Formaciones estratigráficas del pozo ITG-X3

FERIA ACADEMICA 2016
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FORMACIONES ESTRATIGRAFICAS DE LAS ARENISCAS HUAMAMPAMPA
TUPAMBI E IQUIRI “POZO ITG-X3”
1. INTRODUCCION
El pozo ITG-X3 es un prospecto exploratorio que consiste en la perforación de un pozo
para buscar hidrocarburos el cual le devuelve a la estatal petrolera Y.P.F.B. su rol como
operadora después de muchos años.
Una formación o formación geológica es una unidad litoestratigráfica formal que define
cuerpos de rocas caracterizados por unas propiedades litológicas comunes
(composición y estructura) que las diferencian de las adyacentes. Es la principal unidad
de división litoestratigráfica. Pueden asociarse en unidades mayores (grupos),
subdividirse (miembros) o diferenciarse unidades menores significativas (capas). La
disciplina geológica que se ocupa de las unidades litoestratigráficas es la Estratigrafía
La estratigrafía es la rama de la geología que trata del estudio e interpretación de las
rocas sedimentarias, metamórficas y volcánicas estratificadas, y de la identificación,
descripción, secuencia, tanto vertical como horizontal, cartografía y correlación de las
unidades estratificadas de rocas.
2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
El problema al cual buscamos darle una explicación mediante nuestra investigación es
la estimación de la formación estratigrafica de las arenas de interés exploradas con la
perforación del pozo ITG-X3, para dar a conocer la representación del corte
estratigráfico.
3. JUSTIFICACION
Los resultados obtenidos con la perforación del pozo ITG X3 encontramos la necesidad
de no abandonar la zona de estudios y es conveniente la perforación de un nuevo pozo
exploratorio ITG X3A buscando los posibles reservorios que contengan hidrocarburos.
3.1) JUSTIFICACION TECNICA
El presente ámbito comprende varios pasos que conllevan a lograr hacer posible la
ejecución satisfactoria del mencionado proyecto.
3.1.1) EJECUCION
3.1.1.1) MANTENIMIENTO Y APERTURA DE CAMINOS
Consiste en el mantenimiento y/o construcción de caminos de acceso al pozo
3.1.1.2) CONSTRUCCION DE PLANCHADAS

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Se habilitan las planchadas o áreas para la instalación y montaje de todo el equipo, con
una superficie no mayor a 2 ha. Cada una. Utilizándose moto niveladora, pala
cargadora, volquetas cisternas y compactador.
3.1.1.3) INSTALACION DE CAMPAMENTOS
Se habilitan los campamentos para el descanso y pernocte del personal en una
superficie no mayor a 0.5 ha.
3.1.1.4) MOVILIZACION Y MONTAJE DE EQUIPOS Y MAQUINAS
Una vez que se haya habilitado la planchada, camino de acceso y campamento, se
procede a la movilización y montaje de equipos y maquinarias necesarias para la
perforación del pozo.
3.1.1.5) TRATAMIENTO DE RESIDUOS SOLIDOS
Todos los residuos generados durante las actividades son debidamente acopiados en
fosas impermeabilizadas para su posterior traslado a centros de tratamiento.
3.1.1.6) PERFORACION DEL POZO
Se procede a la perforación inicial del pozo ITG-X3 el cual alcanza una profundidad de
3200.00 mbbp. Teniendo el equipo de perforación todas las instalaciones requeridas
para garantizar la seguridad de los trabajadores y protección al medio ambiente.
3.1.1.7) TERMINACION Y PRUEBAS DE PRODUCCION
Se realizan pruebas para evaluar el potencial hidrocarburifero del pozo, estas
actividades cuentan con sistemas y medidas de seguridad que permiten cuidar a los
trabajadores y el medio ambiente.
3.2) JUSTIFICACION AMBIENTAL
3.2.1) FACTOR AIRE
Se realiza un mantenimiento preventivo y correctivo de vehículos, motores,
generadores y equipo pesado. Se lleva a cabo el riego periódico en áreas de
circulación y parqueo. Se dota de equipos de protección personal (EPP) para evitar
daños al sistema auditivo. Y por último se programa la circulación de vehículos fuera
del área de influencia directa, solo en horarios diurnos para evitar molestias (ruidos).
3.2.2) FACTOR AGUA
Se realizan controles periódicos del agua para consumo humano. Asimismo se lleva a
cabo el control de aguas negras y grises antes de su descarga en cumplimiento con el
Reglamento en Materia de Contaminación Hídrica (RMCH) y el Reglamento Ambiental
para el Sector Hidrocarburos (RASH). Se evita el derrame de sustancias que pueden

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contaminar a través de medidas preventivas. Y por último se instala un equipo
convencional para el tratamiento de aguas.
3.2.3) FACTOR SUELO
Se evitan los derrames de combustibles y otras sustancias que puedan contaminar el
suelo, mediante el uso de geo membranas y muros de contención. Se dispone de un
plan de manejo de residuos para evitar la contaminación del suelo. A fin de prevenir
procesos erosivos, la circulación es restringida solo en áreas del proyecto. Y por último
se programa la circulación de vehículos fuera del área de influencia directa solo en
horarios de la mañana para evitar molestias (ruido)
3.3) JUSTFICACION ECONOMICO
Se busca hacer una inversión lo más racional y adecuada posible, con un orden y un
plan estratégico de costos estricto y sin opción a infringirlo, de modo que se cubran y
se cumplan las necesidades que implica el proyecto en todos sus ámbitos sin exceder
los presupuestos ya establecidos.
3.4) JUSTIFICACION SOCIAL
En el área de la ubicación del proyecto ITG X3A se encuentra ubicado en el territorio
originario campesino Parapitiguazu, el personal responsable del proyecto se encarga
de informar a todos los habitantes de la zona sobre los alcances del proyecto para
evitar conflictos del tipo social.
4. OBJETIVOS
4.1) OBJETIVO GENERAL
El objetivo general es hacer conocer el análisis de las formaciones existentes en el
pozo ITG-X3 así como también los distintos resultados de las pruebas realizadas y los
resultados de los análisis efectuados a las formaciones de interés.
4.2) OVJETIVO ESPECÍFICO
El objetivo del proyecto es hacer conocer los resultados de la actividad exploratoria de
pozos en el área Itaguazurenda cuyo objetivo es descubrir reservas de hidrocarburos
en las formaciones Iquiri, Tupambi y Chorro, para contribuir la creciente demanda de
este recurso. Pretendiéndose perforar inicialmente el pozo ITG-X3 y de acuerdo a los
resultados del mismo decidir la perforación de los pozos ITG-X4 e ITG-X5.
5. MARCO REFERENCIAL
De acuerdo a la investigación realizada sobre el prospecto ITG-X3 tenemos de apoyo
una:

4
INVESTIGACION TEORICA en la cual se describe y se desarrolla toda la información
encontrada acerca del prospecto ITG-X3, arenas de interés, ubicación, profundidad,
cálculos, etc. Y también se tiene una:
INVESTIGACION DESCRIPTIVA mediante la elaboración de una maqueta a través de
la cual se puede explicar en donde se encuentran las formaciones de interés y las
características de las mismas.
6. MARCO CONTEXTUAL
6.1) UBICACIÓN
El proyecto se encuentra ubicado en el Municipio de Charagua, Provincia Cordillera del
Departamento de Santa Cruz, más específicamente en el interior de la propiedad
Cañada Parapety, mismo que colinda con la Comunidad Indígena Guaraní Casa Alta,
perteneciente a la TCO Parapitiguazu.

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6.2) VIAS DE ACCES0
Partiendo de la ciudad de Santa Cruz hasta el pozo ITG-X3A se tiene las siguientes
rutas.
PRIMERA RUTA
Partiendo de la ciudad de Santa Cruz al pozo ITG X3A.
SEGUNDA RUTA
Partiendo de la provincia de Camiri al pozo ITG X3A.
7. MARCO TEORICO
La estructura Itaguazurenda se encuentra ubicada en la provincia Cordillera del
Departamento Santa Cruz, entre las áreas Boyuibe y Ovaí, las cuales fueron Asignadas
como áreas exploratorias reservadas para YPFB.
La estructura de Itaguazurenda en mayor extensión pertenece al área Boyuibe y en una
menor ingresa hacia el norte al área Ovaí. Esta estructura sigue el lineamiento
geológico asociado a la falla Mandeyapecua que, de Sur a Norte genera un rosario de
estructuras como Carandaiti, Victoria, Mandeyapecua, Itaguazurenda, Cañada,
Chorritos, Campo Tajibo, Aimirí, Campo El Espino y San Isidro.

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INTERPRETACIÓN SISMICA.-
RESERVORIO IQUIRI-1ª.

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El reservorio Iquiri 1A está ubicado por encima del reservorio Iquiri 1 en la
profundidad de 3043 a 3062 mbbp, se trata de areniscas gris blanquecinas de
Grano fino a medio, compacta, con un espesor neto de 21 m y un espesor
Permeable de 14 m, distribuido en dos cuerpos separados por un nivel
Arcilloso, con un ambiente de depositación similar al nivel Iquiri 1. Presenta
Moderadas detecciones de gas y el registro de resistividad muestra que el
Nivel estaría en fase acuífera. Este aspecto no es determinante puesto que en
Una posición estructural más alta, el nivel puede estar saturado de
Hidrocarburo.
CORTE ESTRUCTURAL ITAGUAZURENDA

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Corresponde a una interpretación en tiempo escalada en Profundidad, de la estructura
Itaguazurenda, en una latitud similar a la propuesta de localización del Pozo ITG- X3A.
Se realizó un corte estructural regional Este – Oeste (E-W), donde se determina que en
la ubicación del pozo ITG-X3A, la falla Mandeyapecua presenta un rechazo
considerable 2900 m y una vez finalizado el balanceo estructural, se observa que la
Formación Iquiri presenta un espesor completo en comparación con lo que ocurre en el
pozo ITG-X3, donde la falla corta a la Formación Iquiri en su parte superior.

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CORTE GEOLOGICO AREA ITAGUAZURENDA
FALLA
Una falla geológica es una fractura en la corteza terrestre a lo largo de la cual se
mueven los bloques rocosos que son separados por ella.
PLIEGUES
Plegamiento o pliegue, es una deformación de las rocas, generalmente
sedimentarias, en la que elementos de carácter horizontal, como los estratos o
los planos de esquistosidad (en el caso de rocas metamórficas), quedan
curvados formando ondulaciones alargadas y de direcciones más o menos
paralelas entre sí.
Los pliegues se originan por esfuerzos de compresión sobre las rocas que no
llegan a romperlas; en cambio, cuando sí lo hacen, se forman las llamadas
fallas. Por lo general se ubican en los bordes de las placas tectónicas y
obedecen a dos tipos de fuerzas: laterales, originados por la propia interacción
de las placas (convergencia) y verticales, como resultado del levantamiento
debido al fenómeno de subducción a lo largo de una zona de subducción más o
menos amplia y alargada, en la que se levantan las cordilleras o relieves de
plegamiento.
ANTICLINAL

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Un anticlinal es un pliegue de la corteza terrestre que presenta los estratos más
antiguos en su núcleo.1 2 Se forman por los efectos tectónicos de la dinámica
terrestre.
SINCLINAL
Un sinclinal es un pliegue de la corteza terrestre que presenta los estratos más
recientes en su núcleo.1 2 Se forman por los efectos tectónicos de la dinámica
terrestre.
ROCA RESERVORIO
FORMACION HUAMAMPAMPA
FORMACION TUPAMBI
La Roca Reservorio de la Formación Tupambi está constituida por areniscas, de
color blanquecino, gris blanquecino, gris verdoso, algunas con tonalidad rojiza,
friables a semiduras, escasa mica, grano fino a medio, sub-angular a
redondeado, regular selección, cemento silíceo, sin fluorescencia
ocasionalmente friables. Los valores petrofísicos obtenidos en muestras del
pozo ITG-X2 alcanzaron 19% de porosidad efectiva máxima.
TUPAMBI 1
a) Las áreas calculadas son las siguientes: la mínima 2,1 Km2 el promedio 2,9
Km2 y la máxima 3,6 Km2.
b) La Porosidad utilizada es de 10% y 19% como porosidad mínima y Máxima,
c) La saturación de agua utilizada para estos cálculos están en el rango de 40 y
55% como saturaciones mínima y máxima respectivamente.
d) Se consideró un factor de recobro de 60% como mínimo y 70% como
Máximo, los cuales se encuentran dentro del rango de factor de Recuperación
para yacimientos de Gas Condensado.
e) El factor volumétrico (Bg) tomados fueron 0,00555 Pc/Pcs y 0,00357 Pc/Pcs
como valores máximos y mínimos respectivamente, datos Tomados de los
campos aledaños utilizados como análogos.
f) RCG: Se tomó como referencia los datos de los campos aledaños cuyo
Valor tomado es de 20 BBL/MMPC,
Parámetros MAX ML MIN
Área (Km²) 3,6 2,1 2,9
Espesor Neto (m) 28 6 16
Porosidad(Fracción) 0,19 0,10 0,15

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Saturación de Hc
(Fracción)
0,60 0,45
0,50
Factor de
recuperación Gas
70 60 65
Factor Volumétrico
Bgi (PC/Pcs)
0,00555 0,00357
0,00400
Relación Gas
Condensado
BBL/MMpc
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TUPAMBI – 2.
a) Las áreas calculadas son las siguientes: la máxima 2 Km2 el promedio 2,9 Km2 y la
mínima 3,5 Km2.
b) La Porosidad utilizada es de 10% y 19% como porosidad mínima y Máxima,
c) La saturación de agua utilizada para estos cálculos están en el rango de: 40 y 55%
como saturaciones mínima y máxima respectivamente.
d) Se consideró un factor de recobro de 60% como mínimo y 70% como Máximo, los
cuales se encuentran dentro del rango de factor de Recuperación para yacimientos de
Gas Condensado.
e) El factor volumétrico (Bg) tomados fueron: 0,00555 Pc/Pcs y 0,00357Pc/Pcs como
valores máximos y mínimos respectivamente, dato Tomados de los campos aledaños
utilizados como análogos.
f) RCG: Se tomó como referencia los datos de los campos aledaños cuyo Valor tomado
es de 20 BBL/MMPC
Área (Km²) 3,5 2 2,9
Espesor Neto (m) 17,6 8 13
Saturación de Hc
(Fracción)
0,60 0,45 0,50
Factor de
recuperación Gas
70 60 65
Factor Volumétrico 0,00555 0,00357 0,00400

14
Bgi (PC/Pcs)
Relación Gas
Condensado
BBL/MMpc
20
FORMACIÓN IQUIRI.
Las areniscas que constituyen la Roca Reservorio de la Formación Iquiri son de color
gris blanquecino, gris claro y oscuro, semiduras, micáceas, con inclusión de minerales
oscuros, grano fino a medio, sub-angular a subred ondeado, regular selección,
cemento calcáreo, leve fluorescencia de: color amarillento. Los parámetros petrofísicos
de este reservorio fueron calculados en muestras del pozo ITG-X2, alcanzando una
porosidad efectiva máxima de 15%.
g) Las áreas calculadas son las siguientes: la máxima 4,57 Km2 el Promedio 5,6 Km2 y
la mínima 6,04 Km2.
h) La Porosidad utilizada es de 6% y 15% como porosidad mínima y Máxima,
i) La saturación de agua utilizada para estos cálculos están en el rango de 35 y 50%
como saturaciones mínima y máxima respectivamente.
j) Se consideró un factor de recobro de 60% como mínimo y 70% como máximo, los
cuales se encuentran dentro del rango de factor de recuperación para yacimientos de
Gas Condensado.
k) El factor volumétrico (Bg) tomados fueron: 0,00667 Pc/Pcs y 0,00400 Pc/Pcs como
valores máximos y mínimos respectivamente, datos Tomados de los campos aledaños
utilizados como análogos.
l) RCG: Se tomó como referencia los datos de los campos aledaños Cuyo valor tomado
es de 9 BBL/MMPC
Área (Km²) 6,04 4,57 5,6
Espesor Neto (m) 22,4 4 12
Saturación de Hc
(Fracción)
0,65 0,50 0,55
Factor de
recuperación Gas
70 60 65
Factor Volumétrico 0,00667 0,00400 0,00500

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Bgi (PC/Pcs)
Relación Gas
Condensado
BBL/MMpc
9
8. DESCRIPCION DE LA MAQUETA

16
Se elaboró una maqueta tridimensional de un anticlinal, con un corte transversal,
donde se muestra un corte estructural geológico, con el fin de dar a conocer datos
cuantitativos y cualitativos estimados acerca del proyecto de perforación del respectivo
pozo.
9. CONCLUSION
Al finalizar el estudio, análisis y descripción de los estudios realizados en el pozo ITG-
X3 así como también la evaluación de los impactos positivos y negativos luego de
resultar negativo el pozo se tiene que el aporte geológico obtenido con este pozo
exploratorio es de gran importancia para un próximo pozo que se vaya a perforar
dentro de la misma área, ya que dicha información geológica obtenida nos permite
ubicar en un futuro con más exactitud en que formaciones se debe centrar el interés y
que otras formaciones pueden contener hidrocarburos.
10.RECOMENDACIONES
a. Realizar estudios más profundos, con datos más exactos para evitar
gastos innecesarios a la empresa que está realizando la perforación de
pozos exploratorios.
b. Se debe establecer por parte de las propias empresas y de las
instituciones reguladoras un sistema de monitoreo ambiental estricto que
controle u elimine .
11.BIBLIOGRAFIA
 Informe de consulta pública “Perforación – Exploración Prospecto
Itaguazurenda” – Consultora M.A.C.A. S.R.L.
 www.ypfb.gob.bo
 www.wikipedia.org/ingenieriadeyacimientos

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