Recuperacion

7/17/2019 Recuperacion

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UNIVERSIDAD DEL ZULlA

IVISI~N E

POSTGRADO

DE

INGENIER~A

PROGRAMA DE INGEN~ER~AE PETR ILEO

TRABAJO ESPECIAL DE GRADO PRESENTADO

ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD DEL ZULlA

PARA OPTAR AL TITULOE

MAGISTER EN INGENIER~ADE PETRÓI-E0

PRESENTADO POR: ITURBE

R.

YRENE JosÉ.

MARACAIBO MARZO DE 2002



Este jurado aprueba el trabajo especial de grado titulado TÉCNICAS DE

CONTROL Y SEGUIMIENTO DEL YACIMIENTO LAGUNA 05 UTILIZANDO LA

HERRAMIENTA OIL FlELD MANAGER , que presentó la Ingeniera Yrene José

lturbe Romero; C.I.:

11.893.007,

ante el Consejo Técnico (le Postgrado de la

Universidad del Zulia, en cumplimiento con los requisitos señalados en el Artículo

51, Aparte 51.6, Página 12 del Reglamento de Estudios para Graduados de la

Universidad del Zulia, para optar al Grado Académico de MAGISTER

SClENTlARUM EN

INGENIER~

DE PETRÓLEO

En fé de lo cual firmamos en Maracaibo a los cinco días del mes de Marzo del dos

mil dos.

JURADO:

Prof. Américo ~eroze

Prof. Carlos Rincón

Director de la División de Posgrado

de la Facultad de Ingeniería LUZ



Tdcnicas de Con frolySeguimiento del Yacimiento Laguna-OS

utilizando la herramienta O il FieM Man ager

Objetii os

OBJETIVOS

OBJETIVO GENER L

P Diseñar y establecer procesos automatizados utilizandcl un sistenia

computarizado, que sirva como herramienta para el óptimo control,

seguimiento y procesamiento de la información del yacimiento Laguna-O5

Lag na-05).

OBJETIVOS ESPE ~FI OS

>

Aplicar los procesos diseñados para diagnosticar el estado actual de un

yacimiento, buscando alternativas para optimizar la estrategia de

explotación racional del mismo.

P Desarrollar un modelo de entrenamiento para facilitar la transferencia y

aplicación de las técnicas de control, seguimiento y monitoreo.

P Establecer un sistema especializado de computación como Iierramienta de

control y seguimiento dentro de la empresa petrolera, que facilite la

evaluación de yacimientos, campos y10 áreas, en oarticular ;e utilizó el Oil

Field Manager (OFM)lll.



Tbcnicas de Control Sqqtrimiento del Yacinrierito Lagirno-OS

rttilizanrlo la herramienta Oil FicM Manaoer

R SUM N

El trabajo consiste en diseñar y evaluar mediante procedimientos las técnicas de

control y seguimiento al yacimiento, utilizando la herramienta Oil Field Manager,

como sistema computarizado.

El yacimiento seleccionado para verificar la aplicabilidad de las técnicas diseñadias

y automatizadas fue Laguna-05, el mismo está ubicado al Este del Campo

Costanero Bolívar, pertenece al Miembro Laguna de la Formación Lagunillas, ;e

trata de un yacimiento compartamentalizado de alta complejidad estratigráfica.

Una vez desarrolladas los procesos para automatizar mapas, secciones, cálc~lo

de

POES,

reservas en sitio, mapas de seguimiento, mapas de burbuja, distribucitjn

de producción, índice de agotamiento; con el fin de crear un pre-estudio integrado

de Lagna-05, es decir, una estudio paralelo a lo que sería la Fase II de iIn

Estudio lntegrado (Modelo Estático y Modelo Dinámico), cuyo benc?ficioconsistirá

en poder emitir recomendaciones para rehabilitaciones (pernanentes y

temporales), estimulaciones y reparaciones, a través de acciones efectivas que

contribuyan con creación de valor y generación de potencial en corto período (le

tiempo, aproximadamente

6

meses, en comparación al período de tiempo invertitlo

en preparar un Estudio lntegrado

2

años), no obstante, con todas las ventajas que

el estudio puede brindar es importante destacar que el sistema cclmputarizado a

utilizar en el mismo no debe ser considerado como la única herramienta para

tomar decisiones.



Tkciiicas de C o n f r o l pSq ir in ii en fo (le1 Yacinrierrro Lagrrna-OS,

rrfilizntir o a Iierraniietira Oil Field blannoer

El trabajo que se presenta tiene como objetivo principal diseñar y establecer

procesos automatizados a través del sistema computarizado Oil Field Manager

(OFM) , que sirvan como herramientas para el control, seguimiento y

procesamiento de la información del yacimiento Laguna-05 (Lagna-.05), buscantlo

alternativas para optimizar la estrategia de explotación racional del rnismo.

Este trabajo se desarrollará en el yacimiento LAGUVA-05, perteneciente a

Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA). Este yacimiento, ubicado geográficamente

en el Campo Costanero del Distrito Bolivar, al noreste del Lago de Maracaibo,

entre los Campos Bachaquero y Lagunillas, pertenece al Distrito Tia Juana de la

Unidad de Negocio Lagunillas Lago; ubicado estratigráficamente en el Miembro

Laguna, de la Formación Lagunillas, de edad Mioceno.

Su

estructura está definida

por un homoclinal de suave buzamiento de a

5

grados hacia el sur, con rumt~o

NE 65 SO; estratigráficamente se divide en tres lentes principales, a saber La.4,

LaB y LaC; en cuanto a la sedimentología son depósitos en un ambiente fluvial

está representado en su mayoría por canales abandonados, barras de meandros,

barras de desembocadura y otros depósitos de frente deltaico. La vida productiva

de forma comercial comienza en 1984 y a la fecha del cierre de os datos para

este trabajo (diciembre de 2000), contaba con

36

pozos completados en el

yacimiento, de los cuales 21 pozos son productores activos, con una tasa cle

petróleo mensual de 102.7 MBN. En 1995 se comienza un proyecto de perforacii~n

horizontal tanto de pozos nuevos como reentries, lo cual incremento

significativamente la producción del yacimiento en 9.7 MRND. Para diciembre cle

2000 se tenían 18 pozos de sección horizontal.



Tértticcr.~le Control Segl~ imien to el Yucitniettto Laguna-OS,

rctiliznnrlo In ltcrramientn Oil Field k ln n n~ er

La metodología del trabajo, consistió en primer lugar explicar el procedimiento

sujeto a automatización en forma general, de manera que pueda ser desarrollatfo

no sólo en OFM,

sino con cualquier herramienta que el ingeniero disponga.

Posteriormente se aplican los procesos en el yacimiento seleccioiiado (Laguna-

05 , utilizando el OFM. En los casos requeridos se prepararon apí ndices, donde

se detallan la pasos a seguir para obtener la programación del proceso en OFfd.

Por último se analizaron los resultados obtenidos en el yacimiento, con la intencitjn

de mejorar su descripción y explorar posibles soluciones a

SUS

problemas

principales.

Se desarrollaron procesos para automatizar mapas esti-ucturales petrofísicc~s,

registros de pozos, secciones estructurales y de cálculos de Petróleo Original Ein

Sitio (POES), todos pertenecientes al modelo estático del yacimiento.

Igualmente se detallaron técnicas asociadas al modelo dinámico, especificamenle,

gráficos de seguimiento, mapas de burbuja, distribución de prod~icción, nálisis

de reservas recuperables

y

remanentes.

En conclusión, los resultados aportados por cada técnica, no deben considerarse

como la única herramienta para tomar una decisión en las actividades de control y

seguimiento de yacimientos; sin embargo, sirven para acotar el número de

variables que pueden influenciar en un problema determinado, y adicionalmerte



T<ioricasde Con tro l- Seguimie itro le1 Yacinriento La,orrria-OS,

utili:nn lo la herrnmieitta O il F iel / iCfanager

Resrrrn cn

aportan indicios de cuan eficiente está siendo la estrategia de explotación del

yacimiento en estudio.



T6cnicns de Coittro lq. Segu imien to le1 Yaciniieirro Lagirn o-05,

rrtilizando la herramienta O il F ield Maita,oer

Resun,eii

DEDIC TORI

A

DIOS

PADRE:

Por ser el artífice del sueño más grande La Humanidacl y de todo

Por enseñarme a crear y ayudarme a crecer de tu mano.

A mi familia: Por todo su amor y por cuidar de mi siempre, son mi fuente de vida e

inspiración



Ticiiicns de Coi~trol Srgrrimiento (le1 Yncimirirto Lngrtnn.05.

rrtiliznntln lo Iierrnmientrr Oil Fir ld M n ri a ~e r

Ínr ice

~ N D I E

Página

..............................................................................................................................

bjetivos i

Resumen

................................................................................................

ii

.

1 Introduccion

.

2 Marco Teorico

.................................................................................................................

2.1. Control y Seguimiento de Yacimientos ..................

2.1

1

Antecedentes del Seguimiento de Yacimientos en Venezuela 4

2.1.2. Conceptos Básicos

2.2. Generalidades del Paquete Oil Field Manager (OFM)

2.2.1. Antecedentes 8

2.2.2. Módulos del Paquete 9

2.2.3. Tablas y Variables en OFM 11

3 Aspectos Generales

...................................................................................................

16

3.1. Descripción de la Metodología a Utilizar 16

3.2. Breve Descripción del Yacimiento LAGUNA-05

20

3.3. Estudios Precedentes del Yacimiento LAGUNA-05 24

Figura

....................

26

4 Modelo Geológico del Yacimiento LAGUNA-05 8

4.1. Resumen 28

.

.

4.2. Introduccion

9

4.3. Correlaciones Estratigráficas Estructurales

0

4.3.1. Mapas Estructurales

y

de Espesor Total 32

4.4. Marco Estratigrafico 33

4 5

Geología Estructural

..............................................................................................5

4.6. Análisis Sedimentológico 37

4.6.1 Resumen 7

4.6.1 1. Geometría y Distribución de los Cuerpos de Arena 7

4.6.2. Análisis Sedimentológico del Estudio de INTEVEP LITOS 9

4.6.3. Estudio de los Perfiles de Pozos

...............................................................

41

4.6.3.1. Definición de Intervalos 41

4.6.3.2. Secciones de Correlación

.........................................................

44

4.6.3.3. Determinación de los Parámetros de Espesor por intervalos

.......

44

4.6.3.4. Análisis de la información

5

4.6.4. Análisis de Resultados y Discusión 47

4.6.4.1 Superficie de Tendencias (Estructurales)

....................................

8

4.6.4.2. Mapas de Arena 9



Ttknicas de Contro1.v Seguimiento del Yacimietrto Lagirno.05

~rrilirando a I irrrnmientn Oil F ie ll Mnnagrr Índice

4.6.5. Correspondencia entre Unidades Parasecuenciales y

Litoestratigráficas de Producción . . . . . . . . .

..............................................

61

5 Modelo Geofísico del Yacimiento LAGUNA-05

.............................................................

7

5.1 Interpretación Sísmica

..................

. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . .

7

5.1 1. Estudio Integrado del Yacimiento Laguna-05,ExLagoven, 1997

. . . . . . . . . . . . . . . .

7

. . .

5.1.1 1. Analisis ................. ................................................................ 98

5.1.2. Estudio de Caracterización del Yacimiento Laguna-05, PDVSA, 1998

. . . . .

99

5.1.3. Proyecto Estudio Integrado de Lagunillas Inferior 07

-

Laguna-05,

INTEVEP

-

LITOS, 1999

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . .

00

5.1.3.1 Interpretación de las Líneas Sísmicas

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

01

5.1.3.2 Utilización e Interpretación de las Secciones Hoi.izontales en

Tiempo ( Time Slices )

..

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

02

5.1.3.3 Generación de los Mapas Estructurales en Tiempo 105

5.1.3.4 Mapas de Atributos Sísmicos

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

07

5.1.3.5 Mapas de Impedancia Acústica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .108

5.1.3.6 Criterios de Interpretación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 08

5.1.4. Interpretación Sísmica Actual, Proyecto Formación de Interpretes

sísmicos, PDVSA, 2001 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109

6 Modelo Petrofísico del Yacimiento LAGUNA-05 129

6.1. Resumen

.......................................................................................................

129

6.2. Introduccion 32

6.3. Metodología de Trabajo

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

34

6.3.1. Recopilación y Clasificación de la Información

. . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . .. .

34

6.3.2. Digitalización, Carga

y

Validación de la Información 135

6.3.3. Determinación de los Parámetros Petrofísicos Rw, m, n, a,

y

Rsh)

. . . . . .

136

.

6.4. Evaluacion Petrofisica

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .....................................................

138

6.5. Cálculo de la Permeabilidad

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . .

41

6.5.1. Determinación de la Saturación de Agua Irreducible (Swi)

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

41

6.6. Criterios de Corte (CUT OFF) 143

7 lnterfase del Modelo Estático

y

la Aplicación OFM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .69

7.1. Creación de Datos Petrofísicos a partir de Mapas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .69

7.1 1. Descripción del Método

.................. . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . .. . . . .

69

7.1.2. Aplicación del Método al Yacimiento LAGUNA-05 71

7.1.3. Interpretación de los Resultados 173

7.2. Visualización de Registros de Pozos y Secciones Geológicas

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

74

7.2.1. Descripción del Método

.........................................................................

74



Téctricns de C ont roly Segrrimienro del Yncinrietrlo Lngirnn.05.

rrtilizntrdo In herram ienín

il

Fiel11 fntrnge r

lnl ice

7.2.2. Aplicación del Método al Yacimiento LAGUNA-O5 175


7.3. Cálculo del Petróleo Original En Sitio POES),

a través de Operaciones con Mapas 77

7.3.1. Descripción del Método ........................................................................ 77

.3.2. Aplicación del Método al Yacimiento LAGUNA-05

178


8 lnterfase del Modelo Dinámico

y

la Aplicación OFM .................................................. 99

8.1. Gráficos de Seguimiento

.................................................................................

99

8.1 1. Descripción del Método

.......................................................................

99

8.1.2. Aplicación del Método al Yacimiento LAGUNA-05 01

8.1.3. Interpretación de los Resultados

.........................................................

02

8.2. Mapas de Burbuja

..........................................................

204

8.2.1. Descripción del Método 204

8.2.2. Aplicación del Método al Yacimiento LAGUNA-05

..............................

205


.................

................................ 06

8.3. Distribución de Producción

.........................................................................

08

8.3.1. Descripción del Método .................................................................. 208


209

8.3.3. Interpretación de los Resultados .....................................209

8.4. Análisis de Reservas Recuperables

y

Remanentes ..................................... 210

8.4.1. Descripción del Método

........................................................................

10


..............................

211


......................................................

212

9 Conclusiones

............................................................................................................

25

10 Recomendaciones ................................................................................................... 227

11 Referencias ........... 29

Anexos

Anexo 4.1: Sección Estratigráfica 1

Anexo 4.2: Sección Estratigrafica 2

Anexo 4.3: Sección Estructural 1

Anexo 4.4: Sección Estructural

2

Anexo 4.5: Sedimentología

Anexo 4.6: Paleoambientes

y

Procesos Sedimentarios



Técnicas de Control Seririmiento del Yacimierrto Lapuna-OS

irtilizairdo la Irerramienta Oil Field Martager

ínr

ce

Apéndices

Apéndice A: Posible Distribución de Carpetas para Proyectos OFM

Apéndice

B:

Creación de Da tos Petrofisicos a partir de Mapas

Apén dice C: Calculo del Petróleo Original En Sitio POES),

a través de Operaciones con Ma pas



Tt cnicos (le Co nrro Iy Srzirintiertro (fe1 Yucimierrro Lapirnn.05.

~NDICE

E

FIGUR S

Figura

ontenido

Página

Ubicación Geográfica del Yacimiento LAGU NA-05 ........ 26

Ubicación del Área de Estudio Geológico LAGINF-05 A-05) 64

Subdivisión del Miembro Laguna LL-1538 65

Registro Tipo L L-2139 .....................................................................................6

Correlación Litoestratigráfica LL-2669 y LL-2418

...........................................

7

allado de Secciones del Yacimiento Laguna 05 A-05)

68

Mapa Estructural Tope del Miembro Lagu na e Intervalo LaA ......................... 9

Mapa Estructural Tope del Intervalo LaB 0

Mapa Estructural Tope del Intervalo LaC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .71

Mapa de Espesor Total del Miembro Laguna .............................................. 72

Ambiente Deltaico . 73

Mapa de Superficie de Tendencias Nivel 5.1 74

Mapa d e S uperficie de Tendencias N ivel 5.2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5

Mapa d e Supe rficie de Tendencias N ivel 5.3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6




Mapa de Arena Neta Nivel 5.1 0

Mapa d e Arena Neta Nivel 5.2 ................................................................ 81

Mapa d e Arena Neta Nivel 5.3 . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . .. . .2

Mapa d e Arena Neta Nivel 5.4 .......................................................................3

Mapa de Arena Neta Nivel 5.5 4

Mapa d e Arena Neta Nivel 5.6 ....................................................................... 5

Mapa d e Proporción de Arena Nivel 5.1

.........................................................

6

Mapa de Proporción de Arena Nivel 5.2 87

Mapa d e Proporción de Arena Nivel 5.3

..........................................................

8



Mapa de Proporción de Arena Nivel 5.6 .......................

. ......................

1

Líneas Sísmicas del Estudio de 1997 111

Patrones de Falla de Crecimiento d e Poco Sa lto Vertical ......................... 112

Sistema de Falla de Pueblo Viejo hacia el Sur del Yaciniiento A -05 .............113



Ticnicas le Control r Se.p;rintiento del Yacimietrto La ~~ tn n. 0. ~.

rrtilizotrdo la Irerramietrta Oil Field Manager

Índice le al las

igura

ontenido ágina

5.4 Mapa Estructural en Tiempo de un Reflector supradyacente a la

Discordancia del Eoceno 114

5.5 Sismoestratigrafía con Progradaciones ........................................................115

5.6

Heterogeneidad de los Reflectores, Interpretada en 3D. Trace 1089

...........

116

5.7 Heterogeneidad de los Reflectores. Interpretada en 3D. Line 347 117

5.8 Sistema de Canales. Interpretada en 3D

......................................................

118

5.9

Cuñas Progradantes. Interpretadas en 2D. en sentido NE-SO

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

19

5.10

Sismograma Sintético del Pozo LL-1988 . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . .. .20

5.11

Identificación de Fallas. mediante el TIME SLlCE 1120

...............................

21

5.12 Discontinuidades en el Área de Estudio. Interpretadas en

3D

122

5.13 Líneas Sísmicas del Estudio de 1999 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .23

5.14 Línea Sismica INLINE 500 ................................................ 124

5.15

Mapa de Zonas de Predominio de Depósitos de Canal y Mapa estructural

en Tiempo del Tope del Miembro Laguna

125

5.16

Mapa de Zonas de Predominio de Depósitos de Canal

y

Mapa estructural

en Tiempo del Base del Miembro Laguna 126

6.1

Diagramas de Cruzadas de Picket de Porosidad Log-Log) 146

6.2 Correlación de Porosidad versus Resistividad Verdadera de Formac:ión 147

6.3

Correlación de Permeabilidad versus Porosidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48

6.4

Correlación de Resistividad Verdadera de Formación versus Saturación de

Agua

...............................................................................................................

49

7.1 Mapa Estructural Tope del Miembro Laguna e Intervalo LaA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82

7.2

Mapa Estructural Tope del Intervalo LaB 83

7.3

Mapa Estructural Tope del Intervalo LaC ............................................. 184

7.4

Mapa de Arena Neta Petrolífera ANP). Intervalo LaA

...............................

185

7.5 Mapa Arena Neta Total ANT). Intervalo LaA

...............................................

85

7.6

Mapa Porosidad de Arena Neta Petrolífera. Intervalo LaA

............................

186

7.7

Mapa Porosidad de Arena Neta Total. Intervalo LaA 186

7.8

Mapa Saturación de Agua Inicial Swi). Intervalo LaA 186

7.9

Mapa Saturación de Petróleo Inicial Soi

=

1-Swi). Intervalo LaA

. . . . . . . . . . . . . . . . .

186

7.1 0

Mapa Permeabilidad K). Intervalo LaA . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . .87

7.11

Mapa Arcillosidad de Arena Neta Petrolífera. Intervalo L.aA 185

7.12

Mapa Arcillosidad de Arena Neta Total. Intervalo LaA

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

185



Tkcnicas de Control y Segirimiento del Yac iniie t~to aglrnn.05.

rrtiliznnrlo la I~errnm ientaOil Fielrl Manager

ínllice le Talllas

Figura ontenido Página

Mapa de Arena Neta Petrolífera ANP). Intervalo LaB

......

188

Mapa Arena Neta Total ANT). Intervalo LaB .............................................. 188

Mapa Porosidad de Arena Neta Petrolífera. Intervalo LciB

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

89

Mapa Porosidad de Arena Neta Total. Intervalo LaB

.................... .......

189

Mapa Saturación de Agua Inicial Swi). Intervalo LaB

.................................

189


=

1-Swi). Intervalo LaB

. . . . . . . . . . . . . . . . .

89

Mapa Permeabilidad K). Intervalo LaB

.......................................................

190

Mapa Arcillosidad de Arena Neta Petrolifera. Intervalo L.aB

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

88

Mapa Arcillosidad de Arena Neta Total. Intervalo LaB 188

Mapa de Arena Neta Petrolífera ANP). Intervalo LaC 191

Mapa Arena Neta Total ANT). Intervalo LaC 191

Mapa Porosidad de Arena Neta Petrolífera. Intervalo LoC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .192

Mapa Porosidad de Arena Neta Total. Intervalo LaC

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

92

Mapa Saturación de Agua Inicial Swi). Intervalo LaC

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

92


=

1-Swi). Inten~alo aC 192

Mapa Permeabilidad

K).

Intervalo LaC 193

Mapa Arcillosidad de Arena Neta Petrolífera. Intervalo LaC 191

Mapa Arcillosidad de Arena Neta Total. Intervalo LaC 191

Registro del Pozo

LL-2670

194

Sección Estratigráfica Oeste Este

. . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . .

95

Mapa Porosidad Promedio del Yacimiento Laguna 05

.............................

196

Mapa Saturación de Agua Inicial del Yacimiento Laguna 05

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

96

Mapa Arena Neta Petrolífera Total del Yacimiento Laguna 05

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

96

Mapa POES. Intervalo LaA

...........................................................................

97

Mapa POES. Intervalo LaB 97

Mapa POES. Intervalo LaC 197

Mapa POES. del Yacimiento Laguna 05 97

Producción del Yacimiento Laguna 05 14

Producción

y

Pozos Productores Activos del Yacimiento Laguna 05 214

Producción Acumulada Yacimiento Laguna 05 215

Presión al Datum. 4700 Lbs

.........................

216

Mapa de Burbuja de Petróleo. a nivel de tamaño)

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

17

Mapa de Burbuja de Gas. a nivel de tamaño) 17

Mapa de Burbuja de Agua. a nivel de tamaño) 17

Mapa de Burbuja de Petróleo. a nivel de color)

..........................................

218



TC ,nicns de Control Sg ui m ie nt o del Yacinrieriro Lagrrna.05

rrtilizando l i hrrrnmientri

il

Fielrl Ma irn ~e r

jnrlice r/e Tal las

8.9

Mapa de Burbuja de Gas. a nivel de color) 18

8.10 Mapa de Burbuja de Agua. a nivel de color) 18

8.1 1 Efecto de Producción Acumulada en el Tiempo 219

8.12 Distribución de Producción por Intervalo 20

8.13 Mapas de Reservas Recupe rables por Intervalo .......................................... 21

8.14

Mapas de Reservas Remanentes por Intervalo 222

8.15

Mapas de Reservas Recuperables y Remanentes Promedio Laguna 05 223



Ticnicus de Control y Segrrimirnto del Yacimirtrto Laguna.05.

rrtiliznn lo la kerrnmienta Oil Field M a ir a~ er

~NDI E

E T BL S

Tabla ontenido Página

Tope s Estructurales del Miem bro Laguna en el Área del Yac Laguna 05 92

Espesores del Miem bro Laguna en el Área del Yacimiento Laguna 05 93

Reservas de Petroleo del Yacimiento Laguna 05 4

Reservas de Gas del Yacimiento Laguna 05 5

Parám etros Petrofísicos Básicos 50

Propiedades Petrofísicas Básicos . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . .51

Pozos que Atraviesan el Yacimiento Laguna 05 152

Pozos con Registros de Resistividad

y

Densidad 153

Análisis Especial de Núcleo LL 2242

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

54

Parámetros de Corte 155

Características Petrofísicas del Yacimiento Laguna 05

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

56



Tr criicas de Con trolg Segrrimiento del YaciniierrtoLagrriia.OS.

irtilitattdo la lterramienta O il Fiekd klai taor r

~NDICE E ECU CIONES

Ecuación ontenido Página

.

Proporcion de Arena Neta ...............................................................................5

Modelo de Arcillas Dispersas de Indonesia 39

Ecuación para D eterminar Arcillosidad en función de Lecturas de Sr)

..........

140

Correlación de Timur p ara Determinar Permea bilidad .................................. 141

Ecuación de S aturación de Agua Inicial Promedio para

(51

Yac Laguna 05

. .

170

Ecuación de Arena Neta Petrolífera Total del Yac Laguna 05

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

70

Ecuación para Determinar PO ES Volumetrico (Petróleo Original en S itio)

...

177

Ecuación para D eterminar POES O FM(Petróle0 Original en Sitio)

..............

178

Distribución de Producción 08

Reservas Recuperables por Intervalo, procedimiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .08

Reservas R ecuperables por Intervalo. procedimiento 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 08

Reservas Rem anentes por Intervalo 08



Técnicas de Confr oly Seguimiento del Y acirnienfo Olgu na-0 5,

utilizando la herramienta O il Field Man ager

In roducr~ón

-.

.

.

NTRODUCCI~N

Los procesos de control y seguimiento de yacimientos son de vital importancia en as

actividades de extracción de hidrocarburos; sin embargo para llevarlos a cabo es

necesario contar con una gran cantidad de datos y tenerlos disponibles de forma tal que

se puedan utilizar en los diferentes cálculos involucrados en la admiriistración de los

yacimientos.

La industria petrolera venezolana ha utilizado una forma convencional de realizar los

mencionados procesos: manualmente y10 apoyados en hojas de cálculos y paquetes con

capacidades gráficas tradicionales, lo que ha traído como consecuencia en muchos casos

respuestas tardías ante un problema determinado, utilización ineficiente de horas

hombres y creación de numerosas bases de datos personalizadas, que dispersan la

información.

Adicionalmente los procesos existentes no están unificados dentro de la industria, por lo

que en muchos casos la forma de realizar seguimiento y custodiar los yacimientos en

diferentes áreas geográficas, e incluso en la misma zona pero en unidades de explotación

distintas, no es igual aunque se trate de yacimientos con características similares y con

el(los) mismo(s) método(s) de explotación.

El objetivo principal del presente trabajo es afrontar esta situación, automatizando

técnicas que sirvan como herramientas de control y seguimiento estándar de yacimientos.

Para ello se escogió la herramienta de computación Oil Field Manager

(OFM)

.



Técnicas de Contr oly Seguimiento del Yacimiento Luguna-05

utiüzando la herramienta Oil Field Manager

Introducción

Adicionalmente y con el fin de verificar la aplicación real de las técnicas automatizadas, se

seleccionó el yacimiento Laguna-05, perteneciente a Petróleos de Venezuela,

S A

(PDVSA).

El trabajo se divide en ocho capítulos, en los primeros se describen los aspectos

generales de la metodología a desarrollar, y se presenta un recuento de las principales

características del yacimiento piloto seleccionado, los capítulos intermedios se refieren al

la conceptualización del modelo estático del yacimiento que sirve de guía para diseñai. y

establecer procesos automatizados a través del sistema computarizado Oil Fidd

Manager (OFM). Posteriormente se detallan técnicas para realizar control y seguimierito

de los procesos inherentes al modelo estático del yacimiento, continuando con los

asociados al modelo dinámico.

Los resultados obtenidos con la automatización de las técnicas, no deben considerarse

como la única herramienta para tomar una decisión en las actividades de control y

seguimiento de yacimientos; sin embargo, sirven para acotar el número (le variables que

pueden influenciar en un problema determinado, y adicionalmente apottan indicios, de

cuan eficiente está siendo la gestión en el yacimiento en estudio.



CAPITULO



Técnicas de Control y Segrtimiento

del

Yacimiento Laguna -05

utilizando

l

herramienta Oil Field Manaeer Marco Te6r:c o

2. M RCO TEÓRICO

2.1

.

CONTROL Y SEGUIMIENTO

DE

Y CIMIENTOS

El Seguimiento de Yacimientos cada día se reconoce como uno de los elementos

fundamentales para la explotación de los yacimientos dentro del concepto de Gerenc ¡a

Integral. La necesidad de minimizar el riesgo en las estrategias de explotación para

mantener una posición competitiva dentro del negocio hace imprescindible el

conocimiento y control adecuado de todas las variables que se consideren claves dentro

de los planes de explotación.

Las prácticas de seguimiento son de uso común en el desarrollo de yacimientos que :;e

manejan como proyectos durante la etapa de delimitaciór y desarrollo y pierden

importancia a medida que los yacimientos se hacen más maduros como consecuencia de

que disminuyen su importancia dentro del portafolio da oportunidades de las

Corporaciones.

Las técnicas empleadas para el seguimiento de yacimientos han evolucionado junto al

concepto de gerencia integral de yacimiento y por su naturaleza es un proceso intrínseco

en la historia de los campos o áreas el cual nace con el pozo descubridor del yacimiento

permite la delimitación del área descubierta brinda soporte al plan de desarrollo y permite

la auditoria continua del proceso o plan de explotación reorientando

ó

fortaleciendo :;u

dirección en la medida que el mismo se desarrolla. El proceso de seguimiento se

fortalece con el desarrollo del campo y a su vez asegura el cumplimiento

e

los objetivos

trazados en el plan.



Técnicas de Control Seguimiento del Yacimierrto Laguna-OS

utili7nndo la herramienta Oil Field M a ~ e e r Marco Teónco

2.1.1. ANTECEDENTES DEL SEGUIMIENTO DE YACIMIENTOS EN VENEZUELA

En la época anterior a la nacionalización de la industria petrolera venezolana, las

empresas operadoras se caracterizaron por levantar un volumen suficiente de informacitjn

de los pozos y yacimientos, que permitió el seguimiento adecuado de sus planes (le

explotación. Las estructuras organizacionales existentes a la época, garantizaban la

preservación del dato, el análisis y validación de los resultados. Esto permitió la deteccitjn

temprana de oportunidades y la aplicación de los correctivos riecesarios a los planes (le

explotación vigentes para cumplir con los objetivos.

Después de la nacionalización de la Industria Petrolera, se observa un descenso en el

volumen de datos recolectados, situación sostenida hasta principio de los

90

cuando 113s

programas de adquisición de datos adquieren importancia dentro del nuevo concepto de

Estudios Integrados de Yacimientos , en los cuales se identifica la necesidad de la

información para disminuir la incertidumbre de los planes de explotacióri vigente. E s t x

programas de captura de datos, van más allá de la recolección de información por pozo. y

se acompañan de un programa ambicioso de adquisición de sísmica 3D. Paralelamen.:e,

se implantan conceptos novedosos de manejo de campo como proyectos facilitando la

integración de diferentes disciplinas y fortaleciendo el trabajo en equipo.

El aumento en la adquisición de estos datos, aun es insuficiente para garantizar u i a

gerencia eficiente de los yacimientos, debido a una escasa práctica generalizada je

validación y análisis de los resultados en el contexto del plan de explotación que se

adelanta, motivado a la ausencia de una cultura de seguimiento de esos planes, a la baja

pericia del personal, y a la no disponibilidad de la infraestructura adecuada para presenlar

manejar los datos.



Técnicas de C ontroly Seguimiento del Yacimiento mu n a - 0 5 ,

utilizando la herramienta iiField Manager Marco Teór co

2.1.2.

CONCEPTOS BÁSICOS

El seguimiento de yacimiento constituye uno de los procesos más importantes dentro de

la gerencia integral de yacimiento y permite mantener control de Isi estrategia le

explotación que se ha definido como la más conveniente para el yacimiento, y en conjunto

garantiza una óptima explotación del volumen de hidrocarburos del yacimiento, agregando

el máximo valor económico con una óptima utilización de recursos humanos y técnicos

en armonía con el medio ambiente.

El proceso de seguimiento consiste en la observación y aqálisis de todas aquell~is

variables consideradas claves para asegurar la eficiente culminación de un plan o

estrategia de explotación. En un principio puede resultar paradójico el tratar de definir y

seguir el comportamiento de un yacimiento desconocido, por la limitada informacitln

disponible, y que solo se realizaría de manera apropiada si se controla en forma correct~;

entonces, el propósito del seguimiento de yacimientos es el diagnóstico del plan ce

explotación, mediante la ejecución de un plan de adquisición de datos que una vez

analizados en forma integral, permitirán la evaluación, estabkciendo la necesidad ce

reorientarlo; el seguimiento por tanto, podría cubrir desde la e~~aluacióne yacimiento a

nivel de pozos, hasta el seguimiento del plan de explotaciónt así los resultados de la

estrategia de producción deben cotejar o cumplir lo planificado, revirtiéntjose en mayor

creación de valor.



Técnicas de Control

y

Seguimiento del Yacimiento Laguna-05

utilizando la herramienta

il

Field Manaaer

Marco Tedrico

El proceso general de seguimiento se muestra a continuación:

Actualizar Modelo de

Yacimiento IPlan de Explotación

Establecer Plan d e

Seguimiento

y

Control

Evaluación de

nci lt dnc

Programación para

Adquisición de Datos

Ejecución

valor esperadc

Como puede observarse es fundamental disponer de un plan de explotación; el cual

No

puede provenir de un estudio integrado del yacimiento o de un plan de delimitación y

Ajustar Modelo del Si

Yacimiento

Evaluar Impacto

desarrollo de un área o yacimiento PDD). En el primer caso el yacimiento en cuestitjn

ontinuar

Programación

4

puede encontrarse en una etapa avanzada de desarrollo disponiendo de un gran volumt?n

Si ¿Segun lo

4

Esperado

de datos. El plan de seguimiento estará orientado al aseguramiento del cumplimiento cel

plan que para el momento constituye el plan óptimo.

En el caso de yacimientos en etapas muy tempranas de desarrollo tales como los casos

de delimitación y desarrollo, el seguimiento de yacimientos constituiría la base para

establecer la validez de las interpretaciones iniciales y será crucial para el establecimiento

de la interpretación de una arquitectura del yacimiento más cercana a la. que realmente

existe, en otras palabras el seguimiento de yacimiento será la herramienta que permitirá la

obtención de los datos relevantes y necesarios para procesos de carí3cterización cel

mismo; por esto a veces se dificulta diferenciar las técnicas de seguimiento de la



Técnicas de Contr ol y Seguimiento de l Yacimiento Laguna-OS

utilizando l herramienta il Field Manager Marco Teónco

caracterización; cuando se realiza el seguimiento de la forma apro~iada se está

caracterizando el yacimiento en el peor de los casos se establecen los elementos

básicos para la caracterización: los datos.

Aun cuando el proceso de seguimiento pueda interpretarse como el control de parámetros

para asegurar el cumplimiento del plan debe notarse que la selección de estos

parámetros estará determinada por el tipo de yacimiento o proceso a controlar; así por

ejemplo se encontrarán diferencias significativas en el control y seguimiento de iin

yacimiento de crudos pesados respecto a uno de crudos livianos o entre un yacimiento

produciendo por empuje por gas en solución y uno sometido a un proyec:to de inyeccicín

de agua.



Técnicas de Contro l y Seguimiento del Yacimiento Lagrtna-OS

utilizando la herramienta il Field Manager

Marco Teórico

2.2.- GENERALIDADES SOBRE EL PAQUETE OIL FlELD MANAGER (OFM)

2.2.1.-ANTECEDENTES

El paquete de computación Oil Field Manager (OFM) fue diseñado por el Ingeniero

venezolano José Álvarez, trabajando en la compañia Oil

&

Gas Consultant Inc. (OGCI'i .

El OFM se puede considerar como el sucesor del paquete Production P,nalyst (PA) , el

cual funcionaba en el sistema operativo MS-DOS; sin embargo el objetivo del OFM no fije

convertirse en una suerte de P A en Windows, sino desarrollar herramieritas adicionales

de ingeniería, aprovechando las virtudes y lo amigable que resulta un paquete

funcionando en ambiente Windows.

La cronología de desarrollo de OFM se puede resumir en los siguientes puntos:

>

En el año 1994, se crea el OFM versión 1

O,

para ambiente Windows y para el

sistema operativo Unix.

> En 1995 se abandona la versión Unix, y se dedican todos los esfuerz:os al desarro lo

para ambiente Windows.

A principios del año 1996, surge la versión OFM 2.0.

>

En mayo de ese mismo año, la empresa Schlumberger adquiere a la compañía

OGCI, y el OFM pasa a formar parte del grupo de paquetes ofrecidos por la

subsidiaria GeoQuest.

> En diciembre de

1996

se lanza comercialmente la versión 2.1.

> Los siguientes cambios fueron las versiones 2.2 (marzo de 1997), 3.0 (diciembre de

1998) 3.1 (marzo de 1999).



Técnicas de C ontro ly Seguimiento del Yacimiento Laguna-OS

utiIimndo l herramienta Oil Field Manaeer

Marco

Teónco

La ingeniería del paquete está desarrollada en el lenguaje de programación

C

y la

interfaz se logra utilizando el Visual

C++ ,

dicionalmente OFM usa la tecnología de

32

bits.

2.2.2.

MÓDULOS DEL PAQUETE

El OFM es un paquete con capacidad de almacenamiento de datos, y puede realizw

cálculos al mismo tiempo, que sirve, a través de sus m ó c w , como apoyo en el

seguimiento y administración de campos de petróleo y gas. En ti1se pueden ver, modificar

y analizar datos de producción y de yacimientos desde el nivel más básico, hasta

desarrollos complejos.

Los módulos que se usan para ejecutar los análisis en OFM, son los siguientes:

a. Módulos de Análisis Primario

Mapas Bases: Es en donde se definen los datos del proyecto y sirve de conector entre los

otros módulos.

Gráficos: Permiten realizar gráficos personalizados de los datos para una o mzis

completaciones.

Reportes: Despliega los datos de entrada y los cálculos generados en un formato tabular.

b.

Módulos de Geología de Ingeniería Avanzados

Mapas de Burbuia: Muestra gran cantidad de datos, lo que ayuda a identificar tendencias,

anomalías y10 problemas potenciales en el campo.



Técnicas de Control

y

Seguimiento del Yacimiento Dlguna-05

utiliznndo l herramienta il Field Manaeer

Mareo Teórico

Secciones Transversales: Permite visualizar rápidamente la estructura de un yacimiento a

través de curvas de registros, marcadores, litología y diagramas de pozos.

Mapas de Grid : Genera mapas de contornos, mapas rellenos con colores

representaciones en 3D de datos relacionados con tiempo profundidad.

Reqistros: Permite visualizar, analizar y manipular datos de uno o más registros de pozo:;.

Gráficos Esparcidos: Permite comparar a través de gráficos cualquier par cle variables a lo

largo del tiempo, ayudando a identificar tendencias.

Diaqramas de Pozos: Genera diagramas de pozos y clasifica la historia de los equipos

mecánicos de los pozos.

c. Módulos Adicionales

Distribución de producción: Permite realizar balance de los volúmenes de producción para

cada nodo de la red de producción. Soporta diversos cálculos de ingeniería para estimar

tasas de producción de petróleo y simula cierres no programados y eventos rio

esperados.1

Balance de Materiales: Ayuda a determinar el petróleo y gias originalrnente en sitil2,

predice el comportamiento del yacimiento, y estudia los efectos del yacimiento en la

producción.



Técnicas de Control y Seguimiento del Yacimiento Laguna-OS,

utilizando la herramienta Oil Field Man ager

Marco Teór co

2.2.3. TABLAS

Y

VARIABLES EN OFM

a.

Tablas

El OFM, como la mayoría de los paquetes que manejan gran cantidad de datos, está

conformado por tablas. Según el tipo de dato que va a ser almacenad:, en ellas, y la

función que tienen dentro del

OFM, las tablas se dividen en:

Estáticas: En éstas se almacenan variables, numéricas

y

alfanuméricas, que son

independientes del tiempo.

Mensuales: En éstas se almacena valores dependientes del tiempo y con unidad básica el

mes, las variables pueden ser numéricas

y

alfanuméricas.

Diarias: son tablas idénticas a las anteriores, pero en este caso la unidad mínima es el

día.

De Referencia

("Cross-Referente"):

En ella se encuentran valores indc?pendientes cel

tiempo, se necesita una columna "llave" para tener acceso a ellas, manejan variabli?~

numéricas y alfanuméricas.

De Búsaueda ("Look-upn): Tablas similares a las anteriores, pero maneja.7 sólo variabl13s

numéricas y con la posibilidad de realizar interpolaciones entre los valores que ;e

encuetran en ella.

Esporádicas: Éstas almacenan valores referidos a una col~imnaclave, pero que iio

necesariamente sean continuos. Generalmente esa columna clave es la fecha.

Almacena los campos en los que se puede agrupar los datos para realizar análisis

en los proyectos.

Trace: Tablas diseñadas para almacenar datos de los registros de pozos.

11



Técnicas de Control Setuirniento del Yacimiento Latuna-OS

irtiliznndo la herramienta

il

Field Manager Marco Teórici~

b. Variables

Todas las variables que utiliza OFM para ejecutar sus procesos forman parte de algunl~

de los siguientes grupos:

Variables de Entrada: Son las variables que se encuentran eri cada una de las tablas

mencionadas. Son las únicas variables que se pueden cargar con datos, cualquier valor

que se cargue en un proyecto OFM va a una variable de entrada, en otras palabras,

las

variables de entrada almacenan la información cruda, lo que se cargue será lo que se

tendrá.

Los nombres de las variables de entrada están definidos por el nombre de la tabla y de la

columna donde se va a cargar los datos, así si se crea una tabla de nombre zProdW, En

ella una columna de nombre Gas , se ha creado una variable de entrada llamada:

zProd.Gas . Siempre el nombre de las variables de entrada sermi:

Nombre~tabla.Nornbre~columna1~.

Variables Imputadas: Son variables cuyos valores son el resultados de un cálculo simple,

las operaciones disponibles para ellas son suma, resta, multiplicación y división. En este

caso no se cargan los datos, pero se encuentran disponibles, y lucen siniilar a cualquier

otra variable de entrada.

Las variable imputadas, son definidas en las tablas (como una columna adicional), pero

nuevamente, no se cargan datos en ellas, sino que

son generadas por c peraciones o3n

una o más variables de entrada que pertenezcan a la misma tabla.

12



Técnicas de Control Sepuimiento del Yacimiento he un a- 05

utilizando la herramienta Oil Field Manager

Marco Teóri o

Variables Calculadas: Las variables calculadas son definidas totalmente por el usuario: el

nombre y la ecuación. Para construir variables calculadas, se puede usar constantes,

operadores simples, variables de entrada, variables imputadas, otras variables calculadzis

y funciones programadas previamente conocidas como funciones del sistema).

Una variable calculada está definida como una variable que permanece sola en el

proyecto, o lo que es lo mismo, no está asociada a ninguna tabla.

El OFM, originalmente no posee ninguna variable calculada definida, todas deben ser

definidas por el os) usuario s); sin embargo, en proyectos que necesitan ser compartidcs,

se pueden crear plantillas, donde se coloquen una serie de variables calculadas.

Otras funciones: Además de las variables ya mencionadas, OFM cuenta. con un par le

herramientas avanzadas adicionales que sirven para maximizar los beneficios que de él

se pueden obtener:

Funciones del Sistema Svstem Functions): Es un conjunto de funcion3s

programadas previamente y disponibles para construir variables. reportes, e:c.

Existen funciones del sistema para matemáticas, estadísticas, acceso a la base de

datos, manipulación de archivos, etc.

Funciones del Usuario User Functions): Son funciones que el usuario d e ~ e

programar, usando un códigos básicos de programación, la diferencia entre uqa

función del usuario y una variable calculada, es que a pesar que en ambas se obtiene

como salida un valor único, en las funciones del usuario las variables pueden adquirir



Técnicas de C ont roly Seguimiento del Yacimiento Loguna -05

utilizando la herramienta Oil Field Manager Marco Teórico

diversos valores en la medida en la que se realizan los cálculos. Se puede usar todo:;

tipo de variables en una función del usuario además de funciones de sistema.



C P ~ T U L O

SPECTOS GENER LES



Técnicas de Control y Seguimiento del Yacimiento Laguna-OS


Aspectos Gener ales Figuras

3. ASPECTOS GENERALES

Este trabajo presenta una serie de técnicas y/ó procedimientos de control seguimientc~

de yacimientos, automatizados a través de la herramienta de computac:ión "Oil Fielcl

Manager (OFM) ", la cual funciona como una base de datos con capacidad de realiza-

cálculos y adicionalmente, gracias a la continua actualización de la información, permite

que los procedimientos descritos sirvan para llevar a cabo un "seguimiento dinámico'' de

los yacimientos. La selección de OFM como herramienta de automatización de lo ;

procesos, respondió principalmente a que es la utilizada oficialmente por la industri:i

petrolera nacional.

Las técnicas aquí automatizadas cubren una parte del amplio espectro ~itilizadoen la,;

actividades de control y seguimiento de yacimiento; sin embargo, lo que se quiere

s

implantar la metodología y verificar su funcionalidad, utilizando la que se considerar07

más comunes en la ingeniería de yacimientos.

Para desarrollar los procedimientos fue necesario seleccionar un yacimiento que

permitiese la verificación de la real aplicación real de éstos.

Eri

este caso se escogió

121

yacimiento LAGUNA-05, perteneciente a la División de Occidente de Petróleos de

Venezuela, S.A. (PDVSA), específicamente a la Unidad de Explotación L;3gunillas Lago.

En el acápite 3.2 de este capítulo, se describen las características generales y la historia

del mencionado yacimiento.



técnica de Control y Seguimiento del Yacimiento Diguna-OS

utilizando la herramienta il Field Manager Aspectos Generales Figirras

Los factores principales que indujeron a escoger el Laguna-05 como yaciniiento piloto

para la automatización de las técnicas fueron:

El hecho de que se hubiese realizado la fase II de un estudio integrado Modelo

Estatico , lo que redundó positivamente para la aplicación y validación dti las técnicas,

ya que se tenía desde el principio, parámetros de comparación, y por otro lado se

eliminaba del escenario

el

paso de recolección y validación cle datos, que a pesar de

no tocarse en éste trabajo es importante que se resalte oue, por scpuesto, es el

primer paso que se debe seguir antes de realizar cualquier proceso de seguimiento ,

custodia de yacimiento.

>

Las dimensiones y la diversidad de comportamientos de producción de pozos

asociados al yacimiento, la incertidumbre en cuanto a reservas de los lente:;

petrolíferos del yacimiento y las irrupciones de agua, aunado í los riesgo:;

operacionales de la perforación en el tipo de estratigrafia presente er el yacimiento

LAGUNA-05, que generó la posibilidad de automatizar procesos que estuvieseii

relacionados con este tipo de proyectos que cada día son más comuries no sólo ds

Venezuela, sino de toda la geografía petrolera mundial.

Se utilizó como fecha final de carga de datos del yacimiento diciembre de 2000, por lo que

todos los procesos que estén relacionados con el tiempo se realizarán hasta ese punto;

sin embargo, bastará sólo con actualizar la base de datos para obtener el seguimienfo

actualizado del yacimiento.

La metodología que se sigue a través del trabajo, consiste en:

>

Explicar el procedimiento sujeto a automatización en forma general, de forma que

pueda ser desarrollado no sólo en

OFM

sino con cualquier herramienta que ingeniero

disponga; aunque hay que hacer la salvedad que desde un ,~rincipio,dicha

1 7



Tt cnicas de Controroly Seguim iento del Yacim iento Laguna-05 ,

rrrilizando la herramienta Oil Field Manager Aspectos Generales Figur S

automatización está pensada a través de este paquete, por lo que se recomienda

SLI

USO.

Aplicar los procesos en el yacimiento seleccionado (LAGUNA-05), utilizando el OFVI.

Preparar apéndices, en los casos que así lo requieran, donde se de':allan la paso ;

a

seguir para obtener la programación del proceso utilizando OFM.

Analizar los resultados obtenidos en el yacimiento, con la intención de mejorar su

descripción y explorar posibles soluciones a sus problemas principales.

Las técnicas automatizadas cubren puntos tanto del modelo estático como del dinámico, y

adicionalmente algunos otros asociados al proyecto de recuperación secundaria a través

de inyección de agua por patrones, al que está sometido el yacimiento seleccionado, no

obstante, esta sección no será discutida ya que en el yacimiento no existe aun proyectos

de recuperación secundaria.

La herramienta OFM, está diseñada para manejar principalmente datos dinámicos, y lie

hecho tal como se apreciará en este modelo, sin embargo, los procesos que tienen que

ver con el modelo estático, se pudieron diseñar de forma tal que, además de arrojar

resultados positivos por si mismos, sirvieran de apoyo para algunos de los dinámicos. P.sí

mismo, y hablando del punto de vista de ejecución de los procesos utilizando el OFM, es

importante organizar la base de datos del yacimiento, normalmente llarrada "proyecto",

debido principalmente a la gran cantidad de archivos que se genei-an cuando se

desarrollan las técnicas de control y seguimiento. En el Apéndice A se muestra la

organización utilizada en el yacimiento LAGUNA-05, incluyendo una tabla con todos los

posibles archivos que se manejan en un proyecto de este tipo.



Tt cnicas de C on trol y Seguimiento del Yacimiento Laguna-OS,

utilizando la herramienta Oil Field Manag er Aspectos Generales

-

Figuras

Por último es importante aclarar que se com prenda qu e el alcance de los proceso ;

abordados en el trabajo incluyen lo que el autor ha querido denominar "cperaciones de

yacimientos", que involucra no sólo las actividades no rmales relacionadas a la custodia

seguimiento, sino también a las que se generan por la dinámica de las operacione,;

diarias. Lo que quiere expresar e s q ue e n ningún mo men to se pretende 1-eemplazar lo,;

resultados que se obtienen a través de un estudio integrado de yacimientos, sino por c I

contrario, buscar alternativas con velocidad de respuesta rápida que trabaien en paralell~

con o tras soluciones, arrojadas por los simuladores m ás sofisticadas pero lentas.



T6cnicas de Control Seguimiento del Yacimiento Laguna-OS,

utilizando loa herramienta Oil Field Manager Aspectos Generales Figuras

3.2.

BREVE DESCRIPCIÓN DEL YACIMIENTO LAGUNA 05

El yacimiento iAGUNA-05 se encuentra ubicado en los campos Lagunillas y Bachaquero

del Lago de M aracaibo, perteneciente a PDVSA, custodiado por la Unidad de Explotación

Lagunillas Lago, del Distrito Tia Juana, especificamente entre las coordenadas UTM \

1114362.88; S 1108627.26; E 254364.49 y O 254953.79 y abarca las parcelas A-292,

F -

293, A-2942, A-295, A-296, A-297, A-298, A-299, A-304, A-305, A-306 y A-314 Figura

3.1) y su estructura se encuentra definida por un monoclinal de buzamiento suave qus

varía entre 3 y 5 grados hacia el Soy rumbo N 65 0 . Es importante, destacar que las

fallas interpretadas con la información sísmica

y

geológica, presentan poco salto vertical y

no representan sellos del yacimiento. El yacimiento LAGUNA-05 esta delimitado por l a

calidad de la roca y no por trampas estructurales. Existen internamente fallas que limita?

la extensión lateral de algunas arenas m uy lenticulares y de poco espesor características

de M iembro Laguna, de la Form ación Lagunillas de eda d Mioceno.

Respecto a la estratigrafía, la unidad geológica Miembro Laguna que representa el

yacimiento en estudio, se ubica en la parte media de la Formacióri Lagunillas

corresponde a sedimentos de origen deltaico con influencia marina donde se interpreta

dos parasecuencias que la dividen en tres subunidades (LAG-A, LAG-B y LAG-C).

La unidad 1 (LAG-A), representa un ciclo agradacional donde se encue wran asociada;

arenas retrogradantes e intercalaciones cíclicas de arcillas.

La unidad

2

(LAG-B), representa un ciclo principalmente regresivo al cual se encuentra11

asociadas arenas progradantes.



Tdcnicas de Con iroly Seguimiento del Yacimie~rto aguna-OS


Aspectos Generales Figur s

--

La unidad 3 (LAG-C), representa un ciclo principalmente transgre:jivo al cual

SE

encuentran asociadas arenas retrogradantes, y marca el final de la sc?dimentación del

Miem bro Laguna, con la depositación de un nivel lutítico de considerable 13spesor.

Esta subdivisión corresponde al último estudio generado p or INTEVE P e ii conjunto cori la

empresa LITOS, el cual al ser revisado y analizado permitió visualizar zonas de

acumulación de a renas basado e n la interpretación sedimentológica y estratigráfica.

Las arenas del Miembro Laguna presentes en el yacimiento LAGUNA-05 son poco

densas y lo correcto es interpretar y estudiar cada una como una unidad de flujo, nc)

obstante, la resolución de la sismica e n el área n o permite llegar a es e nivel de detalle.

Los mecanismos p rincipales de producción son e l empuje por gas en soliición y e l empuje

hidráulico po r un acuífero de fondo a ctivo.

El yacimiento LAGNA-05 inició su explotación el 03 de Mayo de 1954, con la

completación del pozo LL-789 con una tasa inicial por encima de los 880 B NPD, una R S P

de 308 PCN IBN y un corte de agua menor al 0.1 . El desarrollo desde sus inicios fue

lento, teniendo hasta el año 19 84 Únicamente 10 pozos comp letados cori una produccióri

en el orden de los 1400 BNPD y una RGP de 700 PCNIBN y 20 .

En el año 1996 hay un cambio en la estrategia de explotación del yacimiento, mediante la

perforación de pozos horizontales en arenas de lgadas (menor de 25 pies). E l primer pozo

fue el LL-3475 con una longitud de 1100 pies el cual mantuvo una procucción promedic)



Técnicas de C ontro ly Seguimiento del Yacimiento Laguna-05

uiilizando la herramienta Oil Field Mana ger Aspectos Generales Figuras

de 1200 BNPD por aproximadamente un año alcanzando un máximo de producción dí

1540 BNPD.

A partir de 1996 se han perforado un total de 18 pozos horizontales entre nuevos

y

reperforaciones horizontales, incrementando los niveles de producción del yacimient~

desde 2000 BNPD hasta un máximo de 11000 BNPD para Junio de 1998. Para

Diciembre del año 2000 el yacimiento produce 3314 BNPD, una RGP de 484 PCNIBN y

un corte de agua de 64.5 .

El yacimiento LAGNA-05 tiene actualmente estimado un POES Oficial de 164.24

MMMBLS de petróleo, con unas reservas estimadas en 48.81 MMBLS, que corresponce

a un factor de recobro de 29,7 .

Para Diciembre de 2000, se han completado en el yacimiento 36 pozos productores, los

cuales han permitido acumular un total de 27.71 MMBLS de petróleo, lo que corresponde

a un consumo de un

56,77 de las reservas recuperables oficiales, lo que ubica al

yacimiento en un estado de madurez con unas reservas remanentes de 21,l MMBls.

Es

importante destacar que durante el año 2000, se oficializó la ini:orporación ( le

reservas, producto del estudio integrado del yacimiento Lagunillas Inferior

07,

el

cual fue extendido hacia el

Sur

abarcando en su totalidad el yacimiento Laguna05.

El yacimiento LAGNA-05 no cuenta con información representativa cle núcleos; aún

cuando se han realizado tres en los pozos LL 789, LL 920, LL 922 y BA 369, no obstante,

existen registros convencionales de 90 pozos que atraviesan el yacimiento existen 40

pozos con perfiles de densidad, distribuidos arealmente en t o d ~l yacimic?nto.



Tdcnicas de C ontro ly Seguimiento del Yacimiento Laguna-05

utilizando la herramienta Oil Field Manager Aspectos Generales Figur gs

Los valores promedios de las propiedades petrofísica son los siguientes: espesor

9 y

22:

pies, arcillosidad promedio de 21

,

porosidad

26 ,

permeabilidad de 1150 md,

y

iinci

Saturación de agua promedio de 40

.



Tdcnicas de Conrrol y Seguimiento del Yacimiento Laguna-OS


A ~pecr ~s senerales Figur

zr

3.3. ESTUDIOS PRECEDENTES AL YACIMIENTO LAGUNA-05

El yacimiento LAGUNA-05 dispone de 10 estudios que sirven de ?eferencias para

consultas.

9 El primero denominado Datos Básicos y Reporte de Estado del Yacimiento LAGUNA-.

05, realizado por Pedro Lardieri de EX

-

LAGOVEN S.A., en Septiembre de 1978.

Estudio lntegrado del yacimiento Laguna 05, desarrollado por la un grupo de

integrantes de la quinta promoción Escuela de Ingeniería 3e Yacimien:os

pertenecientes a EX LAGOVEN S.A., en Marzo de 1997.

9 Tesis de Posgrado

, realizado por Luis Molina de EX

-

LAGOVEN

S.A.

en

Diciembre de 1997.

9 Caracterización del Yacimiento Laguna 05, realizado por Pedro L.ardieri de E>:

LAGOVEN S.A., desarrollado como proyecto DMCT por integrantes de la U.E.

Lagunillas Lago perteneciente a PDVSA, ING's. Ovidio Salazar y Gicvanni Villalobos,

en Agosto de 1998.

9

Auditoria de la Información de los Yacimientos Laguna 05, Laguna :38 y Laguna

44

desarrollado como lnforme Técnico en INTEVEP., a cargo de Félix González y 14rli

Peña, en Diciembre de 1998.

9

Interpretación Estructural y Estratigráfica de Sísmica 3D, en el área LL-07 el campo

Lagunillas, Lago de Maracaibo, desarrollado como lnforme Técnico en INTEVEP. a

cargo de Márquez, Espeso y Acuña, en 1998.

9 Modelo Estratigráfico Sedimentológico. Soporte al Proyecto Estudio lntegrado

Lagunillas Inferior 07 LagunaO5, desarrollado por LlTOS C.A. IhITEVEP S.A, en

Octubre1999.



Técnicas de Con troly Seguimiento del Yacimiento Laguna-05


Aspectos Generales Figurtu

Campaña de Perforación Horizontal en el Yacimiento Laguna 05, desarrollado coino

Paper SPE por integrantes de la U.E. Lagunillas Lago perteneciente

r

PDVSA, ING s.

Carlos Cortés y Carlos Trocóniz, en 1999.

Modelo Estático del Yacimiento Lagunillas Inferior 07 (Fase II del estudio integrado Idel

yacimiento LGINF-07), desarrollado como Informe Técnico en INTEVEP, a cargo de

Chedid Rachid, Rivas Eduardo, Sánchez Pablo, Molina Alexander, Oropeza Pedro,

Yoris Franklin, Hevia Alberto y Lena Paolino, en Noviembre del 2000.



Técnicas e Control

y Seguimiento

á i Yacimiento iuguna 05.

diizando nherramienta

Oil

ield Manager

Aspectos Generales

iguras

Figura 3.1

Ubicación Geográfica del Yacimiento LAGUNA-05

s i

rLf

Al Sur del Yacimiento Lagunilla ; Inferior

07



C P~TULO

MODELO GEOLÓGICO

DEL YACIMIENTO

LAGUNA 5



Técnicas de Control y Seguim iento del Yacimiento Laguna-OS

utilizando la herramienta Oil Field Manager Modelo Esldfico: Ceoloala

-.

.

4

MODELO GEOLÓGICO DEL YACIMIENTO LAGUNA 5

4 1 RESUMEN

La unidad geológica Miembro Laguna que representa el yacimiento en estudio, se

ubica en la parte media de la Formación Lagunillas y corresponde a sedimentos

de origen deltaico con influencia marina donde se interpretan dos parasecuencias

que la dividen en tres subunidades (LAG-A, LAG-B y LAG-C), consideradas corno

ciclos de cuarto

y

quinto orden respectivamente.

La unidad 1 (LAG-A), representa un ciclo agradacional

donde se encuentrsn

asociadas arenas retrogradantes e intercalaciones cíclicas de arcillas.

La unidad (LAG-B), representa un ciclo principalmente regresivo al cual se

encuentran asociadas arenas progradantes.

La unidad 3 (LAG-C), representa un ciclo principalmente transgresivo al cual se

encuentran asociadas arenas retrogradantes, marca el final de la sedimentacijn

del Miembro Laguna, con la depositación de un nivel lutítico di? considerat~le

espesor.

Esta subdivisión corresponde al último estudio generado por INTEVIIP en conjurito

con la empresa LITOS: Modelo Estrát igrafico Sedimentológic:~ soporte al

Proyecto Estudios Integrados LAGINF07 LAGNAOS , el cual al ser revisadc)y



Tkcnicas de Control Seguimiento del Ya cimiento Lagirna-OS


Modelo Estático: Geok gia

analizado permitió visualizar zonas de acumulación de arenas basado en la

interpretación sedimentológica y estratigráfica.

Con base en esto, se redefinieron los límites del yacimiento, mediante la

integración de los mapas de arena neta petrolífera y los mapas estructurales

realizados, donde fue extendida el área del mismo, por reinterpretación de falla:;

presencia de arena neta petrolífera en pozos vecinos al área oficialrnente definida.

En este capitulo se describirá el modelo geológico del yacimiento Laguna 05, el

cual se extrae como parte del Informe Técnico generado por Inlevep "Mode lo

Estático del Yacimiento Lagunil las Inferior 07 (LAGINF 07), fase del Estuclio

Integrado del Yacimiento LAGINF07", cuyo objetivo principal fue el yacimierito

LGINF-07, no obstante, el mismo abarco en su totalidad el área del yacimierito

Laguna 05, el cual es objeto de este estudio, el compromiso ha sido revisar,

analizar y validar toda la información concerniente al yacimiento Laguna-05, para

la presentación de este trabajo.

El área en estudio se encuentra ubicada geográficamente en el Cainpo Costanero

del Distrito Bolívar, al noreste del Lago de Maracaibo, entre los Campos

Bachaquero y Lagunillas, al Noreste del Lago de Maracaibo (ver Figura. 4.1 ,

cerca de la población de Lagunillas, cubriendo una superficie aproximada de

61

7



TPcnicas de Con troly Seguimiento del Yacimiento Laguna-05

utilizatido la herramienta Oil Field Manager

Una vez culminada dicha sección, se trazó un mallado de secciones en el cual se

definieron un total de 10, 05 en dirección Oeste-Este, 05 en dirección Norte-Sur,

05 en la dirección preferencial de la sedimentación Noreste-Suroeste y 05

dirección virtualmente paralelo a la estructura y a su vez casi perpendicular a las

anteriores Noroeste-Sureste (ver Figura 4.5), en las cuales se in,:luyó la maIror

cantidad posible de pozos (53).

En principio se realizaron correlaciones en sentido Norte-Sur, comenzando

siempre desde el pozo común con la sección tipo Oeste-Este, extendiendo la

correlación tanto hacia el Norte como al Sur aplicando la misma, en forma de

cierre poligonal con el

fin

de garantizar el amarre de los topes ce las unidades

bajo estudio. Con estos datos, fueron creadas las secciones estructuralt?s-.

estratigráficas en el programa Geoframe de la plataforma de Geoquest, siendo

anexadas al estudio 4 de las 20 secciones realizadas (ver Anexcs 4.1, 4.2,

4 3

4.4).

Es importante señalar que los mapas estructurales e isópacos oficiales de este

yacimiento, basados en el estudio geológico generado por lntevep fueron

recientemente actualizados y modificados, lo mismos serán usados para efectos

prácticos del trabajo que se presenta.

Las correlaciones fueron realizadas utilizando las curvas de los registros

digitalizados, a través del programa Geoframe de la plataforma Geoquest.



TPcnicas de Contro ly Seguimiento del Yacimiento Laguna-OS

utilizando la herramienta Oil Field Manager Modelo Estcitico: Geolr gfa

.

Con estos valores, expresados en profundidad medida

MD),

se generó una base

de datos que contiene los topes del Miembro Laguna (LAG-A, LAG-B, LAG-C) de

la Formación Lagunillas, que se utilizaron en la elaboración de los mapas

estructuralesy espesor total del Miembro Laguna. (Ver Tabla 4.1 y

4.2)

4 3 1 MAPAS ESTRUCTURALES DE ESPESOR TOTAL

Con los valores de los topes generados a partir de las correlaciones

litoestratigráficas que cubren prácticamente todo el área estudiada, se elaboraron

los mapas estructurales al tope de cada unidad: LAG-A, LAG-B, LAG-C con

intervalos de cada 100 pies (ver Figuras 4.6, 4.7

y

4.8), validando con las fallas

observadas en los pozos, las interpretadas anteriormente con sísmica (Capítulo

5 .

Estos mapas fueron creados con el programa CPS-3 de la plataforma Geoquest.

Para ello, en primer lugar se introdujo en el sistema la base de datos de los topes

de cada intervalo

y

se crearon los mapas crudos , que luego fueron impresos; y

por último se humanizaron , tomando en cuenta las curvas estructuralc?~,

respetando los topes

y

los saltos de falla en cada mapa.

Finalmente con los topes generados por la correlación, se elat~oraroncon el

programa CPS-3, el mapa de espesor total del Miembro Laguna (Ver Figura 4.3,

en donde se observa el aumento de espesor de la sección del Miembro hacia el

Oeste del área.



TPcnicas de Co ntrol y Seguimiento del Yacimiento Laguna-OS

utilizando l a herramienta Oi I Field Manaper Modelo Estdtico: Ceol6pía

.

4 4 MARCO

ESTR TIGRÁFICO

La Cuenca del Lago de Maracaibo consiste en rocas sedimentarias que van desde

el periodo Jurásico hasta el Plioceno; ya que el objetivo de este est~d ioontempla

sólo sedimentos de edad Mioceno, se describe brevemente las cal-acterísticas de

las formaciones involucradas en la misma.

FORMACIÓN LAGUNILLAS. Se encuentra en el pueblo y campci petrolífero de

Lagunillas, del estado Zulia. En términos generales, la formaciim consiste r n

areniscas poco consolidadas, arcillas, lutitas y algunos lignitos. Su edad es

Mioceno medio su espesor es de aproximadamente 300 m; en el lago central se

señalan 960 m y varía de 60 a 610 m en el Campo Ceuta. Suprayace

concordantemente a la Formación La Rosa, excepto en aquellas áreas donde ésta

no se depositó, como en los altos de Pueblo Viejo y Ceuta. En dichas áreas, la

formación yace directamente sobre la Discordancia del Eoceno. La l ormación pasa

transicionalmente a la Formación Isnotú. La parte basal de la Formación, Miembro

Lagunillas Inferior, representa un complejo deltaico, progradante sobre la

Formación La Rosa. El Miembro Laguna, suprayacente al anterior, corresponde a

un aumento temporal de las condiciones marinas. La porción superior, Miembro

Bachaquero, representa un ciclo regresivo, con predominio de ambientes de ltaic~s

y fluviales. Jam P. (1977) en www.intevep.pdv.com/-ibc03.



TPcnicas de C on trol y Seguimien to del Yacimiento Lagrtna-OS

rttilizando la Irerramienta O il Field Ma nager

Modelo Estático: Ceolc gf a

En

las secciones estratigráficas Anexos 4.1

4.2

se aprecia un buen

mantenimiento lateral de los marcadores estratigráficos, los cambios laterales de

facies prop ician el desarrollo de ciertas barreras de permeab ilidad.



Tdcnicas de Con trol

y

Seguimiento del Yacimiento Laguna-05

utilizando la herramienta O il Field Manage r

Modelo Estdtico: Geoloala

4 5

GEOLOG~A

STRUCTURAL

El Campo Lagunillas se encuentra ubicado dentro de fallas de p-an expresicm,

como son las fallas de lcotea al Oeste la de Pueblo Viejo al Este, Márquez et. al.

(1 998).

En el área de estudio, la estructura general observada es un inonoclinal con

buzamiento suave de 3 5 grados hacia el sur, con rumbo NE SO, fallado por

movimientos tectónicos Post-Eoceno que generaron dos sistemas de fallas

normales, uno con rumbo noroeste-sureste y otro con rumbo este-oeste, con

buzamientos del plano de falla entre 70 80 grados hacia el noreste

desplazamientos de las fallas que varían entre 20 y 80 pies. IZstos patrores

estructurales se corresponden con la tectónica regional que rigió la Cuenca del

Lago de Maracaibo.

El Yacimiento Laguna 05, como se expreso anteriormente representa ~ n a

estructura monoclinal de buzamiento suave que varía entre 3 grados hacic el

SO rumbo N 65 0 que se encuentra interrumpida, al Norte (A-293) por clos

fallas normales paralelas de rumbo E-O que forman un Horst, con salto

aproximado de 30'; al Este (A-294, A-297

y

A-304) por una falla normal de rurribo

N 40 0 , buzamiento hacia NE, un salto que se incrementa desde 10' hasta

aproximadamente 100' en sentido NO-SE y al Sur-Oeste (A-292, A-299, A-305 r

A-306) por dos pares de fallas normales de rumbo N 45 0 , las cuales tienen uri

salto inferior a los 30'.



Tdcnicas de Co ntro ly Seguimiento del Yacimiento Laguna-OS


Modelo Estático: Geolnpia

Cabe destacar que los contornos estructurales fueron ajustados según la

interpretación geológica realizada, donde se detectaron las fallas anles

mencionadas

y

que posteriormente fueron corroboradas según interpretación

sísmica 3D

El yacimiento quedó delimitado al Oeste por una falla de aproximatlamente 70 de

salto, al Norte al Este por otras fallas normales con saltos aproximadameiite

iguales a la del Oeste, al Norte-Este por un límite arbitrario y al Sur un cierre

estructural por agua.

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