Tesis Cuenca Oriente

CAPITULO I

GENERALIDADES DE LA CUENCA ORIENTE

1.1 GEOLOGIA GENERAL DE LA CUENCA ORIENTE

La Cuenca Oriente está formada por dos dominios Morfológicos:

• La llanura Amazónica.

• El piedemonte sub-andino.

La llanura amazónica o Cuenca oriente es toda la región plana que se extiende hacia el oriente a partir de la zona del frente de empuje de la cordillera.

El piedemonte sub-andino constituye el borde Occidental de de la Cuenca Oriente. Se extiende en dirección Norte - Sur, en forma paralela a las estribaciones orientales de la cordillera de los Andes.

Se trata de una zona sub-montañosa de alta pluviosidad con una temperatura promedio de 24 ºC, y altitudes que varían entre los 3000 metros (Sumaco) y 850 metros (Misahuallí).

La Cuenca Oriente tiene aproximadamente una extensión de 100.000 Km2, y forma parte del conjunto de cuencas Sub-andinas de tras-arco, las cuáles se extienden a lo largo de 6.400 Km desde Venezuela hasta la parte austral de Argentina.

Está limitada: Al norte por la Sub-Cuenca Putumayo en Colombia, Al sur por la sub-cuenca Marañón en el Perú; al Este por la Cordillera de los andes y al Oeste por el Cratón Guyano-Brasilero.

Figura 1 La Cuenca Oriente y sus diferentes formaciones según J.W. Baldock, 1982

Los campos productores de petróleo más importantes se encuentran en la llanura amazónica; son anticlinales de bajo relieve, que en algunos casos se cierran contra fallas subverticales-inversas, reactivadas en el Cretácico y/o Terciario.

Los principales reservorios de hidrocarburos, están constituidas por las areniscas basales de la formación Terciaria Tena; las areniscas “M-1”, “M-2”, “U” y “T” de la formación Cretácico Napo y la formación Hollín del cretácico inferior, formadas por las areniscas Hollìn Superior e Inferior.

También consideramos las Calizas “A”, “B” de Napo, así como los depósitos conglomerados de Ortegüaza y Tiyuyacu.

1.2 ESTRATIGRAFIA

La arenisca Basal Tena tiene espesores de saturación de crudo de 2 a 17 pies, con una porosidad del orden de 9 a 21%, constituida por arenisca cuarzosa de grano fino a grueso color café claro, cemento silícico y a veces calcáreo.Esta arenisca tiene los siguientes estratos productores: “M-1”; “M-2”; “U” (superior e inferior) y “T”

Los estratos a partir de los cuales nuestro pozo (ESPOL RV-SQ) produce hidrocarburo son la arenisca “M-1”, y “U Inferior”, luego mencionaremos sus principales características petrofísicas.

Figura 2 Columna Estratigrafica del pozo ESPOL RV-SQ

1.2.1 FORMACION NAPO – ARENA “M-1”

Arena M-1

La arenisca “M-1” se compone zonas altamente permeables que contienen crudo pesado y viscoso, que producen por empuje de agua lateral y de fondo.

Tiene tres unidades, A, B y C, de las cuales A y C son buenas productoras. La unidad B es considerada un medio arcilloso. Su porosidad varía de 17 a 30 % y tiene una permeabilidad de 500 a 3000 md.

Es una arena parcialmente no consolidada, los fluidos se encuentran entrampados estratigráficamente y presenta un mecanismo de empuje hidráulico, siendo una zona de alta producción de agua.

El pozo ESPOL RV-SQ, produce de esta formación, pero solo de los intervalos A y C, porque la unidad B es considerada un medio arcilloso por lo tanto la descartamos.

1.2.2 FORMACION NAPO – ARENA “U”

Arena U

Son areniscas de cuarzo limpias, con intercalaciones de Lutita que aumentan en porcentaje al tope, tiene una porosidad promedio de 18% y una permeabilidad de 700 md.

Se ubica en la parte superior sobre arenisca “T”, con un espesor que varía desde 40 a 100 pies. Su porosidad esta en el orden de 9 a 20%, y está constituida por arenisca cuarzosa, grano fino a grueso con glauconita.

La unidad U superior está conformada por un 70 % de arenisca y el 30% restante por arcillas y lutitas. Su espesor efectivo es de 60 pies aproximadamente.

La unidad U inferior es el principal reservorio, está distribuido en todo el campo y constituye el nivel de mayor producción, su espesor efectivo es de 80 pies.

1.2.3 FORMACION NAPO – ARENISCA “T”

Es la inferior y tiene espesores que varían de 35 a 110 pies. Su porosidad esta en el orden del 9 al 18%, y está constituida por arenisca cuarzosa glauconítica gris verdosa, grano fino a medio, cemento silicio, a veces calcárea.

1.2.4 FORMACION HOLLIN

Está conformada de dos cuerpos principales, la arenisca Hollín inferior, que es el estrato principal, mejor desarrollado y limpio; la arenisca Hollín superior, la cual es un estrato secundario, con intercalaciones de Lutita.

1.2.4.1 FORMACION HOLLIN SUPERIOR

Este yacimiento tiene un espesor que varía de 6 a 50 pies con espesor de saturación de crudo de 5 a 30 pies y una porosidad que varía de 6 al 20%. Está constituida por arenisca cuarzosa de grano fino a grueso, color gris claro a blanco.

1.2.4.2 FORMACION HOLLIN INFERIOR

Esta constituida fundamentalmente de una arenisca limpia con poca presencia de arcilla, con un espesor de saturación de crudo que varían de unos 20 a 100 pies, con una porosidad de 8 a 20%. Tiene contacto agua petróleo.

1.3 MECANISMOS DE EMPUJE EN EL YACIMIENTO

El mecanismo de empuje es la energía de presión que origina el desplazamiento de flujo de petròleo o gas hacia el pozo. La recuperación de petróleo se lo obtiene mediante procesos de desplazamiento, siendo los siguientes los más destacados:

1.-Expansión de la roca y de los fluidos

2.-Empuje

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