Iraivel Villar.pdf - Departamento de Ciencias de la Tierra ...

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR 

DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES 

COORDINACIÓN DE INGENIERÍA GEOFÍSICA 

DELINEACIÓN DE NIVELES DE GAS SOMERO IDENTIFICADOS EN POZOS 

VERTICALES DEL CAMPO DE PETROCEDEÑO 

Por: 

Iraivel Milagro Villar Marcano 

INFORME DE PASANTÍA 

Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar 

como requisito parcial para optar al título de 

Ingeniero Geofísico 

Sartenejas, Abril de 2009

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR 

DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES 

COORDINACIÓN DE INGENIERÍA GEOFÍSICA 



Por: 


Realizado con la asesoría de: 

Profesora Milagrosa Aldana 

Ingeniero Franck Mäes 

INFORME DE PASANTÍA 

Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar 

como requisito parcial para optar al título de 

Ingeniero Geofísico 

Sartenejas, Abril de 2009



Por 


Resumen 

Se realizó la delimitación más carcana posible de zonas con presencia de gas en las unidades 

someras del campo de Petrocedeño. La profundidad de estudio estuvo limitada desde la unidad 

informal estratigráfica “x” hasta la unidad A0, cuyo rango en profundidad está comprendido 

aproximadamente hasta 1000 pies s.n.m. Basándose en registros petrofísicos de los 165 pozos 

verticales, observadores y estratigráficos se observó que 44 de éstos poseen al menos una capa de 

gas, que luego fueron clasificados según el tipo de acumulación, mostrando que: 7 son tipo 

contacto agua- gas (GWC), 6 son tipo gas por debajo de (GDT), 28 son gas asociado al carbón 

(GAC) y 5 asociadas a lutita (GAL). Debido a que la mayoría de las capas de gas clasificadas 

como GAC y GAL están por debajo de la resolución de las herramientas, se realizó un 

seguimiento de las capas con GWC y GDT, mostrando un patrón cercano en la ubicación de estos 

pozos hacia el Noroeste del campo. Sólo 4 de ellos (pozos A, B, C y D) poseen acumulaciones en 

profundidades cercanas y al correlacionar sus registros se observó cierta continuidad en las arenas 

que los contiene, exceptuando al pozo C en la arena bajo el marcador M0. Se realizó la 

interpretación del horizonte GWC_M0, creado a partir de los topes de estas arenas con gas. A 

partir de él se realizó el estudio de atributos sísmicos, extrayendo 15 mapas de los cuales sólo 3 

sirvieron para una delimitación cercana de la zona con gas: mapa de amplitud espectral en el 

intervalo de frecuencia de 10-20 Hz, mapa de la rebanada del horizonte GWC_M0 en amplitud y 

mapa de frecuencia promedio. Por medio del mapa de amplitud espectral en el intervalo de 10-20 

Hz, se observó que las amplitudes filtradas en este rango proporcionaron información lo 

suficientemente nítida como para permitir una delimitación areal aproximada de un posible 

reservorio de gas somero. Los otros 2 mapas fueron complementos informativos que aseguraron 

la presencia de gas en las cercanías de A, B, C y D. 

iv

DEDICATORIA 

v 

A mi mamá y a mi papá, 

a mis hermanos, 

a mi segunda mamá: Carmen. 

Esto es para mí y para ustedes. 

LOS QUIERO!

AGRADECIMIENTOS 

Primero, a Dios y a la Virgen Milagrosa, que siempre han estado aquí conmigo, que me 

conocen mejor que nadie y saben el camino de mi vida. 

A mis pilares, mis ejemplos y una de las razones por las que estoy aquí: MI MAMÁ Y MI 

PAPÁ. Gracias por sus esfuerzos y sacrificios, no sólo para mí sino para los cuatro. Mom y old 

man, gracias a ustedes soy lo que soy, esto es por ustedes y para ustedes. Gracias por mi vida, 

gracias por las suyas, no hay padres mejores que ustedes! LOS QUIERO MUCHO. 

A mis hermanas, Fayira y Josyra. Gracias por su compañía fuera de casa, por su disponibilidad 

en ayudarme, prestarme, brindarme, etc (...arme) todo este tiempo, gracias por su cariñito, afecto 

y por estar muy pendiente de mí. Ser la menor tiene su ventaja!!. 

A mi hermanito Fay Enrique con su peculiar forma de querer, yo también te quiero mucho little 

bro, esto es también para ti, el próximo turno será el tuyo. 

A Carmen, a quien quiero mucho. Gracias por pertenecer a nuestra familia, gracias por ser mi 

segunda mamá. 

Agradezco a Petrocedeño por permitirme realizar mi pasantía. A mi tutor industrial Franck 

Mäes, por su paciencia y por todas sus enseñanzas, merci par toutes les attentions. 

A la Profesora Milagrosa Aldana, por haber aceptado ser mi tutora académica, por brindarme 

todo su apoyo y por estar siempre pendiente de mi trabajo de grado. Profe, gracias por sus 

consejos y palabras, siempre fueron alivio para mí. 

A la señora Celia Bejarano, por sus pautas, consejos y dedicación. A Dominique Pourtoy, 

Pierre Germain y Elyes Draoui, gracias por sus atenciones y la práctica del francés. 

vi

Gracias Herman, sabes que formaste gran parte de este trabajo, te agradezco cada tiempo, cada 

atención, cada respuesta, cada explicación, cada paciencia y todos esos buenos momentos en la 

empresa. Gracias por tu recepción y por mostrarme desde el primer día que pude contar contigo. 

Inmensamente agradecida estoy por tus enseñanzas, consejos y moralejas. 

A Melissa. Pequeña, eres no sólo una amiga sino como una mamá más. Gracias por permitirme 

compartir muchos momentos contigo, por esos consejitos que sin pedírtelos tú bien sabías que 

me hacían falta, por darme siempre tu mano amiga, por siempre contar contigo, siempre. Gracias 

a “the baby” (el bebé), por sacarme una sonrisa en medio de mi estrés. 

A Cluster Team: Fátima, María Elena, Mónica y Christophe. Por tomar de su tiempo para 

permitirme aclarar dudas y ayudarme en mi trabajo. Por esos momentos vividos y compartidos 

con ustedes. 

A Nelbett, por sus consejos, por su aprecio, por repetirme una y otra vez que lo que se quiere 

se logra, y así es!!. Muchas gracias por todos esos momentos agradables que he compartido 

contigo. 

A Mayda y Andreina, por su amistad y confianza. Porque todos los días estuvieron allí para 

responder a mis preguntas y dudas, y porque incondicionalmente me brindaron su apoyo cuando 

lo necesité. 

A Rosamary, Elsy (“vitrinita”), Carlos (“pupi”), María Ysabel. María Karolina, Ana, Melina, 

Raiza, Señor Ismael, Señor Héctor, Abelardo, Wladimir, Joel, equipo de yacimientos; gracias por 

darme su apoyo, por estar allí para aclararme dudas e inquietudes. 

Gracias a todo el Departamento de Petróleo por ser las personas quienes son, son un caluroso 

equipo de trabajo, me sentí muy bien compartiendo con ustedes y eso se los agradezco de 

corazón. 

vii

Gracias también a Yaraixa y Massimo, por darme la oportunidad de conocer el trabajo de un 

Geofísico en campo, por sus consejos y por esos agradables e inolvidables momentos vividos en 

Copa Macoya. Ustedes son lo máximo!!. 

A cada una de las personas que estuvieron atentas al desarrollo de esta etapa de mi vida, les 

agradezco su participación en ello, sus atenciones, sus consejos. Familiares y amigos, gracias por 

estar aquí conmigo. 

Gracias a todos por todo!!!... 

viii

ÍNDICE GENERAL 

RESUMEN iv 

DEDICATORIA v 

AGRADECIMIENTOS vi 

ÍNDICE DE TABLAS xiv 

ÍNDICE DE FIGURAS xv 

INTRODUCCIÓN 1 

1. MARCO TEÓRICO 3 

1.1 Aspectos Sedimentológicos 3 

1.1.1 Ambiente Sedimentario 3 

1.1.1.1 Clasificación 3 

1.1.2 Ambiente Deltaico 4 

1.1.2.1 Constitución de un delta 4 

1.1.2.2 Clasificación 6 

1.2 Aspectos petrofísicos 7 

1.2.1 Herramientas Para Registros de Pozos 7 

1.2.1.1 Herramienta de rayos Gamma 7 

1.2.1.2 Herramienta de Potencial Espontáneo 9 

1.2.1.3 Herramienta de Resistividad 10 

1.2.1.4 Herramienta de densidad Compensada 11 

1.2.1.4.1 Efecto Compton 12 

1.2.1.4.2 Absorción Fotoeléctrica 13 

1.2.1.5 Herramienta de neutrón Compensado 14 

1.2.2 Registros de Pozos 15 

1.2.2.1 Registros Convencionales de Pozos 15 

vii

1.2.2.1.1 Registro de Rayo Gamma 15 

1.2.2.1.2 Registro de potencial Espontáneo 16 

1.2.2.1.3 Registro de Resistividad 16 

1.2.2.1.4 Registro de Densidad 17 

1.2.2.1.4.1 Registro de densidad en Presencia de Gas 17 

1.2.2.1.5 Registro de Neutrón 17 

1.2.2.2 Registros de Pozos No Convencionales 18 

1.3 Aspectos Estratigráficos 18 

1.3.1 Estratigrafía 18 

1.3.2 Columna Estratigráfica 18 

1.3.3 Perfil Estratigráfico 19 

1.3.4 Secciones de Correlación de Pozos 19 

1.3.4.1 Secciones de Correlación Estructural 19 

1.3.4.2 Secciones de Correlación Estratigráfica 19 

1.3.5 Contacto de Fluido 19 

1.3.5.1 Tipos de Contactos 20 

1.3.5.1.1 Contacto Agua- Gas 20 

1.3.5.1.2 Contacto Petróleo- Gas 20 

1.3.5.1.3 Contacto Agua- Petróleo 20 

1.4 Aspectos Sísmicos 21 

1.4.1 Datos Sísmicos 21 

1.4.1.1 Procesamiento Sísmico 21 

1.4.1.2 Conversión a profundidad 22 

1.4.1.3 Sección Sísmica 22 

1.4.1.3.1 Sección Sísmica en Profundidad 22 

1.4.1.4 Interpretación Sísmica 22 

1.4.1.5 Reflexión Sísmica 22 

1.4.1.5.1 Reflector Sísmico 23 

1.4.1.6 Horizonte 23 

1.4.1.6.1 Rebanada de Horizonte 23 

1.4.1.7 Atributos Sísmicos 23 

viii

1.4.1.7.1 Facies 24 

1.4.1.7.1.1 Facies Sísmicas 24 

1.4.1.7.1.1.1 Redes Neuronales y Facies Sísmicas 24 

1.4.1.8 Resolución 25 

1.4.1.8.1 Resolución Sísmica Vertical 25 

1.4.1.8.1.1 Efecto de Acuñamiento o Efecto Tunning 25 

1.4.1.9 Amplitud 26 

1.4.1.9.1 Atenuación 26 

1.4.1.9.2 Anomalía de Amplitud 26 

1.4.1.9.2.1 Punto Brillante o “Bright Spot” 26 

1.4.2.0 Frecuencia 27 

1.4.2.0.1 Espectro de Frecuencia 28 

1.4.2.1 Velocidad 28 

1.4.2.1.1 Mediciones a Partir de Tiros de Verificación o “Check Shots” 28 

1.4.2.1.2 Estudios de Velocidad 28 

1.4.2.1.3 Velocidad Promedio 28 

1.4.2.1.4 Anomalía de Velocidad 29 

1.4.2.1.4.1 Empuje Hacia Abajo o “Push- Down” 29 

1.4.2.1.4.1.1 Chimenea de Gas 29 

2. MARCO GEOLÓGICO 30 

2.1 Ubicación del Área de Estudio 30 

2.2 Geología Regional 30 

2.2.1 Cuenca Oriental de Venezuela 30 

2.2.1.1 Evolución Geodinámica de la Cuenca oriental de Venezuela 34 

2.2.1.2 Estratigrafía Regional 38 

2.3 Geología Local 39 

2.3.1 Contexto Estructural y Tectónico de la Faja del Orinoco 39 

2.3.2 Contexto Estratigráfico de la Faja del Orinoco 40 

2.4 Rasgos Generales del Campo de Petrocedeño 42 

2.4.1 Rasgos Estructurales 42 

2.4.2 Rasgos Estratigráficos 43 

ix

2.4.3 Rasgos Sedimentológicos 46 

3. METODOLOGÍA 48 

3.1 Recopilación de datos de registros de Pozos 49 

3.1.1 caracterización de las Capas de Gas 49 

3.1.1.1 Construcción de un Arreglo de Despliegue de Curvas 49 

3.1.1.2 Evaluación de los Registros Petrofísicos de Pozos 52 

3.1.2 Clasificación de las Capas de Gas 52 

3.1.3 Tabulación de la Información 53 

3.2 Caracterización Estructural de las Capas de Gas 54 

3.2.1 Creación de Marcadores en Curvas de Registros de Pozos 54 

3.2.2 Correlación Estratigráfica y Estructural de Pozos 56 

3.3 Conversión Tiempo- Profundidad 57 

3.4 Correlación Sísmica- Pozo 58 

3.5 Cálculo de la Resolución Sísmica Vertical 58 

3.6 Interpretación Sísmica 60 

3.6.1 Interpretación del Horizonte al Nivel de la Arena con Gas 60 

3.6.2 Control de Calidad de la Interpretación del Horizonte Referencia 61 

3.6.3 Creación del Slice del Horizonte GWC_M0 61 

3.6.4 generación de Mapas de Atributos Sísmicos 64 

3.6.5 Generación de Mapas a Partir de Análisis de Facies Sísmicas 65 

4. ANÁLISIS DE RESULTADOS 66 

4.1 Caracterización de Arenas con Gas Usando Registros Petrofísicos 66 

4.2 Clasificación de Acumulaciones de Gas 67 

4.3 Resultados de Pozos con Presencia de Gas 74 

4.3.1 Relación de Acumulaciones de Gas Según Profundidad de Capas y 

Clasificación 75 

4.4 Análisis de Pozos de Estudio 77 

4.5 Creación de Marcadores de Capas de Gas 78 

4.6 Análisis de Correlaciones de Pozos de Estudio 79 

4.6.1 Correlación Estratigráfica 79 

x

4.6.2 Correlación Estructural 83 

4.7 Cálculo de la Resolución Sísmica Vertical 85 

4.8 Resultados de la Correlación Sísmica- Pozo 87 

4.9 Interpretación del Horizonte al Nivel de Capas de Gas 90 

4.10 Generación de Mapas 93 

4.10.1 Mapas en Profundidad 93 

4.10.2 Mapas de Atributos Sísmicos 95 

4.10.2.1 Mapas de Atributos a Partir de Cubos de Frecuencia 96 

4.10.2.2 Mapa de Atributo de Amplitud Promedio 103 

4.10.2.3 Mapa de Atributo de Frecuencia Promedio 104 

4.10.2.4 Mapas de Atributos de Amplitud Ponderada de la Frecuencia Instantánea 

y de Frecuencia RMS 106 

4.10.2.5 Mapas de Facies Sísmicas 107 

CONCLUSIONES 112 

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 114 

xi

ÍNDICE DE TABLAS 

Tabla 1: Datos de pozos de estudio: A, B, C y D. 79 

xiv

ÍNDICE DE FIGURAS 

Figura 1.1: Componentes del ambiente deltaico 5 

Figura 1.2: Elementos radioactivos 8 

Figura 1.3: Curvas de respuestas de Porasio (K), Torio (Th) y Uranio (U) 9 

Figura 1.4: Ilustración del principio del registro de Potencial Espontáneo (SP) 10 

Figura 1.5: Efecto Compton: 13 

Figura 1.6: Efecto de absorción fotoeléctrica 13 

Figura 1.7: Ilustración de los tipos de contactos de fluidos existentes en reservorios 21 

Figura 1.8: Ilustración que describe las amplitudes que existen en una onda 27 

Figura 1.9: Ilustración de un reflector sísmico mostrando la presencia de anomalías de velocidad 

a través de push down del reflector 28 

Figura 2.1: Ubicación geográfica del área de estudio 31 

Figura 2.2: Marco geológico regional para la sedimentación en Venezuela 32 

Figura 2.3: Mapa de ubicación de las cuencas petrolíferas de Venezuela 33 

Figura 2.4: Sección estructural de la Cuenca Oriental 33 

Figura 2.5: Marco tectónico de la Cuenca oriental de Venezuela 38 

Figura 2.6: Columna estratigráfica de la Cuenca Oriental de Venezuela 41 

Figura 2.7: Configuración estructural de la Faja del Orinoco 42 

Figura 2.8: Sección transversal, sentido Norte- Sur del área perteneciente al bloque Junín 43 

Figura 2.9: Sección sísmica con dirección Norte- Sur mostrando interpretación de fallas al 

basamento y formaciones superiores en el área de Petrocedeño 44 

Figura 2.10: Sección estratigráfica- estructural con dirección Norte- Sur del área de 

Petrocedeño 45 

Figura 2.11: Modelo sedimentológico de Petrocedeño 47 

Figura 3.1: Encabezado de los registros de pozos 51 

Figura 3.2: Medidas en pies en las que se interpreta la profundidad del objetivo 52 

Figura 3.3: Ejemplo del encabezado de los registros de pozos dentro de la aplicación StratWorks 

de OpenWorks® 55 

Figura 3.4: Ventana de MapView que muestra el despliegue de una línea sísmica arbitraria con 

dirección I- I’ a través de los pozos A, B, C y D 59 

xv

Figura 3.5: Ventana de SeismicView donde se muestra el perfil sísmico de la línea trazada 

previamente en la ventana de MapView con dirección I- I’ 62 

Figura 3.6: Perfil sísmico del Line 1000 con dirección E- W mostrando cero crossing de M0 63 

Figura 4.1: Ejemplo de un registro de pozo mostrando el despliegue de curvas de densidad y 

porosidad neutrón como un posible cruce de curvas 68 

Figura 4.2: Ejemplo de un registro de pozo con acumulación de gas de yacimiento, presentando 

un contacto de fluido tipo GWC 70 

Figura 4.3: Ejemplo de un registro de pozo mostrando una capa de gas o gas down to 71 

Figura 4.4: Ejemplo de pozo que muestra una acumulación tipo GAC 72 

Figura 4.5: Ejemplo de pozo con capa de gas de 5 pies de espesor clasificada como GAL 73 

Figura 4.6: Ejemplo de un registro de pozo donde se observa una posible acumulación de gas de 

apenas 2 pies de espesor entre dos carbones, clasificado como GAC 75 

Figura 4.7: Campo de Petrocedeño. Se despliegan pozos con capas de gas clasificadas con 

contacto GWC, tanto en la unidad estratigráfica en la unidad informal A0 (círculos de color azul 

claro) como en la unidad superior “x” 76 

Figura 4.8: Registro del pozo B mostrando la capa de gas con clasificación tipo GWC ubicada 

sobre la unidad estratigráfica informal A0 77 

Figura 4.9: Registro del pozo B mostrando la capa de gas con 20 pies de espesor y con 

clasificación tipo GWC 78 

Figura 4.10: Despliegue de los marcadores topes y bases de capas de gas por encima y por debajo 

del marcador estratigráfico M0 80 

Figura 4.11: Correlación estratigráfica de las arenas con presencia de gas en los pozos de estudio 

(A, B, C y D) 81 

Figura 4.12: Correlación estratigráfica realizada a partir de la interpretación del comportamiento 

de las curvas de GR de los pozos C y B 82 

Figura 4.13: Correlación estructural de las arenas con presencia de gas en los pozos de estudio 

(A, B, C y D) 84 

Figura 4.14: Ventana de PostStack/PAL en la que se despliega la ventana de perfil sísmico con 

parámetros de Line, Traces y profundidad mencionados, además del espectro de frecuencia en 

forma de histograma 87 

Figura 4.15: Sección sísmica mostrando curvas de GR y RDEEP de los pozos A, B, C y D, topes 

y bases de las capas de gas en sus respectivas profundidades por encima y por debajo de M0 89 

xvi

Figura 4.16: Sección sísmica con dirección I- I’ mostrando la interpretación del horizonte M0 

evidenciando seguimiento del cero crossing 91 

Figura 4.17: Sección sísmica con dirección I- I’ mostrando la interpretación del horizonte M0 y 

horizonte GWC_M0 92 

Figura 4.18: Sección sísmica mostrando al horizonte M0 y al horizonte GWC-M0 93 

Figura 4.19: Mapa en profundidad del horizonte GWC_M0 con despliegue de fallas al 

basamento 94 

Figura 4.20: Mapa en profundidad del horizonte GWC_M0, tomando como profundidad final 194 

m 95 

Figura 4.21: Rebanada del horizonte GWC_M0 de la amplitud espectral en un cubo de frecuencia 

de 10- 20 Hz 97 

Figura 4.22: Rebanada del horizonte GWC_M0 de la amplitud espectral en un cubo de 

frecuencias de 10- 20 Hz, mostrando la delimitación de la zona yacimiento de gas somero 

encerrando a los pozos A, B, C y D 98 

Figura 4.23: Rebanada del horizonte GWC_M0 de la amplitud espectral en el cubo de 

20- 30 Hz 99 


30- 40 Hz 100 


40- 50 Hz 101 


50- 60 Hz 102 


60- 70 Hz 103 

Figura 4.28: Rebanada del horizonte GWC_M0 en amplitud promedio 104 

Figura 4.29: Mapa de frecuencia promedio 105 

Figura 4.30: Mapa de amplitud ponderada de frecuencia instantánea 106 

Figura 4.31: Mapa de frecuencia RMS 107 

Figura 4.32: Mapa de sismofacies con 5 modelos de trazas 109 



xvii

INTRODUCCIÓN 

El área de estudio está destinada para la exploración, extracción y producción de crudo, que 

posteriormente a su mejoramiento es comercializado, puesto que este recurso energético 

representa la materia prima de productos destinados al consumo y creación de insumos de otras 

ramas de la producción. 

El siguiente trabajo tiene como objetivo realizar la delimitación de zonas prospectivas de gas 

ubicadas en las unidades estratigráficas informales más someras y no productoras dentro del 

campo de Petrocedeño, comprendidas desde la unidad informal denominada en este estudio como 

unidad “x” hasta la unidad informal A0 pertenecientes a la Formación Oficina en el área de 

Junín, con el propósito de observar si a esta profundidad hay presencia de gas que, o bien pueda 

repercutir como posible riesgo operacional durante la perforación de otros pozos, o bien puedan 

posiblemente representar áreas prospectivas para la extracción de gas. 

Dicho estudio se elaboró en base a una primera fase comprendida por análisis de los registros 

de los pozos verticales, observadores y estratigráficos presentes en el campo de Petrocedeño y 

por una segunda fase relacionada a los datos sísmicos. El trabajo realizado a partir de datos 

petrofísicos representan mediciones directas que proporcionan la información más segura y 

confiable en el campo; mientras que los datos sísmicos representan mediciones indirectas del 

subsuelo que, al ser correlacionadas con los datos de pozos forman una herramienta indispensable 

para la caracterización de eventos en el subsuelo, ya sean estructurales, estratigráficos, litológicos 

o presencia de acumulaciones de fluidos de formación (hidrocarburos). 

Los registros petrofísicos fueron utilizados de manera tal que en ellos sólo se desplegaron las 

curvas que nos permitan la caracterización de gas, tomando en cuenta que una buena 

interpretación petrofísica sólo se logra si las curvas desplegadas proporcionan la información 

suficiente a la respuesta buscada. En este campo se cuenta con una densa información de pozos 

1

con registros petrofísicos, puesto que en su gran mayoría se despliegan las curvas que permiten la 

realización de un buen perfil que caracteriza de forma puntual la imagen del subsuelo. 

La sísmica se correlacionó con la información suministrada por los pozos para hallar un 

comportamiento más extenso y no puntual de presencia de gas. Fue a través de la sísmica como 

pudimos recrear arealmente extensiones de gas en el nivel de estudio. 

Este proyecto estuvo asignado como pasantía larga dentro de la empresa Petrocedeño S. A., la 

cual es una operadora petrolera conformada por la estatal venezolana PDVSA (con una 

participación del 60%), TOTAL de Francia (30.3%) y Statoilhydro de Noruega (9.7%). Esta 

empresa se dedica a la exploración, extracción, producción, mejoramiento y comercialización de 

crudo. 

Es una empresa verticalmente integrada, que produce 200 MBD de crudo extrapesado de 8° 

API -provenientes de la Faja del Orinoco. Esta operadora se estableció en la década de los 90, 

como resultado de una decisión del gobierno venezolano, que permitió a PDVSA asociarse con 

empresas extranjeras para el desarrollo de las reservas de la Faja del Orinoco, las cuales se 

estiman en 235 mil millones de barriles de crudo extrapesado.. 

2

CAPÍTULO 1 

MARCO TEÓRICO 

Este capítulo muestra los conceptos básicos de geociencias relacionados al estudio realizado 

dentro de un área con presencia de hidrocarburos perteneciente a Venezuela, con un ambiente de 

sedimentación característico 

1.1 Aspectos Sedimentológicos 

1.1.1 Ambiente Sedimentario 

Un ambiente sedimentario es un área de la superficie de la tierra donde el sedimento es 

depositado. Puede ser distinguido de otras áreas sobre la base de sus características físicas, 

químicas, y biológicas. (Gore, J. W., 2004). 

1.1.1.1 Clasificación 

Según Fraser (1989), los ambientes sedimentarios se clasifican en: 

• Ambientes Continentales 

• Fluvial 

• Desértico 

• Lacustre 

• Glacial 

• Volcaniclástico 

• Ambientes Transicionales 

• Deltaico 

• Lagunar

• Estuario 

• Playa 

• Barras de Arena 

• Planicie de Marea 

• Ambientes Marinos 

• Plataforma Carbonática 

• Plataforma Siliciclástica 

• Abanico Submarino 

• Llanura Abisal 

Dentro de los ambientes transicionales se encuentra el ambiente deltaico, el cual es el estudiado 

en este trabajo puesto que la Formación Oficina está estructurada por un Mioceno medio a tardío 

caracterizado por este tipo de ambiente de sedimentación. (PDVSA, 2007). 

1.1.2 Ambiente Deltaico 

Un delta se forma cuando un río cargado de sedimentos entra a un cuerpo de agua, perdiendo de 

esta manera su capacidad de carga o transporte de sedimento. En general, la forma del depósito 

deltaico depende de: 

• La relación de densidades entre el agua proveniente del río y la del cuerpo de agua en la 

cual el río desemboca. 

• La capacidad de los procesos marinos, olas y mareas para retrabajar la carga sedimentaria 

aportada por el río. (Bhattacharya y Walker, 1992 en Arostegui G. y Machillanda C., 

1999). 

1.1.2.1 Constitución de un delta 

Un delta está constituido por tres partes que, de la más cercana al río o más proximal, a la más 

distal o más cercana al mar se denominan (Coleman y Cagliano, 1965) (Figura 1.1): 

4

• Llanura deltaica 

Subárea con un claro dominio del continente. Corresponde a la parte emergida del delta. En ella 

existe un claro predominio de fenómenos fluviales, representados en un momento determinado 

por una serie de canales que delimitan zonas casi llanas o pequeñas depresiones limitadas por los 

márgenes de éstos y ocupadas por pantanos y marismas. 

• Frente Deltaico 

En ella se desarrollan procesos de tipo marino. Corresponde a un ambiente fluvio marino. Si el 

continente avanza sobre el mar, es decir, si el delta prograda por una sedimentación intensa, en el 

frente deltaico se desarrollan una serie de subambientes que se denominan: canal distributario, 

dique subacuático, barra de boca de distributario, barra distal. 

En el caso de que un delta se desarrolle en aguas poco profundas y con un bajo nivel energético 

en el frente deltaico, se desarrollan unas láminas (extensiones delgadas) de arena que cubren 

uniformemente la superficie frontal del delta. 

Figura 1.1: Componentes del ambiente deltaico. 

5

• Prodelta 

Se encuentra permanentemente sumergido y los materiales de procedencia fluvial se hallan 

enteramente afectados por procesos marinos. Estos materiales son los más finos, sedimentados en 

un delta, siendo generalmente lutitas y, a lo sumo, limos. 

1.1.2.2 Clasificación 

La morfología y los patrones de distribución de los sedimentos en deltas modernos muestran 

que existen tres procesos básicos que determinan la geometría y la distribución de las facies 

arenosas en un delta (Galloway, 1975 en Galloway y Hobday, 1996), los cuales son: 

1. Aporte de sedimento 

2. Flujo de energía de las olas 

3. Flujo de energía de las mareas 

En base a estos procesos, Galloway y Hobday (1996) clasificaron a los deltas dominados 

fluvialmente, deltas dominados por olas y deltas dominados por mareas. Sin embargo, muy pocos 

deltas se encuentran dominados por uno sólo de estos procesos, sino que son el reflejo de la 

combinación del impacto entre el proceso constructivo fluvial y los procesos destructivos del 

oleaje y la marea. 

• Deltas dominados fluvialmente 

En un sistema deltaico dominado fluvialmente, la tasa y el volumen de aporte de sedimento 

excede la capacidad de flujo marino. Dependiendo del dominio relativo que tengan los procesos 

constructivos fluviales sobre los destructivos, la geometría de los lóbulos del delta serán 

altamente elongados y digitados a redondeados o lobulares. 

• Deltas dominados por oleaje 

En un sistema deltaico dominado por oleaje, los sedimentos que inicialmente se han depositado 

en la boca de los canales distributarios es retrabajado por el oleaje y redistribuido a lo largo del 

frente deltaico por las corrientes costeras. 

6

• Deltas dominados por mareas 

A medida que los niveles de las mareas incrementan, lo mismo sucede con las corrientes de 

mareas, las cuales modifican la geometría de la desembocadura de los canales distributarios y 

redistribuyen los sedimentos que han depositado en la boca de los mismos. En este caso, al 

contrario de los deltas dominados por oleaje, la dirección del transporte de los sedimentos es 

principalmente perpendicular a la costa, hacia dentro y hacia fuera del canal, sobre un extenso 

prodelta de aguas poco profundas construido por la mezcla y decantación rápida de los 

sedimentos en suspensión. Las barras de desembocadura son retrabajadas como una serie de 

barras elongadas que se extienden tanto dentro de la boca de los canales distributarios como en la 

plataforma del delta subacuático. 

1.2 Aspectos Petrofísicos: 

Dentro de esta sección se hace referencia a todas aquellas definiciones relacionadas a la 

interpretación de la información que nos suministran los registros de pozos. 

1.2.1 Herramientas Para Registros de Pozos 

1.2.1.1 Herramienta de Rayos Gamma (GR) 

Esta herramienta mide la radioactividad natural en las rocas. Todas las rocas, y entre ellas las 

sedimentarias, contienen elementos radioactivos en cantidades variables. Típicamente, las arenas 

limpias contienen una baja cantidad de estos elementos, mientras que las arcillas o lutitas, una 

cantidad considerablemente mayor. (García Sandoval, Eduardo, 1996) 

En la naturaleza, los únicos isótopos inestables que producen una cantidad apreciable de rayos 

gamma a través de su degradación hacia isótopos estables son: El Potasio- 40 (K- 40), el Uranio 

238 (U 238) y el Torio 232 (Th 232). (García Sandoval, Eduardo, 1996). Estos isótopos 

radiactivos emiten rayos gamma que tienen niveles de energía característicos (Figura 1.2).La 

cantidad y energía de estos rayos gamma pueden ser medidos en un detector de centelleo. Este 

dispositivo consiste de un cristal contenido de Ioduro de Sodio activado con Talio y un 

fotomultiplicador. En el cristal, un gamma ray incidente imparte energía a electrones a través del 

7

efecto Compton, absorción fotoeléctrica y par producción, causando un centelleo de luz visible 

que es registrado por el fotomultiplicador y transformado en un pulso eléctrico. La frecuencia y la 

amplitud del pulso eléctrico están relacionadas con el número de rayos gamma y sus niveles de 

energía respectivos. ( ://www.glossary.oilfield.slb.com; García Sandoval, Eduardo, 1996). 

Figura 1.2: Elementos radioactivos. Modificado de García Sandoval, 1996. 

Estas medidas son guardadas dentro de un espectro dividido en 5 ventanas de energía (desde 

W1 hasta W5) que cuentan los pulsos por segundo en cada una de ellas. (Figura 1.3). Estas 

cuentas dependen de las concentraciones de U, Th y K en la formación. La ventana Nº 3 (W3) 

posee valores de energía de alrededor de 1.46 MeV y, por ende, estará afectada por las 

concentraciones de K, puesto que la estabilización de este isótopo se logra a este nivel de energía. 

Mientras que la ventana Nº 5 (W5) dependerá de la concentración de Th y la Nº 4 (W4) de la de 

U. Analizando las cuentas en cada una de las ventanas podemos obtener las concentraciones de 

U, Th y K de la formación. Por otro lado, las ventanas W1 y W2 se utilizan para determinar el 

GR total. (García Sandoval, Eduardo, 1996). 

8

Figura 1.3: Curvas de respuesta de Potasio (K), Torio (Th) y Uranio (U). 

Tomado de García Sandoval, 1996. 

La profundidad de penetración del gamma ray es de 6- 12 pulgadas, siendo mayor para 

formaciones de baja densidad (alta porosidad) que para las de baja densidad. La resolución 

vertical de la herramienta es de aproximadamente 3 pies, dependiendo de la velocidad a la cual se 

corra. 

1.2.1.2 Herramienta de Potencial Espontáneo (SP) 

Esta herramienta básicamente consiste de un electrodo colocado en superficie y otro en el pozo, 

registrándose la diferencia de potencial entre ellos. (Figura 1.4). Una batería de 1.5 voltios es 

incluida para dar un impulso de corriente para llevar al potencial espontáneo (SP) hacia la escala 

requerida. Las herramientas que utilizan galvanómetros (instrumento que detecta y mide el paso 

de corriente) registran únicamente cambios en el potencial, es decir, no proporciona valores 

absolutos. (Rider, 1996). 

9

El potencial espontáneo es un fenómeno que se produce en un pozo cuando el lodo de 

perforación se pone en contacto con las formaciones en el subsuelo, existiendo un contraste de 

salinidades entre el lodo y el agua de formación. (García Sandoval, 1996). 

Figura 1.4: Ilustración del principio del registro de Potencial Espontáneo (SP). Un potencial 

natural es medido entre dos electrodos: uno dentro del pozo y otro en la superficie de la tierra. 

Modificado de Rider, 1996. 

1.2.1.3 Herramienta de Resistividad: 

El circuito básico de las herramientas de resistividad fue establecido por Conrad Schlumberger 

en 1927. Él pasó corriente entre dos electrodos en la tierra y midió la caída de potencial entre 

ellos. Las herramientas modernas son considerablemente más complejas, debido a que las 

corrientes emitidas son enfocadas. Las corrientes enfocadas son menos propensas a los efectos de 

hoyo y pueden ser dirigidas hacia áreas específicas de la formación. 

Los dispositivos de mayor profundidad de investigación están centrados al hoyo, mientras que 

los dispositivos de investigación somera se sitúan sobre un patín que presiona en contra de la 

pared del hoyo. 

10

Una herramienta de inducción básica consiste de una bobina emisora y una bobina receptora 

separadas a lo largo de la longitud de la herramienta por una sección eléctricamente aislada. Una 

corriente constante es aplicada hacia la bobina transmisora, la cual crea un campo magnético 

alrededor de la herramienta que al mismo tiempo induce corriente a la formación, siguiendo un 

patrón circular alrededor de la herramienta. Estas corrientes crean su propio campo magnético e 

induce una corriente alterna en la bobina receptora. 

Las herramientas de resistividad sólo pueden funcionar en hoyos con lodo de perforación 

conductivo, es decir, con lodo mezclado con agua salada (alto contenido de clururo de sodio, 

NaCl). Estas herramientas no pueden ser corridas con el uso de lodos mezclados con aceite o 

agua dulce. (Rider, Malcom, 1996). 

1.2.1.4 Herramienta de Densidad Compensada 

Esta herramienta proporciona la densidad de masa del estrato mediante el registro de la 

densidad electrónica (ρe) de la formación al medir la atenuación de rayos gamma entre una 

fuente y un detector. Dicha densidad electrónica (electrones/cc) es una función del número de 

electrones que contiene la formación, la cual es muy semejante a la densidad común (g/cc). 

(Rider, Malcom, 1996). 

Una fuente y dos detectores están situados en una barra de aproximadamente 3 pies de largo, la 

cual en el momento de la medición es forzada contra la pared del hoyo por un brazo hidráulico. 

Los rayos Gamma son emitidos continuamente por una fuente con energías de 0.66 MeV 

provenientes de Cesio-137 que son canalizados en la formación, sufriendo múltiples colisiones 

con electrones que los hacen perder energía y moverse en todas las direcciones (efecto Compton). 

Cuando la energía decae por debajo de 0.1 MeV, los rayos gamma mueren por un proceso 

llamado absorción fotoeléctrica. (García Sandoval, Eduardo, 1996) 

La fuente emite una nube de rayos gamma cuyo tamaño va a depender de la densidad 

electrónica de la formación, es decir, de sus propiedades difusivas. Esta nube se encoge cuando la 

densidad en la formación aumenta y se expande cuando ésta disminuye. (García Sandoval, 

Eduardo, 1996). 

11

El detector de largo espaciamiento y más lejano a la fuente, genera un pulso eléctrico discreto 

por cada rayo gamma incidente, de tal manera que cuando este detector registra más pulsos es 

debido a que la nube de rayos gamma se expande, y menos cuando ésta se contrae. De tal forma, 

la rata de pulsos depende sólo de la densidad electrónica de la formación, es decir, a mayor 

densidad electrónica, menor es la rata de pulsos y viceversa. (García Sandoval, Eduardo, 1996) 

El detector de corto espaciamiento y más cercano a la fuente, tiene como función compensar los 

resultados del detector de largo espaciamiento por los efectos de costra de barro no desplazada 

por el patín y por la rugosidad del hoyo que interpone lodo entre el patín y la formación. La rata 

de pulsos es también inversamente proporcional a la densidad electrónica de la formación pero 

con una menor profundidad de investigación. (García Sandoval, Eduardo, 1996) 

1.2.1.4.1 Efecto Compton: 

Es una interacción de rayos gamma en la cual los rayos gamma colisionan con un electrón, 

transfiriéndole parte de su energía a éste (Figura 1.5). En formaciones sedimentarias, el efecto 

Compton ocurre con alta probabilidad en rayos gamma de energía intermedia, entre 75 keV y 10 

Mev. Cuando un haz de rayos gamma atraviesa un material, la reducción total de éste debida al 

efecto Compton depende de la densidad de electrones del material: a mayor densidad, mayor será 

la reducción o absorción de rayos gamma por el material. Esta es la base de los registros de 

densidad. ( ://www.glossary.oilfield.slb.com). 

12

1.2.1.4.2 Absorción fotoeléctrica 

Figura 1.5: Efecto Compton 

Una interacción de rayo gamma en la cual éste es totalmente absorbido por un electrón. Si la 

energía transferida excede la energía del átomo, el electrón será expulsado. Normalmente este 

electrón es reemplazado por otro dentro del material y una característica del rayo X será emitida 

con una energía dependiente del número atómico del material. (Figura 1.6). 

Figura 1.6: Efecto de absorción fotoeléctrica. Modificado de http://www.monografias.com 

13

1.2.1.5 Herramienta de Neutrón Compensado 

Esta herramienta consiste de una fuente y dos detectores. La fuente está localizada cerca del 

extremo inferior de la herramienta, bombardea hacia la formación neutrones rápidos con una 

energía aproximada de 5MeV que viajan en todas direcciones. Ambos detectores se encuentran 

sobre la fuente espaciados a ½ pie, registran neutrones con energías termales o muy bajas (0,025 

MeV). (García Sandoval, Eduardo, 1996). El detector cercano a la fuente solamente es capaz de 

registrar energías muy bajas o termales (0,025 MeV), mientras que el detector lejano es capaz de: 

medir energías termales, con más baja densidad de neutrones, energías epitermales, con energía 

por encima de la termal, o de captura de rayos gamma, sensible a rayos gamma producidos por 

absorción de neutrones termales en sus proximidades. (Rider, 1996). 

Los neutrones son partículas neutras que poseen una masa idéntica al átomo de hidrógeno. Al 

ser emitidos con alta energía hacia una formación, colisionan con los núcleos de los elementos 

que la constituyen, perdiendo de esta forma una cierta cantidad de energía en cada choque. Dicha 

pérdida depende no sólo de la masa nuclear del elemento con el cual chocan, sino también del 

tipo de interacción que se produce: ya sea cuando colisionan con un núcleo de masa similar como 

el hidrógeno (efecto billar), en donde los neutrones se desaceleran o se detienen; o cuando 

colisionan con núcleos de masa mayor, en donde los neutrones pierden de forma parcial su 

energía. (García Sandoval, 1996) 

Mientras mayor sea el contenido de hidrógeno en la formación, más pequeña será la nube de 

neutrones alrededor de la fuente, y viceversa. De esta forma, la rata de pulsos registrada por el 

detector varía inversamente con la porosidad, puesto que, el hidrógeno en formaciones limpias 

está contenido en su espacio poroso. 

La profundidad de investigación de la herramienta de neutrón es generalmente pequeña, de 

aproximadamente 15- 25 cm (6’’- 10’’), por lo tanto, con una velocidad promedio de registro se 

considera una resolución mínima de 1 m (3 ft). 

14

1.2.2 Registros de Pozos 

Se definen como aquellos registros de una o más medidas físicas como función de la 

profundidad en el pozo. (Sheriff, 2001). 

1.2.2.1 Registros Convencionales de Pozos 

Son aquellos que provienen de mediciones directas hechas a lo largo de una formación 

atravesada por el pozo, empleando para ello herramientas mecánicas cuyo principio de 

funcionamiento y calibración depende de la propiedad física que se desea medir. Dentro de esta 

clase de registros se encuentran: 

1.2.2.1.1 Registro de Rayos Gamma: 

El registro de rayos gamma fue el primer registro nuclear de pozo y fue introducido al mercado 

comercial a finales de la década de 1930. 

Este registro está plasmado dentro de la pista Nº 1, en unidades API, usualmente desde 0 a la 

izquierda hasta un valor de 150 comúnmente. Cada una de ellas corresponde a 1/200 de la 

respuesta generada por una formación artificial que contiene cantidades conocidas y precisas de 

Uranio, Torio y Potasio (U, Th y K), mantenida por el American Petroleum Institute (API). Por 

diseño, esta calibración standard posee el doble de la actividad generada por una lutita promedio, 

la cual se considera que contiene 6 ppm de U, 12 ppm de Th y 2% de K. 

El registro GR puede distinguir zonas limpias de arcilla por el hecho de que los elementos 

radioactivos tienden a ser abundantes en las lutitas, las cuales son impermeables, y mucho menos 

abundantes en las arenas, los cuales generalmente son permeables. Por lo tanto, valores bajos en 

el registro de GR se asocian a presencia de arena y valores altos cuando hay presencia de lutita. 

Este registros también es usado para correlación entre pozos. (Modificado de 

://www.glossary.oilfield.slb.com). 

15

1.2.2.1.2 Registro de Potencial Espontáneo: 

De igual forma que el GR, este registro se despliega en la pista Nº 1. El potencial espontáneo es 

realmente el diferencial generado en el pozo como resultado de corrientes generadas que fluyen a 

través del fluido de perforación. Lejos de la interfase entre la lutita y la zona permeable no hay 

flujo de corriente, y por lo tanto, el potencial es constante. Cuando nos acercamos a esta interfase, 

encontramos flujo de corriente que causa un potencial negativo con respecto a la lutita. Posterior 

a la interface lutita- arena, el flujo es máximo, así que el cambio de potencial es mayor. Más allá 

de esta interface, la densidad de corriente decrece, yendo gradualmente a cero, de tal manera que 

si la formación permeable es gruesa, el potencial se hará constante y muy cercano al valor de SP 

estático (SSP), cuyo valor es medido relativo a la línea base de lutita. A medida que nos 

acercamos a la otra interface arena- lutita, ocurre la situación opuesta. 

La corriente buscará el camino de menor resistencia reflejado por la forma de la curva SP, de 

tal manera que, para una formación dada, las curvas de SP se extenderán hacia afuera hasta el 

punto de que la resistencia de la formación, es despreciable con respecto a la resistencia en el 

hoyo. De esta forma, cuando la relación de la resistividad de la formación con respecto a la del 

lodo es alta, la corriente se esparcirá y los límites de la capa estarán mal definidos. Al contrario, 

cuando la relación es baja, los límites estarán muy bien definidos. 

1.2.2.1.3 Registro de Resistividad: 

Esta herramienta mide la resistividad de la formación, es decir, la resistencia al paso de 

corriente eléctrica. La mayoría de los materiales rocosos son esencialmente aisladores, pero 

cuando contienen fluidos son conductores. Los hidrocarburos son la excepción de fluidos 

conductivos, y por lo contrario, ellos son infinitamente resistivos. Cuando una formación porosa 

contiene agua salada, la resistividad será baja. Cuando la misma formación contiene 

hidrocarburo, la resistividad será muy alta. Es este el carácter que es expresado en los registros de 

resistividad: altos valores de resistividad pueden indicar formaciones porosas con contenido de 

hidrocarburo. (Rider, 1996). 

16

1.2.2.1.4 Registro de Densidad: 

Consiste en un registro contínuo de la densidad aparente de una formación. Esta es la densidad 

total de una roca incluyendo matriz y fluido contenido en los poros. Este registro se despliega en 

la pista Nº 3. 

Cuantitativamente, el registro de densidad es usado para calcular porosidad e indirectamente, 

densidad de hidrocarburo. Cualitativamente es usado como indicador de litología, para indicar 

ciertos minerales, sobrepresiones y porosidad de fractura. (Rider, 1996). 

Para herramientas modernas de registro de densidad, la profundidad de investigación puede ser 

de 4 pulgadas, lo que implica que la resolución vertical de la herramienta es muy buena. Con 

velocidades promedio de registros (400m/h ó 1300ft/h), la densidad puede ser leída para capas 

menores a 2 pies. 

1.2.2.1.4.1 Registro de Densidad en Presencia de Gas: 

El registro de densidad es usado para calcular porosidad y con dificultad, la densidad de 

hidrocarburo. Porosidades erróneas pueden ser calculadas cuando la densidad del fluido cambia, 

puesto que, la ecuación que calcula la porosidad de una formación viene dada por: 

φ= (ρma - ρb)/ (ρma - ρf), 

siendo ρma la densidad de la matriz, ρb l densidad aparente y ρf a densidad de fluido. 

Si la formación está saturada de gas (0,0007 g/cc), la densidad de fluido cae dramáticamente en 

comparación a formaciones con contenido de agua dulce (1,0 g/cc) o con agua salada (1,1 g/cc), 

por lo tanto, el registro lee densidades bajas, y por ende, porosidades más altas. 

1.2.2.1.5 Registro de Neutrón: 

El registro de neutrón proporciona un registro continuo de la reacción de la formación ante el 

bombardeo de neutrones. Es acotado en términos de unidades de porosidad neutrón, la cual está 

17

elacionada al índice o riqueza de hidrógeno en la formación. La curva de neutrón en el registro 

se despliega en la pista Nº 3 junto con la curva de densidad. 

Las formaciones modifican los neutrones rápidamente cuando ésta contiene abundantes núcleos 

de hidrógeno, que dentro del contexto geológico éstos son suministrados por el agua ( ). Este 

registro mide principalmente el contenido de agua dentro de la formación. La porosidad neutrón 

es la porosidad real en la roca reservorio, por lo que otras litologías deben ser corregidas por 

factores de conversión. 

Cuantitativamente, el registro de neutrón es usado para medir porosidad. Cualitativamente, es 

un excelente discriminador entre gas y petróleo. Geológicamente puede ser usado para identificar 

litologías gruesas, evaporitas, minerales hidratados y rocas volcánicas. Cuando se combina con el 

registro de densidad en escalas compatibles, es uno de los mejores indicadores de litología. 

1.2.2.2 Registros de Pozos No Convencionales 

Provienen de cálculos realizados sobre los registros convencionales mediante fórmulas o 

algoritmos matemáticos que definen un parámetro elástico o una propiedad física y su variación a 

lo largo del pozo. Como ejemplos de este tipo de registros estan la serie de reflectividad y el 

registro de impedancias acústicas. 

1.3 Aspectos Estratigráficos 

1.3.1 Estratigrafía 

Rama de la Geología que estudia las rocas teniendo en cuenta la secuencia temporal y los 

materiales que la constituyen. 

1.3.2 Columna Estratigráfica 

Sucesión vertical de rocas sedimentarias existentes en una determinada área. Es a través de la 

correlación entre columnas como podemos observar el perfil estratigráfico entre ellas. 

18

1.3.3 Perfil Estratigráfico 

Se realiza a partir de datos de perforaciones, de datos de prospección geofísica (datos 

indirectos), o bien de cortes naturales o artificiales del terreno que muestran las rocas que 

conforman la columna estratigráfica, mediante los cuales se puede reconstruir la estratigrafía del 

subsuelo, acorde con la profundidad que demanda el proyecto. 

1.3.4 Secciones de Correlación de Pozos 

Consisten en comparar la información existente entre diferentes pozos, para identificar en corte 

las relaciones geológicas (por ejemplo, estructurales o estratigráficas) de las unidades de roca del 

subsuelo en un área de estudio o de exploración. 

1.3.4.1 Secciones de Correlación Estructural 

Una sección estructural busca mostrar la posición real que tienen las unidades estratigráficas y 

las estructuras que las afectan en el subsuelo. Con estas secciones también se estudia la trampa, 

además permiten trazar el contacto de fluido existente en el reservorio. 

1.3.4.2 Secciones de Correlación Estratigráfica 

Con este tipo de secciones se pretende mostrar la situación que existía al final de la 

depositación de determinada secuencia sedimentaria, con el propósito de visualizar su 

continuidad lateral. 

1.3.5 Contacto de Fluido 

Es la interfaz que separa fluidos de densidades diferentes en un reservorio. El contacto entre 

fluidos es por lo general gradual más bien que agudo, formando una zona de transición de 

mezclas de fluidos. Un reservorio con varios fluidos se dividirá según la densidad de los fluidos 

contenidos, con el gas en el tope, petróleo en el medio y el agua abajo. (Figura 1.7). 

19

1.3.5.1 Tipos de Contactos 

1.3.5.1.1 Contacto Agua- Gas 

Una superficie límite en un reservorio, encima del cual predomina la existencia de gas y abajo 

predomina la existencia de agua. El gas y el agua son algo miscibles, por lo que el contacto entre 

gas y agua no necesariamente es agudo y hay típicamente una zona de transición entre 100% gas 

y 100 % agua. 

1.3.5.1.2 Contacto Petróleo- Gas 

Una superficie límite en un reservorio, en el cual por encima hay presencia de gas y por debajo 

presencia de petróleo. El gas y el petróleo son miscibles, por lo que el contacto entre el gas y el 

petróleo es transicional, formando una zona que contiene una mezcla de gas y petróleo. 

1.3.5.1.3 Contacto Agua- Petróleo 

Una superficie límite en un reservorio, en donde por encima de éste predomina la existencia de 

petróleo y por debajo la existencia de agua. Aunque el agua y el petróleo son inmiscibles, el 

contacto entre ellos es comúnmente una zona de transición y usualmente hay agua irreducible 

absorbida por los granos en la roca y petróleo inmovible que no puede ser producido. 

20

Figura 1.7: Ilustración de los tipos de contactos de fluidos existentes en reservorios. 

1.4 Aspectos Sísmicos: 

1.4.1 Datos Sísmicos: 

1.4.1.1 Procesamiento Sísmico 

Tomado ( ://www.glossary.oilfield.slb.com 

Modificación de datos sísmicos para suprimir ruido, realzar la señal y migrar eventos sísmicos 

a la posición apropiada en el espacio. El procesamiento sísmico proporciona una mejor 

interpretación ya que son más aparentes las estructuras en el subsuelo y las geometrías de 

reflexión. 

21

1.4.1.2 Conversión a Profundidad 

Es el proceso de transformar datos sísmicos de una escala de tiempo (el dominio en el cual ellos 

son adquiridos) a una escala de profundidad para proporcionar una imagen de la estructura del 

subsuelo independiente de la velocidad. La conversión de profundidad, idealmente, es un proceso 

iterativo que comienza con un procesamiento sísmico apropiado, análisis de velocidades sísmicas 

y estudio de datos de pozos para refinar la conversión. 

1.4.1.3 Sección Sísmica 

Despliegue de datos sísmicos a lo largo de una línea, tal como un perfil sísmico 2D o un perfil 

extraído de un volumen de datos sísmicos 3D. Una sección sísmica consiste de numerosas trazas 

ubicadas a lo largo del eje x vs un eje y expresado en tiempo doble de viaje (two- way traveltime 

o TWT) de la onda o en profundidad. 

1.4.1.3.1 Sección Sísmica en Profundidad 

Despliegue de datos sísmicos con una escala de unidades de profundidad en vez de tiempo a lo 

largo del eje vertical (eje y). La migración de los datos en la etapa de procesamiento sísmico debe 

ser cuidadosa para tener posteriormente una conversión en profundidad de calidad y, así poder 

tener secciones de profundidad coherentes. 

1.4.1.4 Interpretación Sísmica 

Es el análisis de datos sísmicos para generar razonables modelos y predicciones acerca de las 

propiedades y estructuras del subsuelo. La interpretación de datos sísmicos en el principal interés 

de geofísicos. 

1.4.1.5 Reflexión Sísmica 

Se refiere a la energía sísmica o señal que retorna desde una interfaz de contraste de 

impedancias acústicas, conocida como reflector. Los estudios de reflexiones sísmicas son usados 

para trazar mapas de estructuras geológicas en el subsuelo, interpretación de ambientes 

22

sedimentarios y evaluación de acumulaciones de hidrocarburo que podrían ocurrir como 

anomalías de amplitud. 

1.4.1.5.1 Reflector Sísmico 

Se refiere a la interfaz entre dos capas con un contraste acústico. Representa cambios en la 

litología, fallas o inconformidades. 

1.4.1.6 Horizonte 

Una interfaz que podría ser representada por una reflexión sísmica, como el contacto entre dos 

cuerpos rocosos que tienen velocidades sísmicas diferentes, densidad, porosidad, contenido de 

fluidos o todos ellos. 

1.4.1.6.1 Rebanada de Horizonte 

Mejor conocida como “slice” de horizonte. Se refiere a la vista en planta o mapa de una 

reflexión particular en un estudio sísmico 3D (cubo sísmico). Los slices son despliegues 

convenientes para la inspección visual de atributos sísmicos, especialmente amplitud. 

1.4.1.7 Atributos Sísmicos 

Son medidas derivadas de datos sísmicos, usualmente basados en medidas de tiempo, amplitud, 

frecuencia y/o atenuación. Los atributos pueden ser medidos en un instante de tiempo o en una 

ventana de tiempo, así como pueden ser medidos por una sola traza sísmica o por un conjunto de 

ellas sobre una superficie interpretada a partir de datos sísmicos. Generalmente, las medidas 

elaboradas en tiempo se relacionan a estructuras, las amplitudes y frecuencias se basan en 

estratigrafía y caracterización de reservorios. Los atributos no son generalmente independientes, 

son correlacionados con algunas propiedades físicas de interés. La principal utilidad de los 

atributos es que a veces permiten ver características, relaciones y patrones que por otros medios 

no pueden ser notados. Modificado de Sheriff, 2001. 

23

1.4.1.7.1 Facies 

Conjunto de caracteres petrográficos y paleontológicos que definen un depósito o una roca. Se 

habla de microfacies cuando los diferentes caracteres aparecen únicamente en escala 

microscópica. Las facies de un estrato permiten reconstruir el medio en el que ha sido depositado. 

Existen diferentes formas de representar las características de los estratos, éstas son: litofacies, 

biofacies, sismofacies, electrofacies, etc. 

1.4.1.7.1.1 Facies Sísmicas 

Se basan en la reflexión de las ondas sísmicas al atravesar las rocas y sedimentos del subsuelo. 

Miden la velocidad, continuidad, amplitud y frecuencia de las ondas sísmicas, cuyos límites 

forman unidades , cartograbiables en 2D y 3D. Son la configuración de reflexión, que registra los 

patrones de estratificación, procesos erosivos y depositacionales, canales complejos y 

deformaciones contemporáneas a la sedimentación. Líneas con reflexión continua marcan 

continuidad en la sedimentación, y sus cambios pueden reflejar contrastes de facies. 

Las facies sísmicas o sismofacies, vienen controladas por las geometrías de las superficies de 

estratificación, el espesor de los estratos y la litología. Las facies sísmicas se pueden agrupar en 

secuencias sísmicas o unidades sismo- estratigráficas, que representan sistemas depositacionales 

contemporáneos. 

1.4.1.7.1.1.1 Redes Neuronales y Facies Sísmicas 

Es un proceso de inteligencia artificial, el cual trata en el reconocimiento de un patrón. Este 

busca la repetición de patrones de trazas y construcción de patrones típicos (modelos) que son 

representativos dentro del conjunto entero de data. 

Este método desarrolla las formas de las trazas sísmicas dentro del mapa de facies, basado en 

la organización interna de la data de entrada. Específicamente, se trata de un método que toma las 

formas de las trazas contenidas en un intervalo sísmico para ser analizadas a través de redes 

neuronales, las cuales construyen una serie de modelos de trazas que mejor representan a la 

diversidad de formas de trazas observadas a través de la data sísmica. 

24

El análisis de facies sísmicas usando redes neuronales, basado en el reconocimiento de la traza 

sísmica como una neurona, es en función de todos los parámetros de reflexión interna. Este 

análisis representa un atributo que tiene como ventaja la evaluación rápida de un amplio volumen 

de datos, proporcionando respuestas de estructuras estratigráficas altamente prospectivas, tales 

como: canales de arena, abanicos de rotura, barras de meandros, turbiditas, etc. 

1.4.1.8 Resolución 

Se refiere a la habilidad de distinguir entre dos puntos separados u objetos, tales como 

secuencias estratigráficas en una sección sísmica. Altas frecuencias y cortas longitudes de onda 

proporcionan una mejor resolución vertical y lateral. El procesamiento sísmico puede afectar 

ampliamente la resolución. 

1.4.1.8.1 Resolución Sísmica Vertical 

La resolución sísmica vertical se relaciona con qué tan cerca pueden ser distinguidos dos puntos 

verticalmente (Yilmaz, 1987). La resolución vertical puede ser también definida como la mínima 

separación necesaria entre reflectores continuos para poder definir interfases separadas, de tal 

manera que pueda ser distinguida una interfase como una interfase aislada. (Sheriff, 1974). 

El Criterio de Rayleigh dice que la medida sísmica es la longitud de onda. Para que dos 

interfases puedan ser distinguidas, ellas deben tener un espesor no mayor a un cuarto de longitud 

de onda (1/4 λ). Este representa el espesor donde el criterio de interpretación cambia (AAPG 

Explorer, Geophysical Corner). 

1.4.1.8.1.1 Efecto de Acuñamiento o Efecto Tunning 

Un fenómeno de interferencia constructiva o destructiva de ondas de eventos o reflexiones con 

corto espaciamiento. En un espacio de menos de un cuarto de la longitud de onda (λ/4), las 

reflexiones se someten a interferencia constructiva, produciendo evento con alta amplitud. En un 

espacio mayor a λ/4, el evento comienza a ser visto como dos eventos separados. El espesor de 

25

acuñamiento es el espesor de la capa en la cual dos eventos comienzan a no poder ser 

distinguidos. 

1.4.1.9 Amplitud 

Se refiere a la diferencia entre el desplazamiento máximo de una onda y el punto de no 

desplazamiento, o el punto nulo. (Figura 1.8). 

1.4.1.9.1 Atenuación 

Pérdida de energía o de amplitud de las ondas cuando pasan a través de medios. Las ondas 

sísmicas pierden su energía ya sea por absorción, reflexión y refracción en interfaces, divergencia 

esférica o extensión de la onda. 

1.4.1.9.2 Anomalía de Amplitud 

Un incremento abrupto en la amplitud sísmica que puede indicar la presencia de hidrocarburos, 

aunque tales anomalías también puedan resultar de problemas de procesamiento de los datos 

sísmicos, enfoques geométricos o de velocidad, o cambios en la litología. Las anomalías de 

amplitud que indican la presencia de hidrocarburos pueden resultar de cambios repentinos de la 

impedancia acústica, como cuando una arena saturada de gas infrayace a una lutita, y en este 

caso, el término es usado como indicador de hidrocarburo. 

1.4.1.9.2.1 Punto Brillante o “Bright Spot” 

Se refiere a una anomalía de amplitud sísmica o amplitud alta que puede indicar la presencia de 

hidrocarburo. Los puntos brillantes resultan de grandes cambios de la impedancia acústica y del 

efecto de acuñamiento, como cuando una arena saturada de gas infrayace a una lutita, pero 

también puede ser causado por otros fenómenos que además de la presencia de hidrocarburos, 

como un cambio de litología. El término es frecuentemente usado como indicador de 

hidrocarburo. 

26

1.4.2.0 Frecuencia 

La razón de repetición de longitudes de ondas de ondas sísmicas medidas en ciclos por segundo 

o Hertz. Las frecuencias sísmicas típicas registradas están en un rango entre 5 a 100 Hertz. 

Figura 1.8: Ilustración que describe las amplitudes que pueden existir en una onda. 

Modificado de ( ://www.glossary.oilfield.slb.com 

27

1.4.2.0.1 Espectro de Frecuencia 

Despliegue de características de un tren de ondas o trazas como una función de la frecuencia. 

Comúnmente se realiza un espectro de amplitudes en la sísmica como una función de la 

frecuencia. 

1.4.2.1 Velocidad 

Es una propiedad de la distancia media dividida entre el tiempo de viaje. La velocidad puede 

ser determinada por medidas de laboratorio, registros acústicos, perfiles sísmicos verticales o de 

análisis de velocidad de datos sísmicos. La velocidad en el subsuelo puede variar verticalmente, 

lateralmente y azimutalmente en medios anisotrópicos como las rocas, y tiende a aumentar con la 

profundidad en la Tierra debido a que a mayor profundidad mayor es la compactación de las 

rocas y, por ende, menor su porosidad. 

1.4.2.1.1 Mediciones a Partir de Tiros de Verificación o Check Shots 

Representan un tipo de datos sísmicos adquiridos desde el pozo, diseñados para medir el tiempo 

de viaje de la onda desde la superficie hasta una profundidad conocida. Estos datos pueden ser 

correlacionados con otros datos sísmicos medidos desde la superficie corrigiendo los registros 

sónicos y generar un sismograma sintético que confirme o modifique interpretaciones sísmicas. 

1.4.2.1.2 Estudios de Velocidad 

Mediciones usadas para determinar velocidad promedio versus profundidad, como un registro 

acústico o estudios de check shot. 

1.4.2.1.3 Velocidad Promedio 

Es la profundidad dividida entre el tiempo de viaje de una onda a esa profundidad. Es 

comúnmente calculada asumiendo un camino vertical y capas paralelas, condiciones que son 

completamente idealizadas comparadas a aquellos encontrados en la Tierra. 

28

1.4.2.1.4 Anomalía de Velocidad 

Característica en los datos sísmicos que resulta de cambios en la velocidad, tanto vertical como 

lateralmente. Tirón hacia arriba (”pull up”) y empuje hacia abajo (“empuje hacia abajo”) son 

ejemplos comúnes de anomalías de velocidad. 

1.4.2.1.4.1 Empuje Hacia Abajo o “Push- Down” 

Un fenómeno de velocidades sísmicas relativas de estratos en donde una capa somera o alguna 

característica con una baja velocidad sísmica (por ejemplo, un diapiro de arcilla o chimenea de 

gas) rodea a una roca con una velocidad sísmica más alta, causando que una estructura se 

encuentre más abajo de lo que realmente está. Los indicadores de hidrocarburo pueden mostrar 

estos “push- down” debido a que la velocidad de la onda en el hidrocarburo es mucho menor que 

la de la roca. (Figura 1.9) 

Figura 1.9: Ilustración de un reflector sísmico mostrando la presencia de anomalías de velocidad 

a través de push down del reflector, lo cual se muestra antes del procesamiento sísmico. Posterior 

a ello tal anomalía debe estar corregida. Tomado de ( ://www.glossary.oilfield.slb.com 

1.4.2.1.4.1.1 Chimenea de Gas 

Una salida de gas desde el subsuelo proveniente de una acumulación de hidrocarburo mal 

sellada. El gas puede hacer que rocas a su alrededor tengan una baja velocidad. Las chimeneas de 

gas son visibles en datos sísmicos como áreas de datos de poca calidad o colinas de empuje 

(push- down). 

29

2.1 Ubicación del Área de Estudio: 

CAPÍTULO 2 

UBICACIÓN GEOGRÁFICA Y MARCO GEOLÓGICO: 

El área de estudio pertenece a la empresa Petrocedeño, se encuentra localizada en el centro- 

oriente de Venezuela, específicamente en la Faja del Orinoco, dentro del bloque Junín (conocido 

anteriormente como Zuata), al Sur del Estado Anzoátegui, con un área asignada de 

aproximadamente 400 . (Figura 2.1). 

El intervalo a estudiar pertenece a la Formación Oficina, cubriendo las profundidades más 

someras del campo de Petrocedeño, de base a tope: 

• Unidad I, Miembro Morichal, unidad estratigráfica informal A. 

• Unidad II, Miembro Yabo 

• Unidad III, Miembro Jobo y Pilón 

2.2 Geología Regional 

2.2.1 Cuenca Oriental de Venezuela 

La Cuenca Oriental de Venezuela es una depresión topográfica y estructural ubicada en la 

región Centro- Este del país. Esta depresión tiene una longitud aproximada de 800 kilómetros en 

sentido Oeste- Este, un ancho promedio de 200 kilómetros de Norte a Sur y un área aproximada 

de 165000 . Comprende los estados Anzoátegui, Monagas, Guárico, Delta Amacuro, y parte de 

Sucre; prolongándose hasta la plataforma deltaica y Sur de Trinidad. Topográficamente se 

caracteriza por extensas llanuras y una zona de mesas en Anzoátegui y Monagas.

Figura 2.1: Ubicación geográfica del área en estudio. 

La Cuenca Oriental de Venezuela es una gran depresión asimétrica limitada al Sur por el borde 

Septentrional del Cratón de Guayana, al Norte por el Cinturón móvil de las Serranías del Interior, 

Central y Oriental; y al Oeste por el levantamiento de El Baúl. Hacia el Este se extiende costa 

afuera en la Plataforma Deltana, así el flanco Sur se encuentra inclinado ligeramente hacia el 

Norte y el flanco Norte más tectonizado y con mayor buzamiento. (Figura 2.2). 

31

Figura 2.2: Marco geológico regional para la sedimentación en Venezuela (Cuencas de 

Maracaibo, Falcón, Barinas- Apure y Oriental) durante el Mioceno y Plioceno. 

Tomado de WEC, 1997. 

La Cuenca Oriental de Venezuela ha sido dividida en 7 subregiones en función del tipo de 

acumulación de hidrocarburo y /o los rasgos geológicos que la definen. (Figura 2.3). Estas 

regiones son: 

• Área Mayor de Oficina 

• Norte de Anzoátegui 

• Norte de Monagas 

• Guárico 

• Área de Temblador 

• Delta 

• Faja Petrolífera del Orinoco 

Las principales formaciones productoras presentes en la Cuenca Oriental son la Formación 

Oficina y Formación Merecure, la cuales fueron sedimentadas en ambientes transgresivos sobre 

el flanco Sur de la cuenca, y presentan muy bajo relieve en ambientes de llanuras deltaicas con 

32

extensas áreas pantanosas, abundante vegetación, intercalaciones de aguas salobres y sistemas de 

caños con dirección generalizada al Norte y ocasionales incursiones de aguas marinas. Presenta 

un engrosamiento de las formaciones de Sur a Norte y desaparición de las arenas hacia el Noreste 

(González de Juana, 1980). (Figura 2.4). 

Figura 2.3: Mapa de ubicación de la cuencas petrolíferas de Venezuela. 

Note la ubicación de la Faja del Orinoco dentro de la Cuenca Oriental de Venezuela. 

Tomado de Pérez et al. (1980). 

Figura 2.4: Sección estructural de la Cuenca Oriental, con dirección Norte- Sur. 

Tomado de TOTAL, 2005. 

33

La Formación Merecure se depositó sobre la superficie cretácica pleniplanada. Suprayacente a 

dicha unidad se encuentra la Formación Oficina donde en el Área Mayor de Oficina no se 

presentan grandes cambios de los ambientes someros. Luego el proceso de retrogradación hacia 

el Sur con muchas o pocas oscilaciones Norte- Sur se generó la Formación Freites. (Beltrán y 

Quijada, 2001). 

El Área de Oficina presenta casi 100 arenas diferentes con espesores que varían entre 20 y 150 

pies. Algunas de ellas son arenas de canal de longitudes considerables, con un rumbo Norte 

aproximadamente, pero lateralmente no sobrepasa los centenares de metros; las demás arenas se 

extienden por muchos kilómetros cuadrados. (González de Juana, 1980). 

2.2.1.1 Evolución Geodinámica de la Cuenca Oriental de Venezuela: 

La evolución geodinámica de la Cuencia Oriental de Venezuela puede dividirse en cuatro (4) 

episodios principales (Parnaud et al., 1995). (Figura 2.5): 

• Pre- abertura (Pre- Rift) 

• Abertura (Rift) 

• Margen pasivo 

• Cuenca antepais 

• Pre- abertura (Pre- Rift) 

Ocurre durante el Paleozoico temprano en donde los continentes aun permanecían unidos en un solo 

supercontinente: Pangea. La cuenca formaba parte de una extensa cuenca pericratónica que incluye a las 

actuales cuencas Barinas- Apure y de los Llanos Orientales de Colombia. 

En este episodio la Cuenca Oriental está constituida por la cobertura sedimentaria paleozoica por encima 

del basamento ígneo- metamórfico del Precámbrico, ocurriendo la sedimentación de las Formaciones Hato 

Viejo y Carrizal de edad Cámbrico. Estas formaciones cubren la subcuenca de Guárico (Estados Guárico y 

Anzoátegui) y fueron depositadas en un ambiente costero- nerítico. 

La Formación Hato Viejo representa un ambiente transicional, característico de arcosas que pasan a 

areniscas cuarcíferas de colores grises. 

34

La Formación Carrizal está representada por arcilitas homogéneas de color negro a verde oscuro, en donde 

se ibservan intercalaciones locales de areniscas y algunos conglomerados de grano fino de la Formación 

Hato Viejo. (González de Juana et al., 1980). 

• Abertura (Rift) 

Este episodio se desarrolla durante el Jurásico Tardío- Cretásico Temprano, con características 

de estructuras de graben, creación de corteza oceánica y una discordancia regional asociada al 

rompimiento. 

Ocurrió la sedimentación de depósitos continentales en el oeste del Graben de Espino, 

conocidos como la Formación Ipire (L.E.V., 1997). Dicha formación depositada en ambiente 

continental, es característica de una secuencia irregular de areniscas, arcosas, limolitas, lutitas y 

ocasionales intercalaciones conglomeráticas de color marrón rojizo en diferentes tonalidades, con 

ocasionales horizontes de color gris claro a verdoso (L.E.V., 1997). 

• Margen pasivo 

Se desarrolla durante el Cretásico- Paleógeno, está caracterizado por 3 fases transgresivas 

principales que se desarrollaron de norte a sur. Dichas fases culminan durante el Turoniense- 

Paleoceno Temprano, Eoceno y Oligoceno, respectivamente. 

La primera fase transgresiva comienza con la depositación de las areniscas basales de la 

Formación Barranquín. El máximo avance de la trangresión está marcado por una plataforma 

carbonática que representa un evento diacrónico con dirección norte- sur. 

Hacia el norte está representado por la Formación Barranquín de edad Barremiense, la 

Formación El Cantil de edad Albiense y las Formaciones Querecual y San Antonio del 

Cenomaniense- Coniaciense; hacia el sur se encuentra la Formación Tigre del Turoniense. En el 

flanco sur, se desarrolla una provincia nerítico- costera representado por margas de la Formación 

García y calizas y lutitas de la Formación El Cantil. 

En el Cenomaniense- Coniaciense, hacia el norte de la cuenca, el ambiente es netamente marino 

y contribuye con la sedimentación de la Formación Querecual. En este mismo periodo se 

35

sedimenta la Formación San Antonio. La Formación Tigre es equivalente lateral de la Formación 

Querecual al sur. 

Para el Turoniense, el mar alcanza su máxima transgresión hacia el continente y la línea de 

costa se sitúa aproximadamente sobre el curso actual del Río Orinoco. Las Formaciones El Tigre 

y Querecual culminan su sedimentación marcando el final de la transgresión cretásica. 

Luego de la regresión marcada por las areniscas de la Formación San Juan en el 

Maestrichtiense, ocurre la segunda transgresión durante el Paleoceno- Eoceno. Hacia el centro de 

la cuenca se deposita la Formación Vidoño representada por una sedimentación marina de lutitas 

oscuras fosilíferas, generalmente blandas y sin laminación. (González de Juana, et al., 1980). Por 

encima de esta formación, en la mitad septentrional de la cuenca, se sedimenta la Formación 

Caratas. 

El final de la transgresión se desarrolló durante el Oligoceno, comenzando con la depositación 

de las arenisca basales de la Formación Merecure, de ambiente continental. 

• Cuenca antepais 

La etapa del margen pasivo finaliza durante el Oligoceno, resultado de la colisión oblícua de la 

Placa del Caribe con la Placa Suraméricana. Este choque genera un cambio en la cuenca 

formando una cuenca antepais (“foreland”) originada durante el Oligoceno- Mioceno, la misma 

se puede dividir en 3 áreas: 

- Área que corresponde a una zona de plataforma, 

- Zona central que corresponde a la antefosa (“foredeep”) y, 

- Área norte que corresponde al área de corrimiento. 

Durante el Mioceno se producen cambios fundamentales en la forma de la cuenca, la cual va 

adquiriendo su geometría actual, a su vez la distribución de los sedimentos también cambia, 

pasando a ambientes más continentales hacia el Oeste. 

En el foredeep se encuentran los depósitos de las Formaciones Oficina y Freites, de edad 

Mioceno. La Formación Oficina está representada por lutitas y areniscas alternantes, cuyos 

depósitos se extienden hacia el sur y sureste hasta una línea cercana al curso actual del Río 

36

Orinoco. Hacia el Este se profundiza la cuenca, representada por los depósitos de la Formación 

Carapita. 

Durante el Mioceno, se acentúa el plegamiento de la Serranía del Interior, produciendo fallas 

inversas y bloques volcados en la misma dirección de empuje. Hacia el sur de la cuenca se 

producen numerosos corrimientos como el de Anaco y Pirital, estos esfuerzoz dieron origen a las 

fallas transcurrentes Urica, San Francisco, El Soldado y Los Bajos. (González de Juana et al., 

1980). 

Durante el Mioceno Tardío- Plioceno, en el foredeep se depositan los sedimentos de las 

Formaciones La Pica y Las Piedras. 

En el Plioceno, mientras los ambientes marinos continuaron retrocediendo hacia el Este, 

extensos ambientes fluvio- deltaicos se establecieron sobre parte de la cuenca, representados por 

la Formación Las Piedras. 

Los últimos depósitos de la Cuenca Oriental de Venezuela están representados por la 

Formación Mesa, caraterística de un ambiente continental, definida como una superficie en 

proceso de erosión. (L.E.V., 1997). 

37

2.2.1.2 Estatigrafía Regional 

Figura 2.5: Marco tectónico de la Cuenca Oriental de Venezuela. 

Tomado de Parnaud et al., 1995. 

Las formaciones comprendidas en la Cuenca Oriental se encuentran representadas en la 

columna estratigráfica tomada del Léxico Estratigráfico de Venezuela (L.E.V., 1997) (Figura 

2.6). 

Se iniciaría en el Paleozoico, con la Formación Hato Viejo de edad Devónico, depositada en 

discordancia sobre el basamento Precámbrico; y la Formación Carrizal, suprayacente, de edad 

Carbonífero. Discordante a ésta se encuentra el Grupo Temblador, pertenciente al Cretácico 

Medio con las Formaciones Canoa y Tigre, de edad Aptiense- Santoniense. Una nueva 

discordancia en el Cretácico Superior pone en contacto la secuencia marina de San Juan, Vidoño 

38

y Caratas, del Cretásico Superior al Eoceno Medio. Sobre la discordancia del Eoceno se deposita 

la secuencia transgresiva representada por las Formaciones Merecure, Oficina y Freites del 

Cenozoico Medio, de edad Oligoceno- Mioceno Medio, y en concordancoa con ellas termina la 

sedimentación con la depositación de los sedimentos continentales de las Formaciones Las 

Piedras y Mesa, de edad Mioceno- Pleistoceno. 

2.3 Geología Local 

La Faja del Orinoco es el territorio que ocupa la franja meridional de la Cuenca Oriental de 

Venezuela, al sur de los Estados Guárico, Anzoátegui, Monagas y Delta Amacuro, y es paralela 

al curso del Río Orinoco. Abarca una extensión de 600 km de Este a Oeste y 70 km en dirección 

Norte- Sur, con área aproximada de 55.314 . Está dividida en cuatro (4) zonas de exploración y 

producción: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo. El área actual en exploración es de 11.593 . 

Estas zonas se subdividen a su vez en bloques, totalizando 27 bloques de 400 a 500 de 

extensión cada uno. (PDVSA, 2007). Se estima que la Faja Petrolífera del Orinoco contiene 

236.000 millones de barriles de crudo extrapesado. 

2.3.1 Contexto Estructural y Tectónico de la Faja del Orinoco 

El marco regional de la Faja del Orinoco está caracterizado por un acuñamiento en dirección 

sur de los sedimentos terciarios, suprayacentes al basamento ígneo- metamórfico del Cratón de 

Guayana, el cual se encuentra al sur del Río Orinoco. (Audemard et al.,1985). 

El marco estructural de la Faja del Orinoco está caracterizado por importantes sistemas de fallas 

de rumbo orientadas en dirección Este- Oeste, cuyo fallamiento afecta principalmente las rocas 

del Pelozoico sin perturbar los sedimentos del Terciario, aunque otras fallas como las de Hato 

Viejo y Sabán evidencian desplazamiento durante el Paleozoico y afectan a los sedimentos del 

Terciario. (Audemard et al., 1985). 

Dos provincias han sido definidas en la Cuenca Oriental de Venezuela y se encuentran 

limitadas por la falla Hato Viejo (Figura 7). El área de Junín (anteriormente Zuata) en donde se 

encuentra el campo de Petrocedeño, está localizado en la Provincia Oriental, en esta zona la 

39

orientación de las fallas es Este- Oeste y Noreste- Suroeste y las rocas del subsuelo forman una 

estructura monoclinal. (Martinius, 2002). 

La Faja del Orinoco se caracteriza por una porción sur elevada y otra norte deprimida, su 

tectónica es típicamente flexural y el movimiento relativo de las fallas es normal. (Audemard et 

al., 1985). En promedio los saltos verticales de las fallas no exceden los 60 pies, y persisten el 

tipo tensional normales, ya sean sintéticas o antitéticas. (Sincor, inédito). 

El entrampamiento en la Faja del Orinoco tiene un carácter muy diverso, muchas veces se 

puede distinguir un carácter de tipo estratigráfico y otras de tipo estructural- estratigráfico. Si la 

razón es puramente estratigráfica, el entrampamiento puede ocurrir por desaparición lateral de las 

arenas, por cambio de permeabilidad de los lentes de arena o por una barrera de permeabilidad. 

(Parnaud et al., 1985). 

2.3.2 Contexto Estratigráfico de la Faja del Orinoco 

La nomenclatura formacional dentro de la Faja en el sector oriental abarca las Formaciones 

Merecure y Oficina. Debido a la extensión diacrónica hacia el sur de la transgresión del ciclo 

Terciario Superior se estima que las formaciones de la Faja Petrolífera podrían atribuirse al 

Mioceno. (González de Juana, 1980). 

La Formación Merecure y Oficina fueron depositadas en ambientes progresivamente 

transgresivos sobre el flanco sur de la cuenca, que por su bajo relieve, fue inundada por las aguas. 

Estas formaciones se extendieron considerablemente de norte a sur, lentamente con suaves 

oscilaciones que favorecieron el avance y retroceso de las aguas. La sedimentación en la parte 

meridional del área sugiere ambientes de llanura deltaica con extensas zonas pantanosas, 

abundante vegetación, intercalación de aguas salobres, sistemas de caños generalizados al norte y 

ocasionales incursiones marinas. (González de Juana, 1980). 

40

Figura 2.6: Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriental de Venezuela. 

Tomado y modificado del L.E.V., 1970. 

41

Figura 2.7: Configuración Estructural de la Faja del Orinoco. 

Modificado de Audemard et al., 1985. 

2.4 Rasgos Generales del Campo de Petrocedeño 

2.4.1 Rasgos Estructurales 

El área de Junín posee un buzamiento suave hacia el Norte, tanto en las zonas Sur y Central de 

Zuata. (Figura 2.8). Hacia el Norte, el buzamiento se hace más pronunciado, reflejando 

probablemente el inicio de la zona de bisagra. A partir de esta zona y en dirección Norte, el 

Terciario comienza a aumentar de espesor. 

Los rasgos estructurales importantes son las zonas de fallas de Hato Viejo al Este y Altamira 

al Oeste, accidentes estructurales muy prominentes que afectaron y probablemente condicionaron 

la sedimentación del intervalo Terciario en Junín. Las fallas son todas normales, casi todas buzan 

hacia el Noroeste, dispuestas en escalera. 

42

Figura 2.8: Sección transversal, sentido Norte- Sur del área perteneciente al bloque Junín. 

Tomado de Informe de Sincor, (inédito). 

El área de Petrocedeño se encuentra sobre un monoclinal con rumbo Este- Oeste y un 

buzamiento muy suave al nor-noreste. La interpretación sísmica ha permitido inferir fallas que 

involucran al basamento pre-cámbrico y en menor grado a la sección miocena. (Figura 2.9). 

2.4.2 Rasgos Estratigráficos 

La sección sedimentaria presente en el área asignada a Petrocedeño corresponde a sedimentos 

desde el Paleozoíco hasta el Reciente (Figura 2.10). Las rocas sedimentarias suprayacen a un 

complejo de rocas Igneo-Metamórficas perteneciente al escudo de Guayana de edad Precambrica. 

Descansan en contacto discordante sobre el basamento las areniscas cuarzosas de la Formación 

Hato Viejo del Paleozoico. Por encima de esta unidad yace concordante la Formación Carrizal. 

Al Norte de Junín aparecen unas capas rojas de edad Triásico-Jurásico. Discordante sobre esta 

secuencia de capas rojas, hacia el Noroeste y sobre la Formación Carrizal, se encuentra una 

secuencia de sedimentos clásticos de edad Cretácica pertenecientes al Grupo Temblador. Esta 

unidad se ha dividido en dos formaciones: Canoa y Tigre. 

43

Figura 2.9: Sección sísmica con dirección Norte- Sur mostrando interpretación de fallas al 

basamento y formaciones superiores en el área de Petrocedeño. 

Tomado de Informe de Sincor, (inédito). 

Sobre el Grupo Temblador y con contacto discordante se encuentra la Formación Oficina, la 

cual está presente en toda el área de Junín. Esta se se divide en tres unidades de base a tope: 

• Unidad I (Miembro Morichal), caracterizada por areniscas masivas progradantes y la 

intercalación de lutitas y areniscas transgresivas. 

• Unidad II (Miembro Yabo), representa una secuencia lutítita con intercalaciones 

ocasionales de areniscas y limonitas. 

• Unidad III (miembros Jobo y Pilón), es una secuencia predominantemente arenosa. 

La Formación Oficina se encuentra en el área de estudio entre 500 y 1500 pies de profundidad 

bajo el nivel del mar. El contacto superior de la Formación Oficina es la Formación Freites, la 

cual se caracteriza por la presencia de lutitas de tonos verdosos de ambiente marino somero. La 

Formación Freites se encuentra en gran parte de la Faja pero en el área de Petrocedeño está 

erosionada. Suprayace discordantemente a la Formación Freites la Formación Las Piedras 

44

constituida por una alternancia de areniscas y lutitas; esta formación representa uno de los 

acuíferos más importantes del área, ya que contiene numerosas areniscas que forman excelentes 

recipientes para agua dulce. Finalmente se encuentra la Formación Mesa del Cuaternario, en 

contacto discordante y está aflorando en gran parte del área Junín. 

En el área de Petrocedeño, el intervalo productor de hidrocarburos corresponde a la sección 

inferior de la Formación Oficina. El intervalo se encuentra presente en toda el área de Junín. Sin 

embargo, su tope solamente se encuentra preservado hacia la esquina NO del área Junín, 

habiendo sufrido una erosión parcial de su parte superior, la cual alcanza niveles más profundos 

hacia el sur y el oeste. 

Figura 2.10: Sección estratigráfica- estructural con dirección Norte- Sur 

del Área de Petrocedeño. Tomado de Sincor, 2001. 

45

2.4.3 Rasgos Sedimentológicos 

Los ambientes de sedimentación del campo de Petrocedeño corresponden a los ambientes 

deltaico y fluvial. El área de estudio se divide en unidades estratigráficas informales denominadas 

de tope a base A, B, C, D, E y F, de las cuales A, B y C se determinó que pertenecen a un 

ambiente sedimentario con predominio deltaico; mientras que D, E y F pertenecen a una 

sedimentación con un régimen de depositación de tipo fluvial. (Figura 2.11). 

Para las unidades informales superiores A, B y C, las cuales tienen una marcada influencia 

deltaica, se observan canales distributarios sinuosos o rectos, barras de canal y barras de 

desembocadura. Capas de carbones se observan hacia el tope de las arenas. 

Para las unidades informales D, E y F, que corresponden a un ambiente fluvial, se observan 

canales meandriformes y entrelazados, en algunos casos con arenas apiladas; no obstante la 

presencia de arcillas intercaladas es constante, incorporándole una gran heterogeneidad al 

yacimiento. 

46

Figura 11: Modelo sedimentológico de Petrocedeño. 

Tomado de Sincor, 2001. 

47

CAPÍTULO 3 

METODOLOGÍA 

Este estudio se basó en la integración de ramas de la Geociencias, tales como Petrofísica, 

Geología y Geofísica, las cuales en conjunto permiten la caracterización de eventos de interés 

existentes en el subsuelo. A partir de esta integración se logra la interpretación de zonas 

prospectivas de gas con el fin de tener estudios a profundidades someras para prevenir posibles 

riesgos operacionales al momento de la perforación de pozos. 

En este capítulo presentaremos la metodología empleada para la delineación de zonas de gas en 

el campo de Petrocedeño hasta la profundidad determinada para este estudio. Primero se tratará lo 

concerniente al trabajo realizado dentro de la Unidad de Petrofísica: la recopilación de 

información de perforación y de registros de los pozos verticales, estratigráficos y observadores 

perforados hasta el momento de inicio de este estudio, análisis de las curvas de registros de 

interés para la posterior interpretación de espesores con gas en el subsuelo, y de esta forma, tener 

registrado bajo una tabla todos los datos pertenecientes a las capas de gas. Posteriormente, se 

desplegarán en el mapa en planta del campo, por medio del programa OpenWorks ® 

, el total de 

pozos que resultaron tener presencia de gas hasta la profundidad máxima de este estudio, con el 

fin de observar posibles comportamientos de depositación y acumulación de gas dentro del 

mismo. Con la integración de los estudios de correlación de arenas hechos dentro de la Unidad 

de Geología junto con la integración de información de la sísmica en profundidad de la zona 

perteneciente a la Unidad de Geofísica, se trataría de delinear las zonas con potencial de 

acumulación de gas. 

La elaboración de este proyecto se basó en el estudio de los 165 pozos verticales, estratigráficos 

y observadores existentes en el campo a lo largo de toda su trayectoria de perforación, tanto en su 

primera campaña realizada por la empresa MARAVEN hasta 1998, como en la segunda campaña

iniciada por la empresa que hasta el 2007 fue denominada SINCOR y continuada por la 

empresa Petrocedeño en la actualidad. La profundidad de estudio estuvo limitada hasta la base de 

la unidad denominada por el equipo de Geología y Geofísica como A2, es decir, hasta 1000 ft 

s.n.m aproximadamente. 

3.1 Recopilación de Datos de Registros de Pozos: 

La recopilación de estos datos consistió en reunir y verificar los datos mostrados de cada pozo, 

aunque existieron limitaciones para la realización de este estudio, puesto que en algunos pozos 

pertenecientes a la campaña de perforación de MARAVEN existen registros antiguos que, en 

algunos casos, tienen escasa información de registros GR, densidad o porosidad neutrón, 

descalibración de las curvas, etc 

3.1.1 Caracterización de las Capas de Gas 

3.1.1.1 Construcción de un Arreglo de Despliegue de Curvas 

El software utilizado para las interpretaciones y evaluaciones petrofísicas fue Geolog 6 de 

Paradigm ® 

; dentro del mismo se trabajó en un proyecto denominado Vertical Wells, con una 

ventana de disposición o “layout” en el cual se desplegaron únicamente las curvas de los registros 

de interés para el posterior análisis de todos los registros de los pozos verticales existentes en el 

campo de Petrocedeño y, por ende, el estudio de la posible existencia de capas de arenas con gas 

a la profundidad objetivo: desde la profundidad más somera hasta el tope de la unidad B1. En 

este layout, se muestra la estructura general que constituye a un registro de pozo, el cual consta 

del despliegue de cuatro (4) pistas y las escalas de profundidad en pies con las cuales se presentan 

los estudios del pozo (Figura 3.1), tanto en medida de profundidad del pozo o “Measure Depth” 

(MD, sus siglas en inglés) como en medida de profundidad verdadera del pozo con respecto al 

nivel del mar o “True Vertical Depth Sub Sea” (TVDSS, sus siglas en inglés). (Figura 3.2). 

Dichas pistas contienen la siguiente información: 

En la pista #1 se muestran en escala lineal las siguientes curvas: 

• Curva de Gamma Ray (GR), desplegada en un rango de 0 GAPI (a la izquierda) hasta 

200 GAPI (a la derecha). 

49

• Curva de Potencial Espontáneo (SP), la cual se presenta en una escala desde -100 MV (a 

la izquierda) hasta 0 MV (a la derecha). 

En la pista #2 se muestra en una escala logarítmica: 

• Curvas de resistividad. Se despliegan tres (3) curvas de resistividad: Rxo, Rshallow y 

Rdeep, las cuales muestran lecturas de resistividad en profundidades de investigación 

somera, media y profunda, respectivamente. En esta pista se presentan las curvas de 

resistividad en escala logarítmica, desde un valor de 0.2 Ohm*m (a la izquierda) hasta un 

valor de 2000 Ohm*m (a la derecha). 

En la pista #3 se muestran en escala lineal: 

• Curva de Densidad. En este estudio, la herramienta de densidad fue corrida con matriz 

caliza corregida en matriz arena a través del programa Geolog 6. Esta curva se representa 

dentro del registro con nomenclatura RHOB_1. La escala parte de un valor de 1.65 gr/cc 

(a la izquierda) hasta 2.65 gr/cc (a la derecha); este último valor representa la densidad de 

arena limpia (100% arena). 

• Curva de Neutrón. Dicha curva se despliega en un rango desde 0.6 v/v (a la izquierda) 

hasta 0 v/v (a la derecha). 

En la pista #4 se despliegan los cálculos petrofísicos realizados a cada pozo, tales como: 

• Bulk Volume Water in XO (BVWXO) o volumen de agua en la zona lavada. 

• PHIE o porosidad efectiva. 

• Bulk Volume Water (BVW) o volumen de agua en la zona virgen (RT). 

• COAL o presencia de carbón. 

• Wetclay Volume (VOL_WETCLAY) o volumen de arcilla. 

50

Las curvas mostradas en la pista #4 constituyen la interpretación final que realiza el petrofísico, 

integrando todos los perfiles con los que cuenta el pozo, por lo que si la interpretación es cónsona 

con las respuestas de los registros, ésta sirve de apoyo para visualizar de mejor forma las zonas 

con presencia de gas indicadas por los registros de densidad- neutrón (pista #3). Entre las 

utilidades de desplegar esta pista en nuestros registros para una posterior interpretación de 

profundidades de nuestro interés están: El volumen de lutita mostrado (VOL_WETCLAY) 

permite determinar el espesor de arena neta en cada una de las unidades estratigráficas que 

constituyen al campo, la porosidad efectiva (PHIE) definida como la relación entre el volumen de 

poros interconectados y el volumen total de poros, junto con el volumen de agua en la zona 

virgen (BVW) proporcionan información referente al volumen de hidrocarburo que existe en el 

volumen poroso efectivo, ya que PHIE- BVW= Volumen de hidrocarburo en la zona virgen, que, 

en nuestro caso, se trata de volumen de gas, puesto que este estudio está ubicado sólo en las 

unidades más someras del campo (hasta la unidad estratigráfica B1, aproximadamente 1000 ft 

s.n.m); y a través de la interpretación del volumen de agua en la zona lavada (BVWXO) junto 

con PHIE, es posible obtener el volumen de gas residual y móvil del intervalo que se desee 

extraer. De esta forma, considerando lo anteriormente mencionado, la pista #4 constituyó una 

herramienta de apoyo (información complementaria) para la detección de las zonas de gas de 

este estudio. 

Figura 3.1: Encabezado de los registros de pozos mostrando cada una de las pistas con la leyenda 

de curvas desplegadas en cada una y las escalas de profundidad en pies: Depth en Measure Depth 

(MD) y True Vertical Depth Sub Sea (TVDSS). 

51

Figura 3.2: Medidas en pies en las que se interpreta la profundidad del objetivo. 

MD (Measure Depth), representa la profundidad del pozo independiente de la dirección que éste 

lleva durante la perforación. TVD (True Vertical Depth), representa la profundidad vertical del 

pozo con respecto al Kelly bushing (punto en el cual inicia la rotación de la mecha perforadora). 

TVDSS (True Vertical Depth Sub Sea), es la profundidad vertical que toma como inicio un nivel 

referencia, en este caso, el nivel del mar. 

3.1.1.2 Evaluación de los Registros Petrofísicos de Pozos 

Se evaluaron los registros de pozos, tanto de pozos verticales como de pozos observadores y 

estratigráficos, existentes en el campo de Petrocedeño, haciendo énfasis en el análisis del 

comportamiento de las curvas de densidad y porosidad neutrón con el fin de obtener una data que 

incluya la interpretación de aquellos pozos que poseen capas de arena con presencia de gas. Para 

ello, observamos dentro del registro combinado de densidad y porosidad neutrón cuándo estas 

curvas se desplegaban con las características peculiares existentes ante la presencia de gas: ambas 

lecturas disminuyen de manera inmediata tomando la forma del bien conocido cruzamiento de 

curvas. (García Sandoval, Eduardo. 1996). 

3.1.2 Clasificación de las Capas de Gas: 

La caracterización que se le suele asignar a estratos contenidos de gas dentro de Petrocedeño es 

el siguiente: 

52

Gas de Yacimiento: 

Contacto agua- gas (CAG), comúnmente llamado GWC (sus siglas en 

inglés). El cual describe dentro de un estrato el nivel de contacto entre el 

gas y el agua. 

Contacto petróleo- gas (CPG), comúnmente llamado GOC (sus siglas en 

inglés). Representa el nivel que describe la separación entre gas y petróleo 

en un mismo estrato. 

Gas por debajo de o Gas Down To (GDT, sus siglas en inglés) o capa de 

gas. Término que describe a un estrato con contenido de gas desde su tope 

hasta su base. 

Gas Asociado al Carbón (GAC). También llamado gas del carbón. Es el gas que se forma 

a partir del origen del carbón. (Aguila, Ernesto, 2006). 

Gas Asociado a Lutita (GAL). Gas que se cataloga por estar depositado en formaciones 

que han sido interpretadas como lutitas. 

Gas de Producción o Relación Gas- Petróleo (GOR). Gas asociado a petróleo que puede 

ser extraíble en el período de producción de los pozos, considerándose aplicable para usos 

primarios. Esta clasificación no se tomará en cuenta en este estudio, debido a que GOR 

sólo se considera dentro de zonas rentables. La profundidad que abarca esta investigación 

es hasta 1000’ TVDSS, comprendiendo unidades informales no productoras y, por lo 

tanto, económicamente no prospectivas. (Conversación directa con Fabrice Couchet) 

Con respecto a este estudio, de acuerdo a la evaluación realizada con la integración de las 

curvas de los registros petrofísicos para la interpretación de capas de gas, pudimos caracterizarlas 

tomando en cuenta la clasificación descrita anteriormente. 

3.1.3 Tabulación de la Información: 

Se registró en una tabla Excel la información del estudio realizado a los registros de pozos 

verticales del campo, incluyendo los pozos observadores y estratigráficos. A aquellos pozos que 

resultaron tener capas de arenas con presencia de gas, se les extrajeron los siguientes datos: 

ubicación de pozos por subdivisiones del campo o macollas; nombre de cada uno de los pozos; 

tope y base de la capa de arena total y paquete de arena que contiene gas en unidades de pies, 

tanto de medidas de profundidad del pozo (MD) como de medidas de profundidad vertical 

53

verdadera del pozo sobre el nivel del mar (TVDSS); espesor de la capa de arena total y paquete 

de arena que contiene gas; unidad estratigráfica en la que se encuentran las capas de gas 

estudiadas y la clasificación dada a las capas gas (sección 3.1.2). 

3.2 Caracterización Estructural de las Capas de Gas: 

La representación de las capas de gas se realizó dentro de la aplicación StratWorks de 

, plataforma de Landmark. Para ello, ingresamos en Correlation dentro de la opción 

plantillas o “Templates”, en el cual podemos especificar como parámetros sólo aquellas curvas de 

OpenWorks ® 

registros de pozos de nuestro interés, además de su encabezado y la profundidad de registro que 

deseamos ver, en nuestro caso, elegimos determinar una profundidad intervalo entre el tope del 

registro y el marcador M9, por representar éste la profundidad base de estudio. El Template está 

compuesto de la siguiente manera (Figura 3.3): 

• Nombre del pozo 

• Elevación del pozo con respecto al nivel del mar 

• Tres (3) pistas en donde se despliegan: 

• En la Pista #1: la curva de Gamma Ray en unidades de GAPI y la curva de 

VOL_WETCLAY expresada en fracción 

• En la Pista #2 se muestran las curvas de resistividades somera, intermedia y 

profunda en unidades de Ohm*m 

• En la Pista #3 se muestra la interpretación de carbón, la curva de densidad (RHOB) en 

unidades de gr/cc y la curva de porosidad neutrón (NPHI) en unidades de porosidad 

fraccional. 

• Seguido de la Pista #1, se exhibe la columna de profundidad del pozo en medidas MD (a 

la izquierda) y TVDSS (a la derecha), ambas en unidades de pies (feet). 

3.2.1 Creación de Marcadores en Curvas de Registros de Pozos 

Luego de la categorización de las capas de gas (sección 3.1.2), mostramos en el mapa en planta 

del campo la ubicación de estos pozos, a fin de estudiar si para grupos de pozos cercanos con 

capas de gas existe relación en sus niveles de arenas. 

54

Luego de encontrar similitud de pozos en sus niveles de arena con capas de gas, ingresamos 

nuevamente a la opción Correlation de StratWorks ® 

para crear dentro de los registros de pozos 

los marcadores topes y bases que describen a las capas de gas en las arenas que visualmente 

suponen exponerse a profundidades cercanas. 

El método de creación de marcadores en la aplicación StratWorks de OpenWorks 

® 

55 

es sencillo, 

simplemente dentro de Correlation colocamos el apuntador sobre algún punto del registro del 

pozo y haciendo clic derecho en el mouse señalamos la opción para agregar nuevo marcador o 

“Add Surface Pick”, finalizando haciendo clic nuevamente sobre las curvas de registros, de esta 

manera aparece el nuevo marcador. 

Debido a que este estudio se realizó para las profundidades más someras del campo, la 

denominación de los topes y las bases de las capas de gas fue referenciada en función a su 

ubicación al marcador regional somero más cercano y bien interpretado al que se encuentran, en 

este caso, referenciamos al marcador M0. Esta nomenclatura dada para registrar los marcadores 

de cada capa de gas es la siguiente: 

• Para el tope: TOPGAS_(nombre del marcador referencia) 

• Para la base: BASGAS_(nombre del marcador referencia) 

Figura 3.3: Ejemplo del encabezado de los registros de pozos dentro de la aplicación StratWorks 

de OpenWorks ® 

.

3.2.2 Correlación Estratigráfica y Estructural de Pozos 

Desplegamos en StratWorks, en su aplicación Correlation, una serie de registros de pozos 

tomando en consideración la cercanía de éstos y la proximidad en profundidad en la que se 

encuentran las capas de arena con gas presentes en ellos. 

A partir del despliegue de estos registros, hicimos un estudio integrado del comportamiento de 

las curvas que los contienen, haciendo una comparación de estas curvas entre pozo y pozo con el 

fin de hallar posible similitud de rasgos litoestratigráficos en los pozos correlacionados. 

Construimos una sección de correlación estratigráfica, la cual consiste en mostrar la situación 

final de depositación de determinada secuencia sedimentaria, con el propósito de visualizar su 

continuidad lateral en un mismo tiempo de sedimentación. (Manrique J. y Mora C., 2003). Para 

ello, realizamos la horizontalización (alineación a un mismo nivel o profundidad) del marcador 

regional más cercano a las capas de gas interpretadas, en este caso el marcador M0, con el 

propósito de observar en las curvas de registros, si las capas de gas de cada pozo pertenecen a una 

misma extensión lateral de arena, o si se trata de cuerpos independientes. 

Debido a que la correlación estratigráfica nos señala la existencia de eventos (erosión, 

sedimentación, formación de canales de ríos, etc) que han ocurrido a un mismo tiempo, 

encontramos que, a partir de este estudio, sólo podemos suponer que estamos observando el 

mismo cuerpo en la profundidad de estudio. Para una mayor certeza de nos estamos refiriendo a 

la misma geometría, se requiere de la integración de otros estudios que posteriormente 

describiremos. 

Luego de hallar la posible extensión lateral de la arena con gas, procedimos con la 

construcción de una sección de correlación estructural, con la cual se muestra la posición real que 

tienen las unidades estratigráficas y las estructuras que las afectan en el subsuelo. (Manrique J. y 

Mora C., 2003). A través de esta correlación, se muestra la configuración real de los cuerpos 

litológicos presentes en el subsuelo, en nuestro caso, de la posible geometría que contiene a las 

capas de gas de estudio. 

56

3.3 Conversión Tiempo- Profundidad 

Debido a que este estudio tuvo como primera fase el análisis de datos provenientes de registros 

de pozos, los cuales se encuentran en profundidad expresados en pies, decidimos continuar el 

estudio en esta escala. Por ello, se creó un cubo sísmico en profundidad a partir del cubo sísmico 

en tiempo y del cubo de velocidad del campo o “full field” de Petrocedeño. 

La metodología a seguir para hacer esta conversión es básicamente haciendo la multiplicación 

del cubo sísmico en tiempo con el modelo de velocidades promedio. 

El último modelo de velocidad de Petrocedeño fue creado en el año 2006. Éste consiste de la 

integración de datos de velocidad a partir de diferentes fuentes, las cuales son: 

• Interpretación de datos del equipo de Geología y Geofísica (G & G), obteniéndose la 

velocidad promedio a partir de marcadores geológicos y de horizontes sísmicos. La 

velocidad de marcadores geológicos se obtuvo a través de registros sónicos expresados en 

una profundidad D (m) y la velocidad de horizontes sísmicos se obtuvo a partir de la 

ubicación del reflector en una profundidad medida en tiempo T (ms). De esta manera, 

Vprom_Markers= D/T 

• Información de datos provenientes de tiros de verificación o “check shots”, de los cuales 

obtenemos por cada pozo la curva T- D, representando ésta la velocidad de Check Shot 

por pozo (Vprom_CS). 

• Procesamiento Sísmico, del cual obtenemos las velocidades de apilamiento o “Stacking 

Velocities” (Vprom_Stack). 

Debido a que las velocidades de check shots (V_CS) representan datos directos del pozo, y la 

velocidad de apilamiento (V_Stack) proviene de un procesamiento que posee cierto margen de 

error, y que, por lo tanto, muestra incrementos bruscos de velocidad, se decidió crear una relación 

de la información de V_CS con V_Stack, con el fin de darle a la V_Stack una tendencia de 

crecimiento en profundidad similar a la de la V_CS, esto se hizo con el propósito de contar con 

57

una información más confiable en profundidades en las cuales no se cuenta con datos de Check 

Shots. (Pernía, L. y Andrade, L., 2006). 

A partir de dicha relación se creó un modelo de velocidad intermedio que, al ser asociado con la 

información de velocidad de marcadores (V_Markers), los cuales también representan datos 

directos de pozo, se creó un modelo final de velocidad promedio del campo Petrocedeño 

confiable. 

De esta manera, con la combinación del cubo sísmico en tiempo junto con el modelo de 

velocidad podemos obtener la información sísmica en profundidad, conociendo la relación, 

V= D/T, 

por lo que, D= V*T 

Con el uso de la aplicación TDQ de OpenWorks pudimos realizar tal conversión, pues 

básicamente esta aplicación, haciendo uso de la fórmula descrita anteriormente, se encarga de 

convertir los datos trabajados en la sísmica de tiempo a profundidad. 

3.4 Correlación Sísmica- Pozo 

En Open Works ® 

utilizando la aplicación SeisWorks trazamos una línea sísmica arbitraria con 

dirección NW- SE dentro de MapView, mapa que muestra en planta la ubicación y orientación de 

la línea trazada (Figura 3.4). Dicha línea pasa justo sobre los pozos de estudio con el propósito de 

mostrar las curvas de registros de pozos y marcadores regionales y de capas de gas en la pantalla 

de SeismicView, en la cual se muestra el perfil sísmico de la línea trazada (Figura 3.5). De esta 

manera podemos reconocer la relación que existe entre el comportamiento de las curvas de los 

registros de pozos a nivel de la profundidad en la cual se encuentran los marcadores topes y bases 

de las capas de gas, con las amplitudes asociadas a ellas. 

3.5 Cálculo de la Resolución Sísmica Vertical 

Este cálculo representa el estudio de la menor distancia vertical que existe entre dos interfaces 

litológicas que producen dos reflexiones (tope y base). En otras palabras, la resolución sísmica 

vertical nos permite conocer el menor espesor permitido para que la onda que proviene de la 

58

fuente se propague y proporcione la información suficiente y necesaria acerca de los espesores de 

los estratos existentes en el subsuelo. 

Teóricamente, se ha determinado que el límite de resolución sísmica vertical corresponde a un 

cuarto de la longitud de la onda sísmica (λ/4) propagada en el medio. De esta forma, 

R ≥ λ/4 

Figura 3.4: Ventana de MapView que muesta el despliegue de una línea sísmica arbitraria con 

dirección I- I’ a través de los pozos A, B, C y D. 

Como vemos, la resolución sísmica vertical depende del conocimiento de la longitud de onda 

propagada, y ésta a su vez de dos parámetros: la velocidad de propagación de la onda en el medio 

(componente geológico) y el contenido de frecuencias o ancho de banda de la ondícula 

(componente sísmico). (Regueiro, José. 2007). 

λ =V/f 

59

Siendo V la velocidad interválica del estrato de interés obtenida a partir de algún método de 

medición de las velocidades de propagación (registros sónicos, tiros de verificación, etc) y f la 

frecuencia obtenida a partir del análisis de Fourier de los datos sísmicos, la cual, debido a que la 

Tierra se comporta como un filtro pasobajo, es decir, sólo permite pasar frecuencias bajas a 

medida que incrementa la profundidad de propagación, la ondícula sísmica no contiene sólo una 

frecuencia sino un ancho de banda de frecuencias, por lo que la frecuencia calculada debe 

representar un promedio de todas las frecuencias absorbidas por el subsuelo desde el suelo hasta 

la mayor profundidad de alcance de la onda. En este caso nos referimos al cálculo de la 

frecuencia promedio, es decir: 

fprom= (fmáx – fmín)/2 

De esta manera, realizando los cálculos pertinentes al valor de frecuencia promedio (fprom) y, 

teniendo el valor de la velocidad interválica (Vint) a partir de mediciones de velocidades de 

propagación, podemos calcular el valor de la resolución sísmica vertical con la cual se trabaja en 

este campo petrolero. 

3.6 Interpretación Sísmica: 

Con la interpretación sísmica se desea analizar la proyección lateral de los comportamientos 

observados de forma puntual en la información suministrada por datos de pozos, los cuales nos 

reseñan la historia del subsuelo de forma incompleta. Con la interpretación sísmica se genera un 

modelo razonable y predicciones acerca de propiedades y estructuras en el subsuelo. En este 

caso, nos estamos refiriendo al estudio de las características sísmicas de la extensión lateral de la 

arena con gas. 

3.6.1 Interpretación del Horizonte al Nivel de la Arena con Gas 

Para la interpretación del horizonte que orienta la extensión lateral de los niveles de gas, 

tomamos como referencia al marcador tope de las capas de arena con gas observadas en cada uno 

de los pozos de estudio. Evaluamos la profundidad a la que se encuentran estos topes en relación 

a un horizonte referencia previamente interpretado, más cercano a estas capas de gas. En este 

caso nos referimos al horizonte M0, el cual se ubica por encima de las capas de arena con gas en 

estudio y representa un carbón regional caracterizado en la sísmica con amplitudes “cero 

60

crossing”, es decir, amplitudes iguales a cero (Figura 3.5). A partir de M0, creamos un horizonte 

copia (horizon shift) 25 m por debajo, el cual coincide con los topes de cada capa de gas de 

estudio y, por ende, representa el nivel tope de la arena contenida de gas. 

3.6.2 Control de Calidad de la Interpretación del Horizonte Referencia 

El horizonte referencia M0, dentro del marco geológico, representa un carbón de gran extensión 

a lo largo del campo, depositado dentro de una secuencia sedimentaria regresiva originada por las 

variaciones eustáticas (en este caso, disminución) del nivel del mar. 

Debido a que el horizonte interpretado para el nivel de gas es un horizonte copia del horizonte 

M0, es necesario corroborar si la información copiada es correcta, puesto que de nada valdría si 

usamos información errada en búsqueda de una respuesta lo más aproximada a la exactitud. 

Por tal motivo, en SeisWorks dentro de la ventana de SeismicView, desplegamos los lines de 

10 en 10 con el propósito de realizar un control de calidad visual de la interpretación realizada 

para el horizonte M0, observando si el seguimiento de la amplitud cero crossing, no sólo coincida 

con los marcadores geológicos definidos en los pozos como la base del carbón que describe al 

horizonte M0, sino además asegurarnos que la interpretación manual del horizonte sea 

consistente con la amplitud que lo caracteriza a lo largo de toda la zona de estudio. 

La figura 3.6 muestra el Line 1000 como ejemplo del control de calidad realizado al horizonte 

M0, en el cual se observa que existe una buena interpretación de éste cero crossing que representa 

al M0. 

3.6.3 Creación del Slice del Horizonte GWC_M0 

En esta etapa se realizó una rebanada o “slice” del horizontde GWC_M0, lo cual consiste en la 

horizontalización o flatenización de la interpretación del horizonte GWC_M0. Un horizon slice 

es una vista en mapa (2D) de una reflexión en particular dentro de una revisión sísmica en 3D. 

Los slice son demostraciones convenientes para la inspección visual de atributos sísmicos, tales 

como amplitud y frecuencia. (http://www.glossary.oilfield.slb.com). 

61

3.6.4 Generación de Mapas de Atributos Sísmicos 

Los atributos sísmicos tienen la característica de revelar aspectos que no son tan obvios de ver 

con la sismología convencional, especialmente cuando existen cambios laterales a lo largo de la 

secuencia estratigráfica o acumulaciones de fluidos. (Trujillo Alcántara, Alfredo et al., inédito). 

El procedimiento de generación de mapas de atributos sísmicos a partir del slice del horizonte 

GWC_M0, se realizó usando el Software Stratimagic de Paradigm ® 

, creando 15 mapas de 

atributos sísmicos, observando si las características que éstos resaltan puedan representar un 

soporte para delimitar la zona prospectiva de gas. Los atributos extraídos fueron: 

• Mapa de Amplitud Promedio 

• Mapas de Amplitud Espectral extraídos a partir de cubos de frecuencia de diferentes 

intervalos: 

10- 20 Hz 

20- 30 Hz 

30- 40 Hz 

40- 50 Hz 

50- 60 Hz 

60- 70 Hz, 

donde 10 y 70 Hz representan las frecuencias mínima y máxima, respectivamente, expresadas en 

el espectro de frecuencias del campo de Petrocedeño. 

• Mapas de Facies Sísmicas, elaborados a partir de 5, 7 y 12 modelo de trazas sísmicas. 

• Mapa de frecuencia promedio 

• Mapa de Amplitud Ponderada de la Frecuencia Instantánea 

• Mapa de Frecuencia Instantánea 

• Mapa de Frecuencia Dominante 

• Mapa de Frecuencia RMS 

64

3.6.5 Generación de Mapas a Partir de Análisis de Facies Sísmicas 

Debido a que no tenemos interpretaciones geológicas a esta profundidad en el campo, ya que 

estamos estudiando una unidad muy somera (1000 ft s.n.m), no productora y, por lo tanto, poco 

comercial, decidimos realizar un análisis de facies sísmicas (sismofacies) en un intervalo de 25 m 

por debajo del horizonte GWC_M0, para observar a este nivel posibles características de 

litología, delineación de canales o dirección de sedimentación que estén involucradas a esta 

profundidad en la cobertura del campo y en especial, en el área circundante a nuestros pozos de 

estudio. 

En este estudio, generamos 3 mapas con 5, 7 y 12 trazas sísmicas basadas en redes neuronales. 

Las redes neuronales agrupan jerarquías importantes de ondículas o de los atributos en clases y 

asigna un número y color a cada una de ellas. El resultado es un mapa codificado a color 

mostrando la distribución de facies sísmicas. (Boletín Técnico de GeoModeling, 2006). 

65

CAPÍTULO 4 

ANÁLISIS DE RESULTADOS: 

4.1 Caracterización de Arenas con Gas Utilizando Registros Petrofísicos 

En el campo de Petrocedeño estudiamos un total de 165 pozos, tanto verticales como 

observadores y estratigráficos, de los cuales, posterior a la evaluación petrofísica, se determinó 

que sólo 44 poseían rasgos característicos de al menos una capa de arena con presencia de gas. 

Este resultado se basó en el estudio de las curvas de los registros de pozos: curvas de gamma ray, 

potencial espontáneo, resistividad, densidad y neutrón, todas analizadas conjuntamente para la 

determinación de capas de gas, siendo la más importante la curva de neutrón, puesto que, por las 

características físicas con las que trabaja tal herramienta, diferencia fácilmente zonas con 

presencia de gas. 

La existencia de gas dentro de una formación se da cuando (García Sandoval, Eduardo, 1996; 

Rider, Malcom, 1996): 

1. En la curva de GR se observa una disminución de sus lecturas, lo que se interpreta 

como zona permeable, que comúnmente caracteriza a las arenas. 

2. Las lecturas de las curvas de resistividad aumentan, ya que los hidrocarburos están 

catalogados por ser fluidos de alta resistividad. La resistividad es el inverso de la 

conductividad, esto quiere decir que los hidrocarburos son pocos conductivos. 

3. La curva de densidad en presencia de gas disminuye. La densidad de una formación 

disminuye en presencia de gas, puesto que la densidad neta de una formación consiste 

de la densidad de la matriz rocosa y de la densidad contenida en los poros, es decir, 

del fluido. Si el fluido contenido no es agua (densidad= 1,1 gr/cc) sino gas (densidad 

= 0,0007 gr/cc), entonces la densidad neta de la formación también disminuirá.

4. La curva de porosidad neutrón disminuye, puesto que el índice de hidrógeno 

(densidad de protones) disminuye en presencia de gas. 

De esta manera caracterizamos las zonas con presencia de gas. 

A partir del trabajo en conjunto de estas curvas, observamos casos en los cuales permanecía la 

duda de presencia de gas, ya sea porque comportamientos de posible presencia de gas no siempre 

se encontraban relacionados a espesores permeables (o arenas), sino también se encontraban 

relacionadas de forma poco común a capas de litologías hetererolíticas, o inclusive, capas 

interpretadas por los petrofísicos como lutíticas (Figura 4.4) o porque el espesor de la capa en 

estudio representa un espesor cercano a la resolución vertical de las herramientas 

(aproximadamente 3 pies de resolución vertical) (Figura 4.5). Por ello, se procedió a la búsqueda 

de la información de análisis de núcleos, con el fin de discenir a través de una prueba directa del 

pozo, la existencia de gas en la profundidad de estudio. Estos datos, sin embargo, no 

proporcionaron información complementaria, puesto que en los pozos que presentaron los casos 

anteriormente mencionados no se les realizó análisis de núcleo. 

4.2 Clasificación de Acumulaciones de Gas 

Además, se estudió numerosos casos en los cuales el comportamiento de las curvas de densidad 

y porosidad neutrón entre carbones o alrededor de éstos hacían pensar en la posible presencia de 

gas, debido a que luego de ser interpretado la presencia de un carbón, ambas curvas señalan bajas 

lecturas de densidad y porosidad neutrón, por lo que éstas se desplegaban de forma cruzada, lo 

cual hace suponer la existencia de gas. (García Sandoval, Eduardo, 1996). 

Los carbones al ser registrados por las herramientas de densidad y porosidad neutrón presentan 

características peculiares. El registro de densidad representa un criterio para la identificación 

litológica cuando su lectura es anormalmente alta o anormalmente baja. Los carbones son 

identificados por tener densidades muy bajas, entre 1,2 gr/cc y 1,8 gr/cc, por lo que el despliegue 

de la curva de densidad va a estar dirigida notablemente hacia la izquierda en el registro. Al 

mismo tiempo, en el registro de porosidad neutrón, la curva también se despliega hacia la 

izquierda, es decir, hacia valores mayores, ya que el índice de hidrógeno se incrementa a causa de 

67

la presencia de materia orgánica. Esto es porque la materia orgánica tiene una abundancia de 

hidrógeno más alta por unidad de volumen (índice de hidrógeno alrededor de 0,66) en 

comparación a la arcilla (índice de hidrógeno entre 0,09 y 0,37), por lo que el incremento de 

valores en los registros de neutrón en presencia de materia orgánica es notable, especialmente 

cuando es combinado con la disminución de lecturas en el registro de densidad. (Rider, 1996). 

Por ello, se puede atribuir el despliegue cruzado de las curvas de densidad y porosidad neutrón 

luego de la interpretación de un carbón de dos formas: (1) a un cambio brusco de litología, así 

como también (2) a un posible espesor con gas. (Figura 4.1). 

Figura 4.1: Ejemplo de un registro de pozo mostrando el despliegue de curvas de densidad y 

porosidad neutrón como un posible cruce de curvas, atribuido posiblemente a (1) cambio brusco 

en la litología o (2) posible presencia de gas. 

Por esto y entre otras razones, se elaboró una clasificación de acumulaciones de gas basada 

tanto en la litología en la cual se ubican, como a su relación con la formación de capas de carbón 

68

y al tipo de contacto que éste tenga con algún otro fluido dentro del subsuelo. Esta clasificación 

fue dispuesta de la siguiente manera: 

• Gas de Yacimiento: término aplicado a aquellas acumulaciones de gas en donde existen 

condiciones de temperatura y presión del yacimiento óptimas, además de una roca sello, que 

luego de la perforación y liberación de presión en el pozo permitan mantener al gas acumulado y 

no escape o migre hacia otras profundidades. El gas de yacimiento fue subdividido a su vez en: 

o Contacto agua- gas (CAG), comúnmente llamado GWC (sus siglas en inglés). Es 

un tipo de contacto de fluido determinado cuando en un espesor de arena se 

interpreta la existencia de dos fluidos, en este caso, el contenido de gas que 

suprayace al contenido de agua de formación por ser menos denso. La integración 

de las curvas de registros de pozos nos permiten determinar el contacto de fluidos 

al que nos referimos. Cuando se trata de una zona con gas y agua de formación, el 

espesor que mostrará baja resistividad (alta conductividad) será el agua de 

formación, ya que es el fluido de formación conductor por excelencia. El agua de 

formación varía desde agua fresca a agua salina, usualmente siendo salinas. A 

mayor profundidad incrementa la salinidad y por lo tanto, la conductividad. 

(Rider, 1996). Al mismo tiempo, el cruzamiento de las curvas de densidad y 

porosidad- neutrón interpretan el comportamiento típico de zonas saturadas de gas. 

De esta manera, podemos distinguir una zona saturada de gas y agua y, por lo 

tanto, la determinación del contacto entre estos dos fluidos. (Figura 4.2). 

o Contacto petróleo- gas (CPG), comúnmente llamado GOC (sus siglas en inglés). 

Tipo de contacto entre fluidos que caracteriza a una arena con contenido de gas 

que suprayace al resto de la zona permeable con contenido de petróleo, ya que el 

gas es menos denso que el petróleo: 0,0007 gr/cc para el gas y 0,75- 0,95 gr/cc 

para el petróleo. De igual forma, la integración de la información que 

proporcionan las curvas, permite conocer la limitación o profundidad del contacto 

de una arena con gas y petróleo. Las curvas de resistividad permiten identificar al 

gas al ser menos resistivo (más conductivo) que el petróleo. De igual forma, el 

comportamiento de las curvas de densidad y porosidad- neutrón nos muestran el 

69

indicio de saturación de gas en el espesor superior de la zona permeable, por el ya 

mencionado cruce entre curvas. 

Figura 4.2: Ejemplo de pozo con acumulación de gas de yacimiento, presentando un contacto de 

fluido tipo GWC a 713’ TVDSS (base de la capa arena con gas- tope de la capa de arena con 

agua). Las flechas moradas indican el tope y base de la arena con gas, la flecha verde indica la 

presencia de un cambio heterolítico a 702’ TVDSS y, en consecuencia, la disminución puntual de 

las curvas de densidad y porosidad- neutrón. 

o Gas por debajo de o Gas Down To (GDT, sus siglas en inglés). Representa un 

espesor de arena con contenido de gas desde su tope hasta su base, es decir, sólo 

posee un tipo de fluido contenido en ella. Las curvas de resistividad exhiben un 

70

aumento sostenido en el espesor permeable y, además, el comportamiento típico 

de las curvas de densidad y porosidad- neutrón cuando existe gas en una 

formación. (Figura 4.3). El significado en español es “gas por debajo de”, lo cual 

describe que la existencia de algún contacto de fluido se encuentra más profundo 

que la capa de arena considerada con clasificación tipo gas down to. 

Figura 4.3: Ejemplo de un registro de pozo mostrando una capa de gas o gas down to. Nótese que 

por debajo de esta capa de gas existe una capa de arena con presencia de petróleo en todo su 

espesor, por lo que el contacto GOC no se observa explícitamente, puesto que el gas asociado al 

petróleo migró hacia una arena de pequeño espesor ubicada más arriba. 

• Gas Asociado al Carbón (GAC). Capas de gas que fueron creadas por la formación de 

capas de carbón a partir de la descomposición de materia orgánica por altas presiones y 

temperaturas ocasionadas por la depositación de capas superiores. (Figura 4.4). (Aguila, 

Ernesto, 2006). 

71

Figura 4.4: Ejemplo de pozo que muestra una acumulación tipo GAC. Las flechas de color 

morado indican el tope y la base de la acumulación. 

• Gas Asociado a Lutita (GAL), clasificación que define a aquellas capas de gas que se 

localizan entre zonas interpretadas como lutíticas que, según el análisis integrado de las 

curvas de los registros, nos indica que o bien se trata de espesores de lutitas con un 

inusual contenido de cuarzo, por lo que las herramientas interpretan un inusual cambio 

litológico brusco, o se refieren a una migración de gas hacia una capa de lutita con micro 

fracturamiento (Conversación directa con Fabrice Cochet). (Figura 4.5). 

72

Figura 4.5: Ejemplo de pozo con una capa de gas de 5 pies de espesor clasificada como GAL. 

Note que las lecturas de densidad y porosidad- neutrón interpretan presencia de gas, pero la curva 

de GR la caracteriza como una zona impermeable de baja lectura de resistividad sostenida, 

caracterizando un espesor lutítico. Posible acumulación de gas causado por contenido de 

cuarzo en la lutita, arcilla orgánica y/o por microfracturamiento de la misma y, 

por ende, migración del gas a este espesor lutítico 

En el estudio realizado a los pozos verticales, observadores y estratigráficos del campo de 

Petrocedeño, la gran mayoría de las capas de gas asociadas al carbón (GAC) y aquellas asociadas 

a lutita (GAL) son de poco espesor de acuerdo a los datos recopilados e inclusive muchas de ellas 

de espesor menor que la resolución vertical de las herramientas para registros de pozos (Figura 

4.6); por tal razón descartamos un estudio más preciso de la presencia de gas catalogadas como 

GAC y GAL, puesto que nos estaríamos refiriendo para el primero, al posible seguimiento del 

73

gas asociado a extensiones de carbones y no de acumulaciones considerables de gas a nivel del 

yacimiento y, para el segundo, a gas con escasos datos de estudio. 

A nivel del análisis realizado en los registros de pozos, observamos que en las unidades 

estratigráficas informales que abarcan este estudio (desde la unidad estratigráfica informal más 

somera del campo llamada “x” hasta el tope de la unidad B1) no se observó acumulaciones de gas 

con contacto tipo GOC, ya que en este campo se presentan sólo en unidades inferiores a las de 

estudio. Por otra parte, los gases con una acumulación tipo GDT no permiten conocer hasta qué 

profundidad se encuentra acumulado el gas, pero sí nos suministran datos que aunque no son 

suficientes, sí son necesarios para estudios de extensión de gas entre pozos cercanos. 

Por todas las razones anteriores, nuestro estudio se centra en evaluar acumulaciones de gas con 

un contacto tipo GWC, cuyo contacto nos indica una base de estas acumulaciones en la 

profundidad de estudio, junto con la información que nos puedan suministrar aquellas capas de 

gas clasificadas como GDT para el seguimiento lateral de dichas acumulaciones. 

4.3 Resultados de Pozos con Presencia de Gas 

De los 44 pozos con presencia de al menos 1 capa de gas, y en base a la clasificación propuesta 

para las distintas formas de su acumulación en el subsuelo, obtuvimos: 7 acumulaciones tipo 

contacto agua- gas (GWC), 6 acumulaciones tipo gas por debajo de (GDT), 28 acumulaciones de 

gas asociado al carbón (GAC) y 5 asociadas a lutita (GAL). Cabe destacar que dentro del número 

obtenido para las acumulaciones tipo GAC incluimos aquellas capas que tienen incertidumbre, 

debido al pequeño espesor que algunas de éstas poseen; en otras palabras, son capas de gas que 

no poseen suficiente resolución vertical para verificar la veracidad de las lecturas de las 

herramientas en ese espesor del registro del pozo (Figura 4.6). 

74

Figura 4.6: Ejemplo de un registro de pozo donde se observa una posible acumulación de gas de 

apenas 2 pies de espesor entre dos carbones, clasificado como GAC. Note la disminución 

inmediata de la curva de porosidad neutrón. La resolución vertical de la herramienta 

es mayor que el espesor de esta capa. 

4.3.1 Relación de Acumulaciones de Gas según Profundidad de Capas y Clasificación 

Luego de descartar información de acumulaciones GAC y GAL, desplegamos en MapView el 

resto de los pozos para conocer a primera vista rasgos de posibles semejanzas de acumulación de 

gas entre pozos vecinos y aledaños. En efecto, observamos en el área Nor-Oeste del campo de 

Petrocedeño (ver Figura 4.7) cuatro (4) pozos (pozos A, B, C y D) con semejanzas de 

acumulación de gas a una profundidad bastante aproximada dentro de la unidad estratigráfica 

informal A0 y con clasificación tipo GWC y GDT. Para los pozos A, B y D la clasificación fue 

75

de un contacto tipo GWC, mientras que en el pozo C se identificó una acumulación tipo GDT. 

Los pozos B y C presentaron acumulaciones de gas en unidades someras a A0 denominadas en 

este estudio “x” puesto que no tiene un nombre asignado por tratarse de las profundidades más 

someras del campo y no correlacionables , ambos a profundidades similares y con contacto de 

fluido tipo GWC. (Figura 4.7). 

Figura 4.7: Campo de Petrocedeño. Se despliegan pozos con capas de gas clasificadas con 

contacto GWC, tanto en la unidad estratigráfica informal A0 (círculos de color azul claro) como 

en la unidad superior “x” (círculos de color amarillo). El recuadro de color naranja representa el 

área final de estudio, el cual cubre los pozos estudio A, B, C y D. 

La razón por la cual decidimos tomar en cuenta a la capa de gas del pozo C con clasificación 

tipo GDT dentro de la unidad estratigráfica informal A0, es porque durante el agrupamiento de 

los datos de capas de gas con profundidades similares en pozos cercanos, éste fue uno de los que 

presentaron una acumulación en ese mismo rango de profundidad. 

76

Las capas con clasificación tipo GDT no nos permiten delimitar hasta qué profundidad llega el 

gas, únicamente nos ayudan a estudiar la posibilidad de continuidad lateral del yacimiento 

somero de gas alrededor de donde se ubica el pozo con esta clasificación, en este caso el pozo C. 

4.4 Análisis de Pozos de Estudio 

El estudio se enfocó en estos 4 pozos, puesto que los demás se encuentran ubicados de forma 

dispersa dentro del campo (Figura 4.7), lo que quiere decir que se tratan de acumulaciones de gas 

puntuales y no de extensiones significativas. Este último es el caso de los pozos B y C, que 

además de poseer una capa de gas con contacto tipo GWC en A0, también poseen registros de 

acumulaciones de gas tipo GWC en unidades superiores a A0 y, que además, poseen dichas 

acumulaciones en profundidades similares entre sí, lo que indica la probabilidad de referirse a 

una pequeña extensión de arena con gas a esta profundidad más superficial a A0, vista 

únicamente en los pozos B y C. (Figura 4.8 y 4.9). 

Figura 4.8: Registro del pozo B mostrando la capa de gas con clasificación tipo GWC ubicada 

sobre la unidad estratigráfica informal A0. 

77

Figura 4.9: Registro del pozo B mostrando la capa de gas con 20 pies de espesor y con 

clasificación tipo GWC a 287’ TVDSS (flecha morada base). Dicha capa se ubica 

sobre la unidad estratigráfica informal A0. Este registro sólo posee interpretación 

de volumen de agua en la zona lavada dentro de la pista Nº 4. 

4.5 Creación de Marcadores de Capas de Gas 

Centrados en el estudio de los pozos A, B, C y D, en StratWorks- Correlation desplegamos las 

curvas de los registros de estos pozos, en ese orden respectivamente para mantener una 

78

correlación ordenada con sentido NE- SW (Figura 3.4), y de esta forma, crear marcadores topes y 

bases de capas que poseen gas, según el procedimiento anteriormente descrito (ver sección 

3.2.1), tanto para las capas pertenecientes a la unidad A0 como a la superior a ella (unidad 

informal x). (Figura 4.10). 

Tabla 1: Datos de pozos de estudio: A, B, C y D. TC: Tope Capa de Gas; BC: Base Capa de Gas; 

EC: Espesor Capa de Gas; TA: Tope Arena que contiene gas; BA: Base Arena que contiene gas. 

Pozo UNIT TC(TVDSS) BC(TVDSS) EC TA(TVDSS) BA(TVDSS) EA Clasificación 

A A0 630,94' 636,30' 5,36' 630,94' 642,93' 44,90' GWC 

B x 276,66' 281,71' 5,05' 276,66' 292,44 15,78' GWC 

A0 619,46' 628,83' 9,37' 619,46' 662,81' 43,35' GWC 

C x 267,03' 287,23' 20,2' 267,03' 291,65' 24,62' GWC 

A0 612,35' 616,98' 4,63' igual igual igual GDT 

D A0 600,04' 636,24' 36,20' 600,04' 642,55' 42,51' GWC 

4.6 Análisis de Correlaciones de Pozos de Estudio 

4.6.1 Correlación Estratigráfica 

Posteriormente, realizamos una correlación estratigráfica de estos pozos utilizando el marcador 

estratigráfico M0 como referencia, puesto que se trata de un marcador continuo, muy cercano a 

la profundidad de estudio y bien interpretado a lo largo del campo. Este marcador representa el 

tope de la unidad A0. A través de StratWorks- Correlation, horizontalizamos el marcador M0, lo 

que nos permitió observar a través de un mismo nivel de tiempo de ocurrencia de eventos 

geológicos, la ubicación de los topes y bases de las capas de gas de estudio (Figura 4.11), 

concluyendo a través de esta correlación de estratos que: 

1. Para el estudio de las capas de gas pertenecientes a los pozos A, B y D, encontradas en la 

unidad estratigráfica informal A0, es decir, bajo M0, parecieran estar contenidas dentro de 

un mismo cuerpo de arena, mientras que para la capa de gas del pozo C concluimos que 

en relación a los pozos A, B y D no tiene continuidad alguna, por lo que posiblemente se 

trate de un cuerpo sedimentario diferente que se pudo haber depositado en un tiempo no 

muy superior a la sub- unidad que contiene las arenas con gas de los pozos A, B y D. 

(Figura 4.11). 

79

Figura 4.10: Despliegue de los marcadores topes y bases de capas de gas (líneas de color fuscia) por encima y por debajo del 

marcador estratigráfico M0 (línea color azul). 

80

Figura 4.11: Correlación estratigráfica de las arenas con presencia de gas en los Pozos de Estudio (A, B, C y D). Las formas 

geométricas de color rosado representan capas de arena, mientras que la forma geométrica de color gris representa una capa 

lutítica, interpretadas de acuerdo al despliegue de las curvas de los registros. 

81

En la Figura 4.12 podemos argumentar que la arena que contiene a la capa de gas del pozo C en 

A0 no pertenece a la continuidad que sí muestran los demás pozos. Se realizó una correlación de 

las curvas de GR del pozo C con el pozo más cercano a éste, que para este caso viene siendo el 

pozo B (véase Figura 3.4). Observamos el comportamiento de las curvas de GR de ambos pozos 

y horizontalizamos los eventos que a simple vista poseen un mismo comportamiento en ambos 

pozos. Esta horizontalización se realizó de acuerdo a las breves disminuciones de las lecturas, lo 

que caracteriza a la presencia de espesores de carbón en el campo. A partir de la correlación, se 

concluyó que la pequeña capa de arena con gas en el pozo C se correlaciona con una capa de 

carbón en el pozo B ubicada justo sobre la correlación realizada para los pozos A, B y D. (Figura 

4.12). 

Figura 4.12: Correlación estratigráfica realizada a partir de la interpretación del comportamiento 

de las curvas de GR de los pozos C y B. Nótese que la arena con gas del pozo C se correlaciona, 

según la secuencia de depositación de estratos, con una capa de carbón en el pozo B. 

2. Para el estudio de las capas de gas de los pozos B y C encontradas en la unidad 

suprayacente a A0 (unidad informal x), es decir, sobre el marcador M0, observamos en 

base a la correlación estratigráfica, que pareciera existir continuidad de la arena con gas, 

82

extendiéndose dicha arena a través de los pozos A y D, aunque en ellos no se observan 

posibles acumulaciones de gas a través de los registros. De acuerdo a este análisis se 

podría concluir que se trata de un mismo cuerpo de arena a esta profundidad. (Figura 

4.11). 

A partir de estos resultados, podemos suponer la existencia de dos (2) cuerpos de arena con 

presencia de gas en los pozos B y C: uno de ellos sobre el horizonte M0, el cual representa una 

pequeña extensión de arena observada únicamente en estos dos (2) pozos; mientras que el otro 

cuerpo se encuentra bajo M0, representando una extensión de arena amplia en la cual se tiene el 

interés de este estudio para la delimitación de una considerable extensión de arena con gas en el 

campo Petrocedeño. 

4.6.2 Correlación Estructural 

El siguiente paso fue hacer una correlación estructural de ambos cuerpos de arena con presencia 

de gas. Esto tiene como propósito observar a profundidad real si las bases de las capas de gas 

coinciden en un mismo nivel de profundidad, lo que podría ayudar a discernir si nos estamos 

refiriendo a un mismo yacimiento de gas somero. El resultado mostró que para el cuerpo de arena 

ubicado bajo M0, los pozos A, B y D poseen su contacto GWC a una profundidad bastante 

cercana (ver Figura 4.13), lo que mantiene la suposición de que posiblemente se trate de un 

mismo depósito de gas; siendo el mismo resultado para la correlación estratigráfica realizada a 

las capas de gas de los pozos B y C ubicadas sobre M0. 

Por otro lado, la correlación realizada bajo M0 de la capa de gas del pozo C con un pozo más 

cercano (pozo B), mostró que este nivel coincide con la presencia de un carbón en el pozo B 

(Figura 4.12); esto nos indica que la acumulación de gas en el pozo C proviene posiblemente de 

profundidades mayores y no de alguna relación lateral con otro pozo. 

83

Figura 4.13: Correlación estructural de las arenas con presencia de gas en los Pozos de Estudio (A, B, C y D). Las formas 

geométricas de color rosado representan capas de arena, mientras que la forma geométrica de color gris representa una 

capa lutítica, interpretadas de acuerdo al despliegue de las curvas de los registros. 

84

Por tal motivo, es de suma importancia la integración de datos sísmicos para una conclusión más 

completa y segura en el momento de relacionar datos de acumulaciones de gas en pozos 

cercanos entre sí, con el fin de verificar si pertenecen o no a un mismo cuerpo de arena. Además, 

así como conocemos las limitaciones que nos ofrecen las herramientas de registros de pozos 

corridas en el campo, también es esencial conocer las limitaciones que nos presenta la 

información sísmica del área. Es por ello que, previo a su uso, es esencial conocer la resolución 

sísmica vertical con la que estamos trabajando, ya que debemos tener en cuenta que el área de 

Petrocedeño está comprendida en la Formación Oficina dentro de dos grandes secuencias 

sedimentarias: fluvial y deltaica. (Bellorini y Poilleux, 2002). 

4.7 Cálculo de Resolución Sísmica Vertical 

La resolución sísmica vertical fue calculada a partir de datos provenientes de tiros de 

verificación o “check shots” del pozo C, los cuales representan la base de datos guía para tal 

cálculo. A partir del informe de check shots de este pozo podemos obtener la información 

necesaria para el cálculo de la resolución vertical que posee la sísmica del campo de Petrocedeño. 

De la sección 3.4 sabemos que la resolución vertical está relacionada con la longitud de la onda 

sísmica de la siguiente manera: 

R ≥ λ/4, 

y que ésta a su vez se relaciona con la velocidad y la banda de frecuencia de su propagación, 

λ =V/f 

Los datos del informe de check shot nos proporcionan información acerca del intervalo de 

interés: en una profundidad comprendida entre 610’ y 710’ s.n.m los detectores registraron un 

tiempo de viaje de la onda de 122,3 ms y 139,1 ms, respectivamente, obteniendo el valor de 

velocidad interválica: 

Vint= ∆d/∆t, es decir 

Vint= (710’ – 610’)/(139,1 ms – 122,3 ms) 

Vint= 100 ft/16,8 ms 

Vint= 5,95 ft/ms 

Vint= 1813,4 m/s 

85

La frecuencia promedio del campo se obtiene a partir del análisis de la banda de frecuencias 

absorbidas por el subsuelo. Para ello, ingresamos en PostStack/PAL, que es otra de las 

aplicaciones de OpenWorks ® 

, eligiendo como dato de entrada al cubo sísmico en profundidad. La 

información que nos interesa ver es una ventana de un perfil sísmico cualquiera contenido dentro 

del área final de estudio, es decir, un perfil sísmico cercano a los pozos A, B, C y D. Por ello, 

sugerimos desplegar el perfil sísmico de la Línea (“Line”) 1000, en un intervalo de Líneas 

Cruzadas (“Traces”) comprendido entre la Línea Cruzada 100 y la Línea Cruzada 500, 

restringiendo dicha ventana a una profundidad entre 100 m (328’) y 250 m (820’). Esta 

profundidad corresponde al intervalo en el que se encuentra nuestro horizonte interés (horizonte 

GWC_M0). 

A partir del espectro de frecuencia de la sísmica, se determinó una frecuencia promedio basada 

en el rango en el cual existen amplitudes considerables (Figura 4.14). Este rango va desde 10 Hz 

a 75 Hz, lo que lleva a tomar un valor de frecuencia promedio de: 

fprom= (fmáx – fmín)/2 

De esta forma obtenemos que, 

fprom= 75 Hz – 10 Hz 

fprom= 32,5 Hz 

λ= (1813,4m/s)/(32,5 Hz) 

λ= 55,80 m 

Por lo tanto, la resolución vertical viene dada por: 

R= λ/4 

R= 55,80 m/4 

R= 14 m 

R= 45,94’ 

El espesor de los paquetes de arena en la unidad A0 que contienen a las capas de gas de los 

pozos A, B y D presentan espesores apenas por debajo a λ/4 (Tabla 1), por lo que considerando 

un margen de error en los cálculos, es posible que puedan generar reflexiones tanto en el tope 

como en la base, y así, ser apreciables dentro del cubo sísmico. Mientras que el pozo C presenta 

86

un espesor de arena mucho menor a la resolución, por lo que se presenta un efecto de entonación. 

La misma situación del pozo C ocurre para los paquetes de arena con gas en la unidad x (superior 

a A0), ya que la resolución es mayor que los espesores de estos paquetes. (Tabla 1). 

Figura 4.14: ventana de PostStack/PAL en la que se despliega la ventana de perfil sísmico 

(izquierda) con parámetros de Line, Traces y profundidad mencionados, además del espectro de 

frecuencia (derecha) en forma de histograma. Las líneas discontínuas indican el rango de 

frecuencias escogido en base a que representa el rango de amplitud significativo. 

4.8 Resultados de la Correlación Sísmica- Pozo 

En la Figura 4.15 se observa el despliegue en la sísmica de los registros de los pozos A, B, C y 

D mostrando las curvas de GR y de RDEEP dentro de una línea con dirección arbitraria NE- SW 

creada en MapView, con el propósito de analizar si en efecto las capas de gas coinciden con un 

87

mismo reflector bajo M0 para A, B, C y D; y sobre M0 para las capas superiores de gas de B y 

C, lo que apoyaría los resultados interpretados a partir de las correlaciones de pozos. 

Mediante la relación de la sísmica con el despliegue de los 4 pozos observamos que, para las 

capas bajo M0, los pozos con contacto GWC (pozos A, B y D) coinciden con una anomalía de 

amplitud fuerte negativa (amplitud roja), lo cual mantiene la teoría de la previa correlación 

estructural de estos tres pozos, en los cuales se interpretó que la arena que contiene estas capas de 

gas es la misma. Mientras que, en la sísmica, el tope de la capa de gas del pozo C no coincide con 

una anomalía de amplitud, éste posee una amplitud cercana al valor cero (“cero crossing”) 

ubicada en un evento geológico con un tiempo superior al que llevan los demás pozos. Las 

amplitudes encontradas alrededor del pozo C pueden estar asociadas a un posible proceso de 

erosión de una unidad infrayacente a partir de la cual se desplazó el gas que ahora está contenido 

dentro de la capa del pozo C (Conversación directa con Franck Mäes). La misma respuesta de los 

pozos A, B y D ocurrió para las capas de gas de los pozos B y C ubicadas sobre el marcador M0, 

en los cuales vemos que se sigue una anomalía de fuerte amplitud (amplitudes rojas) que se 

encuentra limitada lateralmente por presencia de empujes hacia abajo (“push down”) de los 

reflectores (Figura 4.15). Estos pudieron ser ocasionados por la disminución de la velocidad de la 

onda propagada ante la presencia de esta saturación de gas ubicada sobre M0, o posiblemente por 

deficiencias en el procesamiento de los datos sísmicos. Tal disminución de velocidad, causa que 

estratos infrayacentes aparezcan en la sísmica más profundos de lo que realmente están. Este 

efecto causa una flexión hacia abajo (down warping) de los estratos inferiores en la sección 

sísmica. (Bailey, 2007). 

Las flexiones hacia abajo causadas por los push down repercuten en la interpretación sísmica, 

dado que en la zona de push down, la interpretación reflejará una falsa ubicación del horizonte 

que, al mismo tiempo, genera un posible falso cierre estructural o estratigráfico alrededor de 

ellos. 

88

4.9 Interpretación del Horizonte al Nivel de Capas de Gas 

Enfatizando en el estudio de la de arena de interés, la arena que se encuentra por debajo de M0: 

el horizonte que refleja la presencia de gas representa la extensión de arena interpretada dentro 

de los pozos A, B y D, excluyendo la capa de arena del pozo C, puesto que concluimos que se 

trata de una sub unidad distinta (ver sección 4.6.1). Para tener el horizonte interpretado de la 

arena con gas, necesitamos tener como horizonte guía aquel que suprayace el nivel de estudio y 

que muestre los eventos geológicos por los cuales la extensión de arena de estudio estuvo 

expuesta luego de su depositación. Este horizonte denominado M0 representa un carbón regional 

suficientemente consistente en la sísmica para poder ser interpretado y tomado como el horizonte 

referencia. M0 representa un cero crossing (o amplitud cero) bastante claro en la sísmica para su 

fácil interpretación (Figura 4.16). 

Tomando en cuenta que la distancia en la que se encuentran los topes de la arena con gas en 

estos tres (3) pozos es cercana con respecto al horizonte M0, de aproximadamente 25 m, 

decidimos crear el nuevo horizonte de la arena con gas a partir del horizonte M0, ya que a una 

distancia de 25 m no hay fuertes variaciones en el comportamiento de sedimentación de estratos, 

y más aun si pertenecen a una misma unidad estratigráfica informal interpretada, que para este 

caso es A0. 

Este nuevo horizonte fue llamado GWC_M0 debido a que representa el tope de las capas de gas 

que poseen un contacto tipo GWC (Figura 4.17). La interpretación del horizonte GWC_M0 a 25 

m de M0 muestra que la capa del pozo C está por encima del nivel que diseñamos como tope de 

una sub unidad con contenido de gas, por lo que aún podemos sólo hacer suposiciones de la 

depositación de esta pequeña arena: 1) se trata de un cuerpo de arena diferente, o 2) se trata de la 

posible erosión de un estrato inferior que contenía este gas y que posteriormente migró hacia una 

capa permeable superior. Esta última suposición se realizó en base a la observación y análisis de 

las amplitudes caóticas que rodean a este pozo. (Figura 4.18). 

90

Figura 4.18: Sección sísmica mostrando al horizonte M0 (línea de color rojo) y al horizonte 

GWC_M0 (línea de color amarillo). Nótese que el círculo de color verde encierra la capa de gas 

del pozo C, la cual se encuentra por encima del nuevo horizonte interpretado y que mantiene la 

incertidumbre de la pertenencia o no de esta capa de gas dentro del nivel 

4.10 Generación de Mapas 

4.10.1 Mapas en Profundidad 

dado a los restantes pozos. 

A partir de la interpretación del horizonte sísmico GWC_M0 se generó un mapa de profundidad 

del horizonte, el cual nos muestra un buzamiento del tope de la arena con gas con dirección 

Suroeste- Noreste (SW- NE). (Figura 4.19). 

93

Figura 4.19: Mapa en profundidad del horizonte M0_GWC con despliegue de fallas al 

basamento. 

Se utilizó el mapa en profundidad como posible herramienta para delimitar la zona con 

presencia de gas alrededor de los pozos A, B, C y D, tratando de determinar la posible existencia 

de cierres estructurales alrededor de los pozos de estudio. Para ello, realizamos una reducción de 

la escala o “clipping” de profundidad hasta 194 m (637 pies), la cual representa la base de capa 

de gas de estudio más profunda (ver Tabla 1); de esta manera se muestra dentro de una misma 

escala de colores una escala de profundidad acortada con el propósito de enfatizar rasgos de 

posibles cierres de niveles en profundidad. Mediante esta metodología se logró estimar de forma 

cualitativa un cierre en los niveles de profundidad en la zona cercana a los pozos B, C y D, que 

proporcionan indicios para delimitar posibles acumulaciones de gas (Figura 4.20). 

Para la zona de estudio, los mapas en profundidad no dan una respuesta contundente que 

permitan la caracterización de zonas prospectivas o de acumulación de fluidos. Por tal motivo, se 

decidió realizar un análisis de atributos sísmicos, los cuales ayudan en la caracterización de 

yacimientos, estimación de propiedades, discriminación de litologías, zonas con mayor 

porosidad, contenido de fluido, caracterización de extensión y geometría de cuerpos geológicos, 

etc. ( ://www.glossary.oilfield.slb.com). 

94

Figura 4.20: Mapa en profundidad del horizonte M0_GWC, tomando como profundidad final 194 

m, la cual representa la profundidad de la capa de gas más profunda entre las capas de pozos 

estudio. Nótese la existencia de posibles cierres de niveles cercano a la ubicación de los pozos de 

4.10.2 Mapas de Atributos Sísmicos 

estudio. 

Hoy día, la integración de diferentes atributos a través de métodos estadísticos, redes 

neuronales o manipulaciones matemáticas, constituyen lo que se denomina “atributos híbridos” 

(Taner, 2001). Ellos pueden ser empleados en interpretación estratigráfica para definir 

geometrías de estratos y sus terminaciones, o para revelar patrones que caractericen ambientes de 

sedimentación, fallas y fracturas. A través del análisis de atributos sencillos o combinados, se 

busca predecir litologías, facies, porosidad, contenido de fluido, entre otras propiedades 

extraíbles a partir de datos del subsuelo. 

Por ello, generamos 15 mapas de atributos sísmicos (ver sección 3.6.5) con una ventana del 

cubo de profundidad tomada desde el tope del horizonte GWC_M0 hasta un horizonte creado en 

95

profundidad ubicado 25 m por debajo del mencionado horizonte, puesto que aproximadamente 

hasta esta profundidad se exhibe la base de secuencia de la arena reservorio de gas somero. 

El objetivo de la generación de estos mapas es delimitar arealmente la arena con gas que hemos 

estudiado hasta ahora. Esto se consigue a través del análisis de los atributos sísmicos del campo 

de Petrocedeño, haciendo énfasis en el área final de estudio, comprendida por los pozos A, B, C y 

D. 

De los 15 mapas de atributos sísmicos extraídos a partir del horizonte GWC_M0, sólo 3 dieron 

resultados que permiten caracterizar la zona de yacimiento de gas somero. Tales resultados se 

describen en las siguientes secciones de éste capítulo. 

4.10.2.1 Mapas de Atributos a Partir de Cubos de Frecuencia 

Las figuras desde la 4.21 hasta la 4.27 representan los mapas de las amplitudes espectrales cuyo 

contenido de frecuencias ha sido filtrado en diferentes intervalos: partiendo desde el intervalo de 

menor frecuencia encontrado en el campo (de 10 a 20 Hz) hasta el intervalo de frecuencias de 

mayor valor (de 60 a 70 Hz). 

El atributo extraído a partir del cubo de frecuencia de 10- 20 Hz fue el elegido para hacer la 

delimitación más próxima a lo que representa la zona reservorio de gas somero (Figura 4.21). Los 

cambios laterales bruscos en todos o algunos atributos de frecuencia, pueden ser interpretados 

como efectos de absorción de frecuencia, causados por saturación de gas o por fracturamiento 

(PAL User Guide de Landmark ® , 1996). En el caso de arenas saturadas con gas, ocurre la 

atenuación de frecuencias altas; en esa zona de atenuación se pueden observar los valores de 

frecuencias más bajas presentes dentro de la ventana en profundidad elegida. (PAL User Guide 

de Landmark ® ,1996). 

La figura 4.22 muestra las amplitudes espectrales asociadas a un intervalo de frecuencia de 10 a 

20 Hz que exhibe el horizonte GWC_M0. A partir de este mapa realizamos la delimitación del 

cuerpo arenoso con gas. 

96

Figura 4.21: Rebanada del horizonte GWC_M0 de la amplitud espectral en un cubo de frecuencia 

de 10- 20 Hz, mostrando que en las cercanías de los pozos A, B y D se aprecian las mayores 

amplitudes fuertes negativas relacionadas al intervalo de frecuencia de menor valor en la sísmica 

(10- 20 Hz). 

Elegimos específicamente el mapa que muestra amplitudes en un rango de frecuencia de 10- 20 

Hz porque es el único que demuestra que los 4 pozos están saturados de gas, puesto que atenúan 

fuertemente la señal en ese nivel. (Figura 4.22). Los demás cubos con intervalos de frecuencias 

mayores no muestran un cambio brusco lateral que permita una buena delimitación de la zona 

que atenúa la señal sísmica y que, por lo tanto, refleje características claras de presencia de gas. 

(Figuras 4.23, 4.22, 4.23, 4.24 y 4.27). 

97

Figura 4.22: Rebanada del horizonte GWC_M0 en amplitud espectral en el cubo de 10- 20 Hz, 

mostrando la delimitación de la zona yacimiento de gas somero en cerrando a los pozos A, B y D. 

98

Figura 4.23: Rebanada del horizonte GWC_M0 en amplitud espectral en el cubo de 20- 30 Hz, 

mostrando la delimitación de la zona yacimiento de gas somero. 

99

Figura 4.24: Rebanada del horizonte GWC_M0 de la amplitud espectral en el cubo de 30- 40 Hz, 

mostrando la delimitación de la zona yacimiento de gas somero. Nótese que en la zona delimitada 

de color azul existe un rango amplio de valores de amplitudes asociadas a este cubo de 

frecuencias. 

100

Figura 4.25: Rebanada del horizonte GWC_M0 de la amplitud espectral en el cubo de 40- 50 Hz, 

mostrando que en la zona delimitada no se aprecian cambios significativos de amplitud 

asociadas. 

101

Figura 4.26: Rebanada del horizonte GWC_M0 de la amplitud espectral en el cubo de 50- 60 Hz 

mostrando el mismo comportamiento. 

102

Figura 4.27: Rebanada del horizonte GWC_M0 de la amplitud espectral en el cubo de 60- 70 Hz 

mostrando el mismo comportamiento. 

4.10.2.2 Mapa de Atributo de Amplitud Promedio 

Además, la presencia de gas también se relaciona con cambios en las amplitudes de la arena 

yacimiento. Frecuentemente acumulaciones de gas reducen la velocidad de propagación de la 

onda sísmica cuando viaja a través de la formación que lo contiene. Esta reducción de velocidad 

incrementa el contraste acústico entre la formación contenida de gas y las adyacentes. El 

contraste incrementado puede causar una anomalía alta de amplitud en la reflexión sísmica, 

dando lugar a lo que comúnmente en Geofísica se denomina como “bright spot” en una sección 

sísmica. (Bailey, 2007). 

En la figura 4.28 se observa que el área donde se ubican los pozos A, B y D y que previamente 

fue delimitada como yacimiento de gas somero en el mapa de amplitudes espectrales en un cubo 

de frecuencia de 10- 20 Hz, expone las amplitudes más fuertes negativas (de color rojo). Esto 

103

quiere decir que el estudio del atributo de amplitud promedio permite asociar anomalías de 

amplitud con anomalías de frecuencia en zonas saturadas de gas. 

Figura 4.28: Rebanada del horizonte GWC_M0 en amplitud. Nótese que el área delimitada posee 

las amplitudes fuertes negativas del campo (color rojo). 

4.10.2.3 Mapa de Atributo de Frecuencia Promedio 

El mapa de frecuencia promedio (Figura 4.29) permitió corroborar que en los posoz A, B, C y 

D existen los contrastes de frecuencias más bajos, puesto que en estos pozos se observa el 

intervalo de frecuencia promedio más bajo. Cabe destacar que este atributo no fue utilizado para 

la delimitación de la zona con gas, ya que no está explícito una uniformidad o un rango constante 

de valores de frecuencia promedio en la zona en donde se ubican los pozos de estudio (pozos A, 

B, C y D). En el mapa se puede notar que justo en la zona donde se ubican los cuatro (4) pozos 

existe un rango de frecuencia promedio de 0- 90 Hz, lo que representa un intervalo con gran 

variabilidad de frecuencia que no ayuda en la delimitación de un reservorio, en este caso de gas. 

104

Esto quiere decir que a través de la comparación de atributos de amplitud y frecuencia 

podemos, en principio, descartar áreas con presencia de gas, puesto que expone no sólo las 

frecuencias más bajas (por atenuación de la señal) sino también contrastes fuertes de amplitud 

para dicha área. A través de estos atributos podemos distinguir la zona con los pozos A, B y D 

como un mismo cuerpo sedimentológico que contiene gas. Mientras que podemos descartar al 

pozo C, puesto que según el mapa 4.22 no se ubica en la zona que muestra la absorción de 

frecuencias que sí muestra la zona donde se ubican los demás pozos. 

Figura 4.29: Mapa de frecuencia promedio mostrando que en la cercanía de los pozos A, B y D 

existen las frecuencias más bajas (colores azules y verdes en la escala). 

105

4.10.2.4 Mapas de Atributos de Amplitud Ponderada de la Frecuencia Instantánea y de 

Frecuencia RMS 

Los demás atributos sísmicos calculados no aportan información que pueda ser útil para la 

caracterización de zonas con presencia de gas. Tales son los casos del atributo de Amplitud 

Ponderada de la Frecuencia Instantánea y del atributo de frecuencia RMS. El primero, representa 

una técnica de análisis múltiple que combina la información proveniente de amplitudes con 

información de frecuencias instantáneas. A veces, este tipo de atributos combinados hacen difícil 

la relación de medidas de un resultado y otro. (Taner, M. T. y Sheriff, R. E.). El mapa de este 

atributo señala que para la zona de gas delimitada se muestran amplitudes altas positivas (de 

color blanco) que también son vistas en otras zonas del campo Petrocedeño. (Figura 4.30). 

Asimismo el segundo, muestra valores bajos de frecuencia RMS en la zona de estudio que 

también son ampliamente vistos en diferentes zonas del campo Petrocedeño. (Figura 4.31). 

Figura 4.30: Mapa de amplitud ponderada de frecuencia instantánea, mostrando que la zona de 

gas se asocia a amplitudes positivas fuertes así como también otras zonas del campo Petrocedeño 

al nivel del horizonte GWC_M0. 

106

Figura 4.31: Mapa de frecuencia RMS. Note que dentro de la zona de gas existen bajas 

frecuencias RMS así como también en otras áreas del campo a nivel del horizonte de estudio. 

4.10.2.5 Mapas de facies Sísmicas 

Además, se generaron mapas de facies sísmicas, también llamados sismofacies. Estos mapas se 

obtienen aplicando una red neuronal no supervisada para clasificar formas de trazas dentro del 

intervalo de estudio, en donde un número determinado de trazas patrones (representadas mediante 

la variación de trazas dentro del intervalo de estudio) es seleccionado por el usuario para 

comparar y clasificar todas las trazas sísmicas del área. 

Se generaron además 3 mapas de facies sísmicas, con 5, 7 y 12 formas de trazas patrones. Cada 

forma de traza de nuestro intervalo sísmico de estudio es comparada con las 5, 7 y 12 trazas 

patrones y asignadas a un color del modelo de trazas de cada mapa de sismofacies creado. El 

resultado es un mapa de facies sísmicas que muestra similitud entre las trazas del intervalo 

sísmico de estudio y un conjunto de modelos de trazas generadas mediante redes neuronales. 

(Poupon y Palmer, 1999b). 

107

Los mapas de facies sísmicas son usados para caracterizar y analizar arenas con gas asociadas a 

un sistema de canal, componentes de ambientes depositacionales, entre otras características 

geométricas de cuerpos litoestratigráficos. (Poupon y Palmer, 1999a). 

A través de los tres (3) mapas de sismofacies, pudimos interpretar que para la zona de estudio 

se pudo lograr una concordancia de trazas sólo con el mapa de 5 modelos de trazas patrones 

(Figura 4.32). Mientras que para modelos de trazas mayores a cinco (5), sólo se lograba la reseña 

de eventos más discretos que no permiten la conclusión de algún evento en particular como 

geometrías estratigráficas, estructuras, etc, dentro del intervalo de estudio, tomado desde el 

horizonte GWC_M0 hasta un horizonte inferior ubicado 25 m por debajo de éste (Figuras 4.33 y 

4.34). El mapa de sismofacies de 5 modelos de trazas nos indica que la traza patrón Nº 3 (color 

verde) delimita de forma aproximada la geometría de un cuerpo en la zona que rodea los pozos 

A, B, C y D, cuya respuesta podría estar asociada a la caracterización de un cuerpo arenoso con 

cierta porosidad a este nivel, y que, según datos de pozos, dicho cuerpo a este nivel en esa zona 

de estudio contiene gas. 

108

Figura 4.32: Mapa de sismofacies con 5 modelos de trazas. Note que los pozos con círculos 

blancos están relacionados con el modelo de traza Nº 3 que caracteriza a la traza patrón de color 

verde. En la esquina inferior derecha se encuentra el modelo de trazas patrones. 

109

Figura 4.33: Mapa de sismofacies con 7 modelos de trazas. Note que para los pozos denotados 

con círculos negros se observan los modelos de trazas Nº 3, 4 y 5, lo que indica que hay 

caracterizaciones de trazas más puntuales que impiden observar algún evento relacionado con 

agrupamientos de trazas en la zona de estudio. En la esquina inferior derecha se encuentra el 

modelo de trazas patrones. 

110

Figura 4.34: Mapa de sismofacies con 12 modelos de trazas. Obsérvese que existe la misma 

tendencia de comportamiento de las trazas ocurrido en el modelo de 7 trazas sintéticas. En la 

esquina inferior derecha se encuentra el modelo de trazas patrones. 

111

CONCLUSIÓN 

La combinación de la información directa de pozo suministrada por los registros petrofísicos en 

combinación con la información suministrada por los datos sísmicos a través de los atributos de 

amplitud y frecuencia del área, permitieron identificar un área prospectiva de gas somero 

localizada hacia el Noroeste del campo de Petrocedeño. 

Los perfiles de pozos permitieron determinar la ubicación puntual de arenas con características 

de presencia de gas, que al ser correlacionados unos registros con otros, se pudo observar una 

posible acumulación de gas dentro de un mismo cuerpo de arena. Los atributos sísmicos 

permitieron corroborar no de forma puntual sino de forma más areal que alrededor de estos pozos 

existe el despliegue de propiedades físicas comunes ante la presencia de acumulaciones de gas. 

En este caso hablamos de las respuestas de amplitud y frecuencia aportadas por los mapas de 

ambos atributos, los cuales, para el caso de la amplitud, se pudo observar una anomalía fuerte 

negativa en la zona que encierra los pozos A, B y D, lo que, por estudios previos, dicha anomalía 

es posible asociarla a efectos del gas en la sísmica. Mientras que en el caso del atributo de 

frecuencia, de acuerdo a los mapas generados a partir de él se observa que bien es cierto que 

zonas con presencia de gas presentan absorción de altas frecuencias, generando un área 

oscurecida ocasionada debido a que el gas tiende a absorber más rápidamente la señal sísmica. 

Los mapas de sismofacies poca información pudieron aportar para el nivel de gas de estudio. 

Sólo con el modelo de 5 trazas patrones se pudo observar a través de la traza Nº 3 que existe una 

similitud entre ellas en el área comprendida por los pozos A, B, C y D. Estos mapas no 

caracterizan la presencia de acumulación de fluidos, más bien caracterizan geometrías de cuerpos 

sedimentarios o estratigráficos, por lo que la respuesta adquirida del mapa de sismofacies con 5 

modelos de trazas puede ser interpretada como un cuerpo arenoso con similares características de 

sedimentación o depositación, en otras palabras, un mismo cuerpo de arena. 

112

Es importante tener en cuenta el potencial interpretativo de los atributos sísmicos, los cuales 

son de gran apoyo para reducir la incertidumbre en la localización de áreas prospectivas de 

hidrocarburo, en este caso, gas. Sin embargo, este tipo de estudio se debe de complementar con 

información adicional tal como los perfiles de los pozos, los cuales nos proporcionan un esquema 

global del área de interés. 

La composición de los atributos se debe tomar con mucho cuidado, ya que una mezcla no 

adecuada de ellos nos pueden dar un significado físico incorrecto de lo que está ocurriendo en el 

subsuelo. 

113

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116

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