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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA
Análisis sedimentológico para la generación del modelo estático de la Arenisca U
inferior del campo Armadillo
Trabajo de investigación previo a la obtención del título de Ingeniera en Geología
Título de tercer nivel
AUTOR: Pamela Alejandra Noboa Parra
TUTOR: Ing. Jairo Geovanny Bustos Cedeño Ms.c.
Quito, 2019
DERECHOS DE AUTOR
Yo, Pamela Alejandra Noboa Parra. en calidad de autor y titular de los derechos morales
y patrimoniales del trabajo de titulación “ANÁLISIS SEDIMENTOLÓGICO PARA LA
GENERACIÓN DEL MODELO ESTÁTICO DE LA ARENISCA U INFERIOR DEL
CAMPO ARMADILLO”, modalidad Proyecto de Investigación, de conformidad con el
Art. 114 del CÓDIGO ORGÁNICO DE LA ECONOMÍA SOCIAL DE LOS
CONOCIMIENTOS, CREATIVIDAD E INNOVACIÓN, concedo a favor de la
Universidad Central del Ecuador una licencia gratuita, intransferible y no exclusiva para
el uso no comercial de la obra, con fines estrictamente académicos. Conservo a mi favor
todos los derechos de autor sobre la obra, establecidos en la normativa citada.
Asimismo, autorizo a la Universidad Central del Ecuador para que realice la digitalización
y publicación de este trabajo de titulación en el repositorio virtual, de conformidad a lo
dispuesto en el Art. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.
El autor declara que la obra objeto de la presente autorización es original en su forma de
expresión y no infringe el derecho de autor de terceros, asumiendo la responsabilidad por
cualquier reclamación que pudiera presentarse por esta causa y liberando a la Universidad
de toda responsabilidad.
En el D.M de Quito, a los 13 días del mes de septiembre de 2019.
APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN
Yo, JAIRO GEOVANNY BUSTOS CEDEÑO en calidad de tutora del trabajo de
titulación, modalidad proyecto de investigación “ANÁLISIS SEDIMENTOLÓGICO
PARA LA GENERACIÓN DEL MODELO ESTÁTICO DE LA ARENISCA U
INFERIOR DEL CAMPO ARMADILLO”, elaborado por la Srta. Pamela Alejandra
Noboa Parra de la Carrera de Ingeniería en Geología, Facultad de Ingeniería en Geología,
Minas, Petróleos y Ambiental, de la Universidad Central del Ecuador, considero que el
mismo reúne los requisitos y méritos necesarios en el campo metodológico y en el campo
epistemológico, para ser sometido a la evaluación por parte del tribunal examinador que
se designe, por lo que APRUEBO, a fin de que el trabajo sea habilitado para continuar
con el proceso de Titulación determinado por la Universidad Central del Ecuador.
En el D.M. de Quito, a los 13 días del mes de septiembre de 2019.
APROBACIÓN DEL TRIBUNAL
El tribunal constituido por los ingenieros Cristian Zura y Francisco Viteri, DECLARAN:
Que el presente trabajo de titulación, modalidad proyecto de investigación, denominado
“ANÁLISIS SEDIMENTOLÓGICO PARA LA GENERACIÓN DEL MODELO
ESTÁTICO DE LA ARENISCA U INFERIOR DEL CAMPO ARMADILLO”,
elaborado íntegramente por la Srta. Pamela Alejandra Noboa Parra, egresado de la carrera
de ingeniería en Geología, ha sido revisado y verificado; por lo que se APRUEBA el
Proyecto de Tesis para su defensa oral.
En el D.M. de Quito, a los 13 días del mes de septiembre de 2019.
DEDICATORIA
A mis amados padres Esthela y Patricio que han hecho de mi la persona que ahora soy
gracias a su amor, paciencia y dedicación, son las personas que me inspiran cada día
de mi vida gracias a su maravilloso ejemplo.
A mis hermanos Wendy, Fernando, Miguel y Gaby los mismos que han sido mis
confidentes y apoyo durante toda mi vida, de la misma manera a mis sobrinos Camila,
Santiago, Joaquin y Emilio quienes han llegado a ser esa luz en nuestro hogar con sus
sonrisas y travesuras.
A Rafael quien es una pieza importante en mi vida personal y profesional que con
cariño me ha dedicado su tiempo y esfuerzo para culminar esta etapa.
Al Ing. Francisco Viteri quien con mucha vocación compartió sus conocimientos y
experiencias profesionales durante mi vida académica y quien también supo
aconsejarme como un gran amigo.
A mis amigos Nancy, Chaoping, Klever, Jael y David quienes han sido como mi
segunda familia y por siempre brindarme su apoyo.
AGRADECIMIENTO
A la Universidad Central del Ecuador y Facultad de ingeniería en Geología,
Minas, Petróleos y Ambiental, las que fueron base para mi futuro desarrollo como
profesional.
A Petroamazonas EP, por la relación estrecha que mantiene con la Academia y
que fomenta la inclusión de esta en la industria hidrocarburífera del país y también por
haber facilitado toda la información, instalaciones y software necesarios para la
elaboración de este trabajo de titulación.
Al Ing. Jairo Bustos Cedeño, quien me supo orientar y guiar de manera exitosa
durante la carrera y el desarrollo del trabajo de titulación, demostrando una vez más
su alto compromiso con la formación de nuevos profesionales.
Al Ing. Walter Torres, Geólogo del Activo Auca de Petroamazonas EP, quien fue
pieza fundamental, ya que con mucha paciencia, trabajo y dedicación compartió su
amplio conocimiento para la elaboración del presente trabajo de titulación.
A los ingenieros Ericka Quinapallo, Jenny Estupiñan, Edison Valencia, Jhonny
Garrido y Rafael Cevallos, técnicos de Petroamazonas EP, quienes también aportaron
en cada una de sus áreas de conocimiento para alcanzar los objetivos planteados.
A los ingenieros Francisco Viteri y Cristian Zura, quienes aportaron
significativamente con su conocimiento a la mejora continua del presente documento
como revisores asignados por la Universidad Central del Ecuador.
VIII
CONTENIDO
Pág.
1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................. 1
1.1. Planteamiento del problema......................................................................... 1
1.2. Justificación ................................................................................................ 1
1.3. Objetivos ..................................................................................................... 2
1.3.1. Objetivo general ................................................................................... 2
1.3.2. Objetivos específicos ............................................................................ 2
1.4. Antecedentes ............................................................................................... 2
2. MARCO GEOLÓGICO ..................................................................................... 4
2.1. Ubicación geográfica ................................................................................... 4
2.2. Marco geológico regional ............................................................................ 5
2.3. Geología local ............................................................................................. 5
3. MARCO TEÓRICO ........................................................................................... 9
3.1. Caracterización de yacimientos ................................................................... 9
3.2. Caracterización estática (modelo estático) ................................................... 9
3.3. Facies y electrofacies ................................................................................. 10
3.4. Ambientes sedimentarios ........................................................................... 10
3.5. Análisis de núcleos .................................................................................... 11
3.6. Propiedades petrofísicas ............................................................................ 12
3.7. Análisis petrofísico .................................................................................... 15
3.7.1. Temperatura de formación .................................................................. 15
3.7.2. Volumen de arcilla ............................................................................. 15
3.7.3. Porosidad efectiva .............................................................................. 16
3.7.4. Saturación de agua ............................................................................. 16
3.7.5. Método de Simandoux ........................................................................ 17
3.7.6. Petróleo original en sitio “POES” ....................................................... 17
4. DISEÑO METODOLOGICO ........................................................................... 19
IX
4.1. Tipo de estudio ............................................................................................. 19
4.2. Universo y muestra.................................................................................... 19
4.3. Métodos y técnicas de recolección de datos ............................................... 19
4.4. Procesamiento y análisis de información ................................................... 20
4.4.1. Análisis sedimentológico de núcleos .................................................. 20
4.5. Análisis mineralógico ................................................................................ 26
4.5.1. Microscopio electrónico de barrido MEB ............................................ 26
4.5.2. Difracción de rayos X DRX ............................................................... 28
4.6. Determinación de Topes y Bases y Límite inferior conocido de petróleo
(LKO) 29
4.7. Interpretación petrofísica ........................................................................... 30
4.7.1. Determinación de la función Porosidad efectiva Vs Permeabilidad ..... 32
4.8. Mapa estructural ........................................................................................ 33
4.9. Mapa sedimentológico............................................................................... 34
4.10. Secciones estratigráficas ............................................................................ 37
4.10.1. Modelo estratigráfico ......................................................................... 37
5. RESULTADOS ................................................................................................ 40
5.1. Modelo geoestadístico ............................................................................... 40
5.2. Modelo estructural..................................................................................... 40
5.3. Modelo de Facies ...................................................................................... 41
5.3.1. Control de calidad del modelo de facies.............................................. 42
5.3.2. Mapa de espesor de arenisca ............................................................... 43
5.4. Modelo Petrofísico .................................................................................... 45
5.4.1. Modelo de porosidad efectiva ............................................................. 45
5.4.2. Modelo de permeabilidad ................................................................... 48
5.4.3. Modelo de Saturación de agua ............................................................ 49
5.5. Petróleo original en sitio ............................................................................ 50
5.6. Análisis de incertidumbre .......................................................................... 50
5.7. Mapa de acumulados de producción .......................................................... 52
6. DISCUSIÓN .................................................................................................... 54
6.1. Propuesta de pozos de desarrollo ............................................................... 55
7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................ 57
7.1. Conclusiones ............................................................................................. 57
7.2. Recomendaciones ...................................................................................... 58
X
BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................ 59
ANEXOS .................................................................................................................... 61
ANEXO A .................................................................................................................. 62
Núcleo del pozo Armadillo 007 ................................................................................... 62
ANEXO B .................................................................................................................. 63
Análisis convencionales del núcleo del pozo Armadillo 007 ........................................ 63
ANEXO C .................................................................................................................. 64
Facies litológicas del núcleo del pozo Armadillo 007 .................................................. 64
ANEXO D .................................................................................................................. 64
Topes de los pozos del campo Armadillo en MD y TVDss .......................................... 65
ANEXO E................................................................................................................... 65
Registro triple combo del pozo Armadillo 007 en el sofware interactive petrophysics . 66
ANEXO F ................................................................................................................... 66
Cálculo del volumen de arcilla a partir del Gamma Ray y Densidad Neutron del pozo
Armadillo 009 en el sofware interactive petrophysics .................................................. 67
ANEXO G .................................................................................................................. 67
Cálculo de saturación de agua del pozo Armadillo 009 en el sofware interactive
petrophysics ................................................................................................................ 67
ANEXO H .................................................................................................................. 67
Determinación de cut offs del pozo Armadillo 009 en el sofware interactive
petrophysics ................................................................................................................ 67
ANEXO J ................................................................................................................... 68
Fallas y chimeneas del campo Armadillo .................................................................... 68
ANEXO K .................................................................................................................. 68
Modelo estructural de la arenisca U superior y U inferior, del campo Armadillo ......... 68
ANEXO L................................................................................................................... 69
Porosidad efectiva vs permeabilidad con la distribución de facies del campo
Armadillo.................................................................................................................... 69
ANEXO M ................................................................................................................. 69
Modelo de facies a la base de la arenisca U inferior del campo Armadillo ................... 69
XI
LISTA DE TABLAS
Pág.
Tabla 1.Tamaño granos, poros y gargantas porales de la muestra a 10827.3’ ............... 26
Tabla 2. Cuadro de minerales de las muestras de ripios del pozo Armadillo 002 ......... 28
Tabla 3. Topes y bases del campo Armadillo............................................................... 30
Tabla 4. Resistividad de agua y temperatura de formación de la arenisca U inferior .... 31
Tabla 5. Cut offs definidos para la evaluación petrofísica ............................................ 31
Tabla 6. Resultados del análisis petrofísico ................................................................. 32
Tabla 7. Facies para la arenisca U inferior ................................................................... 41
Tabla 8. Facies sedimentarias del núcleo Armadillo 007 ............................................. 41
Tabla 9. POES obtenido en el análisis de incertidumbre .............................................. 51
Tabla 10: Coordenadas de pozos propuestos ............................................................... 56
XII
LISTA DE FIGURAS
Pág.
Figura 1. Ubicación del Bloque 55 en la cuenca Oriente Tomado de: Mapa de bloques petroleros
del Ecuador continental. (Secretaria de Hidrocarburos., 2012). .................................................. 4
Figura 2. Mapa tectónico de la Cuenca Oriente (Baby et al., 2014). ........................................... 5
Figura 3. Columna tectono-estratigrafica, y eventos geodinámicos que controlan el desarrollo de
la Cuenca Oriente y sus sistemas petrolíferos. (Baby et al., 2014). ............................................. 6
Figura 4. Ciclos sedimentarios de la cuenca oriente, definidos en el pozo Bogi-1 y sus
equivalentes, en términos de la nomenclatura clásica (Baby et al., 2014). .................................. 7
Figura 5. Modelo tectónico propuesto para el volcanismo intraplaca de la Cuenca Oriente (Baby
et al., 2014 ................................................................................................................................ 8
Figura 6. Factores para un Ambiente Sedimentario (Universidad Continental, 2015) ............... 11
Figura 7. Clasificación Ambientes Sedimentarios (Universidad Continental, 2015) ................. 11
Figura 8. Escala de Udden-Wentworth para sedimentos terrígenos (Wentworth 1922).............. 13
Figura 9. Escala de Udden-Wentworth (Wentworth 1922) ....................................................... 14
Figura 10. Caracterización del grado de redondez y esfericidad de un grano de arena ............... 14
Figura 11. Grado de selección a nivel microscópico de una roca sedimentaria (Powers, 1982).. 15
Figura 12. Empacamiento Cúbico y Romboédrico de esferas (Powers, 1982) .......................... 15
Figura 13. Sedimentos arcillosos (Petroamazonas EP, 2019) ................................................... 21
Figura 14. Mudstone a wackstone nodular (Petroamazonas EP, 2019) ..................................... 21
Figura 15. Sedimentos arcillosos con intercalaciones de areniscas (Petroamazonas EP, 2019) .. 22
Figura 16. a) Arenisca saturada de petróleo móvil, b) Arenisca con laminaciones onduladas
continuas (Petroamazonas EP, 2019) ....................................................................................... 22
Figura 17. Arenisca con clastos distribuidos de forma caótica (Petroamazonas EP, 2019) ........ 23
Figura 18. Arenisca saturada de petróleo con laminación oblicua (Petroamazonas EP, 2019) ... 24
Figura 19. Sedimentos carbonosos (Petroamazonas EP, 2019) ................................................. 24
Figura 20. Columna estratigráfica de la arenisca U inferior del pozo Armadillo 007
(Petroamazonas EP, 2019) ...................................................................................................... 25
Figura 21. Granos de Cuarzo muy finos a medios (Petroamazonas EP, 2019) ......................... 27
Figura 22. Muestra de carbonatos (Petroamazonas EP, 2019) .................................................. 27
Figura 23. Muestra de feldespatos (K) y caolinita (Petroamazonas EP, 2019) ........................ 27
Figura 24. Muestra al MEB de gargantas porales (Petroamazonas EP, 2019) ........................... 27
XIII
Figura 25. Difractograma del pozo Armadillo 002 (Petroamazonas EP, 2017) ......................... 29
Figura 26. Registro eléctrico triple combo ............................................................................... 30
Figura 27. Porosidad efectiva Vs Permeabilidad horizontal de la arenisca U inferior del pozo
Armadillo 007 ......................................................................................................................... 32
Figura 28. Ajuste de la petrofísica con los datos del núcleo Armadillo 007 .............................. 33
Figura 29. Mapa estructural al tope de la arenisca U inferior del campo Armadillo .................. 34
Figura 30. Mapa de amplitud sísmica campo Armadillo (Petroamazonas EP, 2019) ................. 35
Figura 31. Modelo sedimentológico de la arenisca U inferior .................................................. 36
Figura 32. Mapa de ubicación de secciones estratigráficas ....................................................... 37
Figura 33. Sección estratigráfica A-A´ .................................................................................... 38
Figura 34. Sección estratigráfica B-B´ ..................................................................................... 38
Figura 35. Sección estratigráfica C-C´ ..................................................................................... 39
Figura 36. Modelo estructural de la arenisca U inferior ............................................................ 40
Figura 37. Modelo de facies de la arenisca U inferior .............................................................. 42
Figura 38. Histograma de porcentajes de facies (registro, escalado y modelo) .......................... 43
Figura 39. Control de calidad de facies mediante una correlación estructural- estratigráfica. .... 43
Figura 40. Mapa de espesor de la arenisca U inferior ............................................................... 44
Figura 41. Modelo de porosidad efectiva de la arenisca U Inferior ........................................... 45
Figura 42. Histograma de porcentajes de porosidad efectiva (Registro, escalado y modelo) ..... 46
Figura 43. Control de calidad porosidad efectiva mediante una correlación estructural-
estratigráfica ........................................................................................................................... 46
Figura 44. Mapa de porosidad efectiva promedio .................................................................... 47
Figura 45. Modelo de permeabilidad de la arenisca U inferior ................................................. 48
Figura 46. Mapa de permeabilidad promedio de la arenisca U inferior ..................................... 49
Figura 47. Modelo de saturación de agua inicial de la arenisca U inferior ................................ 50
Figura 48. Histograma de Petróleo original en sitio de la arenisca U inferior............................ 52
Figura 49. Mapa de acumulados de producción de la arenisca U inferior del campo Armadillo 53
Figura 50. Mapa de acumulados de producción de la arenisca U inferior con pozos futuros
propuestos............................................................................................................................... 56
Figura 51. Petrofísica del pozo Armadillo 007 ......................................................................... 54
Figura 52. Correlación estratigráfica – estructural con resultados de los modelos de facies,
porosidad efectiva y permeabilidad ......................................................................................... 55
XIV
ABREVIATURAS Y SIGLAS
3D: 3 Dimensiones
API: American Petroleum Institute
Bls: Barriles
Bl/Bn:
Boi: Factor volumétrico de formación de
petróleo
BPPD: Barriles de petróleo por día
BSW: Contenido de agua libre y
sedimentos
E: Este
EP: Empresa publica
Ft: Pies
GR: Registro gamma ray
K: Permeabilidad
LKO: Punto de ocurrencia de
hidrocarburo en el nivel más bajo
MEB: Microscopio electrónico de
barrido
MD: Measured Depth
N: Norte
NaCl: Cloruro de sodio
NE: Nor-Este
NPHI: Registro neutron
NTG: Net to gross
O: Oeste
P10: Percentil 10
P50: Percentil 50
P90: Percentil 90
PHIE: Porosidad efectiva
POES: Petróleo original en sitio
S: Sur
SP: Registro potencial espontáneo
SW: Saturación de agua
TVD: True vertical Depth
TVDss: True vertical Depth sub sea
VSH: Volumen de arcilla
XV
TITULO: Análisis sedimentológico para la generación del modelo estático de la
Arenisca U Inferior del campo Armadillo.
Autora: Pamela Alejandra Noboa Parra
Tutor: Ing. Jairo Geovanny Bustos Cedeño Ms.c
RESUMEN
El presente trabajo de titulación permitió ubicar pozos de desarrollo con menor
incertidumbre geológica en la arenisca U inferior del Campo Armadillo, al integrar un
modelo sedimentológico basado en análisis de núcleos y de registros eléctricos y la
generación de un modelo geoestadístico que represente la heterogeneidad interna del
reservorio.
Como resultado de los estudios geofísicos en el campo Armadillo, se determinó la
ubicación de 3 cuerpos volcánicos dentro de la secuencia estratigráfica, los que fueron
validados con los resultados del MEB, en estos análisis se encontraron minerales producto
de alteración provocados por el emplazamiento del flujo magmático.
En el análisis sedimentológico del núcleo del pozo Armadillo 007 se determinó 7 facies
litológicas, definiéndose como un ambiente marino somero a estuarino, ambiente que
favorece a mejorar la porosidad y permeabilidad en él reservorio.
Resultado de la interpretación petrofísica y geológica el valor de POES más probable para
el campo Armadillo es de 249,545,979.23 Bls con un Boi de 1.106 bl/bn, se definió 2
pozos de desarrollo a partir del modelo sedimentológico, mapa de espesor de arenisca,
mapa de porosidad, mapa de permeabilidad y adicionalmente el mapa de acumulados de
producción.
PALABRAS CLAVES: GEOESTADÍSTICO, SEDIMENTOLOGÍA, POES, BOI,
ESTRATIGRAFÍA, PETROFÍSICA, ESTUARIO, MEB.
XVI
TITLE: Development of static model using a sedimentological analysis of Lower U
Sandstones in Armadillo field
Author: Pamela Alejandra Noboa Parra
Tutor: Ing. Jairo Geovanny Bustos Cedeño Ms.c
ABSTRACT
The present work allowed to locate development wells with less geological uncertainty
in the lower U sandstone in Armadillo Field, by integrating a sedimentological model
based on core analysis, electrical logs and a geostatistical model that represents internal
heterogeneity of the reservoir.
As a result of the geophysical studies in Armadillo field, 3 volcanic structures within the
stratigraphic sequence were determined, and validated with the results of the MEB, in
these analyzes found mineral alterations product of the magmatic flow into the reservoir.
In the core sedimentological analysis of Armadillo 007, 7 lithological facies were
determined, defining as a shallow marine estuary environment, this kind of environment
improve the porosity and permeability in the reservoir.
As a result of the petrophysical and geological interpretation, the most probably OOIP
value for lower U Sandstone is 249,545,979.23 Bls with a Boi of 1,106 bl / bn, 2
development wells were defined fromregarding the sedimentological model, sandstone
thickness map, porosity map, permeability map and additionally the accumulated
production map.
KEY WORDS: GEOSTATISTICS, SEDIMENTOLOGY, STRATIGRAPHY, POES,
BOI, PETROPHYSICS, ESTUARY, MEB.
1
1. INTRODUCCIÓN
El campo Armadillo fue descubierto en julio de 1995 con el pozo exploratorio
Armadillo 001 de tipo vertical, el cual fue perforado por Petroproducción, llegando a una
profundidad total de 11558 pies MD. Este campo pertenece al Bloque 55 – Activo Auca
operado por Petroamazonas EP, actualmente cuenta con 9 pozos productores siendo el
principal reservorio la arenisca “U” inferior.
Este proyecto de tesis consiste en el análisis sedimentológico y petrofísico a
partir de núcleos de perforación y registros eléctricos para la generación del Modelo
Estático de la arenisca “U” inferior, para esto se integró los modelos: estructural,
sedimentológico, estratigráfico y petrofísico.
1.1.Planteamiento del problema
La empresa operadora determina que existe incertidumbre en la geología de la
arenisca U inferior del Campo Armadillo debido a que se trata de un reservorio de tipo
estratigráfico.
La ubicación de los 9 pozos productores con los que actualmente cuenta el
mencionado campo han sido definidos en base a la interpretación de la sísmica 3D y
mapas de propiedades petrofísicas, sin embargo integrar un modelo sedimentológico
basado en análisis de núcleos y de registros eléctricos y la generación de un modelo
geoestadístico que represente la heterogeneidad interna del reservorio permitirán la
ubicación de pozos de desarrollo con menor incertidumbre en zonas con potencial
acumulación de hidrocarburos.
1.2.Justificación
Ecuador es un país que depende económicamente de la extracción del petróleo
por lo que es necesario realizarlo de una manera óptima, por lo tanto, para el campo
Armadillo, es necesario contar con un modelo estático que permita ubicar pozos de
desarrollo y avanzada con menor incertidumbre geológica.
2
El modelo estático de un campo permite entender las variaciones y distribución
espacial de tipo de roca y propiedades petrofísicas (porosidad permeabilidad y saturación
de agua), lo cual es de ayuda para la ubicación de pozos y el cálculo del petróleo original
en sitio (POES). El entendimiento de la heterogeneidad de este yacimiento generará
mejora sustancial en la eficiencia del factor de recobro de hidrocarburos.
El análisis sedimentológico de un reservorio mediante el estudio de núcleos y de
registros eléctricos, permitirá determinar la geometría de los cuerpos sedimentarios, así
como el origen y dirección preferencial de los depósitos.
1.3.Objetivos
1.3.1. Objetivo general
Integrar los modelos Estructural, sedimentológico, estratigráfico y petrofísico para la
generación del modelo estático de la arenisca “U” Inferior del campo Armadillo.
1.3.2. Objetivos específicos
Describir la litología y determinar las facies sedimentarias en el núcleo de la
arenisca “U” Inferior del pozo Armadillo 007.
Determinar las propiedades petrofísicas mediante ensayos de laboratorio en el
núcleo de la arenisca U inferior del pozo Armadillo 007
Calcular las propiedades petrofísicas mediante interpretación de registros
eléctricos y el petróleo original en sitio (POES) de la arenisca U inferior del campo
Armadillo.
Determinar áreas prospectivas para la ubicación de nuevos pozos de desarrollo en
la arenisca “U” Inferior del campo Armadillo.
1.4.Antecedentes
El campo Armadillo fue descubierto con el pozo Exploratorio Armadillo 1 tipo
vertical, el cual fue perforado por Petroproducción en Julio de 1995. El pozo llegó a una
profundidad total (MD) 11158 pies MD, se encontró hidrocarburo en las Areniscas “U”
Inferior y Basal Tena, donde se realizaron pruebas de producción, las que arrojaron
resultados positivos, confirmándose de esta manera la prospectividad de la estructura
Armadillo. Los resultados de las pruebas iniciales del Armadillo 1 son: 857 BPPD, de
18.4°API en la arenisca U inferior y 450 BPPD de 13.5° API en la arenisca Basal Tena.
Hasta septiembre 2017 se han perforado 5 pozos.
3
En el 2015 Petroamazonas EP y Ecuaservoil S.A firman un contrato provisional
para la ejecución de actividades de optimización de producción, recuperación mejorada
y exploración del campo Armadillo que duraría 15 años, se suspendió estas el mismo año
y se renegocio dicho contrato reiniciando las labores en julio del 2016 con una producción
promedio de 241 BPPD en todo el campo.
A enero del 2019 la producción del campo es de 2800 BPPD, sus reservas
probadas son de 10.380.000 Bls, sin embargo, no cuenta con un modelo estático
actualizado. (Base de datos Activo Auca - Petroamazonas EP).
Existe 120 km de sísmica 2D tomada en 1978, 1991 y 1995, Vetrá en un informe
geológico geofísico en el 2010 realizó la reinterpretación de la sísmica 2D. El proyecto
de adquisición sísmica 3D, tiene una extensión de 166.78 km2, conteniendo 6542 puntos
de disparo y 6676 receptores. Enmarcó en total 787.920 km de líneas fuentes y receptoras
(Plan de desarrollo campo Armadillo 2017).
Un análisis estructural muestra la manifestación de un cuerpo Volcánico de 2.5
km de largo por 1.6 km de ancho delimitando la estructura en dirección SSW-NNE
suprayaciendo y alterando a la caliza M2, al sur se ramifica la estructura como un
anticlinal alargado en dirección SW-NE en el mismo eje estructural. (Plan de desarrollo
campo Armadillo 2017).
Actualmente el campo cuenta con núcleos del pozo Armadillo 007, el análisis de
estos permitió tener una idea más clara de la geología del subsuelo y hacer una
extrapolación a los demás pozos el campo Armadillo.
El modelo estático representa la distribución espacial de las facies y propiedades
petrofísicas del reservorio. La construcción de este modelo está basada en métodos
geoestadísticos que integran datos geofísicos, geológicos y petrofísicos, cada celda de la
malla geológica va a representar un valor de cada propiedad.
4
2. MARCO GEOLÓGICO
2.1.Ubicación geográfica
El campo Armadillo geográficamente se encuentra ubicado en la Cuenca
Oriente, la que corresponde a una Cuenca trasarco de los Andes ecuatorianos (Baby, et
al., 1998), se extiende hasta Colombia al Norte y Perú al Sur y hasta el escudo brasileño
hacia el Este (Jaillard, et al., 1997). Pertenece al Bloque – 55, ubicado en la provincia de
Orellana, limitado al norte, sur y este con el Bloque 17 y al oeste con el campo Cononaco
– Bloque 61 (figura 1), Actualmente se encuentra operado por Petroamazonas EP, cuenta
con 9 pozos productores siendo su principal reservorio la arenisca “U” Inferior.
Figura 1. Ubicación del Bloque 55 en la cuenca Oriente Tomado de: Mapa de bloques petroleros del Ecuador continental. (Secretaria de Hidrocarburos., 2012).
El campo Armadillo se encuentra ubicado dentro del corredor Sacha
Shushufindi, el cual se caracteriza por la deformación creada por la acción de fallas
transpresivas desarrolladas en sentido NNE-SSW, las mismas que a profundidad se
horizontalizan y hacia la superficie y pueden formar estructuras en forma de flor (Baby
et al., 2014)
5
2.2.Marco geológico regional
Según Baby et al, (1997) La Cuenca Oriente es parte del sistema subandino de
cuencas sedimentarias de ante – país denominadas Putumayo en Colombia, Oriente en
Ecuador y Marañón en Perú, se extiende desde Venezuela hasta Argentina. Baby et al
(1998) divide a la Cuenca Oriente en 3 dominios estructurales que son: Dominio
Occidental o Sistema Subandino, Dominio Central o Corredor Sacha-Shushufindi y
Dominio Oriental o Sistema Capirón-Tiputini. (figura 2).
Figura 2. Mapa tectónico de la Cuenca Oriente (Baby et al., 2014).
Dominio Occidental o Sistema Subandino dentro de este corredor existen 3 zonas
morfoestructurales importantes que son: el Levantamiento Napo, la Depresión Pastaza y
la Cordillera de Cutucú. (Baby, Rivadeneira & Barragán, 2014).
Dominio Central o Corredor Sacha Shushufindi: dentro de este corredor se encuentran
ubicados varios de los campos petrolíferos más importantes, y por fallas de rumbo NNE-
SSW. (Baby, Rivadeneira & Barragán, 2014).
Dominio Oriental o Sistema Capirón-Tiputini es una cuenca extensiva invertida formada
por fallas tipo lístricas que se horizontalizan en profundidad (Baby, Rivadeneira &
Barragán, 2014).
2.3.Geología local
Según Baby et al (1997), la arenisca U inferior esta descrita dentro del sistema
deposicional del Cretácico en el que se definen cambios bruscos de la línea de costa en la
6
plataforma marino-somera de la Cuenca Oriente (figura 3). Dentro de este sistema se
describe la mega secuencia Hollín Napo-Basal Tena, perteneciente al Ciclo Sedimentario
III caracterizada por una serie repetitiva de areniscas, calizas y lutitas asociada a los
cambios del nivel del mar durante el Cretácico (White et al., 1995; Barragán, 1999).
Figura 3. Columna tectono-estratigrafica, y eventos geodinámicos que controlan el desarrollo
de la Cuenca Oriente y sus sistemas petrolíferos. (Baby et al., 2014).
La arenisca “U” data del Cenomaniano Medio, se desarrolló sobre una base
erosiva de facies de relleno de canal, sobre la que se desarrollaron facies transgresivas de
areniscas cuarzosas y cuarzo glauconíticas, hacia el tope la secuencia termina con
7
areniscas glauconíticas con un cemento calcáreo y lutitas. (Baby, Rivadeneira &
Barragán, 2014).
Según Baby et al (2014) describe a la arenisca “U” inferior como “Areniscas
cuarzosas, bastante limpias, de grano grueso, con estructura homogénea, grano-creciente,
correspondientes a canales fluviales pasando a canales y barras mareales en un medio
estuarino” (figura 4).
Figura 4. Ciclos sedimentarios de la cuenca oriente, definidos en el pozo Bogi-1 y sus
equivalentes, en términos de la nomenclatura clásica (Baby et al., 2014).
El volcanismo en la cuenca oriente se debe a una extensión por procesos de slab-
rollback (figura 5), que produce una migración de magma astenosférico y un
adelgazamiento de la corteza. (Baby et al., 2014)
8
Además del volcanismo alcalino asociado al cambio geodinámico cretácico
superior de la Cuenca oriente, se genera el emplazamiento de cuerpos intrusivos a nivel
somero que se observa en la sección Napo Superior presente en el corredor Sacha -
Shushufindi (Barragán, 1999).
Figura 5. Modelo tectónico propuesto para el volcanismo intraplaca de la Cuenca Oriente (Baby et al., 2014
9
3. MARCO TEÓRICO
3.1.Caracterización de yacimientos
Consiste en determinar y evaluar las características y parámetros en una
formación, y como estas afectan el comportamiento de flujo en el mismo; entre estas se
tiene: porosidad, permeabilidad, anisotropía, fuerzas capilares y mojabilidad,
estratificación, fallas geológicas, discordancias, acuñamientos, fracturamiento de un
yacimiento. (Maylen, Ibarra, & Molina, 2018)
El objetivo principal es conocer las propiedades de las rocas productoras de
hidrocarburos y los fluidos presentes en el yacimiento, tanto de manera cuantitativa como
cualitativa. (Maylen, Ibarra, & Molina, 2018)
La Metodología se desarrolla en dos etapas; una de caracterización estática
donde se define las propiedades físicas del volumen de roca, y caracterización dinámica
donde se describe la interacción de los fluidos dentro del volumen de roca.
3.2.Caracterización estática (modelo estático)
Se puede definir como la disciplina encargada de analizar e integrar la geometría,
límites físicos, contacto agua-petróleo, variaciones internas tanto verticales como
laterales de las propiedades petrofísicas, ambientes y sentidos de depositación; con el fin
de estimar el volumen original de hidrocarburos en un yacimiento. (Maylen, Ibarra, &
Molina, 2018)
El modelo estático se encuentra conformado por los modelos: estructural,
estratigráfico, sedimentológico, petrofísico y de fluidos.
10
3.3.Facies y electrofacies
Las facies son el conjunto de características litológicas y paleontológicas
similares entre sí, que permiten definir una unidad estratigráfica, las facies se dividen en
grandes grupos como:
Litofacies. – es el conjunto de características litológicas que definen a un grupo de
estratos o el conjunto de propiedades físico-químicas que fueron dominantes durante el
proceso de depositación en los estratos (diferencia cuanto al tipo de roca).
Biofacies. – son el conjunto de características paleontológicas de los estratos que reflejan
las condiciones biológicas que reinaron durante el proceso de depositación (diferencias
en torno al aspecto biológico).
Electrofacies. – son aquellas que se determinan mediante registros geológicos de pozos.
Facies Sísmicas. – aquellas determinadas mediante información sísmica.
Debido a que los cambios son laterales, se pueden elaborar mapas de litofacies
con los que se determina las diferencias litológicas en la roca del yacimiento, por ejemplo,
cambios o variaciones de arenisca a lutita, lo cual es un indicativo de cambios de zonas
permeables a impermeables. (Carmona & Fernandez , 2014).
Para la elaboración de los mapas de litofacies se utilizan los datos obtenidos de
los análisis de muestras de roca y de la interpretación de registros eléctricos tomados en
los pozos, los cuales se manejan mediante correlaciones geológicas.
3.4.Ambientes sedimentarios
Un ambiente sedimentario se caracteriza por ser un conjunto de condiciones
ambientales y una serie de procesos geológicos, los cuales determinan el tipo de
sedimento depositado, y el tipo de fósiles y otras estructuras sedimentarias con alto
potencial de preservarse. (Universidad Continental, 2015).
En la figura 6, se puede observar los factores que intervienen en la construcción
de un ambiente sedimentario, los mimos que son:
a) Localización Geográfica
b) Agente de Transporte
c) Tipo de Medio
d) Profundidad del Agua
11
e) Procesos orgánicos y organismos que modifican el sedimento
f) Clima
g) Marco Tectónico
Figura 6. Factores para un Ambiente Sedimentario (Universidad Continental, 2015)
Los ambientes sedimentarios (ambientes de depósito) se pueden clasificar o
agrupar en tres grupos: continentales, transicionales y marinos, mismo que comprenden
subambientes, cada uno con características particulares, en la figura 7, se puede observar
algunos de los ambientes por los que se componen los tres grandes grupos.
Figura 7. Clasificación Ambientes Sedimentarios (Universidad Continental, 2015)
3.5.Análisis de núcleos
El núcleo es una muestra representativa de roca de una formación prospectiva,
tomada a determinada profundidad, estas muestras brindan información adicional que no
puede ser definida en los cortes producto de la perforación ni tampoco mediante registros
eléctricos, las dimensiones que pueden tener estos núcleos pueden variar de diámetro y
longitud y están función de la herramienta que se utilice para tomarlos, (Carmona &
Fernández 2014).
12
El objetivo primordial en la toma de núcleos es obtener muestras representativas
de las formaciones prospectivas, a fin de determinar las características y propiedades de
la roca y de los fluidos presentes ellas, con los núcleos es posible:
a) Definir características geológicas tales como: Petrografía, Litología, Mineralogía.
b) Definir características petrofísicas tales como: Porosidad, Permeabilidad,
Saturación residual de fluidos y Presión Capilar.
c) Realizar Pruebas de Desplazamiento.
d) Identificar cambios areales de propiedades que son necesarias para llevar a cabo
la caracterización del yacimiento, con el propósito de estimar reservas y efectuar
estudios de simulación.
e) Identificar Zonas de Transición.
f) Estudios de permeabilidad
g) Calibrar y mejorar la interpretación de registros de pozos.
Existen dos tipos de núcleos que pueden ser tomados en un pozo, estos son:
a) Núcleos de Fondo. - El núcleo se corta verticalmente a las formaciones
atravesadas durante la perforación a una profundidad determinada
b) Núcleos de Pared. – En ocasiones durante la perforación se atraviesan intervalos
prospectivos que no fueron identificados debido a cambios en la estratigrafía de
la columna geológica y que se visualizan en la corrida de registros eléctricos;
debido a que ya está perforado todo el pozo y no fue posible obtener núcleos de
fondo para evaluar directamente las propiedades de las rocas, la técnica de núcleos
de pared es la mejor opción para obtener muestras de roca; estos núcleos pueden
tomarse en cualquier momento siempre y cuando el pozo no haya sido revestido.
Con esta técnica se pueden obtener muestras cilíndricas de una pulgada de
diámetro y corta longitud, proveniente de la pared del pozo para su análisis.
3.6.Propiedades petrofísicas
El conocimiento de las propiedades de las rocas de un yacimiento es
indispensable para comprender su comportamiento y naturaleza, la definición petrofísica
se la realiza principalmente mediante la integración de registros eléctricos de pozo,
núcleos y pruebas de presión, una buena correlación e integración de esta información
permite determinar propiedades físicas del medio poroso de la roca tales como: Porosidad,
Permeabilidad Absoluta, Compresibilidad, así como también aspectos relacionados a la
13
roca tales como: forma, tamaño, clasificación y empaquetamiento de los granos. (Carmona
& Fernandez , 2014).
Al analizar el sistema de roca que compone un yacimiento es necesario tomar
muy en cuenta aspectos que posteriormente permitirán evaluar la capacidad de
almacenamiento y flujo de una formación estos aspectos son:
Tamaño de Grano. – Se expresa en función de un diámetro, pero debido a que los granos
no son esféricos, se debe referir este parámetro a una medida por medio de escalas ya
definidas como la escala de Udden – Wentworth (figura 8).
Figura 8. Escala de Udden-Wentworth para sedimentos terrígenos (Wentworth 1922).
Udden en 1914 realizó una escala geométrica de clases y tamaños de grano,
mismo que, Wentworth 1922, modifico y definió una escala que proporciona un medio
para normalizar la terminología de tamaños, cada grado representa un tamaño, así esta
nueva escala difirió por completo de la realizada por Udden; cada grado tiene un nombre
específico para identificar las partículas es así que se define la escala de Udden-
Wentworth y que se puede observar en la figura 9.
14
Figura 9. Escala de Udden-Wentworth (Wentworth 1922)
Forma del Grano. - Se define con los parámetros que se definen las características
geométricas de redondez y esfericidad.
En la descripción de las rocas sedimentarias debe tomarse en cuenta la forma
que tienen los grano, definiendo la misma por el grado de redondez y esfericidad como
se muestra en la figura 10. (Carmona & Fernandez , 2014).
Figura 10. Caracterización del grado de redondez y esfericidad de un grano de arena
(Powers, 1982)
Una roca tiene buena selección si el tamaño de los granos es bastante uniforme,
que tiene mala selección si el tamaño de los granos es variado como se observa en la
figura 11.
15
Figura 11. Grado de selección a nivel microscópico de una roca sedimentaria (Powers, 1982)
Empacamiento de los granos. – El empacamiento de los granos es de suma importancia,
ya que con las características antes mencionadas definen la magnitud de algunas
propiedades de la roca al consolidarse, se pueden encontrar empacamientos tipo cúbico,
el cual tiene un volumen poroso de 47.64% o un tipo romboédrico que presenta un
volumen poroso de 25.96% como se puede observar en la figura 12.
Figura 12. Empacamiento Cúbico y Romboédrico de esferas (Powers, 1982)
3.7.Análisis petrofísico
3.7.1. Temperatura de formación
La temperatura de formación puede ser definida con la siguiente ecuación: (Hung, 1991)
Tf = Ts +Tm − Ts
Pm Pf
Donde:
Tf = Temperatura de formación (°F)
Ts= Temperatura media de la superficie (°F)
Tm= Temperatura máxima de fondo (°F)
Pm= Profundidad máxima (pies)
Pf= Profundidad de la formación (pies)
3.7.2. Volumen de arcilla
Las arcillas pueden captar grandes volúmenes de agua la cual no fluye y
disminuye la producción de un reservorio de arenisca. Se puede definir el volumen de
16
arcilla (Vsh) como la fracción de arcilla presente en un determinado volumen de roca, su
unidad es en fracción o porcentaje. (Loor, 2017)
Para el cálculo del Vsh se utiliza el registro eléctrico del Gama Ray (GR), el
mismo que mide la radioactividad natural de la formación emitida por los elementos
radioactivos: Uranio, Torio y Potasio (Hung, 1991)
La ecuación para determinar el Vsh es la siguiente
VshGr =Gr − GrMinimo
GrMáximo − GrMínimo
Donde:
VshGr= Volumen de arcilla método del Gr (fracción)
Gr= Lectura del Gr (unidades API)
GrMínimo= Lectura del registro Gr en una arenisca limpia (unidades API)
GrMáximo= Lectura del registro Gr en una lutita pura (unidades API)
3.7.3. Porosidad efectiva
La porosidad se define como la relación que existe entre el volumen poroso y el
volumen bruto de la formación, su unidad es en fracción o porcentaje. Para temas
prácticos la roca no reservorio tiene una porosidad de 0%.
Para calcular la porosidad se utiliza el método llamado Densidad-Neutrón, el
mismo que define un promedio entre los valores de porosidad.
ϕ =ϕD + ϕN
2
Donde:
𝜙D= Porosidad density (fracción)
𝜙N= Porosidad efectiva (fracción)
𝜙= Porosidad efectiva (Fracción)
3.7.4. Saturación de agua
La saturación de agua Sw es la fracción de agua contenida en los espacios
porosos de la roca, su unidad es en fracción o porcentaje. La saturación de agua de una
formación varía desde un 100% hasta un valor muy pequeño, Los poros deben saturarse
17
de algún líquido, es así como la suma de todas las saturaciones de una roca debe ser igual
al 100%.
Existen varios métodos para calcular la Sw lo que son:
a) Método de Archie
b) Método de Indonesian
c) Método de Simandoux
d) Método de Saraband
El método de Archie es generalmente usado en las formaciones limpias con
porosidad intergranular, este método afirma que el agua de formación es el único material
conductivo, la presencia de otro material como la arcilla requiere que la ecuación sea
modificada. Por lo que para este trabajo se utiliza el método de Simandoux.
3.7.5. Método de Simandoux
Este método se basa en la conductividad o 1/Rf y se calcula a partir de la
siguiente ecuación, si m=n=2:
𝑆𝑤 = [(𝑎𝑅𝑤
𝜙2𝑅𝑡) + (
𝑎𝑅𝑤𝑉𝑠ℎ
2𝜙2𝑅𝑠ℎ)
2
]
12
− [𝑎𝑅𝑤𝑉𝑠ℎ
2𝜙2𝑅𝑠ℎ]
Donde:
a= Exponente de tortuosidad
m= Exponente de cementación
n=Exponente de saturación
𝜙= Porosidad efectiva (fracción)
Rw= Resistividad del agua a la temperatura de formación (ohm-m)
Vsh= Volumen de arcilla
Rsh= resistividad de las arcillas
3.7.6. Petróleo original en sitio “POES”
Para calcular el petróleo original en sitio de un reservorio se utiliza el método
volumétrico o el método geoestadístico.
Método volumétrico: Popuesto por Craft y Hawkins en 1968, el que se basa en la
información de los registros eléctricos, análisis de núcleos y pruebas de formación para
determinar la porosidad y saturación de fluidos.
Se calcula a partir de la siguiente ecuación: (Craft, 1968)
18
POES = 7758Vn ∗ PHIE ∗ (1 − Sw)
Boi
Donde:
Vn= Volumen neto total (Acre.pie)
PHIE: Porosidad efectiva (fracción)
Sw= Saturación de agua irreductible (Fracción)
Boi= Factor volumétrico del petróleo en la formación a condiciones iniciales (BY/BN)
Método geoestadístico: este método ofrece describir la continuidad espacial de los
fenómenos naturales y proporciona adaptaciones técnicas para este objetivo (Issaks &
Srivastava, 1989)
La geoestadística en este caso nos permite calcular por medio del programa un
valor unitario de POES en cada celda y se lo calcula con la siguiente formula (Craft &
Hawkins, 1977):
POEScelda = 7758Vbcelda ∗ NTG ∗ PHIEcelda ∗ (1 − Swcelda)
Boi
Donde:
VbCelda= Volumen bruto total de la celda (Acre.pie)
NTG = Net to gross (fracción)
PHIECelda= Porosidad efectiva de la celda (fracción)
SwCelda= Saturación de agua inicial de la celda (fracción)
Boi= Factor volumétrico del petróleo en la formación a condiciones iniciales (BY/BN)
19
4. DISEÑO METODOLOGICO
4.1.Tipo de estudio
Descriptivo. - El presente trabajo es descriptivo ya que se define características
geológicas mediante el análisis sedimentológico y petrofísico de la arenisca U inferior del
campo Armadillo.
Predictivo. - El estudio es predictivo ya que, con los resultados del modelo estático,
mediante fórmulas ya establecidas en el software de geomodelamiento se calcula del
petróleo original en sitio (POES)
4.2.Universo y muestra
El universo del estudio corresponde a los datos del campo Armadillo el mismo
que pertenece al Bloque 55, conformado por 9 pozos.
Métodos y técnicas de recopilación de datos
Los datos fueron proporcionados por la empresa Petroamazonas EP, la muestra
del estudio abarca datos de sísmica 3D, surveys de pozo, registros eléctricos a hueco
abierto, núcleo del pozo Armadillo 7, entre otros.
4.3.Métodos y técnicas de recolección de datos
El estudio consta de 3 fases principales durante su ejecución
Primera fase: Recopilación de datos
Consiste en el análisis de la información bibliográfica, reportes geológicos,
interpretación de la sísmica 3D, y registros eléctricos a hueco abierto del campo
Armadillo. Estos datos fueron proporcionados por la empresa PETROAMAZONAS EP
la misma que está operando el campo.
Segunda Fase: Análisis de laboratorio
20
Consiste en el análisis sedimentológico y petrofísico del núcleo del pozo
Armadillo 007 que se encuentran en los laboratorios de Petroamazonas EP.
Donde se determinó:
Gama Ray del núcleo por medio de los equipos del laboratorio.
Litologías por medio del análisis de muestras de forma macroscópica y
microscópica.
Facies sedimentarias.
Tercera fase: procesamiento y análisis de información
En esta etapa se generaron los modelos: estructural, sedimentológico,
estratigráfico, facies y petrofísico además el cálculo del POES y análisis de
incertidumbre.
4.4.Procesamiento y análisis de información
4.4.1. Análisis sedimentológico de núcleos
El núcleo analizado pertenece al pozo Armadillo 007, tiene 28 pies de longitud,
desde 10848 pies (MD) hasta 10820 pies (MD) de profundidad pertenecientes a las
arenisca U inferior. De forma general el núcleo está constituido en su mayoría de
areniscas en un porcentaje de 68.93%, sedimentos arcillosos 26.42% y carbonatos 4.7%.
El tamaño de grano a lo largo del núcleo varía desde fino inferior a medio
superior, los granos arenosos son subangulares a subredondeados. (Petroamazonas EP,
2019)
Descripción de facies
1. Off shore
Esta facie está compuesta de sedimentos arcillosos de colores gris oscuro a
negro, son duros, fisiles y en partes moderadamente compactados (figura 13). Presencia
de moscovita de forma diseminada.
El cemento es silíceo y en la base de la facie es ligeramente calcáreo
21
Figura 13. Sedimentos arcillosos (Petroamazonas EP, 2019)
2. Plataforma carbonatada
Mudstone a wackstone nodular de color gris claro a oscuro, Presenta
laminaciones arcillosas de hasta 3cm de espesor, roca fosilífera con abundantes
pelecípodos.
Nódulos de Mudstone de tamaños entre 1cm hasta 3cm de longitud, restos de
bivalvos de hasta 15mm. Se observan nódulos de pirita de 1 a 2 mm, pirita diseminada y
hasta 5% de glauconita (figura 14).
Figura 14. Mudstone a wackstone nodular (Petroamazonas EP, 2019)
3. Planicie lodosa de marea
Sedimentos arcillosos de color gris oscuro con finas intercalaciones de arenisca
de grano muy fino con cementación silícea. Presenta moderado contenido de moscovita,
trazas de ámbar y nódulos de pirita de 1 a 2mm de longitud (figura 15).
Sedimentos fisiles
Laminaciones
arcillosas
Bivalvos
Nódulos de pirita
Nódulos
22
Figura 15. Sedimentos arcillosos con intercalaciones de areniscas (Petroamazonas EP, 2019)
4. Planicie arenosa de marea
Arenisca de grano fino a medio subangular a subredondeada, consolidación
friable a moderada, clasificación buena a moderada y en partes pobre.
Se observa laminaciones onduladas continuas, laminaciones tipo flaser de
materia orgánica y de material arcilloso, Presenta clastos arcillosos de tamaños entre 3 y
25 mm, clastos de carbón de 2 a 6 mm, nódulos de pirita de hasta 5mm y pirita
diseminada, la cementación es silícea. El análisis visual de los sedimentos determinó que
la matriz es arcillosa en una cantidad de 2% (figura 16).
Figura 16. a) Arenisca saturada de petróleo móvil, b) Arenisca con laminaciones onduladas
continuas (Petroamazonas EP, 2019)
Se presenta trazas de petróleo residual en los siguientes intervalos: 10855.5’-
10855.6’, 10856.6’-10856.7’, 10845.2’-10845.4’, 10843’-10843.2’, 10841.8’-10842.2’,
10841.6’10841.7’ y saturado de petróleo móvil en el resto de la facies.
Lentes de
arenisca
Nódulos de pirita
Laminaciones
tipo flaser
Nódulos de pirita
Clastos arcillosos
Clastos arcillosos
Laminaciones
tipo flaser
23
5. Tormentita
Facie caótica de arenisca de grano fino a medio, subangular a subredondeada,
consolidación moderada, clasificación moderada a pobre. Se observa laminaciones tipo
flaser de materia orgánica y de material arcilloso (figura 17).
Presenta clastos de materia orgánica distribuidos de manera caótica con tamaños
entre 5 y 15 mm, clastos de pirita de tamaños entre 1mm hasta 12mm y clastos arcillosos
con tamaños entre 1 y 12 mm de longitud. La cementación es calcárea. El análisis visual
de los sedimentos en el microscopio binocular permitió determinar la presencia de matriz
arcillosa en una cantidad de 5%. Se observan trazas de glauconita. Presenta moderado
contenido de petróleo residual
Figura 17. Arenisca con clastos distribuidos de forma caótica (Petroamazonas EP, 2019)
6. Barra de marea
Arenisca de grano fino a medio, granos subangulares a subredondeados,
consolidación friable a moderada, clasificación buena a moderada, se observan
laminación oblicua planar con una inclinación entre 20° y 30°. La cementación es silícea
y se encuentra saturada de petróleo móvil (figura 18).
Laminaciones
tipo flaser
Clastos de materia
orgánica
Clastos de pirita
Clastos arcillosos
24
Figura 18. Arenisca saturada de petróleo con laminación oblicua (Petroamazonas EP, 2019)
7. Pantano
Sedimentos carbonosos con presencia de ámbar y lentes de areniscas de grano
fino con una matriz arcillosa, se observa trazas de glauconita, trazas de muscovita y pirita
diseminada, esta es la facie más continental dentro del núcleo (figura 19).
Figura 19. Sedimentos carbonosos (Petroamazonas EP, 2019)
En general las facies sedimentarias de este núcleo de mayor a menor profundidad son:
a) Ambiente marino: Off Shore, Plataforma carbonatada.
b) Ambiente transicional: Planicie lodosa de marea, Planicie arenosa de marea
y Barra de marea y Tormentita.
c) Ambiente continental: Pantano
Las facies sedimentarias están resumidas en la columna estratigráfica (figura 20).
Laminación oblicua
planar
Laminaciones
arcillosas
Pantano
Lentes de arenisca
25
Figura 20. Columna estratigráfica de la arenisca U inferior del pozo Armadillo 007 (Petroamazonas EP, 2019)
26
4.5.Análisis mineralógico
4.5.1. Microscopio electrónico de barrido MEB
El estudio abarca 23 muestras de roca del pozo Armadillo 7, zona U inferior
desde 10805.4’ hasta 10831.9’ de profundidad, el equipo utilizado fue el FEI, modelo
Quanta 200. Las muestras fueron previamente preparadas para su análisis.
Para analizar cada muestra se toma entre 15 y 20 medidas del tamaño de grano
de cada mineral encontrado (en este caso solo se identifica cuarzo), tamaño de los poros
y el tamaño de las gargantas porales, todas estas medidas en micras (µm) (tabla 1).
Tabla 1.Tamaño granos, poros y gargantas porales de la muestra a 10827.3’
(Petroamazonas EP, 2019)
N°
Profundidad
(Ft)
Tamaño de grano
(µm)
Poros
(µm)
Gargantas porales
(µm)
1
10827.3´
135.1 62.24 26.93
2 167.6 65 29.8
3 167.7 65.19 34.7
4 187.2 66.64 35
5 191.6 66.71 45
6 193.9 67.7 47.17
7 194.7 81.3 51.27
8 196.1 83.01 51.91
9 210 85.45 55.9
10 212.2 91.92 56.21
11 223.9 95.13 57.01
12 225 101.2 58.52
13 245.1 115 58.55
14 285.7 121.8 75.66
15 298.4 23.8 85
16 299.7 127.9 85
17 127.5 90
18 132 97.08
19 151.3 100
20 152.1
MAX 299.7 152.1 100
MIN 135.1 62.24 26.93
PROM 214.6 94.1 60.0
Los granos de cuarzo varían de tamaño entre muy fino a fino (65 y 250 micras)
y en menor porcentaje medio (200 a 400 micras), estos son subangulares a
subredondeados y moderadamente seleccionados. Los contactos entre los granos son
rectos y un bajo porcentaje de contactos cóncavos y convexos (figura 21).
27
Figura 21. Granos de Cuarzo muy finos a medios (Petroamazonas EP, 2019)
Las muestras observadas se pueden clasificar en su mayoría como cuarzoarenitas
por el porcentaje de granos de cuarzo y en los intervalos de 10830.9’ y 10831.9’ como
carbonatos (figura 22), el contenido de feldespato en las muestras es bajo (<5%), este se
encuentra en proceso de disolución y formando caolinita. (figura 23).
Figura 22. Muestra de carbonatos
(Petroamazonas EP, 2019)
Figura 23. Muestra de feldespatos (K) y
caolinita (Petroamazonas EP, 2019)
Se identifica que la porosidad es intergranular primaria (figura 24) con un
tamaño de poros que corresponden a microporo y mesoporo (4-62 y 62-250 micras), la
principal causa de la perdida de porosidad es por el sobrecrecimiento de cuarzo y caolinita
en los poros.
Figura 24. Muestra al MEB de gargantas porales (Petroamazonas EP, 2019)
Los mayores tamaños de grano en las muestras analizadas se encuentran en la
muestra a obtenida a 10827.3’ de profundidad (tabla 1).
Contactos cóncavos
convexos
Cuarzo
Contactos rectos
Contactos cóncavos
convexos
Poros
Poros
Carbonatos
Cuarzo
28
4.5.2. Difracción de rayos X DRX
El pozo Armadillo 002 fue perforado únicamente con información sísmica 3D,
donde se observó un alto estructural, sin embargo, al realizar los trabajos de perforación
este pozo se encontró dentro de una zona volcánica, por lo que se realizó un análisis de
DRX para poder determinar la composición de los ripios obtenidos. (Petroamazonas EP,
2017)
Según el informe de resultados del análisis por DRX del pozo Armadillo 002, la
zona volcánica se encontró en las profundidades de (9410’- 9420’, 9430’-9440’, 9450’-
9470’, 9480’-9490’) y presenta los siguientes resultados: (tabla 2)
Tabla 2. Cuadro de minerales de las muestras de ripios del pozo Armadillo 002
(Petroamazonas EP, 2017)
Grupo Mineral
Silicato Cuarzo
Silicato hidratado Zeolita
Inosilicato Piroxeno
Filosilicato Motmorillonita
Carbonatos Dolomita
Calcita
Sulfuro Calcopirita
Haluro Halita
Para cada profundidad de hizo el análisis de DRX obteniendo en cada caso un
difractograma para su correlación.
El difractograma (figura 25), presenta un patrón similar en las muestras de la
zona volcánica, el cuarzo es el principal mineral con un promedio de 74.60%, la
mineralogía de las muestras no representa la composición porcentual de una roca
volcánica característica, sin embargo, la presencia del piroxeno induce a considerar que
corresponde a este tipo de roca (Petroamazonas EP, 2017).
29
Figura 25. Difractograma del pozo Armadillo 002 (Petroamazonas EP, 2017)
Sin embargo, no se encuentra el componente principal de las rocas volcánicas
que es el feldespato en estas muestras ya que los ripios fueron lavados y se lixiviaron.
(Estupiñan Jenny, 2019)
4.6.Determinación de Topes y Bases y Límite inferior conocido de petróleo
(LKO)
Los topes y bases fueron interpretados por medio de los registros eléctricos GR,
resistividad profunda, densidad y neutrón, la arenisca U inferior presenta valores bajos de
GR (figura 26), lo que nos indica que es una arenisca limpia y en algunos pozos el GR
presenta valores medio a altos lo que indica que es una arenisca arcillosa.
30
Figura 26. Registro eléctrico triple combo
El LKO del campo Armadillo se definió a -9341 pies (TVDSs) en el pozo
Armadillo 001, que fue el primer pozo perforado y además es el más profundo.
Tabla 3. Topes y bases del campo Armadillo
POZO
Tope Base LKO
MD
(pies)
TVDSS (pies) MD
(pies)
TVDSS
(pies)
TVDSS
(pies)
ARMA-001 10367 -9293 10421 -9347 -9341
ARMB-002 10489 -9314 10525 -9350 -9341
ARMB-003 10939 -9281 10965 -9307 -9341
ARMB-004 10694 -9265 10732 -9303 -9341
ARMB-005 10393 -9248 10423 -9278 -9341
ARMB-006 10869 -9288 10900 -9318 -9341
ARMB-007 10813 -9274 10847 -9308 -9341
ARMB-008 10523 -9273 10556 -9306 -9341
ARMB-009 10472 -9296 10506 -9329 -9341
4.7.Interpretación petrofísica
La evaluación petrofísica se la realizó por medio del programa Interactive
Petrophysics. El cálculo del volumen de arcilla (Vsh) se realizó en base a los registros de
31
GR y Neutrón-Densidad, posteriormente se calculó la porosidad con los registros de
densidad y neutrón, la saturación de agua se calculó con la ecuación de simandoux.
La resistivad del agua de formación para la arenisca U inferior se calculó a partir
del valor de la salinidad que es 70.000 ppm NaCl (petroamazonas EP) y la temperatura
de formación.
Tabla 4. Resistividad de agua y temperatura de formación de la arenisca U inferior
Pozo Salinidad
ppm NaCl
Rw
Ohm-m
T° Yac
(°F)
T° Sup
(°F)
ARMA 001 70000 0,03817 204 75
ARMB 002 70000 0,03611 216 75
ARMB 003 70000 0,03746 208 75
ARMB 004 70000 0,03891 200 75
ARMB 005 70000 0,03763 207 75
ARMB 006 70000 0,03799 205 75
ARMB 007 70000 0,03929 198 75
ARMB 008 70000 0,03711 210 75
ARMB 009 70000 0,03711 210 75
Los Cut offs definidos para la interpretación petrofísica fueron:
Tabla 5. Cut offs definidos para la evaluación petrofísica
Propiedad petrofísica Cut off (Porcentaje)
Saturación de agua <= 60
Volumen de arcilla <= 40
Porosidad >=8
32
Tabla 6. Resultados del análisis petrofísico
4.7.1. Determinación de la función Porosidad efectiva Vs Permeabilidad
Se analizaron 18 muestras del núcleo del pozo Armadillo 007 de la arenisca U
inferior para obtener datos de porosidad efectiva y permeabilidad horizontal, con estos
resultados se realizó un cross plot donde el eje (X) es la porosidad efectiva y el eje (Y) es
la permeabilidad horizontal para definir una función de tipo exponencial (figura 27).
Figura 27. Porosidad efectiva Vs Permeabilidad horizontal de la arenisca U inferior del pozo
Armadillo 007
Los resultados se ajustan a una curva de tipo exponencial y el coeficiente de
correlación es de 0.9386, valor que indica una muy buena correlación entre las
propiedades, la petrofísica se ajustó a los datos del núcleo Armadillo 007 (figura 28).
y = 2,2793e0,3753x
R² = 0,9683
0,1
1
10
100
1000
10000
0 5 10 15 20 25
PE
RM
EA
BIL
IDA
D H
OR
IZO
NT
AL
(md
)
POROSIDAD EFECTIVA (fracción)
ARENISCA U INFERIOR
POZO
Tope Base Neto
Reservorio
Neto
Pago
NTG PHIE Sw
MD
(pies)
TVDSS
(pies)
MD
(pies)
TVDSS
(pies)
(pies) (pies) (%) (%) (%)
ARMA-001 10367 -9293 10421 -9347 54,00 42,00 77,78 14,40 14,72
ARMB-002 10489 -9314 10525 -9350 36,00 0,00 0,00 - -
ARMB-003 10939 -9281 10965 -9307 26,00 19,00 73,08 17,22 6,28
ARMB-004 10694 -9265 10732 -9303 38,00 17,43 45,87 13,07 5,63
ARMB-005 10393 -9248 10423 -9278 30,00 21,00 70,00 15,24 3,89
ARMB-006 10869 -9288 10900 -9318 31,00 17,91 57,77 17,79 4,74
ARMB-007 10813 -9274 10847 -9308 34,00 22,00 64,71 16,10 21,09
ARMB-008 10523 -9273 10556 -9306 33,41 13,36 39,99 14,24 9,58
ARMB-009 10472 -9296 10506 -9329 34,00 4,00 11,76 16,41 39,08
PROMEDIO 35,16 17,41 49,52 15.52 13.13
33
Figura 28. Ajuste de la petrofísica con los datos del núcleo Armadillo 007
4.8.Mapa estructural
Para la elaboración del mapa estructural de la arenisca U inferior se utilizó como
guía el mapa estructural de la arenisca U superior mismo que fue entregado por el
geofísico del activo.
Con los topes definidos se generó un mapa isópaco, el que representa el Gross
de la arenisca U superior. Al mapa estructural del tope de la arenisca U superior se le
suma el Gross de la arenisca U superior y se obtiene el mapa estructural al tope de la
arenisca U inferior (figura 29), y el mapa estructural a la base se obtuvo sumando el Gross
de la arenisca U inferior
34
Figura 29. Mapa estructural al tope de la arenisca U inferior del campo Armadillo
4.9.Mapa sedimentológico
El modelo sedimentológico es la representación del ambiente de depositación,
en el caso de la arenisca U inferior se trata de un ambiente estuarino. Las formas y
dirección preferencial de los cuerpos sedimentarios que forman parte de este ambiente
fueron definidas con la ayuda de mapas de atributos sísmicos en especial el de amplitud
sísmica (figura 30), proporcionado por el geofísico del activo
Las mayores amplitudes sísmicas del campo están representadas por los colores
morado y azul oscuro las que indican zonas calcáreas, amplitudes medias son
representadas por los colores verdes y permiten definir zonas de arena, mientras que las
amplitudes más bajas representadas por los colores rojo y anaranjado definen zonas
volcánicas.
Gracias al mapa de amplitudes se conoce que la tendencia de depositación es de
SE a NO, también nos indica que la fuente de depositación está en el SE.
35
Figura 30. Mapa de amplitud sísmica campo Armadillo (Petroamazonas EP, 2019)
El modelo sedimentológico de la arenisca U inferior fue definido a partir del
mapa de amplitud sísmica, también con la interpretación de las electroformas del Gr, las
que fueron analizadas en cada pozo, además la información sedimentológica del núcleo
Armadillo 007 se extrapolo a los pozos que presentan similares electroformas de GR,
como se observa en la figura 31, la dirección preferencial de depositación es SE-NW
36
Este mapa permitió delinear los cuerpo sedimentarios en el campo Armadillo
especialmente los cuerpos volcánicos mismos que se utilizaran para los modelos del
presente trabajo.
Figura 31. Modelo sedimentológico de la arenisca U inferior
37
4.10. Secciones estratigráficas
Las secciones estratigráficas permiten definir la continuidad o variación lateral
del reservorio. por lo tanto, se realizaron tres secciones estratigráficas, dos en sentido N-
S y una en sentido E-W (figura 32).
Secciones estratigráficas N-S:
A-A´: ARMB_006, ARMB_007, ARMB_008, ARMB_004 yARMA_001
B-B´: ARMB_009 y ARMB_002
Sección estratigráfica E-W
C-C´: ARMB_009, ARMB_005 y ARMB_007
4.10.1. Modelo estratigráfico
Figura 32. Mapa de ubicación de secciones estratigráficas
Secciones estratigráficas N-S
Sección estratigráfica A-A´: Comprende los pozos ARMB-006, ARMB-007, ARMB-
008, AMRB-004 y ARMA-001. En el norte se observa que la arenisca U inferior es
bastante limpia en la parte basal, hacia el tope presenta un intervalo arcilloso, en la parte
central del campo la arenisca es limpia y presenta intercalaciones arcillosas hacia el tope,
en la parte sur la arenisca aumenta en espesor y calidad como reservorio (figura 33).
38
Figura 33. Sección estratigráfica A-A´
Sección estratigráfica B-B´: Esta sección comprende los pozos ARMB-009 y ARMB-
002. En la parte norte se observa que la parte basal esta remplazada por una caliza y hacia
el tope se presenta un pequeño intervalo de arenisca bastante limpia, hacia el sur este
intervalo está ocupado completamente por caliza (figura 34).
Figura 34. Sección estratigráfica B-B´
39
Secciones estratigráfica E-W
Sección estratigráfica C-C´: Comprende los pozos ARMB-009, ARMB-005, ARMB-
007, En el sector Oeste se observa que la parte basal esta remplazada por una caliza y
hacia el tope se presenta un pequeño intervalo de arenisca bastante limpia, en la parte
central y Oriental la arenisca es bastante limpia y de buena calidad como reservorio
(figura 35).
Figura 35. Sección estratigráfica C-C´
40
5. RESULTADOS
5.1.Modelo geoestadístico
La Geoestadística es una rama de la Estadística Aplicada que se especializa en
el análisis, modelación y predicción de la variabilidad espacial de propiedades físicas.
El modelo estático del campo Armadillo se obtuvo utilizando técnicas
geoestadísticas, el mismo que fue elaborado en el software de geomodelamiento petrel.
5.2.Modelo estructural
El tamaño de celda del mallado es de 50 x 50, el layering o número óptimo de
capas fue establecido para la arenisca U inferior de 45 capas una vez comprobado que
hay correlación entre los datos del registro y los datos escalados.
Las fallas fueron interpretadas a partir de la sísmica 3D y posteriormente modeladas
(figura 36).
Figura 36. Modelo estructural de la arenisca U inferior
41
5.3.Modelo de Facies
Se realizó la codificación de facies que consiste en la obtención de un registro
discreto para todos los pozos a partir de los siguientes cut offs:
Tabla 7. Facies para la arenisca U inferior
Facie Código Condiciones
Arenisca Limpia 0 PHIE > 0.14 Y Vsh < 0.2
Arenisca Arcillosa 1 0.08 ≤ PHIE ≤ 0.14 Y 0.2 ≤ Vsh ≤ 0.4
No Reservorio 2 PHIE < 0.08 Y Vsh > 0.4
Este registro facies se asoció a las facies litológicas obtenidas de la descripción
sedimentológica del núcleo Armadillo 007, quedando las facies de la siguiente manera:
Tabla 8. Facies sedimentarias del núcleo Armadillo 007
Litofacies Facies
Off shore 2
Planicie carbonatada 2
Planicie lodosa de marea 1
Planicie arenosa de marea 0
Tormentita 1
Barra de marea 0
Pantano 2
A la malla geológica se escaló: arenisca limpia (0), arenisca arcillosa (1) y roca
no reservorio (2). El modelo de facies se obtuvo utilizando el algoritmo Secuential
Indicator Simulation (figura 37).
42
Figura 37. Modelo de facies de la arenisca U inferior
5.3.1. Control de calidad del modelo de facies
Por medio de histogramas se puede observar que existe coherencia de los
porcentajes de facies entre el registro de facies, facies escaladas y modelo de facies (figura
38).
Donde:
Columna color rojo= Registro de facies
Columna color verde= Facies escaladas
Columna color morado= Modelo de facies
43
Figura 38. Histograma de porcentajes de facies (registro, escalado y modelo)
También se realizó el control de calidad por medio de una correlación estructural
– estratigráfica donde se ploteó el registro de facies, las facies escaladas y las facies del
modelo para cada pozo, donde se pudo observar que existe coherencia de los resultados
(figura 39).
Figura 39. Control de calidad de facies mediante una correlación estructural- estratigráfica.
5.3.2. Mapa de espesor de arenisca
Este mapa se obtuvo a partir del modelo de facies, filtrando las celdas que
corresponden a arenisca limpia y arenisca arcillosa. Los mayores espesores se encuentran
en el lado Este de la estructura, mientras que hacia el norte y sur de la estructura tenemos
44
menores espesores de arenisca y en el lado Nor-Oeste tenemos valores mínimos de
arenisca por la presencia de los cuerpos calcáreos (figura 40).
Figura 40. Mapa de espesor de la arenisca U inferior
45
5.4.Modelo Petrofísico
5.4.1. Modelo de porosidad efectiva
Este modelo se elaboró utilizando el algoritmo Sequential Gaussian Simulation
y condicionando al modelo de facies para respetar las tendencias.
En máximo valor de porosidad en el modelo es 0.20 el mismo que se puede
corroborar con el máximo valor obtenido en el análisis del núcleo del pozo Armadillo
007, a la roca no reservorio se le asigno un valor de 0 (figura 41).
Figura 41. Modelo de porosidad efectiva de la arenisca U Inferior
5.4.1.1. Control de calidad del modelo de porosidad
Por medio de histogramas se puede observar que existe coherencia de los
porcentajes de facies entre el registro de porosidad efectiva, porosidad efectiva escalada
y modelo de porosidad efectiva (figura 42).
Donde:
Columna color rojo= Registro de porosidad efectiva
Columna color verde= Porosidad efectiva escalada
Columna color morado= Modelo de porosidad efectiva
46
Figura 42. Histograma de porcentajes de porosidad efectiva (Registro, escalado y modelo)
También se realizó el control de calidad por medio de una correlación estructural
– estratigráfica donde se ploteó el registro de porosidad efectiva, porosidad efectiva
escalada y el modelo de porosidad efectiva para cada pozo, donde se pudo observar que
existe coherencia de los resultados (figura 43).
Figura 43. Control de calidad porosidad efectiva mediante una correlación estructural-
estratigráfica
47
5.4.1.2. Mapa de porosidad efectiva promedio
Este mapa se obtuvo a partir del modelo de porosidad efectiva, filtrando las
celdas que corresponden a arenisca limpia y arenisca arcillosa. Los mayores valores se
encuentran en el lado Este de la estructura, mientras que hacia el norte y sur de la
estructura tenemos menores valores de porosidad efectiva y en el lado Nor-Oeste tenemos
valores mínimos por la ausencia de roca reservorio (figura 44).
Figura 44. Mapa de porosidad efectiva promedio
48
5.4.2. Modelo de permeabilidad
El modelo de permeabilidad (figura 45), se generó a partir del modelo de
porosidad efectiva utilizando la siguiente ecuación:
𝐾𝑈𝑖 = 2.2793 ∗ 𝑒0.3753 ∗ 𝑃𝐻𝐼𝐸
La cual fue obtenida con los resultados de los análisis convencionales del núcleo.
Donde:
KUi= Permeabilidad arenisca U inferior (md)
PHIE=Porosidad efectiva (fracción)
Figura 45. Modelo de permeabilidad de la arenisca U inferior
5.4.2.1. Mapa de permeabilidad promedio
Este mapa se obtuvo a partir del modelo de permeabilidad, filtrando las celdas
que corresponden a arenisca limpia y arenisca arcillosa. Los mayores valores se
encuentran en el lado Nor-Este y en la parte central de la estructura, mientras que hacia
el Oeste del pozo Armadillo 002 los valores son mínimos a nulos por la ausencia de roca
reservorio (figura 46).
49
Figura 46. Mapa de permeabilidad promedio de la arenisca U inferior
5.4.3. Modelo de Saturación de agua
El promedio ponderado de la saturación de agua inicial de los pozos perforados
es 0.1313, este valor se asignó a todas las celdas que corresponden a roca reservorio y
50
que se encuentran sobre el LKO, a las celdas que corresponden a roca no reservorio y que
se encuentran abajo del LKO se le asigno el valor de 1 (figura 47).
El LKO se encuentra a -9341 ft de profundidad.
Figura 47. Modelo de saturación de agua inicial de la arenisca U inferior
5.5.Petróleo original en sitio
Para el cálculo del petróleo original en sitio se utilizó la siguiente ecuación:
POES = 7758Vb ∗ NTG ∗ PHIE ∗ (1 − Sw)
Boi
El Boi en el PVT del pozo Armadillo 001 es 1.127 bl/bn y en el PVT del pozo Armadillo
005 es 1.088 bl/bn por lo cual para el caso base se decidió trabajar con el promedio que es 1.1075
bl/bn
El POES del caso base es: 249,266,143
5.6.Análisis de incertidumbre
Como se pudo observar en le sección 5.5. el parámetro que presenta mayor
incertidumbre es el Boi, mediante la simulación Montecarlo en forma aleatoria se obtuvo 20
51
valores de Boi que varían entre 127 bl/bn y 1.088 bl/bn (tabla 9), con estos 20 valores de Boi se
ejecutaron 20 realizaciones (cálculos de POES)
Tabla 9. POES obtenido en el análisis de incertidumbre
Realización
Boi
Bl/bn
POES
Bls
1 1.126 245,108,130.95
2 1.123 245,775,909.79
3 1.122 245,993,275.88
4 1.121 246,326,099.10
5 1.119 246,703,048.81
6 1.117 247,242,803.65
7 1.114 247,752,585.09
8 1.113 248,046,955.35
9 1.110 248,750,796.60
10 1.108 249,065,169.53
11 1.106 249,545,979.23
12 1.105 249,929,457.14
13 1.102 250,412,231.87
14 1.101 250,723,627.45
15 1.100 251,062,659.81
16 1.096 251,780,130.89
17 1.094 252,286,852.99
18 1.093 252,671,088.34
19 1.090 253,254,335.13
20 1.089 253,393,109.37
Con los resultados de las 20 corridas se realizó un análisis estadístico y se calculó el P10, P50 y
P90 (figura 48).
52
Figura 48. Histograma de Petróleo original en sitio de la arenisca U inferior
De acuerdo con el histograma el P50 es 249,306,000 Bls, el valor de POES de la
realización N° 11 es el que más se asemeja al P50, es decir que el valor de POES de la
realización N° 11 es el más probable para la arenisca U inferior del campo Armadillo.
5.7.Mapa de acumulados de producción
El pozo Armadillo 001 ha acumulado 453 Mbls de petróleo y 1,091 Mbls de
agua, lo que nos indica que este es el pozo con mayor producción del campo debido al
tiempo de producción del mismo, adicionalmente se puede observar que existe una
entrada de agua desde el flanco Sureste esto se puede concluir en función del alto corte
de agua de los pozos Armadillo 001 y Armadillo 007 los cuales se encuentran con un 70%
y 50% de BSW
Se puede presumir la presencia de un empuje lateral de agua en sentido Sureste
– Noroeste ya que con la información de pozos disponible no se ha identificado un
Contacto Agua Petróleo (CAP); los pozos Armadillo 003 y Armadillo 005 son los pozos
con menor corte de agua en la zona debido a su ubicación estructural y a su producción,
mismo que presentan un acumulado de petróleo de 268 Mbls y 248 Mbls respectivamente
y con acumulados bajos de agua en el orden de los 12 – 17 Mbls; cabe mencionar que a
pesar de la ubicación en la parte baja de la estructura del pozo Armadillo 006, el cual ha
acumulado 185 Mbls de petróleo y 29 Mbls de agua, no presenta una producción
53
considerable de agua respecto al pozo Armadillo 007 que se encuentra estructuralmente
más alto (figura 49).
Figura 49. Mapa de acumulados de producción de la arenisca U inferior del campo Armadillo
Pozos Perforados
Pozos Propuestos
54
6. DISCUSIÓN
Los resultados de los análisis convencionales del núcleo del pozo Armadillo 007
fueron útiles para ajustar la evaluación petrofísica obtenida a partir de registros eléctricos
del mencionado pozo.
La Arenisca U inferior del pozo Armadillo 007 presenta bajo volumen de arcilla,
buena porosidad y permeabilidad, baja saturación de agua inicial y un espesor neto
saturado de 22 Ft (figura 50).
Figura 50. Petrofísica del pozo Armadillo 007
De acuerdo con el análisis sedimentológico del núcleo la arenisca U inferior del pozo
Armadillo 007 corresponde a una arenisca de canal, lo cual se corrobora también con la
electroforma del Gamma ray de esta arenisca que se puede observar en la figura 50.
Por medio de una correlación estructural – estratigráfica de los pozos Armadillo
006, 009, 007 y 005, se realizó un control de calidad de los modelos de facies, porosidad
55
efectiva y permeabilidad donde se pudo observar que existe coherencia de los resultados
entre estos modelos mencionados (figura 51).
Figura 51. Correlación estratigráfica – estructural con resultados de los modelos de facies,
porosidad efectiva y permeabilidad
6.1.Propuesta de pozos de desarrollo
Las zonas para la perforación de pozos futuros fueron definidos a partir del
modelo sedimentológico, mapa de espesor de arenisca, mapa de porosidad, mapa de
permeabilidad y adicionalmente al mapa de acumulados de producción.
El campo cuenta con 9 pozos productores y adicionalmente en este proyecto se
proponen 3 pozos de desarrollo (figura 52).
56
Figura 52. Mapa de acumulados de producción de la arenisca U inferior con pozos futuros propuestos.
Tabla 10: Coordenadas de pozos propuestos
POZO COORDENADAS
X Y
ARM-010 295724 9897984
ARM-011 295117 9897417
ARM-012 295192 9898093
Pozos Perforados
Pozos Propuestos
57
7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
7.1.Conclusiones
Se obtuvo el modelo estático de la arenisca “U” Inferior del campo Armadillo
integrando los modelos Estructural, sedimentológico, estratigráfico y petrofísico,
utilizando el software petrel.
Por medio del análisis sedimentológico del núcleo del pozo Armadillo 007 se
determinó 7 facies litológicas que son: Off shore, plataforma carbonatada, planicie lodosa
de marea, planicie arenosa de marea, tormentita, barra de marea y pantano.
Con los análisis convencionales del núcleo del pozo Armadillo 007 Se determinó
la porosidad efectiva y permeabilidad cuyos promedios son 14.99 % y 1724.83 md
respectivamente.
Se calculó las propiedades petrofísicas mediante la interpretación de registros
eléctricos utilizando el software Interactive petrophysics
El valor más probable de POES para la arenisca U inferior es 249,545,979.23
Bls obtenido en la realización 11
Las áreas para la perforación de pozos futuros para los pozos Armadillo 010,
Armadillo 011 y Armadillo 012, fueron definidas a partir del modelo sedimentológico,
mapa de espesor de arenisca, mapa de porosidad, mapa de permeabilidad y
adicionalmente al mapa de acumulados de producción
58
7.2.Recomendaciones
La arenisca U inferior en el campo Armadillo es bastante estratigráfica por lo
que se recomienda tomar núcleos en el pozo Armadillo 011.
Conforme se vaya perforando los pozos en el campo, se recomienda ir
actualizando el modelo estático
Ya que existe incertidumbre en el Boi, se recomienda tomar una muestra de
crudo de la arenisca U Inferior para realizar un PVT.
Se recomienda la correlación con los campos aledaños al campo Armadillo para
tener más información del subsuelo.
Para disminuir la incertidumbre en el campo Armadillo se recomienda realizar
análisis sedimentarios en los núcleos
59
BIBLIOGRAFÍA
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Armadillo 007. Quito: Petroamazonas EP.
61
ANEXOS
62
ANEXO A
Núcleo del pozo Armadillo 007
63
ANEXO B
Análisis convencionales del núcleo del pozo Armadillo 007
Profundidad Porosidad Permeabilidad
horizontal
Permeabilidad
vertical
pies % md md
10820.4 18.03 2141.55 418.85
10827 0.05 0.89
10828.5 14.86 800.65
10829.9 18.74 1907.58
10831.2 15.04 606.54
10832.5 16.55 2172.78 1866.41
10833.7 15.47 573.1
10835 16.35 1591.55
10836.6 14.14 536.14
10837.8 17.81 1806.82 1726.45
10839 18.08 1012.5
10840.1 20.28 3187.39
10841.2 18.98 3159.88
10842.3 19.51 4224.9
10843.8 18.55 2941.75
10845.2 20.94 4357.53 3290.08
10845.9 4.83 17.38
10846.9 1.62 8.01
64
ANEXO C
Facies litológicas del núcleo del pozo Armadillo 007
ARMADILLO 007
TOPE BASE CODIGO FACIE
10820 10820.1 0 Planicie arenosa de marea
10820.1 10820.3 1 Barra de marea
10820.3 10826.5 2 Off shorre
10826.5 10826.75 0 Planicie arenosa de marea
10826.75 10826.8 3 Planicie lodosa de marea
10826.8 10827.1 0 Planicie arenosa de marea
10827.1 10827.85 3 Planicie lodosa de marea
10827.85 10829.6 0 Planicie arenosa de marea
10829.6 10830.15 1 Barra de marea
10830.15 10830.25 0 Planicie arenosa de marea
10830.25 10831.3 1 Barra de marea
10831.3 10832.05 0 Planicie arenosa de marea
10832.05 10832.6 1 Barra de marea
10832.6 10836.3 0 Planicie arenosa de marea
10836.3 10837.35 1 Barra de marea
10837.35 10842.4 0 Planicie arenosa de marea
10842.4 10842.45 5 Pantano
10842.45 10844.3 0 Planicie arenosa de marea
10844.3 10845.7 1 Barra de marea
10845.7 10846.1 4 Tormentita
10846.1 10847.3 6 Plataforma carbonatada
10847.3 10848 2 Off shore
ANEXO D
65
Topes de los pozos del campo Armadillo en MD y TVDss
Pozo Tope MD TVDSS
ARMA-001 TM2L 10050 -8976
ARMA-001 BM2L 10094 -9020
ARMA-001 TAL 10123 -9049
ARMA-001 TUUS 10307 -9233
ARMA-001 TLUS 10367 -9293
ARMA-001 BLUS 10421 -9347
ARMB-002 TM2L 10080 -8905
ARMB-002 BM2L 10140 -8965
ARMB-002 TAL 10208 -9034
ARMB-002 TUUS 10414 -9240
ARMB-002 TLUS 10489 -9314
ARMB-002 BLUS 10525 -9350
ARMB-003 TM2L 10577 -8919
ARMB-003 BM2L 10648 -8990
ARMB-003 TAL 10682 -9023
ARMB-003 TUUS 10875 -9217
ARMB-003 TLUS 10939 -9281
ARMB-003 BLUS 10965 -9307
ARMB-004 TM2L 10348 -8919
ARMB-004 BM2L 10412 -8983
ARMB-004 TAL 10444 -9015
ARMB-004 TUUS 10627 -9198
ARMB-004 TLUS 10694 -9265
ARMB-004 BLUS 10732 -9303
ARMB-005 TM2L 10021 -8876
ARMB-005 BM2L 10081 -8935
ARMB-005 TAL 10131 -8986
ARMB-005 TUUS 10318 -9172
ARMB-005 TLUS 10393 -9248
ARMB-005 BLUS 10423 -9278
ARMB-006 TM2L 10479 -8914
ARMB-006 BM2L 10548 -8980
ARMB-006 TAL 10595 -9025
ARMB-006 TUUS 10785 -9207
ARMB-006 TLUS 10869 -9288
ARMB-006 BLUS 10900 -9318
ARMB-007 TM2L 10441 -8902
ARMB-007 BM2L 10507 -8968
ARMB-007 TAL 10549 -9010
ARMB-007 TUUS 10733 -9194
ARMB-007 TLUS 10813 -9274
ARMB-007 BLUS 10847 -9308
ARMB-008 TM2L 10149 -8904
ARMB-008 BM2L 10211 -8965
ARMB-008 TAL 10255 -9008
ARMB-008 TUUS 10438 -9188
ARMB-008 TLUS 10523 -9273
ARMB-008 BLUS 10556 -9306
ARMB-009 TM2L 10094 -8917
ARMB-009 BM2L 10157 -8980
ARMB-009 TAL 10196 -9019
ARMB-009 TUUS 10385 -9208
ARMB-009 TLUS 10472 -9296
ARMB-009 BLUS 10506 -9329
ANEXO E
66
Registro triple combo del pozo Armadillo 007 en el sofware interactive petrophysics
ANEXO F
67
Cálculo del volumen de arcilla a partir del Gamma Ray y Densidad Neutron del pozo
Armadillo 009 en el sofware interactive petrophysics
ANEXO G
Cálculo de saturación de agua del pozo Armadillo 009 en el sofware interactive
petrophysics
ANEXO H
Determinación de cut offs del pozo Armadillo 009 en el sofware interactive petrophysics
68
ANEXO J
Fallas y chimeneas del campo Armadillo
ANEXO K
Modelo estructural de la arenisca U superior y U inferior, del campo Armadillo
69
ANEXO L
Porosidad efectiva vs permeabilidad con la distribución de facies del campo Armadillo
ANEXO M
Modelo de facies a la base de la arenisca U inferior del campo Armadillo
70
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