumen de roca que tiene similares características físico químicas,

petrográficas y paleontológicas, determinada por cierto ambiente geográfico.

2.8.8.2.- Series

Asociación de yacimientos explotables en un mismo conjunto geológico.

En base a los conceptos anteriores se concluye que:

1.- Presencia de un reservorio a poca profundidad nos permite esperar otras

zonas productivas que pueden estar a mayor profundidad.

2.- Mientras no se llegue al basamento de rocas cristalinas, siempre hay

posibilidad de encontrar nuevos reservorios.

3.- Los períodos geológicos más productivos a nivel mundial son: el terciario

con el 51 %, el pérmico con el 19% y el cretácico con el 16%.

45

2.8.8.3.- Tipos de Serie

Serie Detrítica o Areno-Arcillosa

Es la que proviene de los abundantes aportes terrígenos producto de la

erosión y meteorización de rocas existentes (ígneas, metamórficas y

sedimentarias), dentro de las cuales están las rocas reservorio y arcillas que

constituyen las rocas coberteras.

Serie Carbonatada o Calcárea-Dolomítica

Proviene de fenómenos como la precipitación química y bioquímica, que dan

lugar a la formación de las calizas y si hay Mg da lugar a la formación de

dolomitas que se caracterizan por tener porosidad, convirtiéndose en rocas

reservorios. El otro fenómeno es el de asociación de organismos marinos

que dan lugar a la formación de arrecifes, que luego forman las rocas

reservorios. (Lahee, 2004).

2.8.9.- POROSIDAD

La porosidad es la relación entre el volumen de vacíos de la roca y el

volumen total de la misma expresada en porcentajes. (Read, 1998).

Φ= Vo / Vt

Φ= Porosidad

Vo= Volumen de vacíos de la roca

Vt= Volumen total de la roca

46

2.8.9.1.- Porosidad Total

Porosidad relacionada con el volumen total de vacíos que tiene la roca.

2.8.9.2.- Porosidad Efectiva

Determinada por el volumen de vacíos interconectados entre sí que

contienen fluidos.

2.8.9.3.- Porosidad Primaria o Matricial

La que originalmente tiene la roca.

2.8.9.4.- Porosidad Secundaria

Determinada por la fracturación de la roca o por fenómenos químicos

posteriores a la formación de la roca.

2.8.9.5.-Grado de Porosidad

Es un factor que nos permite clasificar la porosidad en función del porcentaje

de vacíos que existen dentro de las rocas como se muestra en la Tabla 2.

47

Tabla 2. Grado de Porosidad (Jhojan Barbosa, Propiedades del suelo)

Grado Porcentaje

(%)

Muy Pobre 1 – 5

Pobre 5 – 10

Medio- Regular 10 -15

Buena 15 – 20

Muy Buena > 20

2.8.9.6.-Medidas de Porosidad

Métodos Directos

En los cuales las medidas de porosidad se las hacen en el laboratorio, con

una muestra obtenida del reservorio y que ha sido extraída de los pozos

(Cores o núcleos).

Métodos Indirectos

Se los obtiene de los registros eléctricos como el sónico y los nucleares,

entre los que están: densidad, neutrónico.

Se puede determinar en la perforación de un pozo:

1.- Observando la rata de penetración en la roca (ROP), ya que cuando hay

un aumento brusco de la velocidad de penetración es un indicativo que se

está atravesando de una roca no porosa (lutita) a porosa (arenisca).

2.- Por la pérdida de lodo de perforación durante el desarrollo de la misma.

3.- Por variaciones de salinidad del lodo de perforación.

4.- Por mala recuperación de testigos o cores

5.- Por el análisis de los ripios de perforación, que son partículas obtenidas

en la superficie y que son producto del avance de la perforación.

48

2.8.9.7.- Factores que inciden en la porosidad

Clasificación

Se refiere al mayor o menor contenido de granos del mismo tamaño dentro

del reservorio, teniendo menor importancia que el tamaño de grano, pues

alcanzan las mayores porosidades en areniscas bien clasificadas.

Sin embargo se concluye en forma general, que a mayor porosidad le

corresponde mayor tamaño de grano.

Forma o Redondez

Es el parámetro que implica que mientras más angulosos son los granos

tienen mayor porosidad, sin embargo la permeabilidad se relacionará con la

orientación que tengan los granos.

Compactación

Se produce por el peso de los sedimentos que se acumulan durante el

proceso de sedimentación y a una mayor compactación se producen

menores valores de porosidad y permeabilidad.

Orientación de los Granos

Afecta principalmente la permeabilidad y se tienen valores mayores en la

dirección horizontal y paralela a los estratos y menores en el sentido vertical.

Matriz y Cemento entre granos

Está relacionada a la parte detrítica de la roca y a las precipitaciones

químicas y bioquímicas que se dan durante el proceso de sedimentación.

2.8.10.- PERMEABILIDAD

Es la propiedad que tienen las rocas para dejar pasar los fluidos y la unidad

de medidas es el Darcy; la permeabilidad de 1 Darcy se produce cuando “1

49

centímetro cúbico de un fluído con una viscosidad de 1 centipoise en 1

segundo, atraviesa una muestra de roca de 1 cm² de superficie por 1 cm de

fondo en condiciones de 1 atmosfera de presión”.

El Darcy es una unidad de medida muy grande, por lo cual se utiliza el

milidarcy, y en los yacimientos explotables generalmente varía de 1 a 1000

milidarcy, lo cual no significa que existan yacimientos con valores mayores a

un 1 Darcy. (Read, 1998).

En la Tabla 3 se muestra los tipos de permeabilidad con sus respectivos

valores.

Tabla 3. Permeabilidad (Escobar, Fundamentos de Yacimientos)

Tipo de Permeabilidad Milidarcy

Pobre 1- 10

Buena 10 – 100

Muy Buena 100 - 1000

2.8.10.1.-Tipos de Permeabilidad

Permeabilidad Horizontal o Paralela

Es la que se refiere a la permeabilidad medida en dirección paralela de los

estratos.

Permeabilidad Transversal o Vertical

Es la permeabilidad medida en dirección perpendicular a los estratos.

La permeabilidad horizontal, normalmente es mayor a la vertical y es de

mayor importancia al considerar la migración y solo en el caso de fracturas la

vertical es mayor que la horizontal.

50

La permeabilidad es más importante que la porosidad en un reservorio

comercial, porque existen rocas porosas y no permeables; así por ejemplo

una arenisca que tenga matriz calcárea o en el caso de las arcillas que son

altamente porosas pero que son impermeables debido al tamaño

microscópico de sus granos, la cual crea una tensión superficial que no

permite que el fluido se mueva.

Cuando la porosidad aumenta la permeabilidad también.

2.8.10.2.- Medida de la Permeabilidad

Se la mide en el laboratorio tomando una muestra representativa de la

roca reservorio (Core o Núcleo), en la cual se somete al paso de un

fluido a través de ella en condiciones de presión y temperatura

estándar y se determina la permeabilidad de acuerdo a las

características de la roca, de cada uno de los pozos.

La permeabilidad se la mide a través de los resultados de las pruebas

de producción y no existen registros eléctricos que midan

indirectamente la permeabilidad.

2.8.11.- SATURACIÓN

Es el contenido de fluidos que existen en los espacios vacíos sobre el

volumen total de vacíos que tiene la roca, siendo necesario considerar que

en un reservorio existen tres tipos de fluidos: gas, agua y petróleo.

Saturación de gas + Saturación de petróleo + Saturación de agua = 1

51

2.8.12.- CAPILARIDAD

Propiedad de las rocas que deja subir los fluidos entre las paredes de los

poros, especialmente entre los más pequeños.

2.8.13.- CIERRE

Es un concepto relacionado con la parte estructural de las diferentes

trampas y se define como el espacio entre el tope de la estructura y la base

de la misma o hasta el contacto Agua – Petróleo.

2.8.13.1.- Cierre Estructural

Es la distancia entre el tope de la estructura hasta la parte más baja de la

misma.

2.8.13.2.- Cierre Efectivo

Es la distancia entre el tope de la estructura hasta el contacto Agua –

Petróleo y como máximo puede ser el cierre estructural.

Los cierres se presentan en los anticlinales, en las trampas de cizallamiento

y en las de discordancia.

Para determinar el cierre en un área virgen, es necesario realizar los

siguientes procedimientos:

1.- Estudios geológicos y geofísicos que permitan determinar las estructuras.

52

2.- Se ubica el pozo exploratorio en la parte más alta de la estructura y si

este es positivo se pasa a los pozos de avanzada o en caso contrario se

abandona la estructura.

3.- La programación de los pozos de avanzada se realiza en función del tipo

de estructura y se los ubica en los extremos de la misma, con el propósito de

investigar el contacto agua – petróleo, que permita determinar los límites del

mismo.

4.- Se procede a realizar estudios de yacimientos o simulación matemática,

con el objeto de ubicar los pozos de desarrollo siempre y cuando en los

pozos de avanzada se haya determinado el límite de la estructura con

petróleo.

En la determinación del cierre estructural hay influencia del buzamiento

regional que es la inclinación que tiene el contacto agua – petróleo a lo largo

de la estructura. Por lo tanto el cierre estructural puede variar con el

buzamiento regional, a pesar de que la estructura tenga el mismo relieve,

que se lo mide a su vez desde la parte superior hasta la parte baja de la

estructura. (Lahee, 2004),

2.8.14.- RESERVORIOS O YACIMIENTOS

2.8.14.1.- Fluidos

Todos los espacios porosos de la roca se encuentran normalmente llenos de

agua, ya que durante los procesos de sedimentación, ésta es atrapada y

retenida de acuerdo a la topografía y al clima presente; el otro fluido que

posteriormente se encuentra en los espacios porosos es el petróleo, que

inicialmente no se origina en el reservorio sino que es producto de la

migración desde la roca madre, la misma que puede estar a grandes

distancias o bien cercana a esta. Cuando el petróleo llega al reservorio se

53

mezcla con el agua, quedando en suspensión y durante los cambios

geológicos de la cuenca sedimentaria por diferencia de densidad de los

hidrocarburos, pueden separarse del agua. (Gorshcov, 1992).

La formación de los reservorios se debe principalmente a:

Las condiciones geológicas locales o regionales y sus variaciones.

Las propiedades físicas y químicas de los fluidos presentes y su

relación con el medio en que se encuentran.

En condiciones normales del reservorio, el gas se ubica en la parte más alta

de la estructura, luego el petróleo y finalmente el agua; generalmente hay

gas disuelto en el petróleo y en el agua, el mismo que puede ser liberado

cuando la presión disminuye.

Del valor de saturación del agua, depende el tipo de la saturación de

petróleo y es así que:

1. Si existe el 20% de Saturación de agua (Sw), esta se queda fija en el

reservorio y la producción es únicamente petróleo.

2. Si la saturación de agua varía entre el 20% y el 50%, la producción es

una mezcla de agua – petróleo y de petróleo – agua.

3. Si la saturación es mayor al 50% la producción puede ser solo de

agua y el petróleo se queda dentro del yacimiento.

En el desarrollo y explotación de los campos, es importante conocer el

ángulo de inclinación de este contacto, que en su determinación puede estar

sujeto a varios factores que se pueden deber a las siguientes razones:

1. La posición del contacto no siempre es exacta ya que depende de las

características de la roca almacén, que no son constantes de un

extremo a otro del reservorio.

2. Si existen varios horizontes almacén de tipo lenticular, la correlación

no es fácil ya que pueden existir varios contactos.

54

3. La presencia de trampas falladas con pequeño desplazamiento llevan

a considerar que este contacto es inclinado, cuando en realidad es

horizontal.

2.8.14.2.- Principales características de los fluidos

Agua del yacimiento

El estudio de agua que existe en el yacimiento está relacionado con las

aguas subterráneas y a su compactamiento al coexistir con los

hidrocarburos, por lo tanto en su origen se considera los siguientes:

Meteórico

Son aguas que provienen de las precipitaciones que se filtran a través de los

reservorios y que en muchos casos afloran a la superficie, estas aguas son

dulces generalmente cargadas de O2 y CO2 que reaccionan con los

minerales de las rocas que las atraviesan y que provocan el aumento de las

concentraciones de sales de manera gradual a medida que llegan a los

reservorios más profundos.

Aguas fósiles

Estas generalmente son marinas y son aprisionadas durante los procesos

sedimentarios; son saladas, con alta concentración de cloruro de sodio (Cl

Na), sin embargo su composición varía con el tiempo por la influencia de las

infiltraciones de aguas.

Tipos de agua en el Yacimiento

Agua Libre

Es la que ocupa todos los poros de la roca reservorio y que generalmente no

se mezclaron con los hidrocarburos y tiene la capacidad para desplazarse

fácilmente hacia los puntos de caída de presión.

55

Agua intersticial o Irreductible

Es la que no sale del yacimiento y que dentro del reservorio se encuentra en

la totalidad de los poros e inclusive en aquellos que tienen hidrocarburos.

Composición de las Aguas en los Yacimientos o Reservorios.

De la concentración y de la naturaleza de estas sales en el agua, dependen

las propiedades particulares de las aguas libres o irreductibles.

El estudio químico de las aguas en los yacimientos se vuelve necesario, ya

que es muy importante para:

1. La preparación de lodos de perforación

2. La recuperación secundaria, durante la cual se tiene la inyección de

agua

3. Efectos ambientales, ya que esta puede ser re-inyectada o dispuesta

en la superficie.

Los estudios químicos del agua de los yacimientos, se realizan a partir de un

análisis cualitativo que se presentan en la concentración total o en las

diferentes concentraciones de las sales disueltas o más exactamente son los

factores que indican cada uno de los iones presentes en la muestra de agua.

La concentración total de las aguas de yacimiento determinará si esta aguas

son saladas, que a su vez nos facilitará la interpretación ya que se podrá

deducir si son de origen continental o marino; así por ejemplo, en Ecuador la

formación Hollín que se considera de origen continental tiene una salinidad

de entre 500 – 2.500 ppm; en cambio la formación Napo que es de origen

marino, presenta una variación de salinidad entre 5000 y 90.000 ppm. Con lo

que se puede concluir que un campo que tiene diferentes yacimientos la

concentración de la salinidad del agua puede variar por diferentes razones

geológicas, de transporte y composición química. (Gorshcov, 1992).

La utilización de los resultados de los análisis de las aguas de los

yacimientos sirve para:

56

1. Desarrollo de los campos, ya que durante la perforación de los pozos

permite satisfacer los requerimientos de material para la preparación

de los lodos de perforación.

2. Ayuda en los cálculos cuantitativos, cuando se corren registros

eléctricos.

3. Permiten correlaciones entre los diferentes pozos y entre los

yacimientos.

4. En la recuperación secundaria, se utiliza estos resultados para

determinar que tipo de agua se va a inyectar a los yacimientos.

5. Los estudios medio ambientales, requieren de estos análisis ya que

en la actualidad, para dispersar el agua en superficie hay que cumplir

con ciertos requerimientos ambientales y si se desea reinyectar al

subsuelo a un determinado yacimiento, es necesario conocer el tipo

de agua; pues en caso contrario se puede alterar las condiciones del

agua del yacimiento y provocar reacciones que afecten al

hidrocarburo.

2.9.- ESTUDIOS GEOFÍSICOS Y PERFORACIÓN DE POZOS

2.9.1.- INTRODUCCIÓN

El objetivo de los estudios geofísicos es explorar las capas geológicas

profundas, para determinar las posibles estructuras potencialmente

petrolíferas. Los métodos empleados se basan en las distintas constantes

físicas que presentan las rocas sedimentarias con relación a las rocas

cristalinas.

57

2.9.1.1.- Fotogeología

Son imágenes satelitales que sirven para la elaboración de mapas base y

topográficos, que constituyen estudios de la superficie terrestre.

2.9.1.2.- Métodos magnéticos y gravimétricos

Estudia la forma y profundidad del basamento y el espesor de los

sedimentos.

2.9.1.3.- Geología de campo

Se realiza a través de recorridos de campo para realizar estudios de la

litología de las formaciones tomando muestras de los afloramientos y de

ellas extraer datos petrofísicos así como medir rumbos, buzamientos y

medición de espesores de las capas sedimentarias.

2.9.1.4- Geofísica

Dentro de los métodos sísmicos de la geofísica aplicada, se encuentran los

de refracción y reflexión sísmica. Mediante la utilización de estos métodos,

se mide el tiempo de propagación de las ondas, transcurrido entre un sitio

donde se generan ondas sísmicas y la llegada de éstas a diferentes puntos

de observación. Para esto se disponen una serie de sensores en línea recta

llamados geófonos, colocados a distancias conocidas, formando lo que se

conoce como tendido sísmico o línea de refracción o reflexión sísmica.

58

A una distancia conocida del extremo del tendido, en el punto de disparo

generalmente se perforan pozos entre 15 y 20 m. los cuales con la ayuda de

un martillo mecánico o por la detonación de explosivos (dinamita), producen

vibraciones en el terreno, generando ondas sísmicas que son detectadas por

cada uno de los sensores (geófonos).

Los geófonos son transductores de desplazamiento, velocidad o aceleración

que convierten el movimiento del suelo, en una señal eléctrica. Casi todos

los geófonos empleados para la prospección sísmica en la superficie

terrestre son del tipo electromagnético.

Los registros de cada sensor, tienen información de los movimientos de las

ondas en el suelo en función del tiempo y son conocidos como

sismogramas. Estos son analizados en la refracción sísmica para obtener el

tiempo de llegada de las primeras ondas a cada sensor desde el punto de

disparo, y en la reflexión para obtener información de las ondas que son

reflejadas en las diferentes interfaces de suelo. (Chellotti, 2009).

En resumen se puede indicar que:

Refracción, determina espesores y profundidades de capas

superficiales.

Reflexión, determina estructuras, espesores y profundidades de las

capas profundas.

2.9.1.5.- Evaluación

Con los estudios antes mencionados, se determina la existencia de

estructuras, roca madre, roca reservorio, para poder determinar la ubicación

del pozo exploratorio y su posterior perforación.

59

2.9.2.- PERFORACIÓN DE POZOS

2.9.2.1.- Introducción

Los estudios geofísicos nos permiten ubicar las zonas y o capas dentro de

una cuenca con mayores posibilidades, para ser perforadas en busca de

petróleo.

Hasta la fecha, los avances tecnológicos no han logrado sino mediante las

perforaciones asegurar la presencia de petróleo en el subsuelo, ya que

únicamente la perforación de un pozo permite conocer ciertos parámetros

como: profundidad y espesor del yacimiento, porosidades, permeabilidades,

presión, tipo de fluidos y relación entre ellos.

La única manera de saber realmente si hay petróleo en el sitio, donde la

investigación geológica propone que se podría localizar un yacimiento de

hidrocarburos, es mediante la perforación de un pozo.

El primer pozo que se perfora en un área geológicamente inexplorada se

denomina "pozo exploratorio".

De acuerdo con la profundidad proyectada del pozo, las formaciones que se

van a atravesar y las condiciones propias del subsuelo, se selecciona el

equipo de perforación más indicado. (PDVSA, 1996).

2.9.2.2.- Equipo de perforación

Los principales elementos que conforman un equipo de perforación, y

sus funciones, son los siguientes:

Torre de perforación o taladro.- Es una estructura metálica en la que se

concentra prácticamente todo el trabajo de perforación.

60

Tubería o sarta de perforación.- Son los tubos de acero que se van

uniendo a medida que avanza la perforación.

Brocas.- Son las herramientas que perforan el subsuelo y permiten la

apertura del pozo.

Malacate.- Es la unidad que enrolla y desenrolla el cable de acero, con el

cual se baja y se levanta la “sarta de perforación” y soporta el peso de la

misma.

Sistema de lodos: Consiste en varios tanques en los cuales se prepara,

almacena, bombea, inyecta y circula permanentemente el lodo de

perforación, el mismo que cumple varios objetivos: lubrica y enfría la

broca, sostiene las paredes del pozo, saca a la superficie el material

sólido que se va perforando (ripios de perforación) y permite una

adecuada evaluación de la formación que se está atravesando.

Sistema de cementación.- Son camiones tanque en los cuales se

prepara e inyecta un cemento especial, con el cual se pegan a las

paredes del pozo tubos de acero (casing) que constituyen el

revestimiento del mismo.

Motores.- Es el conjunto de unidades que imprimen la fuerza motriz que

requiere todo el proceso de perforación.

El tiempo de perforación de un pozo, dependerá de la profundidad

programada y las condiciones geológicas del subsuelo. En promedio se

estima entre veinte días a tres meses en pozos de 9.000 pies hasta 15.000

pies de profundidad.

La perforación se realiza por etapas, de tal manera que el tamaño del pozo

en la parte superior es de mayor diámetro y en las partes inferiores es de

menor diámetro. Esta configuración le da consistencia y evita derrumbes;

para lo cual se van utilizando brocas, tubería y casing de menor tamaño en

cada sección perforada.

Así, por ejemplo, un pozo que en superficie tiene un diámetro de 26

pulgadas, en el fondo puede tener apenas 7 pulgadas. (Schlumberger,

2004).

61

2.9.2.3.- Pozo Exploratorio

Es el primer pozo que se perfora dentro de un campo inexplorado, estos

pozos avanzan generalmente hasta el basamento, en los que se realizan

estudios desde superficie hasta el fondo de: litología, espesores de las

formaciones, contenido de fluidos, para determinar los sectores o los

yacimientos que contengan hidrocarburos, se toman cores o núcleos para

realizar su evaluación.

2.9.2.4.- Pozos de Avanzada

El objetivo primordial de estos pozos es comprobar los límites del campo,

tratando de encontrar el contacto agua-petróleo y sólo entonces se

proceden a perforar los pozos de desarrollo.

2.9.2.5.- Pozos de Desarrollo

Son pozos que se perforan para extraer el crudo y elevar y/o mantener una

producción constante del campo. Una vez que se tiene suficiente número

de pozos de desarrollo, se realiza estudios de simulación matemática para

determinar los sitios en los cuales pueda haber quedado entrampado alguna

acumulación de hidrocarburos. (Repsol, 2004).

Normalmente la producción de hidrocarburos irá declinando con el tiempo.

Después de la perforación de un pozo exploratorio, de avanzada o desarrollo

se realiza la corrida de registros eléctricos para determinar las zonas que

contengan hidrocarburos los cuales se describirán a continuación.

62

2.10.- REGISTROS ELÉCTRICOS

2.10.1.- INTRODUCCIÓN

Entre 1912 y 1926, Conrad Schlumberger, físico Francés y su hermano

Marcel, ingeniero mecánico, inventaron una técnica de prospección minera

basadas en mediciones eléctricas tomadas en la superficie de la tierra. El

éxito obtenido les condujo primero al Sondaje eléctrico de muestras y

posteriormente en 1927, al primer Registro eléctrico.

El 5 de septiembre de 1927, en el campo Pechelbronn en Francia, se

tomaron medidas de la resistividad de un pozo, que luego se registraron en

un grafico de Perfilaje. Aunque este tenía solo una curva, fue la primera vez

que se relacionó un evento geológico con una medición eléctrica. El primer

registro eléctrico en el continente americano se llevo a cabo dos años

después en Cabinas, Venezuela el 6 de marzo de 1929.

En la década de 1930 se produjeron muchos cambios en el perfilaje

eléctrico, con el objeto de superar los efectos negativos de la invasión de

barro (costra de lodo), que impedía una medición precisa de la verdadera

resistividad.

En el año de 1931 se hizo otro descubrimiento de gran significación: la

medición de un Potencial Espontáneo (SP) existente en un pozo. La curva

de esta medición reflejaba cada una de las capas permeables, lo cual

constituyó un valioso complemento de la curva de resistividad.

En 1938 se introdujo otro significativo mejoramiento, consistente en una

segunda curva normal. Desde entonces y por muchos años, el equipo

estándar incluía la curva normal corta, la normal larga y la SP.

En la actualidad, los registros de pozos han sido mejorados utilizando los

diversos avances tecnológicos en el campo de la informática, técnicas de

detección nuclear, etc. Este desarrollo de la tecnología utilizada permite

63

tener una mayor información de la formación adyacente al pozo, facilitando

la interpretación u obtención de los diversos parámetros físicos, geológicos,

litológicos y otros. El esquema de un pozo con los parámetros físicos

obtenibles de los registros se presenta en la Figura 9. (Schlumberger, 2005).

Figura 9. Esquema de un pozo con parámetros físicos

(Schlumberger, 2005, Curso Básico de Interpretación de Registros)

2.10.2.- CORRIDA DE REGISTROS

La corrida de Registros Eléctricos se realiza con equipos electrónicos y unos

8.000 m. de cable. Los equipos se ubican en frente del pozo en un camión

de registros. El cable pasa por la primera roldana, fija a la parte baja de la

64

estructura de la torre, y sube para pasar por la segunda roldana colgada del

bloque viajero, luego el cable es conectado a las herramientas a ser

utilizadas en la primera bajada. Una vez verificado el correcto

funcionamiento, las herramientas son bajadas hasta el fondo del pozo tan

rápido como sea posible para no arriesgar su seguridad ni la del pozo.

El registro comienza en sí, con las herramientas apoyadas en el fondo del

pozo, para obtener el momento del despegue o “pick up” que define la

profundidad total cuando se recoge el cable. Se continúa recogiendo cable y

obteniendo datos a una velocidad constante que depende de las

herramientas en uso, aproximadamente a 600 pies por hora.

El registro es una presentación de los datos medidos por las herramientas, o

de valores derivados de estos datos en función de la profundidad, impreso

en forma continua en papel y grabado en medio magnético, generalmente a

razón de una medición cada ½ pie de pozo. Pueden agregarse curvas

auxiliares como por ejemplo, la tensión en el cable.

El diámetro típico de las herramientas de registro es de 3 5/8 pulgadas y con

una longitud entre 7 y 17 m, dependiendo del número de herramientas a ser

bajadas en el pozo.

Los registros eléctricos, sirven para profundidades de 300 m a 8000 m,

desviación vertical entre 0 y 90º, salinidad del lodo entre 100 y 200000 ppm,

presión del fondo entre 500 y 20000 psi, profundidad de invasión entre 1 y

100 pulgadas, temperaturas de superficie entre -30 y 50ºC, temperatura de

fondo entre 100 y 400 ºF, diámetro del pozo entre 5 y 17 pulgadas, densidad

del lodo entre 9 y 17 lb/gl y espesor de enjarre (costra de lodo) entre 0.1 y 1

pulgada. (Baker Hughes, 2004).

65

2.10.3.- FORMATOS DE REGISTRO

Los registros de pozos son representaciones gráficas de las

reacciones de los diferentes instrumentos de registro a medida que

descienden dentro del pozo y están en función de la profundidad o del

tiempo en caso de estaciones fijas.

La cuadrícula API es el formato estándar en la industria del petróleo.

El ancho total del papel es 8.25 pulgadas y está dividido en tres columnas

cuadriculadas, con un ancho de 2.5 pulgadas cada una, y una cuarta

columna no cuadriculada, con un ancho de 0.75 pulgadas, para la

profundidad. Una de las columnas cuadriculada está a la izquierda de la

de profundidad y las otras dos a la derecha de la misma.

Cada columna cuadriculada tiene una escala, las escalas más

comunes son lineales, logarítmicas y divididas. Las escalas de profundidad

y las cuadrículas a escala son de importancia capital.

2.10.4.- ESCALAS DE PROFUNDIDAD

Los números que aparecen en la columna de profundidad representan

la profundidad vertical. Las escalas de profundidad más comunes son:

1 pulgada = 100 pies de profundidad

2 pulgadas = 100 pies de profundidad

5 pulgadas = 100 pies de profundidad

1: 200. 1 pie de registro por 200 pies de profundidad medido. Cada línea

representa dos pies. Una línea más gruesa cada 50 pies para la facilidad

de la lectura. Se indican profundidades cada 100 pies. 1: 500. 1 pie

de registro por 500 pies de profundidad medida. Cada línea representa

10 pies. Una línea más gruesa cada 50 pies para la facilidad de lectura.

Se indican profundidades cada 100 pies.

66

Otras escalas también están disponibles. Estas incluyen 1:1000, 1:40, 1:5.

Pueden ser logarítmicas o lineales.

2.10.5.- CUADRICULAS

La cuadrícula lineal es la más fácil de leer y representar funciones cuya

relación es una línea recta, es decir una constante. La escala de la

columna 1 es siempre lineal como se muestra en la Figura 10.

Figura 10. Cuadricula lineal

(Valencia, 2007, Fundamentos de Registros Eléctricos)

La Figura 11 ilustra la cuadrícula logarítmica de cuatro ciclos en la columna

2 y 3. Las escalas logarítmicas sirven para ilustrar las curvas de resistividad

debido a que permiten una mayor variación entre los valores límites. La

escala común de resistividad varía entre 0.2 ohm.m y 2000 ohm.m.

La escala logarítmica de la columna 2 permite una lectura más aproximada

de la resistividad cuando los valores son muy bajos. (Venegas, 1994).

67

Figura 11. Cuadricula logarítmica

(Valencia, 2007, Fundamentos de Registros Eléctricos)

2.10.6.- TIPOS DE REGISTROS

2.10.6.1.- Registro de potencial espontáneo (SP)

La corriente espontánea se genera debido a que las formaciones contienen

agua, las cuales portan componentes salinos, y es el movimiento de los

iones de estas sales los que generan una corriente eléctrica. La técnica que

se utiliza calculando éstas corrientes se denomina Registro de Potencial

Espontáneo (SP).

En la bajada de la herramienta del Potencial Espontáneo (SP), las corrientes

naturales que se forman a partir del movimiento de los iones presentes en

las sales de las aguas que se encuentran en los espacios vacíos de las

rocas porosas, son detectadas en la sonda especial que se coloca dentro del

pozo.

68

Las formaciones sedimentarias son generalmente poco conductoras, tienen

resistividades entre 1 a 106 mohm (microohmios). Los minerales comunes

en las rocas sedimentarias, tales como silicatos, óxidos y carbonatos, son

prácticamente no conductores. Sin embargo, algunas rocas sedimentarias

son porosas y contienen agua, en la cual se encuentran varias sales

disueltas donde existen cationes (Na+, Ca++, Mg++, etc.) y aniones (Cl-,

SO4- - ,etc.), los cuales tienden a crear un campo eléctrico generando flujos

de corriente en los sedimentos.

El SP es medido en mv; y se utiliza en las siguientes aplicaciones:

Identifica intervalos permeables.

Usa la diferencia de potencial eléctrico entre un electrodo fijo en la superficie

y otro electrodo móvil dentro del pozo.

No existe herramienta específica para obtener el SP, ya que apenas se

necesita un electrodo expuesto al lodo conectado eléctricamente al equipo

de superficie, y el electrodo de SP es el sensor más profundo. (Baker

Hughes, 2004).

Aplicaciones:

Localiza contactos entre capas

Detecta capas permeables

Determina salinidad del agua de la formación

Estimar el espesor de las capas

Evaluar la arcillosidad de las capas

69

2.10.6.2.- Registro de rayos gamma (GR)

Fundamento del Método

Es un registro que mide la radioactividad natural de las formaciones, es

decir la medida de la radiación que se emite espontáneamente. Es por lo

tanto útil en la detección y evaluación de minerales como Potasio (K) y

Uranio (U).

En formaciones sedimentarias que se caracterizan porque sus estratos se

han formado por el traslado de material a la superficie formando una capa

encima de la otra, refleja el contenido de lutita, esto se debe a que los

elementos radioactivos tienden a concentrarse en arcillas y lutitas.

El Perfil de Rayos Gamma puede ser registrado en pozos entubados, lo cual

es muy útil en operaciones de terminación y/o reacondicionamiento.

Es frecuentemente usado como sustituto del Registro de Potencial

Espontáneo (SP) en los pozos entubados, donde es imposible obtener un

SP, ó en pozos abiertos cuando el SP no es satisfactorio. En ambos casos

es útil en la ubicación de capas no arcillosas y para correlaciones.

El grado de absorción varía con la densidad de la formación. De dos

formaciones con la misma cantidad de material radioactivo por unidad de

volumen pero de diferente densidad, la menos densa se mostrará como más

radioactiva en el Perfil de Rayos Gamma.

Los Rayos Gamma son medidos en unidades API.

El decaimiento de Uranio, Torio y Potasio, genera una emisión continua de

rayos gamma naturales y que pueden ser medidos utilizando un detector

adecuado dentro del pozo (scintillation detector), que genera un pulso

eléctrico por cada rayo gamma.

Es una herramienta tradicional, que mide la radioactividad natural total de la

formación. (Asquith, 2006).

70

Aplicaciones:

Detectar capas permeables

Evaluar minerales radioactivos

Determinar arcillosidad de las capas

2.10.6.3.- Registro caliper

El caliper es una herramienta que mide el diámetro del pozo, el cual puede

ser de mucha utilidad a la hora de diferenciar litologías resistentes de las

poco resistentes.

Su principal función es determinar el estado del hoyo (derrumbado o no

derrumbado). Mientras mayor sea el diámetro del hoyo (CALI) en

comparación con el diámetro de la broca (BS), menor es la competencia de

la roca perforada (hoyo derrumbado). Si el diámetro del hoyo es similar al

diámetro de la broca, indica que la roca es competente (hoyo no

derrumbado). Si el diámetro del hoyo es menor que el diámetro de la broca,

puede indicar que se tratan de lutitas expansivas o que se formó un revoque

muy grueso. (Halliburton, 2003).

2.10.6.4.- Registros de resistividad

Fundamento del Método

Es una técnica geofísica que mide la resistividad de cada uno de los

estratos, es decir la resistencia que realiza un material al paso de la corriente

eléctrica a lo largo de toda la formación.

Los registros eléctricos son de mucha utilidad porque permiten identificar el

tipo de material en función de su resistividad característica. Para poder

diferenciar entre petróleo y agua, el interpretador de las lecturas debe tener

71

en cuenta que el agua tiene una muy baja resistividad, mientras que el

petróleo es altamente resistivo.

Las propiedades físicas de las rocas y minerales medidas en un registro

eléctrico, son la conductividad eléctrica y el Potencial Espontáneo.

En la exploración petrolera muchos registros son realizados

simultáneamente, debido a que el objetivo primario del registro es evaluar el

potencial productivo de la arenisca reservorio. Las herramientas que realizan

los registros pueden cambiar sus características, debido al fluido de

perforación que penetra en la formación como el filtrado de lodo.

En petróleo, se trabaja con ecuaciones relacionadas a las resistividades de

las rocas, resistividades de los fluidos en las rocas, la porosidad y la

cantidad de agua en los espacios porales.

Estas ecuaciones son modificaciones de la fórmula de Archie. La primera

expresa la resistividad de la roca saturada de agua R0 y la resistividad del

agua contenida en sus poros Rw, en términos de un factor de resistividad de

la formación F:

F = R0 / Rw

Archie muestra que el factor de formación, es una función de la porosidad de

la roca, entonces la segunda ecuación es:

F = 1 / m

Donde es la porosidad del material y m es el factor de cementación cuyo

valor varía entre 1.3 y 2.6. Normalmente para los cálculos se considera = 2.

Una alternativa para esta ecuación aplicable a muchas rocas granulares, se

llama la Fórmula de Humble:

F = 0.62x 2.15

Para realizar registros eléctricos podemos utilizar fuentes de corriente

eléctrica, que pueden ser espontánea o inducida por una fuente.

72

Las herramientas básicas de resistividad profunda se dividen en: de

inducción y laterolog. (Schlumberger, 2002).

Aplicaciones:

Detección rápida de hidrocarburos

Determinación del diámetro de invasión

Determinación del espesor de capas

Determinación de la saturación de agua

2.10.6.5.- Registro de Inducción

Las herramientas de inducción están enfocadas para minimizar la influencia

del pozo y las formaciones adyacentes.

Su principio de funcionamiento se basa en una bobina transmisora que envía

corriente alterna de alta frecuencia e intensidad constante, esto crea un

campo magnético alterno, el mismo que induce corriente a la formación

alrededor del pozo, originando un campo magnético que transmite voltaje a

la bobina receptora, el mismo que se interpreta en el registro.

Se mide en mohm/m

Aplicaciones:

Mide la conductividad de la formación

73

2.10.6.6.- Registro de Resistividad Esférica Enfocada (Sferical Focused

Log)

Utiliza un arreglo de electrodos que existe en el cuerpo de la sonda de

inducción, por ellos se envía corriente a la formación para obtener la

información de SFL.

2.10.6.7.- Registro Laterolog

La herramienta tiene electrodos de corriente y de medición. Los electrodos

de corriente fuerzan la circulación de corriente eléctrica dentro de la

formación, enfocándola radialmente y limitándola dentro de un espesor.

Midiendo el potencial eléctrico que genera la corriente medida, se obtiene la

resistividad de la formación.

Se mide en ohm – m

Aplicaciones:

Mide la resistividad de la formación

2.10.6.8.- Registros de micro resistividad (MRL)

Son obtenidos a través de patines apoyados contra la pared del pozo, con

configuraciones de electrodos que tienen pequeña profundidad de

investigación y una buena resolución vertical.

74

Aplicaciones:

Determinación de hidrocarburos móviles

Determinación de la resistividad del filtrado

Determinación de la resistividad del lodo

Corregir la resistividad profunda por invasión

Determinar el espesor del enjarre (costra de lodo)

Determinación de la saturación Sxo (zona lavada)

2.10.6.9.- Registro Micro Resistividad Esférica Enfocada (MSFL)

La medición se efectúa por un patín con arreglo de electrodos presionado

contra la pared del pozo por un brazo mecánico en la generatriz opuesta, lo

que permite obtener la medición del diámetro del pozo (Caliper). La

configuración de electrodos en el patín enfoca la corriente enviada a la

formación, de tal forma que se investigan unas pocas pulgadas dentro de la

misma. (Baker Hughes, 2004).

Aplicación:

Mide generalmente el diámetro mayor del pozo

Obtiene información de la zona lavada

2.10.6.10.- Registro Micro Laterolog (MLL)

En esta herramienta el espaciamiento de los electrodos es muy pequeño y

un caliper es registrado simultáneamente.

75

Aplicación:

Resistividad de la zona invadida (Ri)

Delinear capas permeables

2.10.6.11.- Registro de Proximidad (PL)

Tiene un profundidad mayor que la del Micro Laterolog (MLL), por tanto es

adecuado en casos de enjarre de mayor espesor.

2.10.6.12.- Registro Microlog (ML)

Los electrodos en las herramientas son montados en una almohadilla de

caucho, la cual es presionada contra la pared de la formación por medio de

brazos y resortes.

Aplicación:

Resistividad de la zona de invasión

Obtener información del enjarre (costra de lodo)

2.10.6.13.- Registro neutrónico

Fundamento del Método

Los perfiles neutrónicos son usados principalmente para ubicar formaciones

porosas, que son rocas con espacios vacíos denominados poros. Dichos

registros responden principalmente a la cantidad de hidrógeno presente en

la formación. Así, en formaciones limpias, es decir con poca presencia de

76

arcillas, cuando los poros están llenos de agua o petróleo, el perfil neutrónico

nos da el valor del espacio poroso lleno de fluido. A continuación se presenta

el esquema de detección nuclear en la Figura12.

Figura 12. Esquema de detección nuclear por retrodispersión

(Halliburton, 2003, Introducción al Análisis de Registros de Pozo)

Los neutrones son partículas eléctricamente neutras cuya masa es casi

idéntica a la del átomo de hidrógeno. Una fuente radioactiva, en este caso se

trata de una muestra que emite neutrones, tal como Am-Be, colocada en la

sonda que es el equipo que porta la fuente y el detector, emite

continuamente neutrones a alta energía.

Estos neutrones, al encontrarse con núcleos del material de formación,

pierden energía, es decir son moderados por la formación hasta que

alcanzan su estado térmico, en el cual su velocidad es similar a la de los

átomos y esto ocurre cuando los neutrones alcanzan la energía de 0.025 eV.

El Americio emite partículas alfa (partículas de Helio) las cuales colisionan

con los átomos de Berilio produciendo neutrones.

La cantidad de energía perdida, depende de la masa relativa del núcleo con

el que colisiona, siendo la mayor pérdida cuando el neutrón choca con un

77

núcleo prácticamente de igual masa, es decir, el Hidrógeno. De ésta manera

la pérdida de energía dependerá principalmente de la cantidad de Hidrógeno

en la formación.

A los pocos microsegundos de ser moderados los neutrones, alcanzan su

estado termal, es decir energías de 0.025 eV. Entonces son capturados por

núcleos de átomos tales como: cloro, hidrógeno, sílice, etc.

Este exceso de energía, ocasiona que los núcleos absorbentes se exciten y

produzcan una emisión de rayos gamma (radiación electromagnética)

denominados “Rayos Gamma de Captura” para equilibrar aquel exceso

energético recibido.

De acuerdo al tipo de herramienta, ésta puede detectar los rayos gamma de

captura o sus propios neutrones mediante un detector (o dos) colocado en la

misma sonda. (Malinverno, 2008).

En la Figura 13 se muestra el esquema de un porta muestras para la

detección nuclear.

Figura 13. Esquema de portamuestras

(Halliburton, 2003, Introducción al Análisis de Registros de Pozo)

Equipos

Los equipos neutrónicos en uso incluyen el GNT, SNP y DSN. Las fuentes

utilizadas que emiten neutrones con una energía inicial de varios millones de

78

eV son las de Pu-Be ó Am-Be. El valor del tiempo muerto de los equipos,

que es el tiempo en que el detector no registra cuentas, es de 2 segundos y

por lo tanto la velocidad de registro es de 1800 pie/hora ó 550 m/hora.

El GNT.- es una herramienta que emplea un detector sensible a los rayos

gamma de captura y a neutrones térmicos (con energía de 0.025 eV). Puede

utilizarse en pozo abierto o entubado. La porosidad leída de un registro en

pozo entubado es menos exacta, debido a la densidad de la tubería de

revestimiento, la presencia de cemento detrás de ésta y otros factores.

Se pueden utilizar combinaciones de distancias fuente-detector de acuerdo a

las condiciones en que se encuentre el pozo y la porosidad de las

formaciones

En el SNP.- la fuente y el detector de neutrones están colocados en una

almohadilla en contacto con la pared del pozo. El detector es un contador

proporcional, blindado de tal manera que sólo los neutrones con energía por

encima de 0.4 eV pueden ser detectados.

En el DSN (Dual Spacing Neutron).- se tiene dos detectores: uno cercano a

la fuente y otro lejano a la misma; los dos detectores y la fuente se

encuentra en una línea vertical dentro de la fuente. Debido a que los

neutrones que llegan a ambos detectores atraviesan la misma formación y la

misma cantidad de lodo del pozo, entonces al calcular la relación entre el

registro del detector cercano y el registro del detector lejano, la influencia del

lodo será minimizada mientras que la sensibilidad en la formación se

mantendrá.

Una fuente radioactiva natural de neutrones es colocada en la herramienta

del registro, antes de bajar al pozo. Los neutrones que la formación deja

llegar a los detectores ubicados a algunas pulgadas de la fuente en la

herramienta de registro, permiten obtener el índice de hidrógeno de la

formación, medido en unidades de porosidad (%). (Baker Hughes, 2004).

79

Aplicación:

Mide el índice de hidrógeno de la formación

Definir formaciones porosas.

En la Figura 14 se muestran los equipos en superficie del registro

neutrónico.

Figura 14. Equipos para registro neutrónico

(Baker, 2004, Surface Logging Systems)

2.10.6.14.- Registro de densidad

Fundamento del Método

Ésta técnica es utilizada principalmente para determinar la porosidad de la

formación. La medición de la densidad de la formación también se aplica en

la identificación de minerales, detección de gas, evaluación de arenas

arcillosas, litologías complejas y en la determinación de arcillas petrolíferas.

Una fuente radioactiva, que para este caso será una muestra que emita

radiación gamma como se muestra en la Figura 15, es colocada en una

almohadilla que es aplicada contra la pared del pozo. Esta fuente emite

hacia la formación rayos gamma, los cuales interaccionan con los electrones

80

de la formación según el Efecto Compton, según el cual los rayos son

dispersados por los núcleos de la formación, de donde se obtiene rayos

gamma de Compton; que es una radiación secundaria producida en los

átomos de la formación y que se originan porque la formación cede energía

a los átomos dejándolos en estados excitados. Estos últimos rayos son

detectados y evaluados como una medida de la densidad de la formación, ya

que el número de rayos gamma Compton está directamente relacionado con

el número de electrones en la formación.

Figura 15. Equipo registro de densidad

(Halliburton, 2003, Introducción al Análisis de Registros de Pozo)

La densidad se mide en gr / cc.

Una sonda radioactiva es colocada en la herramienta antes de bajar al pozo.

La radiactividad que la formación deja llegar a dos detectores ubicados a

pocas pulgadas de la fuente en la herramienta de registro, permite

determinar la densidad media de la formación y el factor fotoeléctrico.

(Halliburton, 2003).

Aplicación:

Mide la densidad media de la formación

81

Equipo

Los equipos utilizados con frecuencia son los contadores Geiser- Müller ó

Escintilómetros como se muestra en la Figura 16, que son contadores

proporcionales con fotomultiplicadores, y las fuentes normalmente usadas

son: Cobalto (Co) que emite rayos gamma con energías entre 1.17 – 1.33

Mev, ó Cesio (Cs) que emite rayos gamma de 0.66 Mev.

Para disminuir el efecto del pozo, se realiza un corte en el revoque, que es

un tipo de costra que se forma en la pared del pozo debido a las partículas

del lodo de perforación que no puede invadir la formación. Este corte se

realiza mediante un brazo que lleva la almohadilla donde se alojan la fuente

y el detector.

Al igual que en la técnica de Dual-Spacing Neutrón (DSN) descrita

anteriormente, se pueden colocar en la sonda dos detectores para minimizar

el efecto del lodo de perforación y dicha herramienta se llama FDC (Registro

de Densidad Compensado).

Figura 16. Equipo de registros neutrónico

(Schlumberger, 2002, Interpretación de Perfiles Eléctricos)

82

2.10.6.15.- Registro sónico (SL)

Es una herramienta que mide el tiempo de tránsito de una onda acústica en

la formación, en micro s/ ft.

Un transmisor en la herramienta genera una onda que se propaga por el

lodo, alcanza las paredes del pozo y se propaga por ellas. Estas

propagaciones son captadas por dos receptores en la herramienta, y la

diferencia de tiempo observada entre propagación y recepción determina el

tiempo de transito en la formación.

2.10.6.16.- Registro de propagación electromagnética (EPT)

La herramienta utiliza un patín con antenas transmisoras y receptoras de

ondas electromagnéticas alineadas verticalmente, apoyados en la pared del

pozo. (Doveton, 2002).

Se mide en ns/m para el tiempo de propagación y en dB/m la atenuación.

Aplicación:

Distinguir hidrocarburos de agua dulce en la zona lavada

Determinar la porosidad

Contribuir en la evaluación de capas delgadas

Determinar Saturación de hidrocarburos residual (Shr) en la zona

lavada y obtener valores sintéticos de Rxo en lodos a base de aceite

83

En la siguiente tabla podemos resumir los principales registros eléctricos con

su respectiva escala y aplicaciones:

Tabla 4. Resumen de principales registros eléctricos (Valencia,

Fundamentos de Interpretación de Registros Eléctricos)

PERFIL HOYO LODO ESCALA Y UNIDADES APLICACIONES

CALI HOYO DESNUDO

CUALQUIER TIPO mm

Determinación del estado del hoyo 125………….375

BS HOYO DESNUDO

CUALQUIER TIPO mm

Determinación del estado del hoyo 125………….375

SP HOYO DESNUDO

LODOS CONDUCTIVOS

Mv Cálculo de Rw

-150……..…….0 Determinación de facies sedimentarias

Determinación de CAP

GR HOYO ENTUBADO

CUALQUIER TIPO

API Cálculo de Arcillosidad

0……..…….150 Determinación de facies sedimentarias

Determinación de CAP

ILD HOYO DESNUDO

LODOS RESISTIVOS

ohm-m Cálculo de Rt

0,2…………….2000 Cálculo de Sw

Determinación de CAP

SFL HOYO DESNUDO

LODOS RESISTIVOS

ohm-m Cálculo de Rxo

0,2…………….2000 Cálculo de Sw

Determinación de CAP

LLD HOYO DESNUDO

LODOS CONDUCTIVOS

ohm-m Cálculo de Rt

0,2…………….2000 Cálculo de Sw

Determinación de CAP

MSFL HOYO DESNUDO

LODOS CONDUCTIVOS

ohm-m Cálculo de Rxo

0,2…………….2000 Cálculo de Sw

Determinación de CAP

84

CAPÍTULO 3

3.- INTERPRETACIÓN DEL REGISTRO ELÉCTRICO

3.1.- Explicación e interpretación por análisis Quick Look de

zonas de interés hidrocarburífero.

Del análisis de los registros eléctricos en base a las curvas de potencial

espontáneo (SP), gamma ray (GR), micrologs (micro normal y micro

inversa), las curvas de resistividad y las curvas de densidad y neutrón se

pudo identificar cuatro zonas consideradas de interés hidrocarburífero:

1.- Zona U superior: Se ubica entre los 9824 y 9846 pies de profundidad se

caracteriza por presentar una curva bien definida del SP, con una curva de

GR con bajos valores de arcilla, las curvas micro normal y micro inversa con

una separación característica de arenas, lo que nos indica que se trata de

una arenisca bastante limpia (con poca presencia de arcillas), por otra parte

las curvas de resistividad nos dan valores altos lo que significa que la arena

se encuentra saturada de hidrocarburos. Las curvas de densidad y de

neutrón se encuentran separadas con la curva de neutrón dispuesta hacia la

derecha y la curva de densidad dispuesta hacia la izquierda lo que es un

indicativo que la zona se encuentra con hidrocarburo.

2.- Zona U inferior: Se encuentra entre los 9862 y 9872 pies de profundidad

caracterizada por ser una zona con un buen desarrollo de la curva SP,

presenta valores bajo de GR lo que indica poca presencia de arcillas, las

curvas de micro normal y micro inversa presentan una separación

característica de arenas; por otra parte las curvas de resistividad presentan

valores altos, lo que significa que la arena se encuentra saturada de

hidrocarburos. Las curvas de densidad y de neutrón se encuentran

separadas lo que es un indicativo que esta zona se encuentra con

hidrocarburo.

85

3.- Zona T: Ubicada entre los 10092 y 10120 pies de profundidad, dentro de

esta zona se puede diferenciar dos subzonas definidas por las curvas de

resistividad.

La primera ubicada entre 10092 y 10104 pies, presenta una Curva de SP

con una gran deflexión, una curva de GR con valores bajos y una separación

entre las curvas de micro normal y micro inversa lo que nos indica que es

una zona de arenas con bajo contenido de arcillas; en este tramo se puede

observar valores altos de resistividad lo que señala la presencia de

hidrocarburos.

La segunda subzona ubicada entre los 10110 y 10120 pies de profundidad al

igual que la zona anterior presenta un buen desarrollo de la curva SP, curva

de GR bajo y las micros con la separación característica de arenas, pero al

leer las curvas de resistividad estas presentan valores bajos por lo que se

considera una subzona con agua o acuífero.

4.- Zona Hollín: Esta se localiza entre los 10220 y 10280 pies de

profundidad y en base especialmente a las curvas de resistividad se divide

en tres subzonas.

La primera subzona ubicada entre los 10220 y 10250 pies de profundidad

presenta una curva de SP no muy desarrollada, una curva Gr con valores

medios y las curvas de micrologs con una separación característica de

arenas con un contenido regular de arcilla, las curvas de resistividad

presentan valores no muy representativos (varían de 15 a 40 µohm), lo que

sugiere una subzona con regular saturación de hidrocarburos.

La segunda subzona se localiza entre los 10250 y 10260, con similares

características a la subzona anterior pero al observar las curvas de

resistividad presentan lecturas bajas por lo que se considera una zona

saturada con agua y sin interés hidrocarburífero.

La tercera subzona se localizada entre los 10262 y 10280 pies de

profundidad presenta una regular curvatura de SP, bajos valores en la curva

86

de GR, y las micrologs bien separadas, lo que indica una zona arenosa, los

valores de resistividad son altos por lo que esta subzona esta saturada con

hidrocarburos lo que se complementa con la separación característica de

las curvas de porosidad.

87

88

89

90

91

3.1.1- CÁLCULOS PARA LA EVALUACIÓN DE ZONAS DE INTERÉS

3.1.1.1-DATOS DEL REGISTRO DE LA ZONA U SUPERIOR

Rmf= 1.55 @ 72ºF

BHT= 208 º F

PT= 10444 ft

PF= 9824 ft

3.1.1.2.- CÁLCULO DE LA TEMPERATURA DE LA FORMACIÓN (T2)

199.93 ºF

3.1.1.3.- CÁLCULO DEL RMF CORREGIDO

Cuando el Rmfc es mayor a 0.1 se multiplica por 0.85

Ohm

92

3.1.1.4.- CÁLCULO DEL SP (DE LA GRÁFICA)

Del registro en la curva del SP, leer el valor más alto de la curva a partir de

la línea base de lutitas.

SP= - 85 Mv @ 9836 pies

3.1.1.5.- CÁLCULO DE RESISTIVIDAD DEL AGUA

Donde:

Ohm

3.1.1.6.- CÁLCULO DE D

93

3.1.1.7.- CÁLCULO DEL VSH

VSH= 53 %

3.1.1.8.- CÁLCULO DE POROSIDAD

El valor de Neutron Porosity en la tercera pista.

= 16 %

3.1.1.9.- CÁLCULO DE POROSIDAD

= 7,7%

94

3.1.1.10.- CÁLCULO SATURACIÓN DE AGUA

F= factor de formación

Donde: El valor de Rt leer de la curva de resistividad profunda

= 14 %

F= factor de formación

Donde:

= 30 %

95

3.1.1.11.- CÁLCULO SATURACIÓN PETRÓLEO

So= 1 – Swa

So= 1 – 0.14

So= 0.86 * 100 %

So= 86 %

3.1.1.12.- CÁLCULO MOVILIDAD DEL CRUDO

El valor de Rxo leer la resistividad de la zona lavada

= 51 %

Movilidad del crudo

MOS = Sxo – Sw

MOS= 0.51 – 0.14

MOS= 0.37

Cálculo del SOR

SOR= 1 – Sxo

SOR= 1 – 0.51

SOR = 0.49

Como SO > SOR el petróleo es móvil

96

CAPÍTULO 4

4.- ANÁLISIS DE RESULTADOS

En el presente capítulo se presentarán los resultados de la interpretación de

los registros eléctricos de cada una de las zonas de interés: U superior, U

inferior, T y Hollín.

En la Tabla 5 que se la observará a continuación podemos observar un

resumen de los principales resultados petrofísicos como lo son espesor,

tope, base, contenido de arcillas promedio, porosidad promedio, saturación

de agua promedio y saturación de petróleo promedio.

En las Tablas 6, 7, 8 y 9 se presentan todos los resultados de los cálculos

realizados para ver las propiedades petrofísicas de cada una de las zonas

antes descritas y determinar los intervalos que sean de interés

hidrocarburífero.

97

Tabla 5. Resultados Petrofísicos

Resultados Petrofísicos

Arena Espesor Neto (pies) Tope (pies) Base (pies) Vsh Promedio Ф Promedio Sw So Promedio

U SUPERIOR 20 9824 9846 0,136 0,117 0,152 0,85

U INFERIOR 8 9862 9872 0,030 0,161 0,222 0,78

T 12 10092 10120 0,080 0,108 0,138 0,82

HOLLIN 48 10220 10280 0,194 0,140 0,284 0,68

98

Tabla 6. Cálculos Petrofísicos de la zona U superior

DATOS DEL POZO ZONA U SUPERIOR Lectura del

SP(Mv) -85 Tº Rmf 72 Rmf (Ohm) 1.55 Gr max 140 BHT (°F) 208 Gr min 45 PF (Ft) 9824-9846 Ρma 2.65 PT (Ft) 10444 Ρf 1

Datos Leídos CÁLCULOS

Profundidad (Ft) Rt (Ohm)

Rxo (Ohm)

Ρb (gr/cm3)

Gr leído (gApi) φN T corr (°F)

Rmf corr (Ohm) φD Vsh φN-D

9824 80 60 2.5 95 0.21 199.93 0.50 0.091 0.53 0.16

9826 90 70 2.48 80 0.12 199.95 0.50 0.103 0.37 0.11

9828 90 80 2.46 67 0.12 199.98 0.50 0.115 0.23 0.12

9830 110 100 2.46 68 0.1 200.00 0.50 0.115 0.24 0.11

9832 140 110 2.45 67 0.1 200.03 0.50 0.121 0.23 0.11

9834 140 110 2.47 70 0.1 200.06 0.50 0.109 0.26 0.10

9836 140 110 2.45 60 0.1 200.08 0.50 0.121 0.16 0.11

9838 130 105 2.43 50 0.1 200.11 0.50 0.133 0.05 0.12

9840 170 150 2.38 50 0.1 200.13 0.50 0.164 0.05 0.14

9842 170 150 2.38 50 0.11 200.16 0.50 0.164 0.05 0.14

9844 200 150 2.43 47 0.1 200.19 0.50 0.133 0.02 0.12

9846 130 120 2.5 50 0.12 200.21 0.50 0.091 0.05 0.11

99

Tabla 6. Continuación de Cálculos Petrofísicos de la zona U superior

CÁLCULOS

Profundidad (Ft) φN-D® Factor (F) K

Rw (Ohm) Sxo Swa SOR Swsh Factor (F) MOS So

9824 0.08 31 86.59 0.05 0.51 0.14 0.49 0.30 138 0.37 0.86

9826 0.07 65 86.59 0.05 0.68 0.19 0.32 0.31 162 0.49 0.81

9828 0.090 59 86.60 0.05 0.61 0.18 0.39 0.24 99 0.42 0.82

9830 0.082 70 86.60 0.05 0.59 0.18 0.41 0.24 121 0.41 0.82

9832 0.085 66 86.60 0.05 0.55 0.16 0.45 0.20 111 0.39 0.84

9834 0.077 74 86.61 0.05 0.58 0.17 0.42 0.23 136 0.41 0.83

9836 0.094 66 86.61 0.05 0.55 0.16 0.45 0.19 93 0.39 0.84

9838 0.112 58 86.61 0.05 0.53 0.15 0.47 0.16 65 0.37 0.85

9840 0.128 44 86.62 0.05 0.38 0.12 0.62 0.12 49 0.27 0.88

9842 0.132 42 86.62 0.05 0.37 0.11 0.63 0.12 46 0.26 0.89

9844 0.115 58 86.62 0.05 0.44 0.12 0.56 0.13 61 0.32 0.88

9846 0.101 71 86.63 0.05 0.55 0.17 0.45 0.18 80 0.38 0.83

ZONA CON ALTO CONTENIDO DE ARCILLA ZONA CON PETRÓLEO

100

Tabla 7. Cálculos Petrofísicos de la zona U inferior

DATOS DEL POZO ZONA U INFERIOR

Lectura del Sp -65 Tº Rmf 72 Rmf 1.55 Gr max 158 BHT 208 Gr min 35 PF 9862-9872 Ρma 2.65 PT 10444 Ρf 1

DATOS LEIDOS DEL REGISTRO CÁLCULOS

Profundidad (Ft) Rt (Ohm) Rxo (Ohm)

Ρb (gr/cm3)

Gr leído (gApi) φN T corr (°F)

Rmf corr (Ohm) φD Vsh φN-D

9862 16 15 2.45 105 0.18 200.42 0.50 0.121 0.57 0.15

9864 100 70 2.35 80 0.12 200.45 0.50 0.182 0.37 0.15

9866 150 80 2.37 42 0.13 200.47 0.50 0.170 0.06 0.15

9868 130 90 2.37 37 0.13 200.50 0.50 0.170 0.02 0.15

9870 120 90 2.42 36 0.11 200.53 0.50 0.139 0.01 0.13

9872 10 10 2.28 40 0.21 200.55 0.50 0.224 0.04 0.22

101

Tabla 7. Continuación de Cálculos Petrofísicos de la zona U inferior

CÁLCULOS

Profundidad (Ft) φN-D® Factor (F) K

Rw (Ohm) Sxo Swa SOR Swsh Factor (F) MOS So

9862 0.066 34 86.66 0.09 1.07 0.44 -0.07 1.02 185 0.63 0.56

9864 0.098 34 86.66 0.09 0.49 0.17 0.51 0.27 85 0.32 0.83

9866 0.143 35 86.66 0.09 0.47 0.15 0.53 0.15 40 0.33 0.85

9868 0.149 35 86.67 0.09 0.44 0.16 0.56 0.16 37 0.29 0.84

9870 0.125 51 86.67 0.09 0.53 0.20 0.47 0.20 52 0.34 0.80

9872 0.208 17 86.67 0.09 0.93 0.39 0.07 0.41 19 0.54 0.61

ZONA CON ALTO CONTENIDO DE ARCILLAS ZONA CON PETRÓLEO

10

2

Tabla 8. Cálculos Petrofísicos de la zona T

DATOS DEL POZO ZONA T

Lectura del Sp -83 Tº Rmf 72.35 Rmf 1.55 Gr max 150 BHT 208 Gr min 15 PF 10092-10120 Ρma 2.65 PT 10444 Ρf 1

DATOS LEÍDOS DEL REGISTRO CÁLCULOS

Profundidad (Ft) Rt (Ohm)

Rxo (Ohm)

Ρb (gr/cm3)

Gr leído (gApi) φN T corr (°F)

Rmf corr (Ohm) φD Vsh φN-D

10092 40.00 25.00 2.45 60.00 0.23 203.43 0.496 0.121 0.33 0.18

10094 100.00 80.00 2.46 19.00 0.08 203.45 0.496 0.115 0.03 0.10

10096 80.00 70.00 2.38 20.00 0.11 203.48 0.496 0.164 0.04 0.14

10098 215.00 195.00 2.39 19.00 0.09 203.51 0.496 0.158 0.03 0.13

10100 70.00 50.00 2.37 16.00 0.09 203.53 0.496 0.170 0.01 0.14

10102 60.00 30.00 2.38 21.00 0.11 203.56 0.496 0.164 0.04 0.14

10110 12.00 20.00 2.45 70.00 0.21 203.66 0.495 0.121 0.41 0.17

10112 7.00 10.00 2.35 28.00 0.15 203.69 0.495 0.182 0.10 0.17

10114 4.00 6.00 2.35 22.00 0.15 203.71 0.495 0.182 0.05 0.17

10116 6.00 12.00 2.35 22.00 0.15 203.74 0.495 0.182 0.05 0.17

10118 6.00 12.00 2.37 32.00 0.16 203.77 0.495 0.170 0.13 0.16

10120 6.00 10.00 2.55 100.00 0.22 203.79 0.495 0.061 0.63 0.16

103

Tabla 8. Continuación de Cálculos Petrofísicos de la zona T

CÁLCULOS

Profundidad (Ft) φN-D® Factor (F) K Rw (Ohm) Sxo Swa SOR Swsh (%) Factor (F) MOS So

10092 0.12 23.97 87.06 0.055 0.69 0.18 0.31 0.27 53.93 0.51 0.82

10094 0.10 82.40 87.06 0.055 0.71 0.21 0.29 0.22 87.51 0.50 0.79

10096 0.13 41.67 87.06 0.055 0.54 0.17 0.46 0.18 44.94 0.37 0.83

10098 0.12 49.20 87.07 0.055 0.35 0.11 0.65 0.12 52.25 0.24 0.89

10100 0.13 43.91 87.07 0.055 0.66 0.19 0.34 0.19 44.56 0.47 0.81

10102 0.13 41.67 87.07 0.055 0.83 0.20 0.17 0.20 45.64 0.63 0.80

10110 0.10 27.55 87.09 0.055 0.83 0.36 0.17 0.60 78.47 0.47 0.64

10112 0.15 29.16 87.09 0.055 1.20 0.48 -0.20 0.53 35.70 0.72 0.52

10114 0.16 29.16 87.09 0.055 1.55 0.63 -0.55 0.67 32.44 0.92 0.37

10116 0.16 29.16 87.10 0.055 1.10 0.52 -0.10 0.55 32.44 0.58 0.48

10118 0.14 29.78 87.10 0.055 1.11 0.52 -0.11 0.60 38.98 0.59 0.48

10120 0.06 31.11 87.10 0.055 1.24 0.53 -0.24 1.44 226.79 0.71 0.47

ZONA CON PETRÓLEO

ZONA DE TRANSICIÓN ZONA DE AGUA

104

Tabla 9. Cálculos Petrofísicos de la zona Hollín

DATOS DEL POZO ZONA HOLLIN

Lectura del Sp -72 Tº Rmf 72.35 Rmf 1.55 Gr max 170 BHT 208 Gr min 16

PF 10220-10280 ρma 2.65

PT 10444 ρf 1.0

Datos Leídos CÁLCULOS

Profundidad (Ft) Rt (Ohm) Rxo

(Ohm) Ρb

(gr/cm3) Gr leído (gApi) φN T corr (°F)

Rmf corr (Ohm) φD Vsh φN-D

10220 70 70 2.60 80 0.13 205.09 0.49 0.030 0.42 0.09

10222 80 80 2.55 60 0.15 205.12 0.49 0.061 0.29 0.11

10224 15 15 2.45 60 0.18 205.14 0.49 0.121 0.29 0.15

10226 15 18 2.53 60 0.18 205.17 0.49 0.073 0.29 0.14

10228 18 20 2.50 50 0.18 205.19 0.49 0.091 0.22 0.14

10230 15 17 2.45 45 0.18 205.22 0.49 0.121 0.19 0.15

10232 18 18 2.48 55 0.18 205.25 0.49 0.103 0.25 0.15

10234 25 25 2.52 95 0.18 205.27 0.49 0.079 0.51 0.14

10236 40 35 2.45 40 0.19 205.30 0.49 0.121 0.16 0.16

10238 55 40 2.50 38 0.19 205.32 0.49 0.091 0.14 0.15

10240 30 25 2.48 60 0.18 205.35 0.49 0.103 0.29 0.15

10242 25 20 2.45 38 0.18 205.38 0.49 0.121 0.14 0.15

10244 20 18 2,50 45 0,17 205,40 0,49 0,091 0,19 0,14

10246 18 17 2,48 40 0,19 205,43 0,49 0,103 0,16 0,15

10

5

Tabla 9. Continuación de Cálculos Petrofísicos de la zona Hollín

CÁLCULOS

Profundidad (Ft) φN-D® Factor (F) K

Rw (Ohm) Sxo Swa SOR Swsh Factor (F) MOS So

10220 0.055 91 87.28 0.07 0.80 0.31 0.20 0.53 266 0.49 0.69

10222 0.082 62 87.28 0.07 0.62 0.24 0.38 0.33 121 0.38 0.76

10224 0.110 34 87.28 0.07 1.06 0.41 -0.06 0.58 67 0.65 0.59

10226 0.098 43 87.29 0.07 1.08 0.46 -0.08 0.64 84 0.62 0.54

10228 0.111 40 87.29 0.07 0.99 0.40 0.01 0.52 66 0.59 0.60

10230 0.125 34 87.29 0.07 1.00 0.41 0.00 0.51 52 0.59 0.59

10232 0.110 38 87.30 0.07 1.01 0.39 -0.01 0.53 68 0.62 0.61

10234 0.068 42 87.30 0.07 0.91 0.35 0.09 0.72 177 0.56 0.65

10236 0.135 32 87.30 0.07 0.67 0.24 0.33 0.29 45 0.43 0.76

10238 0.128 37 87.31 0.07 0.67 0.22 0.33 0.26 50 0.45 0.78

10240 0.105 38 87.31 0.07 0.86 0.30 0.14 0.43 74 0.56 0.70

10242 0.132 34 87.32 0.07 0.92 0.32 0.08 0.37 47 0.60 0.68

10244 0.111 44 87.32 0.07 1.09 0.40 -0.09 0.49 66 0.69 0.60

10246 0.129 35 87.32 0.07 1.00 0.38 0.00 0.45 49 0.62 0.62

ZONA CON ALTO CONTENIDO DE ARCILLAS

ZONA CON PETRÓLEO

106

Tabla 9. Continuación de Cálculos Petrofísicos de la zona Hollín

Datos Leidos CÁLCULOS

Profundidad (Ft)

Rt (Ohm)

Rxo (Ohm)

Ρb (gr/cm3) Gr leído (gApi) φN T corr (°F) Rmf corr (Ohm) φD Vsh φN-D

10248 20 18 2.48 38 0.21 205.45 0.49 0.103 0.14 0.17

10250 11 13 2.45 40 0.21 205.48 0.49 0.121 0.16 0.17

10252 11 13 2.52 50 0.18 205.51 0.49 0.079 0.22 0.14

10254 10 10 2.50 50 0.18 205.53 0.49 0.091 0.22 0.14

10256 9 10 2.45 65 0.19 205.56 0.49 0.121 0.32 0.16

10258 8 10 2.40 63 0.20 205.58 0.49 0.152 0.31 0.18

10260 13 15 2.45 65 0.18 205.61 0.49 0.121 0.32 0.15

10262 70 70 2.50 100 0.18 205.64 0.49 0.091 0.55 0.14

10264 120 150 2.45 30 0.10 205.66 0.49 0.121 0.09 0.11

10266 80 100 2.42 30 0.12 205.69 0.49 0.139 0.09 0.13

10268 70 100 2.38 40 0.14 205.71 0.49 0.164 0.16 0.15

10270 160 160 2.45 40 0.12 205.74 0.49 0.121 0.16 0.12

10272 100 100 2.45 30 0.12 205.77 0.49 0.121 0.09 0.12

10274 60 70 2.33 20 0.14 205.79 0.49 0.194 0.03 0.17

10276 160 160 2.38 18 0.15 205.82 0.49 0.164 0.01 0.16

10278 140 140 2.45 43 0.18 205.84 0.49 0.121 0.18 0.15

10280 200 200 2.50 50 0.18 205.87 0.49 0.091 0.22 0.14

107

Tabla 9. Continuación de Cálculos Petrofísicos de la zona Hollín

CÁLCULOS

Profundidad (Ft) φN-D® Factor (F) K

Rw (Ohm) Sxo Swa SOR Swsh Factor (F) MOS So

10248 0.142 30 87.33 0.07 0.90 0.33 0.10 0.39 40 0.57 0.67

10250 0.145 28 87.33 0.07 1.02 0.43 -0.02 0.51 39 0.59 0.57

10252 0.108 42 87.33 0.07 1.26 0.53 -0.26 0.68 69 0.73 0.47

10254 0.111 40 87.34 0.07 1.40 0.54 -0.40 0.69 66 0.86 0.46

10256 0.109 32 87.34 0.07 1.25 0.51 -0.25 0.75 69 0.74 0.49

10258 0.123 26 87.34 0.07 1.12 0.49 -0.12 0.70 53 0.64 0.51

10260 0.105 34 87.35 0.07 1.06 0.44 -0.06 0.65 74 0.62 0.56

10262 0.065 40 87.35 0.07 0.53 0.20 0.47 0.45 193 0.32 0.80

10264 0.101 66 87.35 0.07 0.46 0.20 0.54 0.22 79 0.26 0.80

10266 0.118 48 87.36 0.07 0.48 0.21 0.52 0.23 58 0.27 0.79

10268 0.129 35 87.36 0.07 0.41 0.19 0.59 0.23 49 0.22 0.81

10270 0.102 56 87.36 0.07 0.41 0.16 0.59 0.19 78 0.25 0.84

10272 0.110 56 87.37 0.07 0.52 0.20 0.48 0.22 67 0.32 0.80

10274 0.165 28 87.37 0.07 0.45 0.19 0.55 0.19 30 0.26 0.81

10276 0.155 33 87.37 0.07 0.32 0.12 0.68 0.12 34 0.19 0.88

10278 0.127 34 87.38 0.07 0.35 0.13 0.65 0.16 51 0.21 0.87

10280 0.111 40 87.38 0.07 0.31 0.12 0.69 0.16 66 0.19 0.88

ZONA CON ALTO CONTENIDO DE ARCILLAS

ZONA CON PETRÓLEO

108

CAPITULO 5

5.1.- CONCLUSIONES

1.- La interpretación de los registros eléctricos es de gran importancia ya que

estos nos dan parámetros petrofísicos como porosidad, permeabilidad,

volumen de arcilla, espesores y saturaciones, los cuales darán información

para determinar las zonas explotables.

2.- El registro potencial espontáneo es de gran utilidad ya que este nos

ayuda a identificar la línea base de lutitas la cual es trascendental para

realizar la lectura del valor de las zonas de interés de tal manera que para la

derecha de la misma tenemos valores positivos y hacia la izquierda tenemos

valores negativos, de esta forma tenemos en la zona U superior -85, en la

zona U inferior – 65, en la zona T -83 y en la zona de Hollín - 72.

3.- El registro de rayos gamma (GR) sirve para determinar el volumen de

arcilla (Vsh) que se presenta en una zona de interés, así como para estimar

el tamaño del grano y diferenciar litologías porosas de las no porosas; si una

zona posee más del 30% de volumen de arcilla no se tomará en cuenta para

el posterior cañoneo.

4.- Los registros de resistividad, (SFL, ILM, ILD, MSFL, SLL, DLL, etc), nos

proveen de información sobre el contenido del fluido de las zonas en la que

estamos atravesando, de esta manera tenemos que en zonas de bajas

resistividades tenemos presencia de agua salada y en zonas con altas

resistividades tenemos presencia de hidrocarburos o gas, nos sirven también

para estimar el contacto agua petróleo (CAP), para calcular la resistividad

del agua de formación (Rw), la resistividad de la formación (Rt), la saturación

de agua (Sw), etc.

109

5.- Los registros de densidad y neutrónico mediante la lectura de los valores

y ecuaciones prestablecidas ayudan a determinar la porosidad de las zonas

de interés hidrocarburífero, así las zonas que posean una porosidad menor

al 10% no se las tomará en cuenta para su posterior producción. De tal

manera tenemos una porosidad promedio para U superior del 12%, para U

inferior del 16%, para la zona T del 15% y para la zona Hollín del 14%

6.- Debido al diseño de algunas herramientas de registro que utilicen un

patín que se pega a la pared del pozo como es el caso de Densidad

compensado o Micro esférico enfocado, la respuesta de esta herramienta se

ve afectada cuando el contacto patín-formación no es bueno debido a la

presencia de cavernas u rugosidad de la pared del pozo.

7.- La saturación de agua es un factor determinante en la interpretación de

los registros eléctricos ya que en zonas donde se tiene este valor mayor o

igual al 50% serán zonas que no se tomarán en cuenta para el posterior

cañoneo. De tal forma tenemos las saturaciones promedio de agua para U

Superior del 15%, para la zona U inferior del 25%, para la zona T del 34% y

para la zona Hollín del 32%.

8.- Mediante el presente trabajo se pudo determinar que hay cuatro zonas de

interés en el Pozo XXX del campo Sacha, siendo estas U superior desde

9824 a 9848 pies, U inferior desde 9862 a 9872 pies, T desde 10092 a

10120 pies de profundidad y Hollín desde los 10220 a 10280 pies.

110

5.2- RECOMENDACIONES

1.- Priorizar por parte de las empresas operadoras, el buen uso e

interpretación de los registros eléctricos para poder detectar mayores zonas

con interés hidrocarburífero y por lo tanto una mayor producción.

2.- Se recomienda antes del momento de la corrida de la sonda de registros

eléctricos comprobar el correcto funcionamiento de cada una de las

herramientas a ser bajadas para evitar pérdida de tiempo.

3.- El proceso de perforación altera el contenido de fluidos en la vecindad

del pozo por esto se recomienda que la interpretación sea capaz de

compensar el efecto de la zona alterada.

4.- El registro de Potencial espontáneo SP no es recomendable usar en

yacimientos que contengan agua dulce (menor a 2000 ppm de NaCl) caso

Hollín Inferior pues no se obtiene una deflexión negativa de esta curva, por

lo que se debe tomar un core o núcleo de esta zona para analizar este valor.

5.- Para zonas de agua dulce se recomienda utilizar el registro de dual

laterolog ya que dan mejores resultados que los registros de inducción en la

detección de hidrocarburos.

6.- Para la corrida de registros eléctricos de Gamma Ray y Neutrón es

necesario aislar cierto espacio con cintas de protección por el peligro que

presenta la radiación de las fuentes de estos elementos.

7.- Para contar con una buena interpretación cuantitativa de los registros

eléctricos es necesario tener un conocimiento básico del principio de

operación y respuesta de las herramientas de registro en diferentes litologías

y condiciones de pozo.

111

NOMENCLATURA

SP: Potencial Espontáneo

Rmf: Resistividad del filtrado de Lodo

BHT: Temperatura hueco abierto

PF: Profundidad de La Formación

PT: Profundidad total

Rm: Resistividad del lodo de perforación

Rmf: Resistividad del filtrado del lodo

Rmfc: Resistividad del filtrado del lodo corregido

Sor: Saturación del petróleo residual

MOS: Saturación de Petróleo Móvil

Sxo: Saturación de la zona lavada

So: Saturación de Petróleo

F: Factor de formación

Swa: Saturación de agua aparente

Swsh: Saturación de agua en la arcilla

: Porosidad Neutrónica

: Porosidad Neutrónica-Density

VSH: Volumen de arcilla

: Porosidad de densidad

112

Rw: Resistividad del agua

Ro: Resistividad de la roca saturada de agua

TF: Temperatura de formación

K: Factor para el cálculo de Rw

EPT: Registro De Propagación Electromagnética

SL: Registro Sónico

ML: Registro Microlog

PL: Registro de Proximidad

mV: Milivoltios

GAPI: Unidades API

°F: Grados Fahrenheit

MLL: Registro Micro Laterolog

MSFL: Registro Micro Resistividad Esférica Enfocada

MRL: Registros de Micro Resistividad

Boi: Factor Volumétrico del petróleo

N: Reservas in Situ

Ns: Reservas in situ sobre el factor volumétrico

SFL: Registro de Resistividad Esférica Enfocada

GR: Registro de Rayos Gamma

µohm: Microohmios

113

Sg: Saturación de gas

So: Saturación de petróleo

Sw: Saturación de agua

Vg: Volumen de gas

Vo: Volumen de petróleo

Vw: Volumen de agua

Vt: Volumen total

114

GLOSARIO

Albiano: Es una división de la escala temporal geológica, es la sexta

y última edad o piso del Cretácico inferior. Se extendió desde 112,0

hasta 99,6 millones de años aproximadamente. Sucede al Aptiano y

es anterior al Cenomaniano, del Cretácico superior.

Agradación: Nivelamiento de una planicie o valle en el que depósitos

aluviales superan los efectos del acarreo y de la erosión.

Amonites: Moluscos actualmente representados únicamente por el

género Nautilos, pero de los que existen numerosos fósiles, su

concha, lisa es parecida a la del caracol. Se desarrollaron de múltiples

formas desde el Devonico hasta el cretáceo y son importantes fósiles

guía.

Antepaís: Es una acumulación de sedimentos provenientes de

un orógeno y depositados sobre una región adyacente relativamente

poco deformada por la tectónica (antepaís). Estas cuencas

sedimentarias se forman en escalas de tiempo de entre millones y

cientos de millones de años.

Anticlinales: Se denomina anticlinal a un pliegue de la corteza

terrestre en forma de lomo cuyos flancos se inclinan en sentidos

opuestos.

Aptiano: Segundo piso más joven del Cretácico inferior.

Autigénesis: Es la formación de nuevos minerales durante o después

de la depositación.

115

Buzamientos: Es el sentido u orientación de la inclinación de los

estratos en un relieve de plegamiento formado

en rocas sedimentarias, que son las que se disponen en forma de

capas o estratos.

Cabalgamiento: Superposición anormal de un conjunto geológico

sobre otro motivada por presiones laterales. Los estratos más

antiguos son empujados por encima de otros más recientes,

verificándose el contacto de ambas unidades según un plano más o

menos inclinado.

Carboníferas: Es una división de la escala temporal geológica, es el

período de la Era Paleozoica que comienza hace 359,2 ± 2,5 millones

de años y finaliza hace 299,0 ± 0,8 millones de años. Es posterior

al Devónico y anterior al Pérmico.

Cenozoicos: Es una división de la escala temporal geológica, es

la era geológica que se inició hace unos 65,5 ±0,3 millones de años y

que se extiende hasta la actualidad.

Clivaje: Propensión que un mineral tiene a dividirse

en capas paralelas.

Conglomerados: Son rocas sedimentarias formadas por detritos

(pedazos) grandes o medianos redondeados de roca unidos por

cemento silíceo (arena) calizos u otros.

Coloides: Son fracciones activas del suelo.

Cuaternario: Se desarrolla en el Cenozoico a continuación del

Neógeno desde hace 2,588 millones de años hasta el presente.

116

Diabasas submarinas: Roca volcánica granuda básica, frecuente en

el Devonico, de color pardo oscuro a verdoso.

Devonico: Es una división de la escala temporal geológica, es

el periodo geológico que comenzó hace 416 ± 2,8 millones de años y

terminó hace 359 ± 2,5 millones de años. Es el cuarto período de

la Era Paleozoica, después del Silúrico y antes del Carbonífero. Su

nombre procede de Devon, un condado ubicado en la península

de Cornualles (Cornwall), en el suroeste de Inglaterra, donde las

rocas devónicas son comunes.

Diapiros: Masa rocosa que por razón de su plasticidad revienta los

pliegues al ser comprimida y se extiende por encima de rocas

estratigráficamente superiores.

Discordancia erosional: Deposición de los estratos rocosos en

sentido inverso al de su lugar de deposición, ejemplo estratos planos

y más recientes sobre otros más antiguos plegados y posteriormente

allanados.

Edad Baschkiriano superior: Es la edad más joven de la edad

carbonífera.

Edad Moscoviano inferior: Es el segundo de los cuatro planos

o etapas estratigráficas en las que está subdividido el de Pensilvania,

que a su vez es el segundo de los dos sub-períodos que conforman el

período Carbonífero.

Eoceno: Es una división de la escala temporal geológica, es

una época geológica de la Tierra, la segunda del

período Paleógeno en la Era Cenozoica. Comprende el tiempo entre

117

el final del Paleoceno (hace 55,8 ± 0,2 millones de años) y el principio

del Oligoceno (hace 33,9 ± 0,1 millones de años).

Erosión: Es la degradación y el transporte de material o sustrato del

suelo, por medio de un agente dinámico, como son el agua, el viento,

el hielo o la temperatura.

Extrusiones: es un proceso utilizado para crear objetos con sección

transversal definida y fija. El material se empuja o se extrae a través

de un troquel de una sección transversal deseada. La extrusión puede

ser continua (produciendo teóricamente de forma indefinida

materiales largos) o semicontinua (produciendo muchas partes). El

proceso de extrusión puede hacerse con el material caliente o frío.

Facie: Conjunto de caracteres petrográficos, paleontológicos que

definen un deposito o una roca.

Fisilidad: es la tendencia de una roca a partirse en capas delgadas o

placas.

Floculación: Es un proceso químico mediante el cual, con la adición

de sustancias denominadas floculantes, se aglutinan las sustancias

coloidales presentes en el agua, facilitando de esta forma

su decantación y posterior filtrado. Es un paso del proceso de

potabilización de aguas de origen superficial y del tratamiento

de aguas servidas domésticas, industriales y de la minería.

Fósiles Braquiópodos: son invertebrados marinos distintos de los

Bivalvos = almejas, ya que su concha está formada por dos valvas de

distinto tamaño, forma y ornamentación. Viven en los fondos fijados

por un tubo llamado "Pedúnculo" por el que se sujetan.

118

Grabens: Es un bloque deprimido de tierra bordeado por fallas

paralelas.

Hiato: ausencia de sedimentación.

Lignito: Es un carbón mineral que se forma por compresión de

la turba, convirtiéndose en una sustancia desmenuzable en la que

aún se pueden reconocer algunas estructuras vegetales. Es de color

negro o pardo y frecuentemente presenta una textura similar a la de la

madera de la que procede.

Lutitas: es una roca sedimentaria detrítica, es decir, formada

por detritos, que está integrada por partículas del tamaño de

la arcilla y del limo. Es conocida por ser la roca madre o almacén por

excelencia, dadas sus condiciones de porosidad y permeabilidad.

Litificación: Es decir la conversión del agregado suelto o sedimento

en una roca sedimentaria denominada sedimentita.

Maestrichtiano: Es una división de la escala temporal geológica, es

la última edad o piso del periodo Cretácico. Se extiende desde 70,6

hasta 64,5 millones de años. La edad Maastrichtiana sucede a la

edad Campaniana y precede a la Daniense, primera de la

era Cenozoica.

Marga: Son rocas sedimentarias de coloración variada formadas por

arcillas y calizas carbonatadas por porcentaje de mezcla variada.

Mesozoico: Es una división de la escala temporal geológica que se

inició hace 251,0 ± 0,4 millones de años y finalizó hace 65,5 ± 0,3

millones de años.

119

Mioceno: Forma con el Plioceno el Neoceno, uno de los grandes

periodos que se divide la era Terciaria.

Neocomiense: Piso inferior del Cretácico inferior.

Ondulitas: Son estructuras sedimentarias que se forman por la

acción de una corriente de agua o viento sobre un sustrato

de arena suelta.

Orogénesis: Son los movimientos tectónicos los cuales dieron origen

a las cadenas montañosas

Paleozoico: Es una división de la escala temporal geológica de más

de 290 millones de años de duración.

Pérmico: Es una división de la escala temporal geológica, fue

un período geológico que comenzó hace 299,0 ± 0,8 millones de años

y acabó hace 251,0 ± 0,4 millones de años.

Plegamientos: Es una deformación de las rocas,

generalmente sedimentarias, en la que elementos de carácter

horizontal, como los estratos o los planos de esquistosidad (en el

caso de rocas metamórficas), quedan curvados formando

ondulaciones alargadas y más o menos paralelas entre sí. Los

pliegues se originan por esfuerzos de compresión sobre las rocas que

no llegan a romperlas; en cambio, cuando sí lo hacen, se forman las

llamadas fallas.

Plioceno: Subperiodo del Neoceno, el segundo de los grandes

periodos de la era Terciaria.

Precámbrica: Es la primera y más larga etapa de la Historia de la

Tierra más del 88%.

120

Rocas Porfiríticas: Roca filoniana o eruptiva parduzca, verdosa o

rojiza que en una pasta densa o micro-granuda contiene fenocristales

de plagioclasas, biomita.

Silúrico: una división de la escala temporal geológica, fue un periodo

geológico de la era Paleozoica que comenzó hace 443,7 ± 1,5

millones de años y terminó hace 416,0 ± 2,8 millones de años. Es el

tiempo geológico que precede al Devónico. Se caracteriza porque el

nivel de los océanos era elevado, con lo que existe un amplio registro

de sedimentos marinos en todos los continentes.

Sintectónico: Se aplica a cualquier proceso o relieve derivado, que

sea contemporáneo a los movimientos que dan lugar a la formación

de las grandes estructuras tectónicas.

Subducción: es un proceso de hundimiento de una placa

litosférica bajo otra en un límite convergente, según la teoría

de tectónica de placas. La subducción ocurre a lo largo de

amplias zonas de subducción que en el presente se concentran en las

costas del océano Pacífico en el llamado cinturón de fuego del

Pacífico pero también hay zonas de subducción en partes del Mar

Mediterráneo, las Antillas, las Antillas del Sur y la costa índica

de Indonesia. La subducción provoca recurrentes terremotos de gran

magnitud los cuales se originan en la zona de Benioff. La subducción

también causa la fusión parcial de parte del manto terrestre

generando magma que asciende dando lugar a volcanes y plutones.

Transgresiva: De transgresión es la invasión de aguas marinas en

tierra hasta entonces emergidas, determinada por movimientos

epirogénicos de la corteza terrestre o fluctuaciones del nivel del mar.

121

BIBLIOGRAFIA

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ANEXOS

REGISTRO ELÉCTRICO COMPLETO

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