Yacimiento no convencional (parte II)

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Geología Regional:
Estructura: Estructuralmente el campo La Concepción está compuesto por bloques plegados, separados por fallas inversas y separado entre sí por bajos estructurales El reservorio Cretácico está compuesto por tres yacimientos principales, dos de los cuales están conformados por bloques levantados, limitados por fallas inversas mayores de rumbo NE-SO (estructura en flor) y constituido por un bloque contraccional, fallado y de bajo relieve estructural.
Estratigrafía: La columna estratigráfica comprende sedimentos carbonaticos de margen pasivo (Cretácico) y una espesa secuencia mixta sílico-carbonatica (Paleoceno-Eoceno al Mioceno). La primera suprayace al basamento ígneo-metamórfico. Una delgada sección conglomerática de la Formación Río Negro marca el inicio del Cretácico. Sobre esta se desarrolla una sección carbonatica que conforma el grupo Cogollo, esta la Formación la Luna, compuesta por packstones y lutitas calcarías y orgánicas. El ciclo cretácico es cerrado transicionalmente con la Formación Colón, compuesta en base a tope por un intervalo creado de caliza masiva (Socuy) sobre el cual reposa una espesa sección lutítica (Lutitas de La Paz de la Formación Colón) y por las arenas de la formación Mito Juan, conformando el sello regional de los yacimientos cretácicos. Las calizas y la arenisca de la Formación Guasare representan el Paleoceno. El Eoceno es una alternancia de areniscas y lutitas correspondiente a la Formación Misoa. En el área, los sedimentos del Oligoceno- Mioceno están parcialmente erosionados.
Los yacimientos no consolidados identificados en el campo La Concepción pueden dividirse de acuerdo al fluido que contengan gas-petróleo y a la permeabilidad efectiva del reservorio. Los yacimientos de gas están asociado a sedimentos arenosos poco consolidados, a delgadas intercalaciones de de arenisca y lutitas, a carbonatos compactos, a secuencia mixtas o a lutitas. Los yacimientos de petróleo se localizan en secuencias alternadas clásticas-carbonaticas, en niveles dolomíticos, en carbonatos apretados, en lutitas orgánicas o en rocas granodioriticas fracturadas. De acuerdo a la permeabilidad efectiva, los yacimientos identificados en el campo pueden encontrarse en rocas clásticas o carbonaticas compactas de muy baja permeabilidades, en rocas fracturadas o en reservorios poco consolidados.
Los Yacimientos No Consolidado que han sido reconocidos en el campo comprenden:
1.- Gas Somero: Son yacimientos que ocurren a profundidades cercanas a los 1000 pies. Típicamente se asocian a sedimentos microcénico arenoso, sueltos, poco consolidados, próximos a la discordancia Mioceno-Eoceno. Estos van a presentar una muy buena expresión sísmica, reflejadas en altas amplitudes, presentan poca extensión areal y suelen ocasionar problemas durante la perforación y cementación de pozos.
2.- Gas de arenas compactas de la Formación Misoa: (arenas apretadas de gas): Se localizan a profundidades relativamente somera a 2500 pies. Pueden presentar prospectiva en áreas no drenadas de yacimientos conocidos y a lo largo de todo el campo. Se vinculan a capas delgadas de arenas arcillosas, de granos finos, poco continuos, lenticulares, intercaladas con lutitas laminares.
Algunos reservorios llegan a mostrar muy bajas porosidades (< 2%) y permeabilidades cercanas a 1 mD. Esto puede ser que se deba a la presencia de arcillas lenticulares y algunas estructuras sedimentarias. Diageneticamente, las rocas han sufrido eventos de compactación, cementación (sobrecresimiento de cuarzo y caolinita) esto ha reducido la calidad de reservorio de las areniscas y subsecuente disolución (feldespatos).
El entendimiento de los mecanismos de producción de esta tipo de reservorios requiere del conocimiento de las propiedades petrofísicas y su relación con ciertas asociaciones litológicas, de la distribución areal y vertical de facies, de las porosidades, saturaciones y permeabilidades del yacimiento.
3.- Gas y Petróleo de la secuencia silico-carbonaticas fracturada de la Formación Guasare: En el campo La Concepción ha sido probada, llegando a aportar petróleo y agua, con tasas entre 8 y 12 bpph y algo de gas, lo que no revistió interés en el momento, obligando su abandono. La formación en ocasiones se presenta intensamente fracturada, lo cual ha quedado demostrado con pérdidas de circulación observada durante la perforación de pozos.
Sísmicamente la formación luce prospectiva. Marcha (2003) identifico puntos brillantes en el área del campo Los Lanudos, en su contacto con arenas basales del Eoceno (Miembro Areniscas Inferiores), presumiblemente asociado a la presencia de gas.
4.- Gas de las lutitas orgánicas y calcilutitas de la Formación La Luna (Roca Madre gas): es gas natural producido de yacimientos compuesto de lutitas con cantidades menores de otra roca de granos finos, mucho más que la de los reservorios convencionales de areniscas o carbonatos. La roca suele ser tanto generadora como reservorio. El almacenamiento puede ser adsorbido como materia orgánica insoluble (Kerógeno), atados entre os poros de los sedimentos de granos finos o en fracturas dentro de las mismas lutitas. Es característico de este tipo de yacimientos:
· Bajas tasas de producción
· Larga vida
· Baja tasa de declinación
· Ricos en materias orgánica
· Altas reservas

La Formación La Luna, además de ser la roca madre por excelencia de la cuenca occidental, ha sido prospectiva en el campo vecino Mara Oeste. En el campo La Concepción, se han observado importantes aportes de hidrocarburos durante la perforación de la mencionada unidad.

Angel Da Silva
Fundador de la Comunidad Petrolera. Asesor petrolero, instructor de programas de formación, emprendedor, apasionado por la tecnología, ingeniero de petróleo, MBA y Máster en Banca, Mercados Financieros y Gestión de Patrimonios.