ISSN-e: 3006-9467; ISSN: 0016-7975 / 1011-9565

GEOMINAS, Vol. 47, N°79, agosto 2019

Geología del petróleo/Petroleum geology/Geologia do petróleo

Evaluación del Modelo Estático del Prospecto BL-B 101 y el Yacimiento AZ-O/RPN-76, Formación Oficina, pertenecientes al Campo El Roble, Área Mayor de Anaco, estado Anzoátegui

Static Model Evaluation of Prospect BL-B 101 and Reservoir AZ-O/RPN-76, Oficina Formation, from El Roble Field, Anaco Major Area, Anzoátegui State

Evaluação do Modelo Estático do Prospecto BL-B 101 e Reservatório AZ-O/RPN-76, Formação Oficina, pertencente ao Campo El Roble, Área Maior de Anaco, Estado Anzoategui

Isabel Acosta

Ing°Geól° Libre ejercicio. Correo-e: isacostasalas@gmail.com

Carlos Díaz

Ing°Geól°, MSc. PDVSA Gas Anaco. Departamento de Geología, Gerencia de Yacimientos. Correo-e: diazcvx@pdvsa.com

Berenice Sandoval

Geól°, MSc. Profesora asistente. Universidad de Oriente. Correo-e: beresandoval@hotmail.com

Recibido: 19-6-18; Aprobado: 22-7-18

Abstract

The objective of this study was to evaluate the static models of two shallow geologic levels to verify their economic profitability based on hydrocarbon reserves values. It was applied a methodology referred to recollection of information about the wells included within study area, making possible to develop stratigraphic, sedimentary and structural models for the recognition of the geologic bodies size and arrangement, as well as the calculation of petrophysic and geostatistical models to quantify rock quality parameters and spatial correlation, delimiting reservoirs area to estimate corresponding reserves with the volumetric method. From the elaboration of stratigraphic sections the sand bodies' lateral limits were identified while defining sedimentary facies and their arrangement, supported by the paleoenvironment maps from the sedimentary model. With the structural sections, geologic events were determined along the reservoirs structural limits, as well as the general morphology of El Roble Field. When making petrophysical calculations and geostatistical evaluation and validation of ordinary kriging, mean values were obtained, conjecturing BL-B high water saturation and AZ-O high hydrocarbon saturation, as well as excellent porosity and permeability values. With the update of isopach-structural maps, the OGIP of both levels was calculated, being poorly prospective the value for BL-B, and noting a decrease of 40.13% from AZ-O official values.

Resumen

El objetivo del estudio fue evaluar los modelos estáticos de dos niveles someros para verificar su rentabilidad económica con base en sus reservas de hidrocarburos. Fue aplicada una metodología referida a la recopilación de información de los pozos contenidos en el área de interés, posibilitando el desarrollo de modelos estratigráficos, sedimentológicos y estructurales para reconocer la disposición y extensión de los cuerpos geológicos, así como el cálculo de modelos petrofísicos y geostadísticos para cuantificar parámetros de calidad de roca y su correlación espacial, delimitando el área de los yacimientos para estimar sus reservas con el método volumétrico. Al interpretar los resultados fueron identificados los límites laterales de las arenas y la distribución de facies sedimentológicas, además de su dirección de sedimentación, apoyándose en los mapas de paleoambientes, junto con los eventos geológicos y las limitaciones estructurales de los yacimientos, así como la morfología general del Campo El Roble. Al realizar los cálculos petrofísicos y validar geostadísticamente el método de kriging, se obtuvieron valores promedios que demuestran que BL-B está altamente saturado de agua y AZ-O, de hidrocarburo, poseyendo ambos excelentes valores de porosidad y permeabilidad. Al actualizar los mapas de isoarena neta petrolífera-estructurales, fue calculado el GOES de los niveles, siendo poco prospectivo el de BL-B, y al comparar el de AZ-O con los valores oficiales se reconoce una disminución del 40,13 %.

Resumo

O objetivo do estudo foi avaliar os modelos estáticos de dois níveis rasos para verificar sua rentabilidade econômica com base em suas reservas de hidrocarboneto. Aplicou-se uma metodologia para a coleta de informações de poços contidos na área de interesse, possibilitando o desenvolvimento de modelos estratigráficos, sedimentológicos e estruturais para reconhecer o arranjo e a extensão dos corpos cálculo de modelos petrofísicos e geohistóricos para quantificar parâmetros de qualidade do rock e sua correlação espacial, delimitando a área dos depósitos para estimar suas reservas utilizando o método volumétrico. Na interpretação dos resultados, identificaram-se os limites laterais das areias e a distribuição de fáes sedimentológicas, além de sua direção de sedimentação, baseando-se nos mapas de paleoambientes, juntamente com eventos geológicos e limitações estruturais dos depósitos, bem como a morfologia geral de campo El Roble. Ao realizar cálculos petrofísicos e geostadising o método de krigagem, valores médios foram obtidos mostrando que o BL-B é altamente saturado de água e O AZ-O de hidrocarbonetos possuindo valores de porosidade e permeabilidade excelentes. Ao atualizar os mapas isoarena líquido estrutural do óleo, o GOES dos níveis foi calculado, com o BL-B sendo pouco prospectivo, e comparando o de AZ-O com os valores oficiais reconhece uma diminuição de 40,13%.

Palabras clave/Keywords/Palavras-chave:

Anaco Major Area, Área Mayor de Anaco, avaliação de reserva, Campo El Roble, El Roble Field, evaluación de reservas, formaciones someras, formações rasas, modelo estático, reserves evaluation, shallow formations, static model.

Citar así/Cite like this/Citação assim: Acosta et al. (2019) o (Acosta et al., 2019)

Referenciar así/Reference like this/Referência como esta:

Acosta, I., Díaz, C., Sandoval, B. (2019, agosto). Evaluación del Modelo Estático del Prospecto BL-B 101 y el Yacimiento AZ-O/RPN-76, Formación Oficina, pertenecientes al Campo El Roble, Área Mayor de Anaco, estado Anzoátegui. Geominas 47(79). 69-80.

Introducción

A raíz del potencial de Venezuela como nación productora de hidrocarburos, el país enfrenta una constante demanda de producción de estos recursos como parte fundamental del sector económico. La empresa petrolífera encargada de tal tarea, Petróleos de Venezuela, S. A., se ocupa de mantener actualizada la información de los modelos geológicos y dinámicos de los yacimientos productores del país, además de aquellos que presenten una latente capacidad para ser económicamente rentables.

Tal es el caso de yacimientos en niveles someros que representan una excelente rentabilidad económica, debido a la posibilidad de realizar proyectos de producción temprana con parámetros de tiempos y costos reducidos a causa de perforaciones menos longevas.

Surge como objetivo principal de esta investigación la evaluación de yacimientos someros en el Campo El Roble del Distrito Gas Anaco, específicamente el prospecto BL-B 101, del Miembro Blanco y el yacimiento AZ-O/RPN-76, del Miembro Azul, de la Formación Oficina, edad Mioceno Medio a Tardío. A través de la caracterización geológica y modelización requerida, se pretende precisar la viabilidad de realización de proyectos futuros en niveles someros para este campo.

Metodología

Primeramente, fue recolectada y validada la información de índole teórica, relacionada con la adquisición de conceptos fundamentales para elaborar un modelo estático, así como los datos oficiales referidos a las perforaciones llevadas a cabo en el área de estudio hasta la actualidad y a los estudios previos y mapas oficiales realizados para los horizontes de interés. Con la información recabada, se procedió a la revisión y caracterización geológica de una muestra comprendida por 66 pozos que atravesaron los intervalos de estudio.

Modelo Estratigráfico

Como parte del modelo estratigráfico, se construyó un mallado de correlación triangular conectando a los pozos de la muestra más cercanos entre sí, utilizando como registro tipo el del pozo RPN-91. Con el fin de realizar una correlación litoestratigráfica se definió como marcador el tope de lutitas espesas y bien marcadas, de extensión regional en el campo, correspondiendo al nivel BL-C y AZ-L. Para la definición de la continuidad lateral de las arenas y sus variaciones de espesor, fueron construidas 16 secciones estratigráficas en las direcciones aparentes de sedimentación propuestas en los modelos previos elaborados por la empresa, de las cuales 8 corresponden al nivel BL-B y el resto, al nivel AZ-O (Figura 1).

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Figura 1. Mallados de secciones estratigráficas.

Modelo Sedimentológico

Para definir las facies sedimentológicas de los niveles de interés fueron utilizados, por falta de muestras de núcleos para estos horizontes, modelos teórico-conceptuales de respuestas electrográficas para definir paleoambientes en mapas de electrofacies.

Con el fin de validar las interpretaciones, se utilizaron mapas elaborados por una iniciativa de PDVSA: la Visión Integrada del Potencial Petrolífero de Venezuela (VIPA) en el 2001, con los cuales se puede identificar el tipo de ambiente presente en un área específica durante un tiempo geológico determinado (Figura 2).

También se contó con un Reporte Integrado de Registros Eléctricos de la Halliburton para el pozo RPN-79 en el 2014, con el cual verificar la dirección de sedimentación aparente del nivel AZ-O, a partir del análisis de Imágenes Microresistivas y Registros de Arenas Arcillosas.

Modelo Estructural

Para desarrollar el modelo estructural se contó con el apoyo de una línea sísmica ubicada en la zona en la que colindan los Campos El Roble y San Joaquín, para precisar la presencia de eventos geológicos que

Figura 2. Segmento del mapa de ambientes sedimentarios del Mioceno Medio correspondiente al Área Mayor de Anaco (PDVSA-VIPA, 2000).

puedan representar limitaciones estructurales. De esta manera, también se actualizó el mapa de plano de fallas del área en cuestión.

Contando, además, con los datos estructurales obtenidos con la correlación litoestratigráfica, se actualizaron los topes de ambos niveles y se construyeron, además de las 16 secciones estructurales concordantes con las del modelo estratigráfico, nuevos mapas estructurales.

Ya que uno de los fines de este objetivo consistió en definir la morfología general del Campo El Roble, fueron también construidos mapas de superficie 3D con los cuales interpretar este aspecto.

Modelo Petrofísico y Geostadístico

Primeramente, se investigaron los parámetros eléctricos: coeficiente de cementación, exponente de saturación y coeficiente de tortuosidad (m, n y a) basándose en lo descrito en la bibliografía de Asquith y Gibson (1982), y para determinar la Resistividad del Agua de Formación fueron utilizadas la Ley de Archie y el Método del Potencial Espontáneo Estático a varios pozos que cumplieran con las condiciones adecuadas para estos cálculos.

Teniendo esta información, se procedió a calcular los parámetros de calidad de roca a 25 pozos con disponibilidad de registros para cálculos petrofísicos, siendo estos: Volumen de Arcilla, Saturación de Agua por el Modelo de Simandoux modificado, Porosidad Efectiva y Permeabilidad Absoluta por el Modelo de Timur.

A partir de los valores calculados, fueron elaboradas las gráficas para determinar los parámetros de corte, con los cuales identificar los valores que se consideran prospectivos por su contenido y movilidad de hidrocarburos.

Para proceder con la Interpretación Geostadística, se ponderaron las propiedades por pozo y se tabularon junto con sus coordenadas Norte y Este. El primer paso del análisis consistió en la determinación de parámetros estadísticos básicos: Media, Mediana, Moda, Varianza, Desviación Estándar, Coeficiente de asimetría y curtosis, etc, con los cuales establecer valores promedios y límites de confianza de los datos petrofísicos. Fueron construidos histogramas de frecuencia y diagramas boxplot, que sirven como apoyo en la interpretación de la distribución de los valores de la muestra y la identificación de valores atípicos.

Como parte primordial del análisis geostadístico, se elaboraron Variogramas Experimentales para cada una de las propiedades de las muestras disponibles para luego realizar un Análisis Variográfico para obtener los elementos usados en el cálculo de la distribución espacial por kriging y por Inverso de la Distancia al Cuadrado (IDW2). Para determinar cuál método resulta más efectivo para este estudio, se estimaron parámetros de calidad mediante una validación cruzada: Coeficiente de determinación (R2), Media del Error (ME) y Raíz Cuadrada del Error Cuadrático Medio (RMSE). Los valores promedio de las propiedades petrofísicas corresponden a la media de los puntos estimados por el método validado.

Estimación del GOES por el Método Volumétrico

Para calcular el Método Volumétrico se requieren los datos de Saturación de agua, Porosidad efectiva, Volumen del yacimiento y Factor volumétrico inicial del gas. Para determinar el Volumen del yacimiento, se define su geometría con la actualización de los mapas isópacos de arena neta petrolífera junto con los contornos estructurales, estableciendo los límites del mismo al integrar la información obtenida con los modelos elaborados anteriormente. Mediante el software SIGEMAP de PDVSA, se calcula el Área y Volumen del yacimiento definido. Ya que estos yacimientos someros son de Gas Seco, se calcula el Gas Original en Sitio medido en Pies Cúbicos del Normal (PCN).

Resultados y discusión

Modelo Estratigráfico

De acuerdo a lo observado en las secciones estratigráficas del nivel BL-B, (Figura 3), se determinó que la arena presenta continuidad lateral a lo largo de las mismas, definiéndose como relleno de canal distributario a la mayoría de las respuestas electrográficas, excepto algunos casos en los que, por la presencia de intercalaciones de lutitas poco espesas, se interpretaron canales entrelazados en varios de los pozos ubicados hacia el centro del área de estudio, y otros en los cuales la respuesta correspondía a una barra de desembocadura.

En general, el paquete de arena cuenta con un espesor promedio de 70' a 80', las disminuciones de espesor más notables se producen hacia el área meridional del campo, y no fue posible definir una respuesta lutítica consistente para establecer límites de roca a partir de este modelo.

Figura 3. Sección Estratigráfica A-A' del nivel BL-B.

Por otro lado, en las secciones estratigráficas del nivel AZ-O (Figura 4), se comprobó que el yacimiento está representado por un paquete de arena hacia la parte media del nivel, entre dos lutitas de gran espesor y constituido por facies de canal distributario de mayor continuidad lateral de la arena en dirección NE-SO, y espesor promedio de 50 a 60'.

Figura 4. Sección Estratigráfica N-N' del nivel AZ-O.

Modelo Sedimentológico

El ambiente de sedimentación definido para el nivel BL-B, de acuerdo al mapa de paleoambiente, corresponde a uno de tipo transicional deltaico, con facies de canales entrelazados y distributarios, posiblemente depositados en condiciones de alta energía por el considerable espesor del paquete de arena, además de una extensa barra de desembocadura.

En el caso del nivel AZ-O (Figura 5), se trata de un ambiente transicional deltaico cuyas facies están mejor diferencias, las cuales consisten en canales distributarios, barras de meandro, abanicos de rotura, barras de desembocadura y llanuras de inundación. El aporte de sedimentos en ambos niveles se definió en general de sur a norte.

Figura 5. Mapa de Paleoambiente del Nivel AZ-O.

Para el nivel AZ-O, esto es corroborado a partir del reporte integrado de Halliburton, cuyo análisis demuestra que la arena de este intervalo se depositó en un ambiente de alta energía, con un azimut promedio de 26,5º, coincidente con la dirección sugerida en el modelo.

Modelo Estructural

De acuerdo a las secciones y mapas estructurales actualizados, las estructuras geológicas de ambos niveles se ven representadas por el flanco de un anticlinal en sentido NO-SE, cuyo buzamiento se suaviza progresivamente hacia el NO, de manera que se identifica la terraza tectónica que conforma al Campo El Roble de acuerdo a González de Juana y otros (1980), debido a la notable diferencia de elevación y pronunciado buzamiento que existe entre este y el anticlinal que constituye al Campo San Joaquín (Figura 6).

Figura 6. Mapa de superficie tridimensional del nivel BL-B.

En sentido NE-SO es posible apreciar un anticlinal asimétrico poco pronunciado, con buzamiento más acentuado hacia el NE. Hacia el SE es identificada una falla normal en la transición entre los campos El Roble-San Joaquín, con plano de falla desarrollado en dirección NE-SO, buzamiento generalizado hacia el SE y salto de falla de +/- 10'.

Modelo Petrofísico y Geostadístico

Para el nivel BL-B se obtuvo una Resistividad del agua de formación igual a 1,52 ohm-m, mientras que para AZ-O, el valor fue de 0,19 ohm-m, lo que se interpreta en función de la proporcionalidad inversa entre profundidad y resistividad del

Tabla I. Parámetros de corte estimados para los niveles de interés.

Tabla II. Estadística descriptiva de los parámetros petrofísicos.

De acuerdo al análisis variográfico (Figura 8), cuyos resultados se plasman en la tabla III, existe anisotropía en la distribución de todas las propiedades de ambos niveles, lo cual es frecuente en el desarrollo de procesos geológicos.

Tabla III. Resultados del análisis variográfico.

Esta anisotropía es del tipo geométrica, lo que significa que la continuidad espacial en la distribución es mayor en la dirección de mayor rango (generalmente, en la dirección aparente de sedimentación). De acuerdo a lo definido por Al-Amri y otros (2013), los coeficientes pepita/meseta del nivel BL-B indican una dependencia espacial moderada, y los del nivel AZ-O una fuerte, seguramente relacionado a la diferenciación existente entre los cuerpos sedimentarios de ambos niveles y al rango de variaciones entre los valores petrofísicos entre pozos.

Con la estimación de la distribución espacial por IDW2 y kriging se apreció a simple vista que los resultados del segundo método parecían más admisibles, lo cual se verificó con los cálculos de la validación cruzada descritos en la tabla IV.

Los valores de R2 más cercanos a 1, ME y RMSE más cercanos a 0, calificaban a un método como más válido. Por tanto, los valores petrofísicos promedio se definieron de acuerdo a la estimación por kriging ordinario (Tabla V).

Tabla V. Valores petrofísicos promedios de los niveles de interés.

agua de formación, puesto que el segundo está más profundo en relación al primero.

Con los cálculos petrofísicos realizados a cada intervalo, fueron estimados los valores de corte para ambos niveles descritos en la tabla I, con los cuales determinar si el intervalo es contenedor de hidrocarburos.

Con la obtención de los promedios ponderados por pozo, se realizaron los cálculos de estadística descriptiva señalados en la tabla II. A partir de las desviaciones estándar, se dedujo que los valores de las propiedades petrofísicas del nivel BL-B no están tan dispersas respecto a su media, pero para el nivel AZ-O es lo contrario, debido, en gran medida, a las distintas características de los cuerpos sedimentarios que integran a este nivel.

Por otro lado, con el análisis de los histogramas de frecuencia (Figura 7) en conjunto con los coeficientes de asimetría y curtosis, se determinó que la mayoría de los valores de Sw de BL-B y AZ-O, y øe de AZ-O, son menores que la media, y para el caso del resto de las propiedades, los valores son mayores a la media. Además, de acuerdo a los coeficientes de curtosis de todas las propiedades, la distribución de los valores no se acumula en torno a sus respectivas medias.

Figura 7. Histogramas de frecuencia de las propiedades petrofísicas.

Figura 8. Variogramas teóricos de las propiedades petrofísicas.

Tabla IV. Resultados de la validación cruzada.

Estimación del GOES

Con los yacimientos de gas seco definidos en los mapas actualizados de las figuras 9 y 10, fueron establecidos los límites estratigráficos y estructurales de ambos horizontes, presentándose importantes cambios respecto a los modelos anteriormente propuestos, notablemente en el caso de los valores oficiales de volumen y espesor promedio del yacimiento AZ-O/RPN-76, debido a las actualizaciones en los valores de los pozos que realmente pertenecen a este.

Figura 9. Mapa isópaco–estructural del prospecto BL-B 101.

Figura 10. Mapa isópaco-estructural del yacimiento AZ-O/RPN-76.

El valor de GOES obtenido para BL-B resultó ser de 3.722,08 MMPCN, tomando en cuenta que este es un yacimiento de mediana extensión y está altamente saturado de agua, no se considera un nivel muy prospectivo económicamente. En cambio, el nivel AZ-O cuenta con un valor de 22.823,80 MMPCN, y por su pequeña extensión y baja saturación de agua, este yacimiento sí es rentable para su producción. Sin embargo, cabe mencionar que presenta un 40,13% de disminución respecto al oficial señalado en el Libro de Reservas del año 2016.

Conclusiones

1. El nivel BL-B tiene excelente continuidad lateral y considerable espesor, como tal no se pudo establecer un límite de roca a partir del modelo estratigráfico, sino al integrar el resto de los modelos.

2. Se considera que, para precisar mejor las condiciones del ambiente de sedimentación de este nivel geológico, se lleven a cabo estudios de núcleos y registros especiales. Además, se trata de un nivel de baja consolidación y alta porosidad efectiva y permeabilidad, sin embargo, altas saturaciones de agua, teniendo incluso un valor de corte poco atractivo para la industria.

3. El nivel AZ-O presentó constantemente características geológicas bien diferenciadas y fácilmente reconocibles, consistiendo este en un ambiente cuyos límites están claramente definidos y con cuerpos sedimentarios bien diferenciados. Las últimas perforaciones validan las nuevas limitaciones del modelo actualizado, a partir de las cuales también se razona la disminución del volumen del yacimiento respecto al oficial.

4. El yacimiento en cuestión se ve representado por un paquete masivo de arena con excelentes parámetros de saturación de agua, porosidad y permeabilidad; y, en condiciones originales, contiene prospectivas reservas recuperables de hidrocarburo.

5. La disminución del 40,13% del GOES respecto al oficial demuestra, sin embargo, concordancia con el estado actual del yacimiento, pues de acuerdo a los registros de presión en pozos más recientes, el mismo está evidenciando una declinación importante de presión, con lo que se infiere la cercanía del fin de la vida útil del yacimiento en su producción primaria.

Referencias

Al-Amri, N. y otros (2013). Geostatistical Analysis using GIS for mapping groundwater quality: Case study in the recharge area of Wadi Usfan, Western Saudi Arabia (Paper original). Arabian Journal of Geosciences, Arabia Saudita.
Asquith, G. y Gibson, C. (1982). Basic Well Log Analysis for Geologists. The American Association of Petroleum Geologists, Estados Unidos de América, pp 5-6.
González de Juana, C. y otros (1980). Geología de Venezuela y de sus Cuencas Petrolíferas. Editorial Foninves, Venezuela, pp 617-954.
Halliburton (2014). Reporte Integrado de Registros Eléctricos de Pozo, RPN-79. Venezuela, pp 23.
PDVSA-GAS Anaco (2016). Libro de Reservas. Venezuela.
Petróleos de Venezuela, S.A. - Visión Integrada del Potencial Petrolífero de Venezuela (PDVSA-VIPA) (2000) Potencial Hidrocarburífero de Venezuela.

The author(s) declare(s) that she/he/they has/have no conflict of interest related to hers/his/their publication(s), furthermore, the research reported in the article was carried out following ethical standards, likewise, the data used in the studies can be requested from the author(s), in the same way, all authors have contributed equally to this work, finally, we have read and understood the Declaration of Ethics and Malpractices.

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