PROYECTO DE TESIS - mgtpost.ucv.vemgtpost.ucv.ve/db/teucv/EDOCS/SRed/2012/10/17/T026800004559-0... · Petrozuata, al Oeste y Suroeste: por un límite de concesión con la Empresa

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UNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELAFACULTAD DE INGENIERÍAESCUELA DE INGENIERÍA DE PETROLEO Número:

____________________

Reservado Comisión Estudios dePostgrado

PROYECTO DE TESIS

Título: Modelaje geoestadístico y análisis de riesgo geológico para las unidades productoras

5PS20 y 4PS30 de crudo extrapesado del área reservada del Distrito Cabrutica, Campo Zuata

Principal, de la Faja Petrolífera del Orinoco.

Programa: Especialidad Gerencia Integrada de Yacimientos de Hidrocarburos.

Nivel de Grado:

Especialidad: Maestría Doctorado

Lugar de Ejecución: San Tomé, Edo. Anzoátegui.

Tutor: Arturo Calvo

C.I. N° 11.312.762

Título Académico: MSc. Oil & Gas Engineering.

Teléfono Tutor: 0426-2817317

E-Mail: [email protected]

Estudiante: CARLOS E. ROJAS

C.I. N° 10.216.632

Título Académico que posee: Ing Geologo.

Teléfono Estudiante:0426-6858002

E-Mail: [email protected]

Fechas de Aprobación

Atentamente,Prof. Arturo Calvo

Fecha de Recepción

____/____/____

Comité

Académico:

____/____/____

Comisión Est. de

Postgrado:

____/____/____

Consejo de Facultad:

____/____/____

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Caracas, 15 de Mayo del 2012

ProfesoraVioleta WillsCoordinadora de PostgradoEscuela de Ingeniería de PetróleoFacultad de Ingeniería UCVPresente.

Estimada Prof. Violeta Wills

Me dirijo a usted en la oportunidad de informarle que el Anteproyecto de Tesis titulado:

“Modelaje geoestadístico y análisis de riesgo geológico para las unidades productoras

5PS20 y 4PS30 de crudo extrapesado del área reservada del Distrito Cabrutica, Campo

Zuata Principal, de la Faja Petrolífera del Orinoco.” Presentado por el Ing Carlos E.

Rojas C.I. Nº 10.216.632, como requisito para optar por el título de Especialista en

Gerencia Integrada de Yacimientos de Hidrocarburos. El cual ha sido revisado, por lo

que considero apropiado su tramitación ante la Comisión de Estudios de Postgrado y el

Consejo de la Facultad de Ingeniería. Asimismo, estoy de acuerdo en asumir la

responsabilidad de la tutoría del referido Trabajo Especial de Grado.

Atentamente,Prof. Arturo Calvo

PROYECTO DE TESIS Número:____________________

Reservado Comisión Estudios dePostgrado



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Índice

PROYECTO DE TESIS......................................................................................................1

Índice...................................................................................................................................3

Identificación del Proyecto...................................................................................................4

Introducción.........................................................................................................................5

Objetivos .............................................................................................................................8

General: ...........................................................................................................................8

Específicos:......................................................................................................................8

Marco Teórico. ....................................................................................................................9

Cuenca Oriental de Venezuela .........................................................................................9

Faja Petrolífera del Orinoco ...........................................................................................10

Metodología utilizada. .......................................................................................................11

Fase Teórica: (Bibliografía y adquisición de datos) ........................................................11

Fase Práctica: .................................................................................................................11

Resultados esperados .........................................................................................................12

Aporte al Conocimiento. ....................................................................................................13

Alcance..............................................................................................................................13

Cronograma de actividades. ...............................................................................................14

Bibliografía........................................................................................................................15

Jurado Propuesto: ..............................................................................................................17



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Identificación del Proyecto

Título: Modelaje geoestadístico y análisis de riesgo geológico para las unidades

productoras 5PS20 y 4PS30 de crudo extrapesado del área reservada del

Distrito Cabrutica, Campo Zuata Principal, de la Faja Petrolífera del Orinoco.

Programa: (Especialización)

Área del Conocimiento: (Gerencia Integrada de Yacimientos de

Hidrocarburos)

Línea de Investigación: (Especialidad)

Nivel de Grado:

Especialidad: Maestría Doctorado



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Introducción

El Campo Zuata Principal se encuentra ubicado dentro del Distrito Cabrutica, en la

región Central – Sur del Área Junín, en la Faja Petrolífera del Orinoco (Figura N° 1).

Cuenta con una superficie aproximada de 299,50 Km2. Está localizado a 2 Km de San

Diego de Cabrutica y 81 Km al Suroeste de la población del Tigre. Limita al Norte, Sur,

Este y Sureste por un límite arbitrario asignado a la antigua asociación estratégica

Petrozuata, al Oeste y Suroeste: por un límite de concesión con la Empresa Mixta

Petrocedeño (antigua Sincor).

El ambiente sedimentario varía de Fluvial a Deltaico – Marino somero con influencia de

marea, donde las acumulaciones de hidrocarburos más importantes se encuentran

asociadas principalmente a canales fluviales, rellenos de canal distributario, barras de

desembocadura y las de menor interés están relacionadas con depósitos de la llanura de

inundación y de bahía interdistributaria. Los yacimientos productores pertenecen a las

Formación Oficina de Edad Mioceno Inferior a Medio.

Estructuralmente el Campo Zuata Principal forma parte de un homoclinal fallado,

generalmente de rumbo Este – Oeste con un buzamiento suave de dos a tres grados al

Norte. Existen dos sistemas de fallas normales, uno principal con rumbo Este – Oeste y

buzamiento al Sur y otro secundario de fallas con rumbo Noroeste – Sureste y

gradualmente orienta el buzamiento hacia el Suroeste.

.



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Figura 1. Ubicación geográfica del Campo Zuata Principal (Distrito Cabrutica).

El proyecto de tesis se enfocará en las parasecuencias de interés: 4PS30 y 4PS20,

correspondientes a las formaciones Oficina, Mioceno Inferior, donde se desarrollará el

modelo geoestadístico y análisis de riesgo, consistiendo en:

Elaboración del modelo Sedimentológico.

Elaboración del modelo Petrofisico de Permeabilidad y Porosidad.

Elaboración del modelo Estructural 3D.

Construcción de la malla 3D.

Construcción del modelo Geoestadístico .

Para lograr estos objetivos se dispone de la información proveniente de 36 pozos

estratigráficos con registros especiales y convencionales, y algunos análisis especiales

de núcleos.



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Figura 2. Mapa de Ubicación de Pozos con Núcleos

Figura 3. Mapa de Ubicación de Pozos con registros eléctricos en el área de reserva Este



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Objetivos

General:

Realizar Modelaje Geoestadístico para determinar la configuración de las unidades

hidráulicas pertenecientes a las parasecuencias 5PS20 y 4PS30 ubicadas en el área

reservada del campo Zuata Principal, Faja Petrolífera del Orinoco.

Específicos:

El proyecto de Tesis se concentrará en el análisis y evaluación del Campo Zuata

Principal, donde se establecerá el modelo estático como fase preliminar a la iteración de

parámetros de yacimientos, cumpliendo con los siguientes objetivos:

1.- Caracterización y validación de Marcadores para los topes de las parasecuencias

5PS20 y 4PS30, iniciando por el área Base del Campo Zuata Principal.

2.- Correlación estratigráfica de las parasecuencias 5PS20 y 4PS30, iniciando por el

área Base del Campo Zuata Principal.

3.- Elaboración de Secciones Estratigráficas iniciando por el área Base del Campo Zuata

Principal.

4.- Validación de Análisis de Núcleo e identificación de facies presentes en las

parasecuencias 5PS20 y 4PS30 iniciando por el área Base del Campo Zuata Principal.

5.- Evaluación de los parámetros de facie sedimentarias, espesor y porosidad para la

parasecuencia 4PS30 y 5PS20 en el área explotada tradicional del yacimiento OFINF

SDZ-2X A1, establecer estadísticamente las interrelaciones entre dichos parámetros y

mostrarlas a través de tablas y curvas o ecuaciones para luego aplicar dichos resultados

en la interpretación de facies para el Área Reservada.

6.-Elaboración de los mapas de paleoambientes o paleogeográficos para las

parasecuencias 5PS20 y 4PS30.

7.- Cálculo de espesores de Arena Neta.

8.- Elaboración de Mapas de Arena Neta para las parasecuencias 5PS20 y 4PS30.

9.- Revisión e inventario de la información sísmica 2D.



9

10.- Interpretación y correlación de horizontes y fallas. La interpretación de fallas y

horizontes se lleva a cabo de forma simultánea con datos de pozos.

11.- Revisión, Validación de los datos existentes de los perfiles eléctricos, acústicos y

nucleares que serán usados Modelo Básico Inicial, con información de pozos perforados

(Complementación y datos de producción).

12.- Inventario de la Información Especial existente, tomada y procesada (Resonancia

Magnética, Registros eléctricos, resistivos de imágenes y ultrasónicos de imágenes),

Presiones, existencia de Núcleos y análisis especiales, Información sedimentológica.

13.- Evaluación del Modelo de porosidad, calibración núcleo perfil con los resultados

de los análisis convencionales.

14.- Generación y modelado de las superficies 3D, derivadas de los modelos

Estructurales y estratigráficos. Cotejo con los marcadores geológicos.

15.- Generación del Pillar Griding y el Mallado 3D.

16.- Análisis de los datos de Yacimientos (Generación y modelado de los variogramas

teóricos y experimentales, Generaciones de los Histogramas de Frecuencias).

17.- Propagación Geoestadística a través del mallado geoestadístico usando como deriva

externa los mapas de ambientes sedimentarios. Se elaborarán múltiples mapas de

propiedades amarrados a las facies sedimentarías

18.- Generación del cálculo del POES y Análisis de riesgo, generando mapas datos

desde el Percentil 10 (P10) al percentil 90 (P90).

19.- Validación del Modelo Geológico del Área.

Marco Teórico

Cuenca Oriental de Venezuela

Esta cuenca es una depresión topográfica y estructural que se encuentra limitada por la

Cordillera de la Costa al Norte y el Escudo de Guayana al Sur; hacia el Este se extiende

hasta la plataforma continental del Atlántico y al Oeste está separada de la Cuenca de

Barinas por el Arco de El Baúl. Comprende la subcuenca de Guárico al Oeste y la

subcuenca de Maturín al Este. La Cuenca Oriental comprende las zonas petroleras de



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los estados Anzoátegui, Monagas, Guárico, Sucre y Delta Amacuro, con una extensión

de 160.000 Km² es la más extensa y de mayor importancia en Venezuela. Cuenta con

más de 3.300 pozos activos. Dentro de esta cuenca se encuentra la Faja Petrolífera del

Orinoco, en la cual se produce petróleo considerado como pesado y extrapesado.

Faja Petrolífera del Orinoco

La Faja Petrolífera del Orinoco es el territorio que ocupa la franja al sur de la Cuenca

Oriental de Venezuela (Ver figura 4), al sur de los estados Guárico, Anzoátegui,

Monagas y Delta Amacuro, paralela al curso del río Orinoco. Con una longitud de 600

Km. de Este a Oeste y 70 Km. en dirección Norte Sur, con un área aproximada de

55.314 km2. Se estima que las rocas de la Faja Petrolífera del Orinoco contienen

236.000 millones de barriles de crudo extra pesado, lo que la convierte en la reserva de

petróleo más grande del mundo. Está dividida en cuatro zonas de exploración y

producción como son Boyacá (antiguamente conocida como Machete), Junín (antes

Zuata), Ayacucho (antiguo Hamaca) y Carabobo (antes Cerro Negro).

Figura 4. Franja petrolífera del Orinoco, estimado del POES.

POES 549 617 87 227 1480RESERVAS PROBADAS 98 111 17 55 296POES 549 617 87 227 1480RESERVAS PROBADAS 98 111 17 55 296POES 549 617 87 227 1480RESERVAS PROBADAS 98 111 17 55 296POES 549 617 87 227 1480RESERVAS PROBADAS 98 111 17 55 296POES 549 617 87 227 1480RESERVAS PROBADAS 98 111 17 55 296POES 549 617 87 227 1480RESERVAS PROBADAS 98 111 17 55 296



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Metodología utilizada

El flujo de trabajo se desarrollará siguiendo el patrón de estudios para facies clásticas y

estructuras flexurales no consolidadas. El cual organizaremos en dos fases, una teórica y

otra práctica.

Fase Teórica: (Bibliografía y adquisición de datos)

Contempla adquirir toda la información y datos disponibles a través de pruebas de

campo y laboratorio y reportes (geológicos, geofísicos, petrográficos y petrofísicos).

Localizar, analizar e interpretar publicaciones nacionales e internacionales referidas al

tema.

Fase Práctica:

Realizar las correlaciones y determinar los topes de las secuencias estratigráficas de las

unidades de interés. Determinar los ambientes de sedimentación y formaciones del

campo, con el objetivo de conocer el rumbo, buzamiento y las tendencias preferenciales

de los cuerpos sedimentarios del campo, y posteriormente ser usados como deriva

externa en la simulación geoestadística.

Determinar el tipo y calidad de roca reservorio a través del análisis de las presiones

capilares y las permeabilidades relativas del núcleo, tomado en el pozo MFX-026. El

cual apoyará en la correlación núcleo perfil, para determinar y ajustar los modelos

sedimentológicos y petrofísicos, donde se generan los point sets para la elaboración de

los mapas isópacos y los de distribución de fluidos.

Realizar la interpretación sísmica de los horizontes que definen el tope y la base del área

en estudio, los cuales van estar definidos, como tope la arena R0 y como base el

Basamento ígneo-metamórfico. En esta fase se realizará la calibración de los datos

sísmicos con los pozos de la zona, se realizará la interpretación de fallas, horizontes

sísmicos y finalmente, se generará un modelo de velocidades que permitirá realizar la

conversión a profundidad de los horizontes interpretados.



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Construir la malla 3D, o el llamado Geomodelado de yacimientos, el cual consiste en la

construcción de modelo matemático 3D que represente la estructura y estratigrafía de un

área o yacimiento. A través del método de triangulación matemático se generara las

superficies, la cual derivará el pillar gridding que construirá la malla o el Grid 3D del

campo o yacimiento en estudio. Una vez obtenida la malla o modelo de geológico 3D

del yacimiento, se iniciará la fase de propagación geoestadística, la cual puede ser

determinísticas o estocásticas, lo que influirá en la asignación de las propiedades del

yacimiento en la celdas de la malla 3D, dependiendo de las características del área o

yacimiento, la población de los datos y la tendencia que puedan tener los mismo. (Ver

figura 5).

Figura 5, Construcción de la Malla 3D.

Resultados Esperados

Con el modelaje geoestadístico se obtendrá una orientación más finita de la tendencia de

los ambientes sedimentarios y en consecuencia una mejor definición de la distribución

de las unidades de hidráulicas presentes.



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Se construirán los mapas de ambientes sedimentarios guiados por las electrofacies de

los estratos y los resultados del análisis de las facies sedimentarias de los núcleos y

registros eléctricos de pozo.

Se determinará el mapa de espesores más reales y sus puntos de coalescencias dentro de

esos espesores, que permitan mejorar el esquema de explotación del área reservada.

Se generará el Geomodelado de yacimiento con una calidad de 100 x 100 x 2 (tamaño

de celda en x, y, z) que incluirá información geológica y petrofísica, que servirá como

base para la simulación numérica de yacimientos o Modelaje Dinámico. Como

resultado final se generará el reescalado con las propiedades del yacimiento.

Aporte al Conocimiento

Este procedimiento establecerá un procedimiento y/o metodología de trabajo para la

determinación de las tendencias, configuración y preferencias de las unidades de flujo

hidraulicas y así aumentar la certidumbre en la caracterización y elaboración del modelo

estático, de las rocas reservorios de los yacimientos clásticos no consolidados, de

ambientes transicionales a continentales, de las estructuras flexurales de la faja

petrolífera del Orinoco. Esta metodología servirá como soporte para la simulación

numérica de yacimientos y el consiguiente plan de explotación.

Alcance

Realizar la evaluación de los parámetros de facies sedimentarias, espesor y porosidad

para la parasecuencia 4PS30 y 5PS20 en el área explotada tradicional del yacimiento

OFINF SDZ-2X A1, establecer estadísticamente las interrelaciones entre dichos

parámetros y mostrarlas a través de tablas y curvas o ecuaciones para luego aplicar

dichos resultados en la interpretación de facies para el Área Reservada.



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Cronograma de actividades

PROYECTO DE TRABAJO DE GRADO O DE TESIS

Número:

____________________

Reservado Comisión Estudios

de Postgrado



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Bibliografía

Deutsch C. Geostatistical reservoir modeling. Oxford University Press 2002.

Suter J. R. & Levine S.D. Petrozuata Stratigraphic Pilot Study. Integrate Interpretation

Center. Exploration Production Technology. Conoco, Inc. Houston, Texas, February,

1999.

Rodriguez, H., Vaca, P., Gonzalez, O., and Mirabal M.C., Integrate study of a heavy oil

reservoir in the Orinoco Belt: A Field Case Simulation, SPE 38015, Reservoir

Simulation Symposium, Dallas-USA, June 1997.

F. Lopez-Carrasquero, Petrophysics at the rock matrix scale: hydraulic properties and

petrographic, 2004.

John W. Barnes, Basic Geological Mapping. 2004.

Jonathan Evenick, Introduction to Well Logs and Subsurface Maps. 2008.

L.Q. Cao, Donald Westland Emerson, Nuclear Science and Technology Organisation,

M.S. Hallett,K.J. Mills,K. Miyakawa, Geophysics, petrophysics and structure,

Australian 1992.

Richard C. Selley, Applied Sedimentology, Editción: 2 – 2000.

Stefan M. Luthi, Geological well logs: their use in reservoir modeling, 2001.

V. N. Kobranova,V. V. Kuznetsov. Petrophysics, 1989.

Work notes for D&M Petrozuata Reservoir Characterization Notes. Agosto 2000.



16

Yan C., Morillo, Descripción del Yacimiento O-16, área Cerro Negro, Bitor, mediante

técnicas Geoestadisticas, Tesis de Grado U.C.V., Caracas. Junio 2003.

Erick M., Calderon, Construcción de Modelos Geoestadisticos a escala centimetrica de

Facies Heteroliticas, en las secciones informales C1 y C2 de la Formación Oficina,

Campo San Diego, Zuata (Edo. Anzoátegui), Tesis de Grado, Caracas. Noviembre

2002.



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Jurado Propuesto:



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