Descripción de yacimientos característicos para cada cuenca sedimentaria de Venezuela
A continuación se realiza una breve descripción sobre geología de producción, petrofísica e ingeniería de yacimientos de los reservorios más representativos por región en el país.
1.- Yacimiento: Formación Lagunillas, Campo: Tía Juana.
El campo Tía Juana está ubicado entre las ciudades de Cabimas y Lagunillas en la parte septentrional de la costa oriental del Lago de Maracaibo Se encuentra dividido en dos campos: Tía Juana Principal y Tía Juana Este, en los cuales se reparten áreas para 18 proyectos térmicos (17 de inyección alterna de vapor y uno de inyección continua de vapor). Desde el punto de vista del yacimiento, el campo es una acumulación de petróleo pesado (POES mayor de 11.000 MMbn) que cubre una superficie de más de 39.000 acres, donde se han perforado cerca de 2700 pozos, de los cuales más de 1800 todavía se encuentran activos.
Geología
a) Estructura
Estructuralmente, el campo Tía Juana está constituido por un monoclinal de rumbo noroeste-sureste con un buzamiento promedio suave de 4 a 6 grados hacia el suroeste. Las fallas que lo cruzan son de direcciones normales y desplazamientos variables (entre 20 y 250 pies). Las principales tienen una dirección preferencial noroeste-sureste
b) Estratigrafía
La secuencia estratigráfica del Post-Eoceno en el campo Tía Juana está constituida, de base a tope por la Formación La Rosa del Mioceno, que yace discordantemente sobre la Formación Misoa de edad Eoceno, a continuación se encuentra la Formación Lagunillas del Mioceno subdividida en cuatro Miembros (Lagunillas Inferior, el más productor, Ojeda, el más lutítico, Laguna y Bachaquero) y, por último, la Formación La Puerta de edad Mio-Plioceno. Los contactos entre estas tres principales formaciones son concordantes. La Formación La Rosa (70 pies de espesor) está constituida por lutitas laminares de color gris verdoso, que se presentan en intercalaciones de capas de areniscas de poco espesor. La Formación Lagunillas (1260 pies de espesor) contiene lutitas, arcillas y arenas con algunas capas de lignito. La Formación La Puerta es una secuencia de arcillas blancas y grises, arenas arcillosas y arenas grises.
c) Ambiente de sedimentación
El Miembro Lagunillas Inferior en el campo Tía Juana está representado principalmente por sedimentos no marinos parálicos, con eventuales incursiones del mar. Hacia el noroeste, la parte inferior está conformada por depósitos de abanico aluvial y depósitos fluviales. Son comunes las areniscas conglomeráticas y los conglomerados de clastos de arcilita y matriz arenosa, con algunos intervalos de facies de arcilitas y heterolitas. Hacia el tope la sección es menos arenosa, haciéndose más frecuentes los depósitos parálicos, con areniscas de grano medio a fino.
Propiedades petrofísicas
La formación es una secuencia de lutitas y de arenas no consolidadas de alta porosidad, alrededor del 36%. Las permeabilidades oscilan entre 2 y 6 darcys, la saturación de agua irreducible es de alrededor del 10%. Las principales arcillas son la caolinita, la ilita y la montmorilonita con volúmenes que pueden alcanzar de 10 a 20%. Los puntos de corte ó ‘cutoffs’ típicos son: porosidad 20%, saturación de agua 50%, Vcl 50%. Los parámetros de interpretación son: a=1, m*=1,6, n*=2,0, rg=2,66 gr/cm3 para la ecuación Waxman-
Smits; la salinidad se encuentra entre 2500 y 3500 ppm equivalente NaCl.
Mecanismos de producción
Los principales mecanismos de producción que activan los yacimientos de la Formación Lagunillas del campo Tía Juana son el empuje por gas en solución y la compactación. Este fenómeno es de especial relevancia en los yacimientos constituidos por arenas no consolidadas, como las de Tía Juana y otros campos de la Costa del Distrito Bolívar. La compactación se debe a la disminución de la presión de los fluidos en el yacimiento por la producción de los mismos, incrementando a su vez la presión ejercida sobre él por los estratos suprayacentes. Esto origina un hundimiento de las capas que se encuentran por encima del yacimiento hasta traducirse en la subsidencia de la superficie del terreno. El valor de subsidencia promedio hasta 1996 fue de 465 cms. Sin embargo, la compactación actúa de manera eficaz en el mantenimiento de la presión del yacimiento y, por ende, en el recobro del petróleo. Un 70% de la producción se puede atribuir a la compactación.
2.- Yacimiento: Lagunillas inferior-07, Campo: Lagunillas (lago)
El yacimiento Lagunillas Inferior–07 (LL–07) está ubicado en la costa oriental del Lago de Maracaibo, frente a la población de Lagunillas y al norte de Bachaquero. Comenzó su vida productiva en mayo de 1926 y en él se han completado 960 pozos a una profundidad de aproximadamente 4200 pies. Cubre una extensión de unos 31.000 acres y su POES es de 3830 MMbn de crudo pesado. A partir de 1984, se le ha inyectado agua del Patio de Tanques de Lagunillas con la finalidad de incrementar el recobro de petróleo manteniendo la presión y eliminando el drenaje de las aguas efluentes hacia el Lago de Maracaibo.
Geología
a) Estructura
El yacimiento LL-07 se prolonga hacia el noroeste al nivel del Miembro Laguna. Está limitado al suroeste por una falla normal también con buzamiento hacia el norte, con rumbo noroeste-sureste y al sur por un contacto agua-petróleo que originalmente se encontraba a aproximadamente 5000 pies de profundidad. Varias fallas extensionales al suroeste y al este con desplazamiento de 30 a 150 pies cortan el yacimiento, pero tienen relativamente poca importancia en cuanto al entrampamiento del mismo.
b) Estratigrafía
El yacimiento LL-07 está constituido por los Miembros Laguna y Lagunillas Inferior, de la Formación Lagunillas y los Miembros La Rosa y Santa Bárbara de la Formación La Rosa, de edad Mioceno Infrayace concordantemente al Miembro Bachaquero, también de la Formación Lagunillas y suprayace discordantemente a las formaciones del Post-Eoceno. El Miembro más importante es el Lagunillas Inferior,que contiene el 89% del POES. Este, a su vez, ha sido dividido en tres capas: LL–A, LL–B y LL–C. (El Miembro Laguna fue subdividido en cuatro lentes desde LaA hasta LaD y la Formación La Rosa,en LRA y LRB).
c) Ambiente de sedimentación
Los Miembros Laguna y Lagunillas Inferior del yacimiento LL–07 consisten principalmente de sedimentos fluviodeltaicos con menores cantidades de sedimentos marinos próximo-costeros, mientras que la Formación La Rosa es predominantemente marina.
Propiedades petrofísicas
Para definir las propiedades petrofísicas del yacimiento LL–07 se han utilizado datos provenientes de unos 800 pozos, de los cuales sólo 31 tienen registros de porosidad. Por otra parte, existen pocas muestras de núcleos. Se ha escogido una resistividad de 12 ohm-m como punto de corte para estimar el espesor de arena neta petrolífera (ANP). Las arenas del Miembro Laguna y de la Formación La Rosa no tienen propiedades petrofísicas tan atractivas como la del Miembro Lagunillas ni tampoco tan buena continuidad lateral. Se ha determinado que la relación permeabilidad-espesor varía entre 25 y 275 darcys/pie, de lo cual se deduce una permeabilidad promedio para el yacimiento de 1500 md, lo cual está validado por el análisis de un núcleo.
Mecanismos de producción
El mecanismo de producción preponderante en el yacimiento Lagunillas Inferior–07 es la compactación de las rocas, sobre todo en la parte centro-oriental. Asimismo, el empuje hidráulico ha contribuido en forma muy importante y, en menor cuantía, el empuje por gas en solución. Finalmente la inyección de aguas efluentes ha sido exitosa en el mantenimiento de la presión en el yacimiento y, por lo tanto, debe considerarse como otro mecanismo de producción.
3.- Yacimiento: P – 1 / 2, Campo: Silvestre.
El yacimiento P–1/2 (0017) del campo Silvestre se encuentra situado a unos 35 km al sureste de la ciudad de Barinas. Abarca un área de 482 acres y tiene un espesor promedio de 59 pies. La explotación comercial de este yacimiento comenzó en 1962, dos años después de su descubrimiento. Es un yacimiento altamente subsaturado con presión de burbujeo de 175 lpca, siendo la original de 4120 lpca. Produce, mediante bombeo electrosumergible, un crudo mediano de 23,5 °API, prácticamente sin gas (19 pcn/bn), pero con un gran volumen de agua, que representa más del 60% del total acumulado de los fluidos.
Geología
a) Estructura
El campo Silvestre se encuentra estructuralmente más elevado que los demás de la Cuenca de Barinas. La estructura del yacimiento corresponde a un pequeño domo que presenta un buzamiento suave de 2 grados en su flanco norte y muestra fallas que buzan hacia el este, el oeste y el sur. La falla con rumbo noreste presenta buzamiento al sur con un desplazamiento de aproximadamente 50 pies. Con un desplazamiento similar y un buzamiento al este se presenta una falla de rumbo noroeste. Los límites del yacimiento P–1/2 (0017) son: al norte y al este un contacto agua-petróleo a 9450 pbnm, mientras que al sur, al oeste y al este se encuentran fallas normales.
b) Estratigrafía
La Formación Escandalosa, de edad Cretácico temprano ha sido subdividida en cuatro Miembros denominados "S" "R" "P" "O" en orden ascendente, siendo el "P" el principal productor de la cuenca. Este Miembro está compuesto de dos intervalos de arena separados por una lutita delgada. En el yacimiento P–1/2 (0017), esta capa lutítica lenticular presenta un desarrollo irregular y delgado, por lo cual se puede considerar que la P–1 y la P–2 forman un solo lente homogéneo, por lo menos a los efectos del comportamiento de producción. No existe comunicación vertical con las arenas infrayacentes y suprayacentes; el tope y la base de la arena P–1/2 se encuentran bien definidos por estratos lutíticos de regular espesor, que se extienden en forma regional. La arena P–1/2 presenta grano de medio a grueso, estratificación cruzada y restos de plantas lignificadas, en algunos casos con intervalos de limolitas compactos.
c) Ambiente de sedimentación
El ambiente de sedimentación del yacimiento P–1/2 ha sido interpretado como fluvio-deltaico con fuerte influencia litoral: canales distributarios sobre depósitos de barra de desembocadura con retrabajo y redistribución litoral. El eje de su mejor desarrollo como roca yacimiento cruza el área en dirección suroeste a noreste.
Propiedades petrofísicas
Para determinar las propiedades de la roca del yacimiento P–1/2 (0017) se dispuso del análisis de los núcleos del pozo descubridor, así como de los registros de porosidad de pozos. A continuación se muestran los valores promedio obtenidos:
Porosidad 18,7 % 20,1 %
Saturación de agua 39,0 % 34,0 %
Permeabilidad* 556 md 90–753* md
Area productiva 482 acres
Espesor promedio 59 pies
Mecanismo de producción
Las características y el comportamiento del yacimiento indican que el principal mecanismo de producción es un empuje hidráulico.
4.- Yacimiento. “Arenas de Naricual”, Campo: El Furrial.
El campo El Furrial está situado al norte del Estado Monagas a unos 35 km al oeste de Maturín. La formación que se denomina localmente "Formación Naricual" del campo El Furrial, con un POES de 6900 MMbn, es una de las mayores reservas de petróleo mediano del área. La columna de hidrocarburos está constituida por un crudo de naturaleza asfalténica, caracterizado por la variación de su gravedad API, del contenido de asfaltenos y de las propiedades termodinámicas con la profundidad. Los yacimientos son de tipo volumétrico altamente subsaturados, sin capa de gas, habiéndose determinado que la actividad del acuífero se encuentra inhibida por la presencia de una capa de bitumen. Para evitar la caída de la presión hasta el punto crítico cuando se precipitan los asfaltenos, se está inyectando agua dentro del yacimiento, lo cual incrementará significativamente el recobro final de petróleo.
Geología
a) Estructura
La estructura en el tope de las areniscas oligocenas, es decir, el tope de la acumulación, es la de un anticlinal asimétrico de 10 km de ancho por 8 de largo y de rumbo N 70° E.
El buzamiento del flanco norte varía entre 18 y 24° y el del flanco sur entre 16 y 21°. Este anticlinal está cortado en sus flancos por fallas inversas aproximadamente paralelas al eje de la estructura: las del flanco norte con el lado descendido al norte y las del flanco sur con el lado descendido al sur. Un sistema de fallas normales de lados descendidos al este cortan transversalmente la estructura. Los límites de los yacimientos al norte y al sur están determinados por una capa de bitumen ("Tar mat") presente en toda la estructura, mientras que al este y al oeste los límites están constituidos por fallas normales que separan El Furrial de los campos adyacentes, El Corozo, y Carito respectivamente.
b) Estratigrafía
La columna estratigráfica penetrada en El Furrial comprende más de 16.000 pies de sedimentos, cuyas edades van desde el Cretácico Superior hasta el Reciente. Toda la sección es fundamentalmente siliciclástica. La mayor parte del petróleo del campo El Furrial, lo mismo que la de los yacimientos del campo Carito, se encuentra en unas areniscas conocidas localmente como "Formación Naricual", y consideradas hasta el momento de edad Oligoceno. Esta suposición, así como la nomenclatura litoestratigráfica del área, se encuentran en proceso de revisión. Estas arenas se dividen en tres paquetes estratigráficos diferentes, separados por capas lutíticas de gran extensión: Naricual Inferior, con espesores de alrededor de 400 pies, Naricual Medio, también de unos 400 pies y Naricual Superior, con un promedio de 700 pies. El comportamiento de la presión indica que existe algún tipo de comunicación entre los tres paquetes, a pesar de la presencia de las extensas capas de lutita que los separan. La "Formación Naricual" suprayace a unas lutitas, muy probablemente preoligocenas, e infrayace a las lutitas de la Formación Caripita, Oligomioceno, que
constituye el sello regional para las acumulaciones más antiguas de hidrocarburos en rocas oligocenas de los yacimientos de Sta. Bárbara, Carito Norte, Carito Oeste, Carito Central, El Corozo y El Furrial.
c) Ambiente de sedimentación
El paquete Naricual Inferior se depositó en un ambiente marino próximo costero, formado por canales estuarinos y de mareas, paleosuelos, barras y bahías litorales. El paquete Naricual Medio estaría depositado en un ambiente nerítico interno con una superficie de condensación en su base y el Naricual Superior, en un ambiente marino costero con predominio de barras y bahías costeras así como canales estuarinos y paleosuelos.
Propiedades petrofísicas
A partir de pruebas de restauración de presión y DST, desde el punto de vista macroscópico, la "Formación Naricual” puede caracterizarse como relativamente homogénea y de alta capacidad de flujo. Para calcular la saturación de agua (salinidad de aproximadamente 1800 ppm equivalente NaCl) se utilizó la fórmula de Simandoux (m = n = 1,89, a = 0,81). Se determinó la porosidad mediante una fórmula donde las densidades de la matriz y del fluido eran de 2,65 y 0,89 gr/cc, respectivamente. Se estimó la permeabilidad en función de la porosidad efectiva, la saturación de agua y la arcillosidad, la cual, en las mejores zonas, es inferior al 5%.
1.- Yacimiento: Formación Lagunillas, Campo: Tía Juana.
El campo Tía Juana está ubicado entre las ciudades de Cabimas y Lagunillas en la parte septentrional de la costa oriental del Lago de Maracaibo Se encuentra dividido en dos campos: Tía Juana Principal y Tía Juana Este, en los cuales se reparten áreas para 18 proyectos térmicos (17 de inyección alterna de vapor y uno de inyección continua de vapor). Desde el punto de vista del yacimiento, el campo es una acumulación de petróleo pesado (POES mayor de 11.000 MMbn) que cubre una superficie de más de 39.000 acres, donde se han perforado cerca de 2700 pozos, de los cuales más de 1800 todavía se encuentran activos.
Geología
a) Estructura
Estructuralmente, el campo Tía Juana está constituido por un monoclinal de rumbo noroeste-sureste con un buzamiento promedio suave de 4 a 6 grados hacia el suroeste. Las fallas que lo cruzan son de direcciones normales y desplazamientos variables (entre 20 y 250 pies). Las principales tienen una dirección preferencial noroeste-sureste
b) Estratigrafía
La secuencia estratigráfica del Post-Eoceno en el campo Tía Juana está constituida, de base a tope por la Formación La Rosa del Mioceno, que yace discordantemente sobre la Formación Misoa de edad Eoceno, a continuación se encuentra la Formación Lagunillas del Mioceno subdividida en cuatro Miembros (Lagunillas Inferior, el más productor, Ojeda, el más lutítico, Laguna y Bachaquero) y, por último, la Formación La Puerta de edad Mio-Plioceno. Los contactos entre estas tres principales formaciones son concordantes. La Formación La Rosa (70 pies de espesor) está constituida por lutitas laminares de color gris verdoso, que se presentan en intercalaciones de capas de areniscas de poco espesor. La Formación Lagunillas (1260 pies de espesor) contiene lutitas, arcillas y arenas con algunas capas de lignito. La Formación La Puerta es una secuencia de arcillas blancas y grises, arenas arcillosas y arenas grises.
c) Ambiente de sedimentación
El Miembro Lagunillas Inferior en el campo Tía Juana está representado principalmente por sedimentos no marinos parálicos, con eventuales incursiones del mar. Hacia el noroeste, la parte inferior está conformada por depósitos de abanico aluvial y depósitos fluviales. Son comunes las areniscas conglomeráticas y los conglomerados de clastos de arcilita y matriz arenosa, con algunos intervalos de facies de arcilitas y heterolitas. Hacia el tope la sección es menos arenosa, haciéndose más frecuentes los depósitos parálicos, con areniscas de grano medio a fino.
Propiedades petrofísicas
La formación es una secuencia de lutitas y de arenas no consolidadas de alta porosidad, alrededor del 36%. Las permeabilidades oscilan entre 2 y 6 darcys, la saturación de agua irreducible es de alrededor del 10%. Las principales arcillas son la caolinita, la ilita y la montmorilonita con volúmenes que pueden alcanzar de 10 a 20%. Los puntos de corte ó ‘cutoffs’ típicos son: porosidad 20%, saturación de agua 50%, Vcl 50%. Los parámetros de interpretación son: a=1, m*=1,6, n*=2,0, rg=2,66 gr/cm3 para la ecuación Waxman-
Smits; la salinidad se encuentra entre 2500 y 3500 ppm equivalente NaCl.
Mecanismos de producción
Los principales mecanismos de producción que activan los yacimientos de la Formación Lagunillas del campo Tía Juana son el empuje por gas en solución y la compactación. Este fenómeno es de especial relevancia en los yacimientos constituidos por arenas no consolidadas, como las de Tía Juana y otros campos de la Costa del Distrito Bolívar. La compactación se debe a la disminución de la presión de los fluidos en el yacimiento por la producción de los mismos, incrementando a su vez la presión ejercida sobre él por los estratos suprayacentes. Esto origina un hundimiento de las capas que se encuentran por encima del yacimiento hasta traducirse en la subsidencia de la superficie del terreno. El valor de subsidencia promedio hasta 1996 fue de 465 cms. Sin embargo, la compactación actúa de manera eficaz en el mantenimiento de la presión del yacimiento y, por ende, en el recobro del petróleo. Un 70% de la producción se puede atribuir a la compactación.
2.- Yacimiento: Lagunillas inferior-07, Campo: Lagunillas (lago)
El yacimiento Lagunillas Inferior–07 (LL–07) está ubicado en la costa oriental del Lago de Maracaibo, frente a la población de Lagunillas y al norte de Bachaquero. Comenzó su vida productiva en mayo de 1926 y en él se han completado 960 pozos a una profundidad de aproximadamente 4200 pies. Cubre una extensión de unos 31.000 acres y su POES es de 3830 MMbn de crudo pesado. A partir de 1984, se le ha inyectado agua del Patio de Tanques de Lagunillas con la finalidad de incrementar el recobro de petróleo manteniendo la presión y eliminando el drenaje de las aguas efluentes hacia el Lago de Maracaibo.
Geología
a) Estructura
El yacimiento LL-07 se prolonga hacia el noroeste al nivel del Miembro Laguna. Está limitado al suroeste por una falla normal también con buzamiento hacia el norte, con rumbo noroeste-sureste y al sur por un contacto agua-petróleo que originalmente se encontraba a aproximadamente 5000 pies de profundidad. Varias fallas extensionales al suroeste y al este con desplazamiento de 30 a 150 pies cortan el yacimiento, pero tienen relativamente poca importancia en cuanto al entrampamiento del mismo.
b) Estratigrafía
El yacimiento LL-07 está constituido por los Miembros Laguna y Lagunillas Inferior, de la Formación Lagunillas y los Miembros La Rosa y Santa Bárbara de la Formación La Rosa, de edad Mioceno Infrayace concordantemente al Miembro Bachaquero, también de la Formación Lagunillas y suprayace discordantemente a las formaciones del Post-Eoceno. El Miembro más importante es el Lagunillas Inferior,que contiene el 89% del POES. Este, a su vez, ha sido dividido en tres capas: LL–A, LL–B y LL–C. (El Miembro Laguna fue subdividido en cuatro lentes desde LaA hasta LaD y la Formación La Rosa,en LRA y LRB).
c) Ambiente de sedimentación
Los Miembros Laguna y Lagunillas Inferior del yacimiento LL–07 consisten principalmente de sedimentos fluviodeltaicos con menores cantidades de sedimentos marinos próximo-costeros, mientras que la Formación La Rosa es predominantemente marina.
Propiedades petrofísicas
Para definir las propiedades petrofísicas del yacimiento LL–07 se han utilizado datos provenientes de unos 800 pozos, de los cuales sólo 31 tienen registros de porosidad. Por otra parte, existen pocas muestras de núcleos. Se ha escogido una resistividad de 12 ohm-m como punto de corte para estimar el espesor de arena neta petrolífera (ANP). Las arenas del Miembro Laguna y de la Formación La Rosa no tienen propiedades petrofísicas tan atractivas como la del Miembro Lagunillas ni tampoco tan buena continuidad lateral. Se ha determinado que la relación permeabilidad-espesor varía entre 25 y 275 darcys/pie, de lo cual se deduce una permeabilidad promedio para el yacimiento de 1500 md, lo cual está validado por el análisis de un núcleo.
Mecanismos de producción
El mecanismo de producción preponderante en el yacimiento Lagunillas Inferior–07 es la compactación de las rocas, sobre todo en la parte centro-oriental. Asimismo, el empuje hidráulico ha contribuido en forma muy importante y, en menor cuantía, el empuje por gas en solución. Finalmente la inyección de aguas efluentes ha sido exitosa en el mantenimiento de la presión en el yacimiento y, por lo tanto, debe considerarse como otro mecanismo de producción.
3.- Yacimiento: P – 1 / 2, Campo: Silvestre.
El yacimiento P–1/2 (0017) del campo Silvestre se encuentra situado a unos 35 km al sureste de la ciudad de Barinas. Abarca un área de 482 acres y tiene un espesor promedio de 59 pies. La explotación comercial de este yacimiento comenzó en 1962, dos años después de su descubrimiento. Es un yacimiento altamente subsaturado con presión de burbujeo de 175 lpca, siendo la original de 4120 lpca. Produce, mediante bombeo electrosumergible, un crudo mediano de 23,5 °API, prácticamente sin gas (19 pcn/bn), pero con un gran volumen de agua, que representa más del 60% del total acumulado de los fluidos.
Geología
a) Estructura
El campo Silvestre se encuentra estructuralmente más elevado que los demás de la Cuenca de Barinas. La estructura del yacimiento corresponde a un pequeño domo que presenta un buzamiento suave de 2 grados en su flanco norte y muestra fallas que buzan hacia el este, el oeste y el sur. La falla con rumbo noreste presenta buzamiento al sur con un desplazamiento de aproximadamente 50 pies. Con un desplazamiento similar y un buzamiento al este se presenta una falla de rumbo noroeste. Los límites del yacimiento P–1/2 (0017) son: al norte y al este un contacto agua-petróleo a 9450 pbnm, mientras que al sur, al oeste y al este se encuentran fallas normales.
b) Estratigrafía
La Formación Escandalosa, de edad Cretácico temprano ha sido subdividida en cuatro Miembros denominados "S" "R" "P" "O" en orden ascendente, siendo el "P" el principal productor de la cuenca. Este Miembro está compuesto de dos intervalos de arena separados por una lutita delgada. En el yacimiento P–1/2 (0017), esta capa lutítica lenticular presenta un desarrollo irregular y delgado, por lo cual se puede considerar que la P–1 y la P–2 forman un solo lente homogéneo, por lo menos a los efectos del comportamiento de producción. No existe comunicación vertical con las arenas infrayacentes y suprayacentes; el tope y la base de la arena P–1/2 se encuentran bien definidos por estratos lutíticos de regular espesor, que se extienden en forma regional. La arena P–1/2 presenta grano de medio a grueso, estratificación cruzada y restos de plantas lignificadas, en algunos casos con intervalos de limolitas compactos.
c) Ambiente de sedimentación
El ambiente de sedimentación del yacimiento P–1/2 ha sido interpretado como fluvio-deltaico con fuerte influencia litoral: canales distributarios sobre depósitos de barra de desembocadura con retrabajo y redistribución litoral. El eje de su mejor desarrollo como roca yacimiento cruza el área en dirección suroeste a noreste.
Propiedades petrofísicas
Para determinar las propiedades de la roca del yacimiento P–1/2 (0017) se dispuso del análisis de los núcleos del pozo descubridor, así como de los registros de porosidad de pozos. A continuación se muestran los valores promedio obtenidos:
Porosidad 18,7 % 20,1 %
Saturación de agua 39,0 % 34,0 %
Permeabilidad* 556 md 90–753* md
Area productiva 482 acres
Espesor promedio 59 pies
Mecanismo de producción
Las características y el comportamiento del yacimiento indican que el principal mecanismo de producción es un empuje hidráulico.
4.- Yacimiento. “Arenas de Naricual”, Campo: El Furrial.
El campo El Furrial está situado al norte del Estado Monagas a unos 35 km al oeste de Maturín. La formación que se denomina localmente "Formación Naricual" del campo El Furrial, con un POES de 6900 MMbn, es una de las mayores reservas de petróleo mediano del área. La columna de hidrocarburos está constituida por un crudo de naturaleza asfalténica, caracterizado por la variación de su gravedad API, del contenido de asfaltenos y de las propiedades termodinámicas con la profundidad. Los yacimientos son de tipo volumétrico altamente subsaturados, sin capa de gas, habiéndose determinado que la actividad del acuífero se encuentra inhibida por la presencia de una capa de bitumen. Para evitar la caída de la presión hasta el punto crítico cuando se precipitan los asfaltenos, se está inyectando agua dentro del yacimiento, lo cual incrementará significativamente el recobro final de petróleo.
Geología
a) Estructura
La estructura en el tope de las areniscas oligocenas, es decir, el tope de la acumulación, es la de un anticlinal asimétrico de 10 km de ancho por 8 de largo y de rumbo N 70° E.
El buzamiento del flanco norte varía entre 18 y 24° y el del flanco sur entre 16 y 21°. Este anticlinal está cortado en sus flancos por fallas inversas aproximadamente paralelas al eje de la estructura: las del flanco norte con el lado descendido al norte y las del flanco sur con el lado descendido al sur. Un sistema de fallas normales de lados descendidos al este cortan transversalmente la estructura. Los límites de los yacimientos al norte y al sur están determinados por una capa de bitumen ("Tar mat") presente en toda la estructura, mientras que al este y al oeste los límites están constituidos por fallas normales que separan El Furrial de los campos adyacentes, El Corozo, y Carito respectivamente.
b) Estratigrafía
La columna estratigráfica penetrada en El Furrial comprende más de 16.000 pies de sedimentos, cuyas edades van desde el Cretácico Superior hasta el Reciente. Toda la sección es fundamentalmente siliciclástica. La mayor parte del petróleo del campo El Furrial, lo mismo que la de los yacimientos del campo Carito, se encuentra en unas areniscas conocidas localmente como "Formación Naricual", y consideradas hasta el momento de edad Oligoceno. Esta suposición, así como la nomenclatura litoestratigráfica del área, se encuentran en proceso de revisión. Estas arenas se dividen en tres paquetes estratigráficos diferentes, separados por capas lutíticas de gran extensión: Naricual Inferior, con espesores de alrededor de 400 pies, Naricual Medio, también de unos 400 pies y Naricual Superior, con un promedio de 700 pies. El comportamiento de la presión indica que existe algún tipo de comunicación entre los tres paquetes, a pesar de la presencia de las extensas capas de lutita que los separan. La "Formación Naricual" suprayace a unas lutitas, muy probablemente preoligocenas, e infrayace a las lutitas de la Formación Caripita, Oligomioceno, que
constituye el sello regional para las acumulaciones más antiguas de hidrocarburos en rocas oligocenas de los yacimientos de Sta. Bárbara, Carito Norte, Carito Oeste, Carito Central, El Corozo y El Furrial.
c) Ambiente de sedimentación
El paquete Naricual Inferior se depositó en un ambiente marino próximo costero, formado por canales estuarinos y de mareas, paleosuelos, barras y bahías litorales. El paquete Naricual Medio estaría depositado en un ambiente nerítico interno con una superficie de condensación en su base y el Naricual Superior, en un ambiente marino costero con predominio de barras y bahías costeras así como canales estuarinos y paleosuelos.
Propiedades petrofísicas
A partir de pruebas de restauración de presión y DST, desde el punto de vista macroscópico, la "Formación Naricual” puede caracterizarse como relativamente homogénea y de alta capacidad de flujo. Para calcular la saturación de agua (salinidad de aproximadamente 1800 ppm equivalente NaCl) se utilizó la fórmula de Simandoux (m = n = 1,89, a = 0,81). Se determinó la porosidad mediante una fórmula donde las densidades de la matriz y del fluido eran de 2,65 y 0,89 gr/cc, respectivamente. Se estimó la permeabilidad en función de la porosidad efectiva, la saturación de agua y la arcillosidad, la cual, en las mejores zonas, es inferior al 5%.
Mecanismos de producción
Las arenas de la "Formación Naricual" del campo El Furrial son altamente subsaturadas. La capa de bitumen impide la acción de cualquier acuífero ubicado por debajo de la misma hacia los yacimientos, por lo que éstos se comportan como volumétricos. Por las consideraciones anteriores, durante el proceso de agotamiento natural, el mecanismo de producción predominante es la expansión de la roca y de los fluidos combinado, desde
1992, con la inyección de agua que mantiene la presión del yacimiento por encima de la de burbujeo.
Fuente: Evaluación de pozos. WEC 1997.
