127458686 102709104 Geologia de Produccion CIED PDVSA

Centro Internacional de Educación y Desarrollo Filial de Petróleos de Venezuela, S.A.

© CIED 1998

Universidad Corporativa

Geología de Producción

Créditos

Especialista en Contenido Geol. Carlos Soto

Diseñadora Instruccional Lic. Noris. B. Rodríguez. S

Febrero, 1998 Segunda Versión


Introducción

Objetivo general

Contenido

La geología en la industria petrolera se clasifica de acuerdo con tres actividades específicas :

La Geología de Exploración estudia la generación y migración de los hidrocarburos y su ubicación a través de la sísmica.

La Geología de Perforación estudia todos los parámetros geológicos que respaldan la fase extractiva de los hidrocarburos.

La Geología de Producción es aplicada que tiene que ver c»n el reconocimiento de la roca reservorio, el fluido que contienen y las oportunidades que ofrecen los yacimientos para la óptima explotación de los hidrocarburos.

Aplicar los principios de la Geología en la descripción de yacimientos y su importancia en la evaluación y producción de las reservas de hidrocarburos.

Este manual se encuentra estructurado por las siguientes lecciones :

1. Rocas, origen y clasificación.2. Cartografía geológica.3. Geología estructural.4. Ambientes sedimentarios.5. El modelo geológico del subsuelo.

6 . Reservas.

7. Cuenca Occidental.8 . Cuenca Oriental.

Lección Rocas, Origen y Clasificación

Introducción

Contenido

En esta lección se discute todo lo referente a las rocas, origen y clasificación, así como sus propiedades, organización, porosidad y permeabilidad.

Esta lección se encuentra estructurado por los siguientes temas :

Tema Página1. Rocas 1-2

2. Propiedades de las rocas 1-6


Definición

Ilustración

Rocas

Las rocas son, en su mayoría, agregados de minerales que a su vez están constituidos por átomos de elementos químicos tales como oxígeno, aluminio, hierro, calcio, sodio, potasio, magnesio, titanio e hidrógeno.

Todos esos (materiales) dan lugar a tres grandes grupos de rocas que de acuerdo con los procesos que les dieron origen se identifican como rocas ígneas, metamórficas y sedimentarias.

1.1. Ciclo de las rocas :

Origen Son rocas formadas a partir de los procesosde meteorización, erosión, transporte y sedimentación que actúan sobre rocas expuestas a la interperie en la superficie terrestre. Estos mecanismos constituyen la sedimentogenósis o antesala de la litificación, etapa en la cual los sedientos recientemente depositados se convierten en roca consolidada. Al mismo tiempo que la litificación actúa la diagénesis que se refiere principalmente a las reacciones que tienen lugar dentro del sedimento entre los minerales y los fluidos inter ciclos.

Sigue...

1-2 Rocas, Origen y Clasificación

Lección 1 : Rocas, Origen y Clasificación

Rocas (continuación)

Clasificación

Organización

Las rocas sedimentarias pueden agruparse en tres tipos principales : areniscas, lutitas y celizas.AreniscasSon rocas formadas por partículas de diferentes componentes minerales con diámetros comprendidos entre 2 y ‘ / 6 de milímetro. Tienen porosidad y permeabilidad.LutitasSon rocas provenientes de la acumulación de partículas finas. No poseen permeabilidad y están asociados con partículas orgánicas de microorganismos o restos vegetales.CelizasSon rocas formadas generalmente en ambientes marinos, relacionados con componentes orgánicos o por compuestos químicos carbonatados. Se fracturan fácilmente.La organización de la rocas sedimentarias o estratigrafía, establece el orden correcto de superposición de los estratos o rocas, en un lugar determinado, en base a la edad geológica, obtenida mechas veces por la presencia de fósiles.La columna geológica constituida con esta información de edades se conoce como columna cronoestratigráfica.La columna geológica no solamente muestra la edad de las diferentes rocas sino que también permite la interpretación de la historia geológica de la región, procedencia y reconstrucción del ambiente de depositación de los sedimentos. Esta columna se conoce como columna litoestratigráfica.Además de la cronoestratigrafía y de la litoestratigrafia como sistemas de organización de las rocas sedimentarias, debemos agregar la sismoestratigrafia que se ocupa de mostrar las secuencias de depositación en base a datos sísmicos.

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1-3



Ilustración 1.2. Escala Geológica del Tiempo :

DuraciónRelativa

Era Período Epoca Millones de años

Cenozoico Cuaternario Pleistoceno 2,5 2,5Mesozoico Cenozoico Terciario Plíoceno 4.5 7Paleozoico Mioceno 19 26

Oligoceno 12 38Eoceno 16 54

Paleoceno 11 65Cretáceo 71 136

Mesozoico Jurásico 54 190Triásico 35 225

Precambrico Pérmico 55 280Carbonífero 65 345

Paleozoico Devónico 50 395Silúrico 35 430

Ordovicico 70 500Cámbrico 70 570

Precambrico 4.600

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1-4 Rocas, Origen y Clasificación



Ilustración 1.3. Estratigrafía general de la cuenca deMaracaibo :

Geológica Oeste Este DeposicionalPlaistoceno Onia El Milagro

Betijoque/La Puerta Isnotu

El Palmar / Lagunillas

ContinentalPlioceno 88BMS8 Continental

Mioceno

La villa Los

Ranchos

Fluvial (Oeste)

Fluvio - Deltaico (Este)

El Fausto La Rosa Fluvial (Oeste) Marino (Este)

Oligoceno Icotea Fluvial

Eoceno

La Sierra Pauji Fluvial (Oeste) Marino (Este)

MiradorMisoa Fluvio - Deltíiico

Trujillo Fluvial (Oeste) Marino (Este)

Paleoceno Orocue / Marcelina

Guasare Fluvio - Deltaico (Oeste)

Marino (Este)Mito Juan

ColonMARINO

MarineOxic

CretáceoCapacho La Luna Anoxic (Este)

Cogollo

Río Negro

PlataformaCarbonática

FluvialPre - Cretáceo Basement

1-5


Porosidad

Escogimiento

Propiedades de las rocas

Es el volumen de espacio poroso entre los granos de la roca y es definida como el radio de el volumen de todos los poros al volumen sólido de roca, independientemente si están o no interconectados.

La porosidad efectiva es la medida de la capacidad de almacenamiento de la roca y es definida como el radio de el volumen de poros interconectados al volumen sólido de roca.

La porosidad depende principalmente del tamaño y escogimiento de los granos y varía en los siguientes rangos :

5 a 10% pobre

10 a 2 0 % buena

> 2 0 % muy buena

Es una medida de dispersión de la frecuencia de distribución del tamaño del grano en un sedimento, esto envuelve forma, redondez, tamaño y otros parámetros.

El valor del escogimiento es una indicación de el rango del tamaño del grano presente en una muestra y varía en los siguientes rangos :

1-1.1 Extremadamente bien escogida

1-1.2 Muy bien escogida

1-1.4 Bien escogida

1-2.0 Medianamente escogida

2.0 - 2.7 Pobremente escogida

2.1 2.7 - 4.2 Muy pobremente escogida

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Rocas, Origen y Clasificación


Propiedades de las rocas (continuación)

Permeabilidad Es la propiedad que permite el paso de un fluido a través de poros interconectados o sea, es la medida de la conductividad del fluido en la roca o de la facilidad con que la roca transmite fluido.

La unidad de medida es el Darcy y una roca tiene una permeabilidad de 1 Darcy cuando por un tapón de 1 cm2 de sección, 1 cm de largo pasa 1 cm3/seg de fluido de una viscosidad de 1 centipoise a una diferencia de presión de 1

atmósfera.

Una permeabilidad de 1 Darcy (1.000 md) mantendrá un flujo de aproximadamente 1 barril diario de petróleo de 1 centipoise a través de 1 pie de espesor de formación en un pozo cuando el diferencial de presión es 1 p.s.i.

La permeabilidad varía en los siguientes rangos :

5 -10 md regular

1 0 - 1 0 0 md buena

1 0 0 - 1 .0 0 0 md muy buena

Ilustración 1.4. Porosidad y Permeabilidad.

----------------------------- ►PERMEABILIDAD

1-7

2Cartografía Geológica

Introducción

Contenido

En esta lección se discute todo lo relacionado a la Cartografía Geológica del Subsuelo, las Secciones Geológicas, Construcciones de Secciones Estratigráficas y los Mapas en los cuales se hace una gran referencia y descripción.

Esta lección se encuentra estructurada por los siguientes temas :

Tema ; Páginai 1. Cartografía Geológica 1-2

12. Secciones Geológicas i 2-5

i 3. Construcción de Secciones Estratigráficas | 2-8

14. Secciones Estructurales í 2-12

; 5. Mapas i 2-20


Definición

Correlación

Cartografía geológica

Es la representación gráfica de la realidad geológica ubicada dentro de un conjunto, destacando las relaciones existentes dentro y fuera del conjunto, para esto se requiere considerar un conjunto de datos del suelo y el subsuelo e identificar las relaciones existentes entre ellos, tales como proximidad, similitudes, diferencias e integrándolos armónicamente dentro de un todo.

La representación cartográfica es un proceso asociativo e integrativo que contempla correlación, secciones geológicas y mapas.

Esta actividad básica para la interpretación geológica se realiza con los registros eléctricos o de inducción de cada uno de los pozos perforados en el área del yacimiento.

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2-2

Lección 2 : Cartografía Geológica

Cartografía geológica (continuación)

Ilustración Sección estratigráñca generalizada SO - NE

50 BA-557 BA-308 BA-546 BA-1455 BA-44NE

Sigue

2-3


Cartografía geológica (continuación)

Principios El sistema de correlación se basa en algunosprincipios generales :

• Se trazan líneas que conecten aspectos similares y característicos de los perfiles.

• Se establece la dirección conveniente de correlación.

Notaimportante

• Se identifican los horizontes o estratos guías (marcadores) de la correlación.

La correlación debe definir los límites verticales y laterales del nivel estratigráfico de interés.

2-4


Definición

Secciones geológicas

Es una forma de presentar información geológica útil, es mediante el uso de secciones transversales, estas pueden ser estratigráficas o estructurales de acuerdo al tipo de información que se requiera.

Secciones El objetivo de hacer secciones estratigráficas, estratigráficas es determinar las relaciones laterales y

verticales entre las unidades geológicas atravesadas por diferentes pozos.

Véase como ejemplo la figura de la sección estratigráfica generalizada (figura No. 2.1) donde aparecen identificadas un conjunto de unidades en secuencia vertical desde 1 hasta6 , todas continuas a lo largo del corte transversal. La secuencia completa tiende a adelgazarse hacia el EN, pero frecuentemente por adelgazamiento de las unidades 1,2 y 3, las otras mantienen su espesor. En el pozo BA-546 no hay una clara diferenciación entre las unidades 1 y 2 consecuencia de haber sido ambas erosiones y haberse sedimentado posteriores, un cuerpo arenoso identificado como1 , 2 , este, estratigráficamente es equivalente lateral de 1 y de 2 , pero cronológicamente corresponde a un evento más reciente.

En las unidades 3, 4, 5 y 6 , se dan cambios laterales, que influenciarán el comportamiento de los fluidos emplazados en las rocas, estos cambios se identifican en la sección.

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2-5


Secciones geológicas (continuación)

Una información importante obtenida de un buen mallado de secciones estratigráficas ((ilustración 2 .2 ), es la de relaciones verticales entre las unidades para predecir movilidad de los fluidos. El análisis de casos, como el mostrado antes en la ilustración 2 .1 del pozo BA-546 donde entre las unidades 1 y 2 no hay separación vertical, mediante el uso de diferentes secciones, permite determinar las áreas de comunicación entre unidades y realizar respectivos mapas de comunicación de una unidad, con la que está por encima y/o con la que está por debajo.

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2-6


Secciones geológicas (continuación)

Ilustración 2.2. Registro de mallado de secciones

POZO A (1965)

GR0 <APi> 200

SP 10mV

Sigue

2-7


Construcción de secciones estratigráficas

Descripción Para el diseño de un mallado de seccionesadecuado durante un estudio geológico y a falta de mayor información debe partirse de una premisa básica : “La Geología local es, en términos generales, un reflejo del marco geológico regional”.

De allí que es conveniente estimar que en el área en estudio, los factores regionales de sedimentación, ejercerán un alto grado de control sobre los eventos locales.

Uno de esos factores de control, es la dirección de sedimentación. Podemos esperar que las secciones en esa dirección, mostrarán relaciones de mayor continuidad lateral entre los eventos sedimentarios.

En la dirección perpendicular a la sedimentación, podemos esperar una buena visualización transversal de los cuerpos sedimentarios. No necesariamente debe restringirse a estas direcciones el diseño de las secciones.

En la ilustración 2.2, un mallado de secciones no perpendicular, permite una visualización adecuada de la continuidad lateral de los cuerpos arenosos.

En las áreas de explotación petrolera, innumerables secciones estratigráficas tienen objetivos operacionales, es decir, para resolver respecto a áreas pequeñas o localizaciones determinadas con ellas podemos obtener información acerca de :

1. Factores geológicos incidentes en un problema de producción.

2. Localizaciones con riesgo geológico.

3. Localizaciones más favorables.

4. Límites de yacimientos.

5. Áreas de baja permeabilidad.

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2-8


Construcción de secciones estratigráficas (continuación)

En conclusión, serán los objetivos, los que determinarán la mejor distribución de las secciones estratigráficas.

Una vez bien definidos los pozos integrantes de una sección, se procede a :

1. Obtener las copias de los registros de pozos a una única escala.

2. Por correlación pozo a pozo, determinar marcadores claves presentes en todos los pozos, escogiendo el más relevante o consistente como “Datum” para colgar la sección.

3. Montar la sección alineando el Datum en cada pozo a la misma altura para todos y en la misma secuencia de su ubicación en el mapa. Preferiblemente equiespaciados.

4. Una vez montada la sección, se dibujan líneas usando los marcadores claves entre los diferentes pozos, procediéndose a realizar una correlación más detallada. Si el caso lo amerita .

En este punto, es bueno destacar, que por tratarse de un curso básico, no se está considerando, en lo relacionado con la morfología de los yacimientos, el apoyo que en las tareas mecánicas, representa el uso de programas especializados en graficación. En todo caso, el dominio de las aplicaciones, sólo es posible con un buen conocimiento de los fundamentos teóricos.

Sigue......

2-9


Construcción de secciones estratigráficas (continuación)

Ilustración 2.3. Mallado de secciones estratigráficas.

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2-10


Descripción

Secciones estructurales

La sección estructural muestra la variación en alturas o profundidades que presentan los horizontes geológicos a lo largo de un plano vertical

A diferencia de la sedimentación, la estructura es un aspecto geológico de gran consistencia a lo largo de la secuencia estratigráfica, es decir, en general se conserva un alto grado de paralelismo entre los planos estratigráficos. Una excepción está en presencia de una discordancia mayor, si esta es de carácter angular.Los estratos por encima de la discordancia, sólo mostrarán los efectos estructurales post - erosión, mientras la estructura en los estratos inferiores será el resultado de la suma de tales eventos con ios que les hayan afectado antes del proceso erosivo.

Una sección estructural esquemática donde se destaca la discordancia y el hecho de que algunas fallas la atraviesan y otras no, estas últimas ya habían ocurrido cuando el proceso erosivo afectó el área.

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2-11


Secciones estructurales (continuación)

ni,ctMAíAn 2.4. Mapa de comunicación vertical de yacimiento en exploración.

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2-12



Ilustración 2.5. Secciones estratigráficas dispuestas en panel.

CORRELACION

Sigue...

2-13



DescriDc’ón *>ara el diseño de un mallado de seccionesestructurales o de una sección estructural en particular a partir de registros de pozos, dependerá del objetivo para el cual se realiza.Si el objetivo es mostrar las mayores prominencias estructurales, las secciones deberán realizarse en dos direcciones, siguiendo el eje de las estructuras y perpendiculares a este.

Otras secciones tienen por objetivo definir la posible ocurrencia de fallas u otros elementos detectados por anomalías en los contornos del mapa estructural.

En algunos casos, se trata de mostrar el comportamiento estructural de una unidad - yacimiento para ubicar por ejemplo, las zonas más favorables a su desarrollo, o de riesgo por presencia de gas o agua .

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2-14



En los casos de estudios geológicos completos, en general se aprovecha el diseño utilizado para el mallado de secciones estratigráficas para la construcción de las secciones estructurales elaborándose además las secciones adicionales necesarias en las direcciones y áreas que requieran mayor detalle.

Una sección estructural muestra las variaciones en posición relativa de elementos en un plano vertical (ilustración 2.7). En geología petrolera, estos elementos están en el subsuelo, de allí que hablamos de posiciones relativas en cuanto a profundidad. Nos interesa por ejemplo, la variación de profundidades de una capa determinada.

Como “Datum” de referencia clásico, se toma el del mar, al cual asignamos profundidad “O” y a este nivel debemos referir nuestras mediciones. Debemos considerar que los valores de profundidad medidos en los registros, son la suma de profundidad de perforación más el valor de la mesa rotatoria. De allí que para construir una sección estructural con registros de pozos, deben normalizarse las profundidades medidas respecto al nivel del mar restando la altura topográfica y la mesa rotatoria.

Una vez normalizadas cualquier nivel de profundidad cercana a la ocurrencia de las capas de interés puede ser usado como Datum referencial y colgar los pozos a la misma altura. Hecho esto, sólo queda unir los topes continuos en la sección e interpretar la ocurrencia de factores estructurales como fallas y pliegues obteniéndose de la sección, la visión de la estructura geológica del horizonte estudiado en la dirección deseada, pudiéndose añadir a ésta, la información de carácter sedimentario - estratigráfiea obtenida de la sección estratigráfica .

2-15



Ilustración 2.6. Sección estratigráfica y correlación

CORRELACION..........................................

PB-504 PB-518 TJ-838 TJ-843 EL33' EL30' EL33' EL33'

Sigue.

2-ló



Ilustración 2.7. Sección estructural SO - EN áreaUrdaneta oeste.

Sigue.



Ilustración 2.8. Sección estructural generalizada SO -EN del área este del Lago de Maracaibo.

Sigue.

2-18



Ilustración 2.9. Corte estructura] Este - Oeste domo surCampo Centro.

CL68 CL36 CL71 CLA100 CLA27 CLA47 CLA67 CLA76

2-19


Definición

Tipos demapas

Mapas

El mapa es uno de los productos finales de la interpretación geológica, prácticamente todas las fases del desarrollo de los recursos mineros o de hidrocarburos, requieren para su diseño y control de esta herramienta de trabajo. En el caso del petróleo, puede decirse que la mayor parte de las propiedades que definen morfológicamente los yacimientos son susceptibles de ser representadas mediante uno o más mapas y nos estamos refiriendo a área, espesor, volumen, forma de la superficie, límites, orientación, Propiedades internas de la roca como porosidad y permeabilidad, estado, conducta y tendencia de los fluidos presentes contactos entre ellos, migración, continuidad, etc., propiedades del ambiente tales como presiones y temperaturas y muchas otras características pueden ser representadas cartográficamente.

De tal manera que los mapas son un instrumento delicado que debe presentar la información de manera clara, nítida y confiable y deben ser elaborados siguiendo patrones de aceptación universal. Dado el dinamismo de la información en la industria petrolera, los mapas que utiliza deben ser un instrumento de fácil modificación.

Los mapas más utilizados en geología petrolífera son el mapa estructural y el mapa isópaco, pero además se utilizan el mapa de facies, los diferentes mapas de isopropiedades petrofisicas, el mapa de continuidad de arenas, de presiones de temperaturas, de velocidades de ondas y otros. Muchos de los nombres son informales y/o específicos para la industria petrolera, pero la mayor parte de ellos se constituye siguiendo el método de interpolación y adaptando los conceptos válidos en superficie a su utilización para datos del subsuelo.

En general, los mapas en la industria se construyen con datos geológicos, petrofisieos y de yacimientos.

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2-20


Mapas (continuación)

Mapaestructural

Notaimportante

A diferencia del mapa topográfico, en el mapa estructural se proyectan datos que están en el subsuelo hasta un hipotético plano a nivel del mar. En este caso, entre otras desventajas, lo que se cartografía no se está viendo, por consiguiente el mapa es en buena medida interpretativo.Las fuentes de la información son en primera instancia los datos sísmicos y los registros de pozos, el conocimiento que se tenga de áreas cercanas y en muchos casos, los datos de producción y de presiones en el subsuelo. El patrón estructural es uno de los factores de control en una acumulación petrolífera. Con el aumento de la profundidad en el subsuelo, aumentan también paulatinamente otros dos factores de control como son la presión y la temperatura. Esto resulta en un empuje hacia arriba (hacia menores presiones) sobre los fluidos presentes. Otro factor de control es la permeabilidad de la roca, las capas impermeables no pueden ser atravesadas por los fluidos y se constituyen en techos de los yacimientos, en este medio, el petróleo se desplaza “lateralmente hacia arriba” y alcanzada la máxima altura posible se detiene acomodándose a la estructura.Este es de por si una buena razón para que sea necesario el mapa estructural, el petróleo se buscará en las zonas altas con porosidad respecto a las zonas bajas. Un buen control estructural permite establecer los mejores diseños de perforación, vale decir por ejemplo, establecer las profundidades hasta donde perforar garantizando encontrar el objetivo por una parte y no perforar en exceso por la otra.Al construir el mapa estructural, debe tenerse en cuenta que los datos son profundidades y no alturas respecto al nivel del mar, por consiguiente, a valor mayor corresponde mayor profundidad. El resto de las normas generales que rigen para el mapa topográfico, también rigen para el mapa estructural.

2-21



apas sopacos g s ja representación cartográfica de las variaciones en espesor de cuerpos o entidades en el subsuelo. Su construcción es similar en cuanto al método, a la del mapa estructural. Véase en la ilustración. 2.10 como e representa en mapa isópaco un cuerpo de arena alargado y sinuoso tal como el relleno del cauce de un río, este presenta sus mayores espesores en el centro, disminuyendo gradualmente en valor hacia el borde tal y como lo expresan los valores de las curvas segmentadas del mapa. En este ejemplo, se trata del mapa de un cuerpo de arena, es un tipo de mapa isópaco.

Otro tipo de mapa isópaco, es el de unidades estratigráficas, como se ve en el ejemplo de la ilustración 2 .1 1 , un conjunto de pozos ha encontrado diversos valores de espesor de la unidad “A” en el área de perforación. El mapa isópaco, es la interpretación geológica de la forma como se disminuyen los espesores obtenida mediante interpolación de los datos de pozos.

El tipo de mapa isópaco más utilizado en la industria petrolera, es el de valores de arena neta petrolífera (A.N.P.).

Ilustración 2.10. Mapa Isópaco canal del río relleno y laforma.

2-22



Ilustración 2.11. Mapa Isópaco de un área a partir depozos

2944

256

2729

25<N

A-2241166

242 •

248

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1950 ^ " \239 * \— ^

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1346 2896

265

245

2-23

Lección

3Introducción

Contenido

Geología Estructural

El interior de la tierra está en constante actividad como lo indican principalmente los terremotos y erupciones volcánicas,


Tema i Página !1. Geología Estructural ! 3 -2 !


Definición

Transformaciones

Métodos

Geología estructural

Es una rama o parte de la Geología que estudia las deformaciones de la corteza teiTestre especialmente en lo referente al modo de presentarse y a las causas que las originaron.

En la corteza terrestre se producen transformaciones, entre las más importantes :

• Los continentes o geoanticlinales : que son formas positivas o convexas de la superficie.

• Los mares o geosinclinales : que son formas negativas o cóncavas de la superficie terrestre.

• Pliegues : ondulaciones de las capas de roca.

• Fallas : fracturas con desplazamiento.

• Diaclasas : fracturas sin desplazamiento.

Para el geólogo petrolero o del subsuelo es de gran importancia el estudio e interpretación de la estructura presente en un área, puesto que generalmente ella será la causante principal de las acumulaciones de hidrocarburos en el subsuelo, para ese estudio se usan los siguientes métodos :

• Información Geofísica

• Información durante la perforación

• Registros o perfiles del pozo

• Correlación con pozos vecinos

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3-2 Geología Estructural

Lección 3 : Geología Estructural

Geología estructural (continuación)

Pliegues

InformaciónGeofísica

Información durante la perforación

a) Sismografía

b) Gravimétrica

c) Magnetómetra

a) Muestras de canal

b) Tiempo de perforación

c) Muestras de núcleos

Son deformaciones más o menos intensas de la corteza terrestre, producidos generalmente por la acción de esfuerzos activos dentro de la tierra.

Debido a la acción de estos esfuerzos, los estratos son doblados cambiando la dirección de su inclinación.

Cuando una roca o estrato se somete a la acción de esfuerzos pueden suceder dos cosas :

• Que se doble : por deformación plástica y como resultado se forman pliegues.

• Que se rompa : en este caso se formarán diaclasas, fracturas o fallas.

Para determinar o indicar la posición de un estrato es necesario conocer dos parámetros muy importantes :

Rumbo

Buzamiento

Es el ángulo que forma una línea horizontal cualquiera de una superficie geológica (tope de un estrato) con la dirección Norte Sur.

Se expresa siempre referido a uno de los cuadrantes que forman los puntos cardinales mediante el ángulo a partir del Norte o del Sur.

Es el ángulo que forma la línea de máxima pendiente de una superficie geológica con el plano horizontal.}Es siempre perpendicular al Rumbo.

Se expresa en grados y dirección de inclinación.

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3-3



Ilustración : 3-1 Pliegues, Rumbo y Buzamiento.

3 KILOMETROS

* .■« ■* J _.r.“i.7T! riTj . v.i"r..iiTi1 i 1 ■ 1 < '-i , i

CAPAS DEPOSITADA HORIZONTALMENTE

2 MIJOMETIIOS

8LOOUEOEntlMOO

Sigue.

Geología Estructural



Ilustración 3-2. Pliegues..

X \

SIMETRICO los dos flancos buzón en sentido opuesto

los dos flancos buzón en sentido opuesto

REBATIDO los dos flancos buzón en el mismo sentido. Un flanco está rebatido

RECOSTADO los dos flancos buzón en sentido opuesto. Ambos están rebatidos

Sigue....

3-5



Ilustración 3-3. Buzamiento.

Sigue...




Curvas o Sin intersecciones de planos horizontalescontornos equidistantes con la superficie geológica queestructurales se desea representar ; es decir, que son

líneas horizontales que unen puntos de igual profundidad que representan una superficie geológica.

Las curvas o líneas estructurales permiten conocer la posición (Rumbo y Buzamiento) de los estratos en el subsuelo, y por consiguiente las estructuras que ellos forman.

Las líneas estructurales son horizontales, por consiguientes el ángulo que ellas forman con la dirección Norte Sur es el rumbo del estrato o superficie geológica.

Cuando se representan estratos que conservan la misma inclinación por mayor distancia, las líneas estructurales serán paralelas y las distancias horizontales entre ellas serán iguales.

Cuando los estratos están plegados, las distancias horizontales entre las líneas o curvas estructurales aumentarán o disminuirán según disminuya o aumente la inclinación.

Sigue...

3-7



Ilustración 3 .4 . Curvas o contornos.

N N-45-E

NS-45-E

Sigue.




Tiposprincipales de pliegues

Existen varias clasificaciones de los pliegues, pero sólo definiremos algunos de los más importantes en Geología del subsuelo.

Antiforme

Antiformeanticlinal

Ilustración

Es un pliegue convexo hacia arriba, o en forma de letra A.

En él las capas o estratos más antiguos estarán hacia el núcleo del pliegue.

El anticlinal es posiblemente la estructura o pliegue de mayor importancia en la búsqueda de hidrocarburos

3-5. Anticlinal.

POZO

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3-9



Sinforme

Sinformeanticlinal

Domo

Cubeta

Monoclinal

Es un pliegue cóncavo hacia arriba o en forma de “U”. Las rocas más jóvenes se encuentran hacia el centro de la curvatura.

Las rocas más jóvenes se encuentran hacia el núcleo del pliegue.

Es un anticlinal en el cual las capas buzan radialmente desde un punto central.

Es un sinclinal en el cual las capas buzan radialmente hacia un punto central.

Es una franja de buzamiento pronunciado dentro de un área de buzamiento suave.

Terrazaestructural

Homoclinal

Es una franja de buzamiento suave, casi horizontal dentro de un área de buzamientos más pronunciados.

Es un área en la cual las capas buzan en el mismo sentido, con la misma inclinación.

Geoanticlinal Es una zona positiva de la corteza terrestre (continentes) la cual está sujeta a erosión.

Geosinclinal Es una zona negativa de ia corteza terrestre (mares) la cual recibe sedimentos y son llamados Cuencas Sedimentarias.

Sigue...




Ilustración 3-6. Inclinación.

Sigue.

3-n



Fallas Son fracturas de las capas de rocas, a lo largo de las cuales hahabido un desplazamiento de los bloques fracturados.

La línea o traza de la falla es la intersección del plano de falla con la superficie del terreno.

El estudio y determinación de la posición de las fallas es muy importante en Geología del Subsuelo o del Petróleo, porque ellas pueden servir de trampas a la acumulación de hidrocarburos.

Ilustración 3-7. Domo.

Sigue...




Ilustración : 3-8. Formas.

Sigue.

3-13



Reconocimiento En el subsuelo, las fallas pueden serreconocidas según las siguientes condiciones :

• En los perfiles o registros : las fallas pueden ser reconocidas según las siguientes condiciones :

a) Omisión o falta de sección en un pozo.

• En los mapas : en escala regional, la presencia de algunas anomalías en los contornos estructurales pueden indicar fallas. Entre las principales anomalías tenemos :

a) Curvas anormalmente separadas con respecto al resto de las curvas.

b) Curvas normalmente unidas.

c) Repetición de una curva o secuencia de estratos.

Discordancias Son superficies que representan un período de Erosión o NoDeposición en una secuencia de estratos.

La discordancia separa estratos más jóvenes de estratos o rocas más viejos.

En todo caso, representa un período entre la deposición o formación de las rocas más jóvenes, durante el cual no había sedimentación o formación de rocas.

Las discordancias se originan cuando una región negativa o cuenca de sedimentación, deja de recibir sedimentos o es levantada y queda sometida a procesos de erosión.

Importancia Las discordancias pueden ser de gran importancia en el estudio geológico del subsuelo. Pueden tener una gran importancia para los yacimientos de petróleo, pero en realidad tienen aspectos favorables y desfavorables.

Sigue...




Ilustración 3-9. Fallas.

///

EN ESCALONi S T i r i a u i l

Sigue...

3-15



Ilustración 3-10. Discordancia.

Sigue..


Lección 3 : Geología Estructuré


Ilustración 3-11 Tipos de secuencias

A

DISCORDANCIA SIMPLE

SECUENCIA LITOLOGICA NORMAL FALTAN C, D, EsupERF¡c|E DE DISCORDANCia

ENTRE B



Ilustración : 3-12. Secuencias

0 1000________1 IPIES

n c a l iz a LUTITA ARENISCA

Sigue




Erosión y Una superficie de erosión, es el producto de la acción detruncamiento agentes naturales (agua, viento) sobre determinado tipo de

roca. En los afloramientos, generalmente se puede observar separando estratos rocosos más jóvenes de más antiguos. Cuando una roca es erosionada parcialmente se dice que está truncada, originando una superficie de truncamiento. Estas superficies constituyen las discordancias las cuales pueden ser de varios tipos.

Angular

Paralela

Inconformidad

Diastema

Sigue.

3-19

Se produce cuando estratos más antiguos buzan con un ángulo diferente al de los más jóvenes.

Se produce cuando los estratos son paralelos arriba y abajo de la superficie de erosión.

Se produce cuando rocas ígneas o metamórficas, son parcialmente erosionadas.

Se produce cuando los estratos son paralelos a ambos lados, pero hay una interrupción breve de la sedimentación sin erosión. También pueden ser clasificadas de acuerdo a su extensión lateral como regionales o locales, igualmente, según el tiempo geológico faltante, como mayor o menor.



Ilustración : 3-13. Discordancia

SE 0

DISCORDANCIA PARALELA DISCORDANCIA ANGULAR

CAP* NO PCRMEA&.E

PETROLEO

CA*A P£I«M£A6<.E

DISCORDANCIA ANGULAR


Lección Ambientes Sedimetarios4

Introducción

Contenido

Es estudio y comprensión de los procesos geológicos actuales, constituyen la base para definir e identificar los diferentes tipos de ambiente sedimentarios, investigando su forma de ocurrencia, se puede inferir lo sucedido en el pasado.

Cada ambiente particular posee, diferentes tipos de facies, cuya identificación, es de gran ayuda para los estudios geológicos de yacimientos. Aquí mencionaremos, entre otras, facies identificadas en el subsuelo del Lago de Maracaibo y que constituyen rocas recipientes..

Esta lección se encuentra estructurada.por los siguientes temas :

Tema i Páginaí Facies de ambientes fluviales i 4 - 021 Facies de ambientes deltáico i 4 - 15j Facies de ambientes próximo costero j 4 - 20! Ejemplos en el lago de Maracaibo i 4 - 29i Herramientas útiles para la identificación de ; 4 - 33i ambientes


Facies de ambientes fluviales

Definición Los sistemas fluviales se organizan en redes que convergenhacia el mar, la geometría de los canales se disponen en tres tipos morfológicos : rectilíneos, entrelazados y mandriformes (ilustración 4-1), aunque en la naturaleza no existe es una gama de combinaciones entre ellos. Las facies típicas de estos ambientes fluviales están representadas por depósitos de abanicos aluviales, ríos entrelazados y mandriformes.

Ilustración 4-1 Principales tipos morfológicos de canalesfluviales (modificado po Reineck & Singh, 1975)

Sigue....

4-2

Ambientes Sedimentarios

Facies de ambientes fluviales (continuación)

Ilustración 4-2 Morfología de los abanicos aluviales y surelación con el contexto tectónico.

LLANURA :

f lu v ia l

0 0 9 0 0 9 0 <g—OOO conglomerado s

areniscas

sedimentos finos : a rc illa s o evaporitas

Sigue....

Título del capítulo o unidad 1-3



Abanicos La sedimentación está influida por una fuerte pendiente y poraluviales el régimen de crecidas fluviales, el transporte de sedimentos es

por coladas fangosas, que son una mezcla de agua, arcilla y grava, las cuales se acumulan en la parte alta de los abanicos, y por cauces entrelazados, en los cuales durante las crecientes fuertes, la erosión toma lugar cerca de su ápice y la depositación comienza cuando el nivel del agua baja, luego cuando se produce otra creciente, el material que ya fué depositado vuelve a ser levantado y redepositando, más cerca de las puntas del abanico (ilustraciones 4-3 y 4-4).

En la ilustración 4-5, se muestran ejemplos de abanicos aluviales en registros eléctricos.

Sigue...

4-4



Ilustración 4-3 Distribución esquemática de los tipos dedepósitos sobre un abanico fluvial

ACTIVOS

RIO ARRIBA PAUTE MEDIA RIO ABAJO

Conglomerados

(coladas fangosas)Conglomerados

y arenas

Arenas con

■estratificaciones

oblicuas

i (rios| (entrelazados)

Sigue..



Ilustración 4-4 Secuencias de registros en los depósitosde abanicos aluviales. Las secuencias potentes “ COARSENING - UP” superpuestas son muy visibles en el “ Gamma Ray”.

Sigue...

4-6



Ilustración 4-5 Ejemplo de abanico aluviales en registros eléctricos.

GR

150 240

A!

140 40

Sigue...

4-7



Comentes Son el resultado de la alternación de lasentrelazadas etapas de socavación por inundación y

posteriormente del relleno de múltiples canales interconectados, dentro de los límites del valle de un río.

Se forman en las partes donde las corrientes tienen pendientes relativamente altas, con fluctuaciones en su flujo e intermitencia en el aporte de sedimentos. Estos depósitos son muy porosos y permeables y la existencia de barras de permeabilidad o restricción al flujo de fluido, es mínima.

En general, están constituidos por canales y barras. Los fenómenos de transporte y sedimentación toman lugar durante las crecidas fluviales, los sedimentos más gruesos (arenas y gravas) son transportados por tracción y depositados en el fondo de los canales, los sedimentos finos (arenas finas, limos y arcillas), son llevados en suspensión y son los causantes de la sedimentación de las barras por efectos de decantación (gradación). Durante cada crecida se origina un nuevo ciclo que erosiona el anterior y crea otro depósito. En la ilustración 4-6, se observa la morfología de los ríos entrelazados.

Sigue...

4-8



Ilustración 4-6 Morfología de los ríos entrelazados

Superposición, de secuencias de canal, erosivas con conglomera-o °o' O | ,

»-e:»A -.°.* dos y arenas.

Anchura de los cuerpos arenosos

1 - 100 km

Sigue..

4-9



Barras de meandro

Estos depósitos son el resultado de la divagación de un río, bien sea en el valle aluvial o en la llanura deltáica. Los sedimentos que se depositan son de grano grueso arrastrados en la parte profunda del canal y de grano fino, suspendidos, que se depositan sobre la superficie de la barra en los períodos de bajo nivel de un río. La erosión del lado donde incide la corriente y simultáneamente la formación de barras en el lado opuesto, produce una migración lateral del meandro y acreción lateral de las barras.La morfología de estos ríos se caracteriza por la existencia de un sólo canal sinuoso (ilustración 4-7).A medida que el canal migra puede provocar el abandono del mismo, con este juego, el río construye un cinturón arenoso por un enredo de meandros activos y abandonados (ilustración 4-8). El meandro puede migrar varios kilómetros o decenas de kilómetros, por efectos de subsidencia o elevaciones del nivel del mar, cuando esto sucede, se produce un proceso denominado Avulsión, el cual cada vez que repita, generará un nuevo cinturón de meandros.En la ilustración 4-9 se muestran estas relaciones : a mayor subsidencia, tendremos canales de meandros aislados, mientras que a menor subsidencia los canales serán coalescentes.En la ilustración 4-10, se muestran secuencias de meandros en perfiles eléctricos.Las crecidas determinan los períodos de máximo aporte de sedimentos, lo que provoca el desbordamiento del canal y la formación de diques a ambos lados del mismo, estos diques puede evitar la migración lateral. En crecidas subsiguientes los diques pueden ser erosionados, lo que trae como consecuencia el desarrollo de la facie de abanico de rotura en la llanura de inundación.

Sigue...

4-10



Ilustración 4-7 Llanura de inundación.

levee¿,crevasse splay" abanico de rotura

LLANURA. DE INUNDACION : arcilla organica y carbón

LEVEE Y SFIATS :Areniscas con rizaduras y laminas arcillosas

CANAL : areniscas con estratificación cruzada

^ LAG*'

Sigue...

4-11



Ilustración 4-8 Morfología de los ríos mandriformes ydistribución de facies.

a rc illa s de llanura de immdaci&n

Sigue...

4-12



Ilustración 4-9 Esquema que muestra el proceso de migración de un canal meandriforme por avulsión y el efecto sobre la densidad de sedimentos del canal.

SUBSIDENCIA DEBIL AVULSION FRECUENTE

■' i '•*1 'jSD¡_ 1 ;

SUBSIDENCIA FUERTE AVULSION ESCASA

Sigue.

4-13



Ilustración 4-10 Secuencia de meandros de perfileseléctricos.

RRT

•sr

Xft

R ILoM O Om m

NEUTRON

POROSITY

DENSITY son re

3 ISO

1LOC

OEl SO 30 ( 1 .3 5 2. .35 t*o , Q

4-14


Definición

Facies de ambientes deltáicos

Son los responsables de la depositación de numerosas y extensas masas deltaicas, las cuales son importantes contribuyentes al relleno de cuencas. En un delta existen tres ambientes principales de acumulación. Prodelta, donde se deposita normalmente la carga en suspensión de un rio (Costa Afuera). Frente deltaico, área subacuática, cercana a los brazos del delta, donde la carga basal de arena del cauce, se acumula en primer lugar. Llanura deltáica, área subaérea donde ocurre depositación de granos finos (ilustración 4-11).

A medida que el delta prograda, los depósitos de estos tres ambientes se superponen verticalmente formando una secuencia regresiva (ilustraciones 4-12 y 4-13).

La morfología de los delta depende del oleaje, las mareas y la acción fluvial, o una combinación de ellos (ilustración 4-14).

Ilustración 4-11 Principales componentes morfológicos ysedimentarios comunes a todos los deltas.

Sigue...

4-15


Facies de ambientes deltáicos (continuación)

Ilustración 4-12 Arriba : escalas relativas de los deltascon relación a la plataforma y al talud continental. Abajo : Secuencia litológica formada por un ciclo deltaico. El espesor de secuencia antes de la compactación será igual a la profundidad del agua en el agua.

Llanura deltaica

Frente deltaico

Arcilla organica y torba

1. . . ' j Arena

PRODELTA

Arena y arcilla

Arcilla marina

20 - 100 m

Sigue...

4-16



Ilustración 4-13 Corte sedimentológico en una secuencia deltaica.

Facies

Arcilla u r in aCarbón

Arena de grano medio

con rizaduras

Arena de granomedio a grueso

con estratificación cruzada

A rcilla arenosa bioturbada

Arena con

estratificación

oblicua y rizaduras

Arena arcillosa

Arcilla y arena

Arcilla marina

Ambiente

o« i > SE W < mi Qm

te*sCQ

<O

Oo*-»!5.•JOW

S

<05

<Ol-iHtüO2

3

<HJWauo

oaesu*

aua§su

o

H3

SecuenciasRegresión

TransgresioiTransgresiox

Cransgresia i

Sigue...

4-17



Ilustración 4-14 Esquema mostrando la acción dinámicade los principales mecanismos hidrodinámicos costeros y la morfología resultante de los depósitos arenosos.

Sigue...

4-18



Barras de Aquí se registra la fase de progradación deldesembocadura delta, donde las arenas de la carga del fondo

se acumulan principalmente sobre las barras subacuáticas en la desembocadura de los distribuidores. Este tipo de depósito depende de la energía de la corriente, las corrientes litorales y fluctuaciones de las mareas.

Las barras de desembocadura pertenecen al frente deltáico. En la ilustración. 4-15 se observa las diferentes facies del sistema deltáico.

Ilustración 4-15 Facies de arena deltaica - yacimientosen potencia de petróleo y gas.

Sigue...

4-19


Facies de ambientes próximos costeros

Definición Cuando la costa no está directamente sometida a aportesfluviales importantes, la morfología costera se establecerá en función de la relación oleaje/mareas.

En costas con predominio de oleaje y marea débil. Las arenas de playa e isla de barrera son muy típicas, estas últimas se definen como cuerpos de arenas alargados y angostos con un rumbo generalmente paralelo al margen de la cuenca. Se forman debido a la creación hacia el mar, producto de las corrientes litorales ; la progradación hacia el mar culmina, cuando cambia la corriente litoral o cesa al aporte de sedimentos. Las playas son muy difíciles de preservar, puesto que son retrabajadas continuamente por las olas (Ilustración No. 4.16).

En costas mixtas, es decir, con oleaje y mareas, se desarrollan canales que cortan las barras litorales, formando los canales de mareas, que luego son rellenos por la acción de las corrientes, ilustraciones 4-17 y 4-18. Esta interacción de las corrientes litorales con las mareas, desarrollan los dominados deltas de mareas (ilustración 4-19). La laguna que se forma detrás de las barras litorales, constituye la llanura de mareas (ilustración. 4.20). En la ilustración 4-21 se muestra la morfología de estos ambientes litorales.

Ilustración 4-16 Secuencia de playa y costa progradante (sin canales demarea)

DUNAS

ntint un*»J3t ME»

0FFSH0RE

---- TRANSGRESION

Sigue...4-20


Facies de ambientes próximos costeros (continuación)

Ilustración 4-17 Morfología esquemática de costa con cordones litorales.

Sigue...

4-21



Ilustración 4-18 Comparación de secuencia de costas micro ymesomareales.

llanura mareal

playa

"shoreface

■’offshore”

1 lanura mar eal

playa

canal deUA4flL<&» o—d i

'of fshore"

Sigue...

4-22



Ilustración 4-19 Depósitos de arena - facie en potencia de yacimientos petrolíferos.

Sigue.,

4-23



4-20 Morfología y sedimentos sobre ‘Tidal Fiat”.Ilustración

Sigue...

4-24



Ilustración 4-21 Morfología y sedimentos de los ambientes litorales.

Sigue...

4-25



Turbiditas Aquí se agrupan aquellos sedimentos transportados por flujosgravitacionales, las turbiditas son depositadas por corrientes de turbidez, en forma de abanicos submarinos al pié del ataúd continental o margen de la cuenca, a grandes profundidades (ilustración 4-22).

Estas Acumulaciones ocurren durante los periodos de bajada del nivel del mar y en particular cuando la plataforma continental está emergida (ilustración 4-23), dando lugar a la depositación de sedimentos deltáicos en el borde del ataúd, los cuales por su poca compactación, tienden a deslizar, dando a los abanicos turbidíticos.

Una corriente de turbidez, finalmente, desposita dos capas, una arenosa y otra arcillosa, de base a tope, esta secuencia es conocida como Bouma, la cual está subdividida en cinco capas (a, b, c, d, e), correspondiendo el intervalo “e” a la capa arcillosa y el “a” (depósito en masa), al más típico de la secuencia (ilustración 4-24).

Ilustración 4-22 Contexto paleogeográfico de los abanicos submarinos(TOTAL, 1988)

plataforma

Sigue...

4-26



Ilustración 4-23 Formación de secuencias turbiditicas.

depositos deltaicos

Sigue...

4-27



Ilustración 4-24 Depósito en Masa

Sigue...

4-28


Descripción

Ilustración

Ejemplo en el Lago de Maracaibo

En el subsuelo del Lago de Maracaibo, los ambientes de facies aluviales, como los conos o las corrientes entrelazadas, son muy difíciles de ubicar, sin embargo, facies típicas de ambiente deltáico, como barras de meandro, barras de desembocadura y abanicos de rotura, conforman la mayoría de los yacimientos de edad Mioceno y Eoceno de la cuenca.

Islas de barreras, de ambiente próximo costero, son también frecuentes en los yacimientos del Lago de Maracaibo ; la arena marcador del miembro B-5-X, es una de ellas, en general, se puede decir que a nivel del Eoceno y Mioceno, proliferan facies típicas de ambientes deltáicos y marinos (próximo - costero).

La ilustración 4-25, muestra una barra de meandro con variaciones en su espesor, en pozos separados veinte metros, esto es un reflejo de la importancia de un buen estudio de facies, a la hora de cuantificar reservas. La ilustración 4-26, muestra un mapa de ambiente deltáico con sus diferentes facies en el yacimiento Bach-01.

Las ilustraciones 4-27 y 4-28, presentan barras de meandro y areniscas de abanicos de rotura del yacimiento B-7-X.14. En la tabla 4-1 se presenta una relación entre las facies y la permeabilidad, de acuerdo al contenido de arcillas.

4-25 Barra de Meandro..

Sigue...

4-29


Elemplos en el Lago de Maracaibo (continuación)

Ilustración 4-26 Facies identificadas en el yacimiento Bach - 01.

Sigue...

4-30



Ilustración 4-27 Bifurcación de los depósitos fluviales alrededor del pozoTJ - 304.

YACIMIENTO B - 7 - X . I 4

INTERVALO B

TJ-537 TJ-316 TJ-631

Sigue...

4-31



Ilustración 4-28 Sección estratigráfica que revela la presencia denumerosos lentejones de arenisca de poco espesor y limitada continuidad lateral.

YACIMIENTO B-T-X. I4 I N T E R V A L O "A"

TJ-920 TJ-381 TJ-281

Sigue...

4-32


Herramientas útiles para la identificación de ambientes

Descripción La información disponible para poder investigar lo ocurrido en el pasado a fin de comparar con el presente, con la finalidad de describir los ambientes antiguos depende de la perforación de pozos, de ellos se pueden obtener, en orden de importancia : núcleos, perfiles eléctricos y datos de perforación, todos muy útiles y necesarios para lograr una buena interpretación.

Núcleos estudios de subsuelo, la herramienta másvaliosa de observación directa de la roca, es el núcleo convencional, con el cual se puede identificar la fitología, ambientes de depositación, estructuras sedimentarias, actividad de organismos, observaciones que reflejan las características más importantes de un reservorio. En núcleo, es muy útil para tener una mejor visión de la distribución cualitativa de la porosidad y permeabilidad de la roca, con los datos aportados por él, se pueden elaborar mapas de tamaño de grano, arcillosidad, grado de compactación, etc. Igualmente, se le puede practicar una serie de análisis (convencionales y especiales), que sirven para definir cuantitativamente las propiedades físicas de la roca, en función de una posible implantación de procesos de recuperación mejorada de crudo.

Sigue....

4-33


Herramientas útiles para la identificación de ambientes (continuación)

Perfiles registros eléctricos son de gran utilidad en laobtención de las primeras apreciaciones sedimentarias de un reservorio. Utilizando la forma general de las curvas GR y SP, se puede tener una idea o reflejo de la granulometría de la roca, por ejemplo, una curva en forma triangular positiva, indica un cuerpo arenoso con variación en el tamaño de grano, que va de grueso en la base a fino en el tope de la misma. Una curva en forma triangular negativa, resulta de una distribución en el tamaño de granos contraria a la anterior. Cilindricamente representa, un cuerpo arenoso de tamaño de grano uniforme y una curva múltiple, se produce por intercalaciones irregulares en el tamaño de granos.En la ilustración 4-29, se muestra la variedad de las curvas antes mencionadas.Aunque los perfiles no representan una medición directa de las características de la roca como el núcleo. Existe una estrecha relación entre el tipo de curva y la facie depositada, por lo que se considera una buena herramienta para la identificación de ambientes de un yacimiento.Las ilustraciones 4-30 y 4-31, contienen una combinación de análisis de núcleos e interpretación de perfiles, en los pozos LL-1290 y LL-1720, para identificar las facies presentes en el miembro B-1 -X.

Sigue...

4-34



Ilustración 4-29 Curvas SP (GR) Modelo que reflejanefectos de arcillosidad, distribución del tamaño de grano y contacto.

SP-GR SP-GR

Oocco«ítngo

09

TRIANGULARPOSITIVA

TRIANGULARNEGATIVA

o<

</>oo«coo

Sigue..SP-GR

CILINDRICA

SP-GR

• TAMAÑO DE GRANO

4-35



Ilustración 4-30 Barra de Meandro con corriente entrelazada como aluvial.

DESCRIPCION LITOLOGICA

M E O N

150

L U 'I T A S C ÍM R m S

/REIMEMO

IS C A S IE G JO'

SA' m .DA i DE

momo¡0L DAyAS AG JA

JUC LEC

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ISCÍVSUEG ÍATiOUDAI ASI SA

0 FURÁDA

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NUÍ LEC

AR :NIS AS ATI

15 CARAI

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RA 10 AIEDIP /GUI 07300

Sigue.

4-36

4-37

C/5<5‘

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>3ga>D(Dí/>co(Da3'CD3

Oen



Datos de Los datos que se obtienen durante laperforación perforación de un pozo, tales como la curva

de rata de penetración y de las muestras de canal (ripios), indican con bastante exactitud, el tipo de litología presente en el reservorio.

Adicionalmente, es posible tener indicaciones de la existencia de fracturas o fallas en un yacimiento no deplegado, por la pérdida de lodo, durante la perforación y las impregnaciones en las muestras de canal, sirven para inferir el tipo de fluido de la formación.

La ilustración 4-32, indica un comportamiento similar, entre el registro, la curva de rata de penetración, la curva de rayos gamma (GR) y la descripción litológica del núcleo del pozo UD-313.

Sigue...

4-38



Ilustración 4-32. Rata de penetración vs. Núcleos ycurvas GR.

POZO

AGUAPETROLEO

Lección

5Introducción

Contenido

El Modelo Geológico del Subsuelo

La realización del Modelo Geológico se inicia con la correlación estratigráfica mediante la cual se individualizan intervalos en los registros y utilizando un adecuado mallado de secciones se determina la distribución lateral de los mismos.

Complementando la información de los registros con los análisis de núcleos, se identifican las facies presentes y su distribución en los pozos. El conjunto de facies en el área permite la identificación del ambiente sedimentario, esto es importante porque otorga cierta capacidad de predicción en cuanto a variaciones a esperarse en las zonas perforadas, dar explicación a problemas de producción derivándose la geología o intuir su problema ocurrenciá á futuro. Conocer el ambiente sedimentario, permite entender variaciones en cuanto a porosidad o permeabilidad, lenticulares, tendencia del anegamiento, etc.

Esta lección se encuentra estructurada por los siguientes temas :.

Tema PáginaEl modelo geológico del yacimiento 5 - 02

Entrampamiento de hidrocarburos 5 - 04

Riesgos geológicos 5 - 09


Definición

Descripción

El modelo geológico del yacimiento

El Modelo Geológico de Yacimientos, es el resultado de sumar los aspectos estructurales y sedimentarios de un área para interpretar la distribución y las variaciones especiales de los yacimientos así como las relaciones entre ellos.

El marco estructural se obtiene mediante el análisis de la información sísmica y de pozos perforados en el área con lo cual se construyen los mapas de tope y base de la unidad - yacimiento (ilustraciones 5-la y 5-Ib). Posteriormente, es posible que anomalías detectadas en cuanto a presiones, gravedades de crudo y otros datos de producción contribuyan a finar la interpretación.

Los contajes de espesor de arena (A.N.) y de arena neta petrolífera (A.N.P.) a partir de los registros de pozos, permitirán la construcción de los respectivos mapas isópacos : de A.N. donde se visualiza la distribución areal de las facies arenosas, ilustraciones 5-le de A.N.P. o de distribución de petróleo en las mencionadas facies arenosas.

Del mapa estructural, se llevan al mapa isópaco las curvas correspondientes a profundidades del contacto agua - petróleo (C.A.P.) ilustraciones. 5-Id del contacto gas - petróleo (C.G.P.) de haberlos, así como los otros factores estructurales que permitan la delimitación del o los yacimientos completándose así el modelaje geológico ilustraciones 5-le y 5-lf.

Sigue...

5-2

Lección 5 : El Modelo Geológico del Subsuelo

El modelo geológico del yacimiento (continuación)

Obtención de valores

Ilustración

Se procederá a la evaluación petrofisica para obtener los valores que afinarán la caracterización litológica y la distribución de los fluidos : Sw, <f>, K y Vshale, estos permiten la elaboración de los mapas de :

1. Variación de porcentajes de agua en las facies arenosas

2. Distribución de porosidades

3. Variaciones laterales de permeabilidad

4. Variaciones laterales en calidad de arena

5-la, 5-lb, 5-le, 5-ld, 5- l ey 5-lfModelaje Geológico.

5-3


Presión del subsuelo

Entrampamiento de hidrocarburos

Responde en términos generales, a un gradiente, esto es, aumentando con la profundidad. Los fluidos son impelidos hacia arriba en un proceso de migración donde la ruta está condicionada por las variaciones de permeabilidad de las rocas. Las zonas que por baja permeabilidad, detienen a los hidrocarburos en su desplazamiento, se constituyen en trampas las cuales por sí mismas o asociadas a otras, conforman un yacimiento de hidrocarburos. Los fluidos que migran, tienden a distribuirse en el yacimiento, de acuerdo a sus densidades relativas.

Las trampas pueden ser de acuerdo al factor que las determina :

Estratigráficas Pueden ser debidas a :

I. Cambios laterales en la capacidad almacenadora de una misma unidad estratigráfica.

II. Interrupción de la secuencia estratigráfica como consecuencia de una discordancia y,

III.La interrupción de esta secuencia en contacto con una unidad genéticamente diferente. Ejemplos de estos tres tipos de trampas se muestran en las ilustraciones5-2 y 5-3.

Sigue...

5-4


Entrampamiento de hidrocarburos (continuación)

Ilustración 5-2 Entrampamiento de Hidrocarburos

1. CAMBIOS DE PERMEABILIDAD

Sigue...___



Ilustración 5-3 Entrampamiento en Inconformidad.

Sigue...

5-6



Estructurales Debidas a los efectos deformantes producidos por la tectónica en las rocas del subsuelo, anticlinales (ilustración 5-4) y fallas (ilustración 5-5) o una combinación de ellos.

Ilustración 5-4. Tipos de trampas.

GAS

Sigue...

5-7



Ilustración 5-5. Ejemplo de entrampamiento por fallas.

YACIMIENTO B - 7 - X.14

LEYENDANC=NO COMUNICACION A = ARENALT = LUTITA Y UMOLITA

= SI COMUNICACION

FALLA LONGITUDINAL SUREL CARACTER SELLANTE DE ESTA FALLA ESTA DETERMINADO POR LA YUSTAPOSICION DE LITOLOGIAS CON PROPIEDADES ANTAGONICAS

Sigue...

5-8



Mixtas En este caso, se combinan elementos estratigráficos y estructurales para generar una trampa.

Ilustración

En el subsuelo del Lago de Maracaibo, la mayoría de los yacimientos, responden a una combinación de trampas estratigráficas y estructurales, como ejemplo, la ilustración5-6 muestra los factores de entrampamiento en el área LL-370.

5-6. Acumulaciones típicas del área LL-370.

t i 84? LL 1126 111343 LL857 LL952 LL 711 LL720

U.-4S0 L1-364 TJ-262 TJ-193 TJ-239 TJ-236

IL-690 LL-4St

ESTE

LL-590S

5-9


Descripción

Factores

Riesgos geológicos

Una de las tareas que involucra la Geología de Yacimientos, es la detección y control del riesgo geológico. Esto es, la determinación de puntos de localización, áreas o intervalos donde por factores de carácter geológico, podrían presentarse problemas de producción. Este es uno de los usos del Modelo Geológico..

Los factores que inciden en el riesgo geológico pueden ser de índole estructural o sedimentaria

Las variaciones laterales y en profundidad de la roca - yacimiento, así como la incidencia de procesos erosión los principales factores que determinan este tipo de riesgo entre cuyos ejemplo tenemos :

1. Zonas de baja permeabilidad, las cuales disminuyen la capacidad productiva de la roca. Ilustración 5-2.

2. Zonas de lenticularidad de estratos arenosos ilustración

5-2.

3. Arenas arcillosas con tendencia a taponamiento de orificios de cañoneo por producción de finos o htnchabilidad de arcillas.

4. Entrampamiento de fluidos indeseables aislados dentro del yacimiento pudiendo afectar la producción por gas o agua,o generar intervalos sobrepresurizados.

5. Intervalos de arcillas expandibles con riesgos de colapso del pozo.

6. Cambios de dureza de roca en profundidad disminuyendo el tiempo de vida útil de las mechas como en el caso de calizas aisladas en intervalos fundamentalmente clásticos.

7. Acuñamientos y pérdida de la roca o variaciones diagenéticas de calidad en presencia de discordancias. Ilustración 5-2.

Sigue...

5-10


Riesgos geológicos (continuación)

Pallas Un riesgo de perforar en zona de fallas (ilustración 5-2), sederiva de que estas son planos de fractura por donde pueden desplazarse los fluidos de perforación. Si esta situación no se puede controlar es posible la pérdida del pozo. Cuando la falla constituye un límite de yacimiento, el riesgo adicional es perder el objetivo. Las fallas en la Cuenca del Lago tienen en general, muy alto buzamiento, en casos raros puede la perforación seguir este plano, con pérdida completa de la información de registros en el intervalo donde esto ocurra.

Pliegues La distribución de los fluidos es una función directa de susdensidades relativas, el gas se emplaza hacia las zonas más altas pudiendo generar problemas durante la perforación. Los mapas muestran los contactos del petróleo con el agua y/o con el gas. Con base en la experiencia en el área, se decidirá el rango de riesgo de las zonas de cuña de agua y gas en cuanto a perforación.

Evidentemente, muchos factores de riesgo geológico son impredecibles (ilustración 5-7), muchos, de difícil control, tómese en cuenta, que un pozo es línea aproximadamente vertical que en el mapa, representa un punto, pero el mayor riesgo, es no considerar las posibles advertencias implícitas en la interpretación geológica.

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5-11


Riesgos geológicos (continuación)

Ilustración 5-7 Riesgo Geológico.

5-12

Lección Reservas

6Introducción

Contenido

En Venezuela, el Ministro de Energía y Minas establece normas para las empresas operadoras. Estas normas no sólo incluyen los procedimientos específicos para el cálculo de reservas, sino también aquellas necesarias para el debido control de la información requerida por la Nación.

Básicamente las definiciones empleadas para la clasificación de las reservas son las mismas que se utilizan a escala mundial, de manera que los valores declarados en diferentes países son comparables los unos de los otros.

Las reservas de petróleo y gas se clasifican como probadas, probables y posibles ; esta clasificación se realiza básicamente según el grado de certeza aportado por la información geológica y de ingeniería de yacimientos existente..

Escriba aquí la introducción a la tabla de los temas del capítulo.

Tema PáginaCálculo de resevas 6 - 02

Intersección del plano de fallas 6 - 20


Descripción

Volúmenes de hidrocarburos entrampados en unyacimiento

Cálculo de reservas

Con el objeto de identificar las reservas de los distintos grupos de prospectos, se utilizan códigos asignados como “Series 100 a 500” para las distintas clases de reservas probables y como “Seríes 600 a 1100” para las posibles. Ver ilustraciones. 6-2 y 6-3.

El concepto de reservas incluye también las reservas por descubrir, llamadas especulativas o hipotéticas, las cuales son parte del entorno de la función exploratoria y no son discutidas aquí.

Se ha considerado conveniente transcribir en este manual las definiciones y ilustraciones contenidas en el Manual de Normas y Definiciones editado por el MEM en 1987.

Necesitan ser cuantificados para permitir un análisis económico y una prioritizaeión También el diseño de las facilidades de producción, etc., necesita estar basado en la expectativas del campo.

La primera fase de los estimados volumétricos de un área estarán basados en datos provenientes de la exploración y a mando dados en curvas de expectativas con programas como el PACK y con ayuda de la situación Monte Cario los volúmenes esperados de hidrocarburos son obtenidos.

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6-2

Lección 6 : Cálculo de Reservas

Cálculo de reservas (continuación)

Una vez que los mapas sísmicos son confirmados por varios pozos exploratorios y de avanzada, dichos volúmenes serán definidos con más confiabilidad. Durante éstas tempranas etapas de desarrollo de un campo, existen muchas incertidumbres y a menudo son muchas las aproximaciones tomadas para estimar los volúmenes de hidrocarburos. Durante la perforación de desarrollo sobresalen “Trends” de calidad del yacimiento y mapas especiales son construidos para describir mejor las acumulaciones de hidrocarburos. Después de esto, resultados más confiables son obtenidos.

Ilustración 6-1 Áreas con Reservas Probadas.

tesMAMVCLCS

- fc x u » cauces

" " El CV»0

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6-3



Ilustración 6-2 Reservas Probadas. Volúmenes producibles de yacimientos con producción comercial o donde se han realizado con éxito pruebas de formación o producción.

AREA DE RESERVAS PROBADAS

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6-4

Lección ó : Cálculo de Reservas


Ilustración 6-3 Reservas Probadas. Los volúmenes producibles en áreasque han sido delimitadas por la información estructural, estratigráfica y / o de contactos de fluidos provenientes de los pozos perforados en ella.

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6-5



Ilustración 6-4. Reservas Probadas. Los volúmenes producibles en áreasadyacentes a las ya perforadas, siempre que exista razonable certeza de su productividad comercial. Estos volúmenes están representados por reservas probadas no desarrolladas, las cuales necesitan de la perforación de nuevos pozos y de nuevas instalaciones de producción.

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6-6



Ilustración 6-5. Reservas Probadas. Los volúmenes producibles de áreas aún no perforadas entre yacimientos conocidos, donde las condiciones geológicas y de ingeniería indican continuidad.

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6-7



Ilustración 6-6. Reservas Probadas. Volúmenes producibles de yacimientos con producción comercial o donde se han realizado con éxito pruebas de formación o de producción.

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6-8

fom

Ciy

roto*

OtA



Ilustración 6-7. Reservas Probables. Los volúmenes que podríanrecuperarse de yacimientos que han sido atravesados por pozos en los cuales no se han efectuados pruebas de producción, pero donde las características de los perfiles eléctricos o de otra clase indican con razonable certeza la probabilidad de su existencia. Estos prospectos, conocidos como reservas detrás de la tubería se identifican en libros y mapas con la serie 100 (cien).

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Ilustración 6-8. Reservas Probables. Los volúmenes que podrían recuperarse a una distancia razonable, fuera del área probada de yacimientos productores, donde no se ha determinado el contacto agua / petróleo y donde el límite probado se ha establecido en función del pozo estructuralmente más bajo. Serie 200 (Doscientos)

AREA DE RESERVAS PROBABLES

LOCALIZACION DE AVANZADA

AREA DERESERVASPROBADAS

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6-10



Ilustración 6-9.Reservas Probables. Los volúmenes que pueden existir en áreas adyacentes a yacimientos conocidos, pero separados de estos por fallas sellantes siempre y cuando en dichas áreas exista certeza de tener condiciones geológicas favorables para la acumulación. Serie 300 (Trescientos)

AREA DE RESBWAS PROBABLES (ADYACENTE A FORMACION PRODUCTORA)

DE RESERVAS PROBADAS ]

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6-n



Ilustración 6-10. Reservas Posibles. Volúmenes sustentados por pruebasde producción o de formación que no pueden ser producidos debido a las condiciones económicas en el momento de la estimación, pero que serian rentables al utilizar condiciones económicas futuras razonablemente ciertas.

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6-12



Ilustración 6-11. Reservas Posibles. Los volúmenes que podrían existir en formaciones con perfiles de pozos o núcleos de formación con características que presentan un alto grado de incertidumbre. Esta clasificación figura en los libros bajo la serie 700.

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6-13



Ilustración 6-12. Reservas Posibles. Son volúmenes que podrían existir enáreas donde la interpretación de la información geofísica y geológica indica la existencia de una estructura mayor que la incluida dentro de los límites de reservas probadas y probables, donde la perforación de pozos, adicionales fuera de esas áreas probadas y probables ofrecen menor certeza de resultados positivos. Los prospectos de esta clasificación se identifican en los libros y mapas con la serie 800.

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6-14



Ilustración 6-13. Reservas Posibles. Son los volúmenes que podrían existir en segmentos fallados, no probados, donde existe duda razonable de la existencia en ese segmento de volúmenes recuperables. Los prospectos incluidos en esta clasificación se identifican en los libros y mapas con la serie 900.

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6-15



Incertidumbre Todo mapa geológico posee áreas con alto, intermedio o bajo en los mapas grado de confiabilidad. Dichas incertidumbres son causadas

por (ilustración 6-14) :

Ilustración 6-14 Principales causas de incertidumbre en cálculo de volúmenes.

ESTRUCTURAL1. CAMBIOS EN BUZAMIENTO2. ERROR SISMICO3. POSICIÓN DE LAS FALLAS4. FALLAMIENTO ADICIONAL

ESTRATIGRAFICO5. DESARROLLO DE LA ROCA6. EROSIÓN

ACUMULACION7. POSICIÓN DEL CAP8. POSIBLE CAPA DE GAS

6-16

Lección ó : Cálculo de Reservas

Intersección del plano de fallas

La línea de intersección entre el tope de un yacimiento y el plano de falla, originalmente es definida por sísmica. Si la calidad de la adquisición de datos y el procesamiento es excelente, un desplazamiento de ± 25 m es posible. Esta cantidad se incrementará rápidamente con la reducción en la calidad de la sísmica, o con el incremento en la complejidad de la estructura geológica.

Cerca de la cresta de las estructuras, erosión local y presencia de discordancias pude reducir la columna de hidrocarburos. A menudo la presencia de discordancias regionales es destacada por sísmica.

El buzamiento del flanco de una estructura puede ser una de las mayores incertidumbre en el cálculo de la cantidad de hidrocarburos. Inicialmente definido por sísmica, es crucial entonces una correcta conversión tiempo - profundidad.

En el caso de un flanco no controlado por datos de pozos, es necesario la cuantificación del error en el cálculo volumétrico. El volumen total de roca de un flanco en un yacimiento dado es proporcional a la cotangente del ángulo de buzamiento ; si tenemos para ese flanco que su forma está dada por la longitud 1, anchura w, altura h y ángulo buzamiento.

En caso de que el buzamiento ( ) sea considerado como posible, (±) ; entonces el volumen de este flanco cambia así ( v).

v = —|rxx(cot- cot(± ) )¿h

y como l/2h2 es constante podemos escribir:

v=C. cot - C. cot (+)

6-17


Intersección del plano de fallas (continuación)

Usando esta última relación se puede calcular el cambio proporcional en volumen si el buzamiento del flanco es definido o cambia a otro valor (ilustración 6-14). En el ejemplo se ilustra esto : Supóngase que el buzamiento fue estimada en 2 % sin embargo, este valor es más tarde revisado y cambiado a 1 %. Leemos en el gráfico un incremento de volumen de alrededor de 1.6 veces al valor original. En caso de que el buzamiento cambie de 2 % a 3 %, leemos que el cambio es 0.73 de su valor original.

La primera figura de esta sección nos presenta otras incertidumbres adicionales que pueden presentar los mapas, tales como cambios en la calidad del yacimiento ( ,K) fallamiento adicional, posición de los contactos (CAP y CGP)

En el anexo donde se muestran las fórmulas para los cálculos volumétricos, podemos apreciar de quién (es) es la responsabilidad del suministro de los diferentes datos y parámetros usados en dichos cálculos y cuál es la interrelación entre el geólogo, el petrofisico y el ingeniero de yacimiento en estafase, (ilustración. 6-15).

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6-18


Intersección del plano de fallas (continuación)

Ilustración 6-15. Cálculos volumétricos.

A continuación se presenta la base esquemática de la clasificación :

VOLUMEN NETO DE LA ROCA A x h (estructurales e isópacos)

VOLUMEN NETO DE ROCA A x h x n / g (tendencias)

VOLUMEN POROSO TOTAL A x h x n / g x 0 (isopropiedades)

VOLUMEN POROSO NETO CON HIDROCARBUROS(isopropiedades)

P.O.E.S

A x h x n/g x 0 x (1 - Sw) /

PETRÓLEO ? - . A X h x n/g x 0 X ( 1 - Sw)x 1 / Bo (yacimientos) ■— — 'ORIGINAL EN SITIO ' C . . - , & n c .. . r „ .

RESERVASRECUPERABLES A x h x n/g x 0 x (1 - Sw)x 1 / Bo x F.Rx y 7 7 r"7

LEYENDA:

A Área : >q . ................ %

h--- J¡jj

Espesor h-c)

% Net/Gross Ratio q

4> Porosidad

s w Saturación de Agua

X o Factor de Merma

FR Factor de Recobro

y*yb

✓ó ®JU

% % >

% X X

=té — i-

-e-

Cálculo de reservas

Los volúmenes de hidrocarburos entrampados en un yacimiento necesitan ser cuantificados para permitir un análisis económico y una prioritización. También el diseño de las facilidades de producción, etc., necesita estar basado en la expectativa de campo.

La primera fase de los estimados volumétricos de un área, estarán basados en datos provenientes de la exploración dados en curvas de expectativas sobre los volúmenes esperado de hidrocarburos.

El método volumétrico

Se utiliza para calcular el petróleo original en sitio. Requiere de la definición de la parte sólida del yacimiento y el conocimiento de las propiedades físicas de los fluidos y áreas de drenaje. Este método se apoya en las fórmulas indicadas a continuación :

a) Cálculo de petróleo original en sitio :

1N = 7758.V.(j).Soi.-— = Barriles a condiciones de superficie

Boi

b) Cálculo de gas en sitio

G = 43560.V.<|).Sgi.---- = Pies cúbicos a condiciones de superficieBgi

N = Volumen de petróleo en sitio ( a condiciones de superficie)Bis

G = Gas original en sitio ( a condiciones de superficie) PCh = Espesor PieA = Area AcresV = Volumen, A.h Acre-pie0 = Porosidad %Soi = Saturación inicial de petróleo %Boi = Factor volumétrico del petróleo inicial BY/BNSgi = Saturación de gas inicial %Bgi = Factor volumétrico del gas inicial PCY/PCN1/Boi, = Factor de Merma BN/BY,1/Bgi PCN/PCY

Lección __ Cuenca Occidental

Introducción

Contenido

La historia geológica antes de cretáceo, en el Occidente de Venezuela, es poco conocida. Las rocas representativas de estos períodos se encuentran, por lo general, aflorando en ciertas áreas positivas, perturbadas varias veces por deformaciones tectónicas e intensamente erosionadas, lo cual complica la reconstrucción de dichos procesos.


Tema1. Cuenca del Lago de Maracaibo

Página7 - 2


Descripción

Cretáceo

Cuenca del Lago de Maracaibo

En el subsuelo, evidenciado por la perforación de algunos pozos, se encuentra un basamento ígneo o metamórñco directamente debajo de formaciones cretácicas. La presencia de rocas cámbricas fosilíferas, en diversas áreas andinas, permite postular la presencia de formaciones paleozoicas, sobre las plataforaias, pero su distribución inicial es todavía hipotética. Igualmente sucede con las rocas representativas del mezosóico inferior y medio (Formación la Quinta).

Dichas formaciones pre - cretáceas afloran en diversas partes de Los Andes, en la Sierra de Perijá y en la Península de la Guajira ; muchas de ellas se encuentran metamorfizadas. Se conoce algunos vestigios de la formación La Quinta en partes de la plataforma de Maracaibo.

Al final del Triásico - Jurásico, movimientos intensos, acompañados de erosión configuran los elementos estructurales sobre los cuales se va a producir la transformación marina del cretáceo, que cubrió todo el Occidente de Venezuela.

Los sedimentos cretáceos indican ambientes de plataformas, a veces en condiciones restringidas (Formación La Luna). Esta plataforma se extendía sobre las actuales cuencas de Maracaibo y Barinas, ya que para esa época no existía La Cordillera de los Andes, rasgo fisiográfico posterior al océano.

Existió una fuerte subsidencia en ciertas regiones ; La Guajira, y los Surcos de Machiques, Táehira y Trujillo. Esta subsidencia es causante del mayor espesor de algunas formaciones en las mencionadas áreas (ilustración. 7-1).

Como fuente de los sedimentos clásticos se considera el Cartón de Guayana, al sur - este a parte del neocomiense.

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7-2 Cuenca O ccidenta l

Nombre del tema o lección

Cuenca del Lago de Maracaibo (continuación)

Desde comienzos del cretáceo existía una zona alta, transversal al rumbo de Los Andes : El Arco de Mérida, el cual parece una prolongación, hacia el noreste, del Cartón de Guayana. Esta zona positiva juega un papel importante hasta el final del oceno medio y presenta una característica paleoestructural sobresaliente en la historia geológica de la región.

Maraca el inicio de la sedimentación cretácea los conglomerados y areniscas con intercalaciones de lutitas y escasas calizas arenosas fosilíferas, que en la mayor parte de la cuenca se conoce como formación Rio Negro, con espesor hasta 3000 pies cerca de San Cristóbal pero que se adelgazan hasta 50 pues en el área de Maracaibo, se admite un origen continental para esta formación.

Hasta el Aptiense, predominan en el área los ambientes francamente marinos, en donde se sedimentan calizas nodulares con intercalaciones de lutitas negras, pertenecientes a la formación de Apón.

Como continuación de la transgresión, durante el Albiense, la parte sur de la cuenca fue invadida por sedimentos detríticos correspondientes a la formación Aguardiente. La sedimentación clástica decrece progresivamente, hacia el norte donde la formación Aguardiente (1600 pies en Táchira, 150 pies en el Arco de Mérida), pasa a su equivalente lateral calcáreo y calcáreo detrítico de la formación Lisure. La transición entre ambas facies ocurre alrededor de Alturitas y el Sur del Lago. Durante el Albiense superior, en todo el Occidente de Venezuela se sedimentó una caliza poco espesa (90120 pies), de ambiente marino, poco profundo, la cual constituye la formación Maraca.

Durante el Cenomaniense - Turoniense se produce una transgresión generalizadas de norte a sur, produciéndose en el la Cuenca de Maracaibo una sedimentación homogénea, marina, desprovista de clásticos gruesos y en condiciones euxínicas, de carácter calcáreo - lutítica, con el alto contenido de materia orgánica y amplia distribución geográfica, por lo cual es muy importante como roca madre. Es la formación La Luna, cuyo espesor promedio en la plataforma de Maracaibo es de 300 pies (ilustración 7-1).

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Cuenca Occidental 7-3



En Táchira, parte central de Los Andes, y parte de los Distritos Colón y Catatumbo (Zulia), la sedimentación de la Luna está precedida por los sedimentos de la formación Capacho, compuesta de lutitas calcáreas y calizas.

Durante el cretáceo superior la subsidencia es uniforme y las facies de mar abierto (lutitas) de la formación Colón cubren gran parte del Occidente de Venezuela, cuyo espesor en la plataforma de Maracaibo es de alrededor de 1500 pies (ilustración 7-2).

Ilustración 7-1. Plataforma de Maracaibo (300 pies) .

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7-4 Cuenca Occidental



Ilustración 7-2. Plataforma de Maracaibo (1.500 pies).

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Ilustración 7-3. Paleogeografía durante el Maestrich- tiense inferior.

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7-6 Cuenca O ccidental



Paleoceno Durante el paleoceno se individualizan tres provinciassedimentarias diferentes, alineadas en sentido suroeste - noreste : una provincia deltáiea al suroeste (Perijá, Distritos Colón y Catatumbo y Táchira). Una provincia de plataforma en la región del actual Lago de Maracaibo y al noreste, una provincia Geosinclinal al este - noreste del Lago. La sedimentación en la primera de las nombradas corresponde al Grupo Orocue representante por las formaciones Catatumbo, Barco y Los Cuervos, compuesta por una secuencia alterna de lutitas carbonosas, areniscas, capas de carbón y limonitas (ilustración 7-4).

En la provincia de plataforma, la sedimentación está representada por la formación Guasare de ambiente marino poco profundo (areniscas, calizas delgadas y lutitas).

Las facies representativas de las dos provincias se interdigitan en la región de Alturitas, la sedimentación en la provincia Geosinclinal, está representada por la formación Trujillo, típica de turbiditas compuesta por interstratificaciones de areniscas y lutitas limolíticas oscuras. Posterior al paleoceno ocurre un levantamiento suave y las formaciones paleocenas, especialmente en el área del Lago de Maracaibo, se encuentran parcialmente erosionadas.

Ilustración 7-4. Paleoceno

7 2 ° 7 0 °

7 2 ° 7 0 °




Eoceno En líneas generales se puede decir que se conservan las tresprovincias de facies descritas en el paleoceno (ilustración 7-5).

En las provincias deltaicas y geosinclinal, no afectadas por la epirogénesis post - paleocena, la sedimentación es continua del Paleoceno al Eoceno. En la provincia de plataforma, un nuevo ciclo de sedimentación comienza en el Eoceno, las líneas de playa avanzan progresivamente desde el norte hacia el sur.

Los sedimentos de la provincia Deltaica corresponden a la parte superior de la formación Los Cuervos, y la formación Mirador, constituida ésta por areniscas blancas a gris claro, de grano fino a grueso, con espesor de 500 a 1300 pies en el área de Casigua y la formación Carbonera.

Los sedimentos de la provincia de plataforma pertenece a la formación Misoa, de ambiente marino - parálico a deltaico, constituida por intercalaciones de areniscas masivas y lutitas. En la parte Central del Lago, esas areniscas son el mejor recipiente de la región occidental. En esta provincia, que encierra la mayor parte de la zona productora, los problemas de nomenclatura y correlaciones estratigráficas son extremadamente complejos a causa de los cambios laterales de facies. En línea general se ha sub - dividido la formación en areniscas “B” superior e inferior (B-l a B-9) y areniscas “C" (C-1 a C-7), encontrándose fuertemente erosionada y con mayor desarrollo de uno u otro miembro según el área. En la provincia geosinclinal persiste la sedimentación tipo Flysch iniciada en el paleoceno (formación Trujillo).

Al final del eoceno medio, la formación Misoa es cubierta por lutitas grises, oscuras, frecuentemente marinas, de la formación Paují.

Al final de este período se produjo, en la mayor parte de la región una epirogénesis acompañada de erosión, sin embargo, en el Dtto. Colón y Táchira la sedimentación parece ser continua desde el Eoceno Superior (formación Carbonera) hasta el Oligoceno (formación León).

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7-8 Cuenca Occidental



Ilustración 7-5 Eoceno inferior.

72° 70°EOCENO INFERIOR

72° FIGURA 7.5 70°

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Ilustración 7-6. Correlación de columnas litoestrati- gráfica de la formación Misoa

swLAGO C E N T R O ,S U R l a s o c e n t r o , n o r t e C E R R O M IS O A

U T C K .O G U Y E S T R U C T U R A S S E D IM E N T A R IA S

E C -2-1 LUTITAO CU TiTaCO * U t « * t 3 0 t «ftem sC A O LfMOUTA CO* C »u r*D *

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7-10 Cuenca O ccidenta l



Oligoceno Los sedimentos oligocenos se caracterizan, en general, por sertransgresivos sobre formaciones previamente erosionadas. En las partes deprimidas de la Panillanura post - eoceno se produce la sedimentación esporádica de la formación Icotea, la cual está compuesta por arenas y lutitas moteadas, principalmente de ambiente no marino. Hacia el Oeste y el Sur se depositan las formaciones La Sierra (areniscas) y León (lutitas).

Mioplioceno El rasgo más sobresaliente de este período lo constituye lasimultaneidad de la sedimentación de ciertas formaciones con los movimientos orogénicos responsables del levantamiento de los Andes de Mérida y La Sierre de Perijá. A uno y otro lado de los Andes en vías de levantamiento se forman dos antefosas, donde los sedimentos miocenos alcanzan su máximo espesor, debido a la subsidencia.

Aparte de las zonas en vías de levantamiento, la sedimentación miopliocena invade la región en su totalidad. En la mayor parte del Lago la máxima transgresión corresponde a la formación La Rosa, compuesta por las arenas basales de Santa Barbara y las lutitas superiores de ambiente marino. Encima de ésta se sedimenta la formación Lagunillas, de tendencia regresiva. El equivalente en el Flanco Andino de estas dos formaciones está representado por las formaciones Palmar e Isnotú.

En este período se produce la inversión de la flexión de la costa Bolívar, causando una subsidencia cada vez mayor hacia el suroeste, mientras que la parte sur de la Serranía de Trujülo se mantiene positiva. Contemporáneo con la sedimentación se observa una reactivación de las fallas y plegamientos pre - existentes. Un resumen de la Estratigrafía de la cuenca se puede apreciar en el cuadro anexo (Cuadro No. 1).

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Cuadro N° 1 : Estratigrafía general de la Cuenca de Maracaibo.

GELOGICA OESTE ESTE DEPOSITIONAL

PLEISTOCENO ONIA EL MILAGRO CONTINENTAL

PLIOCENOLA VILLA LOS RANCHOS

EL FAUSTO

BETI-JOQUE LA

CONTINENTAL

ISNOTUPUERTA FLUVIAL

(OESTE)PALMAR

MIOCENO

LAG

LAR

UNILLAS

OSA

FLUVIALDELTAICO(ESTE)

FLUVILA(OESTE)MARINO(ESTE)

OLIGOCENO ICOTEA FLUVIAL

EOCENO

LA SIERRA PAUJI

MIRADORMISOA

TRUJILLO

FLUVIO-DETAILCO

FLUVIAL(OESTEMARINO(ESTE)

PALEOCENO OROCUEMARCELINA

GUASAREFLUVIO-DETAICO

(OESTE)MARINO(ESTE)

MITO JUAN

Oz

MARINEOXIC

COLON

CRETACEO CAPACHO LA LUNAa:<2

ANOXIC(ESTE)

COGOLLOPLATAFORMACARBONATICA

RIO NEGRO FLUVIAL

PRE-CRETACEO BASEMENT

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Ilustración 7-7 Mió Plioceno

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Cuenca O ccidental 7-13



Estructura La cuenca petrolífera de Maracaibo está enmarcada por tresalineamientos orgánicos mayores : La Sierra de Perijá al Oeste, la Andes de Mérida al sureste y la Serranía de Trujillo al este.El marco se completa con el sistema de la falla de Oca al norte. Dentro de estos elementos tectónicos mayores se desarrolla un amplio sinclionorio que integra estructuralmente a la cuenca Petrolífera de Maracaibo. Dentro del mismo se conocen diversos alimentos tectónicos, muchos de los cuales tienen gran importancia para la producción de petróleo, y cuya dirección aproximada es sur - este : alineamiento de la Paz - Mara el Moján ; el alineamiento de Lama - Falla de Icotea ; el de Pueblo Viejo - Ceuta ; la estructura Misoa - Mene Grande y el anticlinorio de Tarra - Los Manuales (área de Casigua). Una característica común a estos cinco alineamientos es el severo fallamiento longitudinal sobre, o cerca de, las zonas crestales. Fallas y altos tectónicos más o menos paralelos a los anteriores completan el cuadro estructural (estructura de la Concepción - Sibucara, anticlinal de la Ensenada Falla Urdaneta, altos de Centro y Lamar). Ilustraciones 7-8, 7-9 y 7-10.

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7-14 C uenca O ccidental



Ilustración 7-8. Ensenada falla de Urdaneta.

P E N IN S U L A D E L A COA J IR A

MAR CARIBE

Sinnp




Ilustración 7-9 Perfiles Paleotectónieos a través del Lago de Maracaibo.

PRINCIPALES EVENTOS PETROLEROS DURANTE LA SEDIMENTACION PETROLERA

1 MIGRACION PRIMARIA DEL PETROLEO GENERADO EN EL CRETACEO V EN LAS CAÍ>AS INFERIORES DEL EOCENO

2 YACIMIENTOS PRIMARKDS OEL EOCENO

FACiES DELTAICA

DURANTE LA FASE TECTONICA Y EROSION FACIES DELTAICAPíCiES oe MAR ABIERTO

2 ACUMULACIONES LOCALES EN EL EOCENO

3 POSIBLES YACIMIENTOS EN EL CRETECES

ESCALASHOR: 1:2.000 000 VER 1 200 00C

Sigue..

7-16 C uenca Occidental



Ilustración 7-10 Perfiles Palotectónicos a través del Lagode Maracaibo.

DURANTE 1A DEPOSICIÓN DE LA O FORMACIÓN LAGUNILLAS

( J ) Protección vertical de tos trampas

( 2 ) M iración Primarla:• en el Cretáceo del Sur del Lago

" de te zona producción (y eliminación de las arenas "C~ de Miseá)

- en el Eoceno de las depresines adyacentes a las estructuras

Continuación de la migración regional desde ei Noreste

DURANTE LA DEPOSICION DE LA FORMACIÓN LA PUERTA( J ) Migración regional en el Cretáceo desdé la enterase

Alimentación de las arenas del Post-Eoceoo y migración buzamiento arriba Dto. Bolívar

Redistribución del petrotéo

10. 000' .

FINAL OE LA DEPOSICIÓN DE LA FORMACIÓN LAGUNILLAS Y EQUIVALENTES

Antefosa Andina

30.000’ J

DIRECCION DE MIGRACION PETROLEO

0 1& 20 30 40 90

KÜSHOR: 1:2.000.000 VER: 11:200,000

10.000’

20 .000*

30.000*

Sigue...

Cuenca Occidental



Áreas Las áreas productoras de cretáceo en la cuenca de Maracaiboproductoras son : área mayor de Casigua - El Cubo ; Campo Rosario,

Campos La Paz - Mara {donde produce también el basamento ígneo - metamórfico) ; la Concepción - Sibucara, en la Costa Occidental del Lago. Campos Urdaneta, Centro, La Rosa - Lagunillas y Lama (alto de Lama - Icotea) y en menor grado Lamar.

Horizontes productores : Formaciones Apón, Lisure y Maraca (Grupo Cogollo) ; formación Capacho ; formación la Luna ; la producción proviene, principalmente de fracturas en las calizas, a causa del intenso fallamiento. El paleoceno es productor en la Costa Occidental del Lago : (Áreas de Casigua, Rosario, Alturitas) siendo el horizonte productor el grupo Orocué ; en los campos la Paz - Mara (formación Guasare). En el Lago, la producción es esporádica.

El oceno produce en las áreas de Casigua - El Cubo y Campo Rosario (formaciones Mirador y Carbonera) ; la Paz - Mara, la Concepción y Boscán (formación Misoa), todas al oeste del Lago. La compleja distribución de arenas en el Delta Eoceno de Misoa unida con el intenso fallamiento son los responsables de la multitud de yacimientos en el área del Lago de Maracaibo con sus múltiples problemas de correlación y producción. La formación Misoa fué depositada en un abanico deltáico, desarrollando la complejidad característica.-de la sedimentación de arenas en todo delta, muy directamente relacionada con el desplazamiento de canales principales, afluentes y distributarios primarios y secundarios y el movimiento de barras y bermas litorales al variar la profundidad. Como resultado se desarrolla una litología extremamente compleja y variable, cuando la formación se estudia en detalle.

En diversos campos del Lago : Urdaneta, Lagunillas, Lama, Lamar, Centro Bachaquero, Ceuta, los intervalos B-1 a B-9 y C-l a C-7 de la formación se alternan para constituir la principal formación productora del Lago de Maracaibo y la cual también produce en menor grado en la Costa Oriental y el sur - este (campos Mene Grande, Barúa y Motatán).

La formación de Lagunillas es la principal productora de edad miocena en los campos de la costa Oriental del Lago : Cabimas, Tía Juana, Lagunillas y Bachaquero, así como también en las áreas costeras vecinas. En menor grado, en el Lago, la formación la Rosa (arena Santa Barbara), Icotea y la Puerta


Lección Cuenca Oriental

Introducción

Contenido

La evolución de los procesos de erosión, transporte, enterramiento, compactación y deformación estructural ocurridas en los sedimentos acarreados desde los tiempos del Oligoceno hasta el Mioceno, dieron origen a la configuración estratigráfica y estructural de los cuerpos de arenas saturadas de hidrocarburos que actualmente explotamos como yacimientos en las FM Oficina y Merecure de la Cuenca Oriental..


Tema i Página ii 1 . Anaco - Oficina i 8 - 0 2 ií 2. Norte de Monagas : 8 - 0 9 !


Descripción

Anaco - Oficina

Los diferentes ambientes en que estas arenas de las formaciones productoras de hidrocarburos fueron depositados y su posterior deformación, dando origen a estructuras, fallas y anticlinales, constituyen los aspectos fundamentales s estudiar en la descripción geológica de yacimientos.

Los sedimentos que conforman las formaciones de la cuenca Oriental en el área mayor de oficina y en área mayor de Anaco, depositados de abajo hacia arriba según la secuencia estratigráfica mostrada en las ilustraciones 8-1 y 8-2 donde se observan cada una de las formaciones, sus respectivas edades, espesores promedios y descripción litológica simple.

Los yacimientos productores en su mayoría pertenecen a las formaciones Oficina y Merecure.

Las formación Oficina está constituida por arenas, lutitas y capas de carbón (lignitos).

Los cuerpos de arenas son de origen fluvio - deltáico. Fueron depositados regionalmente en dirección aproximada sur a norte, en general, en forma de canales fluviales y barras litorales. Sus espesores varían de 3 a 100 pies.

Es de edad Mioceno Inferior - Medio (sus sedimentos fueron depositados hace aproximadamente 13 a 26 millones de años).Para efectos prácticos, en el área mayor de Oficina, sus arenas se identifican por letras desde AO (tope) hasta la UI (base).

En el área de Anaco, la formación Oficina aumenta su espesor. Ha sido dividida en miembros, los cuales abarcan varias arenas. La formación Merecure es infrayacente a la formación Oficina. Está constituida por arenas de gran espesor, lutitas delgadas y lignitos.

Los cuerpos de arena son probablemente de origen fluvial, y han sido depositados en forma de mantos y canales. El tope de la formación es la arena U2 y su base el tope de formación Temblador.

Sigue...

8-2

Lección 8 : Cuenca Oriental

Anaco - Oficina (continuación)

Ilustración 8-1. Estratigrafía del área mayor de oficina.

DESCRIPCION

OONGLOMERAOOS 6RUES0S ARENISCAS fE R R U G W S A S

AREMSCAS, UMOUTASLUTITAS r LIGNITOS

LUTITAS MARINAS VEROE OLIVA

LUTITAS Y ARENISCAS

A L T E R N A O S , ALGUNOS LIGNITOS.

LOS CUERDOS O E ARENAS SON C A N A LE S .«A R R A S T LEN T ES

AREMSCAS MASIVAS Y LUTITAS CARBON ACE AS DELGADAS u t it iu i t io n . tm «ituco.WTKM *1 IIIM C IU IivnniMcuMi {MWMCHI____________

ARCILITAS VE ROES MASiMS AREMSCAS Y CONGLOMERA. POSROCAS I0NEAS Y M ETAM OR. FICAS

Sigue...

8-3



Ilustración 8-2. Estratigrafía del área mayor de Anaco.

D A T O S R E L A T I V O S i F O R M A C I O N E S L I T O L O G I A : D E S C R I P C I O N

ERAS PM OOOS EPOCAS (URANOS1

: CUATERNARIO a a s T o c e o 11 MESA (0-150PIESI

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ZO

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O

PUXENO 1213

^ IASPIEDRAS(0-1500) ARENISCAS UMOUTAS C.;; J ‘ ’ LUTITAS

i í i ,

MOCENO 1326

FREITEâeOOPIESíLUTITASMARINASVERDEOUVA'

OUGECB® 1440

\ \ :\ \ : OFO NA

\ \ ¡ (7300PIES)

LUTITAS Y ARENISCAA

10SCUBVOSOEADBIASSON.CANALES, BARRASYLENTES

EOCENO 1555

P A L E )® ®10 65

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0Q . CRETACEO

0 'M •

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\ \ \ MERECURE \ \ \ ! (1700PIES)

\ \ \ ¡

ARENIKASMASIVASY - ■ - - - - - LUTITAS CRBONACEAS

delgadas

\ C ARATAS50PB\ \ ¡ 2 :!N

0 ' JURA3C0w

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-• rr t - .t _• .t _- .t .'í

Ui 1 . ..“2 TRIA3C0 35

225\ \ \ ! SAN JUAN 950 PIES

P E R M IC O ^ 55280 \ ! c ! SAN ANTONIO j

\ ' >, I __[ J . l . l . l . l y l . 1 j ■;

V M i M l ' W f e f e v 1 ARENISCAS

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C ! iV > ¡ QUERECUAL ¡

Y

r~r ~rZr 3j¡M%$' UMOUTASrV'V’VV'V'ii,|V'jV't:-j .ii claucomiicas

Ü0 DEVONICON

50395

’ i j m • I ' S . CHIMANA .. P‘ ; > 0

W l l l l l l l # ^ : VERDES

GRISACEAS

LinmsCT1 1 1 1 T Y-' ,“ L < - . -L Í - rMRnitTFK

2 ‘ SILURICO 45440

í 1 o' g : E CANTIL «=*

\ : m

^ ORDOVIC1CO 60500

\ ■ i '• \ 1 BARRANQUIN\. i !

■JÚXQTT

«v. J i C ' . r . rCAMBRICO 50 553 ? ? ? ? ? ?

PRECAMBRICO BASAMENTO ROCAS IGNEAS Y METAMORFICAS

Sigue...

8-4


Anaco Oficina (continuación)

Ilustración 8-3. Los miembros de abajo hacia arriba y las arenas respectivas se observan en las columnas estratigráfica.

CAMPOS DEL AREA MAYOR DE OFICINA

COLUMNA ESTRATIGRAFICA

0UG0CEN0:

MIOCENO

ARENA

TOPE

MESA 0-400’

LAS PIEDRAS

400-4000'

FREITES1000-4000' 30

45

MUAD-A6

A7-10

OFICINA1DOO-5DOO* JKiL_

_S£_

MERECURE250-1500’

TEMBLADOR800-2000'

BASAMENTO

MIEMBRO

NARANJA

INTERVALO ESTUDIA OO

Sigue...

8-5


Anaco Oficina (continuación)

Ilustración 8-4 Perfiles eléctricos típicos para ambasarenas.

ARENA MAYOR DE OFICINA ARENA MAYOR DE ANACO

ac co 5 0o

ooo7 03**OO

Sigue..

8-6



Ilustración 8-5 Perfil típico para las áreas mayores deOficina y Anaco.

8-7



Ilustración 8-6 La secuencia estratigráíica de la cuencaOriental en las áreas mencionadas, se muestra en el corte vertical norte - sur, donde se observan las formaciones descritas, su inclinación buzando al norte y sus estructuras de fallas y domos asociados.

le ra. PARTEPTO. LA CRUZ-QUI AMARE-CAMPO SANTA ROSA-CANTAURA-RIO GUAN1PA

2da. PARTERIO GUANIPA-CAMPO OFICINA-RIO ORINOCO

8-8


Norte de Monagos

Estratigrafía y La secuencia sedimentaria del área Norte de Monagas abarca sedimentación un intervalo Geológico desde el Cretáceo (formación San

Antonio) hasta el Pleistoceno (formación Mesa). Regionalmente se han identificado de abajo hacia arriba las formaciones San Antonio, San Juan y Caractas, las formaciones del grupo Merecure : Los jabillos, Areo y Naricual ; y las formaciones Carapita, La Pica, Las Piedras y Mesa (ver ilustración 8-7).

Los yacimientos productores en el área corresponden a las formaciones Naricual, Caratas, Los jabillos, La Pica y las Piedras.

La formación Naricual contiene los yacimientos de hidrocarburos más voluminosos de los campos Furrial, y el Carito ; descubiertos y explotados actualmente por Lagoven y Corpoven. Su edad es Oligoeeno y está formada por arenas masivas y lutitas delgadas.

En el área de los campos Furrial y el Carito, la formación Naricual ha sido dividida en tres (3) miembros : inferior, medio y superior, los cuales presentan características litológicas y petrofisicas similares. Su espesor total es de 1500 pies.

De acuerdo a los estudios de núcleos, electrofacies y sísmica realizados por profesionales de Lagoven y Corpoven en los campos Furrial, Musipan y el Carito, los cuerpos de arenas, se formaron en un ambiente próximo costero dominado por la acción de olas y mareas constituido por Barras Litorales, canales distribuidos y canales de marea, los cuales fueron depositados por aportes de una delta progradante de Norte a Sur, durante el Oligoeeno (ver ilustración 8-8).

Estructura Los rasgos del área Norte de Monagas se formaron por efecto dela compresión de dirección Norte - Sur, como consecuencia de la colisión de las placas del Caribe y Sur América. Esta actividad tectónica originó las estructuras de plegamientos y sobrecorrimientos que se observan en los Campos del área (San Vicente, El Corozo, Furrial, Musipan y El Carito, etc.).

En el área se destacan un sistema de fallas de primer orden (Pirital y Anaco) y otro sistema de fallas transcurrentes tales como la de Urica (ver ilustración 8-9).

Sigue...

8-9


Norte de Monagas (continuación)

Ilustración 8-7. Columna estratigráfica área MusipanEl Furrial.

COLUMNA ESTRATIGRÁFICAÁrea Musipán - El Firrial

Prof.(Pies)

2000 '

4000'

6000'

8000’

10000'

12000'

14000'

Edad Formación EspesPies)

Columnalitológica

Descripción Litológica Ambientes Sedimentarios

0 o <= c a>Q3 oo O■M 25o. 01

Mesa Las Piedras 3850'

3850'

Arcilla color cremarojiza, grisacea, areniscas y carbón

Ambiente ContinentalAreniscas grises y blancas de cuarzo, arcilla gris plástica. Carbón negro Laminado y limolitas.

Ambiente aguas salobres a fluvial

<Do.=3m

oc€>O-=QX3(D

La Picai~ -3

3300'

7150'

= 5 :3

Sección arcillosa límolítica. Lutitas de color gris.

Zona de presiones anormales. Arcillas plásticas hidratables. Limolíticas con gas.

Ambiente marino.

Caparita 6360'

3=5:3=5:3=5:3

13510

Limolitas y areniscas con gas y agua.

Lutitas hidratables de color gris oscuro a negro.Localmente pueden ser piríticas o glauconíticas.

Ambiente de aguas profundas.

Lutitas compactadas zona de alta

Presión de poros, resiones anormales.

oca>oo,g>O

Naricual15000'

1500'

Los Jabillos 54'

Areniscas gris claro y crema grano fino a medio, intercaladas con lutitas delgadas.

Lutitas de la formación areo. areniscas masivas cuarzosas.Areniscas delgadas calcáreas. Limolitas v lutitas.16000' Eoceno Caratas

Paleoceno Vidoas

15085'162SQ' 630'

I W iutilas.Arenisc

oscuras fosiliferas.

CretáceoSan Juan 164890’ 550'

San Antonio 17030' 740'

areniscas masivas muy porosas ligeramente calcáreas y glauconíticas Areniscas con intercalaciones de lutitas. limolitas v calizas.____________

Sigue...

8-10


Norte de Monagas (continuación)

Ilustración 8-8. Modelo de Sedimentación. Oligoeeno Mioceno.

Sigue.

8-11


Norte de Monagos (continuación)

Ilustración 8-9. Estructuras mayores. Norte de Monagas.

SERRANIA DEL INTERIOR

8-12

Bibliografía

FuentesBibliográficas

Chapman, R.E. (1983.) Petroleum Geology. Elsevier Science Publishing Company, Inc.

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Levorsen A.I. Geology of Petroleum. W. H. Freeman and Co.

LinkPeter, K.. (1982-1987). Basic Petroleum Geology. Oil and Gas Consultants International Inc.

Royal Dutch Shell. ( 1982) Standard Legend. Royal Dutch Shell Group of Companies.

Shauer L. Cynthia, Morril David. Geologic Cross Sections. International Human Resources Development Corporation.

Anexos

GRAIN5IZE..50RT1NG. P0R05ITY. PERMEABILITY R E LA TI0N 5H IP OF ARTJFICIALLY MIXED SAMD.

S I Z E

S A N O s A iCOARSE MEDIUM FINE VERY FINE COARTE

UPPER | LOWER ü | L ( ü | L | U | L L

O2

t—aO

dm<l m m --- .>1.000 0.710 0.500 0.350 0.250 0177 0.125 0.0SB 0.062 0 044

---------------- 1.0

EXTREMELY WELL SORTED

VERY WELL SORTEO

iJlWELL

SORTED

MODERATELYSORTED

PÚORLYSORTED

VERY POORLY

EXTREMELY POORLY

2.0

2.7

5.7

i

43.1

475

42.8

236

41.7

119

41.3

59

41.3

30

43.5

15

42.3

7.4

43.0

3-7

4o.e -

4 5 «

41.5

239

40.2

115

40.2

57

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29

40.6

1-4

41.2

7;2

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3.6

M . D

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151

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30.8

36

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343

3:5

35.6

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N.D

30.5

N.D

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N.D,

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14

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3.5 N.O.

28 5

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29.0

no.

30.1

N.D.

32.6

N.D.

»o«osity V .

SIZE-SORTING CLASS1FICATION

3S.1

I* PtRMEABILlTY DARCIES

THE POROS1TY AND PERMEABILITY VALUES 61VEM AB0VE ARE 0NLY VALIO F0R ARTIFICIALLY M IX E D SAhDS. TH E POROSITY AND PERMEABILITY VALUES OF HATURAL

SAMDS ARE CON51DERABLY LOWER

From: PrOductiun ÍUilk-tiu, no. lt>7. Nov«:ml>iT/Pc‘ce:nt>cr 19G2.

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216

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Presión vertical Ptna+ndrador*dftaW/4

Fie. 2-19. a) Falla normal, h) falla invertida.

No Fallado Fallado nq Fallado Follado

No Fallado Fallado No Fallado Fallado

A) ROCASa) Origenb) Clasificaciónc) Organizaciónd) Calidad

1. Estructura interna2. Geometría sedimentaria (ambientes sedimentarios)

e) Formas (Cartografía)1. Correlación2. Secciones

■ Estratigráficas- Estructurales

GEOLOGIA DE PRODUCCION

3. Mapas reservóreos

1) Data geológica

- Estructurales

- Isopacos

- Tendencias

- Electrofacies

2) Data Petrofísica

- Isoporosidad (0)

- Isosaturación (Sw)

- Isopermeabilidad (K)

- Isocapacidad (hK)

- Isoarcillosidad (Vsh)

- Isoresistividad (Rt)


3. Data yacimientos

- Espesor poroso con hidrocarburos (hOSo)

- Volumen poroso con hidrocarburos (VOSo)

- Presiones

- Producción

- Caracterización de aguas

B) FLUIDOSa) Calidad

1. Gas

2. Petróleo

3. Agua



b) Cantidad1. POES2. Reservas

- Probadas (recuperables y remanentes)- Probables- Posibles

c) Oportunidades1. Pozos verticales2. Pozos horizontales3. Multilaterales4. RA/RC5. Work-overs

cv09 u,'c) 00 i

\ K

\\ \\ \ \ \

\ \ s \

x\

r

NOCION DE CIERRE

•200

•400

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0 i 1 1

rJ — — ~ »*TT *rL_

A - CIIMf ANTICLINAL

hp—-O— 1>-

b - CICMI PO* FALLA

C - C1IMI r o í ACUftAMICNTO 0C ALMACIN

— ■ .r»-r'7rn/ -• i-'' - ■ *•T—r—1—r-'T".1--r

SEDIMENTACION■ «r -»

PLEGAMIENTO SUAVE

PLEGAMIENTO INTENSO,, LEVANTAMIENTO

Y FORMACION DE MONTAÑAS

REDUCCION A UNA PENILLANURA POR EROSION

SUBSIDENCIA Y SEGUNDO CICLO DE SEDIMENTACION

DISCORDANCIA

ETAPAS SUCESIVAS EN EL DESARROLLO DE UNA DISCORDANCIA

>n,’OO'

OO

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^ ^-r«_ >^«_r

t - A r e c o '^V3.

C C y¿" ^

rS, / 3 0 iíV» / W / e ¿ / **•7 -

Nivel del Terreno 1085'

Piso de la Torre S Elev. 1100'

Nivel del Mar O'

Prof.Registro 2.000 '1.000 '

3 .000 '

4 .000 '

5 .000 '

6.000'

Marcador X 2873 '

Marcador Y 4120'

-5 .0 0 0 ' ("Menos 5 .0 0 0 ' o 5 .0 0 0 ' bajo el nivel del mar")

Marcador Z 6 4 II17.000'

8 .000'

Prof. del Registro 8559 'Prof. bajo el nivel del mar 7 4 5 9'

M edio Generador (Af» M»drt) Zona de Erosión

M asa elim inada{Roca M adra)

Me<i;o Receptor m • dio Sedimentario)

Zona de sedim entación{Ganancia dt M otoj

Nivel Mar

L lto a é n e s ls

Sedlm entogénesls

depositada^Sadimanto)

|Meteorlzaclór{->- Denudación

^Levantamiento

Corteza Continental en levantamiento

RocasIgneas

[Litlflcaclón |

iBocas sedimentarlas

Rocas RocasIgneas Met amórficas

tZona de Espanslón

O ceanica

r i^ Subducclón

Transporte de Masa en el Manto

Flfura 14.1. Relaciones entre procesos sedimentarios, medios generador y receptor j masatransportada.

Plano ax il

Flanco 'NI Fig. 2-17. Buzamiento simétrico; anticlinal.

Plano axíf

lo) (¿ )

F i g . 2-18. A n t ic l in a les asimétr icos .

TRAMPAS ESTRUCTURALES

TRAMPAS ESTRATIGRAFICAS

t - ^ 4 -

DEFORMACIONES DE LA CORTEZA TERRESTRE

EXTENSIONALES COMPRESIONALES

DIACLASAS PLIEGUES

FALLAS FORM ALES FALLAS INVERSAS

A POCA PROFUNDIDAD : A GRANDES PROFUNDIDADES:MPORTAMIENTO ELASTICO COMPORTAMIENTO PLASTICO

Y/O FRAGIL Y DÜCTIL

CLASIFICACION DE CONJUNTO DE U S ROCAS SEDIMENTARIAS, L .. ..PETTUOHN (1957), KRUMBEIN Y SLOSS (1963), HATCH Y

RASTALL (1965) Y VATAN (1967)

Grupo 0mm

256

1/2

1/4

1/8

1/16

1/256

Sedimento y tamaño texturaJ

Bloques

CantosGrava

Arena muy gruesa

Arena gruesa

Arena media

Arena fina

Arena muy fina

Limo

Arcilla

Compactada

Según forma: Conglomerado (redondeado)

Brecha(anguloso)

Arenisca

Llmolita

Grupo

wt3P

O2co<

■ t í

Clase

* R o c a s c a k s o n a t a o a s

E v a po r it a s

R ocas s il íc e a s de o r ic e n o r c á n ic o v q u ím ic o

R ocas a l u m m o - t o ir u g in o s a s de q u ím ic o

ORIGEN

R ocas o rg anó g enas

R o c a s f o s f a t a d a s

E X P L O R A C I O N G E O F IS IC AMEDICION SISMICA

I

FIC. I'2 : Provincias seármmiahms de Venezttelm

EQUIPAMIENTO DEL POZO

1.2 TUBERIA DE REVESTIMIENTO (CASING)

La tubería o cañería de revestimiento (casing) es normalmente una cañería de acero que se baja desde la superficie hasta distintas profundidades en el pozo. Se sostiene desde la superficie, se cementa en el lugar y permanece hasta que se abandona el pozo. Constituye la primera línea de defensa del pozo contra: derrumbe, pérdida del pozo, surgencias, pérdida de circulación, mezcla de los fluidos por el traspaso de una formación a otra. Además, es la base para la instalación del equipamiento del pozo.

El casing se presenta en diferentes diámetros. A su vez, a cada medida corresponden diferentes pesos y tipos de aceros (grado). Los diferentes tamaños son necesarios para permitir un adecuado espacio interno de trabajo en el pozo. Asimismo, los distintos pesos y tamaños brindan a la tubería las resistencias adecuadas al aplastamiento (colapso), presión interna (reventón) y a la tracción y otras propiedades necesarias para resistir las presiones del pozo y los fluidos de la formación

Existen muchas clases de conexiones que permiten unir o enroscar los tubos de casing. Debe tenerse extremo cuidado al inspeccionar el casing y al manipularlo cuando se lo descarga y se coloca sobre los caballetes. Los protectores de rosca de casing leberán permanecer colocados hasta que se termine de colocar los tubos sobre los caballetes. Luego, se deben quitar los protectores, limpiar las roscas, inspeccionar, lubricar y recolocar los protectores. Los protectores deberán permanecer colocados mientras se mueven los tubos al piso de trabajo, a través de la rampa. Es conveniente utilizar una guía de enrosque de conexiones y así evitar el cruce de roscas y su engranado.

Por lo general, se dispone de una dotación de entubación especializada con el equipamiento necesario para enroscar los tubos (llaves para enrosque de tuberías de revestimiento, medidores de torque, equipo de seguridad necesario, etc.). No obstante, es tarea de la dotación propia del equipo ocuparse de que todos los caños sean manipulados en forma adecuada y segura. Pueden conseguirse excelentes manuales para el manejo correcto de los caños, a través del proveedor de casing.

1. Caño conductor2. Tubería Guia3. Tubería intermedia4. Tuberia auxiliar de

revestimiento (Liner)5. Tubing de producción6. Empaquetador7. Tubería de „

Producción/Tre-back8. Punzados

Conductor Pipe (T)

Surface Casing (?)

Intermedíate Casing (?)

liner ©

Production Tubing (?)

Packer (£)Production/Tie—back Casing (7)

Perforations (?)

Figura 3: Tubería de Revestimiento de un pozo típico

4 WCS - WELL CONTROL SCHOOL

I • • •

2000

3000

1 0 0 0

2 000

3000

2000

3000

1 0 0 0

2000

3000

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3000

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1-3 1-4

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3000

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4-1

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1000

3-1

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2000

3000

3-3

3000

1000

2000

3000

3-5

— 1000

2000

300 0

3000

I 000

2-2

2000

3000

I 000

2000

2-3

3000

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P o t ia tch 4075-4295 ,1 ' ;

Nisku 4295-4358 , i ' ]

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P o U itc t i 3158-5298 -> ( l a?

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D u p e ro w 5550-

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Lineas de Contorno - EjercicioPor favor, construya un mapa de lineas de

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Lineas de Contorno - EjercicioPor favor, construya un mapa de lineas de contorno y un perfil a lo largo de la linea X-X ’

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CAMPO LOS MANUELES DTTQ COLON

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(¿j) CAMPOS DEL CRETACEO

• DESCUBRIMIENTO DEL CRETACEO

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Grupo Guayabo: Areniscas de grano fino de colores blanquecinos. Litnolitas y lu t i t a s ab igarradas . Restos de Peces.

Formación León: Lutitas verdes a g r i s verdoso.

Formación Carbonera: Areniscas cuarzosas blanquecinas de grano f ino y algo ca lcáreas . Areniscas a r c i l l o s a s de colores oscuros. Lut itas verde c la ro . Carbón. Oxido de hie rro y p i r i t a . Hacia la base, en la zona de trans ic ión , las areniscas son carbonosas de colores oscuros.

Formación Mirador: Areniscas cuarzosas de co lo r blanco de gran iw- dio (0 .3 mm). Escogimiento de moderado a bueno. Cemento no ca lcáreo. Areniscas nrc i 1 losas de blanco a pardo. Lu t i tas pr is verdosas clar.is y l im o l i ta s pardo gr isáceas . Hacia la base se observan abundantes granos gruesos de cuarzo de hasta 1 cm.

Grupo Orocue

Formación Los Cuervos: Lutitas limosasgarradas (verde,

g r ises con p i r i t a , I m i t a s ah i - g r i s y r o j n ) , Jutitar. verd'-' os

curo y areniscas a r c i l l o s a s de grano f ino de color blanco verdoso, frecuentemente carbonosas o contienen s id e r i t a .

Hacia la base las areniscas son a lgo ca lcáreas y glauconíticas y ex iste una caps de carbón que marca la base do la Formación Los Cuervos.

Formación Barco

Formación Catatumbo

Formación Colón

Formación La Luna

Areniscas de grano f ino y matriz a r c i l l o s a de co lo r g r i s c l a ro , a lgo ca lcá reas . L im o l i tas y l u t i t a s carbonosas de co lo r g r i s oscuro. Los fragmentos de carbón y trazas de s i d e r i t a son frecuentes. Hacia la base las a ren iscas son l impias y de co lo r blanco.

Lut itas g r ises en tonal idades c l a r a s , oscuras, verdosas y pardas. Areniscas a r c i l l o s a s de colo r g r i s . Hacia la base las areniscas son algo calcáreas y g laucon í t icas y aparecen fragmentos de moluscos y c a l c i t a . En la parte superior y media son frecuentes e l carbón y la s id e r i t a ( S p h e ru l i t a s ) .

Hacia e l extremo in f e r i o r aumenta e l porcentaje de lu t i t a s g r i s oscuro y comienzan a aparecer las faunas del cretáceo (Güembeli tr ia cre tá cea ) . Por esta razón la base de la FM Catatumbo se considera de edad Cretáceo Super ior (A.N. Fuenmayor, Comunicación Person a l ) .

El tope de Mito Juan se reconoce por la presencia de un in te rva lo g laucon it ico de aproximadamente 200' , representado por c a l i z a s pardas y l u t i ta s calcáreas de co lo r g r i s (Miembro Río de Oro) . El resto de la secuencia cons iste de lu t i t a s g r i s oscuro alternando con l u t i t a s limosas y arenosas y l im o l i t a s de co lo r g r i s . Algunas capas delgadas de areniscas cuarzosas, de grano f ino y de color g r i s , se encuentran en estos interva los , así como también capas de lgadas de cal i z a de color g r i s c l a r o . Abundantes f ó s i l e s .

Se caracteriza por l u t i t a s de co lor g r i s oscuro localmente limosas muy f o s i l í f e r a s ( S iphogcneri— noides, c ib ic ides 16)

En e l tope de La Luna cambian las condiciones do perforación y la l i t o l o g í a . La rata de penetración disminuye bruscamente y aparecen margas b i tuminosas y duras do co lor negro, intrrrcn laH.tr. con ca l izas bituminosas y lnmin.ires co lo r n«'~ gro.

Formación Capacho

. Miembro Guayacán

Miembro Seboruco

Miembro La Gr ita

Formación Aguardiente:

Miembro Mercedes ( in vá l ido )

Formación Apón

Miembro Guáimaros

Lut itas g r i s oscuro no ca lcá reas con p i r i t a . En l a base del miembro ex i s te una capa de c a l i z a c r i s t a l i n a de co lo r pardo de poco espesor.

Lutitas g r ises no ca lcá reas y lu t i t a s y l im o l i tas rugosas de co lo r g r i s oscuro y duras.

Ca lizas carbonosas de co lo r g r i s oscuro in te r e s - t r a t i f i c a d a s con lu t i t a s g r i s e s localmente c a l cáreas y f o s i l í f e r a s .

Areniscas cuarzosas de grano grueso de co lo r blanco, g laucon ít icas y ligeramente ca lcá reas . Con la profundidad las areniscas se hacen más calcáreas y se presentan in te rva los t r a n s i c i o - nales que van desde areniscas ca lcáreas que pasan a ca lca ren itas y l legan a ser c a l i z a s densas de co lor pardo. -J" *

Calizas blancas a g r i s c la ro y pardo, nodulares, f o s i l í f e r a s , p i r í t i c a s y a lgo gauconít icas . Calcarenitas de co lo r pardo. Lut itas g r i s e s l i geramente ca lcáreas y limosas. Ar^niscnr, r a l - ^ cáreas g lauconít icas de co lo r blanco con p i r i t a . ,

Este interva lo ha s ido eliminado de la l i t e r a tura pero para e fectos opernc iona 1 p; s<* ha se guido usando hasta d e f in i r su posición r s t r a - t i g rá f ica.

En el tope se presenta una dolimia g r i s oscuro con c r i s t a le s de do l imita (O.S »m»i) rn ns>trí?. ;ir- ci 1 lo-carbonosa . Lu t i ta s mnv c 1 cáre as (nnrc.T-) de color negro. Ca l izas negras.

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* Pozos números 1 al 9 se han excavado y todavía no se ha encontrado petroleo en cantidades comericales.

* Un programa sísmico ha sido conducido para ayudar en la busqueda. Se han generado las secciones L l, L2 y L3.

Information sobre los pozos

Pozo Elevación tajo Valor TOC Valor Ro Espesor del reservorioNumero nivel del mar (Contenido (Brillantez (Arenisca Panga-Panga)

(en pies) orgánico) organica) (en pies)de la formación de la roca de la rocaque contiene el generativa generativareservorio

1 -7700 0.2 0.9 02 -7630 1.0 1.0 03 -7420 1.0 1.1 104 -7210 1.2 1.0 305 -7210 - - 56 -7350 - - 07 -7280 0.6 1.0 208 -7210 1.2 1.1 109 -7350 - - 0

Information sobre lineas sísmicas

Linea Punto Distancia (en tiempo) al reflector que marca la formación que contiene el reservorio (Arenisca Panga-Panga) ^

Ll a 1.080 - i - -Ll b 1.060 'L l c 1.040 -Ll d 1.040Ll e 1.060 - " ■ -L2 a 1.080L2 b 1.060L2 c 1.040

L2 d 1.020L2 e 1.000L2 f 1.000L2 g 1.020L2 h 1.040L2 i 1.060L3 a 1.080L3 b 1.060L3 c 1.040L3 d 1.040L3 e 1.060

1. Construya un mapa tiempo-estructural y defina la trampa. Integre la información sismica con la información obtenida en los pozos. Asuma que la velocidad es 14000 pies por segundo y que ei constante en toda el area.

2. Construya un mapa isopatico definiendo el reservorio de la arenisca Panga-Panga.

3. Construya un mapa de contorno definiendo el contenido orgánico de la roca generativa, la cual genero el petroleo que hoy en dia se acumula en el reservorio. Que el muestra este mapa?Que significan los valores de brillantez sobre la roca generativa?

4. Sobreponga todos estos mapas y defina el mejor lugar para excavar un nuevo pozo. Que cree usted, es un buen prospecto?

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- ih ' med drk gy» non ca lc , puré, hard with few s l ^ ^ m {in iflyTariK* Stt í mcd drk brn, dol cm t, f s u, w ell sorted , hard w ith irreg. shale patches in the l part and r.ira llc l lam in the u r - r t , o il im preg.

Sand: med brn, non ca lc , f s 1, .it tho top gr.iding inte í * u, at the bottom w e ll sorted.. uncons. , slightly c i l impreg.S»t; It brn gy , sligh tly do l, f s u, w ell sorted, C on so lid a ted , sligh tly o il im preg. ,

^ "a n d ? med brn, non ca lc , i * u, w e ll «orted, uncons. with few thin dol hard lyr, íin e ly grained and at the top med gn c la y ey sít. med drk brn, dol cm t, í s u, w ell sorted, hard, o il impreg.

and: mcd drk brn, non ca lc , í s l, w ell sorted, uncoru. with a 5 cm band dol cm t sst, o il impreg.

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Sst: med brn gy , s i-d o l, í s u, w e ll sorted. fri with y a v v c la y e v lam , top 5 cm dol cm t, hard, o it impreg Sh: med gy , si. d ol, puré, c o s j.w íth wa\y lam lenses ana thin lyrs o í very fine sst/slst, o i l impreg.Sh: med gy , si. d o l, puré, cons. with w avv lam and few thin l}T< o í very fine sst/slst, si. o il impreg.

f A lternating lam and thin lyrs o f very fine jst ils j with sh: med gy, s i.d o l, puré cons., s i.o il impreg. í JÜX: med gy , si. do l, puré. coas, with few la r ; o í very fine sst/slst, si. o i l impreg.■ A lternating lam ar.d tnin lyrs and lenses o f very fine frt/slst and jh : med gy , si. d o l, puré, cons. sst/slsc, c i l

Sh; med gy, si. dol, puré, cens.w ith few lar*, o í very fine sst/slst, ostracods betv.een 9 l€ .3 7 -S I7 .00, si. o il i* A lternating fine lam lenses ar.d thir. 1\t * o í m »d gy, do l, hard and shaly d o l. shaly do l; o il imprez.

Sst: med drk brn, dol cm t, fir.e. hard w ith c layey lam overlay ing 5 cm dol sh with sandy lenses and fam .' Sand; med drk brn, non ca lc , f 5 l . loosely cons., parallel lam grading down-.Y2rd inte sst; med gy brr. with

T h e lov.er 15 cm contains burrov;ec sh K t ar.á irre^ ila r fragments o f sh.Sha le: med drk gy , d o lom itic , puré, hard v.-.tr. s.Jt\ dol lam.

- Sfit med drk brn, dol cm t, f s u, w e ll sorted, hard with fcw para lle l lam o í which some are c la yey , o il impreg.. Sand: med drk brn, non ca lc , í s u, w ell sorted.

Sand: med drk brn, non ca le , f ( u, w e ll sorted, uncons, with baods o f sst, med drk brn, dol cm t, í s u, w e ll sorted, cons. at 907. 25-, 40, 907. 55-. 60, 90S .40-.65 .

h S il: mcd drk brn, dol cm t, f s 1, w e ll sorted, hard with lam ó í c la y ey sst: med drk gy , parallel lam and soma w ave ripples, o il im preg.

_ S¿: drk gy , non ca lc , puré, hard and sh: med gy , ca lc , puré hard intercalated with w avy lam o f c la yey dol grst, the w avy lam are o il impreg.

Mote: Smootb .sKHIecio * 4 * * o o 4 3 irr4ic«k¡r>4 b r « e k J * h « w * t C r h a J Lj^maaI enviroftm**ic

¡rr.pre¿.mpreg.

c ía ye;, lar.-..

Sand: med drk brn, ñor. ca lc , i s u, w e ll sorted, loo ;e to loosely c c r j . , lo e . hard due to i o l cm :, gr. c la v e y lyrs between 920. 40 -92 !. 00- !oc.hor and low angle lam v is ib le , cons. m terval: t e r r e e n 915.70-920.00, 920. 20-, 50, at 921. ¿0, oer.veen 922. 70-. 90. 923. 15-, 45, c il im rre ;.

. Sh: med drk gy , do l, puré, hard, gr¿áing inte sh: drk gy , d o l, foss (ostracods), puré, harti and sh: med gy , do l, p «r c , conc. , fe.v o-! impreg s lenses

A lternating lyrs and lam o f ¿ g l sJi: med drk gy , carb and very fir.e loosely cons. j . , o i l impreg.Loose to loosely cons.s: m ed b rn , nea ca lc , very fino, v/ell sorted w ith thin lyrs o f m ed 'g y , dol sh ¡a the low e: part, c i l im rrcg .

Sst: med drk brn, non c - !c , i s u, w ell sorted, loose cons. , some lam near the top and fe.. cla> p eti-Ié i, o il i:r:prc;.

* Sst: med drk brn, non ca lc , m s 1, w e ll sorted, fr i, hor and 1 angle lam , max 15 and a 5 crr. e l 1\t a: the top, o il irr.pre;.

Sst: med drk brn, non ca lc , n: s !. m od «ra :e lv sorted, loosclv con-, with some cU\¿-. lam and a c lay 1>t a: 929.40 c ! j - • ew at 927.60 and between 92S. 90-929. 10, o il impreg.Sh: med gy gn, s i.d o l, puré, hard with sin in irregular lam and bunews.

betv.-eer. X 5 .6 0 - .9 0 .

- Loose c o k . and fri s: med drk brn, nen ca lc , m t 1, m oderately sorted, hor lam befween 931. 70-93 2.30 aod ^ 3 3 .0 0 -.6 0 , o il impreg.

. A lternating ly n and lam o í jh: med cv ge, li d. I, puré, hard, and m> med brn, non ca lc , fr i, vert s í i lle d cracks io the sh, e i l impreg

* Ü j : med gy gn, non ca lc , p ir e , c c r j . with ¿ h-rJ dol ban»? berween 936. 85-, 93, at 937.05 a 2 cm coa l 1 . i and a: 937. 00 ortracodr.

T o p 5 cm dst: med g y , non c ¿ k , cen í, gradmg downward i oto wfc med drk brn, s i.d o l cm t, m s 1, rnod. sortee, fri with some c lave* lan and pebbles betvreen 939.10- 30 and at ^40. <0( tom a cross bedding be^veeo 937.90-940.40, o il irr.êg. ’

A t tha coa tact with the undrrtayiBg c lay U rge n etam orpb ie fe ld ipa tic t ft pebbleiSfc m ed f y , non c a lc , ptffe, c c c i. with intercalated t ilt la m at SM0. S0-. 90 strorr.atolithí ¿ “ J apatU^ ¿«;ac;cücr«

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