Modelo petrofísico de los bloques junín 2 (em petromacareo s.a.) y junín 4 (em petrourica S.A.) pertenecientes a la formación oficina a nivel de las arenas ab y ab1 de la faja petrolífera del Orinoco, cuenca oriental de Venezuela

Abstract

El Bloque Junín se encuentra ubicado en la Faja Petrolífera del Orinoco, fue dividido por el proyecto Orinoco Magna Reservas en 11 bloques, para este estudio los esfuerzos se concentrarán en los bloques 2 y 4; estos pertenecen al flanco Sur de la Cuenca Oriental de Venezuela, se localizan al Norte del río Orinoco con un área total de 552,84 Km2 y 678,2 Km2 respectivamente. El presente trabajo tiene como objetivo principal realizar la evaluación petrofísica en dichos bloques; presentando yacimientos a nivel de las arenas basales perteneciente a la Formación Oficina, la cual se dividió en dos arenas, llamadas AB y AB1; siendo éstas las estudiadas en este trabajo. Para la realización de este modelo se utilizó toda la información disponible del núcleo IZZ0232, perteneciente al Bloque Junín 4, además de los registros convencionales y especiales de 33 pozos conformados por ambos bloques, obteniendo una relación entre los distintos datos, ajustes y normalizaciones de los mismos. Una vez obtenidos todos resultados permitieron el ajuste de los parámetros petrofísicos básicos obteniendo un promedio para la densidad de la matriz (ma) de 2,65gr/cc, la resistividad del agua (Rw) de 0,54 ohm-m, el factor de tortuosidad (a) de 1, el factor de cementación (m) de 1.88, y para el exponente de saturación (n) de 1.9, la correlación núcleo perfil mostró un desfase de 2.5 pies para la arena de interés AB1, en la determinación de los modelos se obtuvo que para el volumen de arcilla se ajustó el modelo lineal, para la porosidad el modelo de densidad, para la permeabilidad el modelo de Timur y finalmente para la saturación de agua el modelo de Waxman Smits; que fueron los que mejor se ajustaron a las condiciones del campo. Posteriormente fueron determinados los parámetros de corte para ambas arenas de interés dando como resultado un valor para la saturación de agua irreductible (Swirr) de 9%, para la saturación de agua crítica (Swc) de 47%, el parámetro de corte para la porosidad de fue de 27%, para el volumen de arcilla de 64%, para la permeabilidad de 1 D; que sirvieron para generar los mapas de isopropiedades de volumen de arcilla, porosidad, permeabilidad y saturación de agua, arena neta y arena neta petrolífera, para ubicar las mejores zonas productoras y futuros cálculos de reservas.