Historical analysis of well logging in the Barinas sub-basin reveals a crucial technical evolution that transformed a region of initially negative results into a productive area for Venezuela. Exploration began with the Uzcátegui-1 well in June 1930, which resulted in a dry hole. The historical milestone that validated the existence of hydrocarbons was the drilling of the Silvestre-2 (SSW-2) well in August 1947, which formally opened the window to commercial production in the region. In this initial stage, well logging focused on basic electrical logs (resistivity, density/neutron, microlog) to identify sandy formations. However, since the 1990s, the implementation of advanced logs—such as imaging, mineralogical, and magnetic resonance—has been a decisive milestone in the exploratory evolution of the Barinas sub-basin. These tools allowed for an accurate petrophysical characterization of complex lithology formations, such as the 'O' Member of the Escandalosa Formation, facilitating the identification of intervals with secondary porosity of commercial interest, highlighting dolomitization, fractures, stylolites, and vugs, which were previously undetectable by conventional logs. The application, interpretation, and integration of image, magnetic resonance, and mineralogical logs not only reduce uncertainty in reservoir delimitation but also optimize the success rate in drilling J-type or horizontal wells.

Resumen

El análisis histórico del perfilaje de pozos en la subcuenca de Barinas revela una evolución técnica crucial que permitió transformar una zona de resultados inicialmente negativos en otra región productora para Venezuela. La exploración comenzó con el pozo Uzcátegui-1 en junio de 1930, el cual resultó seco. El hito histórico que validó la existencia de hidrocarburos fue la perforación del pozo Silvestre-2 (SSW-2) en agosto de 1947, que abrió formalmente la ventana a la producción comercial en la región. En esta etapa inicial, el perfilaje de pozos se centraba en registros eléctricos básicos (resistividad, densidad/Neutrón, microlog) para identificar formaciones arenosas, sin embargo, a partir de la década de los 90, con la implementación de registros más modernos (imágenes, mineralógicos y resonancia magnética), han sido un hito determinante en la evolución exploratoria de la subcuenca de Barinas. Estas herramientas permitieron una caracterización petrofísica precisa de formaciones de litología compleja como el Miembro “O” de la Formación Escandalosa, facilitando la identificación de intervalos con porosidades secundarias de interés comercial destacando la dolomitización, fracturas, estilolitas y oquedades, que antes eran indetectables por registros convencionales. La aplicación, interpretación e integración de registros de imágenes, resonancia magnética, mineralógico no solo reduce la incertidumbre en la delimitación de yacimientos sino que también optimiza la tasa de éxito en la perforación de pozos tipo J u horizontales.

Resumo

A análise histórica da perfilagem de poços na sub-bacia de Barinas revela uma evolução técnica crucial que permitiu transformar uma zona de resultados inicialmente negativos em outra região produtora para a Venezuela. A exploração começou com o poço Uzcátegui-1 em junho de 1930, o qual resultou seco. O marco histórico que validou a existência de hidrocarbonetos foi a perfuração do poço Silvestre-2 (SSW-2) em agosto de 1947, que abriu formalmente a janela para a produção comercial na região. Nesta etapa inicial, a perfilagem de poços centrava-se em perfis elétricos básicos (resistividade, densidade/nêutron, microlog) para identificar formações arenosas. No entanto, a partir da década de 90, a implementação de perfis mais modernos (imagens, mineralógicos e ressonância magnética) tem sido um marco determinante na evolução exploratória da sub-bacia de Barinas. Estas ferramentas permitiram uma caracterização petrofísica precisa de formações de litologia complexa, como o Membro 'O' da Formação Escandalosa, facilitando a identificação de intervalos com porosidades secundárias de interesse comercial, destacando a dolomitização, fraturas, estilólitos e vugos, que antes eram indetectáveis por perfis convencionais. A aplicação, interpretação e integração de perfis de imagem, ressonância magnética e mineralógicos não apenas reduz a incerteza na delimitação de reservatórios, mas também otimiza a taxa de sucesso na perfuração de poços tipo J ou horizontais.

Palabras clave/Keywords/Palavras-chave:

Análisis histórico, análise histórica, Barinas sub-basin, caracterización petrofísica, caracterização petrofísica, dolomitización y fracturas, dolomitização e fraturas, dolomitization and fractures, Escandalosa formation, evolución exploratoria, Evolução exploratória, Exploratory evolution, Formación Escandalosa, formação Escandalosa, historical analysis, Hidrocarburos en Venezuela, Hidrocarbonetos na Venezuela, Hydrocarbons in Venezuela, Image and resonance logs, Miembro O, Member O, Membro O, Perfilaje de pozos, Perfilagem de poços, Perfis de imagem e ressonância, Porosidad secundaria, Porosidade secundária, Pozo Silvestre-2, Poço Silvestre-2, Reducción de incertidumbre, Redução de incerteza, Registros de imágenes y resonancia, Secondary porosity, Silvestre-2 well, Sub-bacia de Barinas, Subcuenca de Barinas, Uncertainty reduction, Well logging.

Citar así/Cite like this/Citação assim: Chacín (2026) o (Chacín, 2026).

Referenciar así/Reference like this/Referência como esta:

Chacín B., E. J. (2026). Análisis histórico del perfilaje de pozos y su impacto en el desarrollo de los hidrocarburos en la subcuenca de Barinas. Geominas 54(95). 49-59.

Introducción

La evolución de la exploración petrolera en la subcuenca de Barinas ha estado marcada por la necesidad de comprender las características de las rocas reservorios, incluyendo porosidad, permeabilidad, saturaciones, mineralogía, etc.

En este contexto, la implementación de registros eléctricos especiales de última generación ha representado un hito determinante, permitiendo transitar de una evaluación cualitativa a una caracterización petrofísica de alta resolución. Este avance es particularmente relevante en unidades de litología compleja, como el miembro “O” de la formación Escandalosa pertenecientes al Cretácico, donde las interpretaciones de los parámetros del reservorio exigen un nivel de detalle que supera las capacidades de la evaluación convencional.

Históricamente, la detección de porosidad secundaria originada por procesos de dolomitización, presencia de fracturas, estilolitas, oquedades (“vugs”), cavernas y otras, representaba un desafío técnico que elevaban el riesgo de los pozos de producción como los exploratorios.

No obstante, la integración de tecnologías avanzadas de registros especiales como la resonancia magnética nuclear (RMN) desde 1990, los perfiles de imágenes (ARI/FMI/FMS) con disponibilidad comercial a partir de 1991, los registros de espectroscopia mineralógica han transformado la visión del subsuelo, así como también la caracterización de la orientación e intensidad de las fracturas y “oquedades” con el uso datos de reflexión de onda P.

Estas herramientas no solo identifican intervalos comerciales antes indetectables mediante registros convencionales, sino que, al integrarse con calibraciones de testigos y datos de producción, ofrecen una visión integral de la arquitectura porosa y la composición mineralógica.

En un entorno geológico de los miembros “O” y “P” caracterizado por su alta complejidad estratigráfica, el uso de estas tecnologías se ha vuelto indispensable para reducir la incertidumbre en la delimitación de los reservorios. Al optimizar la precisión en la evaluación de formaciones, se facilita la toma de decisiones críticas para la ubicación de nuevas localizaciones de pozos verticales, desviados tipo J u horizontales, maximizando así la tasa de producción, garantizando un desarrollo eficiente de los recursos hidrocarburíferos en la subcuenca de Barinas, (Figura 1).

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Figura 1. Cuencas petrolíferas de Venezuela. Modificado de Chacin, 2024.

Contexto regional

La subcuenca de Barinas se emplaza en el suroccidente de Venezuela y forma parte del sistema de cuencas subandinas, situadas entre la cordillera de los Andes y el escudo de Guayana. Geográficamente, está delimitada por dos elementos estructurales de gran importancia: al norte-noreste por el arco de El Baúl, que actúa como límite con la cuenca Oriental de Venezuela, y por el arco de Mérida, que la separa de la subcuenca de Apure. (Young, 1988). (Figura 1).

Estratigrafía del área

La figura 2A muestra la columna estratigráfica de la subcuenca de Barinas, la cual está representada por cuatro períodos geológicos: El Precretácico está formado por un basamento de naturaleza ígnea-metamórfica, el cual representa una extensión del escudo de Guayana (Osuna S., 1990). El Cretácico está compuesto por cuatro formaciones: 1) Formación Aguardiente (Albiense Medio); 2) Formación Escandalosa (Cenomaniense-Turoniense), subdividida a su vez en cuatro miembros informales que, de base a tope, son: S, R, P y O, Figura 2B; 3) Formación Navay (Coniaciense-Campaniense) subdividida en los miembros: La Morita y Quevedo y por último la Formación Burgüita del Maastrichtiense. El Cenozoico comprende las formaciones Gobernador y Pagüey (Eoceno Medio-tardío), Parángula y Río Yuca (Mioceno - Plioceno) y finalmente el Cuaternario constituido por la Formación Guanapa del Pleistoceno (Kiser G., 1992).

Figura 2. A) Columna estratigráfica de la Subcuenca de Barinas, B) Miembro informales de la Formación Escandalosa, Modificado de Chacin, 2024 y C) Descripción del Miembro “O” según cuatro grandes secuencias de facies correspondientes a ciclos principales, Kupecz et al., 2004 y D) Grafico de Calcimetría del Miembro “O”. Modificado de Chacin et al., 2019.

En esta columna los reservorios de hidrocarburos se concentran en formaciones de origen siliciclásticas y carbonáticas. Las de origen siliciclásticas contienen la mayoría de las reservas de petróleo de la cuenca, representando el 83 % y lo conforman en su mayoría la formación Gobernador y la unidad Escandalosa “P”. Las de origen calcáreo pertenecen exclusivamente a Escandalosa “O”, el cual está ubicado estratigráficamente en la cima de dicha unidad.

También es conocido como Caliza de Guayacán (Osuna S., 1990). Este intervalo productor de petróleo, de 20 a 25 metros de espesor promedio, tiene una producción acumulada que representa el 9,7 % de la formación Escandalosa. Está compuesto de litología calcárea y siliciclásticos mezcladas que han sido sometidas a diferentes procesos diagenéticos (Kupecz. et al., 1997).

El miembro "O" de la formación Escandalosa se ha dividido en nueve ciclos (1', 1 al 8; véase la Fig. 2C). Estos se caracterizan por una alternancia de siliciclásticos (areniscas calcáreas, limolitas y lutitas) y carbonatos, con variaciones laterales y verticales significativas, Fig. 2D. El análisis de testigos indica que los ciclos evolucionan de base a tope desde facies siliciclásticas de ambientes infra e intermareales hacia depósitos supramareales de dolomía masiva o calcárea.

Aunque teóricamente cada ciclo debería culminar en una discordancia o superficie de exposición subaérea, este límite no siempre es nítido; en ocasiones, se define únicamente por variaciones en la porosidad y el cambio de facies hacia un nuevo evento transgresivo. El ciclo final (Ciclo 8), en contacto con el sello del Miembro La Morita, presenta un hiatus de aproximadamente 2 Ma (Helenes et al., 1994). Esta superficie de exposición subaérea favoreció procesos de meteorización que generaron porosidad secundaria por disolución química.

Ese fenómeno de la meteorización química o disolución kárstica, donde el ácido carbónico disuelve el carbonato de las calizas, dolomías y rocas similares, creando un sistema poroso con cavidades y canales que aumenta la permeabilidad, típico del relieve kárstico, formando en la superficie dolinas y en el subsuelo, redes que canalizan el agua (Moore et l., 2013), como porosidades como intergranulares, cavernas, oquedades, estas últimas con un tamaño de hasta 100 micras (0,1 mm), se caracteriza típicamente por un agrandamiento de su geometría.

Antecedentes de la exploración petrolera

El geólogo estadounidense Dr. Ralph Arnold (1875-1961), de amplia trayectoria internacional, lideró a un numeroso grupo de colegas en una exploración por Venezuela entre 1912 y 1916 (Arnold et al., 1960). Tras su exitosa gestión en la isla de Trinidad, fue contratado por la General Asphalt para evaluar el potencial petrolero venezolano.

A su llegada a Venezuela solo existía una explotación petrolera artesanal en el campo La Alquitrana, estado Táchira, a 20 km de la frontera con Colombia, dicha explotación databa de 1883, la cual apenas llegaba en ese momento a 1 BPPD. La aplicación de métodos científicos le dio la posibilidad al Dr. Arnold y a su equipo de sentar las bases para perforar los primeros pozos comerciales sorteando todo tipo de obstáculos.

Las descripciones de afloramientos y menes en Flanco Norandino de Mérida como los de Tabacal y Río Culebra (Arnold et al., 1960; Urbani et al., 2016) despertaron el interés de diversos exploradores petroleros. Este interés impulsó la prospección en Flanco Surandino, específicamente en el estado Barinas. Así, el 17/06/1930 se inició la primera etapa exploratoria con la perforación del pozo Uzcátegui-1 (UZC-1), ubicado a 25 km al sureste de los afloramientos de lutitas oscuras de la formación La Luna (Cretácico Tardío), situados cerca del aliviadero de la central hidroeléctrica del río Santo Domingo (Giraldo, 1994).

Sin embargo, debido a complicaciones operacionales (arrastres y pegas de tubería en la formación Río Yuca), la perforación se suspendió el 26/06/1931 a una profundidad de 5.525’ MD. Finalmente, el 17/03/1934 el pozo fue abandonado sin alcanzar la formación Gobernador, objetivo siliciclástico ubicado por sísmica aproximadamente a 10 mil pies TVD, (Chacin, 2016).

Primera y segunda campaña exploratoria

Entre 1947 y 1958, se descubrieron seis campos: Silvestre, Silván, Sinco, Estero, Maporal y Palmita, todos con yacimientos de matriz siliciclásticas. Posteriormente, en 1961, se perforó el pozo exploratorio UZC-2, ubicado a 2 km al noreste del pozo UZC-1. Figura 3A. A pesar de haber atravesado la columna geológica hasta cubrir la formación Escandalosa, el pozo fue abandonado al tercer día, ya que las evaluaciones en las areniscas de las formaciones Gobernador y Escandalosa no mostraron prospectividad.

Figura 3. A) Campos productores de petróleo en Miembro “O” 1ra y 2da campaña exploratoria, B) Campos productores en Miembro “O” 1ra, 2da y 3ra campaña. Diseño del autor para este trabajo.

El miembro “O” de la formación Escandalosa, caracterizado por una mezcla de carbonatos, calizas, dolomías y calcarenitas, fue probado con éxito en 1967 al realizarse la primera completación comercial en el campo Palmita. Los resultados fueron altamente positivos, con una producción inicial de 456 BPPD y una gravedad de 28,6° API (Chacín et al., 2006).

Posteriormente, entre 1961 y 1974, se descubrieron los campos Hato, Páez-Mingo y Caipe, además de la acumulación menor Sin-16-1X en las proximidades del campo Sinco. Luego, la actividad exploratoria se detuvo durante 18 años (1974 - 1992). Durante este último periodo, la producción acumulada en el miembro “O” estuvo liderada por el campo Maporal (33 %), seguido de Silván (28 %), Sinco (20 %), Silvestre (13 %), Palmita (4 %), Hato (2 %) y Estero (<0,5 %).

Tercera campaña exploratoria

La tercera campaña exploratoria estuvo comprendida entre 1992 y 1998, Fig. 4, donde se descubrieron los campos: Torunos, Borburata, Bejucal, Las Lomas, Obispo y Sipororo, situados al norte de las áreas tradicionales, denominado Barinas Norte y Flanco Sur Andino (F.S.A), Figura 3B. A diferencia de campañas previas centradas exclusivamente en rocas siliciclásticas de las formaciones Gobernador, Miembros “H” e “I” de Navay y Miembros “P” y “R” de Escandalosa, esta fase exploratoria adoptó una visión renovada que priorizó la recuperación de información.

Figura 4. Evolución histórica del Miembro “O” como productor de petróleo. Modificado de Chacin, 2008.

Figura 5. A) Sección estratigráfica del Miembro “O” con los resultados de la identificación de calidad de roca a partir de núcleos. Rangel et al., 2003. B) Núcleo del Miembro “O”, matriz (m), fracturas (f) conectadas con vesículas (v). C) Perfil típico de un FMS, en donde se presentan dibujadas las zonas de posibles micro fracturas del pozo SMW-20 (Campo Maporal). Becerra et al., 1994. D) Vista de una fractura en varias direcciones. Diseño del autor para este trabajo.

Figura 6. Tipos de porosidad (Choquette y Pray, 1970).

De los 6.975,6 pies de núcleos de perforación obtenidos históricamente, el 76 % se recuperó durante esta 3ra campaña, superando significativamente el 24 % alcanzado en las dos primeras fases combinadas. En los campos Borburata y Bejucal, durante la perforación de los pozos BOR-7, 8, 11, 16, y BEJ-7 y 9 (Figura 4). se presentaron problemas operacionales relacionados con pérdidas severas de circulación al penetrar el Miembro “O”, Pérez et al., 2007. Cabe destacar que el pozo BOR-11 generó el 28 % y el BOR-8 el 12 % de la producción total de este yacimiento calcáreo intensamente fracturado. (Figura 5).

Este comportamiento se debe a su naturaleza de yacimientos de carbonatos naturalmente fracturados (presencia de oquedades y fracturas), definido mediante análisis de núcleos. El Miembro “O” se compone de dolomías intercaladas con calizas, areniscas calcáreas, arcillas y limolitas. Estos datos de testigos fueron cruciales para identificar variaciones en la calidad de roca dentro de las dolomías, las cuales resultan imposibles de correlacionar utilizando únicamente registros eléctricos, Gómez et al., 2005.

Debido a la complejidad litológica del Miembro “O”, se requieren perfiles de alta resolución vertical. Por ello, desde el uso de los registros especiales de la Compañía Schlumberger, Halliburton, Western Atlas, a partir de 1993, se seleccionaron las herramientas de imagen ARI (Azimuthal Resistivity Imager) y FMS (Formation Micro Scanner), Fig. 5C. La primera ofrecía inicialmente una resolución vertical menor que la segunda, su profundidad de investigación es distinta, logrando así un complemento ideal.

Esta combinación permitió identificar con precisión la orientación de las fracturas naturales e inducidas, Fig. 5D en el campo Maporal, permitiendo la perforación de pozos horizontales en dirección perpendicular a las fracturas naturales para maximizar la intersección con estas.

Limitaciones de la evaluación convencional

Aunque se asume de forma general que la porosidad secundaria se puede inferir a partir de la diferencia entre la porosidad del registro sónico, el cual puede determinar variaciones de velocidad en porosidades añadidas a la roca posteriormente a su formación original mediante disolución química, fracturas y alteraciones mineralógicas, mientras que el registro de densidad mide la densidad aparente de la formación tomando en cuenta litología y fluidos, también es cierto que este método no es infalible y presenta considerable incertidumbre.

Los registros convencionales fallan a menudo con la detección de la porosidad secundaria (fractura, oquedades, cavernas, estilolitas, intercristalina, etc.), Fig. 6, porque miden la porosidad interconectada (Ø primaria) y

la matriz, no el espacio abierto y aislado de fracturas, el registro de rayos gamma (GR) no distingue litología secundaria, la resistividad ve fluidos y la roca circundante, no cavidades, y el neutrón-densidad promedian la matriz y el fluido, no detectan cavidades enormes que alteran la respuesta promedio, dejando a menudo la porosidad secundaria sin cuantificar o con lecturas anómalas que no se correlacionan con la matriz, Tiab et al., 2004; Asquith et al., 2004.

Tecnologías de registro de nueva generación

Registros mineralógicos: Cuantificación precisa de sílice, calcita, dolomita y otros minerales accesorios. son mediciones petrofísicas realizadas para determinar la litología, composición de rocas y contenido de fluidos.

Entre las aplicaciones tenemos:

a) Determinación cuantitativa de la mineralogía en litologías complejas.

b) Mediciones de elementos: Ca, Fe, Mg, S (para carbonatos) Al, Fe y Si (para siliciclásticos) y Al, Ca, Fe, K, y Si (para yacimientos no-convencionales).

c) Medición del Carbón Orgánico Total.

d) Propiedades de la matriz para las evaluaciones petrofísicas: porosidad de la densidad más exacta.

e) Registros de elementos para correlación pozo a pozo y estratigrafía secuencial.

f) Clasificación de litofacies para contactar intervalos de completación de mejor calidad del reservorio.

La figura 7 muestra una sección estratigráfica del campo Borburata, colgada desde el tope del miembro “O”, línea de color rojo. El panel izquierdo presenta la curva de rayos gamma (GR), el central las resistividades (Rt) y el derecho los resultados de una evaluación petrofísica multimineral. En este último se identifican litologías de arcillas, areniscas y carbonatos (principalmente dolomía), junto con las saturaciones de fluidos. Los intervalos de cañoneo, indicados entre los registros de GR y Rt, fueron ubicados estratégicamente en los estratos de dolomía los cuales presentan las mejores propiedades petrofísicas.

Figura 7. Sección estratigráfica colgada de la cima del Miembro “O”, tipo mineralógica-petrofísica, Campo Borburata. Modificado de Rangel et al., 2003.

Registros de imágenes (FMI): Identificación visual de fracturas y texturas. (Fullbore Formation MicroImager) es una técnica de perfilaje de pozos que utiliza una herramienta con múltiples electrodos para medir la resistividad eléctrica de la pared del pozo, generando imágenes detalladas en 360° con alta resolución de la microestructura y geología del subsuelo, revelando características estructurales (fracturas, fallas, buzamiento) y sedimentológicas (estratificación, facies) que no se ven con métodos convencionales, crucial para la caracterización de yacimientos. Figura 8.

Figura 8. A) Registro convencionales, GR/Resistividad/Densidad/Neutro, B) Registro de imágenes mostrando oquedades/vesículas y fracturas en el Miembro “O”. Modificado de Rangel et al., 2013.

Entre las aplicaciones tenemos:

a) Análisis de buzamiento estructural y sedimentario.

b) Identificación y análisis de fracturas.

c) Identificación de yacimientos de capas delgadas.

d) Identificación de barreras de permeabilidad.

e) Análisis de textura de carbonatos.

f) Identificación de porosidad secundaria.

g) Evaluación de la estabilidad del hoyo.

h) Cálculos del radio del hoyo y del volumen de cemento.

i) Análisis automático de la forma del hoyo.

j) Descripción litológica en intervalos donde no se han cortado núcleos.

Resonancia magnética nuclear (RMN): La implementación de esta avanzada tecnología facilita la obtención de datos críticos para optimizar los modelos de yacimiento, mejorar el intervalo de cañoneo y precisar la evaluación de la arena neta petrolífera (NETPAY). Asimismo, permite caracterizar la distribución de los poros, la porosidad, permeabilidad absoluta, presión capilar, determinar las saturaciones de los fluidos y el límite T2; variables esenciales para una descripción detallada del subsuelo, Coates et al., 1999, Dunn et al., 2002.

Entre las aplicaciones tenemos:

a) Determinación más exacta de la porosidad, tanto total como efectiva, independiente de la litología.

b) Determinación de la distribución de fluidos independiente de la resistividad.

c) Determinación de la viscosidad, aún donde ésta varía con la profundidad.

d) Distribución de los tamaños de poros.

e) Cuantificación de fluidos movibles e irreducibles.

f) Cálculo exacto y continuo de la saturación de agua irreducible.

Tiempo de relajación transversal (T2): La distribución de T2 representa la distribución del tamaño de poro, donde tiempos de relajación T2 más largos indican poros grandes y fluidos móviles, mientras que los T2 cortos indican poros pequeños y agua inmóvil ligada a arcillas, permitiendo diferenciar fluidos, estimar porosidad, permeabilidad y la saturación de los reservorios.

La figura 9 muestra cuatro gráficos de curvas de distribución de T2, distribuidas a lo largo de un registro de rayos gamma (GR) correlacionado con otros 2 pozos de la zona a nivel del Miembro “O”. Representan un comportamiento discontinuo debido a la aparición tanto de picos y valles a lo largo del eje T2, que son indicadores de la presencia de diferentes sistemas de porosidad.

Figura 9. Reconocimiento de facies sedimentarias. Modificado de Montoya et al., 2005.

De hecho, las distribuciones de T2 obtenidas pueden mostrar uno, dos y hasta tres picos, dependiendo de la presencia de porosidades secundarias como, cavernas, intercristalinas, fracturas, estilolitas y oquedades. Si bien se puede confirmar que la presencia de porosidad vugular, se refleja en valores de T2 superiores a 750 ms. Por otra parte, la porosidad tipo intercristalina se deriva de una textura inicial de lutita depositacional, Montoya et al., 2005.

Este tipo de porosidad puede estar presente en todos los ciclos del Miembro "O", pero en los ciclos 6 y 7, es decir la última facies (D) representa casi la totalidad de la porosidad. El valor de corte de T2 es de 157,2 ms. Los valores de porosidad y permeabilidad son de 13,1 % y 23,8 mD, respectivamente.

Conclusiones

La transición de evaluaciones cualitativas a caracterizaciones petrofísicas de alta resolución ha sido clave para entender el miembro “O” de la formación Escandalosa, cuya complejidad litológica superaba la capacidad de los registros convencionales.

Se evidencia un salto cualitativo desde el uso de registros eléctricos básicos hasta la implementación de registros especiales a partir de la década de los 90, permitiendo superar las limitaciones de la evaluación convencional.

Estos resultados reducen la incertidumbre en la caracterización petrofísica del yacimiento y optimizan el uso de la resonancia magnética nuclear (RMN) para el reconocimiento de facies sedimentarias a partir de la distribución T2.

La implementación de registros especiales como la resonancia magnética nuclear (RMN) y los perfiles de imágenes (FMI/FMS) permite identificar con precisión porosidad secundaria (fracturas, estilolitas y oquedades), disminuyendo la incertidumbre en el intervalo de cañoneo tanto en pozos exploratorios como de producción.

La integración de registros de imágenes, resonancia magnética y registro mineralógico han reducido drásticamente la incertidumbre geológica, permitiendo la perforación efectiva de pozos desviados tipo J u horizontales para conectar perpendicularmente mayor cantidad fracturas.

El uso de estas herramientas de última generación no solo facilita la delimitación de reservorios, sino que maximiza las tasas de recuperación y garantiza un desarrollo eficiente de los recursos hidrocarburíferos en entornos de alta complejidad estratigráfica.

Las técnicas de evaluación, por ejemplo, la inclusión de métodos de inteligencia artificial tipo redes neurales, permitió la mejora de la caracterización del yacimiento.

Agradecimientos

El autor expresa su agradecimiento a MSc Marianto Castro y a los doctores Jean Rangel y Alfonso Quaglia por sus valiosas sugerencias y recomendaciones, basadas en su destacada trayectoria como petrofísicos.

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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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