IX Congreso Geológico Venezolano

Transcripción

1 Interpretación de facies genéticas en pozos verticales/inclinados/horizontales y su integración en el modelo geológico. Formación Oficina, Campo Sincor, Bloque Junín, Faja Petrolífera del Orinoco, Venezuela Jhonny Casas, María de los Angeles González y Nelbett Marfisi* SINCOR (PetroCedeño),Centro Empresarial Sabana Grande, PH, Sabana Grande, Caracas. Resumen La asociación Sincor, recientemente renombrada como PetroCedeño, está ubicada en el Bloque Junín de la Faja Petrolífera del Orinoco, produce cerca de b/d de petróleo extra pesado y constituye un área clave de esta extensa acumulación de hidrocarburos. Las sucesiones productoras inferiores de la Formación Oficina (Mioceno inferior) en el área de estudio, están interpretadas como un complejo de ríos entrelazados con facies de rellenos de canal/barras, abanicos de rotura y lutitas de llanura de inundación, donde también es posible encontrar capas de carbón y paleosuelos asociados. En consecuencia, existen cambios laterales y verticales que producen un importante grado de heterogeneidad en el yacimiento en cuanto a facies se refiere y que es necesario entender para la mejor caracterización de los yacimientos. Debido a la complejidad de este tipo de yacimientos, cuya modalidad de producción esta basada en la perforación de pozos horizontales de más de 5000 pies, se requiere la definición precisa de los cuerpos de arena, particularmente, a la hora de reducir incertidumbres y riesgos en las fases de perforación. Es este sentido, se construyó un modelo geológico detallado basado en la interpretación de facies genéticas, con la integración de datos de núcleos y registros de pozos (184 verticales, 100 inclinados y 262 horizontales) para definir la arquitectura de las sucesiones estratigráficas estudiadas. Adicionalmente, se utilizó información proveniente de secciones y atributos sísmicos a fin de incorporar datos tridimensionales que refuercen las tendencias obtenidas durante el cartografiado de los cuerpos sedimentarios. De esta manera, se obtuvieron mapas de facies por unidad estratigráfica donde se refleja la geometría y orientación de los diferentes cuerpos sedimentarios en cada una de las 6 unidades informales definidas. La interpretación de facies en los pozos horizontales se apoyó en el seguimiento de los horizontes sísmicos, los cuales brindaron la guía estructural para definir los topes geológicos atravesados por la trayectoria de los pozos. Los mapas de amplitudes sísmicas coinciden en líneas generales con los mapas de facies de canal en las zonas de máximo y mínimo espesor, asociándolas a amplitudes mínimas y máximas, respectivamente. La interpretación sedimentológica, estratigráfica y estructural de 262 pozos horizontales efectuada por primera vez en el área de estudio, constituyen una herramienta invaluable para mejorar tanto el modelo estático como el dinámico, además de reducir incertidumbres del modelo geológico dentro de los intervalos D, E y F de la Formación Oficina. Palabras Clave : Formación Oficina, Faja del Orinoco, Facies, Facies Genéticas, Cuenca Oriental. Introducción Sincor es una empresa mixta entre PDVSA (Petróleos de Venezuela SA), Total y Statoil. Se dedica a la producción en frío de 200,000 BPD de crudo extra pesado de gravedad 8.5 API que es mejorado en su calidad a API. El área de Sincor ha sido dividida en macollas de 3.2 Km x 1.6 Km. ó 3.2 x 3.2 Km. En el centro de cada macolla se perfora un pozo vertical y varios pozos altamente desviados que se utilizan como pozos estratigráficos para obtener información geológica. Pozos horizontales de 1400 mts de longitud se perforan desde el centro de cada macolla en diversas dirección atendiendo a la geometría y orientación de los cuerpos sedimentarios. En ocho años se han perforados más de 400 pozos horizontales en diversos niveles estratigráficos. La utilización de la información geológica de gran cantidad de estos pozos horizontales y la reinterpretación de la sísmica reprocesada han sido incorporadas en un nuevo modelo añadiendo un significado geológico que hace más confiable la predicción de futuros pozos en zonas con arenas de buena calidad.

2 Ubicación Geográfica El área de estudio se encuentra en la Faja Petrolífera del Orinoco, la cual corresponde al límite sur de la Cuenca Oriental de Venezuela y comprende los estados Guárico, Anzoátegui y Monagas. La Faja está dividida en cuatro zonas operativas denominadas Boyacá (antiguamente Machete), Junín (antes Zuata), Ayacucho (antiguo Hamaca) y Carabobo (antes Cerro Negro), de Oeste a Este, tal como lo indica la figura 1. La asociación Sincor (hoy denominada PetroCedeño) comprende una superficie de aproximadamente 400 km 2 en el bloque Junín, dentro de los límites geográficos del Estado Anzoátegui. Figura 1. Ubicación de la Faja Petrolífera del Orinoco y la posición geográfica del área de estudio dentro del Bloque Junín. Geología General La Cuenca Oriental de Venezuela cubre un área de km 2 y es la segunda más importante de Venezuela, sin considerar las reservas de la Faja Petrolífera del Orinoco que representa el borde meridional de la misma. Esta cuenca está delimitada al Norte por la Cordillera de la Costa, al Sur por el Río Orinoco que bordea el cratón de Guayana, al Oeste por el Alto El Baúl y al Este por el Océano Atlántico. Su desarrollo como cuenca antepaís comenzó desde el Oligoceno Tardío hasta el Mioceno Superior por el levantamiento de la Serranía del Interior, a consecuencia de la colisión oblicua entre la Placa del Caribe y la Placa Suramericana. Con el movimiento hacia el Este de la Placa del Caribe se produjo la división de la cuenca en tres áreas: una zona de plataforma hacia el sur, donde se encuentra el área de estudio, un depocentro en la zona central de la cuenca y un área de sobrecorrimiento al norte (Parnaud et al., 1995). El área de estudio no presenta complejos tectónicos importantes en el Mioceno. El control estructural en la Formación Oficina dentro del área de estudio es pequeño (máximo desplazamiento vertical de m aproximadamente). El fallamiento normal y la flexión son las características presentes en los depósitos del Mioceno Inferior. Estratigrafía En el área de estudio, la Formación Oficina muestra solapamientos (onlaps) hacia el Sur sobre sedimentos paleozoicos y cretácicos. Al sur, suprayacen depósitos de las Formaciones Hato Viejo y Carrizal (Basamento Paleozoico) y al norte, se tienen subyacentes las formaciones cretácicas del Grupo Temblador (Formación Tigre y Formación Canoa). La discordancia que separa la Formación Oficina (Figura 2) de las rocas del basamento es de edad Terciaria y produjo una paleotopografía irregular que luego fue rellenada por los sedimentos fluviales y fluviodeltaicos de la Formación Oficina. Suprayacente a Oficina se encuentra la Formación Mesa (Pleistoceno). Los sedimentos de la Formación Oficina, del Mioceno Inferior, corresponden a la zona de borde de una cuenca antepaís, donde las secuencias inferiores pertenecen a ambientes fluviales, y las superiores a ambientes más deltaicos. La dirección de transporte, en general, es de Sur a Norte a la escala del área de estudio (Audermard, et al, 1985; Bellorini, et al 2003; Casas, 2004). A nivel de yacimiento y siguiendo la nomenclatura usada originalmente por Maraven (Filial de PDVSA), se han establecido unidades estratigráficas codificadas con letras, donde F, E y D (de base a tope) se interpretan como dominadas por ambientes fluviales con alto contenido arenoso (Figura 2) y C, B y A como dominadas por ambientes fluvio-deltaicos y baja proporción de arenas. La división entre el intervalo fluvial (unidades F, E y D) y el intervalo deltaico suprayacente (unidades C, B y A) esta basada en el cambio transicional desde ambientes continental a un ambiente más deltáico con algunos pulsos de inundación. Este cambio puede

3 F a lla p rin c ip a l E s t e -O e s t e Facies en pozos horizontales y su integración al modelo geológico observarse como una transición desde ambientes de relleno de canal y llanuras de inundación a ambientes más diversos de relleno de bahía, canales distributarios y llanuras de interdistributarias con alguna influencia marginal de mareas que puede aumentar a medida que progresa la transgresión. La relación A/S o espacio de acomodación versus aporte de sedimentos es utilizada para expresar cambios en el nivel base. Bajas A/S se relacionan a períodos de bypass de sedimentos en las áreas continentales y sedimentación en áreas costeras. Altas A/S están referidas a períodos de acumulación dominante de sedimentos sobre las llanuras continentales. El intervalo fluvial del área de estudio, está dominado por depósitos de relleno de canal donde la base de cada unidad esta definida como una superficie de erosión relacionada a un período de baja acomodación o alto aporte sedimentario o ambos (Sutter y Fielder, 2003; Casas, 2004). Con la descripción de las litofacies y de las asociaciones de litofacies, se establece el patrón de apilamiento y se calibra con los registros de pozos (Figura 3). Luego de la calibración con los perfiles, se llevó a cabo una interpretación de facies genéticas en aquellos pozos carentes de información de núcleos, de esta manera, es posible hacer interpretaciones según la respuesta de los registros basados en el modelo sedimentario establecido. Lutitas caolinitizadas: paleosuelos Lutitas masivas Arena de grano muy fino Arena de grano fino Arena de grano medio Arena de grano grueso/conglomerados S N Seis0 M 0 CARBÓN 100 m O ficin a Inferio r y M ed ia Cretaceous Pinch-out Seis1 Seis 9 Seis 12 Tope D1 Base Fluvial Tope Cámbrico Cretácico M 1 M 9.3 M 12 Tope D1 D E F CARBÓN A CARBÓN B C M 14 SB Base Oficina Fluvial Deltaico Basamento Precámbrico Cámbrico 1000m Llanura deltaica: Canal distributario + abanicos de rotura Sistema fluvial meandriforme Sistema fluvial entrelazado Figura 3. Ejemplo de la calibración entre las facies descritas en los núcleos y los registros de pozos. La curva roja corresponde al registro de Gamma Ray y del lado derecho las litofacies descritas en el núcleo en este caso interpretadas como un relleno barra/canal dentro de un sistema fluvial de tipo entrelazado. Figura 2. Sección sísmica mostrando la relación entre marcadores sísmicos y los marcadores geológicos. Sección orientada sur-norte. Interpretación de Facies y Correlación de Unidades Con estos datos y el análisis de 10 núcleos, se procedió a revisar las interpretaciones de facies en la sección fluvial de la Formación Oficina, conformadas de tope a base por las unidades sedimentarias D1, D2, D3, E1, E2 y F. Luego, se llevó a cabo la reinterpretación de todas las facies genéticas en la sección fluvial, utilizando los pozos verticales e inclinados, lo cual incluía verificación de carbones, inclusión de las facies de paleosuelos, reconocimiento de los cuerpos de arena en función de la distinción entre abanicos de rotura y barras/rellenos de canal. Asimismo, se revisó la correlación estratigráfica para cada macolla, incluyendo todos sus pozos inclinados, usando como referencia el pozo vertical. Además, el ajuste de la correlación de cada macolla debía ser coherente con las macollas vecinas.

4 Posteriormente, se tomaron todos los pozos estratigráficos y horizontales para ser desplegados en paneles estratigráficos, a fin de visualizar la geometría y las variaciones laterales. En este punto, se realizó la interpretación de facies genéticas en los pozos horizontales colocando como referencia el pozo vertical ubicado en el centro de la macolla y los pozos inclinados cercanos, lo cual requería una correlación estratigráfica confiable entre los pozos estratigráficos. Estos paneles estratigráficos eran luego validados según la interpretación de los topes sísmicos en un proceso de iteración continua. Se revisaron e interpretaron un total de 586 pozos (184 verticales, 100 inclinados, 262 horizontales y 40 brazos estratigráficos). TOPE Paleosuelos Interpretación Sedimentológica de Núcleos Un estudio de facies sedimentarias incluye como primer paso la descripción y análisis de núcleos, por medio de los cuales se pueden observar las facies y las asociaciones de facies presentes en las sucesiones, las estructuras sedimentarias, sus relaciones verticales y sobre todo, se puede llegar a una comprensión sobre el tipo de ambiente en el que se originaron. En el área de estudio se cuenta con buena información en la sección fluvial de la Formación Oficina, lo cual permitió la interpretación de las facies genéticas presentes y el establecimiento del marco estratigráfico secuencial utilizado en el área. Con la revisión de la información de núcleos se pudieron reinterpretar las electrofacies dentro de la sección fluvial para los pozos verticales e inclinados. De esta manera, el modelo sedimentológico del campo esta basado en la información de núcleos, en primer lugar, y luego en la interpretación de facies genéticas utilizando registros de pozos, dentro de un marco estratigráfico secuencial. Los ciclos fluviales de la sección inferior de la Formación Oficina son observados en los núcleos como depósitos de barra/relleno de canal o barras de meandro (en caso de la unidad D1), que muestran afinamiento hacia el tope y pueden presentar carbones o paleosuelos caolinitizados en el tope (Figura 4). Los espesores de los ciclos varían entre 15 y 50 pies. En los cuerpos interpretados como barras/relleno de canal, las facies arenosas varían en tamaño de grano de muy grueso a medio. BASE Fig. 4 Sucesión de arenas impregnadas de hidrocarburos, con presencia de paleosuelos caoliníticos hacia el tope. Unidad D1. Las cajas miden 3 pies de largo cada una. También se tienen facies heterolíticas e intervalos de paleosuelos caolinitizados y/o carbones hacia el tope. En la base de muchos de estos canales se pueden observar clastos basales producto de la erosión que produce el canal.se tienen además cuerpos de arena delgados, de menos de 10 pies de espesor, interpretados como abanicos de rotura (Figura 5). Fig. 5 Sucesiones de arena de grano fino impregnada de hidrocarburos entre paleosuelos caoliníticos con

5 Facies en pozos horizontales y su integración al modelo geológico raíces in situ. Las arenas son interpretadas como depósitos de abanicos de rotura. Las cajas miden 3 pies de largo cada una. En las siguiente figura (Figura 6) se muestra la integración de la información brindada por la descripción de núcleos y los registros de pozos, incluyendo imágenes resistivas y datos de análisis convencionales de núcleos a fin de integrar toda la información disponible. D3 E1 Fig. 6 Paquetes de arena pertenecientes a las Unidades D3/E1 que representan canales fluviales de un sistema entrelazado. Pueden llegar a espesores de 50 pies y muestran la mayoría de ellos afinamiento hacia el tope. Para las unidades desde D2 hasta F, que corresponden principalmente a ambientes fluviales de ríos entrelazados, las facies interpretadas correspondían a: arcillas, carbones, paleosuelos, arenas de relleno de canal/barra y abanicos de rotura,. En el área de estudio dichas facies genéticas fueron interpretadas para todos los pozos existentes incluyendo los pozos horizontales. Algunos de los aspectos nuevos no interpretados en el pasado fueron los paleosuelos en los topes de las secuencias de relleno de canal. Éstos fueron identificados primeramente en núcleos, y luego calibrados en los registros de pozos, mostrando una caída brusca de la resistividad, cuando ellos se desarrollan en el tope de las arenas, pero manteniendo una lectura limpia de Gamma Ray. En general, estas capas de paleosuelos no son mayores a los 5 pies. En la interpretación de lo que corresponde a las facies arenosas de los cinturones de canal es posible predecir los límites de los mismos cuando se tienen disminución brusca de espesores o desaparición de las arenas (Figura 7), pero debido a la gran distancia entre los pozos, atributos sísmicos e interpretaciones sedimentológicas son los únicos elementos para delimitar el borde del sistema de canales. Interpretación de Facies Genéticas La interpretación de facies genéticas se fundamenta en la información brindada por el análisis de núcleos descrito anteriormente. La unidad D1 está interpretada como un intervalo fluvial de canales meandriformes, con posible influencia de marea hacia el tope, por lo tanto, las facies arenosas más espesas correspondían a barras de meandros. El tope de D1 representa el primer pulso salobre de la sección. Las arenas de menor espesor (inferiores a 10 pies) fueron identificadas como abanicos de rotura. Asimismo, se interpretaron facies de paleosuelos en los topes de secuencias arenosas que responden en registros con una caída de la resistividad. De igual manera, los carbones se identificaron en los picos de baja densidad y alta porosidad neutrón, con lecturas limpias del registro GR y resistividades bajas. (Cant, 1982; Miall, 1992) Fig. 7 Ejemplo de cómo desaparece un canal entre pozos cercanos (1 km) y su equivalente lateral compuesto de llanura de inundación con abanicos de roturas. Otra manera de identificar los límites de los cinturones de canales es a través de los cambios laterales abruptos al pasar de arena a lutitas en los pozos horizontales durante más de 400 pies (Figura 8).

6 Cambio abrupto entre las facies de barra de meandro y las lutitas de llanura de inundación. Límite del cinturón de canal. Brazo estratigráfico Tope del ciclo D1 Tope de la arena LA19 LA00 Base de la secuencia Fig. 8 Cambio abrupto entre las facies de barras de meandro y las lutitas de llanura de inundación, indicando el posible límite del cinturón de canales. Escala de la barra gráfica 50 pies. Fig. 9 Brazo estratigráfico donde se puede observar el tope y la base de la barra de meandro. La información de los brazos estratigráficos resulta muy útil a la hora de delimitar los espesores de las secuencias. Escala de la barra gráfica 50 pies. La interpretación en pozos horizontales además permite identificar las arenas de un mismo cinturón de canal o de canales diferentes cuando atraviesa más de una unidad (Figura 9). Observando las variaciones y siguiendo las tendencias estructurales dadas por los pozos y verificadas en las secciones sísmicas, es posible delimitar los intervalos estratigráficos y las facies arenosas dentro de cada unidad. Asimismo, pueden delimitarse cinturones de canales adyacentes, separados por lutitas de llanura de inundación y verificar si se ha llegado al tope o a la base de dicho cinturón. También permite añadir nuevos puntos de control estratigráfico alejados de los pozos verticales (Figura 9), lo cual ayuda a robustecer el modelo 3D. la Figura 9 además muestra la utilidad de integrar al modelo información proveniente de los brazos estratigráficos perforados durante la geonavegación en la búsqueda de las mejores facies prospectivas. Casos como el de la Figura 10 permiten definir con exactitud el límite del cinturón de canales entre los pozos de control (vertical e inclinado). La información sedimentológica provista por este pozo horizontal será integrada en el cartografiado de la sucesión estratigráfica en cuestión, añadiendole un componente tridimensional al modelo geológico, del cual carecía al utilizar en el pasado únicamente pozos estratigráficos. Fig. 10. Interpretación de facies de barra/relleno de canal, pertenecientes a un cinturón de canales. Como puede observarse, hay cambios laterales de facies importantes: el pozo horizontal esta atravesando un cinturón de canales mientras que en el pozo vertical no existen facies de relleno de canal sino abanicos de rotura y carbones de la llanura de inundación. Escala de la barra gráfica 50 pies. Interpretación de Horizontes Sísmicos Simultáneamente con la interpretación de facies, se procedió a interpretar en el volúmen sísmico (Volúmen sísmico 3D adquirido en 1998 y reprocesado en el 2005, cuya extensión es de 390 km 2 ), los horizontes D2, D3 y E2 en tiempo. Los topes D1, E1 y la base de la Formación Oficina ya habían sido interpretados en forma preliminar por el grupo de geofísica. La interpretación se fundamentó en el seguimiento de facies sísmicas cuando era posible, o en otros casos (cuando la resolución de la sísmica no era suficiente para separar las unidades) conservando espesores,

7 teniendo en cuenta que en el área de estudio la diferencia de espesores no es muy significativa. Casas (2007) en estudios de análogos de superficie en Utah (USA) compara las sucesiones fluviales con la Formación Oficina a escala sísmica (Figura 11), concluyendo que las sucesiones internas no muestran variaciones significativas de espesor bajo las condiciones tectono-sedimentarias interpretadas para la zona de estudio. La metodología de interpretación sísmica fue la siguiente: En primer lugar, se interpretó el tope estratigráfico de E2 estableciendo las secciones en las direcciones que siguen las tendencias sedimentológicas observadas en el área en interpretaciones previas. Luego, se prosiguió a interpretar cada 20 líneas y trazas, ajustando el horizonte a los marcadores geológicos de los pozos verticales e inclinados, interpretados para cada intervalo estratigráfico. 100 m 250 m Ejemplo de una línea sísmica de Sincor mostrando arquitectura similar para la sección fluvial de la Formación Oficina. 100 m Miembro Salt Wash Fig. 11 Análogo del intervalo fluvial de la Formación Oficina (Utah, USA), Comparación a escala sísmica entre el Miembro Salt Wash (Jurásico) y secciones sísmicas interpretadas en el área de estudio. Tomado de Casas, 2007 El procedimiento anterior se repitió para el horizonte del tope estratigráfico de D3, utilizando los mismos espaciamientos entre trazas y líneas. Por su parte, el horizonte correspondiente al tope de D2 requirió una interpretación cada 10 líneas y trazas debido al mayor número de puntos de control (pozos).para cada horizonte interpretado, se calcularon los valores Top D1 Top D3 Top E1 Base Fluvial residuales entre el marcador geológico del pozo y el horizonte sísmico, y se ajustó la interpretación de manera que esta diferencia resultara menor a 4 ms, valor acordado como aceptable dentro de la incertidumbre en las interpretaciones sísmicas por el grupo de Geofísica. Por otro lado, con los horizontes sísmicos se validaron los topes estratigráficos interpretados en las secciones horizontales de los pozos y viceversa, de manera que se generaba un ciclo en el cual estas interpretaciones estaban ajustándose constantemente tanto en la sísmica como en los pozos horizontales hasta obtener un modelo estratigráfico coherente Generación de mapas de distribución de facies por intervalos estratigráficos. Datos de registros de pozos y núcleos fueron utilizados para generar diferentes mapas. Se emplearon 184 pozos verticales (con curvas de GR, volumen de arcilla, resistividad somera y profunda, densidad y porosidad neutrón), 100 pozos inclinados o altamente desviados (slants) y 262 pozos horizontales (curvas de GR, volumen de arcilla, resistividad somera y profunda), lo cual incluye además información adicional de 40 brazos estratigráficos. Para cada unidad estratigráfica de la sección fluvial, se generaron los mapas de facies utilizando los pozos estratigráficos y los desviados. De la unidad F a la unidad D2, las facies cartografiadas, de acuerdo a la interpretación sedimentológica de ríos entrelazados, corresponden a barras/rellenos de canales, mientras que para la unidad D1 se interpretó como facies de barras de meandros en cinturones de canales más sinuosos. Como control de calidad, se generaron mapas de espesor total de cada unidad a fin de verificar aquellas zonas donde pudieran existir anomalías relacionadas a posibles errores en la correlación estratigráfica. En esta etapa fueron integrados a los mapas de facies los logfills (registro gráfico de calidad de arena, facies y resistividad) que funcionan como una herramienta gráfica para visualizar en planta las secciones de arena y las facies en las trayectorias de los pozos horizontales. Esto permitió realizar la edición de los mapas de facies haciendo los ajustes necesarios basado en la información de los pozos horizontales y la discriminación entre arenas de relleno de canal y las de abanico de rotura.

8 Estos mapas de facies representan la evolución del sistema entrelazado para cada intervalo estratigráfico en el que fue generado. Es decir, lo que se observa en cada uno, es el resultado de los procesos sedimentarios por la acción de uno o varios depocentros de cinturones de canales para el tiempo geológico correspondiente a esa sucesión sedimentaria, con la ventaja que representa la integración de los datos interpretados de los pozos horizontales. Interpretación Sísmica Se usó el volumen sísmico 3D adquirido en 1998 y reprocesado en el 2005, cuya extensión de 390 km 2, interpretandose los diferentes horizontes estratigráficos definidos originalmente en base a núcleos y pozos. Los horizontes más fáciles de seguir e interpretar fueron el tope de D1, E1 y la base de la Formación Oficina. Por su parte, los horizontes D2 y D3 presentan espesores entre 30 y 70 pies, por lo que sísmicamente son más difíciles de resolver, especialmente en el extremo oriental del área. La resolución de la sísmica es de pies aproximadamente. En este sentido, la interpretación en esos horizontes muchas veces estuvo guiada por la conservación de los espesores de las unidades. Dependiendo del área geográfica, la base Formación Oficina descansa discordantemente sobre sucesiones del Cretácico o sobre sucesiones Cámbricas. Fig. 12 Tope de D1 en profundidad. Interpretación con pozos horizontales Esta interpretación sísmica permitió en primer lugar obtener los horizontes geológicos que dividen estratigráficamente la sección fluvial, lo cual fue determinante a la hora de interpretar y corroborar los marcadores estratigráficos en los 262 pozos horizontales, debido a que dichos pozos algunas veces pueden haber geonavegado atravesando más de una unidad estratigráfica. En la siguiente imágen (Figura 13) se puede observar la trayectoria de un pozo horizontal sobre la sísmica. Por otra parte, en las superficies estructurales que han sido cartografiadas, se han interpretado algunas fallas, las cuales son en su mayoría fallas normales. En general, las fallas que afectan a la Formación Oficina son de desplazamientos menores y no representan rasgos estructurales complejos (Martin, 2002). Horizontes en profundidad Para todos los horizontes de la sección fluvial se obtuvieron mapas estructurales en profundidad y en tiempo. En la figura 12 se muestra un ejemplo en el intervalo D1. En todas las interpretaciones se observa como la estructura profundiza hacia el norte/noreste, mientras que la zona más somera está en la región sur/suroeste, hacia donde se encuentra el cratón de Guayana más al sur. Figura 13.. Sección sísmica un pozo horizontal en D2/D3. En áreas donde la estructura de las unidades no es horizontal. El aporte de la interpretación sísmica en los horizontes es fundamental para establecer la geometría de los marcadores geológicos. Mapas de Amplitudes Los mapas de amplitudes fueron generados en ventanas de tiempo de 10 ms por arriba y por debajo de cada horizonte. El color negro en los mapas corresponde a máximos de amplitud, mientras que el rojo caracteriza

9 Facies en pozos horizontales y su integración al modelo geológico las bajas amplitudes y el blanco esta relacionado a ceros de amplitud. En esta etapa, la generación de mapas de amplitud se realizó para calibrar de manera cualitativa, imágenes sísmicas que apoyen las interpretaciones sedimentológicas realizadas con la información de los pozos/núcleos (Mapas de facies, mapas de arena neta total, etc). A continuación se muestran dos ejemplos de dichas calibraciones dentro del intervalo fluvial de la Formación Oficina. Horizonte estratigráfico E1 Para el horizonte E1 se muestra un mapa de amplitudes con predominio de las amplitudes máximas hacia el norte del área (Figura 14). Al comparar con el mapa de facies, algunas de estas zonas de máxima amplitud coinciden nuevamente con ausencia de facies de barra/relleno de canal. Igualmente se tienen máximas amplitudes relacionadas a la ausencia de facies arenosas en la zona noroeste y norte/central. Por otro lado, una de las zonas de mayor espesor de facies de barra/relleno de canal esta asociada a mínimos de amplitud en la parte central y suroeste del mapa. Fig. 14. Mapa de amplitud sobre el horizonte E1 en tiempo (arriba) y mapa de espesor de facies de barra/relleno de canal (abajo). Horizonte estratigráfico D1 Para el horizonte D1 se tiene un mapa de amplitud que corresponde en casi toda la extensión del campo a un máximo de amplitud. Aun así, la zona de mayor espesor de facies de barras de meandro coincide con los mínimos de amplitud sísmica (Figura 15) y además presentan la misma orientación. Las tendencias observadas en el mapa de amplitud son corroboradas con el mapa de facies de cinturones de meandros. En el mapa de facies es clara la diferencia en el espesor de las facies entre el área este y oeste (mayores espesores en el oeste, lo cual es fácilmente visualizado en el mapa de amplitudes). Fig. 15. Mapa de amplitud sobre el horizonte D1 en tiempo (arriba). Este horizonte fue interpretado sobre un máximo en casi toda el área. Es posible ver que las tendencias de los mínimos de amplitud son similares a la de los cinturones de meandros para el mapas de facies de la unidad D1.

10 Conclusiones La sección fluvial de la formación Oficina en el campo Sincor muestra una arquitectura sedimentológica areal interpretada como canales entrelazados en los diferentes mapas de facies para las unidades F, E2, E1, D3 y D2 y canales meandriformes en los mapas de facies de la unidad D1. Estos mapas están basados en la descripción/interpretación de núcleos y en interpretaciones de electrofacies en pozos verticales, inclinados y horizontales, ajustados con la interpretación de horizontes sísmicos. Los mapas de amplitudes sísmicas coinciden en líneas generales con los mapas de facies de canal en las zonas de máximo y mínimo espesor, asociándolas a amplitudes mínimas y máximas, respectivamente. Esto se aprecia en la mayor parte de las unidades, excepto la unidad D2, por su bajo espesor y falta de resolución vertical. La resolución de los datos sísmicos es una limitante a la hora de obtener este tipo de imágenes sísmica con fines de calibración sedimentológicos. Un estudio preliminar de atributos sísmicos indica que las correlaciones entre atributos de amplitud, frecuencia instantánea y fase instantánea con respecto a parámetros como porosidad, volumen de arcilla, arena neta, gross y relación Net/Gross son bajas y existe una gran dispersión de los datos si se considera toda el área del campo. Los valores de los atributos corresponden a una escala sísmica que es mucho mayor a la escala de los parámetros que provienen de datos de pozos. Éstos están muy espaciados para captar las heterogeneidades geológicas del área. En general, los atributos de amplitud son los que cualitativamente pueden mostrar mayores similitudes con las tendencias sedimentológicas de los mapas de facies, en los que se asocian amplitudes mínimas a la presencia de cinturones de canales. En zonas localizadas donde se aprecian coincidencias entre ambos mapas, las correlaciones entre el atributo y la porosidad o el espesor de arena neta son más altas. La interpretación de facies a nivel de pozos requiere un marco estratigráfico confiable. Las correlaciones estratigráficas necesitan estar basadas no solo en la información de núcleos sino también en los datos que la sísmica pueda brindar. En el caso de la sección fluvial de la formación Oficina, la Base de la formación y el tope de la unidad D1 son los que mejor pueden ser seguidos en todo el campo y brindaron el marco estratigráfico/estructural para las interpretaciones de los horizontes internos dentro de la sección fluvial. Es posible trazar la continuidad de los reflectores de los horizontes E2 y D3 en el área de Sincor. Sin embargo, los espesores delgados de la unidad D2 hacen difícil su interpretación en tiempo con la resolución que tienen los datos sísmicos actuales. Esto podría ser la causa de que no se haya encontrado relación entre los mapas de amplitudes y atributos y los mapas de facies en la unidad D2. La interpretación de facies en los pozos horizontales se apoyó en el seguimiento de los horizontes sísmicos, los cuales brindaron la guía estructural para definir los topes geológicos atravesados por la trayectoria de los pozos. Los cambios laterales de facies dentro del área de Sincor hacen más difícil el trabajo de interpretación en tiempo de horizontes y cuerpos geológicos. Sin embargo, una calibración adecuada de los pozos verticales e inclinados ayuda al seguimiento e interpretación de los reflectores sísmicos. En ambientes fluviales donde se presentan facies arenosas variando desde asociaciones barra/relleno de canal a abanicos de rotura, resulta ventajoso trabajar por facies. Esto aporta un significado geológico y hace más confiable la predicción de futuros pozos en zonas con arenas de mejor calidad. La incorporación de los logfills (códigos de colores para identificar facies o resistividad) resulta de gran ayuda a la hora de interpretar los mapas de facies y delimitar los cinturones de canales, ya que constituyen un elemento que le añade un toque de tridimensionalidad a los mapas. La interpretación sedimentológica, estratigráfica y estructural de 262 pozos horizontales efectuada por primera vez en el área de Sincor constituye un avance sin precedentes en la calibración y comprensión del modelo de sedimentación dentro de los intervalos D, E y F de la Formación Oficina.

11 Bibliografía Audemard, F., I. Azpiritxga, P. Baumann y M. Latreille (1985). Marco Geológico del Terciario de la Faja Petrolífera del Orinoco, Venezuela. VI Congreso Geológico Venezolano, p Bellorini, J. P, J. Casas, P. Gilly, P. Jannes, P. Matthews, D. Soubeyrand y J. Ustáriz (2003). Definition of a 3D Integrated Geological Model in a Complex and Extensive Heavy Oil Field, Oficina Formation, Faja del Orinoco, Venezuela. AAPG Annual Convention. Cant, D. (1982). Fluvial Facies Models and Their Application. En P.A. Scholle & D. Spearing (Eds) Sandstone Depositational Environments. AAPG Memoir 31, p Casas, J. (2004). Sedimentological Model of the B1-B2 Reservoir Units, Oficina Formation in the Sincor Field (Early Miocene, Orinoco Heavy Oil Belt, Venezuela). Sincor Internal Report, Petroleum Department. 86 p. Casas, J. (2007). Proyecto análogo de superficie para la Formación Oficina Inferior-Guía de Excursión. Sincor, Departamento de Petróleo. 65 p. Martin, R. (2002). Venezuela Sincor Structural Interpretation Reprocessed 3D Seismic. Sincor Internal Report, Petroleum Department. 75 p. Miall, A. (1992). Alluvial Deposits, en: Walker, R. y James, N. Facies Models: Response To Sea Level Changes. Geological Association of Canada, p Parnaud, F., Y. Gou, J.C. Pascual, I. Truskowski, O. Gallango, H. Passalacqua y F. Roure (1995). Petroleum Geology of the Central Part of the Eastern Venezuelan Basin, en: A. J. Tankard, R. Suarez, and H.J. Welsink, Petroleum Basins of South America. AAPG Memoir 62, p Sutter, J., y G. Fielder (2003). Accomodation Control on the Sequence Stratigraphic Evolution of the Oficina Formation in the Zuata Area of the Faja petrolífera del Orinoco, Eastern Venezuela Basin. AAPG Annual Convention.