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DInSAR para Análisis Geomecánico de Yacimientos –
Aplicación al Yacimiento Lagunillas Inferior 07, Lago de
Maracaibo, Venezuela
Darío Antonio González Freites1 Orlando Zambrano Mendoza2
Jorge Luis Barrios 3
1 Occidental Petroleum Corporation, Oxy Tower Woodlands, 1201 Lake Robbins Dr, The Woodlands, TX 77380,
Estados Unidos de América
Correo electrónico: dgonzalez10j@gmail.com
2 Programa de Ingeniería de Petróleo, Escuela de Petróleo. Facultad de Ingeniería, Universidad del Zulia, Sector
Grano de Oro, Apartado postal 4011-A-526. Maracaibo, Zulia, Venezuela.
Correo Electrónico: ozambrano@fing.luz.edu.ve
3 Battelle memorial Institute, Ohio Columbus, 505 king Av, Columbus Ohio, 43201. / Ohio State University,
Columbus Ohio.
Correo Electrónico: Barrios.23@osu.edu
Autor de correspondencia: dgonzalez10j@gmail.com
https://doi.org/10.22209/rt.v47a08
Recepción: 31 mayo 2024 | Aceptación: 07 noviembre 2024 | Publicación: 20 diciembre 2024.
Resumen
Este estudio aborda el problema de la subsidencia en el yacimiento Lagunillas Inferior 07 (LGINF-07) en la Cuenca
del Lago de Maracaibo, Venezuela, una preocupación clave para la industria petrolera, dado que desde 1926 se han
registrado movimientos del terreno que afectan a las plataformas petroleras. El objetivo fue aplicar la técnica de
Interferometría Diferencial de Radar de Apertura Sintética (DInSAR) para monitorear la subsidencia, proporcionando
datos precisos sin la necesidad de presencia física en el campo. Se utilizaron imágenes satelitales TerraSAR-X
obtenidas entre 2011 y 2015, procesadas mediante interferometría diferencial para detectar deformaciones del terreno.
Los resultados indicaron una tasa promedio de subsidencia de -0.035 metros/año, lo que permitió actualizar los
modelos geomecánicos y mejorar la comprensión de los movimientos del suelo en la región, contribuyendo a la
planificación y seguridad de las operaciones petroleras. Este análisis comparativo con datos históricos reveló la
efectividad de DInSAR para anticipar futuros movimientos del terreno y mejorar la gestión de la infraestructura en
zonas críticas de la industria petrolera. En conclusión, la técnica DInSAR es una herramienta valiosa para el monitoreo
geomecánico, lo que optimiza el manejo de las infraestructuras y garantiza la seguridad en operaciones estratégicas.
Palabras clave: Compactación DInSAR; InSAR; geomecánica; subsidencia.
DInSAR for Geomechanical Reservoir Analysis –
Application to Reservoir Lagunillas Lower 07, Lake
Maracaibo, Venezuela
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González Freites et al.
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Abstract
This study addresses the issue of subsidence in the Lagunillas Inferior 07 (LGINF-07) field in the Lake Maracaibo
Basin, Venezuela, a major concern for the oil industry due to ground movements recorded since 1926 that have
impacted oil platforms. The objective was to apply the Differential Interferometric Synthetic Aperture Radar
(DInSAR) technique to monitor subsidence and provide accurate data without the need for physical presence in the
field. TerraSAR-X satellite images, obtained between 2011 and 2015, were processed using differential interferometry
to detect ground deformations. The results showed an average subsidence rate of -0.035 meters per year, allowing for
the update of geomechanical models and improving the understanding of soil movements in the region, contributing
to the planning and safety of oil operations. This analysis, compared with historical data, revealed the effectiveness of
DInSAR in predicting future ground movements and optimizing infrastructure management in critical areas of the oil
industry. In conclusion, the DInSAR technique is a valuable tool for geomechanical monitoring, improving the safety
and efficiency of strategic operations.
Keywords: Compaction; DInSAR; geomechanics; InSAR; subsidence.
DInSAR para Análise Geomecânica de Yacimientos –
Aplicação no Yacimiento Lagunillas Inferior 07, Lago de
Maracaibo, Venezuela
Resumo
Neste estúdio foi aplicada a técnica diferencial de interferometria radar de abertura sintética (DInSAR) para
monitorar a subsidência no jacimiento Lagunillas Inferior 07 (LGINF-07) dentro do Campo Lagunillas Lago, cuenca
del Lago de Maracaibo, Venezuela. Considerando que desde 1926 as medições geodésicas registraram os movimentos
do terreno nesta região crítica para a indústria petrolífera venezolana, o DInSAR permitiu obter dados precisos sem
exigir presença física no campo, o que resultou em ahorros sofrimentos de custos e tempo. Os resultados revelaram
um progresso progressivo sobre as plataformas petrolíferas pertinentes à unidade de produção Lagunillas Lago, com
uma velocidade média anual de -0,035 m/ano. Esses dados permitiram atualizar um modelo geomecânico existente,
melhorando a compreensão da subsidência e antecipando movimentos futuros das plataformas. Este avanço é crucial
para o planejamento de infraestruturas e a segurança das operações petrolíferas na zona de interesse petroleiro
ocidental. O estúdio destaca a eficácia do DINSAR na gestão ambiental e no monitoramento geológico, com
implicações significativas para a indústria petrolífera nacional.
Palavras-chave: DINSAR; InSAR; subsidência; compactação; geomecânica.
Introducción
El fenómeno de la subsidencia, caracterizado por el hundimiento gradual de la superficie terrestre, representa
desafíos significativos para diversas industrias, especialmente en regiones con actividad humana intensiva como la
extracción de petróleo (Leal, 1989). En este sentido, el yacimiento Lagunillas Inferior 07 (LGINF-07), localizado en
el campo petrolero Lagunillas Lago, cuenca oriental del Lago de Maracaibo, se erige como un ejemplo primordial de
tal región, donde el fenómeno de la subsidencia ha sido una preocupación de larga data para la industria petrolera
nacional (Briceño et al., 2009).
Desde 1926, se llevan a cabo mediciones geodésicas de nivelación de precisión cada 2 años en la cuenca del Lago
de Maracaibo, proporcionando información crucial sobre los movimientos verticales del terreno en la región. En 1952,
esta red de monitoreo se expandió hacia las plataformas petroleras ubicadas en el Lago de Maracaibo, cercanas a la
costa oriental, marcando un hito significativo en el estudio y comprensión de la subsidencia en la región. Estas
mediciones geodésicas de nivelación de precisión, tanto en tierra como sobre las plataformas en el lago, han sido
fundamentales para comprender la dinámica de la subsidencia en la cuenca del Lago de Maracaibo (Murria, 1991).
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Por otra parte, para finales de los años ochenta, se iniciaron las primeras campañas de medición Global Positioning
System (GPS) en combinación con las técnicas de nivelación de precisión, lo que marcó otro hito en el monitoreo y
comprensión de la subsidencia en la zona de interés petrolero. Cabe resaltar que todas las mediciones GPS que se han
ejecutado hasta la fecha solo se han logrado sobre un grupo de puntos de control terrestre (Benchmark), pertenecientes
a la red de control geodésico (Aguilar et al., 2005). Sin embargo, los métodos tradicionales de medición geodésica
(Nivelación de precisión y Global Navigation Satellite System (GNSS) a menudo presentan desafíos, como el acceso
limitado a los puntos de control, cobertura espacial limitada, altos costos y complejidades logísticas asociadas con el
trabajo de campo (Leal, 1989).
Para abordar estos desafíos y mejorar las capacidades de monitoreo del fenómeno de la subsidencia sobre las
plataformas petroleras ubicadas en el Lago de Maracaibo, este estudio se propone evaluar la aplicación del diferencial
de interferometría radar de apertura sintética (DInSAR) en el yacimiento Lagunillas Inferior 07 (LGINF-07), dentro
del campo Lagunillas Lago. DInSAR ofrece una técnica de teledetección que permite una cobertura de área amplia y
mediciones precisas de deformaciones del terreno sin necesidad de un trabajo de campo extenso.
Cabe mencionar que estudios recientes de DInSAR en la región se han concentrado en las deformaciones
focalizadas en tierra firme a lo largo de la Costa Oriental del Lago de Maracaibo (Arenas I. 2018 y Quintana G. 2021),
sin evidenciar los movimientos verticales en las facilidades operacionales de superficie ubicadas en el Lago.
Una de las aplicaciones más relevantes es el uso la técnica DInSAR, para el monitoreo de yacimientos petroleros. Esta
técnica ofrece datos extremadamente precisos sobre la deformación superficial, lo que permite determinar el
comportamiento geodinámico del yacimiento. Además, facilita la validación de los cambios modelados en el volumen
del yacimiento a causa de la extracción o inyección de fluidos.
Asimismo, estos datos constituyen una fuente adicional de información para los modelos geomecánicos, que son
esenciales en el análisis de la dirección del drenaje de fluidos (Bevc et al., 2022). Para correlacionar la deformación
superficial con los parámetros del yacimiento, es crucial emplear la geomecánica y métodos de inversión geofísica.
La calibración de modelos geomecánicos representa una de las aplicaciones más significativas del DInSAR en la
industria petrolera.
Los cambios en la tensión, la presión de poros y la sobrecarga se producen cada vez que se inyectan o extraen
fluidos de un yacimiento. Es importante destacar, además, las variaciones de temperatura inducidas, como las que
resultan de la inyección de vapor (Alhogaraty et al., 2022).
En este contexto, el objetivo principal de este estudio es evaluar la utilidad de DInSAR como técnica alternativa para
monitorear el fenómeno de la subsidencia en la cuenca del Lago de Maracaibo, con especial enfoque en las
instalaciones petroleras de la unidad de explotación del campo Lagunillas Lago.
El trabajo se basa en imágenes de radar obtenidas de la plataforma satelital TerraSAR-X. Además, el estudio tiene
la intención de aprovechar los datos de DInSAR para refinar los modelos geomecánicos existentes, mejorando así
nuestra comprensión de los factores subyacentes que impulsan el fenómeno de la subsidencia en el campo Lagunillas
Lago. Estas ideas son cruciales para informar prácticas de desarrollo sostenible y garantizar la seguridad y resiliencia
de la infraestructura y operaciones en regiones propensas al fenómeno de la subsidencia.
Materiales y Métodos
Datos SAR
La empresa AIRBUS Defense and Space desempeñó un papel fundamental en esta investigación al encargarse de
las operaciones de adquisición y procesamiento de las imágenes Syntetic Aperture Radar (SAR), utilizando la técnica
de interferometría DInSAR. Durante la fase de adquisición, AIRBUS empleó la plataforma satelital TerraSAR-X,
especializada en la captura de escenas SAR en la banda X, caracterizada también por tomar imágenes SAR de alta
resolución espacial y radiométrica, así como su capacidad de penetración atmosférica. A lo largo de un período de 44
meses, TerraSAR-X logró capturar un total de 69 escenas. Esta secuencia de imágenes fue obtenida con una frecuencia
de revisitas de 11 días, lo que permitió un monitoreo constante y detallado del área de estudio. En la Tabla 1 se detallan
los parámetros utilizados en la adquisición de las escenas.
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Tabla 1. Parámetros establecidos en el satélite para la adquisición de imágenes SAR sobre el yacimiento LGINF-07,
Oeste del Lago de Maracaibo, Venezuela.
Área de estudio
Lagunillas Lago
Período de observación
29-07-2011 hasta 21-03-2015
Cantidad de escenas SAR
69
Tipo de órbita / Enumeración
Ascendente / 150
Rayo
Strip_009
Ángulo de incidencia
35°
Polarización
H/ H
Resolución en range (ms)
1,2
Resolución en azimut (m)
3,3
Tamaño de cada imagen
30.000 x 50.000 m
Nivel de procesamiento
SSC
Rango de líneas bases
< 1.000 m
Área cubierta aproximada (km2)
2.500
SAR= Syntetic Aperture Radar, HH: Horizontal / Horizontal, SSC= Single Look Slant Range Complex.
En la Figura 1 se muestra el área (línea amarilla) de la huella de las imágenes SAR capturadas, mientras que la
línea roja detalla la unidad de producción (UP) Lagunillas Lago. En la Figura 2 se aprecia la línea temporal de captura
de las escenas SAR para el período de estudio 2011-2015.
Figura 1. Huella de las escenas Syntetic Aperture Radar (SAR) capturadas por la plataforma satelital Terrasar-X sobre la
zona de estudio (línea amarilla) y área perteneciente a la unidad de producción Lagunillas Lago (línea roja).
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Figura 2. Línea temporal de las escenas Syntetic Aperture Aradar (SAR) capturadas por TerraSAR-X sobre toda la zona de
estudio en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo, Venezuela.
Procesamiento de las imágenes SAR
Para esta fase de la investigación, los técnicos de AIRBUS utilizaron el programa SARscape, versión 5.1 de
Sarmap S. A. Se aplicaron dos métodos de procesamiento: diferencial de interferometría de radar (DInSAR) y línea
de base corta o SBAS (Small BAseline Subset), de acuerdo con lo sugerido por Angarita et al. (2023), con una ventana
multilooking de 4x4 y los resultados finales se geocodificaron en una resolución topográfica de 10 m. La técnica
SBAS se empleó como un paso esencial para el refinamiento de los resultados obtenidos a través de DInSAR.
Este proceso permitió incrementar la confiabilidad de los datos relacionados con la deformación temporal en la
zona de interés. En la Figura 3 se incluye un diagrama general del procesamiento interferométrico. De acuerdo con
las escenas SAR, en la Figura 4 se detalla el resultado de las conexiones de red SBAS (líneas azules). Cada conexión
entre dos puntos representa un interferograma. La línea tiempo-posición muestra un gráfico de conexión de
distribución normal y de alta redundancia.
Figura 3. Flujograma de procesamiento interferométrico, DInSAR= Differential Interferometry Synthetic Aperture Radar,
SBAS= Short BAseline Subsets, MED= Modelo de Elevación Digital.
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Figura 4. Gráficas de conexión para el procesamiento SBAS: línea tiempo versus posición (a) y línea tiempo versus-línea
de base (b). SBAS= Short BAseline Subsets.
Por otro lado, basándose en estudios previos de nivelación de precisión realizados en la zona, así como en la
evidencia histórica que reporta velocidades de hundimiento anual moderadas de hasta -0,050 m/año (Leal, 1989), se
observaron que las condiciones atmosféricas al momento de la captura de las escenas SAR, así como la abundante
presencia de cúmulos de lluvia, generaron sombras en las imágenes de amplitud SAR (Figura 5). Estas sombras
dificultaron el proceso de distinguir entre el hundimiento del terreno y las condiciones atmosféricas, por lo que se
decidió recortar dichas escenas debido a que generarían ruido en los resultados del procesamiento interferométrico.
Figura 5. Imagen de amplitud sobre la zona de estudio mostrando grupos densos de lluvias (línea roja) y sus sombras
correspondientes (en negro) reflejadas en el terreno.
En la Tabla 2 se presenta un resumen de los datos introducidos para la fase de procesamiento interferométrico. Es
importante mencionar que la fase de procesamiento de daros se ejecutó en aproximadamente 4 meses.
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Tabla 2. Resumen de los datos introducidos para el procesamiento DInSAR sobre el yacimiento LGINF-07, Oeste del Lago de
Maracaibo, Venezuela.
Número de
imágenes
Número de
interferogramas
Mínima línea de
base absoluta (m)
Separación
temporal máxima
(días)
Separación
temporal mínima
(días)
69
876
250
1
363
11
Datos de nivelación geodésica de precisión
Debido a la extracción de petróleo y gas iniciada desde el año 1926 a lo largo de la Costa Oriental del Lago de
Maracaibo (COLM), una superficie de aproximadamente 2.500.000 m² ha experimentado hundimiento superficial
progresivo, con una rata de hasta -0,200 m/año en algunos sectores, como por ejemplo Lagunillas Tierra (Leal, 1989).
Para monitorear y controlar este fenómeno, la empresa petrolera Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima
(PDVSA) diseñó y construyó una red de nivelación geodésica convencional de precisión a partir de 1929 (Leal, 1989).
Esta red consta de más de 1.600 puntos de control vertical conectados (Benchmark), algunos de los cuales se
encuentran fuera de la zona afectada, incluyendo áreas en el Lago de Maracaibo. En total, la red de nivelación abarca
1.400.000 m de líneas de nivelación principales y secundarias.
El estudio completo de medición geodésica convencional se ejecutaba cada dos años (Leal, 1989), hasta el 2012.
Estas mediciones conllevan a una serie de etapas que deben cumplirse a cabalidad, tales como: medición en campo
por parte de grupos de topógrafos, control de calidad de los datos, procesamiento y resultados; todas estas etapas
tienen un tiempo medio de ejecución entre 9 meses hasta un año. Cabe destacar que para esta investigación solo se
utilizaron los resultados obtenidos de las mediciones convencionales.
Compactación y subsidencia en la zona de estudio
Cuando se inicia el proceso de explotación del petróleo y gas atrapados en los yacimientos, se produce un descenso
progresivo en la presión de los fluidos y de los poros. Esto incrementa el esfuerzo efectivo, provocando la
compactación del yacimiento y una disminución en su tamaño. Este efecto puede causar un hundimiento progresivo
de la superficie, conocido como subsidencia (Leal, 1989). En la Figura 6 se ilustran estos fenómenos de manera clara.
Figura 6. Comportamiento de la subsidencia a partir de la compactación de un yacimiento somero no consolidado.
Línea roja segmentada cercana a la superficie terrestre indica el hundimiento progresivo del terreno (subsidencia), la línea
continua azul indica la trayectoria vertical de la perforación del pozo, la línea segmentada roja dentro del yacimiento no
consolidado indica la reducción del volumen producto de la extracción de fluidos y disminución de la presión (compactación).
Según Fjar et al. (2008) la mayoría de los yacimientos petroleros a nivel mundial experimentan solo un pequeño
grado de compactación y los efectos sobre la superficie (subsidencia) son imperceptibles. Para poder observar un
grado considerable de subsidencia es necesario que una o varias de las siguientes condiciones que se mencionan a
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continuación se hagan presentes (Fjar et al., 2008):
1. La caída de presión de poros debe ser significativa. Para mantener la presión en el yacimiento se hace
necesario la inyección de agua o gas con la finalidad de disminuir la compactación.
2. La roca yacimiento debe ser altamente compresible.
3. El yacimiento debe tener un espesor considerable. Sin embargo, toda la zona agotada debe ser considerada.
Un acuífero adyacente contribuirá a la compactación y podría ser parte de la sobrecarga si este es drenado
hacia el yacimiento.
4. Para que ocurra el efecto de subsidencia, la compactación del yacimiento debe ser significativa,
adicionalmente no debe estar enmascarado por la sobrecarga. El grado de restricción depende de la
profundidad, geometría del yacimiento y del contraste entre las propiedades mecánicas del yacimiento con
su entorno.
Teniendo en cuenta estas condiciones, se esperaría que solo unos pocos yacimientos a nivel mundial puedan causar
problemas de subsidencia graves. Uno de esos pocos yacimientos que sufren este fenómeno es el LGINF-07, ubicado
en el campo petrolero Lagunillas Lago, cuenca oriental del Lago de Maracaibo, Venezuela, el cual cumple con la
mayoría de las condiciones antes descritas, ya que su característica principal es que es un yacimiento somero (1.082,04
m) de rocas no consolidadas, al cual se le ha inyectado aguas efluentes desde 1984 para mantener su presión de poros;
es un yacimiento agotado y sufre una compactación severa, produciendo una subsidencia acelerada (Briceño et al.,
2009).
En el caso de una sobrecarga elástica y uniforme, Geertsma (1973) identificó algunas fórmulas analíticas a partir
de un radio de drenaje (R) específico para un yacimiento en estudio con un espesor (H) y una profundidad (D). Las
fórmulas analíticas no son la mejor herramienta para predecir de forma precisa el efecto de subsidencia sobre un
yacimiento en específico; sin embargo, son muy utilizadas para destacar los parámetros más importantes que
gobiernan el fenómeno (Alhogaraty et al., 2022). Para el cálculo de la estimación máxima de la subsidencia
relacionada con los parámetros mecánicos del yacimiento LGING-07, se utilizó la siguiente fórmula (Geertsma, 1973),
tomando en consideración los parámetros del yacimiento:
󰇛󰇜󰇭
󰇡
󰇢󰇮 (1)
Donde: zmáx es la máxima subsidencia estimada, Cm el coeficiente de compactación uniaxial, el módulo de
Poisson, H el espesor o altura del intervalo productivo, : Cr/Cb, Cr: la comprensibilidad de matriz de la roca, Cb la
compresibilidad del paquete de rocas, ∆p la reducción de presión de poros en el yacimiento, D la profundidad de la
formación y R el radio del yacimiento.
Por otro lado, es importante mencionar que la compresibilidad de la roca es una propiedad de la materia que hace
que todos los cuerpos disminuyan de volumen al someterlos a una presión o compresión determinada, manteniendo
constantes otros parámetros (Zoback, 2010). Esta propiedad puede medirse tanto para el volumen total de la roca como
para cada uno de los volúmenes que la componen (poros y granos), e incluso para los fluidos que la saturan.
La compresibilidad total (Cb) del paquete de rocas en un intervalo dado y a una temperatura fija se define como el
cambio de volumen por unidad de volumen inicial causado por una variación de presión, y puede ser calculada como
la inversa del módulo volumétrico (K) (Zoback, 2010). Este tipo de compresión es característico en los yacimientos
someros o con sedimentos no consolidados (Zoback, 2010). La siguiente fórmula planteada por Zoback (2010),
muestra como calcular el módulo volumétrico (K) en función de los módulos elásticos de Young y Poisson:
󰇛󰇜 (2)
Donde: K es el módulo volumétrico, E el módulo de Young y v el módulo de Poisson.
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Resultados y Discusión
Después de definir los parámetros satelitales iniciales y desarrollar los modelos de procesamiento para obtener el
mejor resultado interferométrico, se inició el procesamiento digital y la generación de interferogramas, seguido de la
aplicación de la técnica de Interferometría de Radar Diferencial (DInSAR). La tabla 3 muestra se incluyen los
resultados interferométricos obtenidos.
De acuerdo con los reportes de mediciones geodésicas convencionales hasta el año 2012, la zona más afectada por
el fenómeno de subsidencia se encuentra en la región centro-oriental del yacimiento, con una tasa anual de
hundimiento de hasta -0,06 m/año y un acumulado de -5,500 m (Leal, 1989). Al cotejar las curvas de velocidades
anuales entre la nivelación 2012 y las generadas por el resultado interferométrico DinSAR-SBAS, se obtuvieron
resultados de comportamientos similares, con rangos máximos de diferencias de hasta 0,060 m. En la Figura 7 se
presentan las velocidades de hundimiento para ambos enfoques.
Tabla 3. Resumen de los datos generados a partir de los resultados del procesamiento DInSAR sobre el
yacimiento LGINF-07, Oeste del Lago de Maracaibo, Venezuela.
Período de seguimiento
29/07/2011 - 21/03/2015
Velocidad media anual (m/año)
-0,035
Precisión media (m)
+/- 0,0004
Subsidencia máxima detectada (m)
-1,650
Densidad de píxeles (pixel/m2)
0,000355
Figura 7. Curvas de velocidades de hundimiento, en centímetros, generadas por los resultados de nivelación geodésica de
precisión: año 2012 (líneas azules) y DinSAR (líneas negras) sobre el yacimiento LGINF-07, Oeste del Lago de Maracaibo,
Venezuela, DInSAR= Differential Interferometry Synthetic Aperture Radar.
De acuerdo con los resultados, el valor mínimo de velocidad de hundimiento considerado para la UP Lagunillas
Lago como alerta ante una posible afectación en la integridad de las plataformas petroleras a causa del hundimiento,
es de a partir de -0,040 m/año. Tomando en consideración este parámetro y luego de visualizar los mapas de
velocidades de hundimiento anual y acumulada entre el período 2011-2015, se lograron detectar tres regiones o
parcelas ubicadas en la zona nororiental, confirmando así los reportes generados por las mediciones convencionales.
Dichas parcelas son AGUA-230, AGUA -241 y AGUA-242, las cuales se muestran en la Figura 8.
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Figura 8. Identificación de las parcelas de producción (AGUA) 230, 241 y 242 con mayor hundimiento anual (línea roja) sobre
el yacimiento LGINF-07, Oeste del Lago de Maracaibo, Venezuela (PDVSA).
Esta observación superficial también contrasta con la zona de menor presión del yacimiento, que presenta un rango
de presión de 2.757,904 a 7.584,236 pascales. Esta área corresponde además a la zona de mayor actividad petrolera,
representando el 79 % de la producción total del campo. Los pozos y las instalaciones que presentaron velocidades de
hundimiento superiores a -0,040 m/año, localizados dentro de las tres parcelas mencionadas, se detallan en la Tabla
4.
Tabla 4. Instalaciones afectadas por la subsidencia sobre el yacimiento LGINF-07, Oeste del Lago de
Maracaibo, Venezuela.
Parcela
Instalaciones afectadas
AGUA 230
22 pozos
AGUA 241
98 pozos, 1 estación de flujo, 4 estaciones múltiples de gas, 3 estaciones múltiples de
producción, 1 estación múltiple de alta presión
AGUA 242
73 pozos, 1 estación múltiple de gas
Con la finalidad de determinar una relación subsidencia-compactación, se calculó el volumen de hundimiento
determinando el área de cada parcela con el descenso parcial de los pozos afectados por épocas o cada mes que se
capturó la imagen con su correspondiente reporte mensual de producción. En total se obtuvieron 45 épocas. Con
respecto a los datos de producción (petróleo y gas) de las zonas afectadas, se generaron los reportes mensuales para
cada parcela (AGUA-230, AGUA 241 y AGUA-242), de tal forma que coincidieran con la captura mensual del
interferograma procesado.
El comportamiento temporal de la subsidencia en la parcela AGUA-230 comenzó en agosto de 2011, observándose
pequeños focos distribuidos en casi toda el área. Para marzo de 2012, se identificaron dos pequeños focos más,
localizados en las zonas centro y sur. Es notable que las áreas con mayor subsidencia coinciden con la ubicación de
500 0 500250 Metros
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los pozos menos productivos. La subsidencia acumulada registrada en esta área alcanza los -0,178 m, tal como se
ilustra en la Figura 9.
Figura 9. Evolución de la subsidencia en la parcela AGUA-230 para el periodo julio-2011 y marzo-2015, sobre el
yacimiento LGINF-07, Oeste del Lago de Maracaibo, Venezuela.
Posteriormente, se generaron superficies parciales de subsidencia en función del tiempo para el AGUA-241. En la
figura 10 se observan pequeños focos ubicados en la zona central y oriental de la parcela al inicio de las mediciones
de subsidencia. En marzo de 2012 el foco se centra hacia la zona noreste. Luego entre los años 2013 y 2015, el foco
se fue expandiendo hacia la zona sur occidental abarcando el 60 % de la parcela, con una subsidencia acumulada de -
0,179 m.
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Figura 10. Evolución temporal de la subsidencia en la parcela AGUA-241 para el período julio-2011 y marzo-2015, sobre el
yacimiento LGINF-07, Oeste del Lago de Maracaibo, Venezuela.
Para el caso de AGUA-242, ubicada muy cercana a la costa, el comportamiento de la subsidencia en función del
tiempo mostró la misma tendencia que la parcela anterior, pero en la zona occidental. Inicialmente, se observan
pequeños focos ubicados en la zona central y occidental de la parcela, tal y como se aprecia en la Figura 11. Desde el
año 2012 hasta 2015 existe una tendencia a expandirse la subsidencia desde la zona centrooccidental hacia la
centrooriental, con valores de subsidencia acumulada de -17,1 cm. La zona de subsidencia abarca casi el 70 % de la
totalidad de la parcela (Barrios et al., 2016).
Agosto 2011
Marzo 2012
Febrero 2013
Junio 2014
Marzo 2015
Legenda (mm)
d_20110820_c
High : 12.7798
Low : -26.1601
Legenda (mm)
d_20120305_c
High : -3.06533
Low : -50.7533
Legenda (mm)
d_20130220_c
High : -17.5691
Low : -86.9454
Legenda (mm)
d_20140630_c
High : -31.2924
Low : -148.158
Legenda (mm)
d_20150321_c
High : -34.7794
Low : -179.834
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Figura 11. Evolución temporal de la subsidencia en la parcela AGUA-242 para el período julio-2011 y marzo-2015,
sobre el yacimiento LGINF-07, Oeste del Lago de Maracaibo, Venezuela.
Con la integración de los resultados obtenidos para las tres parcelas involucradas (AGUA-230, AGUA-241 y
AGUA-242), referidos a los volúmenes de subsidencia por DInSAR; producción y extracción de fluidos (petróleo y
agua), se construyó una gráfica (Figura 12) que muestra que entre julio de 2011 y marzo de 2015 la parcela AGUA-
242 no solo fue la que presentó la mayor producción con un volumen de 8.354.361 barriles, sino también la que
experimentó la menor subsidencia, registrando 3.429,338 barriles.
Le sigue la parcela AGUA-230, con 7.087,271 barriles extraídos y una subsidencia calculada de 3.749,036 barriles.
Finalmente, la parcela AGUA-241 registró una producción de 6.846.010 barriles y un hundimiento acumulado de
4.055.239 barriles. Según Angarita et al. (2023), en este caso, el fenómeno de subsidencia es inversamente
proporcional a la producción y extracción de fluidos.
Figura 12. Comparación de los volúmenes (vol) entre la subsidencia DInSAR y la producción de fluidos de las parcelas AGUA-
230, AGUA-241 y AGUA-242 para el período julio-2011 y marzo-2015 sobre el yacimiento LGINF-07, Oeste del Lago de
Maracaibo, Venezuela.
Agosto 2011
Febrero 2013
Junio 2014
Legenda (mm)
d_20110820
High : 29.2706
Low : -34.3211
Legenda (mm)
d_20120305
High : 3.53638
Low : -43.7924
Legenda (mm)
d_20130220
Value
High : -18.7606
Low : -80.4029
Legenda (mm)
d_20140630
Value
High : -50.6785
Low : -143.246
Legenda (mm)
d_20150321
Value
High : -65.4444
Low : -171.759
0
2000000
4000000
6000000
8000000
10000000
AGUA-230 AGUA-241 AGUA-242
Barriles
Parcela
Vol-Dinsar (Subsidencia) Vol-Producción (Petroleo-Agua)
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González Freites et al.
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Al aplicar la Ecuación 1, desarrollada por Geertsma (1973), utilizando los parámetros mostrados en la Tabla 5, la
estimación máxima de subsidencia calculada fue de -2.898,343 m. Al comparar este valor con la subsidencia
acumulada desde 1929 hasta 2015, determinada tanto mediante métodos convencionales (nivelación de precisión)
como con la técnica DInSAR, que presentó un total de -3,248 m, se observa una diferencia de 0,4986 m.
Esta discrepancia sugiere la posibilidad de cambios en las propiedades mecánicas del subsuelo desde el último
estudio geomecánico, lo que indica la necesidad de realizar nuevas muestras de núcleos para el yacimiento en estudio.
En este sentido, se consideraron los resultados obtenidos a partir del análisis de las propiedades mecánicas elásticas
del procesamiento del registro sónico bipolar para el pozo LL-4034, localizado en la zona de interés.
Utilizando la Ecuación 2, en función de los módulos elásticos de Young y Poisson (Zoback, 2010), se obtuvo la
gráfica presentada en la Figura 13. Es claramente observable que la compresibilidad en el miembro Laguna se
mantiene entre un rango muy bajo de 5,21x10-7 y 8,40x10-7 pascales. Por su parte, el miembro Lagunillas Inferior
presenta un comportamiento anormal con tendencia hacia el aumento en los primeros 36,576 m, con un valor máximo
de 1,78x10-6 pascales. Más allá de la profundidad de 1.085,088 m, las magnitudes de compresibilidad retoman
nuevamente el rango detectado en el miembro Laguna. En la Tabla 6 se muestra el resultado de la comprensibilidad
para ambos miembros.
Tabla 5. Datos utilizados para el cálculo de la estimación máxima de subsidencia sobre el yacimiento LGINF-
07, Oeste del Lago de Maracaibo, Venezuela.
Parámetro
Valores
Unidad
Cm
0,35193
Pascal
0,299
-
H
121,92
Metro
0,9969
-
∆p
19.995,000
Pascal
D
1.142,390
Metro
R
600,591
Metro
E
14590
-
Azmax
2.898,343
Metro
Cm= Coeficiente de compactación uniaxial, = Módulo de Poisson, H= Espesor o altura del intervalo productivo, =
comprensibilidad de matriz de la roca, ∆p= Reducción de presión de poros en el yacimiento, D= Profundidad de la formación,
R=Radio del yacimiento, E= Módulo de Young, zmáx= Máxima subsidencia estimada.
Figura 13. Comportamiento de la compresibilidad a lo largo del yacimiento LGINF-07 Oeste del Lago de Maracaibo, Venezuela.
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Tabla 6. Valores de compresibilidad para ambos miembros Laguna y Lagunillas Inferior del yacimiento LGINF-07, Oeste
del Lago de Maracaibo, Venezuela
Miembro
Rango de profundidad (m)
Máximo
(pascal)
Mínimo (pascal)
Media (pascal)
Laguna
969,264 - 1.035,320
8,21x10-07
5,21x10-07
6,73x10-07
Lagunillas Inferior
1.037,844 - 1.117,092
1,78 x10-06
5,60x10-07
8,92x10-07
Adicionalmente, los resultados de la compresibilidad fueron cotejados con la compresibilidad determinada en el
laboratorio a las muestras de núcleo obtenidas en el pozo LL-3548, resultando la gráfica que se presenta en la Figura
14, y su respectiva ecuación ajustada. Cabe destacar que los resultados de las pruebas en laboratorio arrojaron como
conclusión que la compresibilidad total de la roca (Cb) y su deformación volumétrica presentan variaciones en función
de la presión efectiva aplicada para los diferentes niveles de presión de yacimiento. Además, los rangos medios de los
valores de la compresibilidad varían entre 0,9368 y 0,196 pascales para un rango de presión efectiva de 34.473.800 a
3.447.380 Pascal.
Figura 14. Comportamiento de la compresibilidad calculada versus la compresibilidad medida en laboratorio sobre el
yacimiento LGINF-07, Oeste del Lago de Maracaibo, Venezuela.
Conclusiones
La técnica DInSAR ha demostrado ser una herramienta viable y efectiva para el monitoreo de la subsidencia en la
cuenca del Lago de Maracaibo, específicamente en las plataformas petroleras de la unidad de explotación Lagunillas
Lago. Su integración con modelos geomecánicos mejora la comprensión del comportamiento del subsuelo y la
superficie, facilitando una planificación más precisa y segura de las operaciones de extracción. Además, el empleo de
esta técnica satelital no solo optimiza el monitoreo del fenómeno de subsidencia en la zona del Lago de Maracaibo,
sino que también promueve prácticas más seguras y sostenibles en la gestión de yacimientos petroleros, contribuyendo
a la preservación de la infraestructura y el entorno en el Lago de Maracaibo.
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y = 0.005x2+ 0.004x + 0.0046
R² = 1
4.00E-03
4.50E-03
5.00E-03
5.50E-03
6.00E-03
6.50E-03
0.00E+00 5.00E-02 1.00E-01 1.50E-01 2.00E-01 2.50E-01 3.00E-01
Compresibilidad dinámica (Pascal)
Compresibilidad laboratorio (Pascal)
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González Freites et al.
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iarenas@fing.luz.edu.ve
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