Caracterización geológica de las arenas s6, s7 y s8 zona Sigmoilina de la formación la pica campo Jusepín cuenca Oriental de Venezuela - estado Monagas.

Abstract

La zona en estudio se enmarca dentro del campo Jusepín el cual está ubicado al Noreste del estado Monagas a unos 30 Km de la ciudad de Maturín. Fue descubierto por la compañía Creole Petroleum Corporation en el año 1938 con la completación del pozo J-1. El presente estudio tiene como objetivo principal caracterizar geológicamente las arenas S6, S7 y S8 de la formación la pica zona Sigmoilina cuenca oriental de Venezuela y así cuantificar las reservas de hidrocarburos e incorporarlas a las estadísticas generales con las que ya cuenta el estado Venezolano. La zona Sigmoilina está constituida por intercalaciones de arenas, blandas, micáceas, arcillosas, masivas a laminadas con laminillas de arena fina, suelta. La forma de los registros eléctricos (SP) sugiere que las arenas son en ocasiones secuencias de grano más grueso hacia arriba, pero secuencias de grano más fino y combinaciones de ambas también ocurren, estas arenas son fáciles de correlacionar, están mejor desarrolladas hacia el Norte y el Oeste y son más arcillosas hacia el Sur y Sureste hacia donde desaparecen, por cambio laterales de facies, empezando por las mas superiores. La metodología seguida en la realización de este estudio consistió en la recopilación y validación de información existente del área (registros, mapas, libros, manuales, informes técnicos, tesis, publicaciones, Ambiente Integrado Web Channels, SIMDE, entre otros.), correlación y elaboración de bases de datos de los intervalos de las arenas en estudio pertenecientes al campo, realización de un modelo geológico y estructural (mediante elaboración de secciones estratigráficas y estructurales con la finalidad de revisar los límites laterales y verticales del campo para ello se elaboraron 10 secciones, mapas isópacos-estructurales y de electrofacies). Determinación de las propiedades petrofísicas (porosidad (Ø), permeabilidad (K), volumen de arcillosidad (Vsh) y saturación de petróleo inicial (Soi). Con el análisis de registros de pozos y mapas de electrofacies se determinó el ambiente de sedimentación, el cual se interpreta como transicional a Marino Somero. El modelo estructural de los yacimientos que conforman el área de interés en el campo lo constituyen dos sinclinales; uno al Norte del campo y otro al Suroeste, y dos anticlinales, uno al Oeste y otro al Sur del campo cortados por una serie de fallas normales, a partir de la información generada de las secciones estructurales se actualizaron los mapas estructurales – isópacos, generando 4 yacimientos en la arena S6 y 5 yacimientos en la arena S8 para un total de 9 yacimientos en todo el campo objeto de estudio. Se estimó que el POES de la arena S6 es de 15.875,32 MBN y para la arena S8 es de 25.940,86 MBN. Las reservas de las arenas S6 y S8 son de 2.857,5576 MBN y 4.669,3548 MBN respectivamente.