Aplicación de diagrama de soterramiento - Modelado 1D usando PetroMod.Fecha de Entrega: 16/07/14 (Grupos de 3 personas) Una de las actividades asociadas al análisis de sistemas petroleros es denominada modelado de cuencas. El modelado de cuencas consiste en ubicar en un marco temporal: Los procesos tectónicos de las cuencas: expresados en términos de subsidencia y creación de espacio de acomodación. Los eventos y factores del sistema petrolero: tiempo de formación de roca yacimiento, sello y generadora, tiempo de generación y expulsión, formación de la trampa y tiempo crítico La evolución en el tiempo y en profundidad de atributos de factores clave como la porosidad del yacimiento, la densidad del sello y la madurez orgánica de la roca generadora. Este modelado predictivo pude hacerse en un punto, caso en el cual se trata de modelado 1-D. Esta es la forma más elemental de análisis de cuencas, también existe software especializado para modelar transectos o cortes regionales (modelado 2-D) y cubos de datos (modelado 3D). Estos dos últimos son derivaciones prácticas del modelado 1-D. Modelado de soterramiento mediante una aplicación especializada (PetroMod) El valor como modelo predictivo de este análisis en la industria es alto en la medida que los datos de entrada sean lo más exactos y detallados posible. El ejercicio involucra además el análisis de la evolución de la cuenca sedimentaria. Datos Requeridos Los datos que requieren ser alimentados al simulador son: 1. Correlación estratigráfica detallada del punto a modelar. Idealmente la estratigrafía debe describirse desde superficie hasta el basamento cristalino. No siempre se tiene la suficiente información para ello. Expresar las profundidades en pies. Nombres de formaciones y de las unidades lito estratigráficas. Profundidad del tope de cada unidad lito estratigráfica Edad en millones de años del inicio de la deposición de cada unidad. Litología general de cada unidad 2. Lapso de tiempo en que ocurre un evento erosivo. Estimado de espesor removido en cada evento erosivo. com . Este debe ser entregado en formato digital máximo el 15/07/14. Enviar a: nuevasprofesionespetróleo@gmail. diagrama de soterramiento. En dicha presentación se debe especificar sobre el área de estudio seleccionada (ubicación y nombre de cuenca. otros datos importantes). Enviar a: nuevasprofesionespetróleo@gmail. También sirven cortes regionales de informe técnicos y publicaciones. Diagrama de soterramiento Variación de Temperatura Zona de Hidrocarburos Carta de eventos de la cuenca. 3. para ser discutida en clases el 16/07/14. 4.com Por grupo se realizará una presentación. datos de producción. se utilizan perfiles sísmicos. Valor 10%. se obtienen directamente de perfiles y muestras litológicas de pozos y de afloramientos. 2. Puede construir la carta de eventos del sistema petrolero asignado para ese pozo. análisis de los resultados obtenidos. Valor 15%. 5. debidamente interpretados y calibrados. así como los de erosión. Donde no hay pozos. Actividades Modelado 1D usando PetroMod A partir de los datos suministrados generar los gráficos: 1. carta de eventos que generó.Obtención de los Datos Requeridos Los datos estratigráficos. zona de hidrocarburos. Estimar el tiempo de generación de crudo y gas (ventana de crudo y gas para el pozo suministrado) Productos a entregar Cada grupo preparará un informe ilustrado con los productos obtenidos en la actividad. Beluga (3.85-8. sello. Alaska.40 Km): Carbón en la parte basal. Matanuska (6. Cretácico inferior (7. El sello lo constituyen las limolitas de las Fm. Fm. El restante 20% se encuentra en la parte basal de la Fm. Geográficamente se encuentra entre Alaska-Aleutianas y las montañas Talkeeta en el NO y la península y montañas Kenai al SE. La principal roca yacimiento del sistema es el Conglomerado Hemlock (80% del crudo recuperable se encuentra allí).85 Km): De base a tope capas de areniscas carbón y lutitas de edad Cretácico Superior. De edad Plioceno. lodolitas.25 Km): Intercalaciones de areniscas. Sterling (0. No se dispone de las coordenadas del pozo. Identificar los elementos del sistema petrolero (Roca madre. Cook Inlet. limolitas y capas de carbón de edad Oligoceno-Mioceno.25-6. Tyonek (Mbr. específicamente en el sur de Alaska. Estratigrafía y sedimentología detallada del pozo De viejo a joven: Grupo Tuxedni (9. El soterramiento y la reconstrucción de la historia termal indican que el hidrocarburo se generó y migró bajo el depocentro Cenozoico. yacimiento. limolitas y capas de carbón de edad Mioceno. West Foreland y Tyonek. entre el Middle Ground Shoal y los campos petroleros del Río .85-11.00 Km): De edad Oligoceno.25 Km): Intercalaciones de areniscas. Fm. latitud y longitud) El pozo se encuentra en los Estados Unidos de América. Intercalaciones de lutitas y areniscas hacia el tope de la Fm.85 Km): Areniscas con intercalaciones de lutitas de edad Jurásico Superior.00 Km): Areniscas de edad Jurásico Medio.80 Km): Areniscas de edad Eoceno.A Ubicación regional y local del pozo (Continente. Cuenca. Naknek (8. Middle Ground Shoal).51 Km): Intercalaciones de lutitas con areniscas. cobertura) El Grupo Tuxedni es la roca madre para el hidrocarburo comercial del área. West Foreland (6.40-4. Fm. Fm. Fm.25-5. Conglomerado Hemlock (5.00-3.51-9.EQUIPO 1: Sistema petrolero Tuxedni-Hemlock (!). U.S. Fm. No se dispone de información sedimentológica detallada del pozo.80-7. lodolitas.00-6. así como las arcillas asociadas a carbones de la Fm Tyonek. Tyonek (4. Se presenta una combinación de kerógenos tipo II y tipo III. . IH.). Las trampas son anticlinales comúnmente fallados y sellados por limolitas.8 Km. migración. Sus cambios se relacionan con una zona de subducción tipo B. Los procesos de generación. Tmax. TTI.Swanson durante el Cenozoico. calidad (Tipo de Kerógeno) y madurez termal (Ro. Éste ha sido el sitio de convergencia continua a lo largo del Mesozoico y Cenozoico. aunque comenzaron durante el Cenozoico tardío. El área ha evolucionado a partir de una cuenca backarc durante el Jurásico a una forearc en el Cenozoico. etc. Riqueza de materia orgánica (COT. rocas sedimentarias marinas del Jurásico medio-Cretácico y rocas sedimentarias cenozoicas no marinas. acumulación y formación de la trampa comenzaron en el Paleoceno (~63 Ma) Resumen de la historia tectónica del área El área ha sido parte de un margen convergente desde el Jurásico e incluye rocas plutónicas y volcánicas. etc) La cantidad de materia orgánica se las muestras de roca indica una roca madre marginal. En este punto la cobertura alcanza 9. Las trampas continúan evolucionando. La evolución tectónica del área Cook Inlet ha sido compleja debido a que forma parte del margen norte del Pacífico. 0.EQUIPO 2: Sistema Petrolero La Luna-Misoa (!). Identificar los elementos del sistema petrolero (Roca madre. Colón. estratigráficas o combinadas. latitud y longitud) El pozo se encuentra en la Cuenca de Maracaibo al Oeste de Venezuela. La Luna (4. Se presentan trampas estructurales.0. Mito Juan-Colón (4.7 Km): Lutitas del Cretácico.1-4.05 Km): Calizas. Fm. Ubicación regional y local del pozo (Continente. sello. Mioceno medio y superior (0. los sellos los constituyen las lutitas suprayacentes del Cretácico Superior de la Fm.7-4.8 Km): Calizas con intercalaciones de lutitas. Para las acumulaciones de edad Cretácico. No se disponen coordenadas.0 Km): intercalaciones de areniscas y lutitas. Paleoceno (4. Cuenca. Del Cretácico.7. Resumen de la historia tectónica del área . Los estilos de entrampamiento son estructurales y se describen como anticlinales o bloques fallados. Del Cretácico. La Luna de edad Cretácico Tardío.0-2. calizas arenosas y calizas con restos de conchas.4-112 Ma) Fm. Las rocas yacimientos de la fase 1 eran de edad Cretácico Tardío-Eoceno. Estratigrafía y sedimentología detallada del pozo De antiguo a joven: Grupo Cogollo (4. Venezuela. cobertura) La roca madre es la Fm. Discordancia del Eoceno (3. América del Sur. (136.4.0 Km): Lutitas con algunas capas de areniscas.4. Mioceno inferior (2. Las de la fase 2 son rocas basamento. areniscas y calizas Cretácicas y areniscas del Paleoceno-Mioceno. El hidrocarburo de La Luna se acumuló en dos tiempos distintos: durante el Eoceno Medio-Tardío (fase 1) y durante el Mioceno Tardío-Holoceno (fase 2).1 Km): Calizas con intercalaciones de areniscas y lutitas.3.8-5. Maracaibo. yacimiento. Las rocas sello de los yacimientos del Paleoceno-Mioceno son las lutitas suprayacentes de esas mismas unidades rocosas.7 Km): Intercalaciones de lutitas y areniscas. Este proceso se relaciona con las interacciones entre las placas Pacífico. TTI.). Tmax. con fragmentos de algas menores y raras partículas de vitrinita. etc) La materia orgánica en la roca madre es principalmente del tipo marina amorfa. Caribe y Suramérica. etc. . calidad (Tipo de Kerógeno) y madurez termal (Ro. IH. Datos de Rock-Eval muestran un kerógeno tipo II.La historia geológica de la Cuenca de Maracaibo evolucionó en el tiempo desde un margen pasivo continental en el Cretáceo-Eoceno a una cuenca de Antepaís luego del Eoceno. Riqueza de materia orgánica (COT. Villeta de edad Cretácico Las areniscas de la Fm.EQUIPO 3: Sistema Petrolero Villeta-Caballos (!).051 Km) Cretácico. Estratigrafía y sedimentología detallada del pozo De antiguo a moderno: Fm. .158-2.926 Km) Cretácico. Lutitas Fm. Grupo Guaduala (5.775 Km) Eoceno-Oligoceno. Villeta (6. Areniscas. Villeta también sirve de roca sello para la mayoría de la Cuenca de Neiva.926-7. La Fm.158 Km) Pleistoceno Identificar los elementos del sistema petrolero (Roca madre. Resumen de la historia tectónica del área Geológicamente la Cuenca de Neiva tiene una historia compleja cuyo origen pudo darse en el Aptiense. cobertura) La roca madre es la Fm. Monserrate (5. sello.968-6. Colombia. Caballos (6. Cuenca. yacimiento.161-6. Conglomerados. Grupo Gualanday (4. Caballos son los yacimientos productores del hidrocarburo que proviene de la roca madre activa. una cuenca de Antepaís de retroarco y más recientemente una cuenca intramontana parte del cinturón de deformación relacionado con una colisión.775-5. Intercalaciones de areniscas con calizas.968 Km) Cretácico-Paleoceno. Aluvión (0. Colombia Ubicación regional y local del pozo (Continente.818 Km) En la columna tipo el contacto entre Grupo Honda y el Pleistoceno es discordante. Areniscas.161 Km) Cretácico. Grupo Honda (2.686-6.270-5. una cuenca de Antepaís 42450relacionada con una colisión. Areniscas.270 Km) Mioceno.686 Km) Cretácico. a lo largo del bloque piso de la Falla Chusma. latitud y longitud) El pozo se encuentra en la Cuenca de Neiva. A partir de allí.000-0. el área ha sido sucesivamente parte de: una cuenca en la última etapa de un rift de retroarco (backarc rift). Areniscas. Neiva. aunque en un lugar distinto que el de su función como roca generadora.818-4. Yaví (6. Fm. Valle del Magdalena superior. Grupo Mesa (0. una cuenca de margen “sag”. Fm. etc) La materia orgánica presente en la Fm. Villeta presenta 3 tipos de kerógeno. . Luego de análisis geoquímicos se estableció que la Fm. Tmax. Villeta media una mezcla de tipo II y III y Villeta superior tiene kerógeno tipo III. TTI. calidad (Tipo de Kerógeno) y madurez termal (Ro. IH.). Villeta inferior contiene tipo I a II. principalmente conformada por material marino algal además de cierta cantidad de material terrígeno. Villeta es mixta.Riqueza de materia orgánica (COT. etc. Riqueza de materia orgánica (COT.EQUIPO 4: Sistema Petrolero de la Cuenca Lower Saxony del Jurásico (!).9 Km): Lutita del Jurásico Temprano (Toarcian) Wealden papershale (0. Alemania Ubicación regional y local del pozo (Continente. Estratigrafía y sedimentología detallada del pozo De antiguo a moderno: Base del Jurásico Temprano (1. latitud y longitud) El sistema petrolero se encuentra en la Cuenca Lower Saxony. Las rocas yacimientos son principalmente las areniscas Aelian del Jurásico Medio. TTI. . etc. La cuenca se invirtió en el Cretácico Tardío y fue intrusionada por lacolitos de gran tamaño. Identificar los elementos del sistema petrolero (Roca madre.5 Km): Base lutítica y margas.9 – 2. Resumen de la historia tectónica del área La cuenca es un graben relleno con sedimentos marinos. cobertura) La roca madre principal es la Posidonian shales. lutitas y areniscas.5 – 1.). etc) El TOC de la roca madre principal es alrededor de 8 wt %. Posidonian Shale (1.5 Km): Lutitas del Cratácico Temprano (Berriasian) Base del Albiense (0 – 0. Cuenca. IH. lacustrinos e hipersalinos de edad Jurásico Tardío y Cretácico Temprano. sello.5 – 1. Se presenta Kerógeno tipo II. Alemania. yacimiento. la secundaria es la Wealden. calidad (Tipo de Kerógeno) y madurez termal (Ro.2 Km): Margas. Tmax. Las rocas sello son lutitas del Jurásico Temprano-Medio y evaporitas del Tithonian. Dadhar (2. acompañado por erupciones de flujos basálticos continentales. Resumen de la historia tectónica del área La cuenca se encuentra dentro del rift Cambay. Roca sello: Mbr. Riqueza de materia orgánica (COT.0-6. sello.2-2. calidad (Tipo de Kerógeno) y madurez termal (Ro. IH. .0 Km): Rocas volcánicas del Paleoceno. Fm.1.0 Km) Identificar los elementos del sistema petrolero (Roca madre. Fm. Ubicación regional y local del pozo (Continente. Ankleshvar. Fm.2-4. Post-Mioceno sin diferenciar (0. etc) La roca madre presenta un TOC promedio de 2.5-3. Tmax. India.5 Km): Lutita de edad Eoceno.5 Km): Areniscas de edad Oligoceno. Fm. de edad Eoceno. etc. Hazad y Ardol de la Fm. Cambay Shale (3. un graben complejo relleno con siete kilómetros de sedimentos. Este rift se formó durante el Mesozoico. yacimiento.).2 Km): Areniscas de edad Mioceno. El Kerógeno es tipo III. latitud y longitud) El sistema petrolero se encuentra en la Cuenca de Cambay sur. Estratigrafía y sedimentología detallada del pozo De antiguo a moderno: Deccan Trap (6.2 Km): Intercalaciones de lutitas con areniscas.5-6. Fm Tarkeshwar – Jhagadia (1. Telwa shale de la Fm. El rift evolucionó durante el Cretácico Tardío como consecuencia del inicio del margen occidental de la Placa India. Ankleshvar. TTI. India.0-2. Roca yacimiento: Mbr.EQUIPO 5: Sistema Petrolero Cambay-Hazad (!). cobertura) Roca madre: Cambay shale. Ankleshvar (2.0. Cuenca.6 wt %.1 Km): Flujos basálticos del Cretácico Tardío. Olpad (4. Fm. Peutu de edad Mioceno como una potencial roca madre secundaria.75 Km): Lutitas de edad Oligoceno superior. yacimiento.45 – 4. Durante el Terciario.80 Km): Intercalaciones de lutitas y areniscas de edad Mioceno medio y superior. Keutapang (1. Bampo (5. Fm. Peutu y Bampo. Resumen de la historia tectónica del área La cuenca se caracteriza por encabalgamientos y grabens con una orientación aproximada NorteSur. Las unidades sedimentarias basales se restringen generalmente a estas paleo-depresiones.72 psi/pie) de las Fm.45 Km): Lutitas y areniscas de edad Mioceno superior. Fm. Baong. Ubicación regional y local del pozo (Continente. La sedimentación y la subsidencia continuaron sin interrupción desde el Oligoceno temprano al Holoceno. Existen trampas tanto estructurales como estratigráficas. Indonesia. Norte de Sumatra. la cuenca estuvo dominada por un evento compresional que causó el levantamiento del margen sur-oriental de la cuenca y la elevación de las Montañas Barisan. Este evento se asocia al borde de placas o Fosa de Java. Pertenece a la Cuenca del Norte de Sumatra. sello. Bampo de edad Oligoceno como fuente primaria y Fm.sedimentos del Cuaternario. Fm. donde la placa India se encuentra activamente subduciendo bajo Eurasia. Roca yacimiento: Carbonatos arrecifales de la Fm. Estratigrafía y sedimentología detallada del pozo De antiguo a moderno: Basamento (5. Fm. Roca sello: lutitas sobre-presurizadas (promedio 0. cobertura) Roca madre: Fm.75-6.05 Km): Rocas metamórficas de edad Oligoceno inferior. Peutu (4.80-5.25-5. entre el Océano Índico y la península Tailandesa-Malaya.EQUIPO 6: Sistema Petrolero Bampo-Peutu (!).15 a 2. Cuenca. Baong (2. latitud y longitud) El sistema petrolero se localiza cerca del límite norte de la isla de Sumatra. Identificar los elementos del sistema petrolero (Roca madre. Peutu de edad Mioceno. Julu Rayeu/Seurula (0-1.25 Km): Lutitas y calizas de edad Mioceno inferior.15 Km) : Areniscas del Plioceno . Indonesia. . TTI. IH.Riqueza de materia orgánica (COT. calidad (Tipo de Kerógeno) y madurez termal (Ro.). etc) El kerógeno es tipo III y los valores de TOC son menores al 1 wt. etc. Tmax. % . . son las Formaciones Vidoño.3 Km.282 Km): Areniscas con escasas intercalaciones de lutitas. Lutitas de color gris oscuro a negro. Fm.059 Km): Lutitas carbonosas. dentro de la Cuenca Oriental de Venezuela. Vidoño (5. La Pica: (1. por ejemplo). Areo y Carapita. limolitas. San Juan (5. importantes para la secuencia Cretácico-Terciaria en el flanco norte de la subcuenca. sello. Caratas (5. Oligoceno Superior. yacimiento.091-5. para el entrampamiento de los hidrocarburos.282-5. Mioceno. También se han encontrado buenos yacimientos en las areniscas de la Formación San Juan (Cretácico Tardío). Revisten particular importancia las estructuras de tipo compresivo. Mioceno Tardío. Eoceno Medio. con desarrollos importantes de areniscas arcillosas de grano fino. Carapita (3. San Antonio (5. Las unidades sello regionales. pozo Cotoperí Norte Ubicación regional y local del pozo (Continente. Pleistoceno. Estratigrafía y sedimentología detallada del pozo De antiguo a moderno: Fm. Fm. Fm. . Fm.90-5. lutitas arenosas y areniscas. Paleoceno-Eoceno. Los yacimientos más importantes son de edad terciaria.12 Km): Lutitas de color gris oscuro.95 Km): Calizas y lutitas negras.230 Km) Lutitas grises.067 Km): Arenas de grano grueso y grava. Identificar los elementos del sistema petrolero (Roca madre. Naricual (4. Naricual. aunque no se descarta el aporte de secuencias más jóvenes. Son de particular importancia los lóbulos turbidíticos de la Formación Carapita. Fm. Fm. latitud y longitud) Se encuentra en el Área Norte de Monagas. como las del campo El Furrial.23-4. Fm.90 Km): Se erosionaron 0.091 Km): Areniscas. Los Jabillos y Caratas. con materia orgánica de afinidad continental (la superficie de la Formación Naricual es muy carbonosa. cobertura) Para los campos del Norte de Monagas. Maastrichtiense tardío. y en unidades tan jóvenes como las Formaciones La Pica (Mioceno) y Las PiedrasQuiriquire (molasa mio-pliocena). la roca madre por excelencia debe haber sido cretácica (Grupo Guayuta).EQUIPO 7: Sistema Petrolero Guayuta-Carapita (!). Estas dos últimas también pueden ser contenedoras de yacimientos lenticulares.12-5. en los campos del Norte de Monagas están constituidos por las Formaciones Carapita.059-5. Cuenca.670-3. Cretácico Tardío. Mesa las Piedras (0-1. Riqueza de materia orgánica (COT. con menor importancia para las unidades molásicas. con buzamiento máximo entre 10 y 20°. con una generación más joven que el otro sistema de la subcuenca de Maturín. Los sellos importantes son las Formaciones Vidoño. . ligeramente asimétrica. Las Piedras y Quiriquire. El área de El Corozo-San Vicente-Boquerón se encuentra al este del campo El Furrial. etc. Carapita.Presente. que dio lugar a plegamientos y sobrecorrimientos que resultaron en la formación de estructuras de tipo anticlinal y sistemas de falla inversa de gran desplazamiento. originadas por la transpresión del borde de la placa tectónica del Caribe con la placa de Suramérica. Los campos participan de la misma estructura anticlinal. La Pica. Tanto la generación y migración como la formación de la trampa son Oligoceno Tardío.). como Morichito. TTI. y de las fallas inversas longitudinales al sur de la estructura. Los yacimientos se encuentran en las Formaciones San Juan. Un sistema de fallas transversales normales. Merecure (“Naricual” del subsuelo). Las Piedras y Quiriquire. IH. Caratas. Resumen de la historia tectónica del área Los rasgos estructurales en los campos del Norte de Monagas fueron originados por un régimen de tipo compresivo. con rumbo noroeste-sureste y transcurrencia dextral secciona el área en bloques diferentes. Los Jabillos.El sistema Guayuta-Carapita (!). con un momento crítico actual. etc) El kerógeno es tipo II. Areo y Carapita. se refiere al flanco norte de la Subcuenca de Maturín e involucra una mayor heterogeneidad de yacimientos y sellos. en la continuación de su alineación de oeste a este. Tmax. calidad (Tipo de Kerógeno) y madurez termal (Ro. Estados Unidos. Tmax.505-7.50-7.035 Km): Maastrichtiense. TTI.50 Km): Limolita arenosa del Turoniense.44 Km): Arenisca arcillosa del Maastrichtiense.0-2.57 Km): Cenomaniense.035-5. calidad (Tipo de Kerógeno) y madurez termal (Ro.62 Km): Arenisca cuarzosa.834)(57 . etc) Las rocas madres corresponden a las formaciones Mowry Shale. Lutita Lewis (4. Fm. Fm.44-5.936-4.).41 Ma) Arenisca arcillosa. 57 -7. Estratigrafía y sedimentología detallada del pozo De antiguo a moderno: Lower Cretaceous rocks (7.133-7. Lutita Mowry (7. Frontier (7.834-3. etc. .Fort Union (2.38 -7.135-2.133 Km): Santoniense. Niobrara y Baxter Shale (y equivalentes) contienen kerógeno tipo II o una combinación de kerógenos tipo II y tipo III. Rocas Eocenas (2.5 Km Riqueza de materia orgánica (COT.38 Km) Caliza arenosa del Cognaciense Lutita Baxter (5. Grupo Mesaverde (5. Fm. Niobrara (7. Hiatus (41-34 Ma) Rocas Post-Eoceno (0. SUROESTE DE WYOMING Ubicación regional y local del pozo La provincial se encuentra al suroeste de Wyoming.936 Km): Arenisca arcillosa del Paleoceno temprano-medio.505 Km): Arenisca arcillosa del Campaniense.EQUIPO 8: POZO DEL ÁREA DE ADOBE TOWN. Fm.135) (34-5 Ma) Arenisca arcillosa Erosión (5 – 0 Ma) 1.Lance (3. adyacente a la porción noroccidental de Colorado y al noreste de Utah. IH.