Lcda. Claudia Acra Vicerrectora Proyectos de Investigación, Vinculación e Internacionalización - UNPHU
Rosill Rodríguez Gian Caolo Greylin Melo
Gabriela Estrella Soporte Administrativo
Lcdo. José Eduardo Collado, MMD. Lcdo. José Luis Reynoso R. Diagramación y Diseño de Portada
200 Metodología
Análisis petrofísico
Roca yacimiento
Modelado 3D
Volumen probabilístico
Resultados
Cuenca de Azua
Cuenca del Cibao Occidental
Cuenca del Cibao Oriental
Cuenca de Enriquillo
Cuenca de San Juan
Factores de riesgo
de Azua
del Cibao Occidental
del Cibao
de Enriquillo
Valoración de las oportunidades
Conclusiones y Recomendaciones
“
En esta oportunidad divulgamos la tercera versión de las investigaciones que contienen informaciones aún más relevantes, conducentes a fundamentar con más precisión hallazgos de una significación extraordinaria que aumentan nuestras expectativas sobre la presencia de yacimientos de hidrocarburos, cuya documentación concreta será parte de los siguientes pasos investigativos en el campo.
Estas investigaciones y sus resultados se enmarcan en la decisión inicial del señor presidente de la República, Luis Abinader, de gestionar e impulsar la búsqueda de petróleo y gas en el país.
“
PALABRAS DEL DR. LEONARDO AGUILERA
Presidente del Consejo de Administración Refinería Dominicana de Petróleo (REFIDOMSA)
INVESTIGACIÓN Y DESARROLLO PARA LA EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE PETRÓLEO Y GAS
Cuando en febrero de este 2024 entregamos a la comunidad empresarial y al país el primer informe sobre las investigaciones que realiza nuestra Unidad de Investigación y Desarrollo (I+D), señalamos que se trata de un acontecimiento sin precedentes en la historia de la exploración y explotación de petróleo y gas en la República Dominicana.
Conscientes de la importancia de la sistematización de estos esfuerzos, entregamos en abril de este año el segundo informe con avances más auspiciosos, al ser ampliadas las investigaciones a otras cuencas donde nuestro valioso equipo ha trabajado intensamente en la búsqueda de más evidencias sobre la existencia de hidrocarburos en el territorio nacional. Es así como en enero de 2022, y conforme a la reafirmación clara de esa voluntad política del señor presidente de la República, creamos la Unidad para la Exploración y Explotación de Petróleo y Gas como una dependencia de la Refinería Dominicana de Petróleo (Refidomsa), la cual emprendió de inmediato las tareas de investigación y las ha continuado con el mismo esfuerzo científico inicial y seguirá en el futuro inmediato.
En este informe se ha logrado un hito en la historia de la investigación científica y tecnológica en la República Dominicana, al presentar al país los resultados de la primera estimación determinística y probabilística del volumen de hidrocarburos original y recuperable en ocho prospectos identificados en las cuencas sedimentarias en tierras (onshore) del país. Estos resultados nos proporcionan un panorama actualizado y comprensivo sobre el volumen estimado de hidrocarburos para avanzar en la toma de decisiones hacia la prospección de estos recursos energéticos en el país.
Tiene alto valor científico, tecnológico y comercial, no sólo para Refidomsa y el Gobierno dominicano, sino de manera muy estratégica, para potenciar el desarrollo de la inversión y los negocios, tanto nacionales como internacionales, en el sector de petróleo y gas en la República Dominicana.
Agradecemos la motivación y el compromiso de nuestros investigadores y el equipo gerencial que han colaborado en la elaboración de este informe.
PERFIL CORPORATIVO
Unidad de Investigación y Desarrollo para la Exploración y Explotación del Petróleo y Gas
Historia:
En enero de 2022 surge la iniciativa del señor presidente de la República, Luis Abinader, y el presidente de la Refinería Dominicana de Petróleo, Dr. Leonardo Aguilera, de la creación de la Unidad I+D para la exploración y explotación de petróleo, en la Refinería Dominicana de Petróleo (REFIDOMSA).
Ésta se creó como un ente innovador basado en ciencia y tecnología para responder al interés estratégico del Estado dominicano de determinar si en nuestro suelo y costas marinas existen hidrocarburos, ya sea petróleo o gas natural.
Nuestra Unidad I+D encamina esfuerzos con centros de investigación y universidades, nacionales e internacionales, para fortalecer la infraestructura de conocimiento a los fines de atraer la inversión en la exploración y explotación de petróleo y gas, destacándose reuniones técnicas de cooperación y proyectos conjuntos con Argentina, Bolivia, Canadá, China, Colombia, Brasil, Ecuador, Estados Unidos, Guyana, Surinam, entre otros.
Gobernanza:
Tenemos una estructura organizativa pionera, dinámica, abierta y de base tecnológica, que nos impulsa a promover planes, programas y proyectos de investigación y desarrollo para la exploración y explotación de petróleo y gas en la República Dominicana.
Visión:
Ser el líder en la exploración y explotación de petróleo y gas, con tecnologías de punta y servicios globales para una República Dominicana más eficiente, competitiva y sostenible.
Misión:
Crear información de alto valor científico, tecnológico y comercial para atraer el desarrollo de la inversión y los negocios, nacionales e internacionales en el sector de petróleo y gas, mejorando los niveles de seguridad energética y oferta exportadora de la República Dominicana.
ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL
Febrero, 2024
COORDINADOR GENERAL
Gestionar fuentes de financiamiento y cooperación
Liderar proyectos de investigación y desarrollo
Planes de negocios y comercialización
Promoción del desarrollo de la industria petrolera
Sub-Coordinador
GEOINFORMACIÓN
Investigaciones y creación de valor comercial
Proyectos de tecnologías de información
Planes estratégicos y operativos
Base de datos, informes y documentos técnicos
Sub-Coordinador
GEOCIENCIAS
Campañas de muestreo, sondeos e investigaciones
Estudios cuencas sedimentarias on-shore, off-shore Integración y análisis base de datos hidrocarburos Áreas con potencial hidrocarburíferas
Sub-Coordinador
GEOLOGÍA DE PETRÓLEO
Localización de depósitos de petróleo y gas
Administración de perforaciones exploratorias
Estimación de reservas en áreas prospectivas
Seguridad, salud y medioambiente
Analista PROYECTOS Y COOPERACIÓN INTERINSTITUCIONAL
Formulación y seguimiento de proyectos
Fuentes de financiación y cooperación
Planes estratégicos y operativos
Alianzas y acuerdos
Analista GEOFÍSICO
Campañas de sísmica 1D, 2D y 3D
Integración y visualización de datos
Estadística, mapas e informes técnicos
Requerimientos de calidad de datos
Analista GEOQUÍMICA
Análisis y caracterización geoquímica
Requerimientos de calidad de datos
Modelado geoquímico 1D, 2D y 3D
Estadística, mapas e informes técnicos
Resumen ejecutivo
Este informe establece un hito en la historia de la investigación científica y tecnológica en la República Dominicana, al presentar los resultados de la primera estimación determinística y probabilística del volumen de hidrocarburos original y recuperable en ocho prospectos identificados en cuatro cuencas sedimentarias del territorio nacional. Estos resultados nos proporcionan un panorama actualizado y comprensivo sobre dicho volumen estimado para avanzar en la toma de decisiones en la prospección de probables yacimientos en el país.
Este documento se basa en los resultados de la interpretación sísmica, análisis petrofísico, estimación volumétrica, análisis de riesgo y valoración de oportunidades de cuatro cuencas sedimentarias de la República Dominicana: Azua, Cibao, Enriquillo y San Juan.
Los trabajos para la elaboración de este informe inician con el procesamiento, análisis e interpretación de la caracterización y modelamiento geoquímico de 100 muestras de rocas superficiales, bases de datos y modelos digitales que están en custodia de la Unidad de Investigación y Desarrollo de Refidomsa. Posteriormente, se realizó el procesamiento, análisis e interpretación de información de geología, geofísica y de ingeniería de yacimientos, incluyendo referencias bibliográficas, modelos con datos básicos, interpretación sísmica y datos de pozo (registros eléctricos, topes geológicos y propiedades petrofísicas), contenidos en la base nacional de datos de hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas de la República Dominicana y publicados en la literatura internacional. Por consiguiente, los resultados presentados aquí podrían ser validados y
corroborados por compañías petroleras interesadas en exploración y explotación de hidrocarburos en la República Dominicana.
Este estudio se centra en el intervalo estratigráfico correspondiente a las formaciones Trinchera-Sombrerito y en menor proporción la formación Arroyo Blanco. El basamento exploratorio está definido por la formación Neiba, donde se identificó la presencia de hidrocarburos.
Para la creación de cada uno de los modelos petrofísicos de las cuencas en estudio, se seleccionó un pozo con la información de registro eléctrico más completa y disponible. Los pozos seleccionados se presentan a continuación: (1) para la Cuenca de Azua se seleccionó el pozo Maleno DT- 1, (2); para la Cuenca del Cibao se seleccionó el pozo Pimentel Reef #1; (3) para la Cuenca de Enriquillo se seleccionó el pozo Charco Largo #1, y (4) para la Cuenca de San Juan, se seleccionó el pozo Candelón #1. Aquí se obtuvieron los respectivos modelos 3D de porosidad, saturación de agua, arcillosidad y saturación de hidrocarburos para cada cuenca en estudio.
Una vez establecido el modelo estructural en tiempo y profundidad en cada cuenca, identificados los prospectos y evaluadas y caracterizadas las rocas sello y reservorio, se realizó la estimación determinística y posteriormente un cálculo probabilístico de los escenarios volumétricos P10, P50 y P90 de petróleo original y recuperable para cada uno de los prospectos en las cuencas sedimentarias nacionales.
Los resultados de la interpretación sísmica indican la existencia de ocho prospectos exploratorios en las cuencas sedimentarias de Azua (2); del Cibao Occidental
(1); del Cibao Oriental (3), y Enriquillo (2). Los prospectos de mayor importancia, de acuerdo a sus tamaños, se encuentran en las cuencas del Cibao y Enriquillo, los cuales representan oportunidades exploratorias.
En la interpretación sísmica también se observa que los pozos de Maleno DT-1 e Higüerito en la cuenca de Azua, fueron perforados fuera de los polígonos prospectivos propuestos en este estudio. En la cuenca de Enriquillo, al igual que ocurre en la cuenca de Azua, se encontró que los pozos perforados no se localizan en la mejor posición estructural, lo que afecta su desempeño. Esto explicaría el bajo desempeño de esos pozos, ya que no están ubicados en la mejor posición con respecto a las trampas visualizadas en este estudio. En este trabajo se puede encontrar en detalle la localización, características y rasgos geométricos de las trampas estructurales asociadas a los prospectos identificados en cada área de interés.
En relación a los resultados de los análisis petrofísicos, estos indican que la formación Trinchera funciona como un sello vertical para las posibles acumulaciones de hidrocarburos en la formación Sombrerito. En general, este estudio establece que la formación Trinchera se comporta como un sello regional a lo largo de todas las cuencas en estudio. Aquí se identificaron dos tipos de reservorios. El primero está representado por sedimentos clásticos de las formaciones Trinchera y en menor proporción Arroyo Blanco, con abundantes intercalaciones arcillosas y con no muy bien establecida continuidad lateral debido a la poca información disponible. El segundo tipo de yacimiento identificado está representado por calizas delgadas de la formación Sombrerito, fracturadas, con intercalaciones de margas de carácter arcilloso.
Los resultados de la estimación volumétrica de hidrocarburos en millones de barriles (mmls) en cuatro cuencas sedimentarias de la República Dominicana, indican lo siguiente: Cuenca de Azua, 38 mmbls de petróleo original y 5.7 mmbls recuperables; Cuenca del Cibao Occidental, 203 mmbls de petróleo original, y 30 mmbls recuperables; Cuenca del Cibao Oriental, 11 mmbls de petróleo original y 1.6 mmbls recuperables; Cuenca de Enriquillo, 246 mmbls de petróleo original y 37 mmbls recuperables.
Este estudio nos evidencia que la cuenca con mejor probabilidad de éxito es la de Azua, seguida por la Cibao Occidental. La cuenca de Azua es la única que tiene producción asociada. Las demás están en un rango intermedio de clasificación, esto debido a la ausencia de información de producción de los pozos y en general a la baja disponibilidad de información. La cuenca de San Juan es la última en la clasificación de oportunidades, debido a la no disponibilidad de la información sísmica 2D para el área de estudio.
Es muy importante resaltar que este es el primer trabajo donde se delimitan claramente las oportunidades identificadas y donde se dan valores de hidrocarburos en sitio y recuperables para cada cuenca en el país.
Se hace énfasis en la necesidad de adquirir más información sísmica 3D para reducir la incertidumbre en los hallazgos de este proyecto. Se abre así la posibilidad de tener unas cuencas petroleras productivas en la República Dominicana, donde debe realizarse un juicioso análisis financiero para verificar la factibilidad del proyecto en el futuro.
Estimación Volumétrica de Petróleo en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Figura 1. Visita del Sr. presidente Luis Abinader a las instalaciones de Refidomsa.
Ilustración
1. Hoja geológica de la República Dominicana. Fotografía: Gregorio Rosario.
INTRODUCCIÓN
Introducción
El presente informe expone los resultados, discusiones y conclusiones obtenidos a partir de la interpretación sísmica, petrofísica, estimación volumétrica, análisis de riesgo y valoración de oportunidades de cuatro cuencas sedimentarias de la República Dominicana: Azua, Cibao, Enriquillo y San Juan. El intervalo estratigráfico evaluado corresponde a las formaciones Sombrerito-Trincheras y en menor proporción a la formación Arroyo Blanco, con un basamento exploratorio definido por la formación Neiba, donde el fluido más importante en las formaciones prospectivas es el aceite.
El equipo de investigación estuvo conformado por expertos de la Unidad de I+D para la Exploración y Explotación de Petróleo y Gas, de Refidomsa, la Universidad Nacional Pedro Henríquez Ureña (UNPHU) y la Universidad Industrial de Santander (UIS) de Colombia.
Los hallazgos y conclusiones que se presentan en este informe se basan en el análisis e interpretación de información de geología, geofísica y de ingeniería disponible, incluyendo referencias bibliográficas, modelos con datos básicos, interpretación sísmica y datos de pozo (registros eléctricos, topes geológicos y propiedades petrofísicas). También se consideraron recursos de información sobre caracterización y modelamiento geoquímico de muestras de rocas, bases de datos y modelos digitales que están en custodia de la Unidad de Investigación y Desarrollo de Refidomsa, y la base nacional de datos sobre hidrocarburos publicada por el Ministerio de Energía y Minas de la República Dominicana. Por consiguiente, los resultados presentados aquí podrían ser validados y corroborados por compañías petroleras interesadas en exploración y explotación de hidrocarburos en la República Dominicana.
Ilustración 2. Facilidades del laboratorio de crudos y derivados, UNAL, Colombia.
de Petróleo en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Objetivos
Objetivo general
Evaluar los recursos prospectivos de hidrocarburos de las cuencas sedimentarias de la República Dominicana.
Objetivos específicos
• Evaluar los yacimientos de hidrocarburos a través de la interpretación sísmica, modelado 3D y evaluación petrofísica, en base a informaciones geológicas, sísmicas y de registros de pozos publicadas.
• Estimar recursos prospectivos de hidrocarburos (Volumetría original de aceite y gas, OGIP y reservas recuperables).
• Elaborar una valoración de las oportunidades en cada cuenca sedimentaria.
• Evaluar el riesgo geológico en los prospectos exploratorios.
Metodología
En esta sección se presenta la metodología de investigación aplicada para el análisis e interpretación sísmica, petrofísica, estimación volumétrica, análisis de riesgo y valoración de oportunidades en cuatro cuencas sedimentarias en la República Dominicana.
El estudio se centró en las cuencas de Azua, Cibao, Enriquillo y San Juan. En las cuencas de Azua y Cibao Oriental fue posible hacer interpretación sísmica, ya que se contó con las líneas sísmicas 2D. Para las cuencas de Enriquillo y Cibao Occidental se utilizó la interpretación de horizontes sísmicos disponible y de esta forma fue posible construir los modelos estáticos 3D. En la cuenca de San Juan sólo fue posible adelantar la evaluación petrofísica.
Ilustración 3. Visita del Sr. presidente Luis Abinader a las instalaciones de Refidomsa.
Interpretación sísmica
La interpretación sísmica se realizó con la información sísmica 2D disponible en las diferentes cuencas. En este proyecto se dispuso de información de velocidades (check shot, registro sónico) para hacer el amarre pozo-sísmica, y así interpretar los horizontes de interés para la prospección de hidrocarburos.
Análisis petrofísico
El análisis petrofísico se realizó en base a información de un total de 23 pozos distribuidos en las cuencas sedimentarias en la República Dominicana. Posteriormente a la evaluación de la información disponible en formato digital de los pozos y hacer el inventario de registros de los pozos, se seleccionó un pozo por cuenca sedimentaria. Esta selección se basó en la disponibilidad de un conjunto de informaciones en los registros, a los fines de poder desarrollar una evaluación petrofísica que permitiera determinar porosidad, saturación de agua y arcillosidad.
Los registros en formato *.LAS asociados a estos pozos se encuentran recopilados en la base de datos del proyecto y en los proyectos Petrel que también están respaldados en esta base de datos.
A continuación, se listan los pozos seleccionados para la evaluación y la cuenca a la cual pertenecen.
• CUENCA AZUA
POZO MALENO DT-1
• CUENCA ENRIQUILLO
POZO CHARCO LARGO-1
• CUENCA CIBAO OCCIDENTAL
POZO PIMENTEL REEF–1
• CUENCA SAN JUAN
POZO CANDELON-1
Estos pozos cuentan con GR (registro de rayos gamma); NPHI (registro de porosidad neutrón); registros RD-RS (registros de resistividad); SP (registro de potencial espontáneo); Depth (Registro de profundidad); registro RHOB (registro de densidad) y DT (registro sónico).
Con este set de registros y una aplicación de software adecuada es posible calcular las siguientes propiedades:
• SW (saturación de agua)
• Phit (porosidad total)
• Vsh (arcillosidad de la roca)
• Phie (porosidad efectiva)
Este es el conjunto de registros mínimos necesarios para poder calcular estas propiedades que servirán más adelante para hacer las estimaciones volumétricas de hidrocarburos para cada cuenca.
Estimación volumétrica
La estimación volumétrica se realizó utilizando un enfoque multidisciplinario que incluyó evaluación de yacimientos (G&G), estimación de volúmenes originales y recuperables. Esta estimación se alcanzó a través de la ejecución de las siguientes tareas: descripción de los tipos de campos petroleros, tipos de yacimientos y fluidos; interpretación de la información sísmica disponible para caracterizar los campos; evaluación de las características petrofísicas de los yacimientos; revisión de la sísmica e identificación de trampas geológicas que contienen los hidrocarburos (dimensiones del yacimiento y características de los sellos que permiten la retención de fluidos); evaluación de todas las características del yacimiento integradas en un solo modelo; y, cálculo determinista y posteriormente un cálculo probabilístico para tener los escenarios volumétricos P10, P50 y P90 de volumetría de hidrocarburos.
Ingeniería de yacimientos
Se menciona aquí que la información de ingeniería utilizada en el modelo estático está representada por factores volumétricos y contactos en las diferentes cuencas. De acuerdo con la calidad del crudo recuperado en la cuenca de Azua (19-23 grados API), se utilizaron referentes de factor volumétrico de 1.05 y un factor de recobro de 15%. Los factores de recobro y volumétrico se estimaron a partir del conocimiento de campos en el norte colombiano y los campos venezolanos con crudos similares a profundidades comparables. Debido a que no se tiene laboratorio PVT (interrelaciones de presión, volumen y temperatura) del crudo de la República Dominicana, se hace la aproximación preliminar de esta forma. En base a la información petrofísica disponible no se pudo realizar la estimación de gas.
Ilustración 4. Área de trabajo del laboratorio de crudos y derivados, UNAL, Colombia. Fotografía: Gregorio Rosario.
Análisis de riesgo exploratorio
El riesgo geológico o riesgo exploratorio involucra directamente la presencia o no de hidrocarburos en una oportunidad exploratoria. En el análisis del riesgo exploratorio se consideran los siguientes aspectos: niveles de investigación geológica, los elementos geológicos presentes en las oportunidades, los procesos que actúan en el sistema petrolífero, la evaluación y jerarquización de las incertidumbres de cada elemento del sistema petrolero y el cálculo probabilístico del riesgo geológico asociados a las oportunidades exploratorias.
Una vez realizada la evaluación geológica del sistema petrolífero, de sus elementos y procesos, se procede a establecer los rangos de riesgos de cada uno de los factores que interviene en el sistema dividiéndolos en cuatro factores independientes a saber:
1. Factor roca madre
2. Factor roca almacén o reservorio
3. Factor trampa
4. Factor dinámico
El primer factor está asociado a la calidad de roca madre, a su madurez y a su capacidad de carga de hidrocarburos. El segundo factor está relacionado con la presencia de roca almacén, su calidad y otros factores.
El tercer factor se asocia a la presencia de la trampa, a su forma, a sus características internas y a la presencia de roca sello. El cuarto se relaciona con los factores dinámicos como la migración, sincronía y preservación de los hidrocarburos.
Los riesgos asociados a cada factor se definen de acuerdo con la siguiente escala:
Muy bajo riesgo: 0,99 – 0,5
Bajo riesgo: 0,25 – 0,5
Riesgo moderado: 0,125 – 0,25
Alto riesgo: 0,063 – 0,125
En la categorización de las oportunidades exploratorias identificadas se tienen en cuenta parámetros de valoración de diferentes categorías de información, que al final del ejercicio pretenden clasificar las oportunidades de acuerdo con una calificación de riesgo: recursos identificados en la misma; historia de exploración; historia de producción; profundidad de los yacimientos, y, en general información disponible para poder valorar también la incertidumbre asociada.
Valoración de oportunidades
La valoración de oportunidades se refiere al proceso de ponderar las oportunidades identificadas desde la que tiene mayor probabilidad de éxito hasta la que presenta los valores más bajos. Aquí se utiliza un esquema de calificación de oportunidades en un rango de 0 a 10, donde la máxima calificación es 10 y es la que refleja la mayor cantidad y calidad de información, presencia de producción, resultado de la calificación del riesgo o volúmenes atractivos para el desarrollo.
Esta calificación es una opinión que se traduce en un peso relativo. La suma de estos pesos relativos da una calificación final que permite asignarles pesos a las cuencas, de la más interesante a la menos interesante desde la perspectiva de explotación de hidrocarburos.
Ilustración 5. Mapa de ubicación de pozos utilizados para la creación de los modelos geoquímicos 1D en las cuencas en estudio. Fotografía: Gregorio Rosario.
Ilustración 6. Materiales de toma de muestras. Unidad I+D Fotografía: Gregorio Rosario.
FUNDAMENTO TEÓRICO
Sistema petrolífero
La exploración de los hidrocarburos se realiza con el siguiente proceso: a) identificación de la(s) cuenca(s) sedimentaria(s); b) identificación del posible sistema petrolífero presente en la cuenca; c) determinación de las áreas prospectivas (plays); y d) determinación de los prospectos de petróleo y/o gas en cada cuenca (Perrodon, 1992; Magoon y Dow, 1994) (ver Figura 2). Véase el ejemplo de caliza tableada de la Cuenca de San Juan en la Figura 3.
CUENCA SEDIMENTARIA
SISTEMA PETROLÍFERO
Económicamente muy importante
PLAY
Económicamente no importante
PROSPECTO
Figura 2. Elementos requeridos para la determinación de un prospecto efectivo. Tomado y adaptado de Magoon y Dow (1994).
Figura 3. Caliza tableada de la Cuenca de San Juan.
El estudio de la cuenca sedimentaria permite establecer la secuencia estratigráfica y su estilo estructural. Mientras que el sistema petrolífero evidencia la relación genética estrecha entre la roca fuente y las acumulaciones de hidrocarburos (líquido o gas) presentes en el sistema (Figura 2). Por su parte, el play y el prospecto muestran el potencial exploratorio para las reservas comerciales de petróleo y gas no descubiertas (Figura 2). En donde, el play puede contener uno o más prospectos; mientras, el prospecto señala una trampa potencial, la cual deberá ser evaluada para determinar si efectivamente posee las cantidades comerciales de hidrocarburos requeridas para una explotación efectiva y eficaz (Figura 2) (Perrodon, 1992; Magoon y Dow, 1994).
El término sistema petrolífero (petroleum system) fue usado por primera vez por Perrodon (1992). Sin embargo, fueron Magoon y Dow (1994) quienes introdujeron el término oil system, basados en el concepto de correlación existente entre el crudo y la roca fuente.
Las definiciones de los elementos que conforman un sistema petrolífero son las siguientes:
• Roca Fuente: Son las rocas que poseen un contenido de materia orgánica suficiente que, luego de ser sometidas a un calentamiento durante un tiempo determinado, alcanzan la madurez termal requerida para generar hidrocarburos (García et al., 2009). Las rocas fuente tienen la capacidad de generar y expulsar hidrocarburos para formar acumulaciones comerciales de petróleo y gas (Hunt, 1996).
• Roca Reservorio: Son las rocas cuya porosidad y permeabilidad permiten tanto el almacenaje de hidrocarburos como su circulación en el medio poroso (García et al., 2009).
• Roca Sello: Son las rocas cuya baja permeabilidad detiene la migración del hidrocarburo en las trampas donde se ha acumulado (García et al., 2009).
• Roca sobrecarga: Es la secuencia de rocas que suprayace a la roca fuente, la cual contribuye a que se generen las condiciones necesarias para la generación de hidrocarburos a partir de la materia orgánica contenida en la roca fuente (García et al., 2009).
• Trampa: Es el elemento geológico básico para la acumulación de hidrocarburos. Este constituye el factor más crítico para establecer un prospecto efectivo, ya que cierra el ciclo generación-migraciónacumulación de hidrocarburos (García et al., 2009). Ilustración 7. Microscopio de laboratorio, UNPHU.
Gregorio Rosario.
Análisis geoquímicos en roca fuente: definición de parámetros
La capacidad de una roca fuente para generar petróleo y gas está controlada por tres factores principales: cantidad, calidad y grado de evolución térmica de la materia orgánica (Tissot y Welte, 1984). Los dos primeros factores, a su vez, están controlados por características propias del ambiente de depósito, tales como: la productividad biológica, el nivel de preservación, la tasa de sedimentación de la materia orgánica y el tamaño de grano de los sedimentos (Demaison y Moore, 1980). Por su parte, el parámetro de madurez termal se refiere a la temperatura máxima a la cual estuvo expuesta la roca fuente en una cuenca sedimentaria.
Cantidad de materia orgánica: carbono orgánico total (TOC)
El carbono orgánico total es una medida de la riqueza orgánica de las rocas sedimentarias (Figura 4) (Jarvie, 1991). Sin embargo, el porcentaje de carbono orgánico total no es por sí solo un indicador del potencial de una roca para generar hidrocarburos. Los constituyentes del carbono en el TOC son los siguientes: la materia orgánica extraíble (EOM), el potencial remanente para generar hidrocarburos y el carbono no reactivo, el cual no posee potencial para producir hidrocarburo.
MUESTRA DE SEDIMIENTO
CARBONO ORGÁNICO
KERÓGENO GAS/ ACEITE
CARBONO EOM
CARBONO CONVERTIBLE
CARBONO ORGÁNICO TOTAL
CARBONO RESIDUAL
El análisis del contenido de materia orgánica total (TOC) se expresa en porcentaje peso/peso (p/p) y de acuerdo con este porcentaje se puede clasificar
de forma cualitativa el potencial de la roca fuente, tal y como se evidencia en la Tabla 1.
Figura 4. Distribución del carbono orgánico en una muestra de sedimento. Tomado y adaptado de Jarvie (1991).
Calidad de materia orgánica: índice de hidrógeno (IH)
El índice de hidrógeno es la cantidad de hidrocarburos generados tras el craqueo termal de la materia orgánica no volátil por unidad de TOC. Este resultado muestra si la roca fuente contiene aceite, aceite y gas, gas o un potencial limitado de hidrocarburos, es decir, el IH es un indicador de la cantidad de hidrógeno disponible en el querógeno, en donde
Tabla 1. Clasificación cualitativa del potencial de una roca fuente de acuerdo con el % TOC, según Peters y Cassa (1994).
Potencial Materia Orgánica
Clasificación cualitativa
Pobre Regular Buena Muy Buena Excelente
- 1,0
- 2,0
- 4,0
altos valores de IH indican alto potencial para generar hidrocarburos líquidos (Jarvie, 1991; Peters y Cassa, 1994).
La Tabla 2 muestra la clasificación del tipo de querógeno presente en la roca fuente de acuerdo con los valores de IH obtenidos en el análisis Rock Eval, así como el tipo de producto esperado según el tipo de querógeno.
Tabla 2. Clasificación de la calidad de la materia orgánica de acuerdo con el contenido de IH y el tipo de producto esperado, según Peters y Cassa (1994).
Calidad de la Materia Orgánica
IH
(mgHC/gTOC) Tipo de querógeno
< 50
50 -200
200 - 300
300 - 600
>600
IV III II / III II I
Tipo de producto
Gas
Gas y petróleo Petróleo Petróleo
Ilustración 8. Facilidades del laboratorio de química, UNPHU. Fotografía: Gregorio Rosario.
Grado de madurez termal de la materia orgánica: temperatura máxima (Tmax) y reflectancia de vitrinita (Ro)
El grado de evolución térmica de la materia orgánica en una roca fuente puede ser establecido mediante los siguientes dos parámetros: la temperatura máxima (Tmax) obtenida en el análisis Rock Eval y el análisis de reflectancia de vitrinita (Ro).
El Tmax es la temperatura del horno de pirolisis durante el craqueo del querógeno o durante la generación máxima que ocurre en el pico S2 y se expresa en °C. Esta temperatura máxima (Tmax) es un parámetro de madurez termal del querógeno.
La Tabla 3 contiene la clasificación del estado de madurez termal de la roca fuente de acuerdo con los rangos de temperatura máxima (Tmax) y porcentaje de reflectancia de vitrinita (Ro).
Tabla 3. Clasificación del grado de evolución térmica de una roca fuente de acuerdo con los parámetros de Tmax (°C) y %Ro, según Peters y Cassa (1994).
Clasificación cualitativa
Inmadurez
Madura
Temprana
Pico de generación
Final de generación
Sobremadura
El análisis de reflectancia de vitrinita (Ro) es la técnica más usada para estudiar la madurez termal de una roca, dado que el maceral de vitrinita aumenta su reflectividad en la medida que aumenta su madurez termal. El bitumen sólido también aumenta su reflectividad con el incremento de la temperatura a la cual estuvo expuesta la roca. Este análisis se lleva a cabo en un microscopio de luz
Tmax (°C)
< 435
435 -445 445-450 450-470 > 470
%Ro
0,20 - 0,60
0,60 -0,65
0,65 - 0,90
0,90 - 1,35 > 1,35
reflejada y se expresa como porcentaje de luz reflejada con las siglas %Ro para vitrinita y %BRo para bitumen.
La Tabla 3 también contiene los rangos de madurez termal de la roca fuente de acuerdo con el %Ro establecido en el análisis petrográfico.
Madurez Termal
Modelamiento geoquímico
A continuación, se presentan los conceptos básicos necesarios para entender el proceso del modelamiento geoquímico de cuencas sedimentarias:
Modelo geoquímico: Es un conjunto de principios, ecuaciones matemáticas y suposiciones que se utilizan para describir y predecir el comportamiento de los elementos químicos en la Tierra. Este incluye las variables de tiempo, temperatura y cinética de las reacciones químicas de transformación de querógeno en petróleo, y las reacciones de transformación de petróleo en gas. Se ilustra mediante un diagrama de maduración o transformación de la materia orgánica en función del tiempo geológico.
Marco estratigráfico: Este involucra la integración de observaciones de campo y registros de pozos, la descripción de las facies sedimentarias, la reconstrucción de ambientes sedimentarios, la identificación de los topes de las secuencias sedimentarias y la determinación de las formaciones geológicas presentes en una cuenca con su orden cronológico de acumulación.
Paleo-profundidad: Se refiere a la profundidad de un ambiente marino lacustre o fluvial en el cual se depositaron las rocas sedimentarias en el pasado geológico. Algunos de los métodos utilizados para estimar la paleo-profundidad incluyen: estudios de sedimentología, análisis de fósiles, estructuras sedimentarias y modelado paleogeográfico.
Ventana de generación: La ventana de generación de petróleo y la ventana de generación de gas se refieren a las condiciones de temperatura, profundidad y presión en las cuales una formación geológica rica en materia orgánica se transforma químicamente en hidrocarburos. Esta transformación ocurre sólo dentro de un rango específico de temperaturas y presiones.
Intrusivo volcánico: Es una formación geológica que se forma cuando el magma proveniente del manto terrestre se abre paso hacia la superficie, pero no logra salir a través de erupciones volcánicas; en su lugar, se enfría y se solidifica dentro de la corteza terrestre. Este proceso da lugar a la formación de cuerpos intrusivos que están compuestos por rocas ígneas. Algunos ejemplos de intrusivos volcánicos incluyen: batolitos, diques, sills y necks, entre otros.
Figura 5. Roca caliza de la Cuenca de Enriquillo.
Modelo de maduración termal:
Este modelo considera cómo la temperatura y el tiempo afectan la descomposición de la materia orgánica y su conversión en hidrocarburos. Este modelo es fundamental para comprender la formación y la migración de hidrocarburos, como el petróleo y el gas natural.
Potencial de generación de hidrocarburos:
Se refiere a la capacidad de una formación geológica para producir y liberar hidrocarburos, como petróleo y gas natural, bajo condiciones específicas de temperatura, presión y composición de la roca. Este potencial depende de varios factores clave: tipo y cantidad de materia orgánica, maduración térmica, presión y condiciones de entierro e historia geológica.
Riesgo exploratorio:
Describe la incertidumbre y el potencial de fracaso asociado con la exploración de nuevas áreas o yacimientos en busca de reservas de hidrocarburos.
Asimismo, el riesgo exploratorio evalúa los procesos de generación, migración, acumulación y preservación de petró-
Ilustración 9. Materiales de ensayos químicos Fotografía:
leo y/o gas en una cuenca sedimentaria. Además, se consideran factores como la complejidad geológica, datos sísmicos y de perforaciones anteriores, factores económicos y regulatorios, e innovaciones tecnológicas.
Análisis sedimentológico:
Es el estudio detallado de las características físicas, químicas y biológicas de los sedimentos. Este análisis proporciona información crucial sobre la historia geológica y ambiental de una determinada área, así como sobre los procesos que han contribuido a la formación y deposición de los sedimentos. El análisis sedimentológico de una roca sedimentaria incluye los siguientes aspectos: composición mineralógica, textura de los sedimentos, estratigrafía, estructuras sedimentarias, contenido orgánico y geoquímica.
Análisis estratigráfico:
Se enfoca en el estudio de la disposición, la naturaleza y la secuencia de las capas de rocas sedimentarias en la corteza terrestre. Es una herramienta que nos permite comprender la evolución de la Tierra a lo largo de millones de años.
Algunos aspectos importantes del análisis estratigráfico incluyen: identificación de estratos, secuencia estratigráfica, principios estratigráficos, bioestratigrafía, paleografía y modelado e interpretación.
Reconstrucción de la historia termal: Consiste en estudiar las condiciones de temperatura a las cuales han estado expuestas rocas o formaciones geológicas a lo largo del tiempo geológico. Se puede ilustrar a través del diagrama de historia termal que incluye una curva de la variación de la temperatura en el tiempo geológico. Algunos métodos y técnicas utilizados para la reconstrucción de la
de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Gregorio Rosario.
historia termal incluyen: análisis de fluidos, datación radiométrica, termo-cronología, modelado numérico y estudios geotérmicos.
Diagrama de subsidencia:
Consiste en un diagrama de espesores de formaciones y profundidad de enterramiento en función del tiempo geológico. Este diagrama incluye correcciones del espesor de las formaciones por compactación, paleo-profundidad de cada formación y espesor erosionado por eventos de levantamiento en las orogenias.
Diagrama de reflectancia de vitrinita (%Ro): Ilustra la variación de la reflectancia de vitrinita en función de la profundidad a la cual se encuentran las rocas o formaciones geológicas. La vitrinita es un componente orgánico presente en las
rocas sedimentarias que es sensible a la temperatura y la presión, útil para estimar el grado de maduración térmica de los sedimentos y la generación potencial de hidrocarburos. La reflectancia se expresa como un porcentaje, donde un valor bajo (%Ro bajo) indica una maduración térmica mínima, mientras que un valor alto (%Ro alto) indica una maduración térmica significativa.
Diagrama de la historia termal:
Es una representación gráfica que muestra la evolución de la temperatura en una región o en un yacimiento a lo largo del tiempo geológico. Generalmente, muestra la temperatura en función de la profundidad geológica, lo que proporciona una visión de cómo la temperatura ha variado a diferentes profundidades a lo largo del tiempo en una región específica. La construcción de un diagrama de historia termal incluye: datos de pozos de exploración, datos geofísicos y modelado numérico.
Diagrama de maduración y transformación de la materia orgánica: Es una representación gráfica que muestra cómo cambia la materia orgánica a medida que se somete a diferentes condiciones de temperatura y presión a lo largo del tiempo geológico. Puede mostrar varios parámetros importantes, como: contenido de carbono orgánico, tipo de materia orgánica, maduración térmica, y generación de hidrocarburos.
Ilustración 10. Exhibición de rocas en la UIS, Colombia. Fotografía: Gregorio Rosario.
Estratigrafía de las cuencas sedimentarias
En esta subsección se presenta la sucesión estratigráfica que se encuentra en todas las cuencas analizadas en la República Dominicana. Esto va de acuerdo con los datos de los pozos perforados en las referidas cuencas, los cuales poseen una interpretación estratigráfica básica representada en topes formacionales.
Formación Neiba superior
Esta formación denomina a la serie calcárea que aflora por encima del conjunto vulcano sedimentario de El Aguacate. Su espesor oscila entre más de 1,000 metros en la parte central de la hoja geológica de Galván, y 300-500 metros en los sectores septentrionales y meridionales de la República Dominicana. Las condiciones de afloramiento no favorecen la observación del contacto con el conjunto vulcano sedimentario infrayacente, pero aparenta ser neto y concordante. Esta sección estratigráfica puede considerarse como el basamento para el presente estudio, ya que las formaciones de interés se encuentran suprayaciendo de forma discordante a la formación Neiba.
Formación Sombrerito
Esta formación, tanto en la sierra de Neiba como en la cuenca de San Juan, consiste en una sucesión rítmica de más de 500 m de espesor de margas con intercalaciones decimétricas de calcarenitas y calizas que localmente alcanzan espesores decamétricos y producen resaltes morfológicos.
El sondeo del pozo Maleno pone de manifiesto que el sustrato de la formación Sombrerito está integrado por carbonatos paleógenos afines a los de dicha sie-
rra de Neiba, de los cuales resulta difícil de ser separados. El techo lo constituyen las areniscas de la formación Trinchera, en un brusco cambio litológico que, junto con las importantes variaciones de espesor de esta, sugieren que se trata de una discordancia, si bien en los distintos afloramientos de la región suroccidental de la Española aparece tectonizado.
En la formación Sombrerito alóctona se han reconocido tres tramos: un tramo calcáreo presente en la práctica totalidad de los afloramientos, intercalado entre dos tramos de naturaleza margosa, deficiente y escasamente representados. La tectonización de sus contactos hace que existan dudas acerca de sus relaciones, así como de su espesor total, cuyo valor mínimo sobrepasa los 900 m, de los que más de la mitad corresponden al tramo calcáreo (J.A. Díaz de Neira y F.J. Solé Pont, 2002).
Formación Trinchera
El término formación Trinchera ha abarcado el conjunto de areniscas y margas limitado de base y techo por las formaciones Sombrerito y Arroyo Blanco, respectivamente (Mercier de Lepinay, 1987; García y Harms, 1988), mientras que, en otros, los términos superiores de dicho conjunto han sido individualizados como formación Quita Coraza (McLaughlin et al., 1991). Cuando estos términos superiores poseen composición carbonatada, han recibido la denominación de formación Florentino. Esta posee un espesor de más de 1000 metros (J.A. Díaz de Neira y F.J. Solé Pont, 2002).
Formación Quita Coraza
En el terreno, esta formación conforma una banda deprimida de tonalidades amarillentas, dispuesta entre los resaltes morfológicos producidos por las formaciones Trinchera y Arroyo Blanco. Aunque en general sus afloramientos son de mala calidad, las mejores secciones estratigráficas se encuentran en el río Vía y en el arroyo San Francisco. Puntualmente, resulta difícil su diferenciación de la formación Trinchera, de la que se diferencia por su mayor contenido margoso en relación con el de areniscas.
El término formación Quita Coraza fue utilizado por primera vez por Beall (1945) en referencia a un miembro del Grupo Yaque establecido previamente por Vaughan et al. (1921), siendo redefinido posteriormente por Bermúdez (1949) como formación Bao. Entre los trabajos más recientes (Tabla 4), Cooper (1983) adopta Esta última denominación, en tanto que McLaughlin et al. (1991) recuperan el término formación Quita Coraza.
Formación Arroyo Blanco
La formación Arroyo Blanco constituye uno de los conjuntos de mayor representación del Neógeno de la región, siendo tal vez el que posee una mayor heterogeneidad litológica, así como una mayor dificultad para su individualización cartográfica. Esta equivale total o parcialmente a las formaciones Angostura y Las Salinas de la cuenca de Enriquillo. En afloramientos puntuales puede presentar una gran semejanza con las formaciones Trinchera y, especialmente, Arroyo Seco. No obstante, proporciona un destacado resalte morfológico al terreno, facilitando su separación cartográfica de esta y de la formación Quita Coraza.
Su mejor corte se localiza en el río Vía, pudiendo efectuarse observaciones de interés en Las Yayitas y en el ámbito del arroyo San Francisco. Su litología más frecuente consiste en conglomerados polimícticos oscuros que intercalan lutitas, areniscas y, como rasgo más característico, calizas arrecifales, en ocasiones resedimentadas. La base de la unidad, de carácter neto, se establece por la aparición de areniscas o conglomerados sobre las margas de la formación Quita Coraza.
Ilustración 11. Trabajo de campo en la cuenca Enriquillo.
El techo de la formación es más difícil de precisar debido a la semejanza litológica entre los conglomerados de las formaciones Arroyo Blanco y Arroyo Seco. La presencia de fauna marina o litoral es el mejor criterio de reconocimiento de la formación Arroyo Blanco frente a la formación Arroyo Seco, pero la ausencia de fauna no implica la certeza de estar ante esta, pudiendo utilizarse también como criterios de apoyo para su individualización, la mayor deformación de la Arroyo Blanco y los tonos más oscuros de sus conglomerados, generalmente ordenados en niveles de menor espesor.
Formación Arroyo Seco (Vía)
Se trata de la unidad más reciente del relleno neógeno de la cuenca de San Juan-Azua, cuya denominación local (formación Vía) deriva de la excelente calidad de sus afloramientos en el río Vía, restringiéndose su uso al sector de Azua; su denominación como formación Arroyo Seco es mucho más empleada en la región, equivaliendo a las formaciones Las Matas, Guayabal y Jimaní.
Puntualmente, la formación Arroyo Seco presenta una extraordinaria similitud con los depósitos de abanicos cuaternarios y con los conglomerados de posible origen continental de la formación Arroyo Blanco.
Esta formación es esencialmente un monótono conjunto conglomerático con intercalaciones esporádicas de niveles de lutitas y areniscas. Su mejor afloramiento se localiza en el corte del río Vía, donde se han medido 405 metros, que no pueden considerarse su valor máximo, ya que la formación se encuentra cabalgada por los materiales paleógenos del Cinturón de Peralta.
Litológicamente, la formación está constituida por gravas polimícticas de matriz areno-arcillosa agrupadas en niveles de orden métrico, con predominio de cantos redondeados de composición tonalítica, vulcano-sedimentaria y calcárea, cuyo diámetro suele estar comprendido entre 5 y 10 cm, aunque no son extraños los mayores de 30 cm. Esporádicamente intercalan tramos lutíticos de tonos rojizos y pardos de orden centimétrico a métrico. Abundan los niveles de morfología subtabular, a veces canalizada, con gradaciones verticales; también las cicatrices erosivas, estratificaciones cruzadas de media a gran escala y las imbricaciones de cantos. En los tramos arcillosos son frecuentes las señales de bioturbación y paleosuelos.
La equivalencia estratigráfica regional se ilustra en la Tabla 4. En ella se puede observar cómo cambia la nomenclatura para cada región.
Tabla 4. Equivalencias estratigráficas en la República Dominicana, en la sección de interés para la acumulación de hidrocarburos.
VAUGHAN ET AL. (1921)
GRUPO
DOHM (1941) COOPER (1983) BREUNER (1985)
FM. VIA
FM. ARROYO SECO
FM. ARROYO BLANCO
FM. TRINCHERA
YAQUE
FM. ARROYO BLANCO
FM. BAO
FM. FONDO NEGRO
MB. GAJO LARGO
SOMBRERITO
FM. ARROYO SECO
FM. ARROYO BLANCO
MB. ARROYO
MB. LOMA DE YESO BLANCO SUPERIOR
MB. BAO
MB. ARROYO BLANCO INFERIOR
MB. FLORENTINO
MB. TRINCHERA
M. DE LEPINAY (1987) GARCÍA Y HARMS (1988)
FM. ARROYO SECO
FM. ARROYO BLANCO
FM. TRINCHERA
McLAUGHLIN ET AL. (1991)
FM. ARROYO SECO / VIA
FM. ARROYO BLANCO
FM. QUITA CORAZA
FM. TRINCHERA
MB. GAJO LARGO
DÍAZ DE NEIRA Y HERNAIZ (2000)
FM. ARROYO BLANCO
FM. QUITA CORAZA
FM. TRINCHERA
Ilustración 12. Facilidades del laboratorio de investigación, UNPHU. Fotografía: Gregorio Rosario.
FM. ARROYO SECO / VIA
Ilustración 13. Facilidades de la litoteca en el ICP, Colombia Fotografía: Gregorio Rosario.
INTERPRETACIÓN SÍSMICA
Interpretación sísmica
En esta sección se presentan los resultados del análisis e interpretación de la información sísmica 2D y registros de pozos disponibles de cuatro cuencas sedimentarias en tierra (onshore) de la República Dominicana: Azua, Cibao, Enriquillo y San Juan.
En la primera parte de esta sección, se presentan mapas de localización y tablas de información sobre las líneas sísmicas disponibles en cada cuenca sedimentaria, el modelo de velocidades utilizado, y el flujo de trabajo general aplicado en la interpretación sísmica, el amarre pozosísmica e interpretar los horizontes de interés para la prospección de petróleo y gas.
Esta sección finaliza con la presentación de los resultados de la interpretación sísmica por cada cuenca analizada, incluyendo los detalles de los prospectos identificados en cada una de las cuencas sedimentarias.
Ilustración 14. Afloramiento de roca en la cuenca del Cibao Occidental. Fotografía: Gregorio Rosario.
Consideraciones generales:
En esta subsección se presenta el conjunto de información sísmica 2D utilizado en el presente estudio, incluyendo: mapa de localización de los programas sísmica 2D y ubicación de pozos con información de registros eléctricos, tablas con descripción de líneas sísmicas por operador en cada cuenca, modelo de velocidades y el flujo de trabajo general aplicado en la interpretación sísmica.
En la Figura 7 se muestra un mapa de localización de programas de sísmica 2D (onshore) de las cuencas sedimentarias de la República Dominicana.
Figura 7. Mapa de localización de programas de sísmica 2D (onshore).
En la Figura 8 se presenta un mapa de localización de pozos con información de registros eléctricos.
Figura 8. Mapa de localización de pozos con información de registros eléctricos. Fuente: Tomado de Gorosabel Araus (2020).
Ilustración 15. Trabajos de manipulación de muestras Fotografía: Gregorio Rosario.
de Petróleo en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
En las Tablas 5 y 6 se presenta una lista de líneas sísmicas disponibles en las cuencas de Azua y la cuenca del Cibao Oriental, respectivamente, indicando el programa sísmico a las que pertenecen.
Tabla 5. Líneas sísmicas 2D disponibles para la cuenca Azua
CUENCA AZUA
Nombre
Línea 2D
CUENCA CIBAO ORIENTAL
Tabla 6. Líneas sísmicas 2D disponibles para la cuenca Cibao Oriental.
En la Figura 9 se presenta la función de velocidad del pozo Maleno DT-1 y el amarre de sísmica – pozo utilizados para poder iniciar la fase de interpretación de horizontes sísmicos de interés en la cuenca de Azua.
de Petróleo en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Figura 9. Función de velocidad Maleno DT-1 y amarre sísmico.
En la Figura 10 se muestra el amarre sísmico - pozo Maleno-DT1, en línea MUR-SIS-MEM 000007. En color verde se muestra el tope de la formación Neiba y en color verde claro el tope de la formación Sombrerito.
Petróleo
Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Figura 10. Amarre sísmico - pozo Maleno-DT1, en línea MUR-SIS-MEM 000007.
Por último, se convirtieron los horizontes interpretados en tiempo a profundidad utilizando el modelo de velocidades construido con este propósito, a partir de las tablas tiempo-profundidad asociadas a algunos pozos.
En la Figura 11 se muestra el modelo de velocidades clásico aplicado para el análisis e interpretación en este estudio.
de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Flujo de trabajo para la interpretación sísmica
A continuación, se detallan los pasos generales del flujo de trabajo para esta investigación y lograr los objetivos propuestos a nivel de interpretación sísmica. La interpretación sísmica se realizó utilizando la licencia del software Petrel.
• Construcción del proyecto
• Creación de topes de formación
• Creación de horizontes o superficies
• Construcción de modelo estructural
• Creación de grillas o mallas
• Conversión de grillas a profundidad
• Identificación de prospectos
Figura 11. Ilustración del modelo de velocidades de la cuenca de Azua.
Resultados de la interpretación sísmica
En esta subsección se presentan los resultados de la interpretación sísmica por cada cuenca analizada, incluyendo los detalles de los prospectos identificados en cada una de las cuencas sedimentarias.
Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Ilustración 17. Visita técnica laboratorio de máquinas térmicas, UdeA, Colombia.
Cuenca de Azua
La cuenca de Azua cuenta con una orientación noroeste-sureste, la cual fue rellenada por una potente serie sedimentaria neógena de carácter somerizante que evolucionó desde facies típicamente marinas (formaciones Sombrerito, Trinchera y Quita Coraza) a facies de ambientes continentales (Fms. Arroyo Blanco y Vía). No obstante, esta serie aflora de forma discontinua al quedar oculta bajo un extenso sistema de abanicos aluviales.
La cuenca de Azua se encuentra al suroeste de la cordillera Central a modo de piedemonte suavemente inclinado hacia el sur hasta enlazar con el litoral del mar Caribe. En contraposición con los sistemas montañosos limítrofes, esta constituye una espectacular
planicie en la que sobresalen pequeñas lomas más abundantes hacia el oeste.
La Figura 12 muestra extracto del mapa geológico de superficie y la información
Figura 12. Ilustración mapa geológico de superficie e información sísmica disponible en la cuenca de Azua.
La Figura 13 presenta el área de estudio para la interpretación de sísmica 2D en la cuenca de Azua. En color rojo se muestran las líneas de sísmica 2D disponibles para interpretación. El polígono con relleno gris corresponde al área
interpretada en proyectos anteriores. El polígono azul corresponde al polígono interpretado en el presente proyecto.
Como se puede observar en la Figura 13, la densidad de información sísmica disponible para esta cuenca es limitada. El resultado de esta situación es que la información proveniente de la interpretación presenta sea parcial y el posterior proceso de interpolación de esta información sea el producto de la utilización de un algoritmo de la plataforma de interpretación.
Se resalta este punto para destacar la alta incertidumbre en la posición y tamaño de las estructuras identificadas ya que con esta calidad de información no se garantiza su tamaño y existencia con total certeza. Por ende, los resultados obtenidos al final estarán acompañados de un factor de incertidumbre alto, lo que es normal en proyectos de esta naturaleza.
Figura 13. Área de estudio para la interpretación de sísmica 2D en la cuenca de Azua.
En la Figura 14 se visualiza la línea sísmica MUR-SISMEM-00005 (en tiempo) con dirección norte-sur. Se muestra la formación Trinchera en color amarillo y la formación Sombrerito en color verde.
La interpretación de estos dos horizontes se logró mediante el amarre con el registro sónico del pozo Maleno DT 1 de la cuenca de Azua. Por debajo de estos horizontes se encuentra la formación Neiba que puede ser considerada como basamento para los fines de este estudio.
Figura 14. Ilustración MUR-SIS MEM Línea 5 (en tiempo) con formaciones Trinchera y Sombrerito en la cuenca de Azua.
La Figura 15 muestra la interpretación sísmica de los horizontes correspondientes a las formaciones Trinchera, en color amarillo, y Sombrerito, en color verde. Esta línea sísmica transcurre en dirección occidente-oriente.
Se puede apreciar en la imagen la configuración de una trampa geológica representada en un alto estructural en el lado izquierdo de la figura, hacia el sector occidental en términos geográficos.
La interpretación de estos dos horizontes fue posible por el amarre sísmica-pozo que se hizo con el registro sónico del pozo Maleno DT-1. Este amarre permitió la posterior construcción de un modelo de velocidades.
Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
15. Ilustración MUR-SIS MEM Línea 3 (en tiempo) con interpretación de formaciones Trinchera en color amarillo y Sombrerito en color verde.
Figura
En la Figura 16 se presenta el mapa estructural en tiempo correspondiente al tope de la formación Sombrerito.
Los contornos están representando tiempos sísmicos: el tiempo que se demora una onda desde la superficie hasta el reflector de interés y el tiempo que le toma regresar a la superficie para ser registrado por un dispositivo. A estos tiempos se les llama tiempo doble (TWT).
En este mapa sobresalen dos altos estructurales los cuales representan dos oportunidades exploratorias. Estas oportunidades identificadas son dos trampas de cuatro cierres que denominamos como Prospecto 1 y Prospecto 2, P1 y P2, respectivamente.
Juan, Cibao y Enriquillo
Figura 16. Mapa estructural en tiempo al tope de la formación Sombrerito.
En la Figura 17 se presenta el mapa estructural en tiempo correspondiente al tope de la formación Trinchera.
Los contornos están representando tiempos sísmicos: el tiempo que se demora una onda desde la superficie hasta el reflector de interés y el tiempo que le toma regresar a la superficie para ser registrado por un dispositivo. A estos tiempos se les llama tiempo doble (TWT).
En este mapa sobresalen dos altos estructurales los cuales representan dos oportunidades exploratorias. Estas oportunidades identificadas son dos trampas de cuatro cierres que denominamos como Prospecto 1 y Prospecto 2, P1 y P2, respectivamente.
Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Figura 17. Mapa estructural en tiempo al tope de la formación Trinchera.
A partir de la conversión de los mapas estructurales en tiempo se procedió a realizar la conversión a mapas estructurales en profundidad. La conversión se hizo con el modelo de velocidades construido aplicando la relación profundidad vs tiempo asociada al pozo Maleno DT-1 en la cuenca de Azua.
Las trampas estructurales identificadas son de cuatro cierres (prospectos 1 y 2). Sin embargo, la información sísmica 2D disponible no permite definir otros rasgos de las trampas, como cierres contra fallas o compartimentos estratigráficos. Este tipo de estructura de cuatro cierres es común en ambientes geológicos de tectónica compresiva. Los cierres de estas trampas están constituidos por el nivel más bajo de la estructura domi-fórmica.
La Figura 18 muestra el resultado de la conversión del mapa estructural en tiempo al mapa estructural en profundidad para la formación Sombrerito.
Figura 18. Mapa estructural en profundidad al tope de la formación Sombrerito.
La Figura 19 muestra el resultado de la conversión del mapa estructural en tiempo al mapa estructural en profundidad para la formación Trinchera.
Petróleo
Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Figura 19. Mapa estructural en profundidad al tope de la formación Trinchera.
En la Tabla 7 se detallan las características y rasgos geométricos de las trampas estructurales asociadas a los prospectos identificados para el área de interés en la cuenca de Azua.
Tabla 7. Características de los prospectos de la cuenca Azua.
CUENCA AZUA
Comentario Trampas de cuatro cierres producto de interpolación convergente de la interpretación de las sísmica.
Son estructuras con alta incertidumbre en forma y tamaño, debido a la pobre calidad y densidad de la sísmica 2D.
Hallazgos relevantes
Basado en los resultados obtenidos en la interpretación sísmica se procedió a medir los prospectos definidos en la cuenca de Azua y se realizó la identificación de trampas y oportunidades para la acumulación de hidrocarburos. Los resultados de cuantificación de estos recursos se ilustran en el tema 4 sobre estimación volumétrica de hidrocarburos.
Se observa que los pozos perforados con anterioridad en la cuenca de Azua, en Maleno e Higüerito, fueron perforados fuera de los polígonos propuestos en este estudio. Esto explicaría el bajo desempeño de esos pozos, ya que no están ubicados en la mejor posición con respecto a las trampas visualizadas.
Hay que tener en cuenta que en la época en que se perforaron estos pozos, a mediados del siglo pasado, todavía no se había realizado la adquisición sísmica todavía y el criterio de localización estaba dominado por la presencia de hidrocarburo en superficie. Esta manifestación no garantiza que se seleccione la mejor localización utilizando tan solo este criterio.
Ilustración 18. Diagrama de subsidencia con los datos de madurez termal de la cuenca de Azua.
Cuenca del Cibao
La cuenca del Cibao se encuentra rellena por una potente sucesión de sedimentos terciarios marinos a deltaicos correspondientes al grupo Yaque.
De dicho grupo están representadas todas las formaciones con sucesivamente el conglomerado Bulla, la formación Cercado, la formación Gurabo y la formación Mao. Estas formaciones con varios cambios de sedimen-
de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
tación continental deltaica marina profunda a coralinas. En la mitad oriental, estos depósitos están ocultos por una capa de sedimentos arcillosos endorreicos pleistocenos (Unidad de Licey al Medio).
Las subcuencas del Cibao Oriental y Cibao Occidental cuentan con información sísmica e información de pozos que permitieron adelantar la evaluación de recursos prospectivos de hidrocarburos. A partir de la información sísmica disponible fue posible construir modelos 3D en las dos áreas y realizar la estimación volumétrica de hidrocarburos.
La cuenca de Cibao Occidental cuenta con interpretación sísmica. Esta se utilizó para configurar las superficies estructurales de las formaciones Trinchera y Sombrerito, que son las que muestran intervalos de interés de acuerdo con la información de pozo de este sector. Por otra parte, la cuenca de Cibao Oriental cuenta con interpretación sísmica desarrollada en este proyecto.
En la Figura 20 se presenta la interpretación sísmica disponible para la parte occidental de la cuenca del Cibao. También se presentan las líneas sísmicas disponibles para la parte oriental de la cuenca del Cibao, la cuales se utilizaron para su interpretación en el marco del desarrollo de este proyecto.
Figura 20. Información sísmica e interpretación sísmica de la cuenca Cibao Occidental a la derecha y a la izquierda, las líneas símicas 2D utilizadas para la interpretación sísmica en la cuenca del Cibao Oriental.
En la Figuras 21 y 22 se ilustra la localización de las adquisiciones de líneas sísmicas para Cibao Occidental y Cibao Oriental, respectivamente. ONC-SIS-MEM-000014 [StructSmooth]
Figura 21. Localización de líneas de sísmica 2D en Cibao Occidental. Información tomada del proyecto de referencia.
de Petróleo en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Información tomada del proyecto de referencia.
Figura 22. Distribución de líneas de sísmica 2D en Cibao Oriental.
Cuenca del Cibao Occidental
La Figura 23 presenta el mapa estructural en tiempo al tope del reservorio de la formación Sombrerito en la cuenca del Cibao Occidental. Este ha sido generado del picado del horizonte.
23. Mapa estructural en tiempo al tope del reservorio de la formación Sombrerito en la cuenca del Cibao occidental.
Figura
En la Figura 24 se presenta el mapa estructural en profundidad al tope del reservorio de la formación Arroyo Blanco en la cuenca del Cibao Occidental.
Petróleo en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Figura 24. Mapa estructural en profundidad al tope del reservorio de la formación Arroyo Blanco en la cuenca del Cibao Occidental.
En la Figura 25 se presenta el mapa estructural en profundidad de la formación Sombrerito. Es este mapa se conserva la misma configuración estructural hacia el occidente donde se identificó una trampa que puede acumular hidrocarburos. En este mapa se identifica el prospecto interpretado como P1, hacia el occidente.
Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
profundidad al
del
la
Figura 25. Mapa estructural en
tope
reservorio de
formación Sombrerito en la cuenca del Cibao occidental.
Los mapas de las figuras 23, 24 y 25 son productos de la interpolación de los datos interpretados sobre las líneas 2D. En estos mapas se aprecian estructuras propicias para la acumulación de hidrocarburos, tanto en el mapa de la formación Sombrerito, hacia el occidente, como también en el mapa estructural de la formación Arroyo Blanco, hacia el mismo sector en el occidente.
En la Tabla 8 se detallan las características y rasgos geométricos de las trampas estructurales asociadas a los prospectos identificados para el área de interés en la cuenca del Cibao Occidental.
8. Características de los prospectos en la cuenca del Cibao Occidental.
CUENCA DEL CIBAO OCCIDENTAL
Comentario Trampas de cuatro cierres producto de interpolación convergente de la interpretación de lasla sísmica. Son estructuras con alta incertidumbre en forma y tamaño, debido a la pobre calidad y densidad de la sísmica 2D.
Tabla
Hallazgos relevantes
En la cuenca del Cibao Occidental, al igual de lo que sucede en la cuenca de Azua, se observan pozos perforados, pero su localización no ha sido la más favorable ya que
no están ubicados dentro de las estructuras que puedan acumular hidrocarburos y están alejados del prospecto identificado en este proyecto.
Ilustración 19. Diagrama de subsidencia con los datos de madurez termal de la cuenca del Cibao.
Cuenca del Cibao
Oriental
En esta cuenca el amarre sísmica pozo se realizó con el pozo Caño Azul-1.
En la Figura 26 se presenta gráficamente la función de velocidad, el amarre sísmico y una posible anomalía por presencia de hidrocarburos. Este tipo de anomalía sísmica se manifiesta como sectores con pobre continuidad de los reflectores y aspecto moteado. Por lo general estás anomalías están asociadas a presencia de gas.
Figura 26. Ilustración del amarre sísmica-pozo del pozo CAÑO AZUL-1. Tomado de Gorosabel Araus (2020).
En la Figura 27 se observan en la sección sísmica los reflectores en tiempo y el pozo Caño Azul con sus topes en color, lo que permite interpretar posteriormente los horizontes de interés. En color rosa aparece el basamento correspondiente a la formación Neiba, y en color naranja aparece la interpretación para la formación Sombrerito, amarrados ambos a sus respectivos topes en el pozo Caño Azul.
En la Figura 22 se ilustra el mapa estructural resultante en profundidad para la formación Sombrerito en la cuenca del Cibao Oriental. Estas superficies se utilizaron en la construcción del modelo estático 3D. En el área de estudio se identificaron los prospectos P1, P2 y P3 representados por trampas estructurales de cuatro cierres.
Juan, Cibao y Enriquillo
27. Ilustración del mapa estructural en profundidad al tope del reservorio de la formación Sombrerito del
Figura
Cibao Oriental.
En la Figura 27 se observa a simple vista que las oportunidades para este sector son de tamaño reducido y la interpretación de la sísmica no dio más detalles debido al espaciamiento entre las líneas de sísmica 2D y a la calidad misma de algunas líneas.
La incertidumbre asociada a la interpretación es alta y es importante mencionar que los mapas finales presentados son el producto de interpolación conver-
gente que realiza el software y por esta razón se debe considerar como una interpretación de datos que pueden tener más de una solución. Esto es producto de la incertidumbre asociada.
En la Tabla 9 se detallan las características y rasgos geométricos de las trampas estructurales asociadas a los prospectos identificados para el área de interés en la cuenca del Cibao Oriental.
Tabla 9. Características de los prospectos en la cuenca del Cibao Occidental.
OPORTUNIDAD
CUENCA DEL CIBAO ORIENTAL
Comentario Trampas de cuatro cierres producto de interpolación convergente de la interpretación de las sísmica.
Son estructuras con alta incertidumbre en forma y tamaño, debido a la pobre calidad y densidad de la sísmica 2D.
Hallazgos relevantes
En la cuenca del Cibao Oriental, basados en los resultados obtenidos en la interpretación sísmica para las cuencas del Cibao Oriental y Cibao Occidental, se procedió a medir los prospectos definidos y se realizó la identificación de trampas y oportunida-
des para la acumulación de hidrocarburos en la cuenca del Cibao. Los resultados de cuantificación de estos recursos se ilustran en el tema 4 sobre estimación volumétrica de hidrocarburos.
Ilustración 20. Diagrama de subsidencia para la cuenca del Cibao.
Cuenca de San Juan
La cuenca de San Juan tiene un relleno que se produjo a través de una potente serie iniciada bajo un régimen marino que evolucionó hacia ambientes continentales, sucesión integrada de muro a techo por los materiales
detríticos de la formación Trinchera (Mioceno Superior-Plioceno), las margas de la formación Quita Coraza y los conjuntos detríticos de las formación Arroyo Blanco y Arroyo Seco (Plioceno-Pleistoceno).
Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
En la cuenca de San Juan no se pudo identificar ninguna oportunidad ya que no se dispone de la información sísmica y tampoco de la interpretación de la sísmica 2D.
No se tiene información en esta cuenca que permita tener una idea de los recursos de hidrocarburos asociados. Para la cuenca de San Juan solo fue posible realizar la evaluación petrofísica.
Cuenca de Enriquillo
La cuenca de Enriquillo está rellenada por una potente serie sedimentaria neógena de carácter somerizante que evolucionó desde facies evaporíticas (formación Angostura) hasta facies transicionales (formación Las Salinas) e incluso arrecifales y continentales (formación Jimaní del Pleistoceno) y depósitos superficiales del Holoceno.
La cuenca de Enriquillo se trata de una espectacular planicie afectada por un clima semiárido debido al “efecto de sombra” que la cordillera Central y la sierra de Neiba ejercen sobre los frentes lluviosos procedentes del Norte y Noreste.
Con una orientación este-oeste, conecta las bahías de Neiba y Puerto Príncipe, estando flanqueada por la sierra de Bahoruco, al sur, y las de Neiba y Martín García, al norte.
La interpretación sísmica del área de estudio se procesó y fue posible identificar una oportunidad representada en una trampa estructural de cuatro cierres. Esta información fue útil para hacer una evaluación de potencial del sitio. Esta información es de alta incertidumbre porque no se puede validar, ya que la información sísmica 2D no está disponible.
Posteriormente, se realizó la evaluación considerando esta situación e introduciendo un mayor riesgo a los resultados (Véase Figura 28). En este caso, se recomienda hacia el futuro ubicar la información sísmica 2D asociada a esta interpretación para poder validarla o rectificarla en caso de necesidad.
En la Figura 28 se ilustran las líneas sísmicas 2D de este sector en color azul. Se dispuso de interpretación previa en la cual se seleccionó esta área donde se pudieron identificar dos prospectos. Los cuales se muestran en las Figuras 29 y 30.
Figura 28. Área estudiada en la cuenca de Enriquillo en color rojo.
En esta Figura 29 se ilustra el mapa estructural en tiempo de la formación Sombrerito en la Cuenca de Enriquillo.
Se identificaron dos trampas con cierre estructural en cuatro direcciones que pueden acumular hidrocarburos (véase figuras 29 y 30).
29. Mapa estructural en tiempo al tope del reservorio de la formación Sombrerito.
de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Figura
En esta Figura 30 se ilustra el mapa estructural en profundidad de la formación Sombrerito en la cuenca de Enriquillo, con los prospectos identificados que se han resaltados en contorno de color rojo.
Se identificaron dos trampas con cierre estructural en cuatro direcciones que se indican en el mapa de la Figura 28.
Figura 30. Mapa estructural en profundidad al tope del reservorio de la formación Sombrerito.
En la Tabla 10 se detallan las características y rasgos geométricos de las trampas estructurales asociadas a los prospectos identificados para el área de interés en la cuenca de Enriquillo.
Tabla 10. Características de los prospectos en la cuenca de Enriquillo.
CUENCA DE ENRIQUILLO
Comentario Trampas de cuatro cierres producto de interpolación convergente de la interpretación de las sísmica.
Son estructuras con alta incertidumbre en forma y tamaño, debido a la pobre calidad y densidad de la sísmica 2D.
Hallazgos relevantes
En la cuenca de Enriquillo, basados en los resultados obtenidos en la interpretación sísmica, se procedió a medir los prospectos definidos en esta cuenca, y se realizó la identificación de trampas y oportunidades para la acumulación de hidrocarburos. Los resultados de cuantificación de estos recursos se ilustran en el tema 4 sobre estimación volumétrica de hidrocarburos.
En la cuenca Enriquillo, al igual que ocurre en la cuenca de Azua, se encontró que los pozos perforados no se localizan en la mejor posición estructural, lo que afecta su desempeño. Igualmente, se considera que la incertidumbre en cuanto al tamaño y características de los prospectos identificados es alta, ya que la información sísmica 2D interpretada es escasa.
Ilustración 21. Diagrama de subsidencia de variación de la profundidad de enterramiento (m) en función del tiempo geológico (Ma) para la cuenca de Enriquillo.
Resumen de oportunidades identificadas
De acuerdo con la interpretación sísmica realizada de la sísmica 2D, se identificaron ocho trampas (prospectos) potenciales: dos en Azua, dos en Enriquillo, tres en Cibao Oriental y una en Cibao Occidental. Todas son de tipo estructural, es decir, trampas de cuatro cierres, adecuadas para el entrampamiento de hidrocarburos, cuyos objetivos son las formaciones Trinchera y Sombrerito, y un solo caso para la formación Arroyo Blanco en la cuenca de Cibao.
Estos mapas posteriormente serán utilizados para la conformación de los modelos 3D que permitirán realizar la valoración volumétrica de cada una de las oportunidades identificadas.
En la Tabla 11 se muestra el conjunto de las características geométricas relevantes de los prospectos identificados para cada cuenca, clasificándolos de acuerdo con su tamaño, empezando con el de mayor tamaño. También se dan sus coordenadas geográficas de localización aproximada.
CUENCA DE ENRIQUILLO
CIBAO OCCIDENTAL
Tabla 11. Resumen de las características de los prospectos encontrados en las cuencas sedimentarias de la República Dominicana.
AZUA
CIBAO ORIENTAL
Ilustración 22. Visita técnica a los laboratorios de la UNAL, Colombia.
Ilustración 23. Vista panorámica planta principal de la Refidomsa en República Dominicana.
ANÁLISIS PETROFÍSICO
Contexto general
El análisis petrofísico se realizó en base a información de un total de 23 pozos distribuidos en las cuencas sedimentarias en la República Dominicana. Se seleccionaron cuatro (4) pozos uno por cada cuenca. Estos pozos disponían de suficiente información en formato digital de los registros eléctricos de los pozos para desarrollar la evaluación petrofísica y determinar porosidad, saturación de agua y arcillosidad.
Los pozos seleccionados para la evaluación y su respectiva cuenca sedimentaria a la cual pertenecen son las siguientes:
• CUENCA AZUA
POZO MALENO DT-1
• CUENCA ENRIQUILLO
POZO CHARCO LARGO-1
• CUENCA CIBAO OCCIDENTAL
POZO PIMENTEL REEF–1
• CUENCA SAN JUAN
POZO CANDELON-1
La Figura 31 muestra la localización de los pozos seleccionados para la evaluación petrofísica: MALENO DT-1, Cuenca de Azua; CHARCO LARGO-1, Cuenca de Enriquillo; PIMENTEL REEF-1, Cuenca del Cibao Occidental y CANDELON-1, Cuenca de San Juan.
San Juan, Cibao y Enriquillo
31. Localización de los pozos evaluados en recuadro de color verde. Fuente:
Figura
Tomado de Gorosabel Araus (2020).
Metodología
El flujo general de trabajo para la ejecución de la evaluación petrofísica en este estudio incluye: revisión de inventario de información, selección de pozos, visualización de curvas para control de calidad de los pozos seleccionados, edición de curvas y análisis de cada uno de los archivos en formatos LAS y ASCII existentes, el tipo y cantidad de curvas disponibles y el intervalo cubierto en profundidad por cada pozo. La Tabla 12 muestra la relación de registros de pozo y sus respectivas curvas calculadas.
Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Ilustración 24. Vista panorámica de facilidades de Refidomsa en Azua, República Dominicana.
DEPTH (in)
DEPTH (m)
Tabla 12. Registros disponibles por pozo seleccionado y curvas calculadas.
CURVAS POZO
ENTRADA
CALI (CALIPER)
GR (GAMMA RAY)
SP (SPONTANEOUS POTENTIAL)
RD (RESISTIVITY DEEP)
(RESISTIVITY SHALLOW)
(MICROSPHERIC LATEROLOG)
RHOB (REGISTRO DE DENSIDAD)
NEUT (NEUTRÓN)
DPHI (POROSIDAD DENSIDAD) X
NPHI (POROSIDAD NEUTRÓN
DT (SÓNICO)
MNOR (MICRO RESISTIVO NORMAL)
(MICRO RESISTIVO INVERSO)
CALCULADAS PAY - Payflag (IMPREGNACIÓN)
(VOLUMEN DE ARCILLA)
(TEMPERATURA)
PHIE (POROSIDAD EFECTIVA)
SW (SATURACIÓN DE AGUA)
Estandarización
de Mnemónicos
El término “mnemónico” hace referencia a lo que es perteneciente, se asocia o está relacionado. Con la aparición de empresas de servicios de registros de pozo, cada empresa nombró el mismo registro con otra abreviatura, con el objetivo de diferenciarse, por esta razón se hace necesario agrupar o verificar que las curvas tengan el mismo nombre (mnemónico).
El siguiente paso, efectuado sobre la base de datos de registros, es la verificación de los nombres de las curvas, con el objetivo de presentar con un solo mnemónico cada tipo de registro. En la Tabla 13 se presentan los principales registros y el mnemónico adoptado.
adoptado.
Descripción
de la Curva
Caliper
Gamma Ray
Resistividad Profunda (Rt)
Resistividad Media (Ri)
Resistividad Somera (Rxo)
Densidad
CAL, CAL 1, CAL X, CALIPER CALI
GAMMA, GRGC, GRS GR
HDRS, LLD, ILD, AF90, AHF90, M2R9 RESD
HMRS, RES(DG) LLS, ILM, AF30, AHF30, M2R3
MSFL, RES(SG), SN, DFL, AF10, AHF10, M2R1 RESS
RHOZ, DEN, DEN(CDL) RHOB
Corrección densidad COMP, DRHZ, DRHO
Potencial Fotoeléctrico
Porosidad Neutrón (Matriz Caliza)
Sónico Compresional
Sónico Shear
PE, PEFZ
PEF
POR(NEU). TNPH, NPL, PHINL, NEU NPHI
DTC, DELTA-T, SONIC
DTS, DTSX DTSH
Tabla 13. Principales registros de pozo y el mnemónico
Parámetros utilizados en la interpretación petrofísica
Temperatura de formación
La temperatura de formación se considera como uno de los parámetros que influyen en la variación de Rm “Resistividad del lodo”, Rw “resistividad del agua de formación” y Rmf “resistividad del filtrado de lodo”. La temperatura de la formación se calcula usando la siguiente fórmula de gradiente geotérmico:
GG = (Tf - Ts) / (Pf-Ps)
Donde:
Tf = Temperatura en fondo.
Ts = Temperatura de superficie.
Pf = Profundidad del pozo.
Ps = Profundidad superficial.
Para el caso no se dispone de valores de temperatura en las diferentes corridas de los pozos, en consecuencia, se utilizó un homólogo con GG 2.37ºF/100m “2.37ºF por cada 100 metros”.
Contenido de arcilla
Se utilizó el método lineal para calcular el volumen de arcilla en rocas de las formaciones presentes:
Vsh = GRIndex = GR - Grmin GRmax - GRmin
Donde:
Vsh = Contenido de arcilla
Grindex = Índice de Gamma Ray
GR = Valor de Gamma Ray
GR min = Valor mínimo de Gamma Ray (mínimo valor del análisis)
GR max = Valor máximo de Gamma Ray (valor máximo del análisis)
Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Figura 32. Registro Gamma Ray. Línea de arena y arcilla.
Porosidad
La porosidad total calculada que usa la porosidad derivada de la densidad es más precisa que la porosidad calculada usando los métodos basados en neutrones debido a la necesidad de menores correcciones ambientales.
La siguiente fórmula se usa para calcular la porosidad en base al registro de densidad:
ØD = RH0Bma - RH0Bma - RH0BF
Donde:
ØD = Porosidad total calculada de la densidad.
RHOBma = Densidad de la matriz de la formación (2.65 & 2.71 g/cc)
RHOB = Densidad de fluido (1 g/cc)
RHOBL = Valor de la curva de densidad (g/cc)
La porosidad derivada de la densidad se usa para calcular la porosidad total en el yacimiento antes de multiplicar la porosidad total por el contenido de arenisca para calcular la porosidad efectiva.
PHIE = ØD * (1 - Vhs)
Donde:
PHIE = Porosidad efectiva
Nota aclaratoria:
No se realizó calibración de los resultados de porosidad con respecto a valores de laboratorio y núcleos, ya que no se dispone de esta información.
Saturación de agua
Para los cálculos de saturación de agua, se utilizó la ecuación de Simandoux, la cual es más adecuada para reservorios con alto contenido de finos y poco uniformes en sus propiedades:
Donde:
Rt = Resistividad de formación (Registro de curva)
Rcl = Resistividad de arcilla
Rw = Resistividad del agua de formación a = Exponente de tortuosidad (Relacionado a la litología)
m = Exponente de cementación
n = Exponente de saturación
Φ = Porosidad
Sw = Saturación de agua
Vsh = Contenido de arcilla
De la fórmula anterior, se deduce que si el contenido de arcilla del yacimiento tiende a ser cero, la fórmula se simplifica a la fórmula de Archie.
Resultados
En esta subsección se presentan los resultados de la evaluación petrofísica por pozo seleccionado para cada cuenca. Se inicia mostrando los registros originales, profundidades y cobertura de cada pozo. Aquí se muestran los intervalos del pozo se pueden definir como reservorio de interés.
Estos intervalos de interés son aquellos que muestran impregnación de hidrocarburos. Posteriormente, se muestran los histogramas de la interpretación petrofísica de saturación de agua, porosidad y volumen de arcilla. Se finaliza con la definición de la roca sello por los intervalos del pozo con mayores niveles de arcillosidad.
de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Ilustración 25. Zona costera en Barahona, República Dominicana. Fotografía: Gregorio Rosario.
En la cuenca de Azua se utilizaron los registros disponibles del pozo Maleno DT-1 correspondientes a Rayos Gamma (GR) y densidad de neutrón (Rhob). Estos registros fueron tomados hasta el inicio de la formación Trinchera, corresponden a registros con herramientas radioactivas. Estos registros tienen una cobertura de superficie de hasta 4,800 metros. En relación a los registros potencial espontáneo (SP), resistividad profunda (RD) y resistividad somera (RS) están presentes en la totalidad del pozo. Estos registros tienen una cobertura de superficie de hasta 3,030 metros.
En la Figura 33 se muestra el conjunto de registros disponibles para la evaluación petrofísica para este pozo. El registro de Densidad RHOB, en la última columna es el que permite el cálculo de la porosidad. En este estudio sólo fue posible evaluar el intervalo que abarca del tope de la formación Trinchera hasta la parte superior de la formación Sombrerito. El Gamma Ray y los registros RD-RS se utilizaron para determinar la saturación de agua y la arcillosidad de la roca yacimiento.
Juan, Cibao y Enriquillo
Figura 33. Registros disponibles para el pozo MALENO DT-1.
Definición de reservorio
Para determinar los niveles que se pueden considerar como reservorio se utilizaron los siguientes cortes o cutoffs:
PHIE >= 0.1 Valores superiores a 10% de porosidad son considerados
SW <= 0.5 Valores inferiores al 50% de saturación de agua son considerados
Vsh <= 0.5 Valores inferiores al 50% de contenido de arcilla son considerados
A partir del análisis de los registros PHIE, SW y Vsh se determinó que la formación Arroyo Blanco no presenta intervalo de interés como roca reservorio (Figura 34).
Se identificaron intervalos de interés de la formación Trinchera con impregnación de hidrocarburos que representan potenciales reservorios (véase Figura 35). Igualmente, se identificaron reservorios potenciales en el segmento superior de la formación Sombrerito.
Juan, Cibao y Enriquillo
35. Ilustración evaluación petrofísica de las formaciones Trinchera y Sombrerito.
Figura 34. Ilustración evaluación petrofísica de la formación Arroyo Blanco.
Figura
Saturación de agua (Sw)
La saturación de agua (SW) para la formación Arroyo Blanco (zona 1) se evaluó en el intervalo desde 34 metros hasta 104 metros. En la Figura 36 se ilustran unas zonas que cumplen las condiciones de saturación de agua <= 50% y con un valor mínimo de saturación de agua del 43.13%.
El rango de saturación de hidrocarburo se encuentra en el 56.87% para este punto. Esta es la saturación de agua total, pero es importante aclarar que en las zonas impregnadas los valores de saturación de agua son inferiores al 50%.
Figura 36. Saturación de agua (SW) para la formación Arroyo Blanco intervalo 34 metros a 104 metros.
Ilustración 26. Facilidades del laboratorio de crudos y derivados, UNAL, Colombia.
La Figura 37 muestra la saturación de agua (SW) para la formación Arroyo Blanco (zona 1) se evaluó en el intervalo desde 104 metros a 305 metros.
En esta Figura 37 se ilustra que esta zona se encuentra saturada en agua, con valores de saturación estimados superiores al 70%. Considerando los valores de saturación de agua encontrados este segmento de la formación Arroyo Blanco pierde valor como roca reservorio o roca yacimiento.
Juan, Cibao y Enriquillo
37. Saturación de agua (SW) para la formación Arroyo Blanco intervalo 104 metros a 305 metros.
Figura
Ilustración 27. Diagrama de subsidencia para la cuenca de Azua en tiempo geológico.
Porosidad (PHIE)
Se define como porosidad el espacio intersticial total de una roca. Es la fracción volumétrica de espacio en la estructura de la roca, sin considerar el flujo de fluidos, en este sentido la PHIE porosidad efectiva excluye los poros aislados que no están interconectados.
El registro disponible para realizar el cálculo de porosidad en este pozo es la porosidad neutrón (NPHI). Este registro se extiende hasta 1,481 metros.
Nuestros hallazgos muestran que la distribución de los valores de porosidad para la formación Arroyo Blanco “unidad superior” presenta un valor mínimo del 7.57% y un máximo del 35%.
La Figura 38 muestra el histograma de la porosidad efectiva para el pozo.
Figura 38. Histograma de porosidad (PHIE) para la formación Arroyo Blanco.
Nuestros hallazgos muestran que la distribución de los valores de porosidad para la Trinchera resulta menor a la formación Arroyo Blanco, con un mínimo de 0.01% y un máximo de 35%. Los valores más bajos de porosidad se localizan en la parte media de la formación Trinchera. En este punto se puede inferir que la formación Trinchera puede funcionar como un sello vertical para las posibles acumulaciones de hidrocarburos en la formación Sombrerito (véase Figura 39).
de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Figura 39. Histograma de PHIE para la formación Trinchera.
La Figura 40 muestra la distribución de los valores de porosidad para la formación Sombrerito en el intervalo de 1,397 metros a 3,032 metros. En este intervalo los valores de porosidad se estiman entre un 0% hasta el 22%, con una media del 7%.
Esto indica que es una formación con predominio de sedimentos de arcilla y que por esta condición puede comportarse como sello vertical para posibles acumulaciones de hidrocarburos en unidades subyacentes.
Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Nótese que en la Figura 40 se muestran valores totales de porosidad lo cual se explica debido a la gran cantidad de arcilla presente de esta sección.
En los sitios donde hay sectores arenosos las porosidades se incrementan por encima del 10%.
Figura 40. Histograma de PHIE para la formación Sombrerito en el intervalo de 1,397 metros a 3,032 metros.
Volumen de arcilla (Vsh)
El análisis del volumen de arcilla para la formación Arroyo Blanco nos revela que en la parte superior de esta formación podemos encontrarnos valores máximos de contenido de arcilla del 89% y mínimos del 10%.
Para la parte basal de la formación Arroyo Blanco los valores máximos del volumen de arcilla rondan entre el 100% y mínimos del 9%.
La Figura 41 presenta los valores de volumen de arcilla promedio calculado (Vsh) para la formación Arroyo Blanco en el intervalo de 134 metros a 305 metros.
41. Histograma de volumen de arcilla para la formación Arroyo Blanco en el intervalo de 134 metros a 305 metros.
El análisis del volumen de arcilla para la formación Trinchera nos revela que los valores mínimos del volumen de arcilla en esta formación son próximos al 5% de contenido de finos y máximo del 100%.
Esto evidencia que la parte media de la formación es la que contiene mayor contenido de finos. Esta condición nos revela que la sección media de la formación Trinchera puede ser sello vertical regional para posibles acumulaciones en la formación Sombrerito.
Figura
La Figura 42 nos presenta el histograma del volumen de arcillosidad para la formación Trinchera en el intervalo de 305 metros a 1,397 metros.
Petróleo
Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Figura 42. Histograma del volumen de arcillosidad para la formación Trinchera en el intervalo de 305 metros a 1,397 metros.
Nótese que en la Figura 42 se muestran valores de arcillosidad total que supera el 50% en la formación Trinchera.
En los sectores arenosos de la parte inferior de esta formación los valores de arcillosidad son más bajos, debido a la presencia de arenas. Estos intervalos arenosos presentan impregnación de hidrocarburos.
La Figura 43 nos presenta el histograma del volumen de arcillosidad para la formación Sombrerito.
Este histograma presenta una moda del 36.8%, lo cual en términos generales ubica a la formación Sombrerito dentro del rango del corte <= 0.5. Esto implica la posibilidad de presencia de intervalos potenciales acumuladores de hidrocarburos en esta formación.
Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Figura 43. Histograma de Vsh para la formación Sombrerito.
La Figura 44 muestra un resumen de los resultados de la evaluación petrofísica para el pozo Maleno DT-1 en la cuenca de Azua.
Nótese que la Figura 44 muestra los registros originales que permitieron la evaluación petrofísica (GR, RD. RHOB) y los registros resultantes de la evaluación (PHIE) Porosidad Efectiva, SW (Saturación de Agua) y VHS (Arcillosidad) y SO (saturación de aceite). En la última columna de la derecha se muestran los intervalos impregnados de hidrocarburos (PAY).
En la Figura 44 están definidos claramente los intervalos con potencial para producción de hidrocarburos en el track de la derecha denotado como intervalos impregnados en color rojo (Pay). Se observa en la sección de Arroyo Blanco existen unos puntos impregnados, pero su espesor es poco considerable y no supera los 5 metros (líneas rojas en el track de la derecha).
Los otros intervalos de interés con mayor potencial están representados por la parte inferior de la formación Trinchera y el tope de la formación Sombrerito. Se observa que estos dos intervalos presentan un mayor espesor impregnado, reflejado en el track de la derecha. Como complemento se muestran los promedios petrofísicos hallados después de la evaluación en la parte superior de la figura. Al realizar la evaluación petrofísica en un intervalo dado, el producto es un conjunto de registros continuos de porosidad, saturación de agua y arcillosidad. El valor promedio para estas propiedades se calcula para la sumatoria de los intervalos impregnados y así tener una perspectiva clara del potencial del yacimiento en una tabla sencilla de valores.
Figura 44. Ilustración resumen de resultados evaluación petrofísica para el pozo Maleno DT-1 en la cuenca de Azua.
Las rocas sello son aquellas que por su escasa permeabilidad o porque sus poros se presentan en una escala de tamaño subcapilar. Por lo que estas no están en capacidad de permitir la movilidad de fluidos, impidiendo su desplazamiento a través de esta. Su importancia es notable al constituir una barrera para la migración de los hidrocarburos, permitiendo la acumulación en una trampa.
Las rocas sello son un componente crítico de un sistema petrolífero completo y determinan la extensión geográfica del mismo.
Desde el punto de vista petrofísico, la baja porosidad y especialmente los valores bajos de permeabilidad (entre 10-3 y 10-6 darcies) son características de rocas sedimentarias de grano muy fino como shales, lutitas y lodolitas consideradas en los sistemas petrolíferos como principales y más abundantes sellos.
No obstante, las mejores condiciones de sello se presentan en las rocas evaporíticas como yeso, anhidrita, sal y otro conjunto de rocas formadas por precipitación salina.
En la Figura 45 se ilustra la unidad sello en el pozo Maleno DT-1 en la cuenca de Azua. En esta figura se evidencian las intercalaciones de niveles arenosos y arcillosos en la formación Trinchera Superior que constituyen un sello entre la formación Arroyo Blanco y las formaciones Trinchera Inferior y Sombrerito.
de Petróleo en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Roca sello
Ilustración 28. Visita técnica en los laboratorios de la UNAL, Colombia.
Nótese que la curva de arcillosidad
Vsh en el pozo MALENO DT-1 permite reafirmar que existe un intervalo de este pozo que se comporta como un sello. En el recuadro amarillo de la Figura 42 se generaliza una zona constituida por rocas de grano muy fino con alta arcillosidad que constituyen un sello en la parte media de la formación Trinchera, entre los 300 metros y los 900 metros de profundidad.
En resumen, el análisis petrofísico del pozo Maleno DT-1 evidencia que la sección con mayor interés en la cuenca de Azua para la exploración y potencial explotación de hidrocarburos está representada por la sección inferior de la formación Trinchera y la sección superior de la formación Sombrerito (950 metros a 1,400 metros). Es en este intervalo donde se detectaron sectores impregnados de hidrocarburos susceptibles de ser extraídos. Las calidades de las rocas en cuanto a su porosidad, saturación de agua, arcillosidad y saturación de aceite son las más favorables para la acumulación de hidrocarburos.
Figura 45. Ilustración de la unidad sello en el pozo MALENO DT-1 en la cuenca de Azua.
En la cuenca del Cibao se utilizaron los registros del pozo Pimentel Reef1 correspondientes a Cali “caliper”, GR “Gamma Ray”, SP “potencial espontáneo”, RD & RS “resistivos profundo y somero”, DPHI “porosidad densidad”, NPHI “porosidad neutrón” y DT “sónico”.
Los registros GR “Gamma Ray” y SP “potencial espontáneo” se presentan con relleno escalado con el objetivo de ver gráficamente los intervalos que son más clásticos o con contenido de arcillas. Estos registros tienen una cobertura de superficie en el intervalo desde 230 hasta 1,300 metros de profundidad.
En la Figura 46 se muestra el conjunto de registros disponibles para la evaluación petrofísica para el Pimentel Reef-1.
Cibao y Enriquillo
46. Registros disponibles para el pozo
Nótese en la Figura 46 que durante el análisis petrofísico se realizó una división de unidades acorde con las siguientes formaciones geológicas: Arroyo Blanco, Las Salinas, Angostura, Trinchera y Sombrerito.
En esta Figura se evidencia que las formaciones Arroyo Blanco y Trinchera son predominantemente arcillosas, lo cual permite inferir que se comportan como sellos, aunque presentan algunos niveles que se consideran como reservorios.
Figura
Pimentel Reef-1.
Definición de Reservorio
Para determinar los niveles que se pueden considerar como reservorio se utilizaron los siguientes cortes o cutoffs:
PHIE >= 0.1 Valores superiores a 10% de porosidad son considerados
SW <= 0.5 Valores inferiores al 50% de saturación de agua son considerados
Vsh <= 0.5 Valores inferiores al 50% de contenido de arcilla son considerados
Se identificaron intervalos de mayor interés de la formación Sombrerito entre 1,180 metros a 2,180 metros.
Igualmente, se identificaron reservorios potenciales en la parte media y basal de la formación Arroyo Blanco entre 530 metros y 590 metros (véase Figura 47).
A partir de la Figura 477 se puede considerar que la formación Trinchera actúa como sello por su alto contenido de arcillas para la formación Sombrerito “subyacente”.
Nótese que los reservorios principales están ubicados en la formación Arroyo Blanco y la formación Sombrerito. En la
columna de la derecha de la Figura 47 (VSHAV) se muestra el comportamiento de la arcillosidad, lo que resalta claramente a la formación Trinchera como sello. El principal reservorio lo constituye la formación Sombrerito con resistividades altas y puntualmente la formación Arroyo Blanco.
Figura 47. Ilustración evaluación petrofísica del Pozo Pimentel Reef-1.
Saturación de agua (Sw)
La distribución de la saturación de agua para la Formación Sombrerito es como se muestra en el histograma de la Figura 48, con posibles zonas saturadas de hidrocarburos. Se hace esta observación basados en el hecho de que con saturaciones de agua inferiores al 50% se pronostica la presencia de hidrocarburos susceptibles a ser extraídos. La saturación de agua (SW) para la formación Sombrerito (zona 1) se evaluó en el intervalo desde 1,179 metros hasta 1,287 metros.
En la Figura 48 se ilustran unas zonas que cumplen las condiciones de saturación de agua <= 50%, con un valor mínimo del 1% y un valor máximo del 70%. El rango de saturación de hidrocarburo se encuentra en el 65% para este punto. Esta es la saturación de agua total, pero es importante aclarar que en las zonas impregnadas los valores de saturación de agua son inferiores al 50%.
48. Histograma de PHIE para la formación Sombrerito en el intervalo de 1,397 metros a 3,032 metros.
Figura
Ilustración 29. Facilidades de laboratorio de la UdeA, Colombia. Fotografía: Gregorio Rosario.
La Figura 49 muestra la saturación de agua (SW) para la formación Trinchera que se evaluó en el intervalo desde 941 a 1,179 metros. En la Figura 49 se ilustra que esta zona se encuentra saturada en agua, con valores de saturación estimados superiores al 60%.
Considerando los valores de saturación de agua encontrados, este segmento de la formación Trinchera pierde valor como roca reservorio o roca yacimiento.
Juan, Cibao y Enriquillo
49. Saturación de agua (SW) para la formación Trinchera en el intervalo 941 a 1,179 metros.
Figura
Ilustración 30. Diagrama de subsidencia para la cuenca del Cibao.
La Figura 50 muestra la saturación de agua (SW) para las unidades Las Salinas y Angostura. Estas formaciones se encuentran en la parte superior de la formación Trinchera. En la Figura 50 se ilustra que estas zonas se encuentran saturadas en agua, con valores de saturación estimados superiores al 73%.
Considerando los valores de saturación de agua encontrados las unidades Las Salinas y Angostura pierden valor como roca reservorio o roca yacimiento de hidrocarburos.
Juan, Cibao y Enriquillo
50. Saturación de agua (SW) para las unidades Las Salinas y Angostura en el intervalo 700 metros a 950 metros.
Figura
Ilustración 31. Diagrama de subsidencia con los datos de madurez termal.
Porosidad (PHIE)
Se define como porosidad el espacio intersticial total de una roca. Es la fracción volumétrica de espacio en la estructura de la roca, sin considerar el flujo de fluidos, en este sentido la PHIE porosidad efectiva excluye los poros aislados que no están interconectados.
El registro disponible para realizar el cálculo de porosidad en este pozo es la porosidad neutrón (NPHI). Este registro se extiende desde 1,179 hasta 1,287 metros.
Nuestros hallazgos muestran que la distribución de los valores de porosidad para la formación Sombrerito presenta un valor mínimo del 0% y un máximo del 42%. Estos valores resultan altos, lo cual es común cuando se realiza el cálculo de porosidad con base en el registro sónico.
La Figura 51 muestra el histograma de la porosidad efectiva para el pozo Pimentel Reef-1 para la formación Sombrerito.
Nuestros hallazgos muestran que la distribución de los valores de porosidad para la formación Trinchera presenta un valor mínimo del 0% y un máximo del 21%. Estos valores resultan intermedios y en términos generales esta formación es arcillosa, por lo que impactan directamente los valores de porosidad.
Desde el punto de vista de la porosidad, la formación Trinchera en el pozo Pimentel Reef-1 no constituye un prospecto interesante para la acumulación de hidrocarburos.
Figura 51. Histograma de la porosidad efectiva de la formación Sombrerito para el pozo Pimentel Reef-1.
La Figura 52 muestra el histograma de la porosidad efectiva para el pozo Pimentel Reef-1 para la formación Trinchera.
de Petróleo en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Nuestros hallazgos muestran que la distribución de los valores de porosidad para la formación Angostura presenta un valor mínimo del 0% y un máximo del 29%, en el intervalo de 805 a 941 metros.
En este intervalo prevalecen los valores inferiores al 5%, por lo cual se puede considerar esta unidad como principalmente arcillosa y que actúa como sello vertical. Desde el punto de vista de la porosidad, la formación Angostura en el pozo Pimentel Reef-1 no constituye un prospecto interesante para la acumulación de hidrocarburos.
Figura 52. Histograma de la porosidad efectiva de la formación Trinchera para el pozo Pimentel Reef-1.
La Figura 53 muestra el histograma de la formación Angostura para el pozo Pimentel Reef-1.
Petróleo en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Figura 53. Ilustración del histograma de la porosidad efectiva de la formación Angostura para el pozo Pimentel Reef-1.
Nuestros hallazgos muestran que la distribución de los valores de porosidad para la formación Las Salinas presenta un valor mínimo del 0% y un máximo del 30.5%, en el intervalo de 400 a 805 metros.
En este intervalo de la formación prevalecen valores intermedios, inferiores al 10%. Desde el punto de vista de la porosidad, la formación Las Salinas en el pozo Pimentel Reef-1 no constituye un prospecto interesante para la acumulación de hidrocarburos.
La Figura 54 muestra el histograma de la formación Angostura para el pozo Pimentel Reef-1 en el intervalo de 400 a 805 metros.
Petróleo
las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
la porosidad efectiva de la formación Las Salinas para el pozo Pimentel Reef-1 en el intervalo de 400 a 805 metros.
Figura 54. Histograma de
Ilustración 32. Facilidades de laboratorio de la UdeA, Colombia
En el análisis del volumen de arcilla del pozo Pimentel Reef1 es conveniente analizar el registro arcillosidad (Vsh), ya que de esta manera se pueden identificar las zonas con mayor contenido de finos y que pueden servir como sellos verticales.
Nótese en la Figura 55 que el mayor contenido de finos se observa en la formación Trinchera.
Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
55. Ilustración del registro de arcillosidad (Vsh) del pozo Pimentel Reef-1.
En la Figura 55 se observa claramente que la formación Trinchera presenta valores de arcillosidad por encima del 60% y por lo tanto funciona como un sello. También, se puede observar que los intervalos potencialmente acumuladores de hidrocarburos, que presentan arcillosidad por debajo del 50%, estarían localizados en la formación Arroyo Blanco en el intervalo de 300 a 660 metros y en la formación Sombrerito, en el intervalo de 1,200 a 1,320 metros.
Con respecto a las formaciones Angostura y las Salinas, en el intervalo 600 a 800 metros, estas presentan una arcillosidad de intermedia a baja. Pero, debido a que estas tienen unos niveles de saturación de agua muy altas resultan descalificadas como rocas acumuladoras de hidrocarburos.
Figura
La Figura 56 muestra un resumen de los resultados de la evaluación petrofísica para el pozo Pimentel Reef-1 en la cuenca del Cibao.
de Petróleo en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Figura 56. Ilustración resumen de resultados evaluación petrofísica para el pozo Pimentel Reef-1 en la cuenca del Cibao.
Nótese que la Figura 53 muestra los registros originales que permitieron la evaluación petrofísica (GR, RD. NPHI) y los registros resultantes de la evaluación (PHIE) Porosidad Efectiva, SW (Saturación de Agua) y VHS (Arcillosidad). En la última columna de la derecha se muestran los intervalos impregnados de hidrocarburos (PAY).
Adicionalmente en la parte superior de la figura, se muestran los promedios petrofísicos obtenidos durante el análisis. Es evidente que las oportunidades para la acumulación de hidrocarburos están concentradas en las formaciones Trinchera y Arroyo Blanco. En las formaciones Las Salinas y Angostura se observa impregnación puntual y muy delgada que es de poco interés para producción de hidrocarburos.
Nuestros hallazgos del análisis de los valores de porosidad y contenido de arcillosidad del pozo Pimentel Reef-1 en la cuenca del Cibao nos revelan que la formación Trinchera se comporta como un sello vertical para la migración de fluidos de la formación Sombrerito en el intervalo de 920 metros a 1,150 metros.
Adicionalmente, al interior de las formaciones Las Salinas y Angostura en la cuenca del Cibao se observan intercalaciones con altos niveles de arcillosidad y bajos niveles de porosidad que eventualmente podrían funcionar como sellos verticales.
La Figura 57 muestra la unidad sello representada por la formación Trinchera.
de Petróleo en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Roca sello Cibao
Ilustración 33. Vista panorámica de facilidades de Refidomsa en Nizao, República Dominicana.
En resumen, el análisis petrofísico del pozo Pimentel Reef-1 en la cuenca del Cibao define dos sectores que permitieron la construcción de dos modelos tridimensionales de yacimientos independientes. El sector más promisorio es el sector occidental donde se identificó un prospecto de dimensiones considerables y volúmenes de hidrocarburos estimados que son potencialmente comerciales.
De acuerdo con los resultados de la evaluación petrofísica del pozo Pimentel Reef-1, las secciones de interés para la producción de hidrocarburos están representadas por la formación Arroyo Blanco y por la parte superior de la formación Sombrerito.
La presencia de gas en esta cuenca no se descarta ya que en la sísmica se aprecian anomalías indicadoras de este hidrocarburo. Esta situación debe ser verificada con más información sísmica.
Figura 57. Ilustración de la unidad sello en el pozo Pimentel Reef-1 en la cuenca de Cibao.
En la cuenca de San Juan se utilizaron los registros disponibles del pozo Candelon-1 correspondientes a SP “potencial espontáneo”, GR “Rayos Gamma”, RHOB “densidad”, NPHI (Densidad Neutrón) CALI “caliper” y resistivos RD (Resistividad Profunda), RS (Resistividad Somera) y MSFL (Microresistividad).
El registro CALI “caliper” presenta problemas en la geometría del hueco de superficie en los intervalos de 630m y de 1520m a 2980m. En estos intervalos se presentan registros anómalos de SP, MSFL y RHOB. Debido a ello las correspondientes lecturas de los registros en estos intervalos resultan poco confiables. Por lo que se utilizó el registro NPHI (Densidad Neutrón) para confirmación del cálculo de la porosidad.
Los registros utilizados en el análisis fueron tomados desde el inicio de la formación Arroyo Blanco hasta el fondo del pozo, en un intervalo de 2,200 metros a 3,860 metros. La Figura 55 muestra los registros disponibles para el pozo Candelon-1 en la cuenca de San Juan.
Juan, Cibao y Enriquillo
58. Registros disponibles para el pozo Candelon-1.
En la Figura 58 se muestra el conjunto de registros disponibles para la evaluación petrofísica en este pozo. El registro de Densidad RHOB y el registro NPHI, en la última columna para el cálculo de la porosidad.
En este estudio fue posible evaluar el intervalo que abarca del tope de la formación Trinchera hasta la parte inferior de la formación Sombrerito, en el intervalo de 2,700 a 3,860 metros. El Gamma Ray y los registros RD-RS se utilizaron para determinar la saturación de agua y la arcillosidad de la roca yacimiento.
Figura
Definición de Reservorio
Con base en el análisis petrofísico realizado se identifican zonas potenciales de reservorio. Estas zonas se encuentran principalmente en la unidad basal de la formación Sombrerito.
La Figura 59 muestra las zonas que presentan mayores saturaciones de hidrocarburos resaltadas en color verde en la columna de la derecha.
La formación Trinchera, que subrayase a la formación Sombrerito, la cual es predominantemente arcillosa y que podría ser sello vertical para la migración de fluidos.
Juan, Cibao y Enriquillo
Figura 59. Ilustración evaluación petrofísica del pozo Candelon-1. Las zonas de posible reservorio están resaltadas en color verde en la columna de la derecha.
A partir de la Figura 44 se puede considerar que la formación Trinchera actúa como sello por su alto contenido de arcillas para la Formación Sombrerito “subyacente”.
Notese que los reservorios principales están ubicados en la formación Arroyo Blanco y la formación Sombrerito. En la columna de la derecha de la Figura 44 (VSHAV) se muestra el comportamiento de la arcillosidad resalta claramente a la formación Trinchera como sello. El principal reservorio lo constituye la formación Sombrerito con resistividades altas y puntualmente la formación Arroyo Blanco.
Saturación de agua (Sw)
La saturación de agua (SW) para la formación Trinchera se evaluó en el intervalo desde 2,219 a 2,960 metros. La Figura 60 muestra saturaciones de agua que se distribuyen entre el 17% al 100%.
En algunos puntos del histograma se presentan saturaciones de agua que son inferiores al 50%. Por lo que la formación Trinchera no resulta interesante desde el punto de vista de prospectividad de hidrocarburos. Esto debido a la alta y continua saturación de agua detectada.
En adición, se evaluó la saturación de agua para la formación Sombrerito en el intervalo de 2,960 metros a 3,944 metros.
En la Figura 60 se muestran que existen intervalos valores de saturación de agua en un rango del 8% al 100%, donde hay valores por debajo de 50% en sectores más continuos y de mayor espesor que pueden acumular hidrocarburos.
60. Saturación de agua para las formaciones Trinchera y Sombretiro en el pozo Candelon 1 en el intervalo de 2,219 a 3,944 metros.
Figura
Porosidad (PHIE)
El registro disponible para realizar el cálculo de porosidad en este pozo es la porosidad neutrón (NPHI). Este registro se extiende en el intervalo de 216 metros a 2220 metros.
Nuestros hallazgos muestran que la distribución de los valores de porosidad para la formación Trinchera varía en un rango del 17% al 43% (Véase Figura 58). Se deben tener en cuenta las anomalías en la geometría del hueco del pozo mencionadas anteriormente y que podrían ser la razón de estas lecturas tan altas de valores de porosidad.
En adición, se evaluaron los valores de porosidad para la formación Trinchera inferior en el intervalo entre 2,220 metros a 2,960 metros. Los hallazgos revelan valores de porosidad que alcanzan el 20%, mientras que para la parte basal llega al 10%. Esto puede interpretarse como una zona con formaciones calcáreas hacia el tope de la formación Sombrerito que está debajo.
Al respecto de la formación Sombrerito en el intervalo entre 2,960 metros a 3,944 metros se tiene lectura de valores de porosidad desde el 0% al 44%, con intervalos que superan el 10% y resultan adecuados para la acumulación de hidrocarburos.
Juan, Cibao y Enriquillo
Figura 61. Histograma de porosidad (PHIE) de las formaciones Trinchera y Sombrerito para el pozo Candelon-1.
Volumen de arcilla (Vsh)
El análisis del volumen de arcilla para la formación Trinchera en el intervalo 2,219 a 2,960 metros nos presenta los valores más altos de arcillosidad, en su mayoría con valores por encima del 50%.
Localmente, esta formación presenta valores de arcillosidad que pueden alcanzar hasta el 40% en espesores muy delgados. En términos generales, esta es una unidad geológica muy arcillosa que puede considerarse como un sello desde la perspectiva de los hidrocarburos.
Al respecto del análisis de los valores del volumen de arcilla para la formación Sombrerito en el intervalo 2,960 metros a 3,944 metros, estos señalan a esta formación como la que contiene menor volumen de arcilla y puede corresponder a un posible desarrollo calcáreo de acuerdo con la expresión del registro de arcillosidad. Este segmento es el que tiene mayor posibilidad para la acumulación de hidrocarburos.
La Figura 62 nos presenta el histograma del volumen de arcillosidad para las formaciones Trinchera y Sombrerito en el intervalo de 2,219 metros a 3,944 metros.
62. Histograma del volumen de arcillosidad para las formaciones Trinchera y Sombrerito en el intervalo de 2,219 metros a 3,944 metros.
Figura
La Figura 63 muestra un resumen los resultados de la evaluación petrofísica para el pozo Candelon-1 en la cuenca de San Juan.
de Petróleo en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Nótese que en la Figura 63 se presenta la distribución de arcilla, limo, arena y porosidad para las zonas evaluadas del pozo Candelon-1. De esta manera se observan las tendencias de la porosidad y el contenido de finos, representados por el registro de arcillosidad y el de Rayos Gamma. Esto permite especular sobre la presencia de rocas carbonatadas en la formación Sombrerito.
Desde la perspectiva de hidrocarburos la formación que presenta un mayor potencial para la acumulación de hidrocarburos es la formación Sombrerito en el intervalo 2,960 metros a 3,944 metros.
Figura 63. Resumen evaluación petrofísica para el pozo Candelon-1 en la cuenca de San Juan.
En la Figura 64 se ilustran los resultados del análisis petrofísico del pozo Candelon-1. Estos resultados identifican tres sellos que se describen a continuación. Un primer sello en la formación Trinchera en el intervalo de 2,219 metros a 2,960 metros.
Este sello se caracteriza por presentar una alta arcillosidad. El segundo sello se encuentra hacia el interior de la formación Sombrerito en el intervalo de 3,000 metros a 3,050 metros. El tercer sello se encuentra en el tope de la formación Neiba a una profundidad de aproximadamente 3,950 metros. Una vez más, se evidencia que en términos generales la formación Trinchera se comporta como un sello regional.
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Roca sello
Ilustración 34. Vista panorámica de facilidades de Refidomsa en Nizao, República Dominicana.
64. Ilustración de las unidades sellos en el pozo Candelon -1 en la cuenca de San Juan.
La evaluación petrofísica del pozo Candelon-1 muestra que el intervalo con mayores posibilidades desde el punto de vista de contenido de hidrocarburos está representado por la formación Sombrerito, la cual presenta las mejores calidades de roca yacimiento.
Figura
Ilustración 35. Caliza micritica de la cuenca de San Juan.
En la cuenca de Enriquillo su utilizaron los registros disponibles del pozo Charco Largo-1 correspondientes a densidad de neutrón y caliper para el intervalo de 2,660 metros a 4,650 m, y los registros de SP, GR, sónico y resistivos para el intervalo 220 a 4,820 metros.
En la Figura 65 se visualizan problemas en el registro a las profundidades de 1,100 a 1,280 m. En este aspecto se observa que todos los registros se vuelven lineales o deflactan de manera continua, ilustrando problemas en la geometría del hueco o errores en la medición.
Para la sección de 4,190 a 4,480 m del pozo Charco Largo-1, el registro sónico presenta gráficamente errores en la medición. En consecuencia, el nivel de confiabilidad de los valores que se estimen en estos intervalos es baja.
Figura 65. Registros disponibles para el pozo Charco Largo-1.
Definición de Reservorio
Para determinar los niveles que se pueden considerar como reservorio se utilizaron los siguientes cortes o cutoffs:
PHIE >= 0.1 Valores superiores a 10% de porosidad son considerados
SW <= 0.5 Valores inferiores al 50% de saturación de agua son considerados
Vsh <= 0.5 Valores inferiores al 50% de contenido de arcilla son considerados
A partir del análisis de los registros GR, RD y NPHI se determinaron las propiedades de de arcillosidad, saturación de agua y porosidad, respectivamente.
Nuestros hallazgos indican que la formación Sombrerito presenta intervalos con impregnación de hidrocarburos que representan potenciales reservorios. Igualmente, se identificó que la formacion Trinchera se comporta como el principal sello vertical.
La Figura 66 muestra claramente que la zona reservorio del pozo Charco Largo 1 se encuentra en el sector intermedio de la formación Sombrerito en el intervalo entre 3,100 metros a 3,900 metros de profundidad.
de Petróleo en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Ilustración 36. Diagrama de transformación de la materia orgánica cuenca de San Juan.
Figura 66. Zona reservorio del pozo Charco Largo 1 de la formación Sombrerito en el intervalo entre 3,100 metros a 3,900 metros.
Con base en nuestra interpretación de la Figura 68 se identificaron potenciales reservorios entre los 3,100 metros a 3,900 metros con posible saturación de hidrocarburos.
A causa de la ausencia de informes de descripción de ripios para calibrar las litologías y otros registros como de “Tasa de Perforación” o cromatografía de gases, se interpreta que estos reservorios pueden corresponder a calizas fracturadas por el comportamiento de los registros de Rayos Gamma y los registros de Resistividad.
Saturación de agua (Sw)
La saturación de agua (SW) para la formación Sombrerito (zona 1) en la cuenca de Enriquillo se evaluó en el intervalo desde 2,987 metros a 4,470 metros.
En la Figura 67 se ilustra el histograma de saturación de agua (Sw) para la zona evaluada con un valor mínimo del 2% y máximo del 100%, con un rango de valores del 20% al 45% para los intervalos de roca yacimiento. El cálculo de los valores de saturación de agua, para este caso, es aproximado ya que no se tiene informes de pruebas de producción que estimen la salinidad o resistividad de agua de formación.
En la Figura 67 se presenta el histograma de saturación de agua en el pozo Charco Largo –1 para la formación Sombrerito en la cuenca de Enriquillo en el intervalo de 2,987 metros a 4,470 metros.
Figura 67. Histograma de saturación de agua (Sw) del pozo Charco Largo –1 para la formacion Sombrerito en el intervalo de 2,987 metros a 4,470 metros.
En este histograma de la Figura 67 se puede interpretar la presencia de intervalos con hidrocarburos en la zona evaluada, en donde la saturación de agua es baja.
Ilustración 37. Simulador de pozo petrolífero. Fotografía: Gregorio Rosario.
Porosidad (PHIE)
Se define como porosidad el espacio intersticial total de una roca. Es la fracción volumétrica de espacio en la estructura de la roca, sin considerar el flujo de fluidos, en este sentido la PHIE porosidad efectiva excluye los poros aislados que no están interconectados.
Nuestros hallazgos muestran que la distribución de los valores de porosidad para el pozo Charco Largo-1 en el intervalo de 2,987 metros a 4,470 metros de la formación Sombrerito varía en un rango entre el 0.01% a 42.36%, siendo este último un valor anómalamente alto.
Esto podría explicarse por problemas identificados con la geometría del pozo, lo cual puede inducir lecturas erróneas de la sarta de registros.
La Figura 68 muestra la distribución de los valores de porosidad para el pozo Charcho Largo -1 en el intervalo de 2,987 metros a 4,470 metros de la formación Sombrerito.
Juan, Cibao y Enriquillo
Figura 68. Histograma de valores de porosidad para el pozo Charcho Largo -1 en el intervalo de 2,987 metros a 4,470 metros de la formación Sombrerito.
Volumen de arcilla (Vsh)
El análisis del volumen de arcilla para el pozo Charco Largo-1 en el intervalo de 2,987 metros a 4,470 metros de la formación Sombrerito nos muestra que el contenido de arcilla para este intervalo es del 2.7% al 60.5%.
Con base a la información mostrada en el histograma, podemos concluir que gran parte del intervalo estudiado cumple con la condición de corte o cutoff <= 50% como parte de los intervalos con potencial impregnación de hidrocarburos.
La Figura 69 presenta la distribución de los valores de volumen de arcilla promedio calculado (Vsh) para el pozo Charco Largo 1 en el intervalo de 2,987 metros a 4,470 metros de la Formación Sombrerito.
69. Histograma de los valores de volumen de arcilla para el pozo Charco Largo 1 en el intervalo de 2,987 metros a 4,470 metros de la formación Sombrerito.
Figura
Ilustración 38. Equipos de laboratorio en la UdeA, Colombia. Fotografía: Gregorio Rosario.
La Figura 70 muestra un resumen los resultados de la evaluación petrofísica para el pozo Charco Largo -1 en la cuenca de Enriquillo.
Volumétrica de Petróleo en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Nótese que la Figura 70 muestra los registros originales que permitieron la evaluación petrofísica (GR, RD. RHOB) y los registros resultantes de la evaluación (PHIE) Porosidad Efectiva, SW (Saturación de Agua) y VHS (Arcillosidad) y SO (saturación de aceite). En la última columna de la derecha se muestran los intervalos impregnados de hidrocarburos (PAY).
En la Figura 70 están definidos claramente los intervalos con potencial para producción de hidrocarburos en la columna de la derecha denotado como intervalos impregnados en color rojo (Pay). Se observa en el intervalo de 3,100 metros a 3,900 metros de la formación Sombrerito existen puntos impregnados de hidrocarburos con espesores considerables. Considerando la profundidad y una litología de carbonatos se puede pensar en la presencia de gas o crudos livianos asociados.
Figura 70. Ilustración resumen resultados evaluación petrofísica para el pozo Charco Largo -1 en la cuenca de Enriquillo.
Se realizó la estimación del volumen de arcilla para todo el pozo ya que dispone de los registros potencial espontáneo, gamma ray y resistividad. El análisis de los valores de estos registros permite la identificación de la roca sello.
En la Figura 71 se observan niveles arcillosos en la parte superior de la zona de evaluación en la formación Arroyo Blanco en el intervalo de 1,890 metros a 2,630 metros, y 2,420 metros a 2,630 metros aproximadamente). Lo anterior es de importancia ya que puede funcionar como sello vertical para posibles acumulaciones en la zona evaluada.
En la Figura 71 sobre el análisis petrofísico del pozo Charco Largo-1 se identifican los sellos que abarcan las formaciones Arroyo Blanco y Trinchera en el intervalo de 1,900 metros a 2,650 metros. Un segundo sello se encuentra en el tope de la formación Neiba a una profundidad de aproximadamente 2,420 metros. Una vez más, se evidencia que en términos generales la formación Trinchera se comporta como un sello regional.
de Petróleo en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Roca sello
Ilustración 39. Facilidades de grupo Gasure, UdeA, Colombia. Fotografía: Gregorio Rosario.
Nótese que la curva de arcillosidad
Vsh en el pozo Charco Largo-1 permite afirmar que el sello principal de este pozo está localizado en las formaciones Arroyo Blanco y Trinchera.
En resumen, el análisis petrofísico del pozo Charco Largo-1 evidencia que la sección con mayor interés en la Cuenca de Enriquillo para la exploración y potencial explotación de hidrocarburos está representada por la parte media de la formación Sombrerito, como se ve en la columna de la izquierda de la evaluación petrofísica en la figura 76.
Se necesita tomar en cuenta la necesidad de adquisición de datos de pozo para tener una mayor confiabilidad sobre esta evaluación. Por otra parte, no se descarta la presencia de gas en esta cuenca. Al no tener un histórico de producción de hidrocarburos y ser tan limitada la información de referencia es difícil afirmar o descartar la presencia de este hidrocarburo en la cuenca. Existen referencias de manifestaciones superficiales de este hidrocarburo.
Figura 71. Ilustración de la unidad sello en el pozo Charco Largo 1 en la cuenca de Enriquillo.
Ilustración 40. Salinas de Baní, República Dominicana. Fotografía: Gregorio Rosario.
ESTIMACIÓN VOLUMÉTRICA
En esta sección se presentan los resultados de la estimación volumétrica para los prospectos identificados en cuatro cuencas sedimentarias en la República Dominicana: cuenca de Azua, cuenca del Cibao, cuenca de Enriquillo y cuenca de San Juan.
La estimación volumétrica se realizó utilizando un enfoque multidisciplinario que incluyó evaluación de yacimientos y estimación de volúmenes originales y recuperables.
Esta estimación se alcanzó a través de la ejecución de las siguientes tareas: descripción de los tipos de campos petroleros, tipos de yacimientos y fluidos; interpretación de la información sísmica
1
disponible para caracterizar los campos; evaluación de las características petrofísicas de los yacimientos; revisión de la sísmica de trampas geológicas que contienen los hidrocarburos (dimensiones del yacimiento y características de los sellos que permiten la retención de fluidos); evaluación de todas las características del yacimiento integradas en un solo modelo; y, cálculo determinista y posteriormente un cálculo probabilístico para tener los escenarios volumétricos P10, P50 y P90.
La Figura 72 se presenta el flujo de trabajo general aplicado en la estimación volumétrica.
INTERPRETACIÓN SÍSMICA
6
ANÁLISIS DE RIESGO FLUJO DE TRABAJO PARA EL CÁLCULO VOLUMÉTRICO
5
CALCULOS VOLUMÉTRICOS DETERMINISTICOS Y PROBABILISTICOS
2
EVALUACIÓN PETROFÍSICA
3
MODELADO 3D DE PROPIEDADES
4
INCORPORACIÓN DE VALORES DE INGENIERÍA
Figura 72. Flujo de trabajo general aplicado en la estimación volumétrica en República Dominicana.
de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Ilustración 41. Facilidades de laboratorio en el ICP, Colombia. Fotografía: Gregorio Rosario.
Metodología
El estudio volumétrico de los yacimientos para cada cuenca se llevó a cabo utilizando un enfoque multidisciplinario que incluyó la evaluación de las rocas reservorio, la estimación de los volúmenes originales de hidrocarburos para cada prospecto y la estimación de los volúmenes recuperables asociados.
A continuación, se presenta un resumen general de las actividades realizadas para el cálculo volumétrico de los diferentes reservorios de hidrocarburos en los prospectos identificados en las cuencas sedimentarias de la República Dominicana.
Juan, Cibao y Enriquillo
Ilustración 42. Trabajo de campo en la cuenca de San Juan. Fotografía: Gregorio Rosario.
Análisis petrofísico
La información petrofísica es uno de los insumos fundamentales para el cálculo volumétrico. La Tabla 11 presenta los resultados generales obtenidos durante la evaluación petrofísica en este estudio.
En esta tabla se incluyen los valores promedio de Porosidad Efectiva (PHIE), Saturación de Agua (SW), Arcillosidad (VSH), Saturación de Aceite (SO) y Espesor impregnado (PAY).
Tabla 11. Resumen de valores petrofísicos promedios para cada cuenca sedimentaria.
CUENCA
AZUA
ENRIQUILLO
MALENO DT-1
CHARCO LARGO-1
540 - 1,110
2,960 - 3,000
CIBAO ORIENTAL PIMENTEL REEF-1 690
CIBAO OCCIDENTAL PIMENTEL REEF-1
327 - 866 SAN JUAN
CANDELON-1 2,900
Ingeniería de yacimiento
La información de ingeniería de yacimiento utilizada en el modelo estático está representada por factores volumétricos y contactos en las diferentes cuencas sedimentarias.
Los factores de recobro y volumétrico se estimaron a partir del conocimiento de campos en el norte colombiano y los campos venezolanos con crudos similares a profundidades comparables. Los reportes de la calidad del crudo recuperado en la cuenca de Azua son del orden de 19-23 grados API. En este estudio se utilizó un factor volumétrico de referencia de 1.05 y un factor de recobro de referencia de 15%.
Esta aproximación de factor volumétrico y factor de recobro se debe a que no se dispone de datos de laboratorio PVT (Interrelaciones de Presión, Volumen y Temperatura) del crudo de República Dominicana.
La Tabla 15 muestra los parámetros asignados a cada cuenca: factor de recobro, temperatura, factor volumetrico y densidad API de los crudos.
PROMEDIOS
Tabla 15. Parámetros de ingeniería por cada cuenca.
La Tabla 16 muestra la descripción de las profundidades de los cierres de los prospectos asociados a cada cuenca sedimentaria en República Dominicana.
Tabla 16. Parámetros de ingeniería por cada cuenca.
Rocas yacimiento
En este estudio se han definido dos unidades principales que actúan como reservorio a nivel de yacimeinto. Estas unidades están representadas por la formación Sombrerito y la formación Trinchera.
La unidad de la formación Sombrerito está compuesta por niveles delgados de caliza fracturada e intercalaciones de rocas de grano fino, principalmente margas. La unidad de la formación Trinchera está compuesta por capas arenosas poco consolidadas, intercaladas con material fino de carácter limoso y arcilloso. Estos reservorios a nivel de pozo se comportan como delgadas capas que pueden estar conectadas a nivel de yacimiento. Pero la poca información que se tiene no permite resolver el problema de la conectividad entre los diferentes intervalos impregnados.
Nuestros hallazgos destacan a la formación Sombrerito como la que presenta las mejores características como roca yacimiento debido a sus valores de porosidad efectiva que fluctúan entre 0.15 y 0.19. Esta porosidad es una combinación entre la porosidad de la caliza y la fracturación de los niveles de caliza. Estas consideraciones sobre la formación Sombrerito y la formación Trinchera son válidas para todas las cuencas analizadas en este estudio.
Superficies estructurales
Este modelo se refiere a la estructura a escala local de las trampas identificadas durante la interpretación sísmica.
El modelo estructural para las cuencas es un modelo simple derivado de la interpretación sísmica. Se construyeron modelos simples sin fallamiento considerando que con la sísmica 2D disponible, no se pueden conectar apropiadamente las fallas visualizadas.
Para efectos prácticos estos modelos funcionan adecuadamente, ya que los cálculos volumétricos se restringen a las trampas. Estas trampas, en todos los casos, su geometría es de 4 cierres, lo que hace muy fácil delimitarlas y la ausencia de fallas no afecta la estimación volumétrica final.
La Figura 73 ilustra en forma simplificada, un modelo estructural sin fallas en la trampa. En este escenario hipotético una falla geológica (línea en color rojo) se encuentra cerca de una trampa geológica (anticlinal con la parte superior en rojo). No obstante, esta falla no afecta el volumen de hidrocarburos que puede acumular la estructura, considerando una profundidad de cierre representada por la línea horizontal en color negro.
Una situación similar se observó en los prospectos identificados en las cuencas de República Dominicana. Por esta razón se considera este escenario para una primera estimación volumétrica razonable que puede ser mejorada adquiriendo más información en cada cuenca.
Figura 73. Modelo estructural hipotético sin fallas en la trampa.
Modelado 3D
La interpretación sísmica y la evaluación petrofísica son la base para el modelado 3D que permite los cálculos volumétricos de hidrocarburos. La interpretación sísmica está representada por las superficies al tope de las formaciones. A través de la evaluación petrofísica se incorporan al modelo los intervalos de las formaciones con saturación de hidrocarburos.
Los cálculos volumétricos integran los intervalos impregnados de hidrocarburos a través de la sumatoria de todas las celdas impregnadas que se encuentren en el modelo 3D.
Las propiedades petrofísicas se escalaron al modelo de celdas que tiene una resolución vertical adecuada para capturar los detalles de los registros petrofísicos: PHIE, SW y VHS. El control de calidad indica que los segmentos impregnados detectados en los pozos están representados adecuadamente en el modelo de celdas 3D en todas las cuencas. Para la población de la porosidad efectiva inicialmente se escaló el registro de porosidad proveniente de la evaluación petrofísica al modelo de celdas 3D.
Posteriormente se asignaron lateralmente los mismos valores de registros petrofísicos detectados en el pozo a toda la capa en el modelo 3D. A este modelo simple se le conoce con el nombre de Layer Cake. Con el nivel de la información disponible este es el mejor escenario de distribución de valores petrofísicos que se puede aplicar en este estudio. Este mismo procedimiento se utilizó para todos los modelos de las cuencas analizadas.
El cálculo del modelo de roca yacimiento (fracción de volumen neto contra volumen bruto, NTG) se construyó utilizando los modelos 3D creados a partir de las propiedades petrofísicas (Phie, Sw y Vsh) asociadas a cada una de las cuencas. Este modelo de NTG se logró haciendo una simple operación matemática que da valores de cero a las celdas que no satisfacen los cortes petrofísicos y quedan calificadas como celdas no productoras. Las celdas que satisfacen los cortes quedan activadas como celdas que tienen impregnación de hidrocarburos.
Los cortes utilizados se muestran en la siguiente ecuación:
Los resultados de esta operación presentan las celdas del modelo 3D que están impregnadas de crudo y que resulta susceptible de ser extraído.
Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Contactos/Cierres
de los modelos
Para el cálculo de la estimación volumétrica es necesario establecer un límite vertical en los modelos 3D. Este límite puede estar representado por un contacto de fluidos, petróleo/agua o por una profundidad máxima de cierre de la trampa geológica que garantiza que los fluidos están entrampados en ella.
Para el caso de las trampas de los prospectos identificados en las diferentes cuencas de la República Dominicana el criterio utilizado ha sido el de profundidad máxima de cierre de la trampa geológica.
En las fichas técnicas de cada uno de los prospectos se da el detalle para cada una de las trampas detectadas en cada una de las cuencas.
En la Figura 74 se ilustra el concepto de cierres estructurales en trampa geológica. En esta figura se observa que la estructura está cerrada a -500 metros, pero a profundidades mayores la estructura está abierta.
Figura 74. Ilustración concepto de cierres estructurales en trampa geológica.
Estimación volumétrica determinística
La estimación volumétrica determinística se utiliza para alcanzar una mayor certeza de la magnitud de los volúmenes asociados a los modelos construidos para cada cuenca. En una primera etapa, se procedió a realizar un ejercicio volumétrico determinista simple utilizando las propiedades petrofísicas de los prospectos, cargadas y distribuidas
en los modelos 3D. Posteriormente, se utilizó una herramienta incorporada en la plataforma de interpretación para el cálculo de volumetrías utilizando propiedades 3D. Este cálculo de volumetría determinística de petróleo en sitio se realizó para todos los prospectos de las cuencas sedimentarias analizadas.
de Petróleo en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Ilustración 43. Zona costera de Santo Domingo, República Dominicana. Fotografía: Gregorio Rosario.
Volumen probabilístico
El cálculo del volumen probabilístico del petróleo original en sitio se realizó utilizando la simulación de Montecarlo. La simulación de Montecarlo es un modelo probabilístico que puede incluir un elemento de incertidumbre o aleatoriedad en su predicción que en nuestro caso es la volumetría. Cuando se utiliza un modelo probabilístico para simular una salida se obtienen resultados diferentes cada vez, utilizando la fórmula de volumetría estándar. Este se ha aplicado en la industria del petróleo para hacer análisis volumétricos que involucran más de una variable, como son porosidad, saturación de agua, espesor impregnado y área, entre otras.
Los valores de las variables incluidas en la simulación fluctúan en un rango estimado en el análisis de petrofísica y en el análisis de la sísmica 2D. Estos datos pueden ajustarse a un sinnúmero de escenarios volumétricos. Con el análisis de Montecarlo se realizan miles de simulaciones y se obtiene como resultado final un histograma de frecuencia de volumetría con percentiles asociados de volumetría probables P10, P50 y P90. Estas son las cifras comúnmente utilizadas para la toma de decisiones en la industria del petróleo.
La Figura 75 muestra la fórmula estándar que se utilizó para el cálculo de volumetría de petróleo original en este estudio.
75. Ilustración fórmula para el cálculo de volumetría de petróleo original.
En este estudio se utilizó la simulación de Montecarlo para el cálculo del volumen probabilístico del petróleo original en sitio y establecer sus respectivos percentiles volumétricos para los prospectos identificados en las cuencas sedimentarias de la República Dominicana.
En los resultados que se presentan a continuación el espesor (H) que aparece en cada caso es el espesor acumulado
producto de la sumatoria de las capas impregnadas de hidrocarburos y que desde el punto de vista dinámico son móviles. Estas capas podrían eventualmente estar conectadas, pero es difícil afirmarlo con la escasa información que se dispone para el análisis. Existe crudo residual que no se considera por no poder extraerse ya que está atrapado en microporos y no fluye.
Figura
Resultados
En esta subsección se presentan los resultados de la estimación volumétrica de petróleo original en sitio y recuperable. Estos resultados se basan en un cálculo determinístico y probabilístico para lo cual se utilizaron como variables la porosidad, la saturación de agua, el tamaño de la trampa, el espesor impregnado, factor volumétrico y factor de recobro para cada uno de los prospectos identificados en las cuencas sedimentarias de la República Dominicana.
En la primera parte de esta subsección se muestran los parámetros de los modelos 3D de porosidad, saturación de agua y arcillosidad para cada cuenca.
Posteriormente, se muestran los resultados de la estimación determinística y probabilística del volumen de petróleo original en sitio y recuperables asociados a los prospectos identificados en cada cuenca sedimentaria de la República Dominicana.
Ilustración 44. Zona costera de Barahona, República Dominicana. Fotografía: Gregorio Rosario.
En esta subsección se muestran los parámetros de los modelos 3D de porosidad, saturación de agua y arcillosidad para la cuenca de Azua. También, se muestran los resultados de la estimación determinística y probabilística del volumen de petróleo original en sitio y recuperables asociados a los prospectos identificados en la cuenca de Azua de la República Dominicana.
Modelo 3D de porosidad
La Figura 76 muestra el modelo 3D de los valores de porosidad en el área estudiada en la cuenca de Azua. Los valores del modelo de porosidad son el resultado de la evaluación petrofísica de los registros del pozo Maleno DT-1.
Figura 76. Ilustración modelo 3D de los valores de porosidad para la cuenca de Azua.
Modelo 3D de saturación de agua
La Figura 77 muestra el modelo 3D de los valores de saturación de agua en el área estudiada en la cuenca de Azua. Los valores del modelo de saturación de agua son el resultado de la evaluación petrofísica de los registros del pozo Maleno DT-1.
de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Figura 77. Ilustración modelo 3D de los valores de saturación de agua para la cuenca de Azua.
Modelo 3D de arcillosidad
La Figura 78 muestra el modelo 3D de los valores de arcillosidad en el área estudiada en la cuenca de Azua. Los valores del modelo de arcillosidad son el resultado de la evaluación petrofísica de los registros del pozo Maleno DT-1.
Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Figura 78. Ilustración modelo 3D de los valores de arcillosidad para la cuenca de Azua.
Características geométricas
La Tabla 17 muestra las características geométricas de los prospectos identificados en el área estudiada en la cuenca de Azua.
Estas características geométricas definen la formación geológica asociada, área en acres, espesor aproximado en metros, profundidad del cierre de la trampa en metros y cota máxima en metros para cada uno prospecto identificado y evaluado.
Tabla 17. Resumen características geométricas para los prospectos identificados en la cuenca de Azua.
CUENCA DE AZUA
Estimación determinística del volumen de petróleo en sitio y recuperables asociados en la cuenca de Azua
La Tabla 18 muestra el resultado de la estimación determinística del volumen de petróleo en sitio y recuperables asociados a las formaciones geológicas en el área estudiada en la cuenca de Azua.
Los valores del volumen de petróleo en sitio y volumen de petróleo recuperables están expresados en millones de barriles.
Tabla 18. Estimación determinística del volumen de petróleo original y recuperables en la cuenca de Azua.
Bulk Volume =
Vol. Bruto o Total (dado por las dimensiones de la trampa)
Net Volume =
Vol. Neto (Volumen de la roca que puede almacenar fluidos = Yacimiento)
Pore Volume=
Vol. Poroso (Volumen de los poros en la roca yacimiento)
Pore Volume = (Volumen de Poros
STOIIP = Volumen de petróleo original en sitio
Recovarable Oil = Volumen de petróleo recobrable luego de aplicar el factor de
Estimación probabilística del volumen de petróleo en sitio y recuperables asociados recuperables
En la Figura 79 se presenta el resultado de la estimación probabilística del volumen consolidado del petróleo original y recuperable asociado a la cuenca de Azua.
En esta figura se muestra el histograma de distribución de volumetría, la tabla de variables analizadas y los resultados del volumen original y recuperable estimados.
En el histograma se muestran los valores de los percentiles P10, P50, P90 y el caso base que viene del cálculo determinístico. También, se muestran los valores de las variables consideradas en el análisis y los resultados volumétricos.
VARIABLE
VARIABLE
Figura 79. Estimación probabilística del volumen consolidado del petróleo original y recuperable asociado a la cuenca de Azua.
En esta subsección se muestran los parámetros de los modelos 3D de porosidad, saturación de agua y arcillosidad para la cuenca del Cibao Occidental. También, se muestran los resultados de la estimación determinística y probabilística del volumen de petróleo original en sitio y recuperables asociados a los prospectos identificados en la cuenca del Cibao Occidental de la República Dominicana.
Modelo 3D de porosidad
La Figura 80 muestra el modelo 3D de los valores de porosidad en el área estudiada en la cuenca del Cibao Occidental. Los valores del modelo de porosidad son el resultado de la evaluación petrofísica de los registros del pozo Pimentel Reef-1.
Figura 80. Ilustración modelo 3D de los valores de porosidad para la cuenca del Cibao Occidental.
Modelo 3D de saturación de agua
La Figura 81 muestra el modelo 3D de los valores de saturación de agua en el área estudiada en la cuenca del Cibao Occidental. Los valores del modelo de saturación de agua son el resultado de la evaluación petrofísica de los registros del pozo Pimentel Reef-1
San Juan, Cibao y Enriquillo
Figura 81. Ilustración modelo 3D de los valores de saturación de agua para la cuenca del Cibao Occidental.
Modelo 3D de arcillosidad
La Figura 82 muestra el modelo 3D de los valores de arcillosidad en el área estudiada en la cuenca del Cibao Occidental. Los valores del modelo de arcillosidad son el resultado de la evaluación petrofísica de los registros del pozo Pimentel Reef-1.
de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Figura 82. Ilustración modelo 3D de los valores de arcillosidad para la cuenca del Cibao Occidental.
Características geométricas
La Tabla 19 muestra las características geométricas de los prospectos identificados en el área estudiada en la cuenca del Cibao Occidental.
Estas características geométricas definen la formación geológica asociada, área en acres, espesor aproximado en metros, profundidad del cierre de la trampa en metros y cota máxima en metros para cada prospecto identificado y evaluado.
Tabla 19. Resumen características geométricas para los prospectos identificados en la cuenca del Cibao Occidental.
CIBAO OCCIDENTAL
Estimación determinística del volumen de petróleo en sitio y recuperables
La Tabla 20 muestra el resultado de la estimación determinística del volumen de petróleo en sitio y recuperables asociados a las formaciones geológicas en el área estudiada en la cuenca del Cibao Occidental.
Los valores del volumen de petróleo en sitio y volumen de petróleo recuperables están expresados en millones de barriles.
Tabla 20. Estimación determinística del volumen de petróleo original y recuperables en la cuenca del Cibao Occidental.
Cibao Occidental
Bulk Volume =
Vol. Bruto o Total (dado por las dimensiones de la trampa)
Net Volume =
Vol. Neto (Volumen de la roca que puede almacenar fluidos = Yacimiento)
Pore Volume=
Vol. Poroso (Volumen de los poros en la roca yacimiento)
Pore Volume = (Volumen de Poros con Petróleo)
STOIIP = Volumen de petróleo original en sitio
Recovarable Oil = Volumen de petróleo recobrable luego de aplicar el factor de recobro
Estimación probabilística del volumen de petróleo en sitio y recuperables asociados recuperables
En la Figura 83 se presenta el resultado de la estimación probabilística del volumen consolidado del petróleo original y recuperable asociado a la cuenca del Cibao Occidental.
En esta figura se muestra el histograma de distribución de volumetría, la tabla de variables analizadas y los resultados del volumen original y recuperable estimados.
En el histograma se muestran los valores de los percentiles P10, P50, P90 y el caso base que viene del cálculo determinístico. También, se muestran los valores de las variables consideradas en el análisis y los resultados volumétricos.
CIBAO OCCIDENTAL
Figura 83. Estimación probabilística del volumen consolidado del petróleo original y recuperable asociado a la cuenca del Cibao Occidental.
En la cuenca del Cibao Oriental no se dispone de un pozo con evaluación petrofísica en el área estudiada. Por lo que no se tiene propiedades petrofísicas distribuidas en la cuenca.
Para la construcción del modelo 3D se utilizaron propiedades promedio del pozo Pimentel Reef-1, a los fines de realizar la estimación determinística y probabilística del volumen de petróleo original en sitio y recuperables asociados a los prospectos identificados en la cuenca del Cibao Oriental de la República Dominicana.
La Figura 84 muestra el modelo 3D de la superficie del área estudiada en la cuenca del Cibao Oriental.
En esta figura también se visualiza la localización del pozo Caño Azul–1.
Juan, Cibao y Enriquillo
Figura 84. Ilustración modelo 3D de superficie del área estudiada en la cuenca del Cibao Oriental.
Características geométricas
La Tabla 21 muestra las características geométricas de los prospectos identificados en el área estudiada en la cuenca del Cibao Oriental.
Estas características geométricas definen la formación geológica asociada, área en acres, espesor aproximado en metros, profundidad del cierre de la trampa en metros y cota máxima en metros para cada prospecto identificado y evaluado.
Tabla 21. Resumen características geométricas para los prospectos identificados en la cuenca del Cibao Oriental. CIBAO ORIENTAL
Estimación determinística del volumen de petróleo en sitio y recuperables
La Tabla 22 muestra el resultado de la estimación determinística del volumen de petróleo en sitio y recuperables asociados a las formaciones geológicas en el área estudiada en la cuenca del Cibao Oriental.
Los valores del volumen petróleo en sitio y volumen de petróleo recuperables están expresados en millones de barriles.
Tabla 22. Estimación determinística del volumen de petróleo original y recuperables.
Bulk Volume =
Vol. Bruto o Total (dado por las dimensiones de la trampa)
Net Volume =
Vol. Neto (Volumen de la roca que puede almacenar fluidos = Yacimiento)
Pore Volume=
Vol. Poroso (Volumen de los poros en la roca yacimiento) Hidrocarbon Pore Volume = (Volumen de Poros con Petróleo)
= Volumen de petróleo original en sitio
Recovarable Oil = Volumen de petróleo recobrable luego de aplicar el factor de recobro
Estimación probabilística del volumen de petróleo en sitio y recuperables asociados recuperables
En la Figura 85 se presenta el resultado de la estimación probabilística del volumen consolidado del petróleo original y recuperable asociado a la cuenca del Cibao Oriental.
En esta Figura 85 se muestra el histograma de distribución de volumetría, la tabla de variables analizadas y los resultados del volumen original y recuperable estimados. En el histograma se muestran los valores de los percentiles P10, P50, P90 y el caso base que viene del cálculo determinístico.
También, se muestran los valores de las variables consideradas en el análisis y los resultados volumétricos.
85. Estimación probabilística del volumen consolidado del petróleo original y recuperable asociado a la cuenca del Cibao Oriental. VARIABLE
Figura
En esta subsección se muestran los parámetros de los modelos 3D de porosidad, saturación de agua y arcillosidad para la cuenca de Enriquillo. También, se muestran los resultados de la estimación determinística y probabilística del volumen de petróleo original en sitio y recuperables asociados a los prospectos identificados en la cuenca de Enriquillo de la República Dominicana.
Modelo 3D de porosidad
La Figura 86 muestra el modelo 3D de los valores de porosidad en el área estudiada en la cuenca de Enriquillo.
Los valores del modelo de porosidad son el resultado de la evaluación petrofísica de los registros del pozo Charco Largo -1.
Figura 86. Ilustración modelo 3D de los valores de porosidad para la cuenca de Enriquillo.
Modelo 3D de saturación de agua
La Figura 87 muestra el modelo 3D de los valores de saturación de agua en el área estudiada en la cuenca de Enriquillo. Los valores del modelo de saturación de agua son el resultado de la evaluación petrofísica de los registros del pozo Charco Largo -1.
Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Figura 87. Ilustración modelo 3D de los valores de saturación de agua para la cuenca de Enriquillo.
Modelo 3D de arcillosidad
La Figura 88 muestra el modelo 3D de los valores de arcillosidad en el área estudiada en la cuenca de Enriquillo. Los valores del modelo de arcillosidad son el resultado de la evaluación petrofísica de los registros del pozo Charco Largo -1.
Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Figura 88. Ilustración modelo 3D de los valores de arcillosidad para la cuenca de Enriquillo.
Características geométricas
La Tabla 23 muestra las características geométricas de los prospectos identificados en el área estudiada en la cuenca de Enriquillo.
Estas características geométricas definen la formación geológica asociada, área en acres, espesor aproximado en metros, profundidad del cierre de la trampa en metros y cota máxima en metros para cada prospecto identificado y evaluado.
Tabla 23. Resumen características geométricas para los prospectos identificados en la cuenca de Enriquillo.
ENRIQUILLO
Estimación determinística del volumen de petróleo en sitio y recuperables
La Tabla 24 muestra el resultado de la estimación determinística del volumen de petróleo en sitio y recuperables asociados a las formaciones geológicas en el área estudiada en la cuenca de Enriquillo. Los valores del volumen de petróleo en sitio y volumen de petróleo recuperables están expresados en millones de barriles.
Tabla 24. Estimación determinística del volumen de petróleo original y recuperables en la cuenca de Enriquillo.
Cuenca
Bulk Volume = Vol. Bruto o Total (dado por las dimensiones de la trampa)
Net Volume = Vol. Neto (Volumen de la roca que puede almacenar fluidos = Yacimiento)
Pore Volume= Vol. Poroso (Volumen de los poros en la roca yacimiento)
Hidrocarbon Pore Volume = (Volumen de Poros con Petróleo)
STOIIP = Volumen de petróleo original en sitio
Recovarable Oil = Volumen de petróleo recobrable luego de aplicar el factor de recobro
Estimación probabilística del volumen de petróleo en sitio y recuperables asociados recuperables
En la Figura 89 se presenta el resultado de la estimación probabilística del volumen consolidado del petróleo original y recuperable asociado a la cuenca de Enriquillo.
En esta figura se muestra el histograma de distribución de volumetría, la tabla de variables analizadas y los resultados del volumen original y recuperable estimados. En el histograma se muestran los valores de los percentiles P10, P50, P90 y el caso base que viene del cálculo determinístico. También, se muestran los valores de las variables consideradas en el análisis y los resultados volumétricos.
89. Estimación probabilística del volumen consolidado del petróleo original y recuperable asociado a la cuenca de Enriquillo.
Figura
A la fecha de este estudio, no se dispuso de información sísmica para la cuenca de San Juan. En este estudio sólo se evaluaron los datos petrofísicos del pozo Candelon-1.
Por consiguiente, no fue posible calcular volúmenes de petróleo en esta cuenca ya que no se dispuso de trampas definidas.
Resumen de Estimaciones del Volumen Determinístico
En este estudio se han identificado ocho (8) prospectos en las áreas estudiadas de las cuencas sedimentarias de la República Dominicana.
En la Tabla 25 se resumen los resultados del análisis probabilístico del volumen de petróleo en sitio y recuperables por prospecto en las cuencas sedimentarias de la República Dominicana. Estos valores están expresados en millones de barriles de crudo original y recuperables para los percentiles P10, P50 y P90 y el caso base que viene del análisis determinístico. CUENCA
Tabla 25. Resumen estimación volumétrica probabilística de petróleo en sitio y recuperable por prospecto en las cuencas sedimentarias de la República Dominicana.
Cabe destacar que el percentil P50 es el más utilizado para realizar estimaciones económicas y valoración financiera de oportunidades en la industria del petróleo.
Las demás estimaciones volumétricas representan escenarios que pueden estar en el rango de las posibilidades. Estos valores representan el grado de incertidumbre volumétrica asociada a las oportunidades. CUENCA
Ilustración 45. Visita técnica a facilidades de laboratorio de química UNPHU, República Dominicana.
Ilustración 46. Bahía de Ocoa, República Dominicana. Fotografía: Gregorio Rosario.
ANÁLISIS DE RIESGO
En la industria petrolera existen diferentes tipos de riesgos, sin embargo, el de mayor relevancia es el llamado riesgo geológico o riesgo exploratorio. El riesgo geológico involucra directamente la presencia o no de hidrocarburos en una oportunidad exploratoria.
Para que se produzca una acumulación de hidrocarburos se tiene que cumplir una cadena de procesos, que van desde la presencia de una roca generadora hasta la existencia de “trampas”. Si falla un sólo eslabón, el pozo exploratorio que se perfore, podría no tener resultados exitosos.
En el análisis del riesgo exploratorio se toman en cuenta los niveles de investigación geológica, los elementos geológicos presentes en las oportunidades, los procesos que actúan en el sistema petrolífero, la evaluación y jerarquización de las incertidumbres de cada elemento del sistema petrolero y el cálculo probabilístico del riesgo geológico asociado a las oportunidades exploratorias.
Factores de riesgo
Una vez realizada la evaluación geológica del sistema petrolífero, de sus elementos y procesos, se procede a establecer un rango de calificación para cada uno de los factores de riesgo que interviene en el sistema petrolífero analizado. Existen cuatro factores de riesgo que se evalúan de manera independiente:
1. Factor roca madre
2. Factor roca almacén o reservorio
3. Factor trampa
4. Factor dinámico
El primer factor está asociado a la calidad de roca madre, a su madurez y a su capacidad de carga de hidrocarburos. El segundo factor está relacionado con la presencia de roca almacén, su calidad y otros factores. El tercer factor se asocia a la presencia de la trampa, a su forma, a sus características internas y a la presencia de roca sello. El cuarto y último factor se relaciona con los factores dinámicos como la migración, sincronía y preservación de los hidrocarburos.
La calificación de los riesgos asociados a cada factor se define de acuerdo con la siguiente escala:
Muy Bajo Riesgo 0,99 – 0,5
Bajo Riesgo 0,25 – 0,5
Riesgo Moderado 0,125 – 0,25
Alto Riesgo 0,063 – 0,125
La Tabla 26 muestra la Matriz de Riesgo Geológico utilizada para evaluar las oportunidades visualizadas. En ésta se tomaron en cuenta los cuatro factores de riesgo que intervienen en el sistema petrolero mencionados anteriormente. Esta matriz es una herramienta estándar ampliamente utilizada en la industria petrolera para estimación de riesgo geológico.
Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
MATRIZ DE RIESGO GEOLÓGICO
de roca almacen
- 0.5
Finalmente, es necesario determinar la expectativa de volumen de hidrocarburo haciendo un estimado volumétrico probabilista, como se hizo anteriormente durante este estudio.
Si existe una mayor o menor incertidumbre en cada uno de los factores antes nombrados, entonces los volúmenes de hidrocarburos determinados probabilísticamente tendrán un mayor o menor grado de riesgo.
Tabla 26. Matriz de riesgo geológico.
Categorización de las oportunidades exploratorias
En este estudio se utiliza una categorización de las oportunidades exploratorias identificadas, donde se tienen en cuenta como parámetros de valoración, diferentes categorías de información que al final del ejercicio pretenden clasificar las oportunidades de acuerdo con una calificación de riesgo, recursos identificados en la misma, historia de exploración, historia de producción, profundidad de los yacimientos y en general información disponible para poder valorar también la incertidumbre asociada.
Para el análisis se utilizaron las hojas de cálculo programadas para este propósito. Estas son herramientas de referencia utilizadas por empresas y organismos como Ecopetrol y la Agencia Nacional de Hidrocarburos Colombiana. Estas herramientas siguen estándares internacionales y están basadas en The CCOP Guidelines for Risk Assessment of Petroleum Prospects.
Criterios de calificación
Se consideran básicamente dos elementos generales para la calificación del riesgo:
• Variables
• Análisis de riesgo/éxito
Variables
Las variables consideradas para calificar los prospectos se definen brevemente a continuación. También se ilustra como estas afectan positiva o negativamente en la valoración del prospecto.
A. Información geológica. Básicamente se considera la información de topes geológicos y su control bioestratigráfico que permite ubicar a una formación geológica específica.
B. Información sísmica y su interpretación asociada. Variable de gran importancia ya que su existencia garantiza el reconocimiento de trampas y oportunidades.
C. Información de ingeniería. Se utilizan los valores de ingeniería para caracterizar los fluidos.
D. Petrofísica. Esta permite evaluar la calidad del yacimiento y realizar cálculos volumétricos.
E. Volúmenes de hidrocarburos. Refleja el grado de importancia de las oportunidades
Análisis de Riesgo/Éxito
A continuación, se presentan los parámetros que se consideran críticos para analizar si un prospecto puede ser exitoso o no desde el punto de vista de retención de hidrocarburos:
Reservorio
Se entiende como reservorio un yacimiento con existencia probada de hidrocarburos mediante un pozo con una calidad de roca evaluada, mediante registros eléctricos y pruebas de producción, y un comportamiento dinámico que no deja dudas sobre su efectividad como reservorio productor de hidrocarburos.
En las cuencas de República Dominicana se identificaron dos tipos de reservorios. El primero está representado por
Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
sedimentos clásticos de las formaciones Trinchera y en menor proporción Arroyo Blanco, con abundantes intercalaciones arcillosas y con no muy bien establecida continuidad lateral debido a la poca información disponible.
El segundo tipo de yacimiento identificado está representado por calizas delgadas de la formación Sombrerito, fracturadas, con intercalaciones de margas de carácter arcilloso. Tampoco se conoce bien su continuidad lateral. Un detalle importante de este tipo de yacimientos es que en la mayoría de los casos está conectado por fracturas.
Trampa
La trampa petrolífera es cualquier condición física que detiene la emigración ascendente del hidrocarburo. Existen en general 3 tipos diferentes de trampas petrolíferas:
• Estructural: son causadas por esfuerzos tectónicos, la cual puede ser ocasionada por una falla (de menor ocurrencia), y las trampas de tipo anticlinal (las más frecuentes). Otro tipo de trampa estructural menos común son las originadas por domos salinos.
• Estratigráfica: el cambio de las propiedades capilares de la roca es tal que el petróleo no puede desplazar el agua contenida en los poros y esto resulta en el entrampamiento del petróleo. Una trampa estratigráfica resulta de la pérdida de permeabilidad y porosidad en la misma roca que es el yacimiento. La pérdida de permeabilidad generalmente está asociada con cambio en el tipo de roca.
• Combinada: muchos yacimientos de petróleo y/o gas se consideran constituidos por combinación de trampas petrolíferas. Ello significa que tanto el aspecto estructural como los cambios estratigráficos en el estrato que forma el yacimiento influenciaron el entrampamiento de los hidrocarburos.
La trampa es otro elemento crítico del sistema petrolífero y requiere de unas condiciones especiales para ser efectiva. Debe estar totalmente cerrada por sellos laterales y verticales que no permitan fuga de fluidos.
Las trampas identificadas en las cuencas de República Dominicana son trampas estructurales de cuatro cierres de estilo domi forme. Estas se identificaron mediante la interpretación sísmica, y posterior interpolación de datos de la interpretación, mediante algoritmo convergente. Las trampas identificadas en República Dominicana se clasifican dentro de la categoría de trampas puramente estructurales. Esta categorización es una primera aproximación sobre el conocimiento de estas trampas, esto debido a la limitada información disponible.
Carga
La carga de la trampa es un proceso relacionado con la migración del crudo en sus etapas de generación, posterior migración y llenado de la trampa.
Retención
El último elemento crítico considerado para tener un prospecto exitoso es la retención. Para que exista la retención de los fluidos dentro de la trampa, la misma no debe ser erosionada/modificada y los líquidos alojados en ella no deben ser degradados por procesos externos.
Resultados
En esta subsección se presentan los resultados del análisis de riesgo geológico asociado a los prospectos petrolíferos identificados en las cuencas sedimentarias de la República Dominicana.
En este estudio se han considerado variables geológicas y el conocimiento actual sobre las cuencas sedimentarias y sus respectivos prospectos para así poder calificar su nivel de riesgo.
de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Ilustración 47. Vista panorámica de facilidades de Refidomsa en Azua, República Dominicana.
A continuación, se presentan los resultados del análisis de riesgo geológico asociado a los prospectos petrolíferos identificados en la cuenca de Azua.
Se inicia con la presentación de los parámetros utilizados para el análisis de riesgo/éxito. Posteriormente, se presenta una tabla con los resultados del análisis de Riesgo/Éxito para dos prospectos identificados en la cuenca de Azua.
Parámetros
A continuación, se presentan los parámetros utilizados para el análisis de riesgo/éxito, incluyendo: reservorio, trampa, carga y retención.
Reservorio
En la cuenca de Azua la existencia del reservorio es un hecho confirmado. Esto ha sido comprobado en varios pozos. La producción de estos pozos ha sido limitada.
En cuanto a su comportamiento del yacimiento, la información disponible es escasa ya que los eventos productivos han sido de duración limitada. Por lo que no se sabe con claridad si este hecho está relacionado con el yacimiento o al manejo operativo del mismo. Por esta razón la calificación para este parámetro fluctúa entre 0.6 y 0.9.
Trampa
Se identificaron dos trampas de cuatro cierres como producto de la interpretación sísmica 2D. La densidad de las líneas disponible no ha sido suficiente para definir los cierres de las estructuras con certeza. Los sellos intraformacionales están identificados en los pozos, pero la posibilidad de fuga de los fluidos de las trampas podría darse debido a que la interpretación sísmica no es suficien-
te para garantizar su integridad. Por esta razón la calificación para este parámetro fluctúa entre 0.6 y 1.
Carga
El análisis geoquímico estableció que esta cuenca está en ventana de generación de petróleo y que el hidrocarburo migró hacia las potenciales rocas yacimiento. La calificación para este parámetro es de 0.9.
Retención
Este parámetro está probado con los datos de producción de los pozos en esta cuenca. A pesar de que se reconoce un proceso de biodegradación, la cuenca aún tiene crudo remanente como es confirmado con los pozos productores. Por esta razón la calificación para este parámetro fluctúa entre 0.5 a 0.6.
La Tabla 27 presenta los resultados del análisis de riesgo para el prospecto identificado en la cuenca de Azua. En esta tabla se observa que este prospecto tiene dos componentes representados por las formaciones Trinchera y Sombrerito. La calificación del riesgo para los dos prospectos es la misma, ya que tienen las mismas condiciones para los parámetros calificados. Estos prospectos son los que tienen una mejor calificación de probabilidad de éxito.
Tabla 27. Análisis de Riesgo/Éxito para los prospectos de la cuenca de Azua.
ANÁLISIS DE RIESGO/ÉXITO EN LA CUENCA DE AZUA
A continuación, se presentan los resultados del análisis de riesgo geológico asociado al prospecto petrolífero identificado en la cuenca del Cibao Occidental. Se inicia con la presentación de los parámetros utilizados para el análisis de riesgo/éxito.
Posteriormente, se presenta una tabla con los resultados del análisis de riesgo/rxito para un prospecto identificado en la cuenca del Cibao Occidental.
Parámetros
A continuación, se presentan los parámetros utilizados para el análisis de riesgo/éxito, incluyendo: reservorio, trampa, carga y retención.
Reservorio
En la cuenca del Cibao Occidental la existencia del reservorio es un hecho confirmado. Esto ha sido comprobado en varios pozos. Aunque, estos pozos no han tenido producción. Por esta razón, la calificación para este parámetro fluctúa entre 0.6 a 0.9.
Trampa
Se identificó una trampa de cuatro cierres como producto de la interpretación sísmica 2D. La densidad de las líneas disponible no ha sido suficiente para definir los cierres de la estructura con certeza.
Los sellos intraformacionales están identificados en los pozos, pero la posibilidad de fuga de fluidos de la trampa podría darse debido a que la interpretación sísmica no es suficiente para garantizar su integridad. Por esta razón la calificación para este parámetro es 0.5.
Carga
El análisis geoquímico estableció que esta cuenca está en ventana de generación de gas y que el hidrocarburo migró hacia las potenciales rocas yacimiento En esta cuenca se detectó sobremaduración termal y se encuentra en la ventana de generación de gas por Cracking del crudo. La calificación para este parámetro es 0.9.
Retención
Este parámetro no está comprobado porque no existen datos de producción de los pozos en esta cuenca. En esta cuenca existe sobremaduración termal comprobada por métodos geoquímicos y la clasifican en la ventana de gas. Por esta razón, la calificación para este parámetro es 0.4.
La Tabla 28 presenta los resultados del análisis de riesgo para el prospecto identificado en la cuenca del Cibao Occidental. Este prospecto tiene la calificación de éxito bastante baja por la alta incertidumbre que lo rodea, debido al limitado conocimiento del yacimiento y su trampa, y la escasa información de sísmica 2D. Esto no contribuye a reducir la incertidumbre. Se recomienda incrementar el nivel de conocimiento sobre las unidades geológicas para mejorar esta calificación. En esta cuenca, los volúmenes de hidrocarburos estimados son interesantes, pero la incertidumbre asociada es alta.
Tabla 28. Análisis de Riesgo/Éxito para los prospectos de la cuenca del Cibao Occidental.
ANÁLISIS DE RIESGO/ÉXITO EN LA CUENCA DEL CIBAO OCCIDENTAL
A continuación, se presentan los resultados del análisis de riesgo geológico asociado al prospecto petrolífero identificado en la cuenca del Cibao Oriental.
Se inicia con la presentación de los parámetros utilizados para el análisis de riesgo/éxito. Posteriormente, se presenta una tabla con los resultados del análisis de Riesgo/Éxito para un prospecto identificado en la cuenca del Cibao Oriental.
Parámetros
A continuación, se presentan los parámetros utilizados para el análisis de riesgo/éxito, incluyendo: reservorio, trampa, carga y retención.
Reservorio
En la cuenca del Cibao Oriental la existencia del reservorio es un hecho confirmado. Esto ha sido comprobado en varios pozos. Aunque, estos pozos no han tenido producción. Por esta razón, la calificación para este parámetro fluctúa de 0.6 a 0.9.
Trampa
Se identificaron tres trampas de cuatro cierres como producto de la interpretación sísmica 2D. La densidad de las líneas disponible no ha sido suficiente para definir los cierres de las estructuras con certeza.
Los sellos intraformacionales están identificados en los pozos, pero la posibilidad de fuga de los fluidos de las trampas podría darse debido a que la interpretación sísmica no es suficiente para garantizar su integridad. Por esta razón la calificación para este parámetro es 0.6.
Carga
El análisis geoquímico estableció que esta cuenca está en ventana de generación de gas y que el hidrocarburo migró hacia las potenciales rocas yacimiento. En esta cuenca se detectó sobremaduración termal y se encuentra en la ventana de generación de gas por Cracking del crudo. La calificación para este parámetro es 0.9.
Retención
Este parámetro no está comprobado porque no existen datos de producción de los pozos en esta cuenca. En esta cuenca existe sobremaduración termal comprobada por métodos geoquímicos y la clasifican en la ventana de gas. Por esta razón, la calificación para este parámetro es 0.4.
La Tabla 29 presenta los resultados del análisis de riesgo para el prospecto identificado en la cuenca del Cibao Oriental. Este prospecto tiene la calificación de éxito bastante baja por la alta incertidumbre que lo rodea, debido al limitado conocimiento del yacimiento y su trampa, y la escasa información de sísmica 2D. Esto no contribuye a reducir la incertidumbre. Se recomienda incrementa el nivel de conocimiento sobre las unidades geológicas para mejorar esta calificación. En esta cuenca, los volúmenes de hidrocarburos estimados son interesantes, pero la incertidumbre asociada es alta.
Tabla 29. Análisis de Riesgo/Éxito para los prospectos de la cuenca del Cibao Oriental.
ANÁLISIS DE RIESGO/ÉXITO EN LA CUENCA DEL CIBAO ORIENTAL
A continuación, se presentan los resultados del análisis de riesgo geológico asociado al prospecto petrolífero identificado en la cuenca de Enriquillo.
Se inicia con la presentación de los parámetros utilizados para el análisis de riesgo/éxito. Posteriormente, se presenta una tabla con los resultados del análisis de Riesgo/Éxito para un prospecto identificado en la cuenca de Enriquillo.
Parámetros
A continuación, se presentan los parámetros utilizados para el análisis de riesgo/éxito, incluyendo: reservorio, trampa, carga y retención.
Reservorio
En la cuenca de Enriquillo se ha detectado la existencia del reservorio de hidrocarburos en los pozos perforados, pero no hay producción asociada a estos pozos. El estudio geoquímico no es muy favorable en este sitio, pero puede ser una buena opción para producción de gas. Esto deberá confirmarse con adquisición de información adicional. Por esta razón, la calificación para este parámetro fluctúa entre 0.6 a 0.9.
Trampa
Se identificaron dos trampas de cuatro cierres como producto de la interpretación sísmica 2D. La densidad de las líneas disponible no ha sido suficiente para definir los cierres de las estructuras con certeza.
Los sellos intraformacionales están identificados en los pozos, pero la posibilidad de fuga de fluidos de la trampa podría darse debido a que la interpretación sísmica no es suficiente para garantizar su integridad. Por esta razón la calificación para este parámetro fluctúa entre 0.6 y 1.
Carga
El análisis geoquímico no se completó por falta de información de campo y no hay certeza de la madurez de esta. Por esta razón, la calificación para este parámetro es de 0.6.
Retención
Este parámetro no está comprobado porque no existen datos de producción de los pozos en esta cuenca. Por esta razón, la calificación para este parámetro fluctúa entre 0.5 a 0.6.
La Tabla 30 presenta los resultados del análisis de riesgo para el prospecto identificado en la cuenca de Enriquillo. El limitado conocimiento del yacimiento y su trampa, y la escasa información de sísmica 2D, no contribuye a reducir la incertidumbre asociada. Se recomienda incrementar el nivel de conocimiento sobre las unidades geológicas para mejorar esta calificación. En esta cuenca, los volúmenes de hidrocarburos estimados son altos, pero la incertidumbre asociada es alta.
Tabla 30. Análisis de Riesgo/Éxito para los prospectos de la cuenca de Enriquillo.
ANALISIS DE RIESGO/ÉXITO EN LA CUENCA DEL CIBAO ORIENTAL
Valoración de las oportunidades
En esta sección se presenta la valoración de oportunidades exploratorias para las cuencas sedimentarias de la República Dominicana. Este análisis parte de los valores obtenidos en la calificación de riesgo de cada cuenca y adicionalmente se tiene en cuenta la existencia de un conjunto de datos, incluyendo: información sísmica, petrofísica, topes formaciones confirmados, producción y la volumetría obtenida en el análisis probabilístico.
En la evaluación de oportunidades se pondera cada una de las oportunidades exploratorias, enumerándolas desde la que tiene mayor probabilidad de éxito hasta la que presenta los valores más bajos. La evaluación utiliza un esquema de calificación para cada tipo de conjunto de información en un rango de 0 a 10. La máxima calificación es 10 y es la que refleja la mayor cantidad y calidad de información.
Los conjuntos de información que se consideran en la evaluación son los siguientes: sísmica, petrofísica, interpretación sísmica, producción, topes confirmados, probabilidad de éxito, volúmenes estimados. Esta calificación es una opinión experta que se traduce en un peso relativo de cada tipo de información. La suma de estos pesos relativos da una calificación final que permite hacer una ponderación de las cuencas, de la más interesante hasta la menos interesante, desde la perspectiva de la exploración y explotación de hidrocarburos.
La Tabla 31 nos evidencia que la cuenca que tiene mejor probabilidad de éxito es la de Azua. Esta es la única cuenca que tiene producción asociada. Las demás cuencas están en un rango intermedio de clasificación, esto debido a la ausencia de información de producción de los pozos y en general a la baja disponibilidad de información. La cuenca de San Juan es la última en la clasificación de oportunidades, esto debido a la no disponibilidad de la información sísmica 2D para el área de estudio.
de Petróleo en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Ilustración 48. Laboratorio de geoquímica del petróleo, UIS, Colombia. Fotografía: Gregorio Rosario.
Tabla 31. Clasificación de oportunidades exploratorias por cuenca sedimentaria.
RANQUEO DE OPORTUNIDADES
Estimación Volumétrica de Petróleo en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
En esta sección se presentan las principales conclusiones y recomendaciones a partir de la interpretación de información sísmica 2D, petrofísica, estimación volumétrica en sitio y recuperables de hidrocarburos, análisis de riesgo y oportunidades para cada cuenca sedimentaria en República Dominicana.
Interpretación sísmica
En este estudio se identificaron un total de ocho prospectos exploratorios en las cuencas sedimentarias de la República Dominicana: Cuenca de Azua (2), Cuenca del Cibao Occidental (1), Cuenca del Cibao Oriental (3) y Cuenca de Enriquillo (2). Los prospectos de mayor tamaño se encuentran en las cuencas del Cibao y Enriquillo.
La información producto de la interpretación sísmica ha sido suficiente para construir modelos 3D básicos que han permitido realizar estimaciones volumétricas de hidrocarburos para cada cuenca, excepto para la de San Juan de la cual no se dispuso de la sísmica 2D.
En este estudio el resultado de la interpretación de horizontes sísmicos, componente estructural y a los cierres de las trampas ha tenido asociado un alto nivel de incertidumbre; esto debido a la limitada cantidad de datos sísmicos 2D y de su calidad intermedia.
Para futuros trabajos se recomienda adquirir sísmica 3D para todas las cuencas. Esto ayudaría a resolver con mejor resolución y continuidad, las estructuras y la definición de las unidades estratigráficas. Esto sería invaluable para las estimaciones de volúmenes de hidrocarburos originales y recuperables.
Análisis petrofísico
Un gran avance en el conocimiento sobre las cuencas petroleras de la República Dominicana ha sido la evaluación petrofísica que se pudo realizar en el marco de la ejecución de este estudio. A la fecha no se contaba con información cuantitativa y descriptiva de las unidades sello y reservorio del sistema petrolífero en la República Dominicana.
Los hallazgos del análisis petrofísico han servido de llave para estimar los volúmenes determinísticos y probabilísticos de hidrocarburos originales y recuperables asociados a las formaciones Sombrerito, Trinchera y Arroyo Blanco.
En las cuencas de República Dominicana, los principales sellos regionales se localizan en rocas de la formación Trinchera. Estas rocas funcionarían como sello vertical para las posibles acumulaciones de hidrocarburos de la formación Sombrerito. Este sello regional ha sido identificado en todos los pozos analizados petrofísicamente.
A nivel local, se identificaron intercalaciones arcillosas intraformacionales que pueden servir como sellos para acumulaciones de hidrocarburos en las formaciones Trinchera y Arroyo Blanco.
Sobre la calidad de la roca yacimiento, se ha identificado que las formaciones Sombrerito y Trinchera son las que presentan los mejores valores de calidad de roca para la acumulación de hidrocarburos. La formación Arroyo Blanco presenta posibles pequeños reservorios, con un alto riesgo asociado por ser esta la unidad más somera.
Juan, Cibao y Enriquillo
Para futuros trabajos se recomienda adquirir nueva información de registros de pozo en cada cuenca. Esto ayudaría a resolver con mejor resolución la caracterización petrofísica de las unidades sello y reservorio. Esto sería invaluable para las estimaciones de volúmenes de hidrocarburos originales y recuperables.
Es de suma importancia adquirir información espectral de rayos gamma para la determinación del ambiente y registros especiales para corroborar la saturación de hidrocarburos y tener un modelo de porosidad calibrado. Este es un buen panorama para una primera evaluación petrofísica que se puede mejorar mucho adquiriendo nueva información.
Para futuros trabajos se recomienda realizar análisis geoquímicos y petrofísicos sobre muestras rocas de los pozos de cada cuenca.
recuperables; cuenca del Cibao Occidental, 203 MMBLS de petróleo original y 30 MMBLS recuperables; cuenca del Cibao Oriental, 11 MMBLS de petróleo original y 1.6 MMBLS recuperables; cuenca de Enriquillo, 246 MMBLS de petróleo original y 37 MMBLS recuperables.
El volumen del hidrocarburo original podría ser mayor al estimado en este estudio. Al definir las trampas de hidrocarburos sólo con líneas 2D, se deriva en una alta incertidumbre asociada, debido a que los cierres de estas estructuras podrían variar en tamaño. Por esta razón el análisis volumétrico probabilístico muestra un rango amplio de volumetría. Esto refleja una necesidad urgente de adquirir información sísmica 3D de mejor calidad que reduzca esta incertidumbre.
Un gran avance en el conocimiento sobre las cuencas sedimentarias con potencial de generar hidrocarburos en la República Dominicana ha sido la estimación determinística y probabilística del volumen de hidrocarburos original y recuperables en los ocho prospectos identificados en las cuencas sedimentarias de la República Dominicana. Los resultados de este estudio nos proporcionan un panorama actualizado y comprensivo para la toma de decisiones en la prospección de hidrocarburos.
En este estudio los resultados de las estimaciones volumétricas de hidrocarburos en millones de barriles (MMLS) para cuatro cuencas sedimentarias de la República Dominicana son los siguientes: cuenca de Azua, 38 MMBLS de petróleo original y 5.7 MMBLS
Al utilizar la información volumétrica presentada en este estudio es necesario tener en cuenta que esta es una primera aproximación, por lo que tiene asociada una alta incertidumbre derivada de la baja disponibilidad de datos. No obstante, el panorama de los volúmenes de hidrocarburos estimados tanto en original como recuperables resulta alentador. Este debe ser el inicio de campañas exploratorias que ayuden a verificar los hallazgos de recursos de hidrocarburos identificados y estimados en este estudio.
Se recomienda adquirir información sísmica 3D para todas las cuencas sedimentarias; esta nueva información permitirá resolver con mejor resolución y continuidad, las estructuras y la definición de las unidades estratigráficas. Esto sería invaluable para afinar el potencial de hidrocarburos a nivel general en la República Dominicana.
Análisis volumétrico
Análisis de riesgo y oportunidades
Los resultados del análisis de riesgo, oportunidades y su calificación han permitido establecer una clasificación
Cuenca
de las oportunidades exploratorias en las cuencas sedimentarias de la República Dominicana:
Oportunidad exploratoria
AZUA Aceptable
CIBAO OCCIDENTAL Intermedia
CIBAO ORIENTAL Media
ENRIQUILLO Baja
La baja calificación de Enriquillo se debe a que su evaluación geoquímica no fue completa debido a la limitada existencia de datos. Esta situación hace que su valoración para ventana de generación no sea clara. La calificación de las oportunidades refleja en general
una gran necesidad de adquisición de información sísmica 3D, geoquímica y petrofísica para reducir la incertidumbre de los análisis, modelos y estimaciones.
Ilustración 49. Visita técnica a las facilidades de la UNAL, Colombia.
Ingeniería de yacimientos
Es necesario consolidar la base de datos de ingeniería con la historia de producción de los pozos y todos los detalles de la operación durante la perforación. Esta información es de gran valor para entender el desempeño de los yacimientos desde el punto de vista de producción.
Se sugiere la toma de información de PVT y el monitoreo de presiones en los nuevos pozos para contar con información dinámica de primera mano y así tener claridad a la presencia de acuíferos y potencial de las acumulaciones de hidrocarburos.
Se sugiere la perforación de pozos estratigráficos, al menos un pozo en cada cuenca, para mejorar el conocimiento de la estratigrafía e ingeniería de todas las regiones que potencialmente pueden acumular hidrocarburos.
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Refidomsa Unidad de Investigación y Desarrollo para la Exploración y Explotación de Petróleo y Gas
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de Petróleo en las Cuencas de Azua, San Juan, Cibao y Enriquillo
Gregorio Rosario Michel es ingeniero con doctorado en ciencias en la Universidad Católica de Lovaina (KU LEUVEN), Bélgica. Investigador senior en materia energética y gobernanza de tecnologías geoespaciales.
Gregorio Rosario es ingeniero electromecánico mención electrónica de la Universidad Autónoma de Santo Domingo (2001), con grado de maestría en telecomunicaciones de esta misma universidad (2003). El Sr. Rosario ha obtenido el título de máster en geotecnologías cartográficas aplicadas a la ingeniería y la arquitectura en la Universidad de Salamanca, España (2009). En el 2013, finalizó el máster en geomática en la National Cheng Kung University, Taiwán. En el 2023 obtuvo el título de doctor en ciencias en el instituto de gobernanza pública de la Universidad KU LEUVEN, Bélgica.
En materia energética, su línea de investigación está orientada a la explotación de bases de datos espaciales masivos para la exploración minera y la prospección de recursos petróleo y gas. En relación con las tecnologías geoespaciales, ha liderado proyectos de investigación y desarrollo sobre el análisis espacial de residuos aceitosos en el gran Santo Domingo, identificación de requerimientos de usuarios, valor socioeconómico de los datos y análisis multiactor multicriterio para la gobernanza de las infraestructuras de datos espaciales en el Caribe.
El Dr. Gregorio Rosario se desempeña como subdirector de la Unidad de Investigación y Desarrollo para la Exploración y Explotación de Petróleo y Gas de la Refinería Dominicana de Petróleo (Refidomsa). Docente de fotogrametría y cartografía en la Escuela de Agrimensura, Facultad de Ingeniería y Arquitectura, Universidad Autónoma de Santo Domingo.
