Tercera entrega: Mapas de Yacimiento en Formaciones Siliciclasticas y lenticulares (Información de Pozo)

Nota Importante: Los gráficos, imágenes y métodos han sido desarrollados por el autor. Su uso es exclusivamente con fines académicos y se prohíbe el uso en trabajos posteriores sin consentimiento previo.

Mapas de Yacimiento en Formaciones Siliciclasticas y lenticulares

Tercera entrega: Información de Pozo

Autor: Aldo Sardelli  Msc-Geólogo

Revisado: Eugenia Sardelli Geólogo-Especialista

Una vez definido el cartografiado de los mapas isópacos unificados y delineado los contactos al tope superior de la unidad estratigráfica, el siguiente paso es proveer a los geocientistas los elementos necesarios para inferir o deducir, por medio de estos sin necesidad de regresar a revisar los registros de pozos, la configuración litológica de la Unidad Estratigráfica (UE) y la ubicación de los diferentes fluidos presente en dicha unidad. Por ejemplo, cuando se está cartografiando unidades estratigráficas compuestas con más de una intercalación (lente/depósito, etc), la disposición de esta información debe ser capaz de indicar al lector del mapa que dicha unidad está caracterizada por depósitos lenticulares con presencia de coalescencia entre todos o algunos de estos, la cantidad de lentes/depósitos, e incluso la variación lateral de los depósitos de arena.

La forma y orden en que debe plasmarse la información en cada pozo en los mapas isópacos-estructurales no se diferencia de la ya conocida. En la primera línea de la Tabla 1 se coloca el nombre del pozo, en la segunda la profundidad del tope estructural cartografiado, en la tercera línea se representan los valores de arena neta (AN), en la cuarta los de arena neta petrolífera/gasífera (ANP o ANG), y finalmente en la quinta se coloca la simbología indicativa de los trabajos de cañoneo (vocabulario petrolero) en los intervalos correspondientes.

Tabla 1. Forma correcta de representar la información geológica del pozo en un mapa isópaco-estructural.

Descripción                                                             Ejemplo

Nombre del POZO:                                                  POZO 01

Tope Estructural:                                                           -0000’

Arena Neta                                                           10’+45’+30’  

Arena Neta Petrolífera/Gasifera                             0’+25’+30’ 

Cañoneo                                                                        =    =  

En este articulo nos enfocaremos en explicar la metodologia correcta de como representar la información de pozo correspondiente a la tercera, cuarta y quinta línea, es decir, en los valores de arena neta, arena neta petrolífera/gasífera y cañoneo. 

1. Información de Arena Neta:

Para graficar o plasmar correctamente los valores de arena neta en un mapa es importante conocer las posibles secuencias que conforman la unidad estratigráfica (Primera Entrega). La Figura 1 muestra una visión en perfil en dos dimensiones de las posibles combinaciones que se podrían presentar para una unidad estratigráfica con 3 niveles estratigráficos.

Figura 1. Perfil estratigráfico mostrando las diferentes combinaciones litológicas que pueden presentarse en una unidad estratigráfica. Sardelli A., 2019.

La Figura 1a muestra un ejemplo en donde los tres (3) depósitos que conforman la unidad estratigráfica presentan continuidad lateral y coalescentes verticalmente. La Figura 1b muestra los depósitos medio en inferior dispuestos de manera coalescente, mientras que el depósito superior se encuentra separado de los niveles infrayacentes, todos ellos con continuidad lateral. En la Figura 1c se observa continuidad lateral de los tres depósitos, mientras que verticalmente los niveles superiores están dispuestos de manera coalescente y el superior separado de los depósitos suprayacentes. La Figura 1d muestra el caso en que los tres depósitos se encuentran separados verticalmente, ambos con continuidad lateral. En la Figura 1e se observan depósitos separados tanto lateral como verticalmente. La Figura 1f muestra depósitos discontinuos lateralmente, mientras que verticalmente se encuentran de ambas formas, coalescentes y separados uno del otro. La figura 1g muestra los lentes superiores e inferiores separados lateralmente, mientras el lente medio tiene continuidad lateral. De igual forma se puede presentar la combinación en donde todos los depósitos estén separados verticalmente, mientras que lateralmente se puede presentar ausencia, continuidad o discontinuidad de estos como se observa en la Figura 1h. Finalmente, puede existir ausencia de depósitos en algunos niveles de la unidad estratigráfica como se muestran en Figura 1i. 

Todas estas configuraciones litológicas obtenidas a partir de la información proporcionada por el pozo deben ser representadas correctamente en los mapas isópacos-estructurales, proporcionándole al lector la posibilidad de identificarlas e interpretarlas sin pérdida de tiempo al duplicar la labor de verificar y/o buscar la información en los registros de pozos. La Figura 2 muestra la disposición de la información de arena neta en sus diversas combinaciones litológicas explicadas anteriormente (por ser un modelo didáctico e idealizado que consta de tres niveles se emplearan letras para representar el valor de arena neta).

Figura 2. Disposición de la información de arena neta según la combinación litológica. Sardelli A., 2019.

Uno de los principios básicos que se debe tener en cuenta para mapear correctamente los depósitos presentes en una unidad estratigráfica, es la forma en cómo se expresan los valores de arena neta en el pozo. En el caso de depósitos coalescentes estos deben ser expresados con un valor unificado que represente el espesor total de los depósitos coalescentes; si por lo contrario, los depósitos  están separados, se deberá colocar un valor de arena neta para cada depósito presente, seguido por el símbolo “+” y siguiendo un orden específico de izquierda a derecha de más somero al más profundo, es decir, el depósito más somero en la posición de la izquierda hasta ubicar el deposito más profundo hacia el extremo derecho. Para el caso en que el pozo no haya cruzado ningún depósito se colocará el valor de “0” en la posición estratigráfica que le corresponde. Para ejemplificarlo, consideremos una unidad estratigráfica de tres (3) niveles (depósitos) con valores de arena neta de 10 pies, 0 pies, y 20 pies. En este caso, el primer valor corresponde al primer nivel asociado con un depósito de arenisca con 10 pies de arena neta, el segundo nivel está asociado con una facies de 100 % lutita (0% de arena neta); y el último valor estaría representando el nivel más profundo asociado a un depósito de arenisca con 20 pies de arena neta.

A continuación, se explicará de manera independiente cada caso representado en la figura 2.  Para el primer caso (Figura 3), de acuerdo a la información extraída de pozo indica que existen tres (3) depósitos de arenisca coalesciendo en un punto o zona específica dentro de una unidad estratigráfica, se coloca un valor de arena neta total aun cuando los mismos se presentan lateralmente de manera lenticular dentro de la misma unidad estratigráfica. La expresión para el caso de la Figura 1 quedaría expresada de la siguiente forma Pozo 1: P’+R’+T’; Pozo 2: A’; y Pozo 3: Z’+0’+X’.

Figura 3. Ejemplo de depósitos de areniscas coalescentes al centro y lenticular hacia los extremos de la unida estratigráfica. Sardelli A., 2019.

La Figura 4 muestra un depósito superior separado del infrayacente, el cual se encuentra coalescente con el depósito inferior en el punto medio de la unidad estratigráfica. En este caso particular los valores de arena neta se colocarían de la siguiente forma: Pozo 1: P’+R’+T’; Pozo 2: B’+C’; y Pozo 3: Z’+0’+X’ en donde el 0 indica la ausencia de arenisca. Es importante recalcar que el Pozo 2 tiene dos (2) valores de arena neta que corresponden al depósito superior y a la suma del depósito medio e inferior que se encuentran de manera coalescente. 

Figura 4. Depósito superior separada de los depósitos medio e inferior dispuestos de forma coalescentes. Sardelli A., 2019.

En el caso de la Figura 5, el depósito superior y medio se encuentran coalescentes, mientras que el deposito inferior se encuentra de manera aislado. La forma correcta de plasmar la información en el caso particular del Pozo 2, es colocar como primer valor el resultado de la suma de cada espesor de ambos depósitos (D’) seguido del valor de arena neta del depósito inferior (E’), quedando expresado de la forma siguiente: Pozo 2: D’+E’. En el caso de los Pozos 1 y 3 ubicados a los extremos de la unidad estratigráfica se colocaría el valor de arena neta correspondiente para cada depósito, comenzando con el mas somero y finalizando con el más profundo: Pozo 1: P’+R’+T’; Pozo 3: Z’+0’+0’, indicando con el valor de 0 la ausencia de arena hacia el extremo derecho de la unidad.

Figura 5. Depósitos coalescentes superiores separados del depósito inferior. Sardelli A., 2019.

El siguiente caso propone un ejemplo de una unidad en donde los depósitos están verticalmente separados uno del otro, pero con continuidad lateral (Figura 6). Es este caso la expresión quedaría compuesta por un valor de arena neta para cada depósito, ordenada de izquierda a derecha por el depósito más somero al más profundo, como se muestra a continuación: Pozo 1: P’+R’+T’; Pozo 2: F’+G’+H’; y Pozo 3: 0’+0’+Z’, en donde los 0 en el Pozo 3 están indicando la no presencia de arena en la posición superior y media.  

Figura 6. Depósitos mostrando continuidad lateral separadas verticalmente una de la otra. Sardelli A., 2019.

La siguiente configuración está representada por depósitos de arena separados tanto vertical como lateralmente como lo muestra la Figura 7. En el caso propuesto, solo dos de los tres pozos incluidos en el análisis contactaron arenas. Aplicando las reglas expuestas anteriormente, la expresión quedaría de la siguiente forma: Pozo1: I’+J’+K’; Pozo 2: 0’+0’+0’ y Pozo 3: L’+M’+N’; es decir se asignó el valor de arena neta correspondiente para cada deposito según la posición estratigráfica (de más somero a más profundo) indicando con el valor de 0’ la no presencia de arenas en los pozos que no la contactaron.

Figura 7. Depósitos de arena se encuentran separados tanto vertical como lateralmente. Sardelli A., 2019.

La Figura 8 muestra un caso en donde los depósitos que representa cada uno de los tres (3) niveles estratigráficos propuestos presentan una discontinuidad lateral, mientras que verticalmente se puede observar una coalescencia de los depósitos ubicados hacia el extremo derecho de la unidad. El valor de arena neta que se colocará para cada pozo será una combinación de lo antes ya explicado, de tal manera que en donde exista separación de los depósitos se colocará el valor de arena neta característico para cada depósito (comenzando con el más somero al más profundo) como es el caso de los Pozos 1 y 2; en donde exista coalescencia o conectividad vertical se colocará el resultado de la suma de cada depósito como es el caso del Pozo 3, y finalmente se colocara el valor de 0’ en los casos en donde la arena no haya sido contactada por el pozo como es el caso del Pozo 4. Así pues, los valores de arena neta quedaran expresados de la siguiente forma para cada pozo: Pozo 1: I’+J’+K’; Pozo 2: L’+M’+0’; Pozo 3: Y’; y finalmente Pozo 4: 0’+0’+Z’.

Figura 8. Depósitos de arena coalescentes y/o separados lateralmente. Sardelli A., 2019.

El siguiente ejemplo (Figura 9) muestra el caso en donde los depósitos se pueden presentar lateralmente de forma discontinua, como en lo depósitos superior e inferior, o continua como del depósito ubicado hacia la parte media de la unidad estratigráfica; mientras que verticalmente, estos depósitos se encuentran separados uno del otro (no coalescencia). En este caso, la información quedara expresada de la siguiente forma: Pozo 1: P’+R’+T; Pozo 2: F’+G’+0’; Pozo 3: Q’+S’+U’.

Figura 9. Depósitos de arena con discontinuidad lateral en los niveles superior e inferior y continuidad en el nivel intermedio. Sardelli A., 2019.

Los mismos criterios se utilizarán para expresar los valores de arena neta en los casos en que los depósitos presentes en una unidad estratigráfica desaparecen total o parcialmente (Figura 10). En este caso, se colocará un valor de arena neta para cada nivel estratigráfico comenzando con el valor del depósito superior y finalizando con el inferior, proponiendo la ausencia de arena con un valor de arena neta igual a 0 pies en los casos en donde el pozo no conecte la arena. Para los pozos propuestos en la Figura 10a la información quedara expresará de la siguiente forma: Pozo 1: 0’+W’+Y’; Pozo 2: F’+G’+0’; y Pozo 3: V’+X’+Z’; mientras que para los pozos propuestos en la Figura 10b la información quedara expresada de la siguiente forma: Pozo 1: P’+0’+T; Pozo 2: 0’+0’+C’; y finalmente Pozo 3: Q’+0’+U’.

Figura 10. Ejemplo de una unidad estratigráfica con alternancia de depósitos discontinuos y continuos lateralmente. Sardelli A., 2019.

En conclusión, la forma en que se expresa en un mapa isópaco-estructural la información geológica aportada por el pozo le permite al geocientista inferir o identificar de manera confiable y oportuna la configuración de los depósitos sedimentarios presentes en una unidad estratigráfica. Es por ello que es extremadamente recomendable emplear los criterios para expresar o graficar los valores de arena neta en los mapas isópacos-estructurales sugeridos en este documento. 

2. Información de Fluido:

La Figura 11 muestra las posibles combinaciones de fluidos que se pueden presentar dentro de una unidad estratigráfica, así como también la cantidad de arena que se encuentran impregnada / saturada de dicho fluido. Siguiendo el orden explicado en la tabla 1 al principio de este documento, la línea 3 está asignada a la información de los fluidos presentes en cada uno de los depósitos que conforman la unidad estratigráfica, siendo este uno de los aportes más importantes de esta metodología ya que permite darle al mapa una utilidad real a la hora de proyectar y desarrollar un plan de explotación, al indicar la presencia y tipo de fluido, ubicación del agua y como está dispuesta en el yacimiento.  

Como se explicó en la primera entrega, la presencia de agua no limita la cuantificación de las reservas presentes en el área. Para ello es necesario identificar el valor de arena neta petrolífera y graficarla en los mapas isópaco aplicando la metodología antes explicada, excluyendo de esta manera las zonas de agua del mapa isópaco-estructural. 

La Figura 11 muestra las posibles combinaciones de fluidos que pueden estar presentes en los depósitos de una unidad estratigráfica. Considerando la disposición sedimentológica de los depósitos de arena se puede encontrar los siguientes casos: todos los depósitos/lentes presentan o no continuidad lateral, aislamiento o coalescencia, y están impregnados de hidrocarburo (Figuras 11a, 11b y 11i), cuando uno de los lentes superiores este saturado de agua (Figuras 11c y 11d); cuando el agua está presente solo en los lentes intermedios como se muestra en las Figuras 11e, 11h y 11k, y finalmente cuando el agua está presente en los lentes inferiores pero sin ser parte del contacto de fluidos (Figuras 11c, 11g y 11l).

Figura 11. Posibles combinaciones de fluidos presentes dentro de una unidad estratigráfica. Sardelli A., 2019.

En la Figura 12 se ejemplifica la metodología propuesta para expresar la información de arena neta petrolífera/gasífera presente en un pozo. A continuación, se analizará cada caso propuesto utilizando letras, por tratarse de modelos teóricos demostrativos, para expresar los valores de arena neta petrolífera.

Figura 12. Ejemplos de los escenarios posibles en que se pueden encontrar dispuestos los fluidos y la forma correcta de graficarlos, según el tipo de fluido, en los mapas isópacos-estructurales. Sardelli A., 2019.

La Figura 12(a) propone depósitos coalescentes e impregnados de hidrocarburo con un valor de arena neta petrolífera (ANP) igual al espesor de arena neta (AN). En la Figura 12(b) los valores de arena neta están proponiendo depósitos lenticulares impregnados en su totalidad de hidrocarburo (AN=ANP). Las Figuras 12(c, e, f, g y h) indican que, al menos uno de los tres (3) depósitos de arena presentes en cada unidad estratigráfica, se encuentra saturado de agua. La deducción se deriva al observarse un valor de 0 en la posición de los fluidos justo debajo de un valor diferente a 0 en la posición de espesor de arena neta.  

Los ejemplos discutidos hasta ahora están relacionados con depósitos impregnados de petróleo o saturados de agua, pero ¿Cómo expresar situaciones en donde están presentes ambos fluidos en un mismo depósito, es decir, cuando se está en presencia de contacto de fluidos agua-hidrocarburo? En este caso en particular, es imperativo indicar con claridad en los mapas isópaco-estructurales de la existencia de dichos contactos. En la Figura 13 se muestran las diferentes combinaciones de contactos de fluidos en una unidad estratigráfica. 

Figura 13. Combinaciones de contactos de fluidos dentro de la misma unidad estratigráfica. Sardelli A., 2019.

En conclusión, es imperativo realizar una lectura asertiva de la información sedimentológica, litológica, estratigráfica, de fluidos, y la ubicación de los contactos de fluidos dentro de la unidad estratigráfica (Figura 14) aportada por los registros de pozos, y plasmarla de manera correcta en los mapas que permitirá inferir a través de los mapas isópaco-estructurales, evitando la recurrencia a los registros de pozos, la arquitectura del yacimiento, la cantidad de hidrocarburo presente y la forma en como está esté dispuesto en el subsuelo, permitiéndole al geocientista la toma de decisiones en tiempo y de forma adecuada. De igual forma, el graficar en los mapas isópacos-estructurales, de forma correcta la información interpretada a partir de los registros de pozos, permitirá proyectar un plan de explotación y seguimiento adecuado al desarrollo del yacimiento (Figura 15).

Figura 14. Disposición de la información según el contacto de fluidos. Sardelli A., 2019.

Figura 15. Mapa Isópaco-Estructural de una unidad estratigráfica con tres depósitos de arenisca. Sardelli A., 2019.

3. Simbología de Cañoneo:

Finalmente, la forma correcta de indicar si una arena fue o no cañoneada es colocando el símbolo “=” debajo de la arena cañoneada. Siguiendo la metodología convencional de cartografiado, al colocar un valor total de arena neta aun cuando la unidad estratigráfica podría estar representada por más de un depósito y por ende un símbolo de cañoneo por pozo, se estaría limitando al geocientista de las herramientas necesarias para identificar cuál de los depósitos realmente fue cañoneado. Por el contrario, aplicando la metodología explicada en este artículo y colocando el símbolo de cañoneo solo debajo del depósito cañoneado, se le dará al geocientista la posibilidad de discernir con precisión, y sin necesidad de recurrir a los registros de pozos, cuál de los depósitos presentes en la unidad estratigráfica fue cañoneado.

Las herramientas planteadas a lo largo de estas tres entregas permitirán generar un mapa isópaco-estructural unificado con la información de pozo discretizada por nivel (depósito) con la finalidad de identificar con precisión los depósitos/lentes que conforman la unidad estratigráfica, la presencia de zonas de agua / hidrocarburo, posibles contactos, y los depósitos cañoneados. Esto permitirá conocer con mayor certidumbre las reservas presentes y proyectar así un esquema de explotación que permitirá la recuperación máxima de dichas reservas.