MARCO TERICO

MARCO TERICO

PRUEBAS DE POZOS

Las pruebas de pozos son casi la nica herramienta que proveen informacin sobre el comportamiento dinmico de un yacimiento. Por lo tanto, son esenciales en la construccin de un modelo de yacimiento.

En trminos generales, podra decirse que una prueba de pozo es una medicin continua de los cambios de presin en pozo provocada por un cambio de flujo en el mismo o en otro pozo. Estas mediciones, generalmente, se realizan en el fondo del pozo, con el propsito de obtener de la manera ms consistente posible los cambios que ocurren en la cara de la formacin evaluada, ya que los mtodos de interpretacin estn basados en ecuaciones que estimulan los cambios de presin en diferentes puntos del yacimiento.

En los pozos productores se llevan a cabo, bsicamente dos tipos de pruebas:

1. Pruebas de Restauracin de Presin (Buildup): con el pozo abierto se mide presin de fondo fluyente del pozo. Luego el pozo se cierra hasta que restaure su presin (estabilice) midindose presin esttica versus tiempo. Con la data y su anlisis se determina presin del yacimiento (Py), permeabilidad (K) y Skin.

2. Pruebas de Declinacin de Presin (Drawdown): se toma con el pozo cerrado en principio, para determinar la presin del yacimiento. Luego el pozo se abre a produccin, determinndose presin de fondo fluyente versus tiempo. Con toda esta data, se procede a un anlisis que determinar los valores de permeabilidad (K), dao y tamao del rea de drenaje.

PRESIN ESTTICA

a) Presin Esttica

La presin esttica, SBHP (Static Bottom-Hole Pressure) es la presin que se determina en el fondo del pozo, una vez que este ha sido cerrado (mientras se deja que produzcan los otros pozos del campo) en forma continua o a intervalos hasta que esta presin se estabiliza. Esta estabilizacin de presin es originada por el flujo de fluidos procedentes de reas de alta presin.

La presin en los yacimientos aumenta con la profundidad en una proporcin casi lineal, informacin que ha podido obtenerse de afloramiento de formaciones geolgicas que constituyen tambin la roca reservorio. Estas formaciones saturadas de agua, acumulan una presin hidrosttica correspondiente a la diferenta en elevacin entre el afloramiento y el petrleo en el yacimiento. En muchos campos la presin aproximada se puede estimar antes del descubrimiento multiplicando la profundidad en pies debajo del nivel hidrosttico por el gradiente de la columna de agua (0.433 libras por pulgada cuadrada/pie).

Existen sin embargo, muchas excepciones a esta regla, especialmente a profundidades mayores de 7000 pies, teniendo como explicacin muy probable, el estado de fluencia de las rocas bajo el peso de los sedimentos superpuestos. A estas profundidades el lmite elstico de algunos de los componentes de la roca es excedido estando expuesto a deformaciones plsticas.Las presiones de formacin pueden clasificarse, de acuerdo a su valor de gradiente de presin, en normales, subnormales y anormales:SUBNORMALNORMALANORMAL

0.433 0.465

Gradiente de Presin Gradiente de Presin

Agua dulce

Agua salada

Fig. 1. Tipos de Presiones de Formacin

La presin esttica de fondo se utiliza para caracterizar el yacimiento y predecir su comportamiento futuro en el recobro primario, secundario y en proyectos de mantenimiento de presin. Es un parmetro fundamental para entender la conducta de los yacimientos y para determinar las propiedades de los fluidos para efectos de evaluacin de los mismos.Determinacin de la Presin Esttica

La presin esttica de fondo es la suma de la presin de superficie, la presin de la columna de gas y la presin de la columna de lquido. La precisin en el registro de cada una de estas presiones determina la precisin esttica de fondo.

La presin debida a la columna de gas es usualmente determinada por ecuaciones y cartas usando la gravedad y/o la composicin del gas, gradiente de temperatura, presin de superficie y profundidad. El gradiente de la columna de lquido, dad aqu, tiene correcciones por gas disuelto, presin y temperatura.

En pozos que producen gas por el anular del revestidor se utiliza una tcnica para calcular la presin esttica de fondo. sta consiste en cerrar la vlvula de revestidor un tiempo suficiente antes del confinamiento del pozo, tal que la presin del revestidor pueda incrementar. El gas ser reunido en el anular del revestidor incrementando la presin de ste y causando que el tope de la columna de lquido gaseoso (espuma), si existe, descienda hasta la entrada de la bomba. Se continua el bombeo del pozo hasta que la presin del revestidor y en una cantidad de lquido menor en el pozo en condiciones estticas, con lo que se tiene una mayor precisin en los clculos.

Existen diferentes mtodos para la obtencin de la presin esttica, siendo el ms utilizado la corrida de un registro utilizando una unidad de guaya. En caso de no existir este se pueden estimar los valores de presin esttica mediante la utilizacin de niveles de fluido en el pozo, o pozos vecinos completados en el mismo horizonte, detectados con guaya o mediante registros snicos (Echoneter, Sonolog, etc.) y corregidos a profundidad utilizando el gradiente del fluido presente en el pozo.

La utilizacin de la Ecuacin de Balance de Materiales como lnea recta permite, bajo la premisa de que el POES es cierto, la obtencin del comportamiento de presiones de un yacimiento en particular cuyos lmites iniciales se encuentren perfectamente definidos. Esta herramienta se desarroll como una hoja de Excel y se encuentra a disposicin del personal que lo requiera para el estimado de la Presin Esttica.

Presiones Estticas al Datum

Las presiones estticas medidas en los pozos, generalmente se corrigen al tope del intervalo perforado de produccin empleando gradientes medidos en el pozo, y de all hacia abajo o hacia arriba a un nivel de referencia usando el gradiente del fluido del yacimiento. El nivel de referencia es generalmente, seleccionado cerca del centro de gravedad de la acumulacin inicial de hidrocarburos.

Las presiones promedio a utilizar para el estudio, son aquellas referidas a un plano de referencia denominado datum (punto de equilibrio isovolumtrico del yacimiento), de tal manera que el promedio de presiones a este datum se aproximar a la presin actual en todos los puntos del yacimiento.

La ecuacin para el clculo de presiones con respecto a un plano de referencia es la siguiente:

P= Prm + Grp* (Hp - Hm) + Gryac* (Datum + RTE Hp) Ecuacin 1

Donde: Gryac: Gradiente esttico de yacimiento (Lpc/pie); Grp: Gradiente esttico del pozo (Lpc/pie); Hp : Profundidad al tope de perforacin (pbmr); Hm: Profundidad de medicin (Lpc); Datum: Profundidad del plano de referencia (pbnm); RTE: Elevacin de la mesa rotaria (pies).

Gradientes de Presin

El gradiente de presin, es la presin ejercida por la columna de fluido por pie de profundidad es decir, se le conoce como gradiente de presin a la variacin de los valores de presin por unidad de profundidad, generalmente se expresa en Lpc/pie.

Los gradientes normales en los yacimientos, varan de un mximo alrededor de 0.5 Lpc/pie para salmueras a 0.4333 Lpc/pie para agua dulce a 60F, y varan de acuerdo con la presin, temperatura y salinidad del agua. Los gradientes de petrleo, de gas a alta presin y de condensado de gas varan entre 0.10 y 0.30 Lpc/pie, adems su variacin depender de la presin, temperatura y composicin del fluido. Los gases a presiones bajas tienen gradientes muy bajos, alrededor de 0.002 Lpc/pie para gas natural a 100 Lpc.

El gradiente del yacimiento se determina mediante la siguiente frmula:

Gryac:: Grpetrleo* So + Gragua * SwEcuacin 2

Donde: Gryac: Gradiente esttico de yacimiento (Lpc/pie); Grpetrleo: Gradiente esttico de petrleo (Lpc/pie); Gragua: Gradiente esttico del agua (Lpc/pie); So: Saturacin de petrleo (fraccin); Sw: Saturacin de agua (fraccin).

El gradiente del pozo se puede obtener de los reportes de tomas de presin esttica o relacionando la ltima presin registrada con la columna o nivel de fluido que entr al pozo, es decir:

Grpozo: ltima Presin Medida (Lpc)/Columna o Nivel de Fluido (pies)Ecuacin 3Presin de Fondo Fluyente (Pwf).

La Presin de Fondo Fluyente, PBHP (Producing Bottom Hole Pressure) se define como la presin de la formacin en la vecindad del pozo productor frente a la formacin mientras se est produciendo. La presin de fondo fluyente es la suma de la presin del revestidor en la superficie ms la presin de la columna de fluido en el anular. La distribucin de los fluidos en el anular es funcin de las condiciones fluyentes de cada pozo en particular. Tres situaciones son generalmente encontradas en el campo.1. Que el nivel de lquido est cerca de la formacin y el gas pueda o no ser producido a travs del cabezal del revestidor.2. El nivel de lquido est sobre la formacin y no existe produccin de gas por el cabezal del revestidor.

3. El nivel de lquido est sobre la formacin y el gas es producido por el cabezal del revestidor.

Para los dos primeros casos, la distribucin de presiones del pozo est definida por una medida de la presin de superficie, un conocimiento de las propiedades de los fluidos y la posicin del nivel de lquido. El tercer caso, involucra el clculo de un gradiente para la columna de lquido gaseoso (espuma) como resultado del flujo de gas en el anular. Estos tres casos se muestran de manera esquemtica en la figura 1

Fig. 1. Distribucin de los fluidos en el anular para diferentes casos de produccin

Cuando el nivel de lquido est cerca de la formacin (Caso 1), la presin del cabezal del revestidor constituye la mayor porcin de presin de fondo fluyente en pozos de profundidad normal, porque la presin de la columna de gas es relativamente pequea. An cuando el gas est siendo venteado, las prdidas de presin por friccin son mnimas. La presin de fondo calculada es tomada de la medida de la presin en el cabezal del revestidor, el conocimiento de la composicin del gas y de la distribucin de temperatura. En este caso el nivel de lquido siempre estar en las perforaciones de la tubera, cuando el pozo est produciendo con las vlvulas del revestidor cerrada y flujo de gas libre desde la formacin.

En el caso de que el nivel de lquido este encima de las perforaciones sin flujo de gas libre del reservorio (Caso 2), bajo condiciones de produccin estables, el lquido sobre las perforaciones de la tubera es 100% petrleo. Esta presin de fondo fluyente es calculada de la medida de presin del cabezal del revestidor en superficie, de medidas de profundidad del nivel de lquido y conocimiento de las propiedades del gas y del petrleo.En pozos sonde el nivel de lquido est sobre la formacin, con flujo de gas en el cabezal del revestidor (Caso 3), existe una columna de lquido gaseoso (espuma) en el anular. Para condiciones fluyentes estabilizadas, el petrleo en el anular del revestidor est saturado con el gas que est fluyendo continuamente a la superficie. Consecuentemente, si el gas es venteado a la superficie a una tasa constante, la formacin produce gas libre simultneamente con el petrleo.

Bajo condiciones fluyentes, la columna de lquido gaseoso se identifica, si la presin del revestidor incrementa con las vlvulas cerradas. El incremento de la presin del revestidor ocurre por el desprendimiento de gas, de la columna de lquido gaseoso, dentro del espacio anular encerrado.

Si existe una columna de lquido gaseoso (espuma), en el anular del pozo, fluyendo a condiciones estabilizadas, la presin para cualquier profundidad de la columna gaseosa es independiente de la presin de superficie.Factor de Dao y Skin

Dao a la formacin es cualquier restriccin al flujo de fluidos dentro del yacimiento, en la vecindad de un pozo. Fsicamente se manifiesta como una cada de presin adicional en el flujo de fluidos desde el yacimiento hasta el pozo.

El factor de dao efectivo puede deberse a:1. Penetracin Parcial: pozo completado en una fraccin del espesor total del yacimiento. Es denominado Pseudo-Dao.

2. El pozo es inclinado es desviado.

3. Se tiene un limitado nmero de perforaciones.

4. Zona de alteracin de permeabilidad alrededor del pozo: causada por filtrado de lodo de perforacin o penetracin de sustancias qumicas durante una estimulacin.

La distribucin de presin en un pozo con dao est representada en la figura 2.

Fig. 2 Distribucin de Presin en un pozo con dao

Presin de Formacin

La presin de formacin es la presin a la cual estn sometidos los fluidos dentro sw loa poros de la formacin antes o despus de la produccin de los fluidos.Presin de Yacimiento Es la presin inicial que ejercen los fluidos sobre el medio poroso, en un yacimiento el cual no se encuentra produciendo.

Presin Esttica Es aquella presin la cual se encuentra en equilibrio (estabilizada) entre la cara de la arena en un pozo cerrado y el yacimiento, traduciendo esto en la presin que genera la energa necesaria para producir la migracin del fluido al pozo.Presin Promedio Esta presin es definida como la presin que debera alcanzarse si los pozos estuviesen cerrados por un tiempo indefinido, la cual es utilizada para caracterizar el comportamiento del yacimiento y predecir su comportamiento futuro, ya que la misma es un parmetro fundamental para entender la conducta de los mismos en la aplicacin de algunos de los tipos de recobros primarios, secundarios, y proyectos de mantenimientos de presin.Presin de Fondo Fluyente Es la presin que proporciona la energa necesaria para levantar la columna de fluido del fondo del pozo hacia la superficie, cuya presin es calculada en el fondo del pozo cuando el mismo se encuentra en produccin, la cual debe ser menor a la presin de yacimiento para as crear el diferencial de presin entre el pozo y el yacimiento.Presin de Burbuja Es la presin en la cual se encuentran en estado de equilibrio el petrleo y gas, donde el petrleo prcticamente ocupa todo el sistema, excepto en una cantidad infinitesimal de gas.

Presin de RocoEs la presin en la cual se encuentran en estado de equilibrio el petrleo y el gas, donde el gas prcticamente ocupa todo el sistema, excepto por una cantidad infinitesimal de petrleo (liquido).Presin de CabezalEs la presin en la superficie medida mediante un manmetro. Entre esta presin y la de fondo fluyente debe existir un diferencial que permita el ascenso del fluido hasta la superficie.Presin Capilar Es la diferencia de presin a travs de las interfaces, o tambin como las fuerzas retentivas, que impiden el vaciamiento total del yacimiento. Las fuerzas capilares presentes en el yacimiento se originan por la accin molecular de dos o ms fluidos inmiscibles (Gas, Petrleo y Agua) que coexisten en dicho medio, los datos de presin capilar proveen de informacin muy til sobre el radio de gargantas de poro efectiva, permeabilidad y al ser convertido a condiciones de superficie, tambin proveen un estimado de la elevacin de la columna de hidrocarburos necesaria para producir una saturacin de agua determinada en un tipo de roca.

Presin al Datum

Es la presin promedio del yacimiento referido a una profundidad en el yacimiento denominada datum.

Datum

El Datum o plano de referencia es la profundidad bajo el nivel del mar la cual se refiere la presin de un yacimiento. Generalmente el plano de referencia usado es aquel plano horizontal que contiene el centro geomtrico o centro de gravedad del yacimiento. Plano de referencia (Datum: pbnm): este fue verificado en el existente libro sw RESERVAS 2001 de PDVSA.

Gradiente esttico del yacimiento (Gyac: Lpc/pie): este valor se evalu de acuerdo a la gravedad API del crudo existente en el yacimiento.

Gradiente esttico del pozo (Gpozo: Lpc/pie): fue evaluado principalmente con la gravedad API.

Profundidad de Perforacin (Prof. Perf: pbnmr): es la profundidad a la cual fue tomada la presin del yacimiento.

Presin esttica a la profundidad de medicin (Presin Medida: Lpc): es la presin medida a una profundidad de referencia la cual es dada en el momento de realizar la medicin, y depende de las condiciones internas del pozo.

Elevacin de la mesa rotaria (EMR: pies): Es la altura existente entre la mesa rotaria y el nivel del mar, est informacin est dada en el archivo histrico del pozo.

Una vez revisado los parmetros anteriores se procede a calcular presiones estticas referidas a la profundidad de perforacin y finalmente se calcul la presin referida al datum. Seguido a esto se procede a completar la base de datos.

La presin del yacimiento es la informacin bsica ms importante para los clculos del comportamiento del mismo, razn por la cual se requiere de gran precisin en su determinacin; en tal sentido los operadores y personal encargados de esta actividad deben estar pendientes de cumplir y mantener las condiciones necesarias para este trabajo, tales como previa inspeccin fsica y chequeo mecnico del pozo, certeza de la data de pozo, calibracin del equipo, el tiempo de cierre del pozo, entre otros.PRUEBAS DE PRESIN

Con el objeto primordial de definir las propiedades y capacidades de produccin de los yacimientos a diferentes condiciones, los pozos de hidrocarburos son sometidos a distintas clases de pruebas. Las pruebas de presin se pueden definir como tcnicas de evaluacin de formaciones que consisten en medir las respuestas de la formacin a un cambio de las condiciones de produccin y/o inyeccin en funcin del tiempo, dependiendo de las caractersticas propias. La medicin se realiza a travs de un equipo especial, el cual posee un sensor que es colocado lo mas cercano posible a la cara de la arena, para medir la variacin con el tiempo.

Usos y Aplicaciones de las Pruebas de Presin

A partir de una prueba de presin se obtiene informacin substancial, la cual sirve como fundamento para clarificar y definir las prerrogativas que se tomaran durante la vida productiva del pozo y del yacimiento. Entre los parmetros que se obtienen a partir de una adecuada prueba de presin, se tiene:

Presin promedio del yacimiento.

Transmisibilidad de la formacin.

Factor de dao total en la formacin.

Evaluacin de estimulaciones por fracturamiento hidrulico. rea de drenaje, volumen poroso. Modelo geomtrico del rea de drenaje. Presencia de flujos No Darcianos.Tipos de Pruebas de Presin Existen diferentes pruebas de presin, cuya aplicacin depende de las condiciones del pozo y de los objetivos perseguidos por la misma. A continuacin se definen algunos tipos de pruebas de presin.

Prueba Multitasa La prueba multitasa consiste en poner a producir a diferentes tasa un pozo, inicialmente comienza la prueba con un flujo de limpieza, seguidamente se realiza un primer cierre procurando alcanzar la estabilizacin del flujo, posteriormente se realizan varios flujos precedidos de periodos de cierre que alcanzan la presin de estabilizacin. Otra forma de realizar la prueba multitasa es produciendo con diferentes reductores sin ocasionar los periodos de cierre ante mencionados, con excepcin del primer cierre, este tipo de prueba tambin es conocida como la prueba flujo tras flujo. Los periodos de flujo se realizan con diferentes reductores que provocan cambio de la tasa, estos cambios pueden ser de mayor a menor tasa o viceversa. El objetivo de esta prueba es poder determinar la permeabilidad, el efecto de dao, la presin de yacimiento y la capacidad de flujo del pozo.

Restauracin de PresinEsta prueba consiste en poner inicialmente al pozo a producir a una tasa constante durante un cierto tiempo con la finalidad de provocar la limpieza del pozo, luego el pozo es cerrado para permitir la restauracin de presin y procede a tomar medidas de la presin de fondo en funcin del tiempo. Con estos datos se pueden obtener estimados de las siguientes propiedades: transmisibilidad del yacimiento, permeabilidad, eficiencia de flujo, dao o estimulacin, efecto de almacenamiento del pozo, volumen de drenaje y rea de drenaje. As como tambin permite de alguna manera precisar la extensin del lmite, existencia de fractura y la presin promedio del yacimiento.

Prueba de Declinacin de Presin

La intencin de la prueba de declinacin es determinar las siguientes caractersticas del pozo y el yacimiento: Permeabilidad efectiva, capacidad de la formacin, transmisibilidad del yacimiento, eficiencia de flujo, volumen de drenaje y rea de drenaje, dao o estimulacin, efecto de almacenamiento del pozo y geometra del yacimiento, inicialmente el pozo esta cerrado y la presin es igualada en todo el yacimiento despus de un cierto tiempo el pozo se pone a produccin a una tasa de flujo constante y se miden las presiones en el pozo.Cuenca Oriental de VenezuelaLa Cuenca Oriental de Venezuela es una depresin topogrfica y estructural ubicada en la zona Centro-este del pas, se extiende de Este a Oeste por los estados Gurico, Anzotegui, Monagas, Delta Amacuro y parte del estado Sucre prolongndose por la plataforma deltaica hasta el Sur de Trinidad; limitada al Norte por la lnea que demarca el piedemonte meridional de la Serrana del Interior Central y Oriental, y al sur por el curso del ro Orinoco Alfonsi, P. (1.999). (Figura 2.1).

sta cuenca tiene una longitud aproximada de 800 km de Este a Oeste y un ancho promedio de 200 km de Norte a Sur. Se caracteriza topogrficamente por presentar extensas llanuras y un rea de mesas que comprende los estado Gurico y Monagas, abarcando alrededor de 165.000 Km2 y estratigrficamente por contener 20.000 pies promedio de sedimentos Paleozoicos, Cretcicos, Terciarios y Recientes. Alfonsi, P. (1.999).

Estructuralmente, la Cuenca Oriental de Venezuela es una gran depresin donde la transgresin marina del Terciario invadi el oriente del pas dejando una espesa secuencia sedimentaria, la misma se encuentra representada por areniscas y lutitas de las formaciones Freites, Oficina y Merecure, la cual descansa discordantemente sobre el Grupo Temblador perteneciente al Cretceo. (Salazar M., 2.005; P. 5).

Ubicacin geogrfica de las Cuencas de Venezuela. (Gonzlez, L. 2.007).

En la Cuenca Oriental de Venezuela se distinguen ocho reas principales productoras de petrleo: rea de Gurico, rea mayor de Anaco, rea mayor de Oficina, rea mayor de Temblador, Faja Petrolfera del Orinoco, rea mayor de Jusepn, rea de Quiriquire y rea de Pedernales. En el rea de la Faja Petrolfera del Orinoco se produce un truncamiento de todo el terciario contra las rocas cretcicas y pre-cretcicas del Macizo Guayans. (Salazar M., 2.005; P. 5). 2.1.1 Geologa de la Cuenca Oriental de Venezuela

Las acumulaciones de hidrocarburos en explotacin se encuentran principalmente en el subsuelo de los llanos de los estados Anzotegui y Monagas.

Los recipientes gasferos y petrolferos estn constituidos en su totalidad por arenas cuyo origen es principalmente fluvial a deltaico y litoral.

Al Sur, en los llanos de Anzotegui y Monagas, los intervalos productores son cuerpos arenosos que pertenecen principalmente a la Formacin Oficina del Mioceno y Merecure del Oligoceno siendo la primera formacin la unidad productora por excelencia en la Cuenca Oriental de Venezuela.

La Formacin Oficina Mesa es producto de una sedimentacin fluvial, deltaica y paludal, resultando de un extenso delta que avanza hacia el Este en la misma forma que avanza hoy el delta del Orinoco. Los sedimentos de la formacin representan depsitos torrenciales y aluviales, contemporneos con un levantamiento de la Serrana Interior. (Gonzlez de Juana, 1946).

Estratigrafa de la Cuenca Oriental de Venezuela

La estratigrafa consta exclusivamente de areniscas y lutitas, con edades que van desde el Paleozoico al Pleistoceno; las acumulaciones ms importantes pertenecen a las formaciones del periodo Terciario especialmente del Oligoceno y del Mioceno.

Segn diversos estudios realizados en las formaciones productoras de la Cuenca Oriental de Venezuela, determinan que los cuerpos de arena que la constituyen fueron depositados en un ambiente fluvial a deltaico. (Gonzlez de Juana et al, 1980).

Columna estratigrfica de la Cuenca Oriental de Venezuela Lxico estratigrfico de Venezuela, op. cit).Faja Petrolfera del OrinocoLa Faja Petrolfera del Orinoco es considerada uno de los ms grandes depsitos de hidrocarburos pesados, extrapesados y bitmenes en el mundo, calculadas en unos 270 mil millones de barriles de petrleo. sta ocupa el borde meridional de la Cuenca Oriental de Venezuela y cubre una extensin de aproximadamente 55.314 km2 en las reas del sur de los estados Gurico, Anzotegui, Monagas y Delta Amacuro. Los lmites de la faja son las reas mayores de Temblador, Oficina y Las Mercedes en su parte norte; el ro Orinoco al sur; el Delta del Orinoco al este y el extremo oriental de la Cuenca Barinas-Apure al oeste.

Inicialmente conocida como Faja Bituminosa, la Faja Petrolfera del Orinoco posee un crudo cuya gravedad vara entre 7 y 18 API. La mayora de los yacimientos son arenas no consolidadas de Oligoceno/Mioceno con porosidades promedio de 30%, llegando en algunos casos a alcanzar valores hasta de 38-40%; la profundidad de los yacimientos del Terciario disminuye hacia el sur, siendo de aproximadamente 660 pies cerca del ro Orinoco, mientras que en el lmite norte presenta 7.000 pies (Salazar, M., 2.005; P. 5-6).

Despus de la nacionalizacin el 01 de Enero de 1.976, la industria petrolera llev a cabo, entre finales de 1.978 y 1.983, un extraordinario esfuerzo exploratorio con el fin de cuantificar la magnitud de los recursos de la Faja; para facilitar ste trabajo, el rea de la Faja Petrolfera del Orinoco fue dividida en cuatro sectores (Salazar, M., 2.005; P. 5-6).

Los cuatro sectores o reas resultantes de la divisin son:

rea de Carabobo: ubicada en la zona Centro-Sur del estado Monagas y Sur- Este del estado Anzotegui y con un rea de 8.361 Km2. Se compone de tres miembros formacionales: Morichal, Jobo y Piln. Al igual que el resto del rea, el recipiente principal es el complejo de arenas deltaicas del Miembro Morichal. Los crudos de Carabobo tienen de 9 API, son de base naftnica y poseen un alto contenido de azufre y metales (Gonzlez de Juana et al, 1980). rea de Junn: ubicada al Sur-Este del estado Gurico y al Sur-Oeste del estado Anzotegui con un rea de 14.580 Km2. Esta acumulacin se encuentra en las arenas bsales no consolidadas de la Formacin Oficina. Existen cuatro sectores que definen la calidad de los sedimentos en Junn: a) un rea prioritaria (rea de San Diego), cuyas arenas son altamente petrolferas y pertenecen a la seccin basal de la Formacin Oficina; b) un conjunto de lentes de carcter que constituyen en gran parte las acumulaciones de segundo orden; c) el sector occidental denominado sector de Gurico, que contiene petrleo extrapesado en arenas arcillosas, intercaladas con niveles acuferos y, finalmente, el Cretceo que aporta mnimo volumen en el computo de reservas (Gonzlez de Juana et al, 1980). rea de Boyac: ubicada en el Centro-Sur del estado Gurico. Pertenece a la zona ms occidental de la Faja Petrolfera del Orinoco con una extensin superficial de aproximadamente 23.610 Km2 las acumulaciones principales de hidrocarburos se encuentran en las formaciones Roblecitos, La Pascua y Chaguaramas Basal (Gonzlez de Juana et al, 1980). rea Ayacucho: el rea Ayacucho tiene una extensin de 8.763 Km2 formando parte del flanco Sur de la Cuenca Oriental de Venezuela al Sur del Estado Anzotegui. Ocupa parte Este central del ro Orinoco, limita por el Norte con los campos Yopales Sur, Miga, Melones, Adas y Lejos; al Sur con el ro Orinoco, por el Este con el rea de Carabobo y al Oeste con el rea de Junn.rea AyacuchoConstituye una de las reas con mayores reservas de crudos pesados y extrapesados de Venezuela, representa una sexta parte del total de la Faja Petrolfera del Orinoco, forma parte del flanco Sur de la Cuenca Oriental de Venezuela al Sur del estado Anzotegui, y comprende una superficie aproximada de 11.300 Km2. Limita por el Norte con las reas tradicionales de crudo pesado, Yopales Sur, Miga, Melones, Lejos, Merey, Ostra, Oca Oveja, Adas, Oritupano y Oleos; al Sur con el ro Orinoco, por el Oeste con el rea de Zuata y por el Este con el rea de Cerro Negro. Gmez, Jos (1.999).

La estratigrafa presente en la regin comprende rocas que van desde el precmbrico hasta el reciente y estn afectadas por varios periodos de tectonismo que dieron lugar a eventos regionales que al combinarse entre s, favorecieron la acumulacin estratigrfica en gran magnitud.

El rea Ayacucho se encuentra dividida por efectos de cuantificacin de recursos y estrategia de explotacin en dos zonas: Ayacucho Norte y Ayacucho Sur, las cuales tienen diferentes caractersticas geolgicas y se encuentran separadas por una lnea de bisagra que representa un cambio de buzamiento a nivel del basamento.

El entrampamiento de hidrocarburos en Ayacucho Norte es fundamentalmente de tipo estructural en la arenas de Merecure y Oficina y descansan discordantemente sobre en Cretcico. Sin embargo, en Ayacucho Sur, es predominantemente estratigrfico en las arenas de Oficina. Gmez, Jos (1.999).

Por razones operativas el rea de Ayacucho se divide en 25 bloques o cuadrngulos. stos son: Arecuna, Bare, Caria; Dobokubi, Eepa, Farante, Guahibo, Huyapari, Irapa, Japreria, Kuripaco, Lache, Makiritare, Ninan, Orechicano, Piaroa, Quiriquire, Rionegrino, Sanema, Taurepan, Uaica, Viakchi, Warao, Xamatari y Yaruro. (Gmez, Jos (1.999).

Divisin del rea Ayacucho. (PDVSA-CIED, Op cit).

Estratigrafa del rea Ayacucho

El rea de Ayacucho forma parte del flanco Sur de la Cuenca Oriental de Venezuela y presenta una columna estratigrfica que incluye las siguientes unidades litolgicas: 1. Pre Cmbrico: est representado por una gran variedad de rocas gneas y metamrficas que se suponen forman parte del Escudo de Guyana, especialmente del Complejo de Imataca y del Grupo Supamo. Consiste en granitos Feldespticos, gneises y esquistos clorticos. (Gonzlez de Juana et, 1980).2. Paleozoico: los sedimentos ms antiguos no metamorfizados conocidos en la regin corresponden a las Formaciones Hato Viejo y Carrizal del Devnico Carbonfero, las cuales descansan discordantemente sobre el basamento gneo Metamrfico. (Gonzlez de Juana et, 1980).El Paleozoico preservado en el rea de Ayacucho, ha sido penetrado parcialmente por muy pocos pozos. (PDVSA CIED, 1997).a) Formacin Hato Viejo: es una secuencia dominantemente arencea, est compuesta de areniscas arcsicas, cuarcticas, duras y de grano fino a grueso. Esta Formacin de ambiente continental pasa transicionalmente a la Formacin Carrizal. (Gonzlez de Juana et, 1980).b) Formacin Carrizal: sta Formacin, de ambiente marino, est compuesta principalmente de argilitas negras a verdosas densas y macizas parcialmente intercalaciones de limolitas. Despus de su sedimentacin, estas formaciones fueron fuertemente plegadas, falladas y erosionadas, quedando preservadas con ms de 12.000 pies de sedimentos en grandes depresiones de bloques fallados. (Gonzlez de Juana et, 1980).

3. Cretceo: el siguiente ciclo sedimentario se inicia en el cretceo con la sedimentacin de las Formaciones Canoa y Tigre del Grupo Temblador. (Gonzlez de Juana et, 1980).a) Formacin Canoa: esta Formacin, traspasa discordantemente a los sedimentos del Paleozoico en la parte occidental del rea y el basamento Precmbrico en la parte oriental. Consiste esencialmente de sedimentos continentales constituidos por una serie de lutitas, areniscas, limolitas y arcilitas tpicamente abigarradas. (Gonzlez de Juana et, 1980).b) Formacin Tigre: la Formacin Tigre, de ambiente marino, consiste de una secuencia variable de areniscas glauconticas, limolitas, lutitas carbonceas y capas delgadas de dolomita. (Gonzlez de Juana et, 1980).

4. Terciario: La estratigrafa del Terciario est representada por las formaciones Oficina, del Mioceno Inferior y Freites, del Mioceno Medio. La Formacin Las Piedras se depositan a fines del Mioceno y durante el Plioceno, el Pleistoceno est representado por la Formacin Mesa.a) Formacin Merecure (Oligoceno Superior- Mioceno Inferior): en el Norte de la Cuenca Oriental, el Grupo Merecure est dividido en tres Formaciones (los Jabillos, Areo y Naricual), mientras que en el rea de Ayacucho consiste de una sola facie de areniscas fluviales, con intercalaciones de lutitas, denominada Formacin Merecure, Arenas U o arenas basales las cuales desaparecen progresivamente hacia el sur de la Faja por acuamiento contra las rocas infrayacentes. Esta Formacin se restringe al extremo noroeste del rea de Ayacucho. (Modificado de Gonzlez de Juana et, 1980).b) Formacin Oficina (Mioceno Inferior y Medio): consiste de areniscas y lutitas alternadas con intercalaciones de limolitas, argilitas y ocasionales lignitos. Los sedimentos fueron depositados en un ambiente parlico caracterizado por la accin recproca de aguas fluviales, pantanosas, paludales y aguas someras y litorales. (Gonzlez de Juana et, 1980).La parte inferior de deposit en ambientes de aguas fluviales y llanuras altas, la parte media en llanuras deltacas y la parte superior en aguas someras y litorales. En general, las condiciones cambian a ms marinas de Oeste a Este de Sur a Norte. Es la unidad ms importante desde el punto de vista de acumulaciones comerciales de hidrocarburos. (Gonzlez de Juana et, 1980).a) Formacin Freites (Mioceno Medio): en el Mioceno Medio se inicia una transgresin depositndose la Formacin Freites de ambientes marino que consiste principalmente de lutitas. (Gonzlez de Juana et, 1980).b) Formacin Las Piedras (Mioceno superior Plioceno): se deposit a fines del Mioceno y durante el Plioceno en ambientes fluviales y lacustrinos, en un ambiente fluvial regresivo. Esta compuesta de areniscas friables de grano grueso, con interestratificacin de lutitas gris verdosa. (Gonzlez de Juana et, 1980).

5. Cuaternario: a) Formacin Mesa (Pleistoceno): el Pleistoceno est representado por las arenas de grano fino a grano grueso, intercaladas con arcillas y conglomerados de la Formacin Mesa, de ambiente transicional y paludal, la cual est restringida a la parte oriental de la Faja, debido a la erosin subsiguiente al ltimo levantamiento en la regin. (Gonzlez de Juana et, 1980).

Columna estratigrfica del rea de Ayacucho. (Modificado de Figuera, 2001).

Estructura del rea Ayacucho

Estructuralmente el rea Ayacucho, donde se ubica el campo Bare, forma parte de un homoclinal fallado, generalmente con direccin Este-oeste y con buzamiento suave de 2 a 4 al Norte. (Gmez, Jos 1.999).

El patrn estructural est constituido bsicamente en dos sistemas de fallas, uno con direccin Noreste-suroeste y el otro Noroeste-sureste, que representa la continuacin hacia el sur del sistema observado en el rea mayor de Oficina. (Morales I., 2.005; P. 23).

El sistema Noreste-suroeste se compone por fallas normales de extensin regional, con buzamiento predominante al Norte y desplazamiento hasta de 600 pies, cortan desde el basamento hasta el tope de la Formacin Oficina. El sistema Noroeste-sureste, est constituido por fallas normales inclinadas tanto al Norte como al Sur, stas se desplazan horizontalmente hacia el Suroeste las fallas del sistema anterior.

El rea estuvo sometida a una tectnica de tipo distensivo y de poca intensidad (fallamiento normal). (PDVSA CIED, 1998).

Las fallas mas importantes en el rea son las de rumbo Este-Oeste y son junto con los cambios de facies laterales de las arenas, las responsables en gran medida de los entrampamientos de los yacimientos. (PDVSA CIED, 1998).

Cuadrngulo Bare

El Cuadrngulo Bare est ubicado geogrficamente en el estado Anzotegui, a unos 40 Km. al Sur de la ciudad del Tigre, y a unos 70 Km. al Norte del ro Orinoco. Abarca una superficie de unos 487 km2 con una longitud de 27 Km. y un ancho de 18 Km. aproximadamente. Se encuentra en el sector Nor-Occidental del rea Ayacucho, en la Faja Petrolfera del Orinoco, presentando un rumbo Este-Oeste. Limita al Norte con los campos Miga y Yopales Sur, al Sur con el Bloque Huyapari, al Este por los Bloques Caria e Irapa y al Oeste con el Bloque Arecuna.

Configuracin Estructural del Campo Bare.

El entrampamiento en el cuadrngulo Bare es de tipo combinado; es decir, fallas y controles litolgicos laterales. La estructura est representada por un homoclinal cuyo buzamiento es de 2 a 3 grados hacia el Norte, por lo que en trminos generales, la secuencia est poco deformada.

Estratigrafa del Campo Bare.

La secuencia sedimentaria presente en el rea se inicia con las arenas de la Formacin Merecure depositadas discordantemente sobre el basamento gneo-metamrfico del Escudo de Guayana. Estas arenas constituyen una secuencia de canales apilados depositados sobre una planicie deltaica superior.

Suprayacente a Merecure sigue una secuencia alternante de areniscas no consolidadas, lutitas, limonitas y lignitos pertenecientes a las Formacin Oficina, depositados en ambientes deltaicos y marinos someros. Suprayacente a esta seccin se encuentra la Formacin Freites, constituidas por lutitas y limonitas transgresivas, de ambiente marino poco profundo. La parte superior est compuesta por arenas y arcillas de la Formacin Las Piedras de origen continental fluvial y de Formacin Mesa de origen fluvial. Las Formaciones productoras son Oficina y Merecure.

EL PETRLEO:

El petrleo es la fuente de energa ms importante de la sociedad actual ste se origina de una materia prima formada principalmente por detritos de organismos vivos acuticos, vegetales y animales, que vivan en los mares, las lagunas o las desembocaduras de los ros, o en las cercanas del mar. Se encuentra nicamente en los medios de origen sedimentario. La materia orgnica se deposita y se va cubriendo por sedimentos; al quedar cada vez a mayor profundidad, se transforma en hidrocarburos, proceso que, segn las recientes teoras, es una degradacin producida por bacterias aerobias primero y anaerobias despus. Estas reacciones desprenden oxigeno, nitrgeno y azufre, que forman parte de los compuestos voltiles de los hidrocarburos.

A medida que los sedimentos se hacen compactos por efectos de la presin, se forma la "roca madre". Posteriormente, por fenmenos de migracin, el petrleo pasa a impregnar arenas o rocas ms porosas y ms permeables (areniscas, calizas fisuradas, dolomas), llamadas "rocas almacn", y en las cuales el petrleo se concentra y permanece en ellas si encuentra alguna trampa que impida la migracin hasta la superficie donde se oxida y volatiliza, perdiendo todo inters como fuente de energa

Clasificacin del crudo segn sus grados API.

Tabla 1. Clasificacin del crudo segn su grado API.

TIPO DE CRUDOGRAVEDAD

Condensadoa partir de 42

Livianoms de 30

Medianode 22,0 hasta 29,9

Pesadode 10,0 hasta 21,9

Extrapesadohasta 9,9

Fuente: Intranet P.D.V.S.A. (2010).

En Venezuela, para clasificar los crudos se aplican las definiciones oficiales del Ministerio del Poder Popular para la Energa y Petrleo (MENPET). Una clasificacin de la calidad de los crudos se fundamenta en su densidad relativa, la cual se mide segn sean ms livianos o ms pesados que el agua. La mayora de los crudos tienen densidades menores de 1 g/cm3 o sea que flotan en el agua, por ser menos densos que sta. Mientras ms liviano es un crudo, mejor es su calidad y mayor es su precio. En la industria petrolera es muy comn expresar la densidad relativa de un crudo o su gravedad especfica en grados API o API, unidad creada por el "American Petroleum Institute". En esta escala, cuanto ms ligero es un petrleo, mayor es su gravedad API y cuanto ms pesado es el crudo, menor ser su gravedad API (tabla 1). El agua tiene una gravedad especfica de 10 API. Los crudos venezolanos varan en densidad, por ejemplo, los del Zulia pueden estar entre 15,8 y 39 API, los de Monagas varan desde 10,3 a 28,2 API y en Anzotegui encontramos crudos de 7,8 API.

COTEJO HISTRICO DE PRODUCCIN

Esta fase consiste en reproducir la historia de produccin y presin del yacimiento mediante corridas de simulacin, para de esta forma garantizar que el modelo reproduce el comportamiento del Yacimiento adecuadamente.

En el cotejo de produccin por lo general el parmetro de mayor importancia es la produccin de petrleo, ya que esta representa el factor preponderante en el estudio de simulacin. Para esto se requiere fijar la tasa de petrleo simulada a la real y obteniendo en funcin de esta condicin las respectivas producciones de agua y gas, segn las propiedades de la roca y fluidos definidos. Al tiempo que el simulador es capaz de reproducir la produccin de petrleo, las producciones de agua y gas pasan a ser variables que requieran ajustase a fin de reproducir el comportamiento del yacimiento. Sin embargo es importante decir que este procedimiento puede variar dependiendo de las necesidades de estudio, ya que si es un yacimiento de gas el parmetro que se debe fijar es la produccin de gas.

Registros de Pozos

Resistividad

Los registros de pozos generalmente identifican muchas de las propiedades fsicas de las rocas que perfora la mecha. Una de las ms importantes es la resistividad: capacidad que tiene una sustancia de resistir o impedir el flujo de una corriente elctrica. En los clculos de saturacin de hidrocarburos se utilizan las medidas de resistividad, en conjunto con la porosidad y resistividad del agua. En el registro de pozos se utilizan los trminos resistividad y conductividad, siendo inversamente proporcionales entre ambos. (CIED-PDVSA, 1998)

El principio de medicin es el siguiente: la sonda para usar dentro del pozo posee electrodos, componentes electrnicos de medicin y una brida aislada. Una corriente elctrica bidireccional de baja frecuencia producida por un electrodo de la fuente dentro de la sonda vuelve a travs de la formacin hasta la armadura del cable por sobre la brida. Los potenciales generados por este flujo de corriente se miden en varios de los electrodos sensores de la sonda respecto de un electrodo de tensin de referencia que frecuentemente se ubica en la superficie.

El espaciado entre la fuente y el electrodo sensor individual determina la profundidad de investigacin de la medicin. Estas mediciones se convierten en resistividades aparentes de la formacin dentro de la sonda y se transmiten digitalmente a la superficie.

Potencial Espontneo

La curva SP es una medida de las corrientes elctricas que se producen dentro del pozo debido al contacto entre diversos fluidos con salinidades diferentes; por consiguiente este registro se usa normalmente en pozos perforados con fluido cuya base es agua dulce.

Los filtrados del lodo de perforacin invaden aquellas zonas que exhiben alguna permeabilidad y en consecuencia se generan corrientes. Si la zona es impermeable, como es el caso de las lutitas, no habr invasin por los filtrados y no se generaran corrientes SP.

Factores que afectan a la curva:

Espesor y resistividad de la capa permeable.

Resistividad de las capas adyacentes.

Resistividad del lodo y dimetro del hoyo.

Resistividad de la zona invadida.

Presencia de arcillas en la capa permeable.

Es sensible al magnetismo, a perturbaciones elctricas, ruido del cable.

Rayos Gamma.

Es una medida da la radiactividad natural de las formaciones. Los elementos radioactivos generalmente se concentran en arcillas y lutitas, lo que hace que el registro de rayos gamma refleje el contenido de lutitas en las formaciones. Por el contrario las formaciones de arenas limpias y calizas tienen un bajo contenido de radiactividad. (Schlumberger, 1998).

Los usos principales de este perfil son:

Correlacin.

Determinacin del contenido de arcillas de la formacin.

Anlisis mineralgico.

Factores que afectan la curva de GR:

Tipo de detector (cmara de ionizacin, contador Geiger-Mueller, detectores de centelleo).

Esta parcialmente degradado por la densidad y la composicin qumica.

La velocidad de perfilaje y constante de tiempo 4000 pies/hora.

Espesores de capas menores que el tamao del detector no puede ser registradas.

Induccin Elctrica

El registro de induccin elctrica es una combinacin de curvas elctrica y de induccin; por lo tanto mide la conductividad de la formacin y es muy efectivo en formaciones con porosidad de intermedia a alta. Incluye una curva SP y/o de Rayos Gamma, la normal de 18 pulgadas y la curva de induccin tanto en la columna de resistividad como en la de conductividad.

Perfil de Densidad Compensada

Este perfil es utilizado principalmente para determinar la porosidad de la formacin. La medicin de la densidad de la formacin, tambin se aplica en la identificacin de minerales, deteccin de gas y evaluacin de arenas arcillosas (Schlumberger. 1999).

Una fuente radioactiva, que para este caso ser una muestra que emita radiacin gamma, colocada en una almohadilla es aplicada contra la pared del pozo. Esta fuente emite hacia la formacin rayos gamma, los cuales interaccionan con los electrodos de la formacin segn el Efecto Compton, que es una radiacin secundaria producida en los tomos de la formacin y que se originan porque la formacin cede energa a los tomos dejndolos en estado excitados (Schlumberger. 1999).

Estos ltimos rayos son detectados y evaluados como una medida de la densidad de la formacin, ya que el nmero de rayos gamma Compton esta directamente relacionado con el nmero de electrones en la formacin. Tiene una fuente y dos detectores de rayos gamma, los cuales estn montados en una almohadilla de alrededor de 3 pies de largo, forzada a la pared del pozo mediante un brazo de soporte (Schlumberger. 1999).

Perfil snico compensado

Este perfil es un registro de la profundidad contra el tiempo de trnsito t, es decir, el tiempo requerido por una onda compresional de sonido para recorrer un pie de formacin, t es el valor recproco de la velocidad de una onda compresional de sonido. Dicho tiempo de transito en una formacin, depende de su litologa y porosidad, por lo que dicho registro sirve como registro de porosidad, para: areniscas consolidadas y compactas, en formaciones limpias y consolidadas con pequeos poros distribuidos uniformemente, existe una relacin lineal entre la porosidad y el tiempo de trnsito (Schlumberger. 1999).

Terminologa utilizada para realizar medidas en los registros.

Algunas abreviaciones de las medidas que se usan regularmente en la industria petrolera y las definiciones de trminos en profundidad (PDVSA-INTEVEP, 1.999) son: E.K.B (Elevacin Kelly Busing): Distancia desde la mesa rotaria al nivel del mar.(Figura 4.1).

MD (Measure Depth) o profundidad medida: Distancia medida a lo largo de la senda de un pozo taladrado desde el KB al TVD (profundidad total del pozo) o cualquier punto de correlacin entre ellos. (Figura 4.1)

TVD (True Vertical Depth) o profundidad vertical verdadera: Distancia vertical desde el KB a cualquier punto del subsuelo. (Figura 4.1).

TVDSS (True Vertical Depth Sub Sea) o profundidad vertical verdadera del nivel del mar: Distancia vertical desde el nivel del mar a cualquier punto del subsuelo. (Figura 4.1).

La medida TVDSS es la nica medida de profundidad desde un datm comn de referencia, nivel del mar. Por lo tanto, TVDSS es la profundidad ms frecuente usada para el mapeo. El registro de las mediadas de profundidad de un pozo vertical o direccional para el mapeo son usualmente corregidas para TVDSS. Para pozos verticales el TVDSS = TVD E.KB. (PDVSA-INTEVEP, Op cit).

Pozo Vertical: Pozo perforado con 90 respecto a la horizontal, usualmente el nivel del mar (tambin llamado un pozo recto) (PDVSA-INTEVEP, Op cit).

Pozo Horizontal: Pozo el cual penetra a la formacin de forma horizontal (en forma de tnel) por largas distancias, lo cual resulta en contar con un mayor espesor productivo de la formacin. (PDVSA-INTEVEP, Op cit).

Pozo Direccional: Un pozo direccional o desviado se perfora a un ngulo menor de 90 grados con la horizontal. Los pozos son desviados normalmente de manera intencional en respuesta a un plan determinado, sin embargo, las perforaciones rectas a menudo se desvan desde la vertical debido a una pequea rotacin y tendencia natural a desviacin de las formaciones del subsuelo (PDVSA-INTEVEP, Op cit).

Hay muchos factores complejos que entran dentro del diseo de los pozos direccionales, sin embargo, la mayora de los pozos desviados caen dentro de uno de los dos tipos. El ms comn de todos es un pozo de rampa simple, a veces llamado hoyo en forma de L o J. Estos pozos a menudo son perforados verticalmente a una profundidad predeterminada para luego ser desviados en un cierto ngulo que a menudo es relativamente constante en la totalidad de profundidad del pozo. Muchos pozos que son perforados tienen un diseo en forma de S. Para los diseos de pozos en forma de S, el pozo se empieza a perforar como hoyo vertical, luego se desva a un ngulo predeterminado, manteniendo este ngulo hasta cierta profundidad y entonces el ngulo de perforacin es disminuido nuevamente, con frecuencia vuelve a ser un pozo vertical (PDVSA-INTEVEP, Op cit).

Correlacin de Pozos

Se trata de establecer la relacin o equivalencia entre dos o ms series locales, comparando los materiales o estudiando el contenido fsil. (Correlacin litolgica o temporal). Desde el punto de vista litolgico son equivalentes cuando son el mismo material. Y desde le punto de vista paleontolgico, son equivalentes cuando tienen igual edad, y distinto material.

El objetivo de este mtodo es establecer y situar de forma absoluta el terreno dentro de la escala del tiempo geolgico. El principio de superposicin de los estratos, establece que un sustrato situado encima de otro es ms moderno que ste. Por procesos internos de la dinmica terrestre, los estratos pueden variar en posicin e invertirse las series, de forma que los ms modernos aparece por debajo de los ms antiguos. Para saber cul es el techo de un estrato resultan tiles varias estructuras, como pistas, huellas, ripplemarks, etc.

Estas estructuras se excavan originalmente en la cara superior de un estrato; si aparecen en relieve, estamos en la cara inferior del estrato superpuesto, pudiendo deducir as, la posicin original de ste.

Los fsiles tambin resultan tiles, ya que su posicin normal, estadsticamente, es aquella en la que la concavidad est orientada hacia abajo.

Otro problema en estratigrafa es la correlacin de series alejadas en el espacio, es decir, determinar si dos o ms estratos de la misma regin o de otros son contemporneos. Para ello los criterios a seguir son de tres tipos:

a. Fsicos: Basados en los caracteres petrolgicos de la serie, composicin de la roca, minerales.

b. Paleontolgicos: Basados en fsiles caractersticos o fsiles-gua. Los estratos con fsiles caractersticos sern contemporneos, por ejemplo: una arenisca y una caliza de zonas diferentes que contuvieran fsiles-gua iguales seran de la misma edad. Los grandes grupos zoolgicos sealan correlativamente periodos geolgicos amplios, por ejemplo: los trilobites marcan el Cmbrico, los graptolitos, el Ordovcico y Silrico, los rumiantes, el Eoceno.

c. Radioactivos: Las rocas volcnicas son ricas en minerales radioactivos que se desintegran siguiendo las leyes normales de la radioactividad, transformndose en istopos. La velocidad de desintegracin necesaria para que un elemento llegue a convertirse en otro es constante: analizando la proporcin de los elementos originario, respecto del originado, podemos saber dentro de unos lmites, el tiempo transcurrido desde su formacin. Por ejemplo, si en una serie encontramos intercalados materiales eruptivos, analizando estos, podemos deducir su edad absoluta y situarlos en una serie geolgica.

Al perforarse el pozo se van obteniendo sistemticamente muestras de las rocas o ripios que son de gran importancia en la determinacin geolgica paleontolgica de la seccin que se atraviesa. Posteriormente se obtienen los registros que miden diferentes caractersticas fsicas de las rocas que contienen los fluidos.

Con estos datos es posible obtener un conocimiento muy detallado de la seccin estratigrfica atravesada por el pozo o sondeo estratigrfico (profundidad, litologa, seccin omitida o repetida (fallas), buzamiento, edad, caractersticas petrofsicas y contenido de fluidos). Por lo tanto, la correlacin de estos registros de pozos permite un avance constante en el conocimiento geolgico del rea, indispensable para el desarrollo y explotacin de los yacimientos.

Parmetros de correlacin

a) Registros Elctricos.

b) Ncleos.

c) Muestras de pared.

d) Datos de campo.

e) Datos ssmicos.

f) Muestra de canal.

En este trabajo solo nos limitaremos a describir el procedimiento para correlacionar por registros elctricos.

Guas y procedimientos en la correlacin de registros elctricos

Una correlacin de registros elctricos es un patrn de reconocimiento de un rea en especfico. Es frecuentemente debatido s este patrn de reconocimiento es ms un arte o una ciencia, pero nosotros creemos que ambas toman parte en el trabajo de correlacin. Cualquiera que est involucrado con la correlacin de registros debe tener un conocimiento de los principios geolgicos, incluyendo procesos de ambiente depositacional, y estar familiarizados con las principales herramientas de registros y medidas, los fundamentos de ingeniera de yacimientos, y los anlisis de registros cuantitativos y cualitativos bsicos.

Una variedad de curvas pueden representarse en un registro, pero es mejor correlacionar registros de pozos que tienen el mismo tipo de curvas; sin embargo, esto no siempre es posible. Un gelogo puede requerir correlacionar registros que tienen curvas diferentes. Y a veces, aun cuando los registros tengan las mismas curvas, el carcter o magnitud de las fluctuaciones de las curvas pueden ser diferentes de un registro al prximo. Por consiguiente, el trabajo de la correlacin debe ser independiente de la magnitud de las fluctuaciones y la variedad de curvas en los registros de pozos individuales (Rojas, L. 1996).

La informacin obtenida de los registros correlacionados es la materia prima usada para la preparacin de mapas del subsuelo. Una correlacin precisa es importante para una interpretacin geolgica confiable. Los mapas geolgicos del subsuelo basados en la correlacin de registros son tan confiables como las correlaciones que se usaron en su construccin. Eventualmente, las correlaciones de un gelogo, buenas o malas, estn incorporados en la construccin de los mapas geolgicos del subsuelo. Una correlacin incorrecta puede ser costosa por lo que se refiere a un pozo seco, trabajos intiles o de recompletacin; por consiguiente, es esencial que se tenga cuidado extremo cuando se correlacionan los registros de pozos (Rojas, L. 1996).

El proceso de correlacionar registros vara de un individuo a otro. A medida que los gelogos adquieren experiencia, ellos modifican y eventualmente establecen un procedimiento de correlacin que trabaja mejor para ellos. Los registros elctricos son comnmente arreglados en una mesa de trabajo (mesa de luz), de tres maneras diferentes (Rojas, L. 1996).

Como punto de partida, se debe alinear la escala de profundidad de los registros y busque correlacionar, si esta no es evidente, empiece a deslizar uno de los registros hasta encontrar un punto de buena correlacin, y mrquelo. Contine este proceso a lo largo del registro hasta que toda la columna haya sido identificada. Este proceso parece relativamente fcil, pero se puede complicar por factores tales como adelgazamiento estratigrfico, buzamiento de capas, fallamiento, discordancias, cambio lateral de facies, pobre calidad del registro y pozos perforados direccionalmente (Rojas, L. 1996).

Figura 3.3. Ubicacin del Cuadrngulo Bare. (PDVSA, CIED 2006)

Figura . Diagrama que muestra la terminologa general de los registros.

(Modificado de PDVSA-INTEVEP, 1.999)