03375nmc a2200325 4500 20260520010036.0 260224s xxu CD P471 1 Caracterización del reservorio Pona (Formación Chonta) en el Yacimiento Pavayacu, Cuenca Marañón, Perú 12/09/06 ; 21/03/02 13 p. El Reservorio Pona en el yacimiento Pavayacu se ubica en la parte superior de un miembro arenoso de la formación Chonta, relacionado con depósitos marinos neríticos, principalmente de facies de frente de playa (lower to middle shoreface). El mismo es suprayacido por pelitas de facies costa-afuera (off shore) que constituyen el sello del reservorio hacia su tope. La presente contribución resulta del estudio integrado realizado sobre 27 metros de testigos corona (núcleos) contínuos del pozo PA-1102 (D). El intervalo analizado fue dividido en cuatro secciones que coinciden con cambios en el ambiente de sedimentación, en la composición y en las propiedades petrofísicas de las rocas. La sección III, horizonte productor en este yacimiento, presenta las mejores condiciones como roca reservorio habiéndose obtenido una porosidad promedio de 23% y una permeabilidad de 165.6 md. De los estudios de mecánica de fluidos, se obtuvieron bajos valores de agua irreductible y saturaciones residuales de petróleo del orden de 29%. En esta sección se observa buena distribución de tamaños porales a partir de los ensayos de inyección de mercurio. Las muestras analizadas por microscopía óptica y electrónica presentan muy buena a excelente porosidad de tipo secundario, generada por un proceso de disolución que afectó granos y cementos previos. La base de esta sección coincide con un pico en el perfil de rayos gamma, previamente interpretado como una intercalación arcillosa que funcionaría como una barrera vertical en este reservorio. El pico en cuestión es producto de una concentración de restos fosfáticos. De las mediciones eléctricas surge un índice de cementación entre cementadas y ligeramente cementadas, excepto para la sección I donde el índice es mayor. Con respecto al exponente de saturación, en la sección I los valores fueron superiores a -2, mientras que en la zona III y II se obtuvieron valores entre –1,9 y –1,78 respectivamente. Los estudios de laboratorio (sedimentológicos, petrográficos, petrofísicos, de difractometría y microscopía electrónica) han sido de suma utilidad para el modelado del reservorio, paso indispensable para su posterior interpretación en la simulación numérica realizada. CONGTP Pardo Arguedas, Alfredo 30466 Blanco Ibáñez, Silvia 18551 Soave, Liliana 30467 LCV del Perú 18553 RCLAB, Argentina 30468 Pluspetrol 414 INGEPET '99, International Seminar (3° : 1999 Oct. 26-29 : Lima, Perú) 1013 Blanco Ibáñez, Silvia 18551 Soave, Liliana 30467 LCV del Perú 18553 RCLAB, Argentina 30468 Pluspetrol 414 Pardo Arguedas, Alfredo 30466 157649 157649 https://biblioteca.iapg.org.ar/ArchivosAdjuntos/Ingepet/EXPL-1-AP-13.PDF 0 0 0 0 225468 BVIAPG BVIAPG CD P471 1 2026-03-05 200009653 0 CD P471 1 200009653 2026-03-05 00:53:09 2026-03-05 ARCHIVO