UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA
Análisis del potencial hidrocarburífero de la formación Hollín superior del Campo Drago,
Cuenca Oriente, Ecuador.
Trabajo de investigación previo a la obtención del Título de Ingeniera en Geología
Grado Académico de Tercer Nivel
Autora: Kimberly Salomé Carrillo Meléndez
Tutor: Ing. Jairo Geovanny Bustos Cedeño Ms.C.
Quito 2020
ii
DERECHOS DE AUTOR
Yo, Kimberly Salomé Carrillo Meléndez en calidad de autor y titular de los derechos morales y
patrimoniales del trabajo de titulación “ANÁLISIS DEL POTENCIAL HIDROCARBURÍFERO
DE LA FORMACIÓN HOLLÍN SUPERIOR DEL CAMPO DRAGO, CUENCA ORIENTE,
ECUADOR” modalidad presencial, de conformidad con el Art. 114 del CÓDIGO ORGÁNICO
DE LA ECONOMÍA SOCIAL DE LOS CONOCIMIENTOS , CREATIVIDAD E
INNOVACIÓN, concedo a favor de la Universidad Central del Ecuador una licencia gratuita,
intransferible y no exclusiva para el uso no comercial de la obra, con fines estrictamente
académicos. Conservo a mi favor todos los derechos de autor sobre la obra, establecidos en la
normativa citada.
Asimismo, autorizo a la Universidad Central del Ecuador para que realice la digitalización y
publicación de este trabajo de titulación en el repositorio virtual, de conformidad a lo dispuesto en
el Art. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.
El autor declara que la obra objeto de la presente autorización es original en su forma de expresión
y no infringe el derecho de autor de terceros, asumiendo la responsabilidad por cualquier
reclamación que pudiera presentarse por esta causa y liberando a la Universidad de toda
responsabilidad.
_____________________________
Kimberly Salomé Carrillo Meléndez
C.C: 1724070618
iii
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA
APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TUTOR
Yo, Jairo Geovanny Bustos Cedeño, en calidad de tutor del trabajo de titulación “ANÁLISIS DEL
POTENCIAL HIDROCARBURÍFERO DE LA FORMACIÓN HOLLÍN SUPERIOR DEL
CAMPO DRAGO, CUENCA ORIENTE, ECUADOR”, elaborado por la señorita KIMBERLY
SALOMÉ CARRILLO MELÉNDEZ, con C.I. 1724070618, estudiante de la Carrera de Ingeniería
en Geología, Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental de la Universidad
Central del Ecuador, considero que el mismo reúne los requisitos y méritos necesarios en el campo
metodológico y epistemológico, para ser sometido a la evaluación por parte del jurado examinador
que se designe, por lo que lo APRUEBO, a fin de que el trabajo investigativo sea habilitado para
continuar con el proceso de titulación determinado por la Universidad Central del Ecuador.
En la ciudad de Quito, a los 26 días del mes de noviembre del 2019.
Ing. Jairo Geovanny Bustos Cedeño Ms.C.
C.C: 0922962923
TUTOR
iv
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA
APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TRIBUNAL
El tribunal constituido por Ing. Cristian Zura e Ing. Víctor Collaguazo.
DECLARAN: Que la presente tesis denominada: “ANÁLISIS DEL POTENCIAL
HIDROCARBURÍFERO DE LA FORMACIÓN HOLLÍN SUPERIOR DEL CAMPO DRAGO,
CUENCA ORIENTE, ECUADOR”, ha sido elaborada íntegramente por la señorita Kimberly
Salomé Carrillo Meléndez, egresada de la Carrera de Geología, ha sido revisada y calificada.
Ha emitido el siguiente veredicto: Se ha aprobado el Proyecto de Tesis para su defensa oral.
En la ciudad de Quito, a los 09 días del mes de enero de 2020.
Ing. Cristian Zura Ing. Víctor Collaguazo
MIEMBRO DEL TRIBUNAL MIEMBRO DEL TRIBUNAL
v
DEDICATORIA
A Dios por darme la fuerza cada día.
A mi hermosa familia que ha estado conmigo incondicionalmente con su amor, paciencia y
sabiduría.
vi
AGRADECIMIENTOS
A Dios por ser la luz de mi camino y por su inmenso amor.
A mi familia quienes me han alentado por ser mejor cada día y no rendirme jamás.
Al ingeniero Jairo Bustos y a Petroamazonas EP por brindarme la oportunidad de realizar mi
proyecto de titulación y guiarme durante cada paso.
A los ingenieros Hugo, Evelyn, Nataly, Cristian y Víctor quienes me ayudaron y enseñaron
con paciencia y dedicación.
A Ale, Carlita, Jaime, Daniel, Carlos y Fabricio que fueron mis amigos y profesores.
A mis mejores amigas Alejandra y Kelly que han estado conmigo apoyándome y
aconsejándome.
A mis amigos de la universidad Kevin, Daniel, Bryan, Mauricio, David, Carlitos, Cristian,
Lili, Sol y Evelyn con quienes he pasado y compartido buenos momentos.
vii
CONTENIDO
RESUMEN ............................................................................................................................. xvii
ABSTRACT .......................................................................................................................... xviii
CAPÍTULO I .............................................................................................................................. 1
INTRODUCCIÓN ..................................................................................................................... 1
1.1. Antecedentes .................................................................................................................... 1
1.2. Planteamiento del Problema ............................................................................................. 1
1.3. Justificación ...................................................................................................................... 2
1.4. Objetivos .......................................................................................................................... 2
1.4.1. Objetivos General ......................................................................................................... 2
1.4.2. Objetivos Específico ..................................................................................................... 3
1.5. Alcance ............................................................................................................................. 3
CAPÍTULO II ............................................................................................................................ 4
MARCO TEÓRICO ................................................................................................................... 4
2.1. Generalidades del Campo ................................................................................................... 4
2.1.1. Ubicación Geográfica ....................................................................................................... 4
2.1.2. Actualidad del Campo ...................................................................................................... 5
2.2. Geología Regional ............................................................................................................... 6
2.2.1. Estratigrafía Regional de Cuenca Oriente ........................................................................ 6
2.3. Geología Local .................................................................................................................... 9
2.4. Geología Estructural .......................................................................................................... 10
2.5. Descripción Sedimentológica ............................................................................................ 11
2.5.1. Estructuras Sedimentarias .............................................................................................. 11
2.5.2. Facies .............................................................................................................................. 13
viii
2.6. Propiedades petrofísicas .................................................................................................... 14
2.6.1. Volumen de Arcilla ........................................................................................................ 14
2.6.2. Porosidad ........................................................................................................................ 15
2.6.3. Saturación de Agua ........................................................................................................ 16
2.6.4. Permeabilidad ................................................................................................................. 18
2.6.5. Zonas de pago ................................................................................................................ 18
2.6.6. Petróleo Original en Sitio ............................................................................................... 19
2.7. Calidad de Reservorio ....................................................................................................... 20
2.7.1. Unidades de flujo ........................................................................................................... 20
2.7.2. Plot de Winland (R35) ................................................................................................... 21
2.7.3. Plot Estratigráfico Modificado de Lorenz y Perfil de Flujo Estratigráfico .................... 22
CAPÍTULO III ......................................................................................................................... 23
MARCO METODOLÓGICO .................................................................................................. 23
3.1. Tipo de Investigación ........................................................................................................ 23
3.2. Universo y Muestra ........................................................................................................... 23
3.3. Evaluación Petrofísica ....................................................................................................... 23
3.3.1. Volumen de Arcilla ........................................................................................................ 24
3.3.2. Saturación y Porosidad ................................................................................................... 24
3.3.3. Cut Off y Zonas de Pago ................................................................................................ 25
3.3.4. Permeabilidad ................................................................................................................. 26
3.4. Petróleo Original en Sitio .................................................................................................. 27
3.5. Determinación de Facies ................................................................................................... 27
3.5.1. Litofacies ........................................................................................................................ 27
3.5.2. Electrofacies ................................................................................................................... 29
3.6. Determinación de Unidades de Flujo ................................................................................ 30
ix
3.6.1. Winland (R35) ................................................................................................................ 30
3.6.2. Plot Estratigráfico Modificado de Lorenz ...................................................................... 31
3.6.3. Perfil de Flujo Estratigráfico (SFP) ................................................................................ 32
CAPÍTULO IV ......................................................................................................................... 34
PRESENTACIÓN DE DATOS Y RESULTADOS ................................................................ 34
4.1. Caracterización Petrofísica ................................................................................................ 34
4.2. Cálculo de POES ............................................................................................................... 35
4.3. Definición de Facies .......................................................................................................... 36
4.4. Calidad de Reservorio ....................................................................................................... 38
4.4.1. Drago Norte - 001 .......................................................................................................... 39
4.4.2. Drago Norte – 006 .......................................................................................................... 42
4.4.3. Drago Norte – 011 .......................................................................................................... 45
4.4.4. Drago Norte – 037 .......................................................................................................... 47
4.4.5. Drago Este -001 .............................................................................................................. 50
4.4.6. Drago – 001 .................................................................................................................... 52
CAPÍTULO V .......................................................................................................................... 55
DISCUSIÓN ............................................................................................................................ 55
CAPÍTULO VI ......................................................................................................................... 58
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................................................... 58
6.1. Conclusiones ..................................................................................................................... 58
6.2. Recomendaciones .............................................................................................................. 59
CAPÍTULO VII ....................................................................................................................... 61
BIBLIOGRAFÍA ..................................................................................................................... 61
CAPÍTULO VIII ...................................................................................................................... 66
ANEXOS ................................................................................................................................. 66
x
LISTA DE FIGURAS
Figura 1. Mapa de ubicación del Bloque Shushufindi - Libertador. ........................................ 4
Figura 2. Ubicación del Campo Drago en el Bloque Shushufindi - Libertador ....................... 5
Figura 3. Interpretación de la paleogeografía de Hollín, mostrando sus cuatro etapas de
evolución.. .................................................................................................................................. 7
Figura 4. Paleogeografía de Hollín durante el Albiano............................................................ 8
Figura 5. Columna estratigráfica del Oeste de la Cuenca Oriente.. ......................................... 9
Figura 6. Columna estratigráfica del Campo Drago. ............................................................. 10
Figura 7. Traza sísmica Campo Drago N-S. .......................................................................... 11
Figura 8. A. Ripples; B. y C. Estratificación Cruzada Paralela y Transversal; D. Estratificación
Flaser, Wavy y Lenticular. ....................................................................................................... 13
Figura 9. Diagrama mostrando un rango generalizado de las respuestas de las formas de las
curvas de los registros GR o SP, representando una clasificación de electrofacies. ................ 14
Figura 10. Tipos de porosidad en una roca sedimentaria. ...................................................... 16
Figura 11. Gross Rock, Net Sand, Net Reservoir, Net pay. ................................................... 19
Figura 12. Presencia de mercurio en un medio poroso y permeable. .................................... 21
Figura 13. Determinación del Volumen de Arcilla del pozo Drago Norte - 011 mediante el
indicador simple y doble. ......................................................................................................... 24
Figura 14. Parámetros para el cálculo de la saturación de agua del pozo Drago Norte-011. 25
Figura 15. Plot resultante del cálculo de Cut Off del pozo Drago Norte - 011 ...................... 26
Figura 16. Cálculo de la permeabilidad para el pozo Drago Norte - 011. ............................. 26
xi
Figura 17. Cálculo de POES de la formación Hollín superior en el campo Drago................ 27
Figura 18. Ubicación de pozos del campo Drago .................................................................. 28
Figura 19. Determinación de litotipos a partir de la relación porosidad versus
permeabilidad. .......................................................................................................................... 29
Figura 20. Proceso de Cluster Analysis para la determinación de electrofacies .................... 29
Figura 21. Proceso estadístico y selección del método para el cálculo de tipos de roca. ...... 30
Figura 22. Plot de Winland y determinación de los tipos de roca del pozo Drago Norte -
001 ............................................................................................................................................ 31
Figura 23. Plot Estratigráfico de Lorenz del pozo Drago Norte - 001. .................................. 32
Figura 24. Perfil de Flujo Estratigráfico del pozo Drago Norte-001. .................................... 33
Figura 25. Resultados de la petrofísica del pozo Drago Norte - 011 ..................................... 34
Figura 26.Resultados del cálculo de POES para la formación Hollín superior del campo
Drago. ....................................................................................................................................... 35
Figura 27. Mapa de espesor neto de la formación Hollín superior y pozos con potencial
hidrocarburífero ........................................................................................................................ 35
Figura 28. A. Arenisca fina con laminación crinkled; B. Lutita con laminación lenticular; C.
Arenisca de grano medio con microfracturas y estratificación cruzada; D, Arenisca de grano
fino cementada; E. Areniscas intercaladas con lutitas negras. ................................................. 36
Figura 29. A. Arenisca de grano medio con estratificación cruzada y glauconita; B. Arenisca
de grano fino con laminación horizontal; C. Arenisca de grano medio masiva. ..................... 36
Figura 30. Electrofacies del pozo Drago Norte – 037 ............................................................ 38
Figura 31. Ubicación de los pozos de estudio para la determinación de la calidad del
reservorio .................................................................................................................................. 38
xii
Figura 32. Curva R35 para el pozo Drago Norte - 001 .......................................................... 39
Figura 33. Izq. Plot Estratigráfico de Lorenz; Der. Plot Estratigráfico de Lorenz Modificado
para el pozo DRRA - 001 ......................................................................................................... 40
Figura 34. Centro Plot Estratigráfico de Lorenz de la Unidad de Flujo "2"; Izq y Der. Litofacies
AGM, LALL y AFX. ............................................................................................................... 41
Figura 35. Curva resultante del R35 del pozo DRRA – 001 .................................................. 41
Figura 36. Winland R35, pozo DRRA - 006 .......................................................................... 42
Figura 37. Curva resultante R35 para el pozo DRRA - 006 .................................................. 43
Figura 38. Izq. Plot Estratigráfico de Lorenz; Der. Plot Estratigráfico de Modificado de Lorenz
para el pozo DRRA - 006 ......................................................................................................... 43
Figura 39. Perfil Estratigráfico de Flujo pozo DRRA - 006 .................................................. 44
Figura 40. Winland R35, pozo DRRA – 011. ........................................................................ 45
Figura 41. Curva resultante R35 para el pozo DRRA – 011. ................................................. 45
Figura 42. Izq. Plot Estratigráfico de Lorenz; Der. Plot Estratigráfico Modificado de Lorenz
para el pozo DRRA - 011 ......................................................................................................... 46
Figura 43. Perfil Estratigráfico de Flujo pozo DRRA - 011 .................................................. 47
Figura 44. Winland R35, pozo DRRB – 037 ......................................................................... 47
Figura 45. Curva resultante R35 para el pozo DRRB – 037. ................................................. 48
Figura 46. Izq. Plot Estratigráfico de Lorenz; Der. Plot Estratigráfico Modificado de Lorenz
para el pozo DRRB - 037 ......................................................................................................... 48
Figura 47. Perfil Estratigráfico de Flujo pozo DRRB - 037 .................................................. 49
Figura 48. Winland R35, pozo DRTA - 001 .......................................................................... 50
Figura 49. Curva resultante R35 para el pozo DRTA – 001. ................................................. 50
xiii
Figura 50. Izq. Plot Estratigráfico de Lorenz; Der. Plot Estratigráfico Modificado de Lorenz
para el pozo DRTA - 001 ......................................................................................................... 51
Figura 51. Perfil Estratigráfico de Flujo DRTA - 001 ........................................................... 52
Figura 52. Winland R35, pozo Drago - 001 ........................................................................... 52
Figura 53. Curva resultante R35 para el pozo Drago - 001 ................................................... 53
Figura 54. Plot Estratigráfico de Lorenz del pozo Drago - 001 ............................................. 53
Figura 55. Perfil Estratigráfico de Flujo del pozo Drago - 001 ............................................. 54
Figura 56. Modelo de porosidad y volumen de arcilla de la formación Hollín superior en el
campo Drago ............................................................................................................................ 55
Figura 57. Presencia de cuerpos de lutitas en los pozos Drago Norte - 001 y Drago Norte - 011
en el campo Drago ................................................................................................................... 57
xiv
LISTA DE TABLAS
Tabla 1. Reporte del cálculo de POES del campo Drago .......................................................... 5
Tabla 2. Determinación de tipos de roca en base a la porosidad y permeabilidad .................. 31
Tabla 3. Descripción de las litofacies de la formación Hollín superior .................................. 37
Tabla 4. Resumen de los resultados de porosidad, permeabilidad y tipo de roca para el pozo
DRRA - 001 ............................................................................................................................. 39
Tabla 5. Resumen de parámetros para la elaboración del SMLP del pozo DRRA - 001........ 40
Tabla 6. Resumen de parámetros para la elaboración del SMLP para la unidad de flujo
“dos” ......................................................................................................................................... 42
Tabla 7. Resumen de parámetros para la elaboración del SMLP del pozo DRRA - 006........ 44
Tabla 8. Resumen de parámetros para la elaboración del SMLP del pozo DRRA - 011........ 46
Tabla 9. Resumen de parámetros para la elaboración del SMLP del pozo DRRB - 037 ........ 49
Tabla 10. Resumen de parámetros para la elaboración del SMLP del pozo DRTA - 001 ...... 51
Tabla 11. Resumen de parámetros para la elaboración del SMLP del pozo Drago - 001 ....... 54
xv
LISTA DE ANEXOS
Anexo A. Sumario de resultados para la formación Hollín superior ...................................... 66
Anexo B. Masterlog del pozo DRTA – 001 ........................................................................... 67
Anexo C. Perfiles Geológicos ................................................................................................. 68
Anexo D. Columnas Estratigráficas. ....................................................................................... 71
Anexo E. Descripciones de núcleos ........................................................................................ 72
xvi
ABREVIATURAS Y SIGLAS
API: American Petroleum Institute
BPP/STB: Barriles
BPPD: Barriles de petróleo por día
BSW: Basic Sediment and Water
BVW: Bulk Volume Water
Boi: Factor volumétrico de formación de
petróleo inicial
CAP: Contacto agua – petróleo
CAL: Caliper
Dec: Décima
DLL: Dual Laterolog
DT: Sónico
Ft: Pies
GR: Gamma Ray
K: Permeabilidad
MD: Profundidad Media
NG: Net to gross
NPHI: Neutrón
PAD: Platforma
PEF: Factor Fotoeléctrico
POES: Petróleo original en sitio
RT: Resistividad Profunda
RHOB: Densidad
RXO: Resistividad somera
Rw: Resistividad del agua
SMLP: Plot Estratigráfico de Lorenz
SFL: Perfil de Flujo Estratigráfico
TVDSS: True vertical Depth Subsea
xvii
TEMA: “Análisis del potencial hidrocarburífero de la formación Hollín superior del Campo
Drago, Cuenca Oriente, Ecuador.”
Autora: Kimberly Salomé Carrillo Meléndez
Tutor: Jairo Geovanny Bustos Cedeño
RESUMEN
La formación Hollín es uno de los reservorios de relevancia en la cuenca Oriente por su atractivo
hidrocarburífero; en el campo Drago esta formación es considerada como un reservorio secundario
conformado principalmente por areniscas con características petrofísicas de volumen de arcilla del
18.32%, porosidad efectiva del 13.26% y saturación de agua del 35.25% calculados a partir de
análisis convencionales, además de contar con un valor de petróleo original en sitio de 10,21
MMBls.
La formación Hollín superior consta de tres tipos de roca principales obtenidos a partir de
correlaciones de porosidad y permeabilidad basados en métodos gráficos, estos corresponden a
tipo “Buena, Regular y Mala”, de igual forma estos datos fueron representados en el Plot
Estratigráfico Modificado de Lorenz dando como resultado entre tres a cinco unidades de flujo
cada una con características distintivas de capacidad de flujo y almacenamiento.
Presentando así, una calidad de reservorio de buena a regular, en donde las zonas con mayor
potencial para la producción son con el tipo de roca “Bueno”, el cual muestra zona de pago
atractiva para la producción.
PALABRAS CLAVE: HOLLÍN SUPERIOR / PETROFÍSICA / POROSIDAD /
PERMEABILIDAD / UNIDADES DE FLUJO.
xviii
TEMA: “Analysis of hydrocarbon potential of the upper Hollín Formation of Drago Field,
Oriente basin, Ecuador.”
Author: Kimberly Salomé Carrillo Meléndez
Tutor: Jairo Geovanny Bustos Cedeño
ABSTRACT
Hollín formation is one of the relevant reservoirs in the Oriente basin, due to the hydrocarbon
attraction. In Drago field, such formation is deemed a secondary reservoir, mainly composed of
sandstones with petrophysical characteristics with clay volumes of 18.32%, and effective porosity
of 13.26% and water saturation of 35.25% calculated from conventional analysis, in addition to
counting with an original oil value in the site of 10.21 MMBls approximately.
The upper Hollín formation is composed of three main types of rock obtained from porosity
and permeability correlations, based on graphic methods, that correspond to “Good, Fair and Bad”.
Data were represented in a Lorenz’ Stratigraphic Modified Plot, resulting in three to five flow units
each, with distinctive characteristics of flow and storing capacities.
It was presented this way, a reservoir with good to fair quality, and the zones with the higher
potential for production are “Good” type of rock, showing a considerable payment zone for
production.
KEY WORDS: UPPER HOLLÍN / PETROPHYSICS / POROSITY / PERMEABILITY /
FLOW UNITS.
1
CAPÍTULO I
INTRODUCCIÓN
1.1. Antecedentes
El campo Drago, Drago Norte y Drago Este fueron definidos a través de líneas sísmicas 2D en
el año 1972 por la Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE), en donde fueron conocidos
en un inicio como prospecto Vista Sur. En el año 2006, PETROPRODUCCIÓN realiza una nueva
campaña de interpretación en el cubo sísmico 3D en el área de Shushufindi y a partir de esta fecha
su nombre cambia a Campo Drago (Petroamazonas EP, 2018).
Durante el 2007, PETROPRODUCCIÓN perfora un pozo exploratorio “Drago 1” con un TD
de 10430’, el cual presentó una producción de 832 BPPD con 1% de BSW y 27.9° API del
reservorio U Inferior, posteriormente con una serie de perforaciones de pozos de exploración
avanzada y desarrollo determinan el potencial hidrocarburífero con reservorios principales U y T
inferior, y con reservorios secundarios Basal Tena, U y T superior y Hollín Superior (Betancourt
& Caicedo, 2012). La formación Hollín superior presenta una producción histórica de ~300.000
BPP provenientes de pozos como Drago Este -001 y Drago Norte 001 y 011 (Petroamazonas,
2018).
1.2. Planteamiento del Problema
En el Ecuador se extrajo un aproximado de 517.000 BPPD durante el 2018 (Petroamazonas EP,
2018), en donde la mayor parte de las reservas pertenecen a formaciones como Hollín y areniscas
U y T; pero con el afán de aumentar las reservas y a su vez la producción, se ha optado por otras
técnicas para estudiar a mayor profundidad reservorios secundarios con el fin de buscar zonas con
las propiedades óptimas para la extracción de hidrocarburo.
2
Uno de los métodos para el estudio de dichas propiedades es mediante la determinación de la
calidad del reservorio, que a su vez depende del conocimiento de ambientes de depósito, tipos de
roca y capacidad de flujo y almacenamiento (Natbway & Kassab, 2014). Esto aplicado para una
formación no antes estudiada a detalle permite que se puedan establecer mayores características
sobre todo el yacimiento y por ende el aumento de la factibilidad económica del mismo.
1.3.Justificación
Considerando la disminución de las reservas de petróleo en el Ecuador en los últimos años se
han desarrollado técnicas para el estudio a detalle de reservorios secundarios como la formación
Hollín superior en el Campo Drago, con el objetivo de incrementar recursos y consecuentemente
la producción del mismo. Así también, los factores que se buscan establecer no solo permitirán el
aumento de la producción, si no también brindarán resultados que pueden ser replicados para otros
campos o ser la base para el planteamiento de los respectivos métodos para la extracción del
hidrocarburo.
A través de este proyecto de investigación, se determinará las características principales que
controlan a un yacimiento petrolero como la porosidad y la permeabilidad en conjunto con sus
características secundarias como ambientes de depósito y contenido de minerales, lo que permitirá
determinar la calidad del reservorio y posteriormente su potencial hidrocarburífero.
1.4.Objetivos
1.4.1. Objetivos General
Analizar el potencial hidrocarburífero de la formación Hollín superior del Campo Drago en la
Cuenca Oriente.
3
1.4.2. Objetivos Específico
I. Interpretar la petrofísica a detalle de la formación Hollín superior para la obtención de
la porosidad e inferir la permeabilidad.
II. Determinar las unidades de flujo basados en el método estratigráfico modificado de
Lorenz.
III. Calcular las zonas de pago en la formación Hollín superior y el volumen de petróleo
original en sitio.
1.5. Alcance
Determinar los parámetros petrofísicos primarios como: la porosidad, volumen de arcilla y
saturación de agua y estimar la permeabilidad de la formación Hollín superior a través de la
interpretación de registros eléctricos del campo Drago.
Además, analizar el potencial hidrocarburífero en base al desarrollo e interpretación del Plot
Estratigráfico Modificado de Lorenz, el cual correlaciona la evaluación petrofísica, litológica y de
unidades de flujo de los pozos del campo Drago.
4
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
2.1. Generalidades del Campo
2.1.1. Ubicación Geográfica
Geográficamente se localiza a aproximadamente 240 Km de la ciudad de Quito en la provincia
de Sucumbíos (Figura 1).
Figura 1. Mapa de ubicación del Bloque Shushufindi - Libertador.
Elaborado por. Kimberly Carrillo
El Campo Drago consta de dos estructuras diferentes Drago Norte y Drago Este, estas se ubican
en el corredor Sacha-Shushufindi en el bloque 57 conocido como Shushufindi - Libertador, al
noreste del Campo Sacha y al oeste del Campo Shushufindi en la Cuenca Oriente (Figura 2).
5
Figura 2. Ubicación del Campo Drago en el Bloque Shushufindi - Libertador
Fuente. Petroamazonas EP, 2018
2.1.2. Actualidad del Campo
Petroamazonas EP (2018), realizó el cálculo del POES del campo Drago basándose en estudios
estructurales, estratigráficos y de fluidos, además de la estimación de reservas mediante el método
de declinación (Tabla 1).
Tabla 1
Reporte del cálculo de POES del campo Drago
Reservorio
Petróleo Original en Sitio
(POES)
BPP
Hollín Superior 8,294,686
Nota: Reporte anual 2018 del Activo Shushufindi – Bloque 57.
Modificado de: Petroamazonas EP, 2018.
El reservorio de la formación Hollín superior es considerado secundario debido a su bajo
potencial respecto a los demás reservorios del campo (Petroamazonas EP, 2018), pero en los pozos
6
tales como Drago Este 001 y Drago Norte 001 y 011 se extrajeron un total 58.000 BPP para el
primer periodo del 2019, lo que lo ha convertido en un prospecto llamativo para nuevos estudios
de desarrollo (Petroamazonas EP, 2018).
2.2. Geología Regional
La Cuenca Oriente constituye una cuenca de ante-país de transarco que forma parte de la gran
cuenca precratónica que se extiende entre el cratón brasileño Guyanés y los Andes.
Morfológicamente se caracteriza por presentar relieves de 2,000 a 200 m desde la zona subandina
hasta la planicie amazónica respectivamente (Barragán et al., 2014).
Baby et al. (1998) determina la presencia de tres corredores estructurales petrolíferos conocidos
como: (1) Sistema Subandino, constituido por fallas inversas de alto a bajo ángulo con
características de tectónica transpresiva y movimientos dextrales altamente deformado durante el
Plioceno y Cuaternario (2) Corredor Sacha-Shushufindi, el cual abarca los campos más grandes
del Ecuador, se encuentra deformado por mega-fallas de rumbo que se convierten en estructuras
de flor a profundidad y (3) Sistema Capirón Tiputini, que presentan estructuras tectónicas
invertidas de un semi-graben pre-cretácico.
2.2.1. Estratigrafía Regional de Cuenca Oriente
2.2.1.1. Cretácico
El intervalo Aptiense a Campaniense se encuentra conformado por secuencias de areniscas,
lutitas, calizas y limolitas que representan periodos transgresivos y regresivos que conforman las
formaciones Hollín y Napo (Baby et al., 2014).
Su estudio detallado se basa en el interés comercial que representa debido a que la principal
producción de hidrocarburo proviene en su mayoría de areniscas fluvio – deltaicas y marinas de
las formaciones Hollín, Napo y Tena (Dashwood & Abbotts, 1990).
7
2.2.1.1.1. Formación Hollín
La formación Hollín se superpone a la Formación Chapiza/Misahualli en una inconformidad
angular, esta se encuentra conformada principalmente por intercalaciones entre areniscas y lutitas
que indican una rápida transgresión marina (Dashwood & Abbotts, 1990).
Según Shanmugan et al. (2000), después de la elevación y erosión regional de los volcánicos
de Misahualli se depositaron las areniscas de Hollín principal en un ambiente fluvial y estuarino
dominado por mareas (Primera Etapa), posteriormente se dio el desarrollo del estuario y un
aumento en el nivel del mar lo que produjo la deposición de Hollín Superior (Segunda y Tercera
Etapa); la etapa final representa una plataforma bien desarrollada en un ambiente marino el cual
es bien evidenciado en el tope de Hollín en el Campo Sacha (Figura 3).
Figura 3. Interpretación de la paleogeografía de Hollín, mostrando sus cuatro etapas de evolución. Fuente. Shanmugam et
al., 2000.
Por otro lado, White et al. (1995) determina la presencia de cinco etapas deposicionales
sucesivas: tres secuencias en Hollín Principal y dos para Hollín Superior.
8
Hollín Principal
Se interpreta como depósitos fluviales de canal y llanuras de inundación conformado por
areniscas cuarzosas de grano fino a muy grueso separadas por láminas de lutitas. Esta se encuentra
superyacida por areniscas de grano fino intercaladas con lutitas menores a 30 cm de espesor. La
tercera facie se compone por lutitas mezcladas con finas capas de areniscas de grano muy fino
laminadas posiblemente relacionada con canales de abandono (White et al., 1995; Figura 4).
Figura 4. Paleogeografía de Hollín durante el Albiano. Fuente. White et al., 1995.
Hollín Superior
La subida del nivel del mar marca el cambio de ambientes entre la Hollín principal y superior,
en donde, las litofacies indican la deposición de una llanura costera que alcanza hasta 15m de
9
espesor en la cuenca (Dashwood & Abbotts, 1990). Esta zona se encuentra compuesta por
areniscas de grano fino a medio laminadas y con estratificación cruzada intercaladas con pequeñas
capas de lutitas (White et al., 1995). La litofacie correspondiente a un ambiente marino somero
que se caracteriza por la presencia de areniscas con glauconita y cuarzo con intercalaciones de
calizas micríticas y fosilíferas, margas y lutitas.
Figura 5. Columna estratigráfica del Oeste de la Cuenca Oriente. Fuente. White et al., 1995.
2.3. Geología Local
Petroamazonas EP (2018) describe la estratigrafía de Hollín Superior como cuerpos de arena
arcillosa con discontinuidad vertical y de gran extensión lateral, formadas en ambientes de
planicies o zonas inferiores de barras. Hacia el tope de esta formación se puede encontrar areniscas
glauconíticas, mientras que, hacia suroeste de la estructura aparecen arenas limpias que forman
cuerpos de dirección NW-SE que corresponden a barras y canales dominados por mareas (Figura
6).
10
Figura 6. Columna estratigráfica del Campo Drago. Fuente. Petroamazonas EP, 2018.
2.4. Geología Estructural
El campo Drago, Drago Norte y Drago Este corresponde a una estructura anticlinal asimétrica
con un eje de dirección aproximada N – S, constituida de tres altos principales, (1) Drago al
11
suroeste, (2) Drago Norte al norte y (3) Drago Este al sureste. La formación de esta estructura es
el resultado de la reactivación de fallas pre-Cretácicas y movimientos transcurrentes, además de la
presencia de cuerpos ígneos conocidos como complejo Vista los cuales se encuentran afectando la
formación Hollín Superior (Petroamazonas EP, 2018; Figura 7).
Figura 7. Traza sísmica Campo Drago N-S. Fuente. Petroamazonas EP, 2018
2.5. Descripción Sedimentológica
2.5.1. Estructuras Sedimentarias
Las estructuras sedimentarias representan la disposición geométrica que presentan los
sedimentos durante y después de los procesos de depositación (Cheel, 2005). Existen varias formas
de dividir las estructuras sedimentarias, Pettijohn (1949) las clasifica en: (1) Orgánicas e (2)
Inorgánicas. Esta última se divide en: (a) Estructuras Primarias o Mecánicas, que dependen de la
velocidad y tasa de sedimentación; (b) Estructuras Secundarias o Químicas, las cuales son
productos de acción químicas o de deformación producidas poco después de la sedimentación.
Por otro lado, Nichols (2009) y Collison (1988), clasifica las estructuras inorgánicas en: (a)
Estructuras sedimentarias Pre-deposicionales o Erosivas, (b) Estructuras sedimentarias Syn-
12
deposicionales o Deposicionales y (c) Estructuras sedimentarias Post-deposicionales o de
deformación.
A continuación, se describirá las estructuras sedimentarias que están relacionadas con la
formación Hollín Superior y que pueden estar presentes en el campo Drago.
2.5.1.1. Estructuras Sedimentarias Syndeposicionales o Deposicionales
Son aquellas que se forman durante la depositación y son consideradas estructuras constructivas
porque están presentes dentro de los sedimentos (Collison, 1988).
Ripples, se presentan como ondulaciones de corriente, su formación es controlada por la
profundidad del nivel de agua, turbulencia del flujo y desarrollo de vórtices (Ponce et al., 2018;
Figura 8.A).
Laminación horizontal, se produce cuando el sedimento se dispone en láminas o estratos
formando una secuencia vertical (Stow, 2005). La granulometría que forma va desde arcillas hasta
arenas gruesas (Ponce et al., 2018; Cheel, 2005).
Estratificación Cruzada, se encuentran relacionadas a la formación de ripples y dunas (Nichols,
2009), existen dos tipos de estratificación cruzada: (a) Planar, cuando la estratificación forma un
ángulo bajo llegando a ser casi planares (Ponce et al., 2018) y (b) Transversales, cuando las
superficies corresponden a líneas curvas en forma de canales, además pueden presentar ángulos
mayores a 15° (Lindholm, 2012; Figura 8 B y C).
Estratificación Flaser, se caracteriza por aislar los cuerpos de arcilla entre arenas con
estratificación cruzada (Nichols, 2009). Este tipo de estructura es producida en ambientes donde
la deposición y la preservación de las arenas son favorables, además la granulometría varía entre
medio a muy fino (Romero, 2018; Figura 8. D).
13
Estratificación Ondulada, son las estructuras más comunes presentes en la naturaleza, por lo
tanto, son visualizadas en llanuras de inundación, dunas, abanicos, depósitos shoreface y offshore,
estuarios y canales (Ponce et al., 2018). Se encuentran compuestas por intercalaciones de arena y
lodo, en donde, las capas de arena están aisladas (Reineck & Singh, 1986).
Estratificación Lenticular, se define como ondas aisladas de arena completamente rodeada de
barro compuestas con proporciones aproximadamente iguales (Reineck & Singh 1986; Figura 8.
D).
Figura 8. A. Ripples. Fuente. Pemberton et al, 2015.; B. y C. Estratificación Cruzada Paralela y Transversal; D.
Estratificación Flaser, Wavy y Lenticular. Fuente. Nichols, 2009.
2.5.2. Facies
Gressly (1838), Reading (1986), Tucker & Wrigh (1990) y Levell & Reading (1996), se refieren
al término “facie” como un cuerpo de roca definido por la agrupación de características litológicas,
14
composicionales, de textura, estructuras sedimentarias, contenido fósil y color que permiten la
identificación de un ambiente sedimentario en específico.
2.5.2.1. Litofacies
Las litofacies son subdivisiones de una unidad estratigráfica, las cuales pueden ser descritas en
base a su litología, textura, mineralogía, granulometría y ambiente de formación. (Schlumberger,
2019).
2.5.2.2. Electrofacies
Serra & Abbot (1980) define a las electrofacies como combinaciones únicas de respuestas de
registros de pozos y propiedades petrofísicas que reflejan características físicas de la roca que se
encuentra en el subsuelo (Figura 9).
Figura 9. Diagrama mostrando un rango generalizado de las respuestas de las formas de las curvas de los registros GR o SP,
representando una clasificación de electrofacies. Fuente. Baker Hughes Ing., 2013.
2.6. Propiedades petrofísicas
2.6.1. Volumen de Arcilla
El volumen de arcilla representa el porcentaje de minerales arcillosos presentes en la roca, por
lo que su presencia en el reservorio de hidrocarburos tiene un gran impacto debido a que disminuye
15
la porosidad y controla la permeabilidad en la formación. Puede ser determinado mediante la
siguiente ecuación en función del Gamma Ray:
𝑉𝑠ℎ =𝐺𝑅 − 𝐺𝑅𝑐𝑙𝑒𝑎𝑛
𝐺𝑅𝑠ℎ − 𝐺𝑅𝑐𝑙𝑒𝑎𝑛
Donde:
GR: Gamma Ray medido en la zona a evaluar
GRclean: Gamma Ray en una zona limpia correspondiente a areniscas
GRsh: Gamma Ray en una zona arcillosa
Otra forma de calcular el volumen de arcilla es en base a las curvas de densidad y neutrón que
también se ven afectados por la porosidad, densidad de hidrocarburos y presencia de arcilla (Ellis,
2007).
2.6.2. Porosidad
Ramesh (2016) define a la porosidad como la capacidad de las rocas para almacenar fluidos en
los espacios de poro ya sea gas, petróleo o agua, los factores que afectan a la porosidad son el
tamaño, forma y distribución del grano. Los valores de alta porosidad indican altas capacidades de
las rocas de almacenar fluidos, mientras que los bajos valores indican lo contrario. Por otro lado,
Archie (1942) describe a la porosidad como el volumen de los poros por cada unidad volumétrica
de formación; es la fracción del volumen total de una muestra que es ocupada por poros.
Existen dos tipos de porosidad que se pueden presentar en una roca:
a) Porosidad primaria, que se describe como la porosidad de la roca que se formó durante la
deposición de la misma.
b) Porosidad secundaria, que se desarrolla después de la deposición, esta incluye espacios
formados por fracturas o procesos químicos.
Además, la porosidad se clasifica en:
16
a) Porosidad Total, se define como la relación del espacio de poro completo en una roca a su
volumen total.
b) Porosidad Efectiva, es la relación entre el espacio de poro interconectado y el volumen de
la roca.
Figura 10. Tipos de porosidad en una roca sedimentaria. Fuente. Ramesh, 2016.
Los datos de la porosidad se pueden obtener mediante mediciones directas e indirectas, ya sea
por métodos de laboratorio o por análisis de registros eléctricos principalmente de la densidad.
En base a la densidad se tiene la siguiente ecuación:
∅𝑅𝐻𝑂𝐵 =𝑅𝐻𝑂𝐵𝑚𝑎𝑡𝑟𝑖𝑧 − 𝑅𝐻𝑂𝐵𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜
𝑅𝐻𝑂𝐵𝑚𝑎𝑡𝑟𝑖𝑧 − 𝑅𝐻𝑂𝐵𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜
Donde:
𝑅𝐻𝑂𝐵𝑚𝑎𝑡𝑟𝑖𝑧: Densidad de la matriz
𝑅𝐻𝑂𝐵𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜: Densidad del fluido
𝑅𝐻𝑂𝐵𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜: Densidad medida de la zona evaluada
2.6.3. Saturación de Agua
Es la fracción del volumen de poro ocupado por el agua en una formación de un yacimiento
petrolero, mientras que la saturación de hidrocarburo es la fracción del volumen poroso que
17
contiene hidrocarburo. La suma de las saturaciones de agua e hidrocarburo en la roca en un
yacimiento es igual a uno, teniendo la siguiente ecuación:
𝑆𝑊 + 𝑆𝑔 + 𝑆𝑜 = 1
Donde:
𝑆𝑊: Saturación de agua
𝑆𝑔: Saturación de gas
𝑆𝑜: Saturación de petróleo
La importancia de la determinación de la saturación de agua es debido a que indican
indirectamente el porcentaje de saturación de hidrocarburo, es decir, si la saturación de agua es
baja consecuentemente la saturación de hidrocarburo será alta y lo contrario.
Para la determinación de la saturación de agua se utilizará la siguiente ecuación:
1
√𝑅𝑡= (
𝑉𝑠ℎ(1−𝑉𝑠ℎ2
)
√𝑅𝑠ℎ+
∅𝑚2
√𝑎 ∗ 𝑅𝑤) ∗ 𝑆𝑤
𝑛2
Donde:
𝑛: Exponente de saturación (n=2)
𝑚: Exponente de cementación (m=2)
𝑎: Tortuosidad (a=0.81)
∅: Porosidad
𝑅𝑤: Resistividad de agua de formación
𝑅𝑡: Resistividad en la zona virgen
18
2.6.4. Permeabilidad
Ramesh (2016) define a la permeabilidad como una medida de la capacidad de un medio poroso
para transmitir fluidos a través de un sistema de espacios de poros interconectados. Si el medio es
poroso es permeable. Existen varios tipos de permeabilidad las cuales serán descritas a
continuación:
a) Permeabilidad absoluta, cuando es independiente al tipo de fluido que ocupan los espacios
porosos y depende directamente de la forma y tamaño de la garganta de poro.
b) Permeabilidad efectiva, cuando los espacios porosos están siendo ocupados por más de un
fluido.
c) Permeabilidad relativa, se define como la relación entre la permeabilidad efectiva y la
permeabilidad absoluta en un medio poroso.
Las dos medidas de registro principales que se pueden utilizar para la estimación de la
permeabilidad son la resistividad y la porosidad. El método se basa en la zona de transición
entre el agua y el hidrocarburo, en donde se muestra que cuanto más larga es la zona mayor son
las fuerzas capilares y cuanto menor sea la permeabilidad. Por otro lado, la porosidad se usa
más frecuentemente que la resistividad debido a que estos pueden correlacionarse con los datos
obtenidos en laboratorios para posteriormente realizar la estimación en base a registros (Ellis,
2007).
2.6.5. Zonas de pago
Para la determinación de las zonas de pago o las que serán posteriormente las zonas de
producción se debe conocer varios conceptos descritos a continuación (Figura 11):
a) Cut Offs, son valores de parámetros de formación que se utilizan para eliminar secciones
de un volumen de roca completo que no contribuye a la evaluación final del yacimiento,
19
para esto se utilizarán tres parámetros principales: Volumen de arcilla, porosidad efectiva y
saturación de agua (Interactive Petrophysics Help, 2013).
b) Gross Rock, es el volumen de arena bruto presente dentro del intervalo de evaluación.
c) Arena Neta, se identifica dentro del intervalo de roca zonas en donde existan arenas limpias,
las cuales puedan ser reservorios potenciales.
d) Reservorio neto, se utiliza para identificar cualquier litología dentro de la arena que tenga
características de permeabilidad o porosidad diferentes.
e) Net Pay (Zonas de pago), son zonas donde existe hidrocarburos y su explotación es factible
económicamente.
Figura 11. Gross Rock, Net Sand, Net Reservoir, Net pay. Fuente. Interactive Petrophysics Help, 2013.
2.6.6. Petróleo Original en Sitio
El petróleo original en sitio (POES) es el volumen inicial u original de petróleo existente en las
acumulaciones naturales antes de su extracción (Lee, 1982). Los métodos utilizados para su
estimación son:
20
2.6.6.1. Método Volumétrico
Puede ser estimado mediante la siguiente ecuación:
𝑁 = 7758 ∗𝐴ℎ∅𝑆𝑜𝑖𝐵𝑜𝑖
Donde:
𝑁: Petróleo Original en Sitio
𝐴: Área en acres
ℎ: Espesor promedio, en pies
∅: Porosidad
𝑆𝑜𝑖: Saturación inicial de petróleo
𝐵𝑜𝑖: Factor volumétrico de formación de petróleo inicial
2.7. Calidad de Reservorio
“La evaluación de la calidad del reservorio es importante en el proceso de caracterización de
un yacimiento petrolero, este se define principalmente por su capacidad de almacenamiento y
capacidad de flujo de hidrocarburos, ambos determinados por la porosidad y permeabilidad” (El
Sharawy y Nabawy, 2018, pp 1).
Además, estos parámetros primarios tales como la porosidad y la permeabilidad se encuentran a
su vez directamente ligados a los ambientes de formación, procesos diagenéticos, composición
mineral, madurez termal, entre otros (Gutiérrez, 2014).
2.7.1. Unidades de flujo
Contreras (2005), define a las unidades de flujo o hidráulicas como elementos representativos
del volumen total del yacimiento, en donde existe una correlación entre sus propiedades geológicas
y petrofísicas que afectan a los fluidos que contienen.
21
Mientras que Gunter (1997), Mahjour & Al-Askari (2014), se refieren a las unidades de flujo
como intervalos estratigráficos continuos con características y procesos de formación similares, en
donde se las agrupa dependiendo su porosidad y permeabilidad.
2.7.2. Plot de Winland (R35)
Winland (1952) determinó que el radio de las gargantas de poros puede ser estimados a partir
de la porosidad y permeabilidad con información convencional obtenida de los núcleos de
perforación (Figura 12).
Katz (1986) y Pittman (1992) se refieren al R35 como el tamaño del radio de la garganta de
poro calculado en base a la curva de presión capilar donde la saturación de mercurio se encuentra
al 35% de la porosidad.
Figura 12. Presencia de mercurio en un medio poroso y permeable. Modificado de Winland,1952.
La ecuación propuesta por Winland se expresa de la siguiente manera:
𝐿𝑜𝑔(𝑅35) = 0.732 + 0.588 ∗ 𝐿𝑜𝑔(𝐾𝑎𝑖𝑟) − 0.864 ∗ 𝐿𝑜𝑔(∅)
Donde:
𝑅35: Corresponde al radio de la garganta de poro correspondiente a un 35% de espacio ocupado
por el mercurio en micras.
22
𝐾𝑎𝑖𝑟: Permeabilidad Absoluta del aire sin corregir en MiliDarcys.
∅: Porosidad expresada en porcentajes.
2.7.3. Plot Estratigráfico Modificado de Lorenz (SMLP) y Perfil de Flujo Estratigráfico
(SFP)
El SMLP es una gráfica que muestra la relación entre la capacidad de flujo versus la capacidad
de almacenamiento ordenados en secuencias estratigráficas o en unidades de flujo (Gunter, 1997).
Ebanks (1992), manifiesta que el Plot Estratigráfico Modificado de Lorenz es una metodología
que divide al yacimiento en unidades de flujo para integrar datos geológicos, petrofísicos y de
producción para describir zonas en formaciones en específico.
Las unidades se interpretan a partir de los segmentos de líneas que definen los puntos de
inflexión (Gutiérrez, 2014; Gunter, 1997), los cuales son comparados con:
a) Deflectores: son las unidades que formen ángulos inferiores a 45°, estas representan zonas
con una mayor capacidad de almacenamiento.
b) Zonas de velocidad: son todas aquellas que forman ángulos superiores a 45° y se definen
como zonas de alto potencial de flujo con relación a la capacidad de almacenamiento; estas
son consideradas como candidatos a métodos de inyección.
c) Sellos: son aquellos cuya capacidad de almacenamiento y de flujo son bajos y representan
una pendiente plana, son considerados sellos siempre y cuando presenten extensión lateral.
Por otro lado, Gunter & Miller (1997) se refiere al Perfil de Flujo Estratigráfico (SFP) como un
diagrama utilizado para mostrar interpretaciones de unidades de flujo en correlación con curvas de
registros eléctricos, incluyendo una descripción generalizada de los resultados de la porosidad,
permeabilidad, R35, relación K/PHI (Permeabilidad versus Porosidad), porcentaje de capacidad
de almacenamiento y capacidad de flujo de la formación.
23
CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO
3.1. Tipo de Investigación
El presente estudio es de tipo descriptivo debido a que se busca determinar las características y
propiedades principales de la roca como: porosidad, permeabilidad, saturación de agua, volumen
de arcilla y litofacies y electrofacies, a partir de núcleos de perforación, registros de pozos, mapas
de profundidad e informes de laboratorio.
Y es de tipo interpretativo ya que se correlacionará los datos obtenidos en base a las
características de la roca para la obtención de unidades de flujo con el objetivo de determinar la
calidad del reservorio de la formación Hollín superior.
3.2. Universo y Muestra
El campo Drago cuenta con 56 pozos, cada uno con registros eléctricos incluyendo curvas de
resistividad de tipo Dual Laterolog (DLL), los cuales son necesarios para la interpretación de la
formación Hollín, además de información litológica detallada y mapas de profundidad de la zona.
3.3. Evaluación Petrofísica
Para la evaluación petrofísica se realizó previamente una base de datos en el software
Interactive Petrophysics 4.3. con toda la información en formato LAS que corresponda a la
formación Hollín superior, de cada uno de los pozos que conforman el campo Drago.
En esta revisión de información se enfatizó en los registros que conforman el “triple combo”,
tales como: CAL, SP, GR, RT, RXO, RHOB, NPHI, PEF y DT, además del respectivo control de
calidad y normalización de estos.
24
3.3.1. Volumen de Arcilla
La evaluación del volumen de arcilla fue realizada mediante dos métodos, el primero, en base
a un indicador simple, en donde se utilizó la curva del Gamma Ray y el segundo, que se refiere a
un doble indicador utilizando las curvas de Densidad y de Neutrón (Figura 13). En ambos casos
se determina de forma manual e interactiva el valor correspondiente a una zona de areniscas y a
una zona de lutitas. Las curvas resultantes son calculadas automáticamente por el programa
teniendo una curva correspondiente a cada uno de los casos y un promedio entre ambos.
Figura 13. Determinación del Volumen de Arcilla del pozo Drago Norte - 011 mediante el indicador simple y doble.
3.3.2. Saturación y Porosidad
El cálculo de saturación y de porosidad se calcula utilizando curvas de RHOB, NPHI, RT, RXO,
VCL y Temperatura. Además, de valores de resistividad de agua (Rw), factor de formación (m) e
índice de resistividad (n), los cuales se obtuvieron a través de estudios de núcleos de la arenisca
Hollín superior del pozo Drago-001 realizado por el Centro de Investigaciones Geológicas de
Quito, mientras que datos de resistividad del lodo de formación que se obtuvo de cada uno de los
registros de los pozos pertenecientes al campo de estudio (Figura 14).
25
Figura 14. Parámetros para el cálculo de la saturación de agua del pozo Drago Norte-011.
Para realizar la respectiva interpretación se tomó en cuenta los pozos que habían presentado
producción que corresponden al DRTA-001, DRRA-001, DRRA-003 y DRRA-011, así como
aquellos pozos con la curva DLL.
Debido a que el pozo DRRA-001 no presenta curva de Densidad para realizar la determinación
de saturación y porosidad y al ser uno de los pozos productores, se procedió a calcular esta curva
mediante un promedio de registros de pozos que conforman el PAD DRAGO ESTE y el PAD
DRAGO NORTE A, B y C.
3.3.3. Cut Off y Zonas de Pago
Los parámetros tomados para la determinación de las zonas de pago son: saturación de agua
(Sw<0.59), porosidad (PHI>0.08), volumen de arcillas (Vcl<0.50) y 2 ft como espesor mínimo
(Figura 15); estos valores fueron determinados en base al análisis realizado en pozos de
producción, además de que fueron establecidos tomando en cuenta los problemas de producción
por baja presión.
26
Figura 15. Plot resultante del cálculo de Cut Off del pozo Drago Norte - 011
3.3.4. Permeabilidad
La permeabilidad fue calculada en base a la ecuación de “Timur”, la cual incluye parámetros
como la porosidad y la saturación de agua irreductible (Swi) (Figura 16), que fueron determinados
mediante ensayos en muestras de núcleos de la formación Hollín superior del pozo Drago-001 por
el Centro de Investigaciones Quito.
𝐾 = 𝑎 ∗𝑃ℎ𝑖𝑏
𝑆𝑤𝑖𝑐
Donde los valores para Timur son:
𝑎 = 8581
𝑏 = 4.4
𝑐 = 2
Figura 16. Cálculo de la permeabilidad para el pozo Drago Norte - 011.
27
3.4. Petróleo Original en Sitio
A través del software Petrel se procedió al cálculo de POES, utilizando la herramienta “based
volumen calculation”, en donde se utilizaron los datos resultantes de la petrofísica: porosidad, net
to gross y factor volumétrico, mientras que los valores de Boi fueron tomados de los informes
realizados por Petroamazonas EP (Figura 17).
3.5. Determinación de Facies
3.5.1. Litofacies
La determinación de las litofacies se basó en la descripción de 96 ft de núcleos de la formación
Hollín de pozos cercanos al campo Drago, estos son: Drago-001 (DRGA-001), Drago Norte-001
(DRRA-001), Condorazo-001 (CNZ-001) y Aguarico Oeste-001 (AGO-001) (Figura 18).
Figura 17. Cálculo de POES de la formación Hollín superior en el campo Drago
28
Figura 18. Ubicación de pozos del campo Drago
Se llevó a cabo observaciones directas sobre los cuatro núcleos mencionados, reconociendo
características generales como litología, tamaño de grano, estructuras sedimentarias, presencia de
hidrocarburo o de fósiles.
Por otro lado, para la determinación de los litotipos se procedió a utilizar la relación entre
porosidad y permeabilidad basados en los resultados petrofísicos obtenidos para cada una de las
litofacies determinadas, teniendo así los tres litotipos principales correlacionados con los tipos de
roca: 1. Buena, 2. Regular y 3. Mala (Figura 19).
29
Figura 19. Determinación de litotipos a partir de la relación porosidad versus permeabilidad.
3.5.2. Electrofacies
Para la determinación de electrofacies se utilizaron los pozos con mejores características
petrofísicas y con zonas de pago potenciales para una posterior producción, estos son: DRTA-001,
DRRA-001, DRRA-006, DRRA-011 y DRRB-037 (Figura 20).
Se utilizó la herramienta “Cluster Analysis for Rock Typing” que se encuentra en el programa
Interactive Petrophysics; para el modelamiento se usaron los tres litotipos definidos en la
descripción de los núcleos Aguarico Oeste - 001, Condorazo – 001, Drago Norte – 001 y Drago –
001.
Figura 20. Proceso de Cluster Analysis para la determinación de electrofacies
30
El programa realiza métodos estadísticos de cada una de las curvas escogidas para el
modelamiento y las divide en tres tipos dependiendo sus características. En este caso se optó por
el método “Minimize the within-cluster sum of squares distance” (Figura 21).
Figura 21. Proceso estadístico y selección del método para el cálculo de tipos de roca.
3.6. Determinación de Unidades de Flujo
Para la determinación de las unidades de flujo se aplicarán metodologías gráficas que
correlacionan información litológica y petrofísica que conforman la formación Hollín superior.
3.6.1. Winland (R35)
La relación propuesta por Winland entre la porosidad versus la permeabilidad, se realiza
con el objetivo de determinar los tipos de rocas desarrolladas en la zona de estudio, permitiendo
agrupar las muestras similares. Se procedió a agrupar dependiendo los resultados de las curvas
calculadas a través del análisis petrofísico (Figura 22).
31
Figura 22. Plot de Winland y determinación de los tipos de roca del pozo Drago Norte - 001
En donde, se determinó tres tipos principales: Buena, Regular y Mala (Tabla 2), las dos primeras
corresponden a rocas con porosidad y permeabilidad aptas para el almacenamiento de hidrocarburo
y la tercera para rocas sellos o rocas con poca probabilidad de ser reservorio.
Tabla 2.
Determinación de tipos de roca en base a la porosidad y permeabilidad
PHIE (%) K (mD)
Buena >13 >50
Regular 8-13 10-50
Mala <8 <10
Elaborado por el autor
3.6.2. Plot Estratigráfico Modificado de Lorenz
Para la elaboración del SMLP se grafica el porcentaje de la capacidad de flujo acumulado (K*h)
versus el porcentaje de capacidad de almacenamiento acumulado (PHI*h) ordenados en secuencias
estratigráficas (Contreras, 2005; Figura 23).
Gunter et al. (1997), determina tres pasos críticos para la determinación de unidades y que
respetan el marco geológico en cada pie:
Mala
Regular
Buena
32
1) Identificar los tipos de roca y representarlos en la gráfica de Winland (R35) basada en los
datos de la porosidad y permeabilidad.
2) Construir el SMLP calculando la capacidad de flujo y porosidad expresados en porcentaje
cada pie del reservorio.
3) Seleccionar intervalos de unidad de flujo basados en los puntos de inflexión en la gráfica y
analizarlos en el perfil de flujo estratigráfico que representa una compilación de datos de
registros de pozo, Winland R35 y relación permeabilidad y porosidad (K y Phi).
Figura 23. Plot Estratigráfico de Lorenz del pozo Drago Norte - 001.
3.6.3. Perfil de Flujo Estratigráfico (SFP)
El SFP se construye para la verificación e interpretación de unidades de flujo identificadas del
SMLP en el reservorio y determinar el mínimo número de unidades de flujo a implementar en el
modelo. Para su elaboración es necesario determinar las facies y parámetros primarios de los pozos
claves que representen al reservorio a estudiar y estos deben contener la mayor y más confiable
información (Rodríguez, 2012; Figura 24).
33
Figura 24. Perfil de Flujo Estratigráfico del pozo Drago Norte-001.
34
CAPÍTULO IV
PRESENTACIÓN DE DATOS Y RESULTADOS
4.1. Caracterización Petrofísica
En base a la petrofísica realizada en la formación Hollín superior del campo Drago, muestra un
promedio de Volumen de Arcilla de 18.32%, Saturación de Agua de 35.26% y 13.26%
correspondiente a la Porosidad, siendo los pozos con mayor potencial el DRTA-001, DRRA-001,
DRRA-006, DRRA-011, DRRA-14S1 y DRRB-037 (Figura 25).
Figura 25. Resultados de la petrofísica del pozo Drago Norte - 011
Los pozos que muestran zonas de pago se encuentran sobre la cota de -9851ft (TVSS) siendo
en su mayor parte de Drago Norte PAD A y algunos del PAD B y Drago Este como se puede
observar en el Anexo 1.
35
4.2. Cálculo de POES
En base a los resultados petrofísicos se procedió a realizar el cálculo de POES para la formación
Hollín superior en el campo Drago, el cual dio como resultado un total de 10’206.385 de BPP,
tomando en cuenta que para esta formación existe un aproximado de 300.000 BPP en su
producción histórica, se obtiene un remanente de OIIP 9’906,385 BPP (Figura 26).
Figura 26. Resultados del cálculo de POES para la formación Hollín superior del campo Drago.
Figura 27. Mapa de espesor neto de la formación Hollín superior y pozos con potencial
hidrocarburífero
36
4.3. Definición de Facies
Se identificaron 11 litofacies dependiendo la litología, textura, estructuras sedimentológicas y
contenido mineralógico, pertenecientes a dos ambientes de depósito:
Litofacies dominadas por mareas, comprende areniscas cuarzosas de grano fino a medio con
estratificación cruzada, laminación ondulada continua y discontinua, flaser, crinkled, con lutitas
negras con laminación lenticular (Figura 28).
Figura 28. A. Arenisca fina con laminación crinkled; B. Lutita con laminación lenticular; C. Arenisca de grano
medio con microfracturas y estratificación cruzada; D, Arenisca de grano fino cementada; E. Areniscas intercaladas
con lutitas negras.
Litofacies Marino somero, consiste en areniscas de grano fino a medio con glauconita que varía
de forma vertical, en ocasiones se puede presentar con estratificación cruzada o en forma masiva,
con bioturbación, cemento calcáreo y clastos sideríticos (Figura 29).
Figura 29. A. Arenisca de grano medio con estratificación cruzada y glauconita; B. Arenisca de grano fino con
laminación horizontal; C. Arenisca de grano medio masiva.
37
A continuación, se describe un resumen de las litofacies definidas en los pozos de estudio
Tabla 3
Descripción de las litofacies de la formación Hollín superior
Litofacies Litotipo Descripción
AFX
1
Arenisca cuarzosa con microfracturas, de grano fino a medio de color
café claro, presenta estratificación cruzada paralela con trazas de pirita y
carbonatos, con bajo a nulo porcentaje de glauconita y bioturbación. Se
observa que el hidrocarburo se encuentra de forma parcial o total.
AFO Arenisca de grano fino a medio de color blanco, con laminación
ondulada continua y discontinua y flaser.
AGX
Arenisca de grano medio de color café claro con tonos verdosos, con
porcentaje moderado a bajo de glauconita con estratificación cruzada y
ripples. Presenta moderada bioturbación e hidrocarburo residual.
AFC
2
Arenisca cuarzosa de color blanco con tonalidades grises, de grano
fino a medio, subangulares a subredondeadas, con moderado sorteo,
presenta laminación crinkled, ondulada discontinua y flaser. Se observa
hidrocarburo residual.
AGM
Arenisca de color gris verdoso, de grano medio, subangular a
subredondeado, con sorteo moderado, con porcentaje moderado a bajo de
glauconita y de bioturbación. En ocasiones se observa laminación
ondulada discontinua y flaser.
AFCC
3
Arenisca de grano fino rica en glauconita, cementada con carbonatos
y estratificación cruzada.
AGH
Arenisca glauconítica de color verde con tonos grises, de grano fino,
subangular a subredondeado, con laminaciones horizontales y flaser. No
presenta hidrocarburo.
Hetc
Areniscas de color blanco con tonalidades crema, de grano fino a
medio, subangular a subredondeado, con moderado sorteo intercalado
con mud drapes y lutitas negras con laminación lenticular. Se observa
moderado porcentaje de bioturbación.
STF
Arenisca rica en glauconita de grano fino a medio masiva, de color
gris con tonalidades marrones, rica en glauconita con laminación
ondulada discontinua y flaser, con alta a moderada bioturbación,
fragmentos calcáreos y clastos de lodo.
LALL
Lutitas negras con laminaciones horizontales con intercalaciones
finas de areniscas de grano muy fino, en ocasiones presenta laminación
flaser u ondulaciones discontinuas.
WMS Wackestone de color gris, presenta restos de bivalvos y moderado
porcentaje de glauconita.
Nota: Basada en el estudio realizado por Leal et al, 2015.
Elaborado por el autor
Por otro lado, la determinación de las electrofacies se realizó en base a las curvas de los pozos
anteriormente mencionados, dividiendo a la formación Hollín superior en tres tipos de rocas
dependiendo sus caracteristicas petrofísicas (Figura 30).
38
Figura 30. Electrofacies del pozo Drago Norte – 037
4.4. Calidad de Reservorio
Se analizaron los pozos DRTA-001, DRRA-001, DRRA-006, DRRA-011 y DRRB-037 (Figura
31), los cuales fueron los que mostraron mejores características petrofísicas para la determinación
de los tipos de rocas dependiendo la correlación porosidad y permeabilidad tanto en el plot como
en la curva resultante propuesta por Winland.
Figura 31. Ubicación de los pozos de estudio para la determinación de la calidad del reservorio.
39
4.4.1. Drago Norte - 001
Figura 32. Curva R35 para el pozo Drago Norte - 001
Los tipos de roca se definieron dependiendo sus características de porosidad y permeabilidad,
además de tomar en cuenta los resultados petrofísicos en donde se definió las zonas de pago, como
se resume en la siguiente tabla.
Tabla 4.
Resumen de los resultados de porosidad, permeabilidad y tipo de roca para el pozo DRRA - 001.
FU PHIE (dec) K (mD) Clasificación
1 0.0742 9.86 Mala
2 0.1589 181.24 Buena
3 0.0733 12.76 Mala
4 0.1572 168.01 Buena
5 0.0201 0.1 Mala
Elaborado por el autor
La unidad “dos” muestra datos similares a la unidad “cuatro”, pero esta última es descartada
como reservorio debido a que muestra valores altos en el porcentaje de saturación de agua y por
lo tanto no presenta una zona de pago (Figura 32).
En el SMLP, se identificaron cinco unidades de flujo, en donde las unidades “uno, tres y cinco”
son consideradas rocas sello debido a que muestran una pendiente sub-horizontal a horizontal,
40
mientras que las unidades “dos y cuatro” indican una pendiente cercana a 45° siendo consideradas
una zona de reservorio de buena calidad (Figura 33).
Figura 33. Izq. Plot Estratigráfico de Lorenz; Der. Plot Estratigráfico de Lorenz Modificado para el pozo DRRA - 001
Tabla 5.
Resumen de parámetros para la elaboración del SMLP del pozo DRRA - 001
FU Espesor
(H)
PHIE
(dec)
K
(mD) %PHI*H %K*H
1 4 0.074 9.86 4.051 0.593
2 17 0.158 181.24 36.875 46.352
3 13 0.073 12.76 14.782 2.495
4 20 0.157 168.01 42.918 50.551
5 5 0.020 0.1 1.371 0.007
Elaborado por el autor
En el caso del pozo DRRA-001 se analizará a detalle la unidad “dos” debido a que los resultados
de petrofísica muestran una zona de pago. Se procedió a dividir la zona dependiendo las litotipos
identificadas en los núcleos correlacionándolas con los resultados del Plot Estratigráfico de Lorenz
(Figura 34). La zona representa nueve subunidades de flujo en donde la unidad “seis” presenta los
mejores resultados de porosidad y permeabilidad mostrando una pendiente cercana a 45° (Figura
35), mientras que en zonas como “tres, cinco y siete” muestran pendientes menores lo que indica
que son rocas sellos o deflectores.
41
Esto es comprobado con las descripciones de núcleo que se tiene en la zona, la unidad “cinco y
siete” muestran una litofacie LALL correspondiente a lutitas negras con laminación lenticular con
capas milimétricas de arenisca muy fina.
Figura 35. Curva resultante del R35 del pozo DRRA – 001
Figura 34. Centro Plot Estratigráfico de Lorenz de la Unidad de Flujo "2"; Izq y Der. Litofacies AGM, LALL y AFX.
42
Tabla 6.
Resumen de parámetros para la elaboración del SMLP para unidad de flujo “dos”.
FU Espesor
(H)
PHIE
(dec) K (mD) %PHI*H %K*H
1 1.25 0.134 82.136 6.328 5.634
2 3.25 0.167 207.982 20.508 17.781
3 2.25 0.144 107.323 12.248 7.915
4 2.5 0.162 182.497 15.320 15.151
5 1 0.143 104.793 5.414 7.687
6 3.25 0.179 290.757 21.928 26.579
7 1 0.130 69.487 4.926 4.637
8 1.5 0.153 142.718 8.693 11.207
9 1 0.123 54.285 4.634 3.408
Elaborado por el autor
4.4.2. Drago Norte – 006
Figura 36. Winland R35, pozo DRRA - 006
43
Figura 37. Curva resultante R35 para el pozo DRRA - 006
El pozo DRRA-006 consta de cinco unidades, en donde, la unidad “cinco” muestra mejores
características de porosidad y permeabilidad correspondiendo a un tipo de roca buena con una
considerable zona de pago (Figura 36). Además, se observa que la unidad “tres” indica un aumento
en sus características petrofísicas a diferencia de la unidad “dos y cuatro” las cuales representan
rocas de mala calidad consideradas sellos (Figura 37).
Figura 38. Izq. Plot Estratigráfico de Lorenz; Der. Plot Estratigráfico de Modificado de Lorenz para el pozo DRRA - 006
44
Tabla 7.
Resumen de parámetros para la elaboración del SMLP del pozo DRRA – 006.
FU Espesor
(H)
PHIE
(%) K (mD) %PHI*H %K*H Clasificación
1 1.75 11.78 47.34 7.26 5.39 Regular
2 10.75 4.87 3.21 18.45 2.24 Mala
3 2 10.66 30.56 7.50 3.97 Regular
4 2.5 6.80 5.01 5.98 0.81 Mala
5 12 14.39 112.15 60.79 87.57 Buena
Elaborado por el autor
La unidad de flujo más importante es la “cinco”, ya que su pendiente es cercana a 45° teniendo
un reservorio de buena calidad, seguida por la unidad “tres”, la cual presenta una pendiente menor
a 45° (Figura 38), con una capacidad de almacenamiento mayor a la capacidad de flujo lo que da
como resultado un reservorio de calidad regular (Figura 39). Se observa pequeños cuerpos de roca
sello entre ambas unidades, además la unidad “dos”, muestra un tipo de roca malo, posiblemente
sello.
Figura 39. Perfil Estratigráfico de Flujo pozo DRRA – 006
45
4.4.3. Drago Norte – 011
Figura 40. Winland R35, pozo DRRA – 011.
Figura 41. Curva resultante R35 para el pozo DRRA – 011.
46
Consta de tres unidades que corresponden a areniscas con buenas características de porosidad
y permeabilidad (Figura 40), y una unidad correspondiente a roca sello al final de la secuencia de
aproximadamente 10ft (Figura 41).
Tabla 8.
Resumen de parámetros para la elaboración del SMLP del pozo DRRA – 011.
FU Espesor
(H)
PHIE
(%) K (mD) %PHI*H %K*H Clasificación
1 4.25 9.00 19.25 6.46 1.56 Regular
2 16 12.56 78.22 33.98 24.00 Buena
3 19 16.05 199.61 51.57 72.73 Buena
4 10.75 4.38 8.19 7.974 1.68 Mala
Elaborado por el autor
El plot muestra que la unidad de flujo “dos y tres” muestras las mejores características de
porosidad y permeabilidad, la primera indica una capacidad de almacenamiento mayor que la
capacidad de flujo, pero su pendiente se acerca a 45° por lo que es considerada un reservorio de
buena calidad (Figura 42), mientras que la segunda muestra una capacidad de almacenamiento
menor que la capacidad de flujo y de igual forma un reservorio de calidad buena (Figura 43).
Por otro lado, la unidad “uno” muestra características aceptables para ser considerada un
reservorio, pero el gráfico de SMLP muestra una pendiente baja, por lo que se considera como un
Figura 42. Izq. Plot Estratigráfico de Lorenz; Der. Plot Estratigráfico Modificado de Lorenz para el pozo DRRA - 011
47
deflector, además de que esta zona no muestra zona de pago a diferencia de las unidades “dos y
tres”.
Figura 43. Perfil Estratigráfico de Flujo pozo DRRA – 011
4.4.4. Drago Norte – 037
Figura 44. Winland R35, pozo DRRB – 037
48
Figura 45. Curva resultante R35 para el pozo DRRB – 037.
Presenta cuatro unidades, en donde la unidad “dos y cuatro” corresponden a rocas con
características propicias para el almacenamiento y flujo de hidrocarburo, mientras que la unidad
“uno y tres” corresponden a “sellos” de espesor menor a 4ft (Figura 45).
Figura 46. Izq. Plot Estratigráfico de Lorenz; Der. Plot Estratigráfico Modificado de Lorenz para el pozo DRRB - 037
49
Tabla 9.
Resumen de parámetros para la elaboración del SMLP del pozo DRRB – 037.
FU Espesor
(H)
PHIE
(%)
K
(mD) %PHI*H %K*H Clasificación
1 2.25 5.18 3.52 2.26 0.38 Mala
2 7.25 13.24 77.49 18.65 27.06 Buena
3 3.75 6.90 6.45 5.03 1.16 Mala
4 32.75 11.63 45.25 74.04 71.38 Regular
Elaborado por el autor
La unidad “dos” corresponde a una zona de capacidad de flujo mayor que la capacidad de
almacenamiento, con una pendiente cercana a los 45° (Figura 46), por otro lado, la unidad “cuatro”
muestra una capacidad de flujo y de almacenamiento similar, estas zonas muestran zona de pago
y reservorio de calidad regular a buena (Figura 47).
Figura 47. Perfil Estratigráfico de Flujo pozo DRRB – 037
50
4.4.5. Drago Este -001
Figura 48. Winland R35, pozo DRTA – 001
Figura 49. Curva resultante R35 para el pozo DRTA – 001.
51
Se identificaron tres unidades de flujo, dos de estas corresponden a un tipo de roca con buenas
características petrofísicas (Figura 48). La unidad de flujo “tres” no es tomada en cuenta debido a
que según los análisis petrofísicos se muestra que esta zona se encuentra inundada. Mientras que
la unidad “uno” indica una zona de pago potencial reservorio de buena calidad (Figura 49).
Tabla 10.
Resumen de parámetros para la elaboración del SMLP del pozo DRTA - 001
Elaborado por el autor
El SMLP muestra las tres unidades de flujo anteriormente mencionadas, en donde, se puede
observar que la unidad “tres” indica una pendiente cercana a 45° por lo que es considerada una
roca de buena calidad (Figura 50), la unidad “uno” indica una zona con alta capacidad de
almacenamiento, pero una menor capacidad de flujo (Figura 51). Finalmente, la zona “dos”
corresponde a una roca sello debido a que su pendiente se acerca a la horizontal.
FU. Espesor
(H)
PHIE
(%)
K
(mD) %PHI*H %K*H Clasificación
1 16 12.56 61.58 30.92 16.40 Buena
2 8.25 7.11 18.53 11.56 2.54 Mala
3 22.25 16.80 218.71 57.51 81.04 Buena
Figura 50. Izq. Plot Estratigráfico de Lorenz; Der. Plot Estratigráfico Modificado de Lorenz para el pozo DRTA - 001
52
Figura 51. Perfil Estratigráfico de Flujo DRTA – 001
4.4.6. Drago – 001
Figura 52. Winland R35, pozo Drago - 001
53
Figura 53. Curva resultante R35 para el pozo Drago - 001
En su mayor parte este pozo se encuentra inundado, se diferenciaron tres unidades, en donde
hacia la base de la formación se observa que la porosidad y la permeabilidad aumentan (Figura
52), pero la zona no es considerada un reservorio debido a que no cumplen con los parámetros
establecidos por los Cut Offs. Hacia la parte superior la porosidad y la permeabilidad son bajas y
muestran tipos de roca “Regular y Mala” con pequeños cuerpos de roca tipo “Bueno” (Figura 53).
Figura 54. Plot Estratigráfico de Lorenz del pozo Drago - 001
54
La unidad “uno” muestra una pendiente sub-horizontal, lo que demuestra que es una zona con
baja capacidad de flujo, la zona “dos” presenta una pendiente menor a 45°, por lo que se la define
como deflector, en esta zona muestra una unidad con moderada capacidad de flujo y
almacenamiento, según los resultados petrofísicos se indica que esta zona es considerada un
reservorio pero que no presenta zona de pago. Finalmente, la zona “tres” indica pendientes
heterogéneas, las cuales representan pendientes mayores a los 45° con altas capacidades de flujo,
son conocidas como zonas de alta velocidad, por lo que no es considerada un buen reservorio
(Figura 54 y 55).
Figura 55. Perfil Estratigráfico de Flujo del pozo Drago – 001
Tabla 11.
Resumen de parámetros para la elaboración del SMLP del pozo Drago - 001
FU Espesor
(H)
PHIE
(%) K (mD) %PHI*H %K*H Clasificación
1 26.75 5.645 3.252 25.173 1.554 Mala
2 16 11.592 66.746 30.918 19.085 Regular
3 16.5 15.964 269.120 43.908 79.359 Buena
Elaborado por el autor
55
CAPÍTULO V
DISCUSIÓN
En la cuenca Oriente, la formación Hollín ha sido uno de los reservorios más llamativos para la
producción de hidrocarburos, en el caso del campo Drago esta formación es considerada como
reservorio secundario, el cual en base a los análisis petrofísicos realizados en este estudio muestra
buenas características de porosidad, volumen de arcilla, saturación de agua y permeabilidad
(Figura 56). Además, de determinar que esta formación cuenta con valor del POES de 10'206.385
de BPP, lo que resulta atractivo para la producción.
Figura 56. Modelo de porosidad y volumen de arcilla de la formación Hollín superior en el campo Drago
56
Las unidades de flujo que son parte de esta formación van entre tres a cinco tipos, conformados
por areniscas de buena a regular calidad y sellos de espesores menores a 10 ft. En donde,
generalmente las zonas de pago se encuentran relacionadas con rocas de tipo "Buena", las cuales
se muestran en el perfil estratigráfico de flujo con buena capacidad de almacenamiento y de flujo
correspondiendo a altas porosidades y permeabilidades. Las rocas de tipo "Regular", son
ocasionalmente zonas de pago y de calidad de reservorio regular, estas indican mayores
capacidades de almacenamiento que de flujo, mientras que las rocas tipo sello (Malo) se
representan con pendientes sub - horizontales a horizontales en el Plot Estratigráfico de Lorenz lo
que indica valores bajos de porosidad y de permeabilidad y, por lo tanto, son interpretadas como
reservorios de mala calidad.
Además, se debe tomar en cuenta la presencia de pequeños cuerpos posiblemente discontinuos
de lutitas, que disminuyen la calidad de los reservorios, esto es evidenciado en el análisis detallado
en el pozo Drago Norte - 001, en donde se basó en la descripción de núcleos para dividir la zona
de pago que mostraba tres cuerpos de lutitas de bajo espesor que no eran captados por los registros
eléctricos convencionales y podrían encontrarse en otros pozos (Figura 57).
57
Un contraste notorio a los resultados de los pozos con zonas de pago fue analizado en el pozo
Drago - 001, el cual se encontraba inundado; conformado por areniscas glauconíticas intercaladas
con capas de lodo, los cuales se muestran en el Plot Estratigráfico Modificado de Lorenz como
zonas de alta velocidad y sellos correlacionados con rocas de tipo "Regular o Malo" en su mayoría,
con pequeñas zonas de roca tipo "Bueno" que son muy poco desarrolladas.
Por otro lado, la mineralogía de la formación cumple un papel importante al momento de la
determinación de la calidad de un yacimiento petrolero; según los análisis realizados por el Centro
de Investigaciones Quito (CIQ), la formación Hollín superior está compuesta por areniscas ricas
en cuarzo, con un porcentaje de glauconita que va de 2 - 15% desarrollados de base a tope, matriz
poco arcillosa y cemento silíceo – calcáreo – glauconítico, el cual puede afectar directamente la
calidad del reservorio, debido a que disminuye la porosidad de la roca y por ende su capacidad de
almacenamiento y flujo.
Figura 57. Presencia de cuerpos de lutitas en los pozos Drago Norte - 001 y Drago Norte - 011 en el
campo Drago
58
CAPÍTULO VI
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1. Conclusiones
La calidad del reservorio Hollín superior va de buena a regular, debido a la presencia de cuerpos
de lutita discontinuos que se encuentra afectando a ciertas unidades de flujo.
Los resultados petrofísicos muestran un promedio de Volumen de arcilla de 18.32%, Saturación
de Agua de 35.26% y 13.26% de Porosidad, lo que se considera buenos para el desarrollo de la
formación Hollín superior. Además de presentar un valor de POES de 10’206.385 de BPP.
Se determinaron tres tipos de roca en base a la relación entre la porosidad versus la
permeabilidad en la formación Hollín superior: Buena (PHIE>13%; K>50mD), Regular (PHIE: 8-
13%; K: 10-50 mD) y Mala (PHIE<8%; K<10 mD).
En general se identificaron y caracterizaron entre tres a cinco unidades de flujo en base a sus
características de capacidad de flujo y almacenamiento, la variación entre el número de unidades
se da debido a la heterogeneidad de la zona de estudio provocando el desarrollo de cuerpos finos
y discontinuos de lutita visibles en ciertos pozos.
Las unidades de buena calidad se correlacionan con rocas de tipo “Bueno” las cuales presentan
las mejores características de porosidad y permeabilidad y consecuentemente representan zonas
de pago atractivas para la producción de hidrocarburo; por otro lado, el tipo de roca “Regular”
ocasionalmente muestra zona de pago y su calidad baja a regular.
Existe una buena correlación entre los dos métodos de evaluación utilizados en este estudio, en
donde el Plot Estratigráfico Modificado de Lorenz es puntual para determinar los mejores
intervalos de reservorio de calidad alta, esto correlacionado con la relación porosidad versus
permeabilidad propuestas en el diagrama de Winland R35.
59
El método de Winland R35 se vio influenciado por la calidad de los datos, por lo que se debe
tomar en cuenta que, al no tener datos de núcleos analizados en laboratorio, los datos con los que
trabajo en este estudio son teóricos y por la tanto la curva de permeabilidad posiblemente presente
errores.
Los pozos DRRA-001, DRRA-006, DRRA-011, DRRB-037 y DRTA-001, se consideran los
pozos con mayor potencial de la zona para la realización de pruebas de producción de la formación
Hollín superior debido a que estos presentan una zona de pago altamente atractiva.
En el análisis de núcleos se identificaron 11 litofacies desarrolladas en dos tipos de ambientes:
Estuario dominado por mareas y Marino somero. Dichas litofacies fueron clasificadas
dependiendo sus características de porosidad y permeabilidad en los tres litotipos propuestos.
Los controles mineralógicos son importantes al momento de determinar la calidad de un
reservorio; en el caso de la zona de estudio se evidenció la presencia de un cemento silíceo-
calcáreo-glauconítico, el cual disminuye la porosidad del reservorio afectando a procesos de
extracción del hidrocarburo.
6.2. Recomendaciones
Realizar análisis de laboratorio de porosidad efectiva y permeabilidad absoluta que permitan la
obtención de datos reales para la elaboración de modelos (Winland R35 y Modelo estratigráfico
de Lorenz) de mayor confiabilidad.
Integrar la caracterización petrofísica realizada en el estudio con los resultados de las litofacies
para la creación del modelo sedimentológico de la zona y posteriormente su respectivo modelo
estático.
60
Este tipo de estudios son realizados en todo tipo de yacimientos petroleros, debido a que
permiten conocer la configuración sedimentológica y petrofísica de la zona, calidad del reservorio
y consecuentemente su potencial, por lo que se recomienda realizarlo en campos adjuntos.
Los resultados de las unidades de flujo pueden ser simplificados y extrapoladas para los pozos
del yacimiento que no hay sido analizados en el presente estudio y realizar pruebas de producción
de los reservorios que mostraron mejor calidad.
Realizar un análisis a detalle de los registros de Gamma Ray Espectrales para realizar la
caracterización de las arcillas que se encuentran en esta formación y su afectación en los registros
eléctricos.
61
CAPÍTULO VII
BIBLIOGRAFÍA
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66
CAPÍTULO VIII
ANEXOS
Pozo Gross
(ft)
Reservorio
Neto (ft)
Pago Neto
(ft)
Av
Porosidad
(dec)
Av
Saturación
de Agua
(dec)
Av
Volumen
de Arcilla
(dec)
DR
AG
O
DRGA-001 63 29.75 0 0.143 0.858 0.204
DRG-002 50 14.75 0 0.154 0.718 0.1
DRGA-010 59 12 0 0.146 0.811 0.123
DR
AG
O E
ST
E
*DRTA-001 51 43.75 12 0.125 0.465 0.202
DRTA-005 39 13.63 0 0.118 0.746 0.182
DRTA-008 39 11.5 0 0.161 0.948 0.146
*DRTA-009 66 57.5 1.5 0.142 0.562 0.152
*DRTA-010 59 43.5 1.75 0.142 0.468 0.076
*DRTA-012 49 40.13 1.25 0.109 0.451 0.252
DRTA-013 50 21.25 0 0.137 0.879 0.175
*DRTA-014 42 36.63 1.5 0.083 0.11 0.366
DR
AG
O N
OR
TE
PA
D A
*DRRA-001 64 41.25 14.25 0.147 0.487 0.211
*DRRA-003 43 22.25 2 0.128 0.112 0.449
*DRRA-006 34 20.63 11.25 0.131 0.384 0.116
*DRRA-011 50 34.5 30 0.142 0.162 0.099
*DRRA-014 47 15.75 5.5 0.135 0.364 0.085
*DRRA-014S1 45 33 10.5 0.142 0.436 0.158
*DRRA-015 41 36.13 5.25 0.108 0.421 0.223
DRRA-020 42 40.88 0 0.167 0.98 0.081
*DRRA-034 37 19.5 1 0.152 0.552 0.209
DRRA-035 47 6 0 0.114 0.951 0.134
*DRRA-035S1 70 59 5.5 0.106 0.363 0.211
DRRA-042 56 21.63 0 0.136 0.964 0.119
*DRRA-043 42 31.63 2 0.079 0.36 0.272
*DRRA-048 35 4.5 3.25 0.121 0.292 0.293
PA
D B
DRRB-002
DRRB-002I 47 16 0 0.14 0.98 0.235
DRRB-016 46 19.5 0 0.125 0.98 0.182
DRRB-017 44 14.25 0 0.148 0.947 0.175
DRRB-031 46 17.75 0 0.158 0.954 0.062
*DRRB-032 47 11.5 5.5 0.157 0.483 0.033
*DRRB-037 50 41.75 13.75 0.122 0.329 0.141
PA
D C
DRRC-013 45 13.25 0 0.122 0.971 0.13
DRRC-021 40 6 0 0.104 0.98 0.028
*DRRC-023 49 36.5 1.5 0.085 0.546 0.258
DRRC-025 37 6 0 0.128 0.982 0.136
Anexo A. Sumario de resultados para la formación Hollín superior
67
Nota: Los pozos con (*) corresponde a las características de las zonas de pago. Los pozos que no han presentado
zona de pago presentan los valores generales que caracterizan al reservorio neto.
Elaborado por el autor
Anexo B. Masterlog del pozo DRTA – 001
*DRRC-027 33 27.5 1 0.099 0.411 0.295
*DRRC-029 43 34.5 6 0.16 0.306 0.16
DRRC-036 48 8.25 0 0.12 0.983 0.207
DRRC-049 0.108 P
AD
D
DRRD-022 28 8.88 0 0.124 0.98 0.195
DRRD-024 51 9.75 0 0.134 0.98 0.205
DRRD-028 51 7.63 0 0.136 0.98 0.129
DRRD-030 27 5.25 0 0.115 0.917 0.226
DRRD-030S1
DRRD-051 28 14.88 0 0.121 0.955 0.176
DRRD-053 33 14 0 0.118 0.991 0.205
DRRD-055S1 40 13.25 0 0.119 0.953 0.102
DRRD-056 41 10 0 0.126 0.909 0.231
DRRD-059 42 3.88 0 0.099 0.972 0.286
PA
D E
DRRE-004 31 11.45 0 0.134 0.99 0.169
DRRE-007 44 15.5 0 0.115 0.99 0.18
DRRE-019 36 10.5 0 0.134 0.986 0.219
DRRE-038 54 10.25 0 0.114 0.992 0.16
DRRE-039 44 12.75 0 0.133 0.944 0.174
DRRE-062 34 8.13 0 0.114 0.995 0.18
68
Anexo C. Perfiles Geológicos; Perfil A – A’
A
A’
69
Perfil B – B’
B
B’
70
Perfil C – C’
C
C’
71
Anexo D. Columnas Estratigráficas.
Columna A: Drago Norte – 001
72
Columna B: Drago - 001
73
Columna C: Aguarico – 001
74
Columna D: Condorazo – 001
75
Pozo: Drago Norte - 001 Profundidad: 9.947 ft
DESCRIPCIÓN GENERAL
Tamaño de
Grano Arenisca de grano medio
Sorteo Moderado
Redondez Subangular a subredondeado
Composición
Mineralógica
Cuarzo, glauconita, arcillas,
clastos de lodo siderítico, trazas
de carbonatos
Estructuras Capas dobles de lodo
Masiva
Color Gris con tonalidades marrones
Observaciones Se observa clastos de lodo
sideríticos
Litofacie Arenisca glauconítica
con clastos de lodo STF
Pozo: Drago Norte - 001 Profundidad: 9.960,5 ft
DESCRIPCIÓN GENERAL
Tamaño de
Grano Arenisca de grano medio
Sorteo Moderado
Redondez Subangular a subredondeado
Composición
Mineralógica
Cuarzo, glauconita en bajo a
moderado porcentaje, trazas de
arcillas
Estructuras Masivo
Color Gris verdoso con tonalidades
marrones
Observaciones Hidrocarburo residual, bajo
porcentaje de bioturbación
Litofacie Arenisca masiva con
glauconita AGM
Anexo E. Descripciones de núcleos
76
Pozo: Drago Norte - 001 Profundidad: 9.964,5 ft
DESCRIPCIÓN GENERAL
Tamaño de
Grano Arenisca de grano medio
Sorteo Moderado
Redondez Subangular a subredondeado
Composición
Mineralógica Cuarzo, trazas de carbonatos
Estructuras Estratificación Cruzada
Fracturas
Color Café oscuro con tonalidades
grises
Observaciones Se observa hidrocarburo en toda
la muestra
Litofacie
Arenisca de grano medio
con estratificación
cruzada
AFX
Pozo: Drago Norte - 001 Profundidad: 9.968,5 ft
DESCRIPCIÓN GENERAL
Tamaño de
Grano
Intercalaciones de lutitas y
areniscas muy finas
Sorteo Alto
Redondez Subredondeado a redondeado
Composición
Mineralógica Cuarzo y minerales opacos
Estructuras Laminación lenticular
Color Gris oscuro
Observaciones Se observa pirita.
Litofacie
Lutitas negras con
intercalaciones finas de
arenisca
LALL
77
Pozo: Condorazo-001 Profundidad: 10.039,5 ft
DESCRIPCIÓN GENERAL
Tamaño de
Grano
Arenisca de grano medio a
grueso
Sorteo Moderado
Redondez Subangular a subredondeado
Composición
Mineralógica Cuarzo
Estructuras
Estratificación cruzada
Gradación normal
Superficies de erosión
Color Blanca con tonos café oscuro
Observaciones Presenta hidrocarburo residual
Litofacie
Arenisca de grano
medio con
estratificación cruzada
AFX
Pozo: Condorazo-001 Profundidad: 10.041,5 ft
DESCRIPCIÓN GENERAL
Tamaño de
Grano
Intercalaciones de lutitas y
areniscas muy finas
Sorteo Alto
Redondez Subredondeado a redondeado
Composición
Mineralógica Cuarzo y minerales opacos
Estructuras Laminación lenticular
Color Gris oscuro
Observaciones Se observa pirita.
Litofacie
Lutitas negras con
intercalaciones finas de
arenisca
LALL
78
Pozo: Aguarico Oeste-001 Profundidad: 9.843 ft
DESCRIPCIÓN GENERAL
Tamaño de
Grano Arenisca de grano fino a medio
Sorteo Subangular a subredondeado
Redondez Moderado
Composición
Mineralógica Cuarzo, glauconita, carbonatos
Estructuras Estratificación cruzada
Color Blanca con tonalidades grises
Observaciones Se observa hidrocarburo residual.
Cementación calcárea.
Litofacie
Arenisca de grano fino
con cementación
calcárea
AFCC
Pozo: Aguarico Oeste-001 Profundidad: 9.833 ft
DESCRIPCIÓN GENERAL
Tamaño de
Grano Arenisca de grano medio
Sorteo Subangular a subredondeado
Redondez Moderado
Composición
Mineralógica
Cuarzo, glauconita,
carbonatos
Estructuras Ondulaciones discontinuas
Color Gris verdoso
Observaciones Presencia de bivalvos
Litofacie
Cuarzo arenita
glauconítica
calcárea /
Wackstone in
muddy shelf
WMS
79
Pozo: Aguarico Oeste-001 Profundidad: 9.847 ft
DESCRIPCIÓN GENERAL
Tamaño de
Grano Arenisca de grano medio
Sorteo Moderado
Redondez Subangular a subredondeado
Composición
Mineralógica
Cuarzo, glauconita en bajo a
moderado porcentaje, trazas de
arcillas
Estructuras Masivo
Color Gris verdoso con tonalidades
marrones
Observaciones Hidrocarburo residual, bajo
porcentaje de bioturbación
Litofacie Arenisca masiva con
glauconita AGM
Pozo: Aguarico Oeste-001 Profundidad: 9.853 ft
DESCRIPCIÓN GENERAL
Tamaño de
Grano Arenisca de grano fino
Sorteo Moderado
Redondez Subangular a Subredondeado
Composición
Mineralógica
Cuarzo, glauconita, trazas de
arcillas y carbonatos
Estructuras Ondulada discontinua
Estratificación subhorizontal
Color Gris verdoso
Observaciones No presenta hidrocarburo
Litofacie Arenisca glauconítica
de grano fino AGH
80
Pozo: Aguarico Oeste-001 Profundidad: 9.869 ft
DESCRIPCIÓN GENERAL
Tamaño de Grano Areniscas de grano fino y arcilla
Sorteo Moderado
Redondez Subangular - subredondeado
Composición Mineralógica Cuarzo, pirita, micas, trazas de carbón (bitumen)
Estructuras
Laminación ondulada continua y discontinua
Laminación lenticular
Laminación flaser
Color Blanca con tonalidades grises oscuro
Observaciones Se observa ámbar en las capas de lutita y pirita
Litofacie Heterolíticas de areniscas de grano fino con lutitas negras
laminadas Hetc
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