El campo petrolero Motatán Domo Norte, se ubica en la región suroriental del estado Zulia, al oeste de Venezuela. El mismo es objeto del primer estudio integrado realizado como Trabajo Especial de Pregrado en nuestro país, elaborado entre dos aspirantes al titulo de Ingeniero Geólogo y uno al de Ingeniero de Petróleo de la Universidad Central de Venezuela.

En 1952 el pozo Motatán 2 descubre un yacimiento de petróleo de 20° API en areniscas eocenas atribuidas a las "arenas B" de la Formación Misoa. La correlación con el Domo Sur a través del análisis de estratigrafía secuencial, la información de núcleos, perfiles y sísmica 3D, permitió identificar también la presencia de las llamadas "arenas basales" de la Formación Paují, de mayor prospectividad y no reportadas en esta área.

La Formación Misoa ha sido considerada de manera generalizada como depositada en un gran complejo deltaico, sin embargo, algunos autores reconocen en su parte oriental un carácter más marino y un paso gradual a la Formación Paují (nerítica a batial), siendo en el campo Motatán donde se observa claramente la existencia de un paleoambiente marino.

La descripción de 2600 pies de núcleos permitió definir en general una secuencia de areniscas de grano muy fino a medio, con espesores promedios de 20 a 30 pies, grises a marrón claro y escogimiento moderado a bueno. Masivas, laminadas, con estratificación cruzada de bajo ángulo o del tipo "hummocky"; son comunes las icnofacies Cruziana y Skolithos. Hacia la parte superior (Formaciones Paují y Misoa "B-0") la sección muestra areniscas de grano medio a grueso, ocasionalmente conglomeráticas y mal escogidas. Las lutitas son negras, con algunos macrofósiles bien preservados como bivalvos y gasterópodos, así como microfauna de condiciones costeras y plataformales.

El análisis de litología, estructuras sedimentarias e icnofósiles, permitió definir doce facies sedimentarias, de las cuales las S y S3 son las más prospectivas, y ocasionalmente las S11. Estas se disponen en patrones granocrecientes empezando con lutitas que pasan gradualmente a areniscas finas y medias hacia el tope. Sobre estas facies gruesas, en contacto abrupto, aparecen lutitas, que comienzan un nuevo ciclo o parasecuencia, y representan un episodio o superficie de inundación ("flooding surface"), con superficies de reactivación debidas al avance de la transgresión, que origina depósitos caóticos denominados "trangressive lag" de muy poco espesor (menos de 2 pies ). Las parasecuencias se han interpretado en base al análisis de fósiles, icnofósiles, estructuras sedimentarias y evidencias petrográficas (chamosita y glauconita), como depósitos de barras de plataforma. La presencia de estratificación cruzada del tipo "hummocky" indica la influencia de tormentas durante su depositación, alternadas con periodos de calma representados por los intervalos bioturbados; no se observó evidencias de exposición subaérea.

Las facies de granos medio a grueso ( S y S3 ) controlan la mayor parte de la impregnación presente en el campo y la existencia de un gran porcentaje de sobrecrecimiento de cuarzo (3-10%) ha reducido drásticamente la porosidad y permeabilidad. Las fracturas juegan un papel primordial en la producción al servir como vías de comunicación de los fluidos, mientras el reservorio estaría en la roca matriz. Estas son areniscas cuarzosas, siendo su porosidad principalmente secundaria y por disolución de feldespatos y otros fragmentos inestables.

Se caracterizaron las aguas de formación usando el método de Stiff. En Motatán Domo Norte se observó una tendencia al aumento de la resistividad del agua (Rw) con el tiempo, debido a la influencia de un acuífero de agua meteórica en la parte inferior de los yacimientos, que antes de realizar este análisis no se había identificado. Este estudio proporcionó diferentes valores de Rw en distintos niveles estratigráficos, para el cálculo de la saturación de agua (Sw) en la evaluación petrofísica. Según la clasificación de Sulín de 26 análisis físico-químicos de agua, solo uno resulto ser de agua connata, siendo los restantes de agua meteórica.

A dos crudos del campo se les realizó un análisis de cromatografía de gases de alta resolución, que arrojó dos huellas digitales "fingerprints" diferentes, evidencia que supone la presencia de dos yacimientos. Esto se verifica con el comportamiento de presiones donde se observan dos tendencias.

La incorporación de las distribuciones de probabilidad en las técnicas de interpretación constituye el componente estocástico. Se utilizó un programa diseñado para caracterizar yacimientos heterogéneos, que usando métodos estocásticos (Gaussiano Truncado), simula la distribución volumétrica de las facies, asignándoles valores petrofísicos para elaborar un modelo detallado del yacimiento. La distribución de las litologías entre los pozos es simulada a través de los variogramas y curvas de proporción. Una vez modelada la distribución estocástica de facies se adjudican las propiedades petrofísicas de porosidad y permeabilidad, de acuerdo a un modelo petrofísico realizado de acuerdo a la estadística de cada facies. Cada unidad sedimentaria fué simulada separadamente obteniéndose orientación de las barras en sentido aproximado este-oeste, largo promedio de los mantos arenosos ("sheet sands") de 3000 metros y un ancho de 4500 metros.

El resultado de la caracterización estática-estocástica es escalado para reducir el gran número de celdas del modelo estocástico (2.4000.000 en nuestro caso) a un número manejable por los simuladores de fluidos (11.000 celdas en este estudio). Esta primera realización se llevó a un simulador de fluidos donde se está cotejando la producción histórica del yacimiento, que contribuirá a su validación.

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¹ Ingeniero Geólogo, Universidad Central de Venezuela, Facultad de Ingeniería, Escuela de Geología, Minas y Geofísica, Departamento de Geología, Octubre 1996.