Aspectos hidrodinámicos, estructurales y estratigráficos del Campo Rubiales. Cuenca de los Llanos Orientales, Colombia.

GÓMEZ, Yohaney*; YORIS, Franklin; RODRIGUEZ, Javier; PORTILLO, Fredy; ARAUJO, Ysidro. Pacific Rubiales Energy. Bogotá, COLOMBIA.

Resumen El Campo Rubiales localizado en el sureste de la Cuenca de los Llanos Orientales es uno de los campos con mayores reservas de crudo pesado en Colombia (12º API). El yacimiento lo constituyen las areniscas de la parte inferior de la Formación Carbonera depositadas en un ambiente predominantemente fluvial de edad Eoceno Tardío-Oligoceno Temprano.

La interpretación esuctural inicial del campo, basada en sísmica 2D, indicaba un extenso monoclinal con muy poca complejidad estructural, Adicionalmente, la evolución de la presión del yacimiento asumida con un comportamiento uniforme y el contacto agua-aceite encontrado a diferentes profundidades a lo largo del campo, sugierian la teoría de que el mecanismo de entrampamiento del Campo es hidrodinámico.

Un estudio estratigráfico detallado reciente, muestra indicios de una arquitectura de facies compleja, la cual permite explicar diferencias en las profundidades del contacto agua-aceite en algunas zonas del Campo. Esta complejidad estratigráfica parece ser suficiente para crear barreras que generan diferentes contactos de agua-aceite y que llegan a estar desfasados en el orden de decenas de pies, en pozos que se encuentran separados desde cientos de metros hasta un par de kilómetros. En este artículo se analiza la nueva información adquirida inherente al desarrollo del campo y se intenta explicar aquellos mecanismos de entrampamiento acordes con el entorno geológico y los datos de ingeniería obtenidos de este yacimiento. La claridad que se tenga del mecanismo de entrampamiento es primordial para la definición de la extensión del campo, para el cálculo de sus reservas y para la definición de la estrategia de explotación que permita incrementar su factor de recobro. Localización Geográfica El Campo Rubiales está localizado en el sureste de la Cuenca de los Llanos Orientales, a 250 Km al SE de la Ciudad de Villavicencio en el Departamento del Meta y a 465 Km de la Ciudad de Bogotá, Colombia (Figura 1). _____________________________________________ © Copyright 2009 ACGGP. This paper was prepared for presentation at the X Simposio Bolivariano Exploración Petrolera en Cuencas Subandinas held in Cartagena, Colombia, July 2009. This paper was selected for presentation by the X symposium Technical Committee following review of information contained in an abstract submitted by the author(s).

Figura 1. Localización Geográfica del Campo Rubiales, Colombia. Marco Geológico Regional

Geológicamente, el Campo Rubiales es un extenso monoclinal de rumbo NNE-SSW, localizado en una porción de la cuenca de Antepaís, donde algunos sedimentos Paleógenos y Neógenos están descansando sobre rocas Precámbricas y Paleozoicas del Escudo de la Guyana. La Acreción de la Cordillera Occidental al Continente Suramericano durante el Cretácico Tardío al Eoceno Medio permitió la creación del espacio de acomodación en donde una secuencia de sedimentos de la Cuenca Antepaís pudo ser depositada. Este proceso de sedimentación finalizó con un importante evento tectónico de deformación ocurrido hacia el Eoceno Medio en este sector de la cuenca, el cual posibilitó el restablecimiento de una etapa de sedimentación en la Cuenca

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de Antepaís, específicamente en las áreas de la Cordillera Oriental y de los Llanos, generando los depósitos fluviales, de llanuras costeras y perimareales de las Formaciones Mirador y Carbonera durante el Eoceno Medio y el Oligoceno.

La Cuenca de los Llanos en su configuración presente, se puede dividir en dos dominios estructurales principales: dominio del Piedemonte y dominio de los Llanos y este último puede dividirse a la vez en dos sub-dominios bien definidos: Llanos de Casanare-Arauca y Llanos del Meta. El Campo Rubiales, se encuentra localizado bajo el subdominio de Llanos del Meta. El estilo dominante en la Cuenca de los Llanos del Meta, es de fallas normales con vergencia hacia el Oeste y de sus correspondientes fallas antitéticas con vergencias hacia el Este (Figura 2), causadas por flexión como respuesta a la carga tectónica impuesta por la Cordillera Oriental.

Figura 2. Corte esquemático Regional de la Cuenca de los Llanos Orientales (Ecopetrol, 1995). El Campo Rubiales, es el resultado de la migración de aceite generado por las rocas Cretáceas de la sección central de la cuenca. La ruta de migración es proporcionada, preferencialmente, desde el Arco de Santiago en el centro de la Cuenca hacia los bordes de la misma, buzamiento arriba.

Marco Estratigrafico

La secuencia estratigráfica en el Campo, está constituida por rocas que van desde el Paleozoico Inferior hasta el Terciario (Formaciones Carbonera, León Shale, Guayabo y Necesidad) separadas por discordancias regionales (Figura 3).

El yacimiento lo constituyen las areniscas del tercio inferior de la Formación Carbonera, de edad Eoceno Tardío-Oligoceno Temprano, llamadas informalmente ¨Arenas Basales¨, las cuales fueron depositadas en un ambiente predominantemente fluvial y reposan discordantemente sobre rocas Paleozoicas. El yacimiento se encuentra entre los 2400 y los 2900 pies de profundidad, con muy baja sobrecarga, razón por la cual las

rocas tienden a ser relativamente inconsolidadas. En general se presentan porosidades entre 25 y 33% y permeabilidades en el rango de 3 a 5 darcies, propiedades que indican una muy buena calidad de roca resrervorio.

Figura 3. Columna Estratigráfica generalizada para la

Cuenca de los Llanos (Meta Petroleum Ltd, 1998). Aspectos analizados para identificar el mecanismo de entrampamiento del Campo La información que se tuvo disponible para el estudio fueron 349 kilómetros de 22 líneas sísmicas 2D, 325 Km2 de sísmica 3D adquiridos en el año 2008, información de 2 pozos corazonados y set de registros de los pozos perforados.

A Junio del 2009, se han perforado 189 pozos, completados en la unidad ¨Arenas Basales¨ de la Formación Carbonera, un prolífero reservorio con una producción de aceite acumulada de 40,9 Millones de Barriles de Petróleo (a Junio de 2009) y con un importante volumen de reservas aún sin desarrollar. Aspectos estructurales: Regionalmente, en el sector de Antepaís de la Cuenca de los Llanos, se ha comprobado que el las trampas de hidrocarburos está dado por monoclinales que se localizan en el bloque levantado de una falla normal. El sistema de entrampamiento se presenta cuando lateralmente las arenas del bloque levantado están enfrentadas a niveles

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arcillosos que actúan como sellos efectivos para la acumulación de hidrocarburos. Si esta situación no se presenta, el aceite sigue migrando buzamiento arriba, hasta encontrar los sellos efectivos para el entrampamiento (Figura 4).

Figura 4. Corte esquemático ilustrando las acumulaciones típicas del sector de Antepaís en la Cuenca de los Llanos Orientales.

Esta misma configuración estructural (Figura 4) se esperaría encontrar en el Campo Rubiales, sin embargo, la estructura definida hasta el año 2008 para el Campo, consistía en un amplio monoclinal con una serie de ondulaciones internas sin ser identificado algún tipo de fallamiento. La extensión del monoclinal es de más de 11600 acres, con un rumbo NNE -SSW con dirección de buzamiento hacia el NW y con un ángulo de buzamiento promedio de 1 a 2 grados (Figura 5). Este modelo estructural fue basado en 349 kilómetros de 22 líneas sísmicas 2D, junto con la información de checkshots y VSP de 5 pozos del campo.

Figura 5. Mapa Estructural al tope del Yacimiento, versión 2008.

El caso particular del Campo lo constituye el hecho de identificarse un contacto original agua- aceite a diferentes

profundidades dentro del yacimiento Arenas Basales (Figura 6).

Figura 6. Corte noroeste-sureste del Campo Rubiales.

El contacto agua-aceite sigue la tendencia estructural del yacimiento, presentando algunos cambios de inclinación hacia el sector oeste del campo (Figura 7).

Figura 7. Grid mostrando la distancia del contacto al tope del yacimiento en el Campo.

La definición estructural basada en las sísmica 2D presentaba gran incertidumbre por el bajo cubrimiento sísmico del campo, lo que a su vez generaba alta incertidumbre en el planteamiento de un contacto inclinado y dejaba abierta la posibilidad de la existencia de fallamiento debido a las ondulaciones que se identificaban con base en el análisis de los contornos estructurales del tope del yacimiento.

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En el año 2008, se adquirieron 325 Km2 de sísmica 3D cubriendo gran parte del Campo, con el objetivo de disminuir la incertidumbre en la definición de la estructura e intentar definir los límites del yacimiento. La interpretación del cubo sísmico permitió la cartografía detallada de la estructura monoclinal que conforma el campo y permitió la identificación de fallamiento que están afectando la estructura. Sin embargo, no se logró encontrar los límites del yacimiento. Con la reciente interpretación sísmica, se identificaron fallamientos normales con dos direcciones predominantes N30E y N50W (Figura 8). En general, las fallas presentan saltos entre 10 y 20 pies y permiten explicar a través de compartimentalización algunos de los cambios en la profundidad del contacto agua-aceite. Sin embargo, el salto de las fallas no permite explicar la diferencia de casi 200 pies de profundidad del contacto desde el oeste hasta el este del campo.

Figura 8. Mapa Estructural al tope del Yacimiento,

versión 2009.

Aspectos dinámicos: La gráfica de la profundidad del contacto basada en algunas pruebas RFT´s y en la evaluación del set de registros de resistividad en cada uno de los pozos, en donde las zonas de aceite son definidas por resisitividades en el rango de 30 a 40 Ohm-m, muestra un contacto agua-aceite inclinado (Figura 9). La compartimentalización estructural es uno de los factores que puede influir en la diferencia de profundidad del contacto agua-aceite. Sin embargo, el desplazamiento generado por fallamiento aún no permite explicar la diferencia de casi 200 pies de profundidad del contacto desde el oeste hasta el este del campo.

Figura 9. Gráfico mostrando las diferentes profundidades

para el contacto agua-aceite, desde el oeste hacia el este del Campo Rubiales.

El hecho de tenerse un contacto agua-aceite con diferentes profundidades dentro del campo, siguiendo la tendencia de buzamiento del yacimiento, puede indicar un entrampamiento hidrodinámico con un efecto importante del flujo de agua en dirección del buzamiento (Figura 10).

Figura 10. Corte esquemático mostrando la analogía del

Campo Rubiales con el modelo de entrampamiento hidrodinámico.

La dirección regional del flujo de agua en la parte sur de la Cuenca de los Llanos, es identificada por Villegas et. Al, 1994, en una sección transversal regional y distribución areal en la Cuenca; señalando la tendencia del movimiento del agua en dirección del buzamiento (Figuras 11 y 12). Este aspecto, permite realizar la analogía del Campo Rubiales con un modelo de entrampamiento hidrodinámico, producido por la combinación del flujo del agua en la misma dirección al

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buzamiento de la estructura monoclinal, generándose la acumulación de hidrocarburos en las ondulaciones internas.

Figura 11. Grafico regional mostrando el flujo de agua en dirección del buzamiento de la cuenca de los Llanos. Tomado del artículo Flow of Formation waters in the Cretaceous-Miocene Succession, Llanos Basin, Colombia. AAPG,1994.

Figura 12. Representación areal esquemática del flujo de agua de formación en la Cuenca de los Llanos. Tomado del artículo Flow of Formation waters in the Cretaceous-Miocene Succession, Llanos Basin, Colombia. AAPG, 1994. Para la identificación de las trampas hidrodinámicas, Dahlberg, E.C., 1982, plantea la metodología de superponer el mapa de la tendencia regional de la superficie de interés con el mapa residual de la estructura, que básicamente es la diferencia (positiva o negativa) de la actual estructura y la tendencia regional. Las ¨narices¨ positivas de la superficie residual con la tendencia regional, serán los sectores propicios para el entrampamiento de hidrocarburos.

En el caso del Campo Rubiales, el tren regional de buzamiento es hacia el noroeste y el mapa resultante de la superposición del tren regional con la superficie residual (Figura 13), permite identificar 3 “narices” positivas cubriendo gran parte del Campo.

Figura 13. Mapa de la tendencia regional del yacimiento

(contornos negros fuertes) superpuesto con el mapa residual de la estructura (gama de colores amarillos a verdes). Otro aspecto analizado en el Campo, es el comportamiento constante que ha presentado la presión del yacimiento a través de la historia de producción del Campo (Figura 14). En promedio, la presión del yacimiento se ha mantenido en 1100 psi, luego de 40,9 Millones de Barriles de aceite acumulados hasta junio de 2009. Este comportamiento de la presión, permite plantear la existencia de un acuífero fuerte y activo que debe recargarse constantemente para lograr la continua compensación volumétrica del petróleo y agua extraídos durante la explotación del campo. Mediante la elaboración de mapas combinados estructurales e isopoteciales de agua y aceite para el campo Rubiales, se observa la existencia de líneas isopotenciles diferentes para el agua y para el aceite en algunas zonas del campo, lo cual es un elemento adicional que soporta la existencia de un entrampamiento hidrodinámico y que justifican la presencia de un contacto agua-aceite inclinado en el campo.

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Figura 14. Evolución de la presión del yacimiento vs la producción acumulada en el Campo.

Aspectos Estratigráficos: Los depósitos terciarios que constituyen el yacimiento en el Campo Rubiales corresponden a sistemas de depositación fluvial, caracterizados por ríos trenzados conformados principalmente por cuerpos de arena de migración variada y que están comúnmente inter-estratificados con sedimentos finos de inundación (Figura 15). Las diferentes profundidades para el contacto agua-aceite en el Campo Rubiales, puede explicarse a través de la complejidad estratigráfica de canales entrelazados que generan barreras de permeabilidad situando en diferentes niveles estructurales el contacto agua-aceite, que llegan a estar desfasados en el orden de decenas de pies, en pozos separados desde cientos de metros a un par de kilómetros.

 

Figura 15. Correlación estratigráfica en dirección

Suroeste- Noreste del campo.

Las barreras de permeabilidad son identificadas en los núcleos en las rocas de granulometría fina a muy fina. Dentro de la zona petrolífera, se observa impreganación selectiva de aceite, en donde una buena impregnación de aceite se presenta en rocas de grano grueso, una impregnación moderada en rocas de grano medio (zonas oscuras de la figura 16) y tipos de roca de granos fino a muy fino presentan pobre impregnación de aceite (zonas claras en la figura 16).

Figura 16. Núcleo ilustrando la relación de la granulometría y la impreganación de aceite. Las diferentes profundidades del contacto agua- aceite en el Campo, pueden ser el reflejo de las barreras tanto laterales como verticales propias del ambiende de depósito. De esta forma, se puede presentar un contacto inclinado por efecto de barreras locales de permeabilidad (Figura 17), basados en los modelos expuestos por Dahlberg, E.C. en su libro Applied Hydrodynamics in Petroleum Exploration ,1982.

Figura 17. Modelo de la superficie potenciométrica reflejando el cambio local de permeabilidad (Tomado de Dahlberg, E.C. 1982).

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Conclusiones

El Campo Rubiales es un extenso monoclinal afectado por fallamiento normal, con saltos de fallas entre10 y 20 pies, sin un límite de acumulación definido para el entrampamiento de hidrocarburos. El contacto agua- aceite, se presenta a diferentes niveles estructurales profundizándose en la misma dirección en la que buza el yacimiento. El monitoreo de la evolución de la presión de yacimiento, la verificación de la recarga del acuífero y la identificación de las barreras de permeabilidad integrando los análisis petrofísicos, se vuelven aspectos indispensables de evaluar para todos los sectores del campo.

El fallamiento que está afectando al Campo genera muy baja compartimentalización, que localmente puede explicar la diferencia de profundidades del contacto agua-aceite. Sin embargo, los saltos de las fallas aún no logran justificar los 200 pies aproximadamente de diferencia de las profundidades del contacto del oeste hacie el este del Campo. Las diferentes profundidades para el contacto agua-aceite en el Campo Rubiales, puede en parte, explicarse medinte la complejidad estratigráfica de canales entrelazados que generan barreras de permeabilidad situando en diferentes niveles estructurales el contacto agua-aceite.

La evolución constante del comportamiento de presión del yacimiento durante la historia de producción del campo puede ser efecto de un acuífero fuerte y activo, que debe estar recargándose para lograr la contínua compensación volumétrica del petróleo y agua extraídos durante la historia de producción del Campo. Para la confirmación de esta hipótesis, sedebería monitorear la recarga del acuífero a través de análisis fisicoquímicos del agua de formación. La posible dirección de recarga del acuífero es NNW, Villegas et al., 1984, equivalente a la dirección de buzamiento del yacimiento, Así mismo, y la existencia de diferentes líneas equipotenciles para el agua y para el aceite, son elementos adicionales que soportan la formación de un entrampamiento hidrodinámico y que justifican la presencia de un contacto agua-aceite inclinado en el campo. Este agente hidrodinámico combinado con la alta complejidad estratigráfica, es lo que permite el desarrollo del Campo hacia áreas estructuralmente bajas, pero que son favorables para la acumulación de hidrocarburos debido al dinamismo del acuífero.

Agradecimientos A la Vicepresidencia de Geociencias de Pacific Rubiales Energy por todo el apoyo para la realización de este artículo. A Ecopetrol por el apoyo con sus aportes técnicos y por permitir la publicación del artículo. Referencias Meta Petroleum Limited. 2006. Geología General del Campo

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