Lacpec_ProductionGeology_Ven
- 1. Picarelli, A.T.; Holder, B.; Argüello, J.; Peron, R.; Nieves, I. Y Rojas, J. Estratigrafía Secuencial de Alta Resolución y Caracterización de Reservorios Aplicadas a Campos Maduros: Ejemplo de la Cuenca Oriental de Venezuela
- 2. Geotectonic Context and Mata Location Caribbean Cocos Nazca North-American South-American 30 Km Mata Area
- 3. Mata Area - OOIP Distribution 865 MMBbls scattered in 258 reservoirs. 8% of the reservoirs = 50% OOIP. Average Reservoir OOIP 19.8 MMBbls. Another 92% of the reservoirs = 50% OOIP. Average Reservoir OOIP 1.7 MMBbls. API Density from 8º API (Merecure) to 65º (Uppermost Oficina) Reservoirs 0% 50% 100% 50% 100% OOIP
- 4. Reservoir analysis: Reservoir redefinition based on HIGH RESOLUTION SEQ STRAT. Definition of communication among reservoirs: Definition of HIDRAULIC UNITS. Definition of the targets for SECONDARY RECOVERY and BYPASSED OIL. Objectives
- 5. STACKING PATTERN ANALYSIS. Sand body geometry analysis. Fault juxtaposition analysis. Pressure and recovery factors analysis. Method
- 6. Stacking Patterns: Second Order Events
- 7. 2nd Order LST-TST (Merecure/Oficina): 3rd Order Architecture
- 8. Seq Strat based Stratigraphical Framework
- 9. 74% of the OOIP within the LST’s and TST’s SEQ STRAT and OOIP Distribuction 644 415 136 222 110 39 100 200 300 400 500 600 700 HST LST/TST OOIP MMBbls 0 Total Area Occidental Area Oriental Area
- 10. 57% of the OOIP within the LST’s: Reservoirs U, S y L. S N SB SB U Reservoirs S y L I, J, O, P y R M y N MFS SEQ STRAT and OOIP Distribuction
- 11. Stacking pattern analysis. SAND BODY GEOMETRY ANALYSIS. Fault juxtaposition analysis. Pressure and recovery factors analysis. Method
- 12. Sand Body Geometry LST Deposits (Merecure IV/Oficina VIII) Channalized reservoirs. South to north oriented Incised valley fills (south to north ( fluvial and estuarine ). 50 to 100’ thick. Structural entrapment updip/stratigraphical laterally. Vertical communication due to erosive events .
- 13. Sequences Merecure IV/Oficina VIII: LST Fluvio-Estuarine Incised Valley Fill
- 14. 2 km 1022000 1020000 1018000 1016000 3 9 0 0 0 0 4 0 0 0 0 0 HST Sequence Merecure Barrier isopach between U1 and U2 Reservoirs. 40 30 20 10 Area without barrier LST Oficina VIII LST Merecure I TST/HST Merecure I Barrier U1 - U2 SB SB 0 0
- 15. Multibranched channalized reservoirs. South to north shallow incised valley fills (mainly estuarine sedimentation). 30-50’ thick . Structural entrapment updip/stratigraphical laterally. Lateral compartimentalization, localized vertical communication caused by erosion . Sand Body Geometry LST Deposits (Merecure IV/Oficina VIII)
- 16. Sequences Oficina VII/Oficina I LST Estuarine Incised Valley Fills
- 17. Non-Channalized reservoirs. East-west/northwest-southeast oriented littoral sand bars (estuarine influence?). Stratigraphical/Structural Entrapment. Vertical communication limited to high frequency erosional events. Sequencies Merecure I to Oficina I: Sand Body Geometry TST/HST Deposits (Merecure I/Oficina I)
- 18. Sequencies Merecure I/Oficina I TST/HST Littoral Bars
- 19. Production Profiles - Incised Valley Fills bopd Date Water Cut (%) Water cut progressive increase
- 20. Production Profiles - Littoral bars Low water cut Fast declination GOR Increase bopd Date Water cut (%)
- 21. Paleogeographical Model 400 km Guyanna Craton Perija Ridge Andean Cordillera Caribbean Sea Maracaibo Lake Ciudad Bolivar
- 22. Stratigraphical Model Sequencies Merecure IV to Oficina IV
- 23. Stacking pattern analysis. Sand body geometry analysis. FAULT JUXTAPOSITION ANALYSIS. Pressure and recovery factors analysis. Method
- 24. Reservoir Communication in Fault Zones Structural Framework Down-Throw Block Up-Throw Block
- 25. Fault Juxtapositions - Throws between 0 and 500’ High transmissibility Lack of transmissibility Low transmissibility Moderate transmissibility 4500 psi 3300 psi 4500 psi Buzamiento N Map View Diagrama de Yuxtaposición (Knipe, 1997, AAPG Bulletin, 81 (2)); 187 196 Up-throw block Throw
- 26. Fault Juxtapositions - Throws between 0 and 300’ LST Oficina VI (L and M reservoirs) L2U/L1 L2ML/L2U L2M/L1 L3/L2ML L3/L2U L4/L2ML L4/L2U L4/L1 M1/L1 M1/L2U M1/L2ML 100’ 200’ 300’ Throw Microlog Resistivity SP L1 L2U L4 M1 L2M L3 M3 L2L
- 27. Stacking pattern analysis. Sand body geometry analysis. Fault juxtaposition analysis. PRESSURE AND RECOVERY FACTORS ANALYSIS. Method
- 28. Evolución de la presión Arenas U y S
- 29. Pressure Survey - Reservoirs L, S and U FMT Data 11000 10800 10600 10400 10200 10000 9800 9600 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 Presión, lpc L2 Reservoir L3L Reservoir L4 Reservoir S Reservoirs U1,2 Reservoir U3-4 Reservoir Gradiente = 0.454 lpc/pie Depth (feet b.n.m.)
- 30. Relationship between Pressure and Recovery Factors: Hydraulic Units L, S and U 0 1000 2000 3000 4000 5000 L2 L3L L4U S1,2 S3,4 U1,2 Reservoirs Pressure, psia 0 10 20 30 40 50 60 Recovery Factor Original Pressure FMT Pressure Recovery Factor
- 31. El análisis de los patrones de apilamiento - definición de secuencias y “systems tracts” - permite predecir la calidad de la roca reservorio y la distribución del POES en el campo. El carácter predictivo del modelo permite su aplicación en escala de cuenca. Los principales reservorios corresponden a arenas depositadas durante períodos de mar bajo (LST) y transgresivo (TST). Dos tipos básicos de geometrías de arenas fueron identificados: Rellenos de valles incisos (LST) y barras litorales (TST/HST). Conclusions
- 32. Eventos erosivos de alta frecuencia y fallas permitieron la comunicación hidráulica entre reservorios, especialmente en aquellos relativos a los sistemas de mar bajo (LST). Los datos de presión y la historia de producción corroboran la comunicación sugerida por el modelo geológico. Tres unidades hidráulicas fueron propuestas: UH-L (originalmente 12 arenas), UH-S (5 arenas) y UH-U (9 arenas). La geometría canalizada y la superposición vertical de estos reservorios permite la ejecución de proyectos de recuperación secundaria en múltiples UH. Conclusiones
- 33. Agradecimientos A PEREZ COMPANC por la oportunidad de desarrollar este trabajo.
- 34. Agradecimientos A PDVSA y PEREZ COMPANC por la oportunidad de desarrollar este trabajo.
Editor's Notes
- #2: El trabajo que vamos presentar representa una parte del trabajo de re-desarrollo del campo Mata en la cuenca de maturin. El producto final de este trabajo fue plasmado en un nuevo plan de desarrollo para el campo. Esta parte se refiere al anàlisis estratigràfico y al establecimento de unidades hidraulicas en el campo.
- #3: El àrea Mata se ubica en la parte central de la sub cuenca Maturin, una cuenca del tipo antepais desarrollada desde el Oligomioceno hasta los presentes dias.
- #4: La principal particularidad del campo es la dispersión del POES en un gran número de yacimientos (258) los cuales según las leyes que regulan la explotación de hidrocarburos en Venezuela no pueden ser explotados en conjunto, a no ser que constityan unidades hidráulicas. Otra particualridad del campo as la heterogeneidad tanto de la distribución como de la gravedad de los crudos. Un pequeño número de los 258 reservorios concentra la gran parte del POES. En estos se concentró el estudios de definición de unidades hidraulicas y de proyectos de recupareción secundária.
- #5: Para esto fueron definidos tres objetivos principales: Primero determinación de un marco genético para estos yacimientos. O sea, de que manera estos 258 yacimientos pueden ser agrupados dentro de um marco estratigráfico con base genética y a partir de esto, definir cuales de estos reservorios podrían estar comunicados y de cómo su geometría y sistemas depositaciones podrían impactar los proyectos de recuperacíon secundaria.
- #6: Para lograr estos objectivos el trabajo se basó en el desarrollo de cuatro tipos de análisis: los patrones de apilamiento para la definición del marco estratigráfico secuencial; Definido el marco secuencial se analizaron las geometrías de los cuerpos arenosos y naturalezas de contactos (identificando áreas sin preservación de sello) y las relaciones de yuxtaposiciones en las zonas de fallas. Definiendo el marco geológico fundamental del campo fueron analizados los datos de presiones disponibles y selecionados puntos de tomas de presión para complementar la base de datos.
- #7: El analisis de los patrones de apilamiento muestran la presencia de dos ciclos sedimentarios: La sección sedimentaria productora de hidrocarburos es caracterizada por un ciclo retrogradacional desde la formación Merecure hasta la Formación freites, con los yacimientos distribuidos por toda mitad inferior de este primero ciclo, el cual estaría representando la evolución de la cuenca de antepais con la subsidencia flexural superior a la carga sedimentar.
- #8: Haciendo un acercamiento de la sección productora de hidrocarburos se observan los ciclos sedimentarios de tercer orden, con los límites de secuencias definidos por nítidos cambios en los patrones de apilamiento. Con base en los patrones de apilamiento, datos de nucleos y de geometria de arena los yacimientos furon agrupados y divididos en doce 12 secuencias de tercer orden.
- #10: Con la definición de las secuencias, la distribución del POES fue analizada según este marco. De esta análisis, conforme el gráfico presentado, la concentración del POES en los sistemas encadenados de mar bajo y transgresivo es bastante evidente an ambas los sectores del área de concesión.
- #11: Y dentro de estos, los sistemas encadenados de mar bajo de las secuencias Merecure (V hasta I) y Oficina VIII, VII y VI concentran el 57% del POES total y contituyen los principales blancos para los proyectos de recuperación secundaria.
- #12: Para lograr estos objectivos el trabajo se basó en el desarrollo de cuatro tipos de análisis: los patrones de apilamiento para la definición del marco estratigráfico secuencial; Definido el marco secuencial se analizaron las geometrías de los cuerpos arenosos y naturalezas de contactos (identificando áreas sin preservación de sello) y las relaciones de yuxtaposiciones en las zonas de fallas. Definiendo el marco geológico fundamental del campo fueron analizados los datos de presiones disponibles y selecionados puntos de tomas de presión para complementar la base de datos.
- #13: El primer tipo de geometría idenficado fueron cuerpos canalizados, paralelos al buzamiento regional, con entrampamiento en la parte alta de la estructura definido por la zona de falla. Estos reservorios se caracterizan por producción cresciente de agua durante su vida productiva y un cierto mantenimiento de presión.
- #14: Este mapa de arena neta del sistema encadenado de mar bajo de la secuencia Merecure I, muestra la geometría canalizada con bases erosivas, causando el apilamientos de múltiples reservorios, estratigraficamente comunicados, conforme mostrado en el mapa del sistema escadenado de mar alto de la secuencia Merecure I en la pantalla a su derecha. En este mapa el zonas màs canalizadas del sistema encadenado de mar bajo de la secuencia Oficina VII, coinciden con areas con ceros.
- #16: Este según tipo de geometría también canalizada, difiere de la anterior por rellenos de valles más somero y ramificados. Implicando, por una parte una menor comunicación vertical y por otra, potencial más grande de compartimentalización horizontal.
- #19: El tercer tipo de geometría consiste de reservorios no canalizados, con eje depositacional aproximadamente paralelo al buzamiento regional aislados en lutitas marinas de baja resistividad. En este tipo de depòsito los eventos erosivos son localizados comunicando barras dentro de una misma secuencia de cuarta orden. Fueron interpretados como sistemas de barras litorales, depositados como parte del sistema encadenado de mar transgresivo. Los principales productores respresentativos de estos depósitos son los reservorios del paquete OPR, trasngresivos de la secuencia Oficina VII, como la arena R2UM mostrada a su derecha.
- #22: En resumen, los dos principales tipos de depósitos identificados constituyen parte de un grande sistema estuarino desarrollado desde el final del oligoceno hasta el final del mioceno. Con los sistemas de valles incisos alimentados desde a sur por el craton de la Guayana durante los periodos de mar bajo y las barras como depósitos trasngresivos distribuidos aproximadamente paralelos a linea de costa.