Este documento introduce los modelos geológicos para estudios de simulación numérica de campos hidrocarburíferos. Explica que el modelo geológico cuantifica parámetros como la heterogeneidad de la permeabilidad y la conectividad del reservorio. También describe los diferentes tipos de modelos geológicos, incluyendo los modelos interpretativo, geológico y matemático. Finalmente, resume los objetivos de realizar simulaciones numéricas de reservorios.

1. INTRODUCCIÓN A LOS MODELOS GEOLÓGICOS
PARA ESTUDIO DE SIMULACIÓN
Preparado por:
Ing. Pastor Vaca Sánchez.
GEÓLOGO DE RESERVORIO.
1
80
40
24
12
300 600 900 1.200 1.500
1.000 2.000 3.000 4.000 5.500
Meters
Meters
Feet

2. PRESENTACIÓN
El presente documento resalta la importancia del Modelo Geológico como cimiento
para el estudio de Simulación Numérica de un Reservorio Hidrocarburifero,
llegando a realizar programas para el desarrollo Primario, Secundario y Terciario
de campos Petrolíferos y Gasíferos.
El Estudio de Simulación numérica debe tener una comprensión correcta de los
parámetros críticos que controlan el flujo de fluidos de un reservorio.
El modelo es el que describe el reservorio en forma cuantitativa.
2

3. ÍNDICE
PARTE 1
1. INTRODUCCIÓN A LOS MODELOS GEOLÓGICOS PARA ESTUDIO DE
SIMULACIÓN DE UN CAMPO HIDROCARBURÍFERO.
1.1Modelo Interpretativo
1.2 Modelo Geológico
1.3 Modelo Matemático
2. SIMULACIÓN NUMÉRICA DEL COMPORTAMIENTO DE UN RESERVORIO.
2.1 Razones para efectuar simulación.
3. INTRODUCCIÓN A LOS AMBIENTES SEDIMENTARIOS
3.1 Facies Sedimentarias
Geometría
Litología
Composición de los clastos
Estructuras Sedimetarias
Paloeocorrientes
Fósiles
4. SECUENCIA PARA REALIZAR UN ESTUDIO DE UN CAMPO
HIDROCARBURÍFERO.
Evaluación Geológica
Evaluación Petrofísica y Pruebas de Pozo
Interpretación de las Pruebas de Pozos
Preparación de Mapas Petrofísicos
Caracterización de fluidos
Análisis del estudio PVT del Petróleo del yacimiento
Conceptos varios:
3

4. Secuencia Deposicional
Electrofacies
5. CLASIFICACIÓN DE AMBIENTES SEDIMENTARIOS
6. AMBIENTE FLUVIAL
6.1 Sistema Meandroso
Estructura
Contacto
Secuencia
Geometría de los cuerpos
6.2 Subfacies Meandriformes
Subfacies de llanura de inundación
Sub facies de canal
Sub facie de canal abandonado
Abandono de un canal
Características de las Areniscas como Reservorio
Respuesta y Características de los perfiles.
Confusión con otros ambientes.
7. AMBIENTE EÓLICO
Introducción
8. CARACTERÍSTICAS DE LOS DEPÓSITOS EÓLICOS
8.1 Tipos de dunas
Dunas longitudinales
Dunas barjanes
Dunas Barjanoides
4

5. Dunas Transversales
Dunas Parabólicas
Médanos
8.2 Textura
8.3 Estructura
8.4 Contactos
8.5 Secuencia
9. GEOMETRÍA DE LOS CUERPOS Y MODELOS DE DIRECCIÓN DE FLUJO
10. CARACTERÍSTICAS COMO RESERVORIO
11. PERFILES DE SUBSUELO
12. ELECTROLITOFACIES
13. ESQUEMAS DE BUZAMIENTO
14. DISCUSIÓN GENERAL DE LOS SEDIMENTOS EÓLICOS
15. SIGNIFICADO ECONÓMICO DE LOS DEPÓSITOS EÓLICOS.
16. AMBIENTE DELTAICO
Introducción
17. CLASIFICACIÓN DE LOS DELTAS
18. MODELO GEOLÓGICO DE FACIES
18.1 Sub ambientes
Planicie Deltaica
5

6. Planicie Deltaica Superior
Planicie Deltaica Inferior
19. PLANICIE DELTAICA SUBÁCUEA
Frente Deltáico
Prodelta
20. GEOMETRÍA DE LOS CUERPOS
21. DELTAS DOMINADOS POR LAS OLAS
22. DELTAS DOMINADOS POR LAS MAREAS
23. IDENTIFICACIÓN DE DELTAS ANTIGUOS
24. SIGNIFICADO ECONÓMICO DE LOS DELTAS
25. CARACTERÍSTICAS COMO RESERVORIO
26. CARACTERÍSTICAS Y RESPUESTAS DE LOS PERFILES
27. ELETROLITOFACIES
28. ELECTROSECUENCIAS
29. ESQUEMAS DE BUZAMIENTO
6

7. PARTE 2
1. MODELO GEOLÓGICO CAMPO MONTEAGUDO. (AMBIENTE FLUVIAL)
2. MODELO GEOLÓGICO MIEMBRO TAPECUA-CAMPO VUELTAGRANDE
(AMBIENTE EOLICO)
3. MODELO GEOLÓGICO ARENISCA LA PEÑA-CAMPO LA PEÑA
(AMBIENTE DELTAICO)
7

8. PARTE 1
1. INTRODUCCIÓN A LOS MODELOS GEOLÓGICOS PARA ESTUDIOS DE
SIMULACIÓN DE UN CAMPO HIDROCARBURÍFERO
El geólogo Especializado debe describir el reservorio en forma cuantitativa. El
parámetro más importante a definir por el geólogo de reservorio es la
heterogeneidad de la permeabilidad en el reservorio, también deben determinarse
la conectividad del reservorio y los parámetros relacionados a la permeabilidad, la
presencia y distribución de celdas (Porosidad) internas, los perfiles y sus
variaciones verticales, sus alineamientos areales. Para establecer estos
parámetros resulta vital disponer de una cobertura adecuada de testigos corona
del reservorio en estudio para crear un modelo sedimentario confiable.
La heterogeneidad del Reservorio afecta al flujo de fluidos y consecuentemente
también a la recuperación de hidrocarburos.
Cuando se realizan reconstrucciones ambientales los geólogos hacen en realidad
una geomorfología del pasado.
La interpretación de los ambientes deposicionales requieren de un modelo que
permita una identificación previa y una posterior interpretación.
La definición de ese modelo sedimentario es la parte crítica de cualquier
evaluación posterior destinada a los efectos de correlación estratigráfica etc.
Elementos que intervienen en ella:
Parámetros directos
Observaciones en afloramientos
Análisis de cutting, Testigos de corona
Parámetros Indirectos
Sísmica
Perfiles
Es necesario que el geólogo cuantifique los diferentes niveles de heterogeneidad
del reservorio para realizar estudios de simulación numérica.
El equipo de ingenieros que aporta los in-put para el estudio de simulación
numérica, debe tener una comprensión correcta de los parámetros críticos que
controlan el flujo de los fluidos en un reservorio. El geólogo especializado debe
describir el reservorio en forma cuantitativa.
Antes de realizar una interpretación cuantitativa se debe seleccionar y definir un
modelo interpretativo.
8

9. 1.1 MODELO INTERPRETATIVO
Es una combinación de diferentes modelos para una evaluación precisa de las
propiedades geológicas y petrofísicas de las formaciones atravesadas por un
pozo.
1.2 MODELO GEOLÓGICO
Este modelo parte de la determinación de facies, secuencias y el ambiente
sedimentario de las rocas estudiadas. Consecuentemente el mismo puede ser
dividido de la siguiente forma.
Modelo Composicional
Litología
Minerales
Modelo Textural
Tamaño de las partículas
Selección, distribución de poros, distribución de arcillas
Modelo Estructural
Las capas puede ser macizas, homogéneas, lenticulares, laminación
paralela, entrecruzada, etc
Modelo Geométrico
Depende del espesor de cada evento, capa o secuencia
Con todos estos modelos se llega a determinar el ambiente de depositación de los
sedimentos del reservorio en estudio
1.3 MODELO MATEMÁTICO
Consiste en seleccionar las ecuaciones que permiten relacionar los parámetros del
perfil con los parámetros computados deseados; es decir; porosidad, saturación,
permeabilidad...teniendo en cuenta la información extraída de los análisis o
modelos previos (modelos geológicos).
2. SIMULACIÓN NUMÉRICA DEL COMPORTAMIENTO DE UN RESERVORIO
Con respecto a un reservorio en particular, la función del ingeniero de reservorio
es reproducir el comportamiento histórico del reservorio (history match), predecir la
9

10. recuperación final y el comportamiento futuro, considerando diferentes
mecanismos de recuperación y métodos de desarrollo.
Cabe mencionar que algunas de las herramientas clásicas de ingeniería de
reservorio, no proporcionan un adecuado ajuste en el modelo de los reservorios,
sistemas hidrocarburíferos y/o esquemas de recuperación complejos.
Un claro ejemplo es la técnica referente a la ecuación del influjo de agua en base
al balance de materiales que determina el volumen acumulado en un tiempo
dado, pero la distribución areal del agua es desconocida, por lo que dificulta
obtener una localización óptima de los pozos. Otro caso son los métodos
referentes a conificación de agua o gas, los cuales no consideran los efectos de
presión capilar, por lo que éstos métodos no son precisos para predecir el
comportamiento de un pozo que posee una gran zona de transición.
La simulación numérica presenta una formulación rigurosa del sistema físico a ser
modelado, incluyendo:
Propiedades Variables de la Roca (Modelo geológico )
Propiedades del Fluido Vs La Presión
Balance de Materiales
Ecuación de flujo en el medio poroso
Presión Capilar
Un simulador numérico reduce el balance de materiales (Tanque) a un pequeño
elemento y considera este elemento como uno de muchos dentro del límite del
reservorio. Cada elemento es considerado contiguo y en comunicación con los
otros que lo rodean, así mismo los elementos pueden ser arreglados areal y
verticalmente para representar la geometría física del reservorio a ser estudiado,
así mismo las características de roca y reservorio anisotrópico. Los reservorios
pueden ser descritos exactamente usando elementos o bloques muy pequeños.
Muchos elementos pequeños, incrementarán el tiempo de computador.
Una vez que se ha preparado la representación del reservorio en la forma de
elemento individuales, el modelo de simulación numérica ejecuta para cada serie
de tiempo un conjunto de ecuaciones de balance de materiales para todos los
bloques hasta que los efectos dinámicos del movimiento de fluidos causado ya
sea por producción o inyección en uno o más bloques, sea balanceado.
Estas ejecuciones son efectuadas en tiempos pequeños para indicar el
comportamiento del reservorio en general y para cada pozo activo considerado
por el modelo. Debido a que el flujo es permitido a través de los bloques (al interior
de los límites), el movimiento del frente del fluido puede ser seguido con los
simuladores numéricos para monitorear cambios en los contactos gas- petróleo o
petróleo – agua.
Los modelos también pueden representar los cambios dinámicos en la presión y
distribución de saturación en el reservorio.
10

11. TIPOS DE MODELOS
Los Simuladores pueden clasificarse en :
Simuladores de Reservorios de gas
Simuladores de Reservorios de petróleo negro
Simuladores de Reservorios Composicional
Modelo de doble porosidad
Modelos Termales
Todos estos modelos pueden tener una, dos o tres dimensiones.
2.1 RAZONES PARA EFECTUAR SIMULACIÓN
La simulación puede proporcionar beneficios potenciales en los rubros siguientes:
Estudiar la recuperación primaria y su comportamiento bajo diferentes
modos de operación tales como agotamiento, inyección de agua y/o gas.
El tiempo en el cual debe iniciarse un proceso de recuperación mejorada a
fin de maximizar la recuperación así como el tipo de patrón que debe ser
usado.
El tipo de proceso de recuperación mejorada más apropiado y cual será la
recuperación final y el comportamiento con el proceso elegido.
Investigar los efectos de nuevas ubicaciones y espaciamientos de pozo.
Analizar el efecto de las tasas de producción sobre la recuperación.
Analizar que tipos de datos tienen el mayor efecto sobre la recuperación y
por lo tanto los que deben ser estudiados cuidadosamente con
experimentos físicos de laboratorio.
11

12. 3. INTRODUCCIÓN A LOS AMBIENTES SEDIMENTARIOS
Ambiente sedimentario es una parte de la superficie terrestre la cual es física,
química y biológicamente distinta de áreas adyacentes.
Parámetros físicos
Velocidad, Variación y dirección del Viento
Olas y flujos de agua. Incluyen el clima.
Parámetros Químicos
Composición del agua que cubre el Sedimento
Geoquímica de la Roca
Parámetros Biológicos
Flora y Fauna
Existe un número finito de ambientes sedimentarios, no existen dos ambientes
similares idénticos y que los cambios laterales pueden ser abruptos o
transicionales
3.1 FACIES SEDIMENTARIAS
Es un conjunto de rocas sedimentarias que se diferencian de otras por su
geometría, litología, estructura sedimentaria, paleocorrientes y contenido fosilífero.
Geometría
Se refiere a la forma de los cuerpos sedimentarios y dependen de su topografía
antes de la sedimentación, erosión, etc.
Esta geometría se puede determinar mediante perfiles estratigráficos, perfiles
eléctricos, sísmica, etc., construyendo cortes y mapas (isopáquicos, litológicos,
espesor de arena, porcentaje de arena).
Y estos por su forma pueden ser:
Mantos
Tabulares
Prismáticos
Cordoniformes
Abanicos
Cuñas
Lenticulares
Por su contacto vertical pueden ser :
Concordantes
Discordante
12

13. Por su contacto lateral pueden ser:
Cuneiforme
Interdigitado
Transicional
Litología
El tipo de Roca presente. Hay dos aspectos importantes:
Tamaño y forma del grano
Composición de los granos
Estos dos aspectos son importantes para identificar ambientes sedimentarios.
El tamaño del grano es fundamental en las rocas clásticas, dan la dinámica de los
agentes de transporte, tipo de flujo (Laminar o Turbulento).
La forma de los clactos comprenden redondez y esfericidad:
La redondez indica el grado de desgaste realizado durante el transporte.
La esfericidad muestra el aspecto de transporte selectivo según su forma. Si hay
tracción serán esferoidales o prolados, si hay suspensión serán laminares y si hay
movimientos de vaivén serán discoidales.
Composición de los Clactos
Dan la roca madre de sedimentos que pueden ser varias y sirven para conocer la
estabilidad tectónica de la roca.
Estructuras Sedimentarias
Las más importantes son las mecánicas osea las primarias
Planares (estratificación, laminación, entrecruzamiento, gradación granulométrica).
Lineares (odulitas, lineaciones).
Paleocorrientes
Se miden mediante las estructuras primarias direccionales (mecánicas) tales como
lineaciones (estratales, subestratales).
Fósiles
Es el quinto parámetro para identificar el medio o ambiente sedimentario.
Existe un número finito de facies sedimentarias las cuales ocurren en tiempo y
espacio a lo largo del tiempo geológico, tampoco existen dos facies similares,
idénticas y sus cambios laterales puede ser tanto abruptos como transicionales.
13

14. Existen y siempre ha habido un número finito de ambientes sedimentarios los
cuales depositan facies que les son característicos. Estos pueden clasificarse en
sistemas o modelos.
4. SECUENCIA PARA REALIZAR UN ESTUDIO DE UN CAMPO
HIDROCARBURÍFERO
EVALUACIÓN GEOLÓGICA
Descripción de la geología del campo y los mecanismos de entrampamiento de los
yacimientos que contienen reservas producibles de hidrocarburos
- Recolección de Datos, selección y Evaluación de información
Datos geológicos y geofísicos
Datos de la perforación de Pozos
Descripción de las instalaciones de producción
Datos de Producción de Hidrocarburos
Entre los Datos geológicos se requieren perfiles de Pozos mapas,
Secciones sísmicas
Los perfiles de pozos serán digitalizados para el uso del computador.
- Correlación de Perfiles
Primero.- Por paquetes de areniscas
Segundo.- Correlación por niveles Reservorios
Las correlaciones se realizarán tanto longitudinales, transversales y algunas
diagonales
Según la complejidad de reservorio, ya sea para un reservorio o multi-reservorios
Las correlaciones serán estratigráficas y estructurales
- Interpretación Sísmica
- Mapas
Se construirán mapas estructurales, isopáquicos (Espesor bruto, Espesor
Permeable, útil) para cada reservorio.
EVALUACIÓN PETROFÍSICA Y PRUEBAS DE POZO
Determinar porosidad, saturación de hidrocarburos, permeabilidad.
Con los Registros digitalizados se construirán evaluaciones de acuerdo a
programas, Volan, ultra, Elan, etc.
14

15. Se determina la Resistividad de agua de formación (Rw) en capas acuíferas por
diferentes métodos.
Las coronas testigos también son una herramienta para ajustar los parámetros
determinados por registros.
El parámetro importante es el factor de formación.
Determinar Volumen de arcilla (Vsh).
Análisis minerológico, litológicos y estratigráficos por medio de coronas.
Todos los datos serán almacenados en la base de datos del computador.
INTERPRETACIÓN DE LAS PRUEBAS DE POZOS
Comportamiento de los pozos
Revisión del tipo de terminación, tratamiento para estimulación de arenas, según
la historia de los pozos individuales.
La información disponible de pruebas de Pozo (pruebas de producción y de
restauración, caida de presión). Será estudiada para determinar la capacidad de
flujo, el daño de formación, la productividad y la presencia de fracturas y fallas
dentro del intervalo productor.
Análisis del comportamiento de producción y presión actuales, para calcular el
comportamiento, daño de formación, presencia de barreras o de contactos de
fluidos, etc.
Evaluación de áreas de drenajes de los pozos para recomendar un espaciamiento
de pozos adecuados para el desarrollo futuro de los yacimientos.
PREPARACIÓN DE MAPAS PETROFÍSICOS
Con toda la información obtenida de los estudios e interpretaciones anteriores se
construirán los siguientes mapas para cada reservorio.
Isoporoso
Isosaturación de Hidrocarburos
Isopermeabilidad
Isoíndice de Hidrocarburos
Además se construirán mapas de distribución de facies, determinando de esta
manera el ambiente de Sedimentación y así conformar el modelo geológico
15

16. CARACTERIZACIÓN DE FLUIDOS
Validación de los análisis de los estudios PVT del gas natural del yacimiento.
Evaluación de todos los análisis de PVT disponibles para cada yacimiento.
Se harán correlaciones composicionales que tengan historia de comportamiento
de producción.
Determinar el factor volumétrico del gas en función de la presión, la temperatura y
el (Z) factor de desviación o compresibilidad.
Presión del punto de rocío.
Composición del gas en función de la caída de presión.
ANÁLISIS DE LOS ESTUDIOS PVT DEL PETRÓLEO DEL YACIMIENTO
Factor Volumétrico
Estado de saturación de los yacimientos de Petróleo
Compresibilidad en función de la presión
Relación de gas Petróleo de solución, versus datos de presión, serán usados para
determinar el comportamiento de producción y el recobro.
Presión del punto de burbuja.
Todo esta compleja información y estudio será realizado por un equipo de
profesionales como ser geólogos, geofísicos e ingenieros petroleros.
CONCEPTOS VARIOS
Secuencia deposicional
Sucesión relativamente concordante de estratos genéticamente relacionados,
limitados en su techo y base por discordancia o sus correlativas concordancias.
Una sucesión deposicional representa un período de sedimentación
esencialmente continuo y como tal puede ser Interpretado como un simple
episodio de sedimentación
Electrofacies
Conjunto de rocas que se distinguen de otras por su respuesta a los perfiles.
16

17. 5. CLASIFICACIÓN DE LOS AMBIENTES SEDIMENTARIOS
Anastomosado
Fluvial Meandriforme
Continental Lacustre
Eólico
Mixtos Deltaicos
O de Transición
Arrecifes
Plataforma
Marinos
Turbidita
Pelágico
6. AMBIENTE FLUVIAL
Los sedimentos fluviales son los más conocidos de los depositados en los
ambientes continentales ya que se han depositado en gran parte de la corteza
terrestre y a lo largo de la historia geológica de la tierra.
Además han sido bien preservados y estudiados ya que sus acumulaciones son
bien accesibles a la observación. Sus depósitos son muy variados de acuerdo al
clima, relieve y proximidad a la roca madre de sedimentos y su constitución. En
general pueden clasificarse en:
Abanicos aluviales
Anastomosados (braided)
Meandrosos Fig 1
Por su importancia como buenos depósitos reservorios describiremos el sistema
meandroso.
17

18. 6.1 SISTEMA MEANDROSO
Se trata de un ambiente Continental caracterizado por depósitos que resultan de
un sistema fluvial constituido por canales maduros de alta sinuosidad que migran
lateralmente a través de su llanura de inundación de pendiente suave.
Estos se desarrollan típicamente donde carga y pendiente son pequeños
relativamente comparados con los sistemas de canales entrelazados.
Los depósitos de meandros muestran gradación normal y están compuestos
típicamente por arenas, limos y arcillas.
La zona basal compuesta por conglomerados y arena de grano grueso.
Estructura
La secuencia comienza con una superficie de erosión surcada por artezas,
seguida por una estratificación cruzada, laminaciones paralelas.
Contactos
Se observan contactos laterales e inferiores netos, erosivos, mientras que hacia el
techo son gradacionales.
Secuencia
La secuencia es fundamentalmente granodecreciente.
Geometría de los cuerpos
Se observa fundamentalmente una geometría cordoniforme, se pueden desarrollar
unidades arenosas tabulares.
La longitud del meandro aumentada con el ensanchamiento del canal y con el
radio medio de curvatura del mismo.
Los depósitos de un río meandriforme pueden subdividirse en tres subfacies
principales, debidas al depósito en tres diferentes submedios.
6.2 SUB FACIES MEANDRIFORMES
Sub facies de llanura de inundación
En las áreas de llanuras de inundación sobre las orillas se depositan capas
de arenas muy finas, limos y arcillas. Fig2.
Subfacies de canal
La migración lateral de un canal meandriforme erosiona la orilla cóncava
exterior, lava el fondo del río y deposita sedimentos en la orilla interna
(barras de punta o point bar), esto produce una secuencia característica de
tamaño de grano y estructuras sedimentaria . Fig3.
18

19. En la base hay una superficie de erosión, recubierta por cantos exóticos,
cantos de arcilla intraformacionales, fragmentos de huesos y madera
arrastrada, todo este sedimento está cubierto por una secuencia de arena
con un descenso general de tamaño de grano en la vertical, arenas
masivas, con estratificación plana y con estratificación cruzada, pasan
gradualmente a arenas con estratificación plana tabular y cruzadas, a su
ves pasan a arenas finas laminadas, que dan paso a los limos de las
subfacies de llanura de inundación. Fig 4
Sub facies de canales abandonados
Depósitos de grano fino rellenan los canales abandonados, estas subfacies
es similar a los depósitos de llanura de inundación pero se pueden
distinguir por su geometría y por que reposan abruptamente sobre un
conglomerado residual de canal sin secuencia arenosa de barra intermedia.
Abandono de un canal Fig 5
Los meandros pueden ser abandonados por un corte de la superficie de la barra
de punta o cortando el cuello de un meandro. En ambos casos el corte se
ensancha y se exhonda con abandono simultáneo del viejo cauce que se tapona
de arena en sus extremos formando un lago semilunar (oxbow) que termina
siendo colmatado por materiales finos traídos por las crecientes y materia orgánica
Características de las Areniscas Como Reservorio
Los cuerpos arenosos constituyen buenas rocas reservorio con porosidad de
hasta 30% y permeabilidad de hasta varios darcys, pero están restringido
lateralmente.
Respuestas y características de los perfiles
Se observa una forma de campana en los depósitos de puntas de barra algunas
veces aserradas con tendencia de granodecreciente. Fig 6
Formas cilíndricas en los rellenos de canales y así una variedad dependiendo del
tipo de depósito sedimentarios fluviales.
Confusión con otros ambientes
En algunos casos los depósitos fluviales pueden confundirse con depósitos de
turbiditas formado por el apilamiento de varias secuencias.
La forma cilíndrica corresponde a barras de canal decreciente, pueden también
confundirse con ríos anastomosados.
19

20. 20
ABANICOSALUVIALES
(FANGLOMERADOS)
BRAIDED(ANASTOMOSADO)
(CONGLOMERADOSY
ARENISCAS)
CargadeLecho
MEANDROSO
(CONGLOMERADOS,ARENISCAS
YPELITASGRADADAS)
CargadeLechoyCargaen
suspensión
PENDIENTETOPOGRAFICA
FIG.1ABANICOSALUVIALES-ANASTOMOSADOS(Braided)-MEANDROSOS

21. 21
DIQUE
LLANURADE
INUNDACIONPOINTBAR
DEPOSITOSENRAIZADOS
ENGRIETAS
ALUVIONESANTIGUOS
CANALABANDONADO
FIG.2MORFOLOGIAGENERALDEUNRIOMEANDRIFORME

22. 22
MARGENEN
EROSION
ESPOLON
DIRECCIONDELA
MIGRACIONDELESPOLON
TRANSICIONENTRE
RECODOS
HAYFLUJOENESPIRAL
MARGENEN
EROSION
DIRECCIONDELA
MIGRACIONDELESPOLON
ESPOLON
PENDIENTEDE
DESLIZAMIENTO
PENDIENTEDE
DESLIZAMIENTO
FIG.3DIAGRAMAESQUEMATICODEARCOSDEMEANDROSYLATRANSICIONENTREELLOS

23. 23
FIG.3PERFILDEUNCANAL
LLANURADEINUNDACION
AVENIDA
NIVELDEESTIAJO
ESTRUCTURASSEDIMENTARIASGRANULOMETRIA
ESTRATIFICACION
POINTBAR
PROGRADACIONDELPOINT

24. 24
FIG.4PERFILDEUNMEANDRO
ARENISCACONLAMINACION
ENTRECRUZADA
(MICROENTRECRUZAMIENTO)
ALTERNANCIADEPELITAS
YARENISCASFINAS
PELITAS
ARENISCACON
ESTRATIFICACIONPLANA
ARENISCA
ENTRECRUZADA
CONGLOMERADO
BASEEROSIVA

25. 25
FIG.5PROCESOSDEATALHOSENMEANDROS
BRAZOABANDONADO
ATALHOENCORFORIDA
BRAZOABANDONADO

26. 26
FIG.6DIAGRAMA:SECCIONTRANSVERSALDEUNTIPICOCANALDEARENA
80
40
24
12
3006009001.2001.500
1.0002.0003.0004.0005.500
Meters
Meters
Feet

27. 7. AMBIENTE EÓLICO
Introducción
Ambiente continental caracterizado por depósitos que resultan de la acción del
viento, mezclados frecuentemente con facies fluviales o de Sabka.
Los depósitos eólicos tienen como zonas más propicias de formación a las
regiones áridas y semiáridas del planeta.
Como ejemplo, en zonas de abanicos aluviales y pedimentos, en cuencas
cerradas del tipo de los bolsones, en las planicies de inundación fluviales, en
asociación con depósitos glaciales y fluvioglaciales, tanto en línea de costa como
en islas de barrera.
Las áreas más características para la generación de estos sedimentos, son los
llamados desiertos de arena; mares de arena, o erg.
El Rasgo más saliente vinculada con la depositación eólica de arenas es la duna o
médano.
Al parecer el diseño de las dunas eólicas depende de la distribución de los vientos,
de la provisión de detritos y del carácter de la cubierta Vegetal.
Existen tres situaciones donde se pueden formar un campo de dunas grandes
(erg).
Topográfica.- Acumulación de arena del lado de sotavento de una duna.
Climáticos .- Allí donde la Potencia del viento disminuye progresivamente.
Ácueos.- Los mecanismos ácueos están relacionados con la presencia del mar o
un cuerpo de agua lacustre.
8. CARACTERÍSTICAS DE LOS DEPÓSITOS EÓLICOS
Desde el punto de vista litológico textural y en razón de la elevada fluidez y
moderada competencia de los agentes, las dunas se caracterizan por la
abundancia de granos de arenas, con tamaño variable entre 0.2 a 0.5 mm. Están
ausentes tanto las rocas psefíticas como las arcillosas. Existe muy buena
selección de los depósitos ya que carecen de matriz original, con todo hay casos
en los que a las arenas se incorporan detritos finos por cambios en la energía de
las corrientes.
Otro rasgo saliente, es el alto grado de redondeamiento de los clastos, aunque
sedimentitas no eólicas pueden también tenerlos. Así mismo la presencia de
pátinas opacas o superficies esmeriladas es un rasgo típico de los clastos eólicos.
27

28. En el aspecto composicional los sedimentos eólicos pueden ser silicoclásticas,
carbonáticas o yesosas, ausencia de minerales micáceos.
La Estratificación entrecruzada es la estructura más típica de estas sedimentitas,
por lo común en sets de 2 a 12 y hasta 20 metros de potencia, por el alto ángulo
de inclinación de las capas frontales, del orden de los 24 a 28 o
y por la existencia
de planos de truncamientos múltiples. Fig 1
Uno de los atributos típicos de los sedimentos eólicos es la existencia de capas
entrecruzadas en las que sobre las capas frontales se desarrollan trenes de
ondulitas
8.1 TIPOS DE DUNAS Fig 2
Dunas Longitudinales
Barjanes
Dunas Crecientes Transversas
Parabólicas
Dunas Complejas Drass
Ondulitas
Laminas
Dunas Longitudinales
Son elongadas siguiendo la bisectriz entre las dos direcciones del viento.
Barjanes Fig 3
Son dunas en forma de media luna, aislada con una pendiente de Barlovento
suave y convexa y otra cóncava y empinada del lado de sotavento (300
– 340
).
Estas Dunas se desarrollan con baja disponibilidad de arena y ausencia de
vegetación.
En ciertos sectores de la duna (Tope o en la base), ocurren sectores difusos
donde aumenta el contenido de arcilla denominado superficie de disipación. Se
explica por infiltración de arcilla en dunas costeras o movimiento de arcilla,
producción por congelamiento y descongelamiento y edafización
28

29. Barjanoides
Cuando la disponibilidad de arena aumenta los barjanes coalecen.
Con unión parcial de los planos de avalancha orientados perpendiculares al viento.
El sistema de viento debe ser uni direccional.
Dunas Transversales Fig 4
Planos de avalanchas se unen continuamente. La distancia entre crestas es de
cientos o miles de metros aumentado la altura de metros a decenas de metros.
La estructura interna es muy simple, suelen poseer pocos lóbulos de
estratificación cruzada de tipo avalancha (base planar).
Dunas Parabólicas Fig 5
Se originan en áreas donde crece bastante vegetación (zona costera) y tienen un
cuerpo pequeño y largos cuernos que se proyectan hacia atrás, estos cuernos
pueden seguirse varios kilómetros con marcado paralelismo, al punto que algunos
los confunden con Dunas longitudinales.
En los Barjanes los cuernos se mueven hacia delante, más rápido que el cuerpo
central debido a que hay menos arena .
En las Dunas parabólicas el cuerpo es el que migra más rápido, los cuernos por
tener menos volumen de arena son retenidos por la vegetación.
Médanos
Son típicos de áreas costeras y zonas interiores vegetadas o con obstáculos
importantes. Son acumulaciones dómicas en parte Barjánicas, desarrolladas junto
a un arbusto.
8.2 TEXTURAS
Las arenas eólicas están compuestas generalmente por granos finos o medianos
(0.2 a 05mm) bien redondeados, bien seleccionados y despulidos.
Los granos son comúnmente más gruesos en las cretas de las dunas que en las
depresiones adyacentes, ausencia de minerales finos ( arcillas y micáceos, debido
a la deflacción eólica arroja una relación grano / matriz alta.
8.3 ESTRUCTURAS
Laminaciones cruzadas de ángulo moderado a alto (340
), inclinados en la dirección
del viento.
Contactos sucesivos, que separan sets entrecruzados (horizontales o inclinados
en la dirección del viento de bajo ángulo respecto a la laminación).
Sets entrecruzados se vuelven más delgados hacia la parte superior de las dunas.
Capas frontales buzantes son progresivamente mayores en la dirección del viento
( ver Fig 1).
29

30. 8.4 CONTACTOS
Para cada unidad se desarrollan contactos netos, abruptos. Pueden ser ondulados
a raíz de las deflacciones entre dunas que dan lugar a cambios de pendiente.
Este contacto está relacionado con el control del nivel freático sobre los procesos
de deflacción y otros.
El ascenso de los niveles freáticos producen depósitos entre dunas (oasis,
salares). Los depósitos provenientes de inundaciones repentinas(Wadis) son
también responsables de los contactos erosivos. Fig 6
8.5 SECUENCIA
Algunas veces se describen para las dunas, unas secuencias grano-decrecientes
bien definidas. El tipo de Duna, la persistencia de los vientos y las influencias
fluvial o marina afectarán también su disposición secuencial.
La secuencia puede estar interrumpida por canales wadis o por sistemas fluviales.
9. GEOMETRÍA DE LOS CUERPOS Y MODELOS DE DIRECCIÓN DE FLUJO
Dado que los modelos de flujo definen la geometría de las dunas, sin cualquier
otra influencia de las pendientes, es imposible no considerarla en los mismos.
En los campos de dunas actuales se reconocen varios tipos de ellas. Dunas Seif,
Barjan, parabólicas, transversal, Cordón de Playa.
Cada tipo de duna puede estar caracterizada por el esquema de Buzamiento y por
la forma que adopta el diagrama de frecuencia de Acimut Ver Fig 7
Para formular modelos Eólicos se debe tener en cuenta los parámetros texturales,
la distribución y orientación de los distintos tipos de estratificación y distribución
geográfica de las dunas en los desiertos actuales.
10. CARACTERÍSTICAS COMO RESERVORIO
Los depósitos eólicos contribuyen reservorios complejos heterogéneos debido a:
Discontinuidad lateral de las zonas de Reservorio.
Unidades con estratificación plana o carbonáticas, impermeables o poco
permeables, intercaladas con unidades más permeables que presentan
estratificación cruzada.
Anisotropía en la permeabilidad y cambios texturales relacionados así como
cementacion a lo largo de las láminas individuales que causan baja
transmisibilidad a través de ella.
30

31. Los problemas de recuperación secundaria y terciaria, relacionados con los
reservorios aislados, traen como consecuencia, un espaciamiento reducido
entre Pozos, comúnmente de 10 a 20 Acres. (de 130 a 260 mts).
11. PERFILES DE SUBSUELO
Los pozos debidamente controlados con información de testigos, permiten
diagnosticar un ambiente de dunas.
En los niveles cretácicos del campo Vuelta Grande YPFB (P.V.S). distinguió varios
niveles de dunas, separados por interdunas. El Dipmeter indica inclinación altas,
homogéneas en las facies de dunas y bajas en las interdunas.
Si se advierten dos tipos de orientaciones altas, las dunas puedan ser de tipo
longitudinal. Si son unidireccionales el modelo es barjanes o barjanoides es más
apropiado.
Los perfiles de inducción y la curva de porosidad pueden ayudar a determinar los
tramos de dunas e interdunas.
Según SELLEY (1978) los diseños de Dipmeter, uniformemente creciente
(esquemas azules) son muy característicos de un ambiente eólico.
12. ELECTROLITOFACIES
La radioactividad de las arenas de dunas es baja. En un gráfico de interrelación Pb
vs Ø n los puntos representativos de las dunas masivas caen muy próximos de la
línea de arenisca (si no hay influencias de gas) señalando claramente al cuarzo
como componente principal.
El aumento de radioactividad corresponde a los depósitos de interdunas (wadi o
Sabka).
Las porosidades son altas y oscilan entre los 10 y 30 %
13. ESQUEMAS DE BUZAMIENTO
El perfil de Buzamiento es un dispositivo sumamente útil para el reconocimiento e
interpretación de las eolianitas (dunas) en el subsuelo.
Los esquemas verdes y azules son características de Dunas (Fig 8 )
14. DISCUSIÓN GENERAL DE LOS SEDIMENTOS EÓLICOS
31

32. No todos los sedimentos eólicos tienen tamaños arena, los depósitos limolíticos de
loese han sido interpretados como debido a la acción del viento.
Muchos geólogos han propuesto criterios texturales para distinguir arenas
depositadas por el viento y por el agua.
Se han desarrollados criterios texturales para separar arenas eólicas de acuosas
en sedimentos actuales. Es difícil utilizarlos en depósitos antiguos por razones
técnicas, las arenas eólicas están en general muy bien redondeadas. Es
importante resaltar, sin embargo la historia policíclica de las arenas eólicas.
Los granos de arena eólica, muestran a menudo una superficie deslustrada,
picoteada, cuando se observan al microscopio óptico y bajo mayores aumentos en
el microscopio electrónico.
La estratificación cruzada con láminas de gran altura se toman en general como
exclusiva de las arenas eólicas.
15. SIGNIFICADO ECONÓMICO DE LOS DEPÓSITOS EÓLICOS
Las areniscas eólicas tienen potencialmente alta porosidad y permeabilidad por
que están bien redondeadas, bien seleccionadas poco sementadas. La
permeabilidad regional es grande, debido a la ausencia de capas de arcillas
intercaladas. Por todo ello las areniscas eólicas pueden ser importantes acuíferos
y almacenes de hidrocarburos. Sin embargo en general se consideran en principio
como almacenes pobres de hidrocarburos debido a que frecuentemente yacen en
cuencas continentales, lejos de arcillas marinas que pueden ser roca madre. Sin
embargo movimientos tectónicos y fracturaciones pueden permitir a los
hidrocarburos escapar del almacenamiento inferior, emigrar hacia arriba y si hay
una roca sello adecuada quedar retenidos en las arenas eólicas
32

33. 33

34. 34

35. 35

36. 36

37. 37

38. 38

39. 39

40. 40

41. 41

42. 42

43. 43

44. 6. AMBIENTE DELTAICO
Introducción
Se trata de un ambiente de transición caracterizado por sedimentos que han sido
transportados por una corriente de agua continental hasta el extremo de un canal
(o de un conjunto de canales bifurcados) y depositados, principalmente en
condiciones subaéreas en los márgenes de un cuerpo de agua estancada donde
el (los) canal(es) los ha (n) descargado o lo están aun descargando (lago, mar,
océano).
Herodoto aplicó la letra griega delta(∆) al área triangular donde los distributarios
del Nilo depositan su carga en el mediterráneo (454AC).
La condición fundamental para que un delta pueda formarse, es que el río
proporcione más sedimentos al cuerpo de agua que la cantidad de material que
pueda ser removida por la corriente de este último, el resultado de este proceso es
la progradación, es decir la acumulación de detritos de ambientes menos
profundos por encima de los correspondientes a sitios de mayor profundidad.
Los deltas varían en dimensiones, así por ejemplo en los mayores deltas actuales
(Níger, Misisipi, Nilo, Orinoco) en los que el área de sedimentación excede los
2000 Km2.
En términos generales la conformación de un delta se debe al brusco cambio de
pendiente que se experimenta en la zona de desembocadura de un río en un
cuerpo de agua relativamente estancada.
Los deltas constituyen una de las variedades más complejas de los sistemas de
depositación, esta complejidad está dada por la interacción de numerosas zonas
en las que se producen diversos procesos geológicos, químicos, físicos y
biológicos, razón por la cual pueden diferenciarse más de veinte ambientes de
sedimentación diferentes en los que ha de producirse la generación de facies
sedimentarias características.
17. CLASIFICACIÓN DE LOS DELTAS FIG 1
Según su morfología puede ser:
Elongado
Constructivo Lobulado
Cuspidal
Por mareas
Destructivo
44

45. Por olas : Son más tabulares y regionales fácil de correlacionar
eléctricamente.
Los deltas con predominio fluvial se conocen como “altamente
constructivos” y los dominados por las olas o por las mareas son
“altamente destructivos”.
18. MODELO GEOLÓGICO DE FACIES FIG 2
Los ambientes deltaicos presentan una gran variedad de facies
18.1 SUB AMBIENTES
En términos generales, un delta puede subdividirse en varios sub ambientes.
Planicie Deltaica
Corresponde a la porción sub aérea del delta que comprende los canales
activos y abandonados separados por ambientes de agua someras y
superficie emergidas.
Planicie Deltaica superior
Se encuentra por encima del área de influencia significativa del mar o de las
mareas. Sus depósitos se componen esencialmente de :
a)Depósito de canales distributarios migratorio.
b)Relleno lacustre de delta depósitos de llanura de inundación
interdistributarios.
Planicie Deltaica Inferior
Yace dentro de la región de interacción fluvial- marina
a)Depósito de relleno de bahías (bahías interdistributaria, albardones
naturales, marismas, depósitos de ruptura de albardón)
b)Depósitos de relleno de canales distributarios abandonados
19. PLANICIE DELTAICA SUBACUEA
Corresponde a la porción de la planicie deltaica que se encuentra por debajo del
nivel del baja mar y se extiende hacia el mar hasta el área de recepción activa de
sedimentos fluviales. Esta área va desde los 10 hasta los 300 metros de
profundidad. Puede subdividirse en dos partes:
EL Frente Deltaico Fig. 3
Un sub ambiente de alta energía, donde los sedimentos son
constantemente retrabajados por las corrientes de marea, las corrientes
marinas litorales y la acción de las olas (10m o menos profundidad de agua)
45

46. incluye arenas laminares del frente de delta, barra de boca de distributario.
El frente deltaico está representado por una secuencia granocreciente,
relativamente de gran escala. Desde grano fino (prodelta) hasta las facies
de línea de costa (arenisca).
Estas secuencias resultan de la progradación del frente deltaico y pueden
estar truncadas por secuencias de canales distributarios fluviales, o de
marea, mientras la progradación continúa
El Prodelta Fig 4
Un subambiente de transición entre el frente deltaico y los depósitos de
plataforma marina normales. Los depósitos de esta zona están compuestos
por la sedimentación del material más fino desde una suspensión.
Litología
Se deben considerar dos parámetros en forma separadas.
Composición
Las litofacies predominantes corresponden a depósitos silicoclásticos con
una madurez tectural y química relativamente buena.
Textura
El tamaño de grano abarca principalmente desde las arenas medianas
hasta las arcillas, las arenas de grano grueso y los conglomerados son
raros. La selección es mediana a bien desarrollada. La redondez tiende a
ser de moderada a buena.
Estructura
Los tipos más comunes son: Estratificación masiva con superficie erosiva,
lentes, estratificación delgada hasta laminaciones paralelas y onduladas de
arcilla o de limo y arcilla.
Contacto
Las unidades mayores tienden a mostrar contactos gradacionales en la
base y contactos netos en el techo.
Secuencias
En los deltas dominados por ríos en la progradación la secuencia es
granocreciente.
Scruton (1960) señaló que el crecimiento de un delta es cíclico. Este autor
reconoce dos faces:
Una face constructiva: La regresión da lugar o que sobre los fangos
de prodelta se depositen arenas y limos del frente deltaico. A su vez
sobre estos presentan depósitos de barra de desembocadura
46

47. principalmente arenas; y finalmente se encuentran sedimentos de
pantanos.
Una face destructiva: Un Lóbulo deltaico puede ser eventualmente
abandonado, las capas superiores se exponen a la acción de las
corrientes y de las olas pudiendo ser completamente retrabajado.
20. GEOMETRÍA DE LOS CUERPOS
Los cuerpos principales son lobulados. Los cuerpos de areniscas tienden a ser
lenticulares o tabulares en las barras de desembocadura gradando a arenas
mantiformes.
La geometría de los deltas dominados por ríos pueden mapearse más fácilmente
en el subsuelo mediante la medición del contenido total de arenas o de la relación
arena/lutita.
Las zonas con alto contenido de arena pueden indicar el contorno de las áreas
lobuladas perpendiculares al margen de la cuenca, que corresponden a la
dirección principal de la progradación del delta.
21. DELTAS DOMINADOS POR LAS OLAS
Estos depósitos de barra de desembocadura son continuamente retrabajado en
una serie de barras costeras superpuestas.
Los cuerpos de arenas tenderán a desarrollarse paralelos a la línea de costas, en
contraste con los correspodientes a deltas dominados por ríos, que son casi
perpendiculares a la misma.
La distribución superficial de las facies muestra un importante retrabajo de la
arena dando lugar a formas subaéreas cuspadas.
Estructura.- Son laminaciones, estratificación fina, estratificación paralela,
estratificación cruzada de bajo y alto ángulo.
Contactos.- La base de las mega secuencias muestra contactos
gradacionales.
Los contactos paralelos predominan tanto en las unidades externas como
en las internas.
Secuencia.- Los mega y microsecuencias están bien desarroladas. Esto se
evidencia a través del tamaño del grano, la selección, el espesor de la
estratificación y el contenido de fósiles.
47

48. Geometría de los cuerpos.- La geometría de los cuerpos dominados por
las olas es diferente de la correspondiente a aquellas en donde la influencia
de las olas es baja. Las arenas de cordón de playa dan lugar a cuerpos con
formas de V (chebrón) o cuspada.
Modelo de la dirección de flujo
Debido a la acción de olas tiende a ser bimodal con una importante
dispersión.
22. DELTAS DOMINADOS POR LAS MAREAS
Dentro de las bocas de distributarios y hacia el mar, los sedimentos pueden ser
retrabajados en una serie de cordones digitados o lineales, paralelos a la dirección
de la corriente. Este tipo de delta puede ser difícil de reconocer en depósitos
sedimentarios antiguos.
Los sedimentos mas gruesos son dispersados por la corriente de marea en los
cordones arenosos que se disponen paralelos a la dirección de estas y que tienen
baja deriva litoral.
Estructura.- Estratificación delgada, laminaciones paralelas u oblicuas,
estratificación cruzada en artesa, estructura flaser, de erosión y relleno
bioturbación.
Contaco.- Contactos netos planares a erosivos, debido al permanente flujo
bidireccional.
Secuencia .- Granocreciente, seguido de Granodecreciente, sin un
contacto bien definido.
Geometría de los cuerpos .- Cuerpo de relativo espesor, elongados en la
dirección de las mareas.
23. IDENTIFICACIÓN DE DELTAS ANTIGUOS
Un delta no está definido por una litofacie propia sino en una asociación de
litofacies organizadas en forma particular. El proceso de interpretación se complica
por la existencia de tres tipos extremos de delta y por la complicación agregadas
por el tectonismo y forma de la cuenca terminal.
El mejor elemento diagnóstico para un delta es su forma lobulada y la existencia
de cuerpos arenosos ramificados y divergentes que surcan el cuerpo
transversalmente al rumbo deposicional.
48

49. Si se dispone de mucha información de subsuelo se pueden hacer mapas
litofaciales de razón arena/arcilla o espesor total de arena determinando el
comportamiento de los cuerpos sedimentarios.
Existen otras propiedades que pueden utilizarse para formular el modelo deltaico
pertinente. Tal el caso de la porosidad efectiva.
24. SIGNIFICADO ECONÓMICO DE LOS DELTAS
Los sedimentos deltaicos son una fuente importante de carbón, petróleo y gas.
La formación de turba es un proceso típico de las marismas y pantanos de las
llanuras deltaicas actuales.
25. CARACTERÍSTICAS COMO RESERVORIO
Constituyen generalmente buenas rocas reservorio; porosidades de hasta 35%
permeabilidad de hasta cientos de Milidarcys en los depósitos de barra de
desembocadura en relación con la buena selección. Estas propiedades decrecen
hacia el mar. En las arenas de los canales distributarios, la porosidad es menor
debido a la selección más pobre, aunque mantiene la buena permeabilidad en
relación con los granos más gruesos, debido a la secuencia general grano
creciente, las características del reservorio (porosidad y permeabilidad), están
mejor desarrolladas hacia el techo de cada depósito marino, por el contrario en los
depósitos fluviales se desarrollan mejor hacia la base de cada secuencia
granodecreciente. Estos depósitos constituyen una multitud de reservorios de
extención lateral y vertical limitada. Tienen la ventaja de encontrarse en íntima
vinculación con las rocas potencialmente generadoras de hidrocarburos. En este
ambiente son comunes las fallas de crecimiento y abundante las trampas
tectónicas y estratigráficas.
El frente deltaico por su buena selección y por asociarse arealmente con capas
organógenas, están entre los mejores reservorios petrolíferos y gasíferos del
sistema deltaico.
26. CARACTERÍSTICAS Y RESPUESTAS DE LOS PERFILES Fig. 5
Durante años, las formas de las curvas de SP y Resistividad (campana, embudo y
cilindro) han sido utilizadas intensamente por los geólogos para reconocer las
facies sedimentarias en los depósitos deltaicos.
27. ELECTROLITOFACIES
La composición minerológica se obtiene mediante el análisis de perfiles y gráficos
de interrelación por ejemplo:
49

50. Los intervalos de muy baja radioactividad pueden corresponder a)arenas limpias o
de grano grueso. b) carbón ( turba o ligranito). c) Capas de calizas.
La separación de estas facies se obtienen con ayuda de un gráfico de interrelación
Pb vs Øm.
Los intervalos de baja a moderada radioactividad son representativos de arenas
finas o medianas.
Los intervalos radiactivos pueden corresponder a) depósitos de limo ricos en
minerales de Thorio y minerales pasados (Siderita, pirita, micas). B) Lutitas.
El Thorio y Potasio ayudan a definir el tipo de mineral de arcilla predominante y el
usuario guarda correlación con el porcentaje de materia orgánica.
28. ELECTROSECUENCIAS Fig. 6
La forma de Embudo corresponde a una secuencia granocreciente por lo tanto es
indicativa de procesos de progradación - frente deltaico y de depósitos de planicie
deltaica subácuea.
La forma de campana corresponde a una secuencia granodecreciente y se puede
interpretar como relleno de canal distributario, depósitos de canales meandrosos o
niveles transgresivos. Fig. 7
La forma cilíndrica, frecuentemente aserrada puede corresponder a depósitos de
canales anastomosados, depósitos de canales de marea.
29. ESQUEMAS DE BUZAMIENTO Fig. 8
En los intervalos Lutíticos pueden observarse poco o ningún buzamiento.
Los esquemas azules son característicos de capas frontales y puede utilizarse
para definir la dirección de transporte, indican los procesos de progradación. Los
esquemas rojos aislados por encima de un banco de arena, corresponde el efecto
de amoldamiento sobre los depósitos previos (por ejemplo; una barra de barrera).
Zona con buzamientos dispersos o con ausencias de estos reflejan bioturbación o
estratificación cruzada.
También los esquemas rojos pueden indicar el relleno de un canal.
Las imágenes FMS pueden reconocer las estructuras sedimentarias como capas
frontales, estratificaciones flaser y onduladas.
Contacto
Están bien definidos por el perfil de buzamiento. La regla es un contacto neto
inferior y un contacto gradacional hacia el techo.
50

51. 51

52. 52

53. 53

54. 54

55. 55

56. 56

57. 57

58. 58

59. Bibliografía
Boletín AAPG ( Nov-1989) por WJE VAN DE GRAFF
Arcilla – limo – Arenisca - Por Oberto SERRA
Evaluación y desarrollo de Reservorio – por JG Richardson
Análisis de ambiente Sedimentario mediante perfiles – por O. SERRA
Análisis de modelos sedimentarios – por Dr G. Bossi
Medios Sedimentarios Antiguos – por R. Selley
Paleoambientes Sedimentarios – por L.A. Spalleti
Simulación numérica – por Ing. L. Carrillo Barandiaran.
59

60. SEGUNDA PARTE
60

61. CAMPO MONTEAGUDO
(AMBIENTE FLUVIAL).
61

62. 62

63. 63

64. CAMPO MONTEAGUDO
MODELO GEOLOGICO
El campo monteagudo se encuentra ubicado aproximadamente a 50 km. al oeste
de la localidad de Camiri.
El campo fue descubierto como productor de hidrocarburos en el mes de marzo de
1967, con las pruebas efectuadas en el pozo MGD-2.
A la fecha del inicio de este estudio (1990) se perforaron 52 pozos.
Caracterización de los reservorios INGRE – PIRAIMIRI.
Arenisca Ingre
Litológicamente esta integrada por arenisca marron clara y marron rojiza.
Arenisca Piraimiri
Caracterizada en cuanto a la litología por arenisca blanquecina.
La arenisca ingre se encuentra desarrollada en la parte media de la formación
Tacurú, esta saturada de petróleo en todo el campo presenta un espesor promedio
de 10mts. Este espesor es muy variable fluctuando en algunos casos entre 37 y 2
mts.
Presentan variaciones laterales que hace dificultosa su correlación a su vez
presentan variaciones petrofísicas entre pozo y pozo.
La Arenisca Ingre tiene un promedio de porosidad de 13% y una saturación de
agua de 35%.
De acuerdo a los análisis de registros eléctricos y radioactivos además de acuerdo
a la configuración de dichas curvas se observan tipo campana y cilíndricas
acanaladas donde determinamos el ambiente de tipo fluvial.
CONSIDERACIONES ESTRUCTURALES
La interpretación estructural muestra que el campo Monteagudo es un anticlinal
elongado en sentido Norte – Sur. Abarca una longitud de 7km. y un ancho de
1.5km.
CONTRUCCIONES DE SECCIONES ESTATRIGRÁFICAS Y ELABORACIÓN DE
MAPAS.
Se construyeron conrrelaciones estratigráficas en diferentes secciones tanto
longitudinal como transversales.
Se elaboraron mapas estructurales, isopáquicos total, permeable y útil.
Se contruyeron mapas de isoporosidad, isosaturación e indice de hidrocarburos.
Estos mapas fueron digitalizados e introducidos en los programas ISM y ECLIPSE.
Con el objeto de mostrar el modelo geológico para la simulación de reservorios y
obtener una idea de la variación de las propiedades petrofísicas, se elaboró
mapas de distribución de facies.
64

65. Las principales facies determinadas son: facies de canales, facies de barras de
meandro o espolone.
Se determinaron barreras de permeabilidad.
Método de Isohidrocarburos
Este método tiene gran similitud con el de Isópacas, pero proporciona resultados
más exactos.
El índice de hidrocarburos de un pozo es el producto del espesor poroso de la
formación por su porosidad y por la saturación de hidrocarburos en el mismo
tramo analizado.
Ih = hΦ(1-Sw)
Las ventajas que ofrece este método sobre el de isópacas son las siguientes:
1.- Toma en cuenta la heterogeneidad del yacimiento e cuanto se refiere a
porosidad, saturación de agua y espesor útil.
2.- Permite visualizar de inmediato las áreas a desarrollar en los campos.
CONCLUSIONES
Los factores de anisotropia ingresados como variables dentro del estudio de
simulación de reservorio, están ampliamente justificados para ajustar el modelo
geológico elaborado, ya que el mismo muestra barreras de permeabilidad entre las
subunidades y entre las distintas facies.
RECOMENDACIONES
Como resultado de un análisis conjunto entre la parte geológica y de ingeniería,
confirmada con las predicciones efectuadas con el simulador se recomienda la
perforación de inicialmente cuatro pozos de relleno.
SIMULACIÓN
Caracterización de los fluidos del yacimiento.
Determinación de las propiedades de los fluidos.
- Petróleo.
- Gas.
Temperatura promedio del yacimiento.
Determinación de la muestra representativa.
Propiedades del agua.
Balance de materias.
Propiedades de las rocas.
- Testigos.
- Registros Eléctricos.
65

66. Compresibilidad de la formación.
- Reducción del volumen poroso.
Presión inicial del yacimiento.
Presiones estáticas.
Modelos de simulación.
Inicialización.
Se construyó un modelo tridimensional de los reservorios Ingre – Piraimiri
usando un simulador para petróleo negro (ECLIPSE 100) basado en el modelo
geológico.
-Se especificaron diferentes propiedades para cada celda del modelo.
-Tope de la formación.
-Espesor total (Bruto).
-Espesor neto.
-Porosidad.
-Permeabilidad absoluta en las tres direcciones (“x”, “y”, “z”).
-Presión inicial de la celda.
-Presión inicial de saturación.
-La composición inicial.
-Saturación de agua.
-Permeabilidades relativas.
-Curva de pseudo presión capilar.
-Los mapas fueron digitalizados.
Definición de la Malla.
Se construyó una malla de 23 x 17 x 5 celdas en las direcciones X, Y, Z.
Resultando un total de 1955 celdas individuales, sin embargo 1584 son celdas
activas.
Curvas pseudo presión capilar.
Determinación del volumen original in situ con el modelo.
-Definido todo el modelo geológico y la distribución de fluidos se efectúa
una corrida de inicialización.
Comportamiento de la producción.
Antecedentes.
Recuperación secundaria del campo.
- Fuentes de captación de agua (río Bañados, quebrada
Saucemayo, quebrada Piraimiri).
- Análisis del agua de inyección.
Selección de Pozos Inyectores.
- Comportamiento de la Inyección.
- Estado de los pozos al inicio de la inyección.
66

67. Comportamiento de los pozos inyectores.
Los mapas correspondientes al campo fueron digitalizados y previamente
procesados por el programa Grid, el cual genera archivo que es directamente
cargado al modelo de simulación ECLIPSE.
Ajuste de la Historia.
-Una vez digitalizada toda la información geológica, petrofísica, de distribución de
fluidos y producción en el modelo, se procedió a la calibración del modelo.
Pasos del ajuste.
Fecha del modelo de simulación.
Resultados del ajuste del historial.
Prediciones.
Caso 1, Caso 2, Caso 3, Caso 4, Caso 5.
Evaluación Económica. Costos de inversión y cronograma.
- Costos de perforación de posos.
- Intervención y Reparación de pozos.
- Facilidades de Inyección.
Análisis de rentabilidad del proyecto.
67

68. 68

69. 69

70. 70

71. 71

72. 72

73. 73

74. 74

75. 75

76. 76

77. 77

78. 78

79. 79

80. GOLFO DE SAN JORGE – AMBIENTE FLUVIAL
80

81. Simulación aerodinámica del modelo de canales usando el enlace simulador
de yacimiento 3DSL.
81