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UNIVERSIDAD SIMON BOLIVAR
INGENIERIA GEOFISICA
INTEGRACIÓN DE DATOS SÍSMICOS Y DE
POZOS PARA LA GENERACIÓN DE UN
MODELO ESTÁTICO DE LAS ARENAS P-R-S
DEL CAMPO ORITUPANO C, MONAGASVENEZUELA
Por
Romel Arellano Carrizales
Tutor(es):
Manuel Díaz, M.Sc
María Inés Jácome, Ph.D
Proyecto de pasantía larga
Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar
Como requisito Parcial para optar al Título de
Ingeniero Geofísico
Sartenejas, Marzo de 2006
Este trabajo ha sido aprobado en nombre de la Universidad Simón
Bolívar por el siguiente jurado calificador:
________________________________
José Regueiro, Ph.D
_________________________________
María Inés Jácome, Ph.D
_________________________________
Manuel Díaz, M.Sc
ii
INTEGRACIÓN DE DATOS SÍSMICOS Y DE POZOS PARA LA
GENERACIÓN DE UN MODELO ESTÁTICO DE LAS ARENAS P-RS DEL CAMPO ORITUPANO C, MONAGAS-VENEZUELA
POR
Romel Arellano Carrizales
RESUMEN
El presente trabajo tiene como objetivo la realización de un modelo estático
3D de las arenas P-R-S correspondiente a la Fm. Oficina en el campo Oritupano C de
la unidad Oritupano-Leona operada por Petrobras Energía Venezuela S.A.
Con la finalidad de proveer un modelo estático confiable que permita
determinar con mayor certeza una nueva propuesta de perforación de pozo, además
que pueda ser simulado para el cálculo de reservas de hidrocarburos así como la
estimación de la geometría y mecanismo de flujo que caracterizan estos yacimientos.
Para la realización de este modelo geológico 3D de las arenas R se definieron
dos horizontes sísmicos correspondientes a una arena productora suprayacente (tope
arena P1) y otra infrayacente (tope arena S4) para armar el tope y la base del modelo
estático. No se tomaron horizontes sísmicos correspondientes a las arenas R del
estudio ya que por resolución sísmica vertical esto no era posible. Se realizó la
interpretación de estos horizontes a lo largo del campo Oritupano C, basados en los
topes de las correlaciones de pozos interpretadas por el equipo de geólogos de
Petrobras que previamente fueron calibrados en toda el área mediante la generación
de 7 sintéticos en diversos pozos ubicados estratégicamente a través del campo.
La interpretación sísmica dejó en evidencia el carácter estructural del
entrampamiento dominado por dos grupos de fallas principales uno con orientación
este-oste y buzamiento al sur y otro con orientación noroeste-sureste y buzamiento al
noroeste, así como de la complejidad estratigráfica de un paleoambiente dominado
por canales y barras de marea evidenciado en la perdida de la continuidad lateral de
los eventos dentro del volumen sísmico. Se editó un conjunto de fallas que permitió
generar polígonos que sirvieron para definir el salto de las fallas dentro de la
estructura.
Posteriormente se generaron modelos de velocidad a partir de las tablas
tiempo-profundidad generadas con los sintéticos y los horizontes interpretados en el
volumen sísmico. Cabe destacar que los algoritmos que se emplean para la
generación de cubos de velocidad manejan variaciones laterales y verticales de
velocidad poco complejas, lo cual usualmente es acorde con la geología. No obstante
se presentan ciertas limitaciones al modelar cambios abruptos de velocidad debido a
los saltos de falla en la estructura del campo. Esto fue corregido luego de generar los
iii
mapas en profundidad utilizando un modelo de velocidad lo más ajustado posible a la
geología, con la generación de mapas de error entre el horizonte en profundidad y los
topes interpretados en los pozos de manera de minimizar el error y llevar los
horizontes a profundidad real.
Luego se integró toda esta información y se ensambló el esqueleto estructural
del modelo estático 3D con horizontes corregidos en profundidad, fallas asociadas,
espesores de las arenas de interés, topes y registros de pozos dentro de una malla 3D
compuesta por celdas, luego se realizó una definición de capas dentro de las arenas R
y una discretización “up scaling” de los registros de pozos de PHIE (porosidad
efectiva) y SW (saturación de agua) para ello se consideraron dos variables
importantes primero que los registros en el dominio discreto reprodujesen de la forma
mas precisa las fluctuaciones en los registros continuos para ello se realizó un análisis
de histogramas y observaciones a los registros continuos de cada pozo del campo. Y
en segundo lugar generar un número de celdas máximo que permita un manejo
adecuado del modelo para su simulación. Se realizó una distribución geostadística de
porosidad efectiva para un intervalo dentro de las arenas R basados en variogramas
donde se evidenciaron canales y zonas de alta porosidad que pueden ser relacionadas
con el sistema depositacional del área de estudio.
Paralelamente se realizó un estudio de factibilidad con sustitución de fluidos
para la realización de una inversión sísmica del campo Oritupano C donde se
evidenció discriminación litológica en gráficos cruzados de impedancia acústica (Ip)
contra porosidad neutrón (Nphi), lo cual da un primer indicio de la viabilidad de la
aplicación de la técnica de inversión en este campo para delimitación de yacimientos
entre otras cosas. Además se realizaron mapas de atributos como primer paso para la
elaboración de un modelo sedimentológico que sirva de base para el modelado
petrofísico del modelo estático 3D.
Finalmente se obtuvo un modelo estático 3D apto para realizar una simulación
y donde se definió una localización que consiste de un pozo dirigido a las arenas R de
la formación Oficina.
La metodología empleada en este trabajo puede ser utilizada para la
realización de cualquier modelo estático desde una primera etapa de calibración
sísmica-pozo.
iv
AGRADECIMEINTOS
Quisiera agradecer a Dios y a mi Padrino Israel quienes desde el cielo se que
me están viendo y guían mis pasos abriéndome los caminos y dándome nuevas y
buenas oportunidades.
A mis padres y hermanos especialmente a mi madre quien ha sido mi mayor
apoyo desde hace 23 años cuando a través de ella abrí los ojos al mundo, a ella le
dedico todos mis éxitos pasados, presentes y futuros. A benjamín por llegar a nuestras
vidas y convertirse en amigo apoyo y consejero.
Quiero agradecer de manera especial a Manuel por maestro y amigo por
construir un puente entre lo que es ser un excelente tutor y un amigo con el que
puedes compartir ideas y vivencias. A mi tutora María Inés por asumir esa
responsabilidad de guía y saber dar esas recomendaciones oportunas para que todo
saliera bien. Claro que no podría olvidar y dejar de recordar con alegría a todo el
personal de Petrobrás especialmente a mis compañeros de la gerencia de reservorios
con los que tuve la oportunidad de compartir y trabajar, a ellos doy mil gracias por
siempre estar dispuestos a ayudar a brindar un consejo y por hacerme sentir como en
casa.
Siempre he pensado que hoy están sucediendo los hechos que desencadenaran
los acontecimientos del mañana por eso quiero mencionar y recordar a todas las
personas, amigos y amigas que han estado en alguna escena de mi vida, los que ya no
están pero espero volver a encontrar y los que aún siguen aquí cerca de mi y que con
palabras y hechos influenciaron mi carácter, mis sentimientos y forman parte de lo
que soy y de las pequeñas cosas que he logrado.
v
INDICE GENERAL
1
2
3
INTRODUCCION.......................................................................................
1
1.1 Ubicación del área de estudio............................................................
1
1.2 Datos de adquisición y procesamiento..............................................
5
1.3 Datos de producción del campo Oritupano C....................................
6
1.4 Objetivos............................................................................................
7
1.4.1 Generales............................................................................
7
1.4.2 Específicos..........................................................................
7
MARCO GEOLÓGICO.............................................................................
9
2.1 Geología estructural y evolución tectónica......................................
9
2.2 Estratigrafía y sedimentología...........................................................
13
2.3 Características del entrampamiento...................................................
19
METODOLOGÍA........................................................................................
23
3.1 Generación de sismogramas sintéticos..............................................
23
3.2 Interpretación de horizontes sísmicos y edición de fallas.................. 26
3.3 Generación de cubos de velocidad.....................................................
33
3.4 Conversión de horizontes sísmicos de tiempo a profundidad y
ajuste de mapas convertidos a profundidad con topes interpretados
en pozos.............................................................................................
34
3.5 Carga de datos en Petrel y generación del modelo estático del
campo Oritupano C............................................................................
36
3.6 Definición de capas “Layering”, escalado “up scaling” y
distribución de propiedades petrofísicas (modelado petrofísico)......
3.6.1
Definición de capas “Layering”.......................................
vi
46
46
3.6.2
Escalamiento “Scale up well logs”…….……………….
47
3.6.3
Modelado petrofísico.......................................................
48
4 ANÁLISIS DE RESULTADOS..................................................................
57
4.1 Análisis de sismogramas sintéticos...................................................
57
4.2 Interpretación sísmica........................................................................
68
4.3 Modelos de velocidad........................................................................
75
4.4 Generación de mapas en profundidad y corrección de error en
Z-MAP Plus………………………………………………………...
80
4.5 Generación del modelo estático en Petrel..........................................
85
4.6 Definición de una localización para el campo Oritupano C..............
87
5
CONCLUSIONES.......................................................................................
93
6
RECOMENDACIONES.............................................................................
95
6.1 Sustitución de fluidos........................................................................
95
6.2 Análisis de atributos..........................................................................
103
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.............................................................
107
APÉNDICE........................................................................................................
110
vii
INDICE DE FIGURAS
1.1. Ubicación de la unidad Oritupano-Leona dentro de la cuenca Oriental de
Venezuela......................................................................................................
3
1.2. Mapa de ubicación geográfico de la unidad Oritupano-Leona y campos
asociados........................................................................................................
4
2.1. Ubicación de Oritupano Leona dentro del marco Tectónico del Caribe......
9
2.2. Ubicación de la Unidad Oritupano-Leona dentro de al Cuenca Oriental.....
10
2.3. Sistemas principales de fallas y pliegues asociados.....................................
11
2.4. Columna estratigráfica de Oritupano-Leona................................................. 13
2.5. Columna estratigráfica sobre una línea O-E.................................................
14
2.6. Tabla de Eventos para el Sistema Petrolero Guayuta –Oficina...................
19
2.7. Tipos de entrampamiento en la unidad Oritupano-Leona...........................
22
3.1. Línea sísmica #386 con orientación este-oeste............................................
28
3.2. Anomalía de amplitud en la traza #386........................................................
29
3.3. Respuesta del basamento en la traza #386...................................................
30
3.4. Traza sísmica #386 con rotación de fase –90°.............................................
31
3.5. Anomalía de amplitud en traza con rotación de fase –90°...........................
32
3.6. Respuesta sísmica del basamento en traza con rotación de fase –90°..........
32
3.7. Horizontes tope y base del modelo estático donde se presentan los
pilares de fallas y los planos de falla asociados............................................
40
3.8. Horizontes tope y base del modelo 3D donde se presentan los planos de
fallas dentro del intervalo de estudio desde una perspectiva este-oeste.......
41
3.9. Horizontes tope y base del modelo 3D donde se presentan los planos de
fallas dentro del intervalo de estudio desde una perspectiva oeste-este.......
viii
42
3.10. Mallado de los horizontes y las fallas vista en planta.................................
43
3.11. Modelo 3D dentro de la malla 3D (esqueleto) del campo Oritupano C.....
44
3.12. Modelo 3D del campo Oritupano C............................................................
45
3.13. Modelo 3D donde se aprecian las arenas dentro del intervalo de interés y
los acuñamientos de estas que se evidencian en el corte producido por
una falla normal..........................................................................................
50
3.14. Modelo 3D donde se enfoca en área de interés para una propuesta de
perforación en el bloque levantado cercano al cruce de fallas normales....
51
3.15. Registros de PHIE y SW continuos y su correspondiente discretizado
dependiendo del numero de capas definidas para cada intervalo...............
52
3.16. Registros de PHIE y SW continuos y su correspondiente discretizado
dependiendo del numero de capas definidas para cada intervalo...............
53
3.17. Horizonte S4 en profundidad dentro del modelo 3D donde se muestran
los pozos con las propiedades petrofísicas escaladas a valores discretos...
54
3.18. Porosidad efectiva extrapolada en el campo Oritupano C para el nivel
estratigráfico correspondiente a la arena R0...............................................
55
3.19. Extrapolación de porosidad efectiva en el intervalo correspondiente a las
arenas R0....................................................................................................
56
4.1. Mapa estructural en tiempo mostrando los pozos con sismograma
sintéticos.......................................................................................................
60
4.2. Sintético realizado en el pozo Ori-X1..........................................................
61
4.3. Sintético realizado en el pozo Ori-X2..........................................................
62
4.4. Sintético realizado en el pozo Ori-X3..........................................................
63
4.5. Sintético realizado en el pozo LG-X4..........................................................
64
4.6. Sintético realizado en el pozo LM-X5..........................................................
65
4.7. Sintético realizado en el pozo Adm-X6........................................................
66
4.8. Sintético realizado en el pozo Orm-X8........................................................
67
4.9. Espectro de frecuencias……………………………..……..........................
68
ix
4.10. Horizonte en tiempo. Tope de las arenas P1……………………………...
70
4.11. Horizonte en tiempo. Tope de las arenas S4……………...........................
71
4.12. Horizonte en tiempo Leona_Wce_Mkr10n…………................................
72
4.13. Horizonte en tiempo Leona_Wce_Mkr95………......................................
73
4.14. Línea sísmica norte-sur #1560 correspondiente al campo Oritupano C….
74
4.15. Modelo de velocidad del campo Oritupano C............................................
76
4.16. Modelo de velocidad del campo Oritupano C #1.......................................
77
4.17. Modelo de velocidad del campo Leona……..............................................
78
4.18. Modelo de velocidad del campo Leona oeste #1…..…………………........ 79
4.19. Mapa de error del horizonte P1 interpretado en la sísmica y el tope P1
interpretado en los pozos............................................................................
81
4.20. Mapa en profundidad del horizonte P1 corregido y suavizado..................
82
4.21. Mapa de error del horizonte S4 interpretado en la sísmica y el tope S4
interpretado en los pozos............................................................................
83
4.22. Mapa en profundidad del horizonte S4 corregido y suavizado..................
84
4.23. Línea sísmica #1805. propuesta de perforación………………………….. 88
4.24. Mapa en tiempo del horizonte sísmico de las arenas S4............................. 89
4.25. Modelo estático 3D donde se presenta los valores de porosidad efectiva
y el contacto agua Petróleo para las arenas R0...........................................
90
4.26. Modelo 3D donde y proyección de la propuesta de perforación #1….......
91
4.27. Modelo 3D donde y proyección de la propuesta de perforación #2….......
92
6.1. Registros tomados del pozo Ori-X1 intervalo #1.........................................
95
6.2. Gráfico Vp-Vs..............................................................................................
96
6.3. Gráfico Ip-Is..................................................................................................
97
6.4. Gráfico Vp-Nphi (con saturación de agua)...................................................
98
6.5. Gráfico Ip-Nphi (con saturación de agua)....................................................
99
6.6. Registros tomados del pozo Ori-X1 intervalo #2.........................................
99
6.7. Gráficos Vp-Vs y Ip-Is.................................................................................
100
6.8. Gráfico Vp-Nphi (con saturación de agua)...................................................
101
x
6.9. Gráfico Ip-Nphi (con saturación de agua)....................................................
102
6.10. Mapa de Máxima amplitud de pico, para el horizonte correspondiente al
tope de la arena P1......................................................................................
104
6.11 Mapa de Amplitud máxima absoluta horizontalizado con el tope de las
arenas S4......................................................................................................
105
A.1. Línea sísmica correspondiente al campo Oritupano C, con dos pozos
Calibrados....................................................................................................
118
A.2. Cubo de velocidad generado para el campo Oritupano C............................
119
A.3. Línea sísmica #624 con orientación norte-sur.............................................
120
A.4. Pilares de fallas del modelo.........................................................................
121
A.5. Horizontes tope y base del modelo estático donde se presentan los pilares
de fallas y los planos de falla asociados a los horizontes P1 y S4...............
122
A.6. Horizonte P1 generado en el proceso Hacer horizontes donde se ve como
se genera un desajuste de los topes con respecto a dicho horizonte...........
123
A.7. Horizonte importado de Z-MAP donde se puede observar que los topes
están ajustados a la superficie de interés.....................................................
124
A.8. Escalado del registro de PHIE para el intervalo de interés donde se
observa el registro discreto fuera de lugar...................................................
125
A.9. Variograma realizado al intervalo de la arena R0L en las direcciones de
rango mayor y menor..................................................................................
126
A.10. Variograma realizado al intervalo de la arena R0 en las direcciones de
rango menor...............................................................................................
127
TABLAS
3.1. Resultados de los simogramas sintéticos......................................................
xi
26
Capítulo 1
INTRODUCCIÓN
1.1 Ubicación del área de estudio:
El área de estudio está enmarcada dentro de una provincia tectónica de tipo
distensiva o extensional, con pulsos compresivos producto del movimiento
transpresivo al norte de la cuenca oriental de Venezuela entre la placa caribe y sur
americana y que en algunos casos genera la reactivación de las fallas normales (ISA
Petrobrás Energía, 2004). El límite norte lo constituye el Corrimiento de Anaco, que
la separa de otra provincia de carácter compresivo, denominada Área Mayor de
Anaco. La Unidad Oritupano-Leona se ubica en la Provincia Geológica de la Cuenca
Oriental de Venezuela (Subcuenca de Maturín) (ver figura 1.1) y ocupa parte de los
estados de Anzoátegui y Monagas. La misma abarca una superficie total de 159.926
hectáreas y en ella se encuentran 23 campos petroleros integrados en ocho (8)
conjuntos o unidades geográficas (ver figura 1.2) que sirven también para identificar
los diferentes activos y sub-proyectos asociados:
Oritupano A.
Oritupano B.
Oritupano C y campos menores: ORI-166, ADM-101, ORI-209, Junta y Adjuntas.
Oritupano D, que incluye Oritupano E, Bote y Adrales.
Leona, que incluye Leona Este y Oeste, Lobo, Adobe y Pelayo.
Área 600-700.
Libro, que incluye Lustro y Lestes.
Soledad: prospectos exploratorios.
El área de Oritupano-Leona fue descubierta en el año 1938 con la perforación del
pozo LM-1X. Desde su descubrimiento hasta la fecha ha sido desarrollada por
1
distintas compañías: entre 1937-1974 fue operada por TEXAS, MGO, BARCO con
un total de 383 pozos perforados; En el período 1975-1994 fue operada por
DELTAVEN, CVP; MENEVEN, CORPOVEN con un total de 81 pozos perforados,
a partir de Marzo de 1994 la compañía Perez Companc fue quien dirigió las acciones
para luego desde el año 2003 hasta la fecha pasar a formar parte del Consorcio
PETROBRAS, ANADARKO, COROD quien tomó el control de las operaciones.
Entre otros hitos importantes en el desarrollo del área podemos mencionar:
En 1953, se inició la producción de Oritupano C.
En 1956, se inició la producción en Leona.
En 1960, se inició la producción en Oritupano D.
En 1971, se inició la producción en Oritupano B.
En 1974, se inició la producción en Oritupano A.
El marco legal que regula la operación del consorcio en el área, es un Contrato
de Servicio de Operación del tipo 2da Ronda con la propietaria de los activos,
Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). Dicho convenio se firmó en Noviembre de
1993 iniciándose las operaciones en Marzo de 1994. Actualmente la empresa se
encuentra en un proceso de migración a un nuevo esquema de empresas mixtas junto
con PDVSA efectivo desde enero de 2006.
Entre los aspectos más importantes de este contrato, podemos destacar que
fundamentalmente se trata de un contrato de servicio en donde el operador no posee
libre disponibilidad de los hidrocarburos producidos, los cuales deben ser vendidos al
dueño de los activos, PDVSA. La Retribución por esta operación está en función de
la producción y de la eficiencia de la operación.
2
Figura.1.1 Ubicación de la unidad Oritupano-Leona dentro de la cuenca Oriental de Venezuela. Modificado de Di
Croce, 1995.
3
ORITUPANO LEONA
1.608 Km2
N
MONAGAS
Venezuela
ANZOÁTEGUI
ORITUPANO D
600/700
ORITUPANO E
BOT E
ADRALES
ORI-209
ADM-101
ORITUPANO B
ORITUPANO C
JUNTA
LEONA
ESTE
A D O BE
L. OESTE
L O BO
ORITUPANO A
ORI-166
JUNTA 5-2
PELAYO
ADJUNTAS
LESTES
10 km
0
LUSTRO
LIBRO
Escala
Figura.1.2 Mapa de ubicación geográfica de la unidad Oritupano-Leona y campos asociados haciendo énfasis en los
campos que fueron objeto de estudio (color rojo)
4
1.2 Datos de adquisición y procesamiento:
Datos Sísmicos: La unidad Oritupano-Leona cuenta con 672 Km² de sísmica
3D, reprocesada, migrada pre-apilamiento en tiempo, adquirida en el año 1994.
Sísmica de pozos, la cual consiste de perfiles sónicos, VSP y checkshots, utilizados
en la calibración de las tablas tiempo/profundidad.
Datos Generales de adquisición:
Contratista:
Fecha:
Duración:
Número de PTs + PVs:
Ubicación:
Área aproximada:
Geco-Prakla
1994-95
11 meses
6.179 (explosivos) + 26.888 (vibros) = 33.067
Edos. Monagas y Anzoátegui.
70 Kms (E-O) x 7 Kms (N-S) ~ 672 kms2
Parámetros de Adquisición:
Bin size:
Cobertura:
Tendido:
Número de canales:
Intervalo de muestreo:
Longitud de registro:
Formato de grabación:
Polaridad:
Número de geófonos:
30 x 30 m.
28 (2800%)
split-spread simétrico sin gap.
672
2 mseg.
4 seg.
SEG-D
standard SEG
24
Número de puntos de tiro Patch:
Separación entre fuentes:
Número de líneas fuentes:
Número de líneas receptoras Patch:
Número de canales por LR:
Separación entre LRs:
Número de líneas receptoras:
7
360 m.
71 líneas fuentes (1980.3 Kms) E-O
8 líneas
84
420 m.
190 líneas receptoras (1651.44 Kms) N-S
Patrón de vibración:
4 vibradores Mertz 18 HD
6 barridos de 8-120 Hz, 10 seg
Longitud: 80 mts; cada barrido se movia 10 mts.
Patrón de perforación:
2 pozos de 5 m. con 2 Kg por pozo
(centrados en estaca; longitud: 4 mts)
5
Seleccionado mediante prueba.
Refracción:
Número de puntos:
Velocidades de la capa meteorizada:
Espesor de la capa meteorizada:
Capa refractora:
668 puntos de 240 mts.
300 a 1100 m/seg
47 m.
1500 a 1800 m/seg
Up-holes:
Número de puntos:
136 puntos de 50 mts.
Procesamiento original:
Veritas 1995-1996
Reprocesamiento:
Alcance:
Objetivos:
Veritas 1998
Migración pre-apilamiento en tiempo
(1) mejorar la imagen de la zona de falla, (2) mejorar la
parte baja de la estructura, (3) validar el modelo
estratigráfico/estructural.
1.3 Datos de producción del campo Oritupano C:
Multicapa de areniscas y lutitas intercaladas
Porosidad promedio de las arenas
Permeabilidad promedio
Mecanismo de producción
Rango de gravedad del petróleo
Rango de profundidad
Rango de presión de Formación
6
22%
100 md – 2500 md
Empuje Hidráulico
10 a 28°API
-5,000 a -9,000 ft TVDSS
2,300 a 3,500 psi
1.4 Objetivos
1.4.1 Generales:
Analizar y editar registros de pozo (sónicos y de densidad) interpretar
horizontes sísmicos, fallas asociadas y polígonos de fallas, generar modelos de
velocidad de la unidad Oritupano-Leona e integración de dichos datos para la
construcción de un modelo estático para el campo Oritupano C con la finalidad de
caracterizar un grupo de arenas de interés productivo, definir una propuesta de
perforación en el área y generar la base para realizar una simulación que permita
calcular volúmenes de hidrocarburos dentro de las arenas objeto del estudio.
1.4.2 Específicos:
1. Recopilar información bibliográfica de la unidad Oritupano-Leona y
de estudios realizados anteriormente para obtener un conocimiento
general y previo del área así como de los resultados obtenidos que
ayuden a definir una metodología adecuada.
2. Construir sismogramas sintéticos con el uso de la herramienta Syntool
de Landmark que permitan realizar la calibración de la respuesta
sísmica con los topes interpretados en los pozos.
3. Analizar factibilidad para discriminación de fluido y litología, esto con
el objetivo de estudiar la posibilidad de éxito de la realización de una
inversión sísmica en el área.
4. Interpretar y editar horizontes sísmicos y fallas asociadas con el uso de
la herramienta Seisworks de Landmark para definir los intervalos de
interés que luego serán convertidos de tiempo a profundidad, definir la
estructura del campo de manera de identificar cierres estructurales que
sirvan como trampas para la acumulación de hidrocarburos.
7
5. Generar modelos de velocidad con el uso de la herramienta Depth
Team Express de Landmark para la conversión a profundidad de los
horizontes interpretados en la sísmica.
6. Cargar datos en la base de datos de Petrel y Construir un esqueleto
para la generación del modelo estático.
7. Definir capas. Población de propiedades petrofísicas para el modelo
estático esto permitirá con el uso de técnicas geoestadísticas,
extrapolar las propiedades medidas en los pozos a todas las áreas del
campo donde no existen datos y se quieren definir propuestas de
perforación.
8. Corregir el modelo con la finalidad que se puedan concretar la
propuesta de perforación planteada para este campo y que todo quede
preparado para realizar la simulación del modelo estático y generar un
modelo dinámico que permita otros alcances como cálculo de POES
(Petróleo en sitio), definir geometrías y patrones de flujo etc.
8
Capítulo 2
MARCO GEOLOGICO
2.1 Geología estructural y evolución tectónica
Desde el punto de vista de Tectónica de Placas, el área Oritupano Leona se
enmarca al norte de la Placa Sudamericana y dentro de la Cuenca Oriental de
Venezuela (Figura 2.1) El bloque Oritupano-Leona se ubica en una posición
intermedia en el flanco sur de la Cuenca Oriental, Subcuenca de Maturín, con un
buzamiento regional suave de entre 2 y 6° en dirección Norte, limitada al Norte por el
Corrimiento de Anaco y al Sur por la Faja del Orinoco y el Escudo de Guayana
(Figura 2.2).
Figura 2.1. Ubicación de Oritupano Leona dentro del marco Tectónico del Caribe
(Tomado de Porras, J. 2003)
9
En cuanto al marco regional, en un proceso que se inició en el margen
occidental de Venezuela en el Paleoceno Tardío y que, continúa hasta el presente, la
placa del Caribe ha migrado en dirección Este con respecto a la placa del Norte de
Sudamérica (Pindell y Barrett, 1990; Di Croce, 1995). La deformación transpresiva
afectó progresivamente la parte oriental de Venezuela y Trinidad durante el
Oligoceno Tardío - Mioceno Medio (Di Croce, 1995), creando el sistema de la Faja
Plegada de la Serranía del Interior y antepaís asociado conocido como Cuenca
Oriental.
Ubicación de Oritupano-Leona en el Flanco Sur de la
Cuenca Oriental de Vzla.
Oritupano-Leona
Figura 2.2. Ubicación de la Unidad Oritupano-Leona dentro de al Cuenca Oriental
(Tomado de Yoris, F. y Ostos, M. 1997)
En Oritupano-Leona se reconocen dos eventos distensivos principales; el
primero de ellos involucra al basamento y a los sedimentos depositados a principios
del Mioceno Inferior. El segundo, que afecta a los sedimentos del Mioceno y
10
Oligoceno (Fms. Merecure, Oficina y Freites) y Plioceno (Fm. Las Piedras) y que,
generalmente involucra al basamento, este último es el más importante ya que durante
su desarrollo se crearon las principales trampas para los hidrocarburos. Este segundo
evento distensivo consiste de dos sistemas principales y complejos de fallas normales
y pliegues asociados (Sanchez, R. et al. 2004) (Figura 2.3):
• Un sistema de rumbo NE-SO y de planos en general buzantes al NO.
Dentro de este sistema se reconocen las fallas de Lido, Junta-Merey y de
Libro que corresponden a lineamientos regionales que afectan toda la
columna estratigráfica. A lo largo de este sistema se reconocen evidencias
de desplazamiento lateral.
• Un sistema de rumbo E-O, en el cual los planos de falla pueden buzar al
norte (fallamiento sintético) o al sur en contrapendiente regional
(fallamiento antitético) conformando pilares tectónicos. Fallas de este
sistema se encuentran cortadas y desplazadas por aquellas del sistema
NE-SO.
0
10 km
Figura 2.3. Sistemas principales de fallas y pliegues asociados. (Modificado de
Porras, J. 2003)
11
Los pliegues asociados a estos sistemas de fallas ocurren tanto en los bloques
elevados (pliegues longitudinales) como en los deprimidos (pliegues longitudinales o
transversales). Se verifica también la existencia de fallas o rampas de transferencia
entre los segmentos de falla principales.
En los sectores del Campo Oritupano B y Oritupano C se ha reconocido
también un evento compresivo representado por fallas normales que han sido
reactivadas como inversas de alto ángulo con anticlinales asimétricos en los bloques
elevados.
12
2.2 Estratigrafía y sedimentología:
La columna estratigráfica en el área de la Unidad Oritupano-Leona la cual va
desde el Jurásico hasta el Pleistoceno (Figuras 2.4 y 2.5) está constituida por las
siguientes unidades descritas a continuación (ISA Petrobrás Energía, 2004):
C O L U M N A E S T R A T IG R Á F I C A
O R IT U P A N O
- LE O N A
ER A
Q
EDAD
P L E IS TO C E N O
LO G
FM S.
FM .
M ESA
?
P L IO C E N O
C
E
CNE
NO
OZZ
OOI
CI
OC
O
M IO C E N O
S U P E R IO R
FM .
L A S P IE D R A S
FM .
F R E I TE S
M IO C E N O
M E D IO
FM .
O F IC IN A
M IO C E N O
IN F E R IO R
M E S O Z O IC O
O L IG O C E N O
FM .
M ERECURE
C R E T Á C IC O
GRUPO
TE M B L A D O R
PRE
J UARMÁBSR
I CIC
OO
C
B AS AM EN TO
IN
T
E
R
V
A
L
O
P
R
O
D
U
C
Figura 2.4. Columna Estratigráfica de Oritupano-Leona (Tomado de Sanchez, R.
2004)
13
Plioceno
Mioceno superior
Mioceno medio
Mioc. inf.
Olig.
Cret.
Jurasic
Figura 2.5. Sintético Ori-X1 calibrado con la sísmica (Arellano, R. 2006). Columna
Estratigráfica sobre Línea Sísmica O-E. (Porras, J. 2003)
Basamento Ígneo-Metamórfico (Jurásico)
Dicha unidad fue alcanzada por los pozos ORI-89 del Campo Oritupano C
que atravesó un espesor parcial de 46 pies y por los pozos exploratorios de nuevos
yacimientos ADM-106E (Campo ADM-101X), J5-2E (Campo Adobe), ADS-104E
(Campo Adjuntas), perforados durante el año 1996. Los mismos penetraron el
14
basamento parcialmente en 73’, 20’ y 56 pies TVD respectivamente. En el caso del
pozo ADM-X6, el análisis mineralógico de muestras de pared y de canal indicó la
presencia de rocas ígneas de carácter básico.
Fms. Hato Viejo y Carrizal (Paleozoico)
Estas unidades son consideradas transicionales entre sí y comprenden
sedimentos de ambientes deltáicos y de planicies costeras escasamente conocidos.
Estas unidades se depositaron hacia la parte norte de la cuenca y fuera de los límites
del área de estudio. En la columna Estratigráfica no se define esta unidad por la razón
antes expuesta.
Grupo Temblador (Cretácico)
Luego de la Orogénesis Herciniana que ocasiona el levantamiento del borde
cratónico y el retiro de los mares hacia el norte, se inicia un prolongado período de
erosión seguido por un ciclo sedimentario de edad cretácico, transgresivo y
discordante sobre el Paleozoico o sobre el basamento Jurásico. Este ciclo, de carácter
oscilatorio y de gran amplitud se encuentra integrado por una secuencia arenosa basal
de origen continental (Fm. Canoa) seguida por una secuencia de areniscas y calizas
de origen marino nerítico-costero (Fm. Tigre). Hacia el Sur de la cuenca, estas
unidades presentarían un límite depositacional de carácter erosivo que estaría
pasando, de Este a Oeste, por el sector medio de la Unidad Oritupano-Leona. Sin
embargo, el análisis bioestratigráfico de muestras de canal del pozo ADS-X7, ubicado
en el sector central de la Unidad, no indica la presencia de una sección cretácea entre
las arenas U (Formación Merecure) y el Basamento Ígneo.
Luego de un período prolongado de erosión que se extiende desde finales del
Cretáceo hasta el Mioceno inferior, se inicia un nuevo ciclo sedimentario que abarca
15
todo el resto del Terciario y que transgrede en discordancia los sedimentos cretáceos;
este ciclo se encuentra integrado de base a tope por las siguientes formaciones:
Fm. Merecure (Oligoceno - Mioceno Inferior)
Esta unidad esta presente en todo el bloque de Oritupano-Leona, la misma
está constituida por extensos depósitos de areniscas masivas intercalados por
delgados niveles de lutitas carbonosas y pelitas de poca continuidad lateral. La falta
de continuidad de los niveles pelíticos y la difícil correlación de los niveles de
areniscas podrían indicar que esta unidad se depositó sobre una superficie de cierta
pendiente que no fue afectada mayormente por cambios en el nivel de base. Para esta
Formación se interpreta un ambiente continental fluvial de alta energía que parece
gradar a un ambiente transicional deltáico.
La sección superior de la Fm. Merecure se encuentra representada en todo el
bloque por un espeso desarrollo de arenas amalgamadas correspondientes a depósitos
de canal de alta energía; el carácter marcadamente lenticular de estos cuerpos de
arena favorece la componente estratigráfica de las trampas. Los reservorios de esta
unidad son las denominadas arenas U1 y U2; el volumen de petróleo acumulado de
estos reservorios es menor al 2 % del total de la Unidad.
Fm. Oficina (Mioceno Temprano a Mioceno Medio)
Esta unidad se encuentra integrada por una alternancia de areniscas, limolitas,
lutitas, arcilitas y capas de lignito. Para estos depósitos se interpreta, en la sección
basal, un ambiente con fuerte influencia fluvial deltáica; en tanto, para las secciones
media y superior, se interpretan ambientes marino someros. Hacia el eje de la cuenca,
esta unidad grada a las facies de ambiente marino distal de la Fm. Carapita.
Numerosos niveles de pelita presentan carácter regional y permiten identificar
16
superficies de inundación que limitan conjuntos de parasecuencias y secuencias
dentro de los cuales, y a pesar de los cambios de facies, los paquetes de arena son
relativamente fáciles de correlacionar. Este carácter indica que, las múltiples
parasecuencias de la Fm. Oficina se depositaron sobre una superficie de escasa
pendiente extensamente afectada por un evento transgresivo mayor, con oscilaciones
menores de gran amplitud que reflejan un balance entre la tasa de sedimentación y la
tasa de subsidencia.
Sobre la base de la existencia de marcadores pelíticos regionales, que
representan superficies de inundación, la Fm. Oficina puede ser subdividida de
manera informal en tres secciones, superior, media e inferior cuyas características
generales se describen a continuación:
• La sección inferior: se encuentra comprendida entre la lutita K y el tope
de la Fm. Merecure que por lo general corresponde a un cuello pelítico
resistivo ubicado según el caso entre las arenas T y U o entre las arenas
U1 y U2. Hacia el N-NE esta sección manifiesta un incremento en el
espesor arenoso total y apilamiento de arenas. Hacia el extremo SO, los
cuerpos de arena presentan menor espesor y se encuentran intercalados
por niveles continuos de pelitas y capas de lignito. Esta sección presenta
una amplia distribución areal en cuanto a número de yacimientos y
espesores de arena neta petrolífera sobre todo en los Campos Oritupano D
y C.
• La sección media: se encuentra comprendida entre el tope de las arenas
E y el marcador K. Si bien presenta un buen desarrollo arenoso en todo el
Bloque, éste aumenta en los sectores centro y SO de la Unidad a lo largo
de un eje coincidente con el bloque deprimido de la falla de Junta-Merey.
Esta sección presenta una amplia distribución en cuanto a número de
yacimientos y espesores de arena neta petrolífera.
17
• La sección superior: se halla comprendida entre el tope de la Fm.
Oficina y el tope de las arenas E. El máximo desarrollo arenoso de esta
sección se encuentra en el sector SO. Desde el SO hacia los extremos N y
NE de la Unidad, el espesor arenoso decrece hasta ser reemplazado casi
totalmente por pelitas. La mineralización de esta sección se encuentra
concentrada en el Campo Oritupano A
y en forma muy aislada ha
producido también en algunos pozos de los Campos Oritupano C, Leona
Este y Oeste entre otros, en donde las trampas presentan un marcado
cierre estructural definido.
De la acumulada total de petróleo de la Unidad, más del 95 % corresponde a
la Fm. Oficina; la sección de mayor acumulada es la media, seguida de las secciones
inferior y superior respectivamente.
Fm. Freites (Mioceno Medio a Superior)
Esta unidad es mayormente lutítica y de ambiente marino somero, neríticocostero, con sedimentación predominantemente pelítica y con algunos eventos
arenosos en su base en el extremo SO del bloque. Suprayace en concordancia a la Fm.
Oficina.
Fm. Las Piedras (Mioceno Superior a Plioceno Inferior)
Esta unidad depositada concordantemente sobre la Fm. Freites está
conformada por areniscas finas, limolitas, limolitas carbonosas, arcilitas y lignitos de
ambiente marino nerítico-costero de carácter regresivo.
18
Fm. Mesa (Pleistoceno)
Suprayace en forma concordante y transicional a la Fm. Las Piedras y se
encuentra constituida por areniscas, conglomerados, limolitas y arcilitas de ambiente
continental fluvio-deltáico. Con la depositación de las formaciones Las Piedras y
Mesa se generó durante la regresión final del ciclo marino anterior.
2.3 Sistema petrolero y características de entrampamiento
(Yoris, F. y Ostos, M. 1997)
Las Rocas Madres principales son de edad Cretácica y están representadas por:
- Formación Querecual
- Formación San Antonio
Las Rocas Reservorios son de edad Oligoceno-Mioceno y están representadas por:
- La Formación Merecure
- La Formación Oficina
El sello es de edad Mioceno y esta representado principalmente por las lutitas de:
-La Formación Oficina (sello intraformacional) y
-La Formación Freites, la cual es el sello regional.
Figura 2.6. Tabla de Eventos para el Sistema Petrolero Guayuta -Oficina (Tomado de
Yoris, F. y Ostos, M. 1997)
19
Los sistemas de fallas determinan un sistema de bloques en los que, mediante
la yuxtaposición de rocas sello y reservorio controlan las acumulaciones de
hidrocarburos en el área de Oritupano-Leona. El potencial de entrampamiento se
encuentra entonces en función de:
•
Los espesores de arenas y lutitas.
•
El sentido y magnitud de los saltos de falla.
Pliegues de arrastre normal (Normal-drag folds): este tipo de pliegues son
reconocidos en casi todos los campos de la unidad Oritupano-leona. Estos forman
anticlinales del lado del bloque levantado de las fallas antitéticas y sinclinales del
lado del bloque deprimido (ver figura 2.7 (a)). Los extremos de estos pliegues de
arrastre normal son paralelos al rumbo de la falla. Aunque los yacimientos de mayor
magnitud en la unidad Oritupano-leona están asociados a estos pliegues del lado del
bloque levantado, una parte importante de la producción esta localizada del lado
deprimido (400 MBbl de petróleo en Oritupano C)
Pliegues de arrastre inverso (Reverse-drag folds): este tipo de pliegue son bien
reconocidos en el campo Leona. Estos forman anticlinales del lado del bloque
deprimido de las fallas principales (ver figura 2.7 (b)). Porras J. 2001, 2002, reconoce
un estrecho cinturón de pliegues de aproximadamente 10km de longitud a través del
bloque deprimido de la falla principal que atraviesa el campo Leona. Estos pliegues
afectan la parte media de la formación Oficina en áreas donde los planos de fallas
cambian de buzamiento. Gran cantidad de pozos han perforado estos pliegues
demostrando su potencial de entrampamiento (Más de 2.7 MMBbls se han producido
de estos pliegues)
20
Pliegues combinados (Composite folds structures): en algunos campos de la
unidad Oritupano-Leona, pliegues de arrastre normal son asociados con pliegues de
arrastre inverso en la misma sección vertical (ver figura 2.7 (c) ). La superposición de
estos dos tipos de pliegues es debido a la complejidad local de la red de fallas. En el
campo Junta se reconocen plegamientos de tipo combinado por la interacción entre
dos fallas normales que generan una trampa compuesta por un anticlinal del lado del
bloque levantado entre las dos fallas y un alto residual debido al sinclinal generado
por el arrastre del lado del bloque deprimido(ver figura 2.7 (d)).
Deformación plástica (Plastic Flow): en el campo Adobe en la parte central de
la unidad se han identificados pequeño rasgos de ondulamiento en ciertos niveles de
la formación Oficina. Este tipo de plegamiento podría estar relacionado a
deformación plástica (slumping) determinada por la competencia de los sedimentos
(ver figura 2.7 (e)). Este tipo de estructura es escaso en el área y su potencial
económico no ha sido establecido.
21
Figura 2.7. Tipos de entrampamiento en la unidad Oritupano-Leona ( (a) pliegue de
arrastre normal. (b) pliegue de arrastre inverso. (c) y (d) pliegues combinados. (e)
pliegue por flujo plástico. A= anticlinal, S= sinclinal, HW= bloque deprimido, FW=
bloque levantado. Observe la ubicación de las secciones en el área de OritupanoLeona (Tomado de Porras, J. et al. 2002)
22
Capítulo 3
METODOLOGÍA
A través de este capítulo se va a desarrollar la metodología empleada para la
realización del modelo estático 3D en cada una de sus etapas. Primero se tratará lo
concerniente a la generación de sismogramas sintéticos y tablas tiempo-profundidad
con el uso de la herramienta Syntool, que sirvieron para calibración sísmica-pozo,
luego la interpretación de horizontes sísmicos y edición de fallas que definen nuestra
área de estudio con el uso de la aplicación SeisWorks, la generación de modelos de
velocidad con el uso de la herramienta Depth Team Express que serán empleados
para la conversión de los horizontes en tiempo a profundidad y corregidos con los
topes interpretados en los pozos con el uso de Z-MAP Plus. Por último el manejo del
programa Petrel para la carga de datos que integran el modelo, así como el proceso de
ensamble de la malla 3D y distribución de propiedades petrofísicas a través de
métodos geostadísticos. Los resultados de la aplicación de estos métodos serán
discutidos en el capítulo 5.
3.1 Generación de sismogramas sintéticos:
El sismograma sintético permite la integración entre los datos geológicos y
geofísicos. Mediante la generación de un sismograma sintético podemos asociar los
topes geológicos a un evento dentro del volumen sísmico. Para esto se debe tener en
cuenta lo siguiente:
1. Los datos sísmicos y el sismograma sintético deben tener el mismo datum.
2. La fase de la sísmica que se esta integrando (fase mínima, fase cero o fase
mixta).
23
3. Se debe contar con registros sónicos y densidad corregido así como de una
tabla checkshot tomada del pozo.
Para la generación de los sismogramas sintéticos se empleó la herramienta
Syntool de la suite OpenWorks de Landmark. A continuación se muestra un flujo de
trabajo esquematizado para la realización de estos sintéticos:
En el menú de aplicaciones de OpenWorks se elige la herramienta Syntool.
Dentro de un nuevo archivo se deben especificar un pozo que posea registro sónico
de densidad y tabla checkshot dentro del intervalo de interés.
Syntool provee varias opciones para determinar las relaciones tiempo
profundidad, de manera de preservar los coeficientes de reflexión originales se
empleó el método indirecto (que calcula la serie de reflectividad con el registro
sónico no corregido) para determinar las relaciones tiempo profundidad.
Luego de predeterminar las entradas para la generación del sintético la
ventana de Syntool muestra de izquierda a derecha lo siguiente:
1) Escala tiempo profundidad basada en el registro sónico
2) El registro sónico empleado para generar la escala tiempo profundidad
3) El registro sónico original (sin correcciones por tabla checkshot)
4) Registro de densidad
5) Registro de impedancia calculada basándose en el registro sónico y de
densidad
6) La serie de reflectividad
7) Sismograma sintético que puede ser filtrado con una ondícula predeterminada
por el programa o por una ondícula extraída de la sísmica, esta ultima opción
permite que el sintético se aproxime más aún a la respuesta sísmica.
24
Es opcional agregar a los registros topes de interés y otros registros como
resistividad, Gamma Ray entre otros, esto con la finalidad de validar los datos de los
registros sónicos y densidad que en algunos casos tiene errores.
Para obtener la correlación del sintético con la sísmica se despliega la data
sísmica en la ventana de Syntool el programa mostrará automáticamente la línea que
corresponda a la localización del pozo al que se le realizó el sintético. Es preciso
definir el rango de trazas a mostrar en torno al pozo. Luego se elige la opción de
“correlación del sintético” en la misma ventana de tiempo en que se extrajo la
ondícula de la sísmica que generalmente se encuentra limitada por el área de interés.
Se puede mejorar la correlación corriendo el sintético en tiempo aplicando un
corrimiento en tiempo y rotando la fase de la ondícula cierto ángulo hasta minimizar
el desfase entre el sintético y la respuesta sísmica.
Para los fines del estudio se tomaron dos áreas delimitadas por el campo
Oritupano C que se encuentra en la parte Nor-centro de la unidad y el campo Leona
Oeste que se encuentra en la parte Sur-occidental de la unidad Oritupano-Leona. En
el campo Oritupano C se realizaron sintéticos para 3 pozos que contaban con registros
de densidad y sónico, además estos pozos se encuentran bien distribuidos a lo largo
de la estructura del campo por lo que es factible asociar las tablas tiempo profundidad
generados con estos sintéticos a los pozos vecinos tomando en consideración su
cercanía y ubicación dentro de la estructura.
En el campo Leona Oeste se realizaron sintéticos para dos pozos igualmente
bien distribuidos y espaciados dentro de la estructura de este campo y se asociaron
dichas tablas a los demás pozos vecinos. Además se realizaron sintéticos para dos
pozos en un bloque deprimido al nor-oeste de Oritupano C en lo que se conoce como
campos menores estos no fueron utilizados para la generación del modelo estático
pero sirvieron para la calibración sísmica pozo del área. A continuación se presenta
una tabla con los resultados de los sismogramas sintéticos, corrimiento en tiempo
25
“shift” aplicado, rotación de fase, coeficiente de correlación y desfase. Los sinteticos
generados serán discutidos en el análisis de resultados.
Pozo
ORI-X1
ORI-X2
ORI-X3
LG-X4
LM-X5
ADM-X6
ADS-X7
Shift (ms) Rotación de fase
ORITUPANO C
-40
35
-37,9
59
-45,4
-40
LEONA OESTE
-36,5
-60
-30,2
32
CAMPOS MENORES
-35,8
45
-28
41
Coef. Corr
0,55
0,44
0,5
0,48
0,37
0,72
0,69
Tabla 3.1. Resultados de los simogramas sintéticos
3.2 Interpretación de horizontes sísmicos y edición de fallas
Para la interpretación de horizontes sísmicos se emplea la herramienta
SeisWorks de OpenWorks. Primero se observa que evento se encuentra amarrado con
los topes interpretados en los pozos luego de identificar el evento según el tope o los
topes de interés se inicia la interpretación. Esta interpretación enmarca dos procesos
uno de definición del horizonte (nombre de localización) y otra de interpretación
dentro de un mapa sísmico. Dentro de los parámetros del horizonte se debe definir
que parte de la ondícula sísmica se quiere interpretar, mínimo se refiere a un valle,
máximo se refiere al pico de la ondícula y cero crossing se refiere al cruce por cero
entre un valle y un pico.
En la parte de interpretación y edición de fallas se tomaron en consideración
el conjunto de fallas principales para cada campo y se agruparon en un archivo que
fue activado para la edición de las mismas. La interpretación de las fallas cada 5
líneas y 5 trazas permitió construir los polígonos de fallas para definir los bloques
26
dentro de la estructura y orientar los contornos al generar los mapas de profundidad y
error con el programa ZMAP PLUS de la suite OpenWorks de Landmark.
El objetivo de explotación para el campo Leona Oeste, son las arenas T-U que
corresponden a la parte inferior de la formación Oficina por lo que el modelo estático
de este campo esta limitado por estas dos arenas. Los horizontes sísmicos de interés
corresponden en los pozos ya calibrados al tope de la arena S5 y U3. El tope de la
arena S5 corresponde a un valle a lo largo de la sísmica que fue interpretado como
Leona_Wce_Mkr95 con la herramienta Seiswork 3D de la suite OpenWorks de
Landmark al igual que la arena U3 que corresponde a un pico de amplitud a lo largo
de la sísmica interpretado con el nombre de Leona_Wce_Mkr10n. Ambos se
interpretaron con la opción “Auto-Dip” que toma el valor de mayor valor de amplitud
sea positiva si es un pico o negativa si es un valle. Cabe destacar que en ciertas partes
de la sísmica se pierde la resolución del evento por lo que se utilizó la opción “Point”
que toma el valor de amplitud donde marca el usuario en la sísmica. Las razones de
porque se pierde el horizonte serán discutidas en el análisis de resultados.
En cuanto a Oritupano C el objetivo de explotación corresponde a las arenas
P-R-S la parte inferior de la Formación Oficina. Anterior a este estudio se contaba
con un modelo de simulación de estas arenas que se realizó con la interpretación de
un horizonte más somero que corresponde a las arenas de Oficina medio y se llegó a
las arenas P-R-S a través de mapas isópacos. En esta oportunidad se realizó la
interpretación de un horizonte sísmico con el nombre de ORIC_P que corresponde al
tope de las arenas P1 interpretado en los pozos y se corrigió un horizonte
parcialmente que corresponde con el tope de las arenas S4 con el nombre de
ORIC_S4_MD.
Paralelamente a la interpretación se realizaron varias observaciones expuestas
a continuación que permiten abrir una discusión acerca de la fase de la sísmica 3D del
bloque Oritupano-Leona que fue procesada por la compañía veritas en Venezuela y
que hasta el momento se ha asumido de fase cero, cuando en realidad las
27
observaciones llevan a pensar que esta en fase mínima (90°). Este problema fue
identificado con la realización de sintéticos donde la respuesta del basamento en
algunos casos refiere fase cero y en otras tiene apariencia fase mínima.
Como fase mínima, entendemos la respuesta del basamento como un máximo
de amplitud seguido de un valle mientras que fase cero seria dos valles con un pico en
el medio, esto tomando en consideración el claro aumento de impedancia que refleja
el basamento con respecto a estratos suprayacentes. El origen de este problema puede
venir que la adquisición se realizó en un área donde existen mesetas que introducen
bandas de frecuencia por efecto de la capa meteorizada además se realizaron los tiros
tanto con explosivos (dinamita) como con camiones vibradores lo que genera una
diferencia si consideramos que la fase de los explosivos es mínima mientras que la de
los camiones vibradores es fase cero. Todo esto se trato de corregir con el
procesamiento de la data sísmica pero el suavizado que se realizó a las trazas por
medio de filtros no fue el apropiado ya que se aprecian bien las estructuras pero con
el precio de perder la calidad del dato por lo que no se esta trabajando con amplitudes
relativas verdaderas.
Punto brillante
Basamento
Figura. 3.1 Línea sísmica este-oeste donde se observa la respuesta del basamento a
1900 ms y una anomalía de amplitud a los 900 ms
28
Observando en detalle la sísmica migrada pre-apilada en tiempo de
Oritupano-Leona se observan dos rasgos principales que sugieren que los datos
podrían tener una fase de 90-grados y no de cero-grados como se ha asumido
generalmente (ver figura 3.1). Estos dos rasgos corresponden a dos reflexiones, una
superior correspondiente a un punto brillante dentro de la Formación Freites, ubicado
en el área de Leona y el cual se presume representa un yacimiento gasífero, y una
inferior proveniente del basamento.
Figura. 3.2 Acercamiento de la anomalía de amplitud con carácter de fase 90°
En primer lugar este punto brillante representaría una anomalía de amplitud
proveniente del tope y base de un yacimiento presumiblemente gasífero, cuyo espesor
esta por debajo del limite de resolución de la sísmica (lambda cuartos). La reflexión
de la anomalía presenta un carácter triple negativo-positivo-negativo (rojo-azulrojo) (ver figura 3.2) lo que sugiere que se trata de un cuerpo de impedancia acústica
29
mayor al entorno (asumiendo una sísmica de fase cero). En el caso de fase cerogrados la reflexión proveniente de la arena gasífera debería consistir en dos eventos y
no tres, un valle correspondiente al tope de la arena y un pico correspondiente a la
base, esto se debe a que no estamos en presencia de un cuerpo de mayor impedancia
como sugiere la respuesta sísmica sino de un evento gasífero que supone un
decrecimiento importante en la impedancia que genera un mínimo de amplitud
seguido de un máximo de amplitud producto del aumento en la impedancia de los
estratos suprayacentes.
Figura. 3.3 Acercamiento de la respuesta sísmica del basamento con carácter de fase
90°
En el caso del basamento la reflexión obtenida es de carácter doble con un
positivo seguido de un negativo. Si asumimos que el tope del basamento debería
consistir en una única interfase y contraste de impedancia, entonces esta reflexión
muestra un carácter de fase de 90 grados (ver figura 3.3). Nótese que los dos eventos,
30
positivo y negativo, presentan amplitudes claramente apareadas, es decir, las
amplitudes máximas negativas y positivas siempre coinciden, siendo este un rasgo
característico de una reflexión de una sola interfase con una ondícula de fase 90grados. En el caso de fase cero-grados una única interfase o contraste de impedancia
estaría representado por un pico de máxima amplitud, simétrico. Además si
asumimos que la sísmica posee una fase de cero grados el basamento supone un claro
de aumento de impedancia y una reflexión simple de máxima amplitud positiva.
Si se rota la fase de la cross-line mostrada en la figura 3.1 podemos ver como
en efecto el carácter triple de la anomalía de amplitud proveniente del intervalo
gasífero se reduce a un evento doble mostrando el tope y la base. Por otro lado el
evento doble correspondiente al basamento se reduce a un solo pico de máxima
amplitud positiva (ver figura 3.4). Esta interpretación concuerda mejor con una
ondícula fase cero-grados.
Punto brillante
Basamento
Figura. 3.4 Línea sísmica este-oeste con rotación de fase en –90° observe el carácter
de las reflexiones del basamento y el punto brillante
31
Figura. 3.5 En el punto brillante al rotar la fase de la sísmica original en –90 grados la
anomalía de amplitud se convierte en una doble reflexión que representa tope (evento
negativo superior) y base (evento positivo inferior) de la arena gasífera. Se observa la
similitud de las magnitudes de las amplitudes de tope y base.
Figura.3.6 En el basamento, al rotar la fase de la sísmica original en -90-grados, el
evento sísmico se muestra como una sola reflexión sencilla, positiva. Se observa
como existe un máximo de amplitud en el pico que no esta apareado con ningún otro
evento.
32
En este momento se esta realizando un reprocesamiento en el que se están
considerando estas variables para mantener amplitudes relativas verdaderas y
preservar la calidad del dato. En general la rotación de fase que se debió aplicar a los
sintéticos fue en el orden de los 45° lo que sirve de evidencia los cambios de fase que
se observan en el basamento, haría falta realizar nuevos estudios y observaciones con
el nuevo volumen sísmico reprocesado para concluir en estas afirmaciones.
3.3 Generación de cubos de velocidades
Para convertir los horizontes interpretados en la sísmica de tiempo a
profundidad es preciso generar un modelo de velocidades del área que se adapte lo
mejor posible a la complejidad geológica del campo. Se generaron dos cubos de
velocidades uno para el campo Leona Oeste y otro para Oritupano C para ello se
utilizó la herramienta Depth Team Express de la suite OpenWorks de Landmark.
Luego de seleccionar el programa Depth Team Express del menú de
OpenWorks se definen los parámetros del modelo como nombre, una breve
descripción del mismo, ventana de tiempo que para nuestro caso va de 0 mseg a 3000
mseg, así como las unidades de longitud, además se debe limitar el modelo entre el
numero de líneas y trazas que limitan el campo. Ya que se encuentra definido el área
de estudio, se desplega el cubo de velocidad con el programa OpenVision de
OpenWorks y se activan las tablas tiempo profundidad de los pozos del campo
anteriormente calibrados en SeisWorks manteniendo el corrimiento en tiempo “shift”
aplicado a los mismos, esto se hace con el fin de que las velocidades en el modelo se
adapten lo mejor posible a los cambios en la estructura del campo.
Se carga un horizonte en tiempo interpretado en SeisWorks dentro del cubo de
velocidades y esto interpola las velocidades a lo largo de la estructura del horizonte.
Una de las limitaciones del programa es que no se pueden cargar las fallas por lo que
los contornos de velocidades no terminan en el salto de falla si no que son continuos
33
esto genera un error que será explicado posteriormente (ver análisis de resultados)
entre la profundidad calculada de un tope geológico y el mismo tope interpretado en
el pozo ya que la velocidad en el punto no se adapta al cambio de velocidad real
debido al salto en la estructura. Este error es de gran importancia si consideramos que
la mayoría de los pozos se encuentran al borde de las fallas.
3.4 Conversión de horizontes sísmicos de tiempo a profundidad y ajuste de
mapas convertidos a profundidad con topes interpretados en pozos
Luego de haber interpretado los horizontes sísmicos y editados los planos de
fallas se procedió a transformar de tiempo a profundidad con la herramienta TDQ de
la suite OpenWorks de Landmark. Para ello se seleccionó el modelo de velocidad
generado para cada campo (la conversión se realiza primero para un campo y luego
para el otro). Se seleccionan los horizontes interpretados en tiempo y se corre el
programa el cual automáticamente genera un mapa en profundidad del horizonte en
tiempo.
Para el caso de las fallas es necesario definir el dominio de la conversión, es
decir, de donde provienen los datos, (SeisWorks, opción Geofísica) y donde debe ser
cargados, el programa ofrece la opción de cargar los datos en la base de datos de
StratWorks (opción Geológico) y en la misma base de datos de origen de SeisWorks
(Geofísico) siendo esta ultima la opción de conversión empleada.
Luego se importan el conjunto de fallas y horizontes al programa Z-MAP Plus
en el cual se corrigen los errores con respecto a los topes en profundidad declarados
en los pozos.
Existen dos maneras de hacer el ajuste de los topes de pozos con un horizonte
usando Z-MAP Plus de Landmark.
34
La primera es generar un conjunto de datos con el valor del tope de interés y
entonces aplicar el macro ubicado en CARM → Surface Correction. Sin embargo, en
un intento hecho con mapas del campo Leona esta forma no funcionó (no hacía
corrección alguna).
La segunda forma es calcular el conjunto de datos “pointset” del tope de
interés, luego hacer “back-interpolation”, calcular el error entre el “back
interpolation” y los valores del tope medido en pozo, con esto generar una malla de
error y finalmente substraerlo del mapa del horizonte en profundidad. A continuación
se dan algunos detalles de esta metodología.
1) Generar un conjunto de datos con los valores del tope del pozo
ZMAP → Utilities → poinset builder → well → pick → surface (se escoge el
tope de interés) → confidence factor → point set field (sstvd) → pointset data
source (usar topes) → pointset name (se le otorga un nombre al conjunto de
datos).
2) Guardar el pointset en el MFD (base de datos de Z-MAP) que se está usando
al generar el
conjunto de datos “pointset” se copió en OpenWorks. Es
conveniente guardarlo en el MFD para mayor comodidad. Esto se hace usando el
comando copy file.
3) Operations → back interpolation
Select input grid (seleccionar la grilla en profundidad sin corrección);
Select input data (seleccionar el pointset con el pick de interés que se generó
anteriormente). output (new field: se le otorga un nombre, por ejemplo Back_I)
4) Generar la diferencia entre el “Back-interpolation” y el tope en el pozo
Operations → grid operations → dual grid (Error = back_inter - tope). En ese
mismo orden ya que luego se va a realizar una substracción.
5) Hacer una malla del Error
35
6) Generar una malla corregida. malla original no corregida (horizonte en
profundidad) menos malla del error.
Para graficar los valores del error o el valor del tope del pozo sobre un mapa
de Z-MAP (o cualquier otro dato): se activa la opción del menú, Features → (X,Y,Z)
Point data y se definen los parámetros del gráfico.
3.5 Carga de datos en Petrel y generación del modelo estático del campo
Oritupano C
Una vez calibrada la sísmica con los topes interpretados en los pozos, luego
de interpretar los horizontes de interés generar el cubo de velocidad y convertir los
horizontes en tiempo a profundidad es el momento de integrar todos los datos y
generar un modelo estático 3D para ello s empleó el programa Petrel de
Schlumberger que es una herramienta que permite importar los datos interpretados de
otras bases de datos como la de Openworks donde se generaron horizontes fallas
cubos de velocidades y seguir un esquema de procesos que conllevan a la generación
y completación del modelo 3D.
Para limitarse al área de interés se genera un polígono con el que se cortan los
pilares de falla y los horizontes fuera del área de estudio y se generan dos planos
paralelos a cada uno de los horizontes uno superior al horizonte P1 y uno inferior al
horizonte S4 esto con el fin de generar un plano superior e inferior de corte para
armar el esqueleto del modelo estático.
La idea de construir un modelo estático 3D que integre las fallas, horizontes y
propiedades petrofisicas del campo Oritupano C tiene como finalidad calcular
volúmenes de hidrocarburos, diseñar y definir propuestas de perforación y trabajos en
pozos ya perforados así como definir la geometría de los yacimientos.
El proceso inicial para generar una malla 3D que contenga los horizontes,
mapas isópacos, pozos, topes y propiedades petrofisicas, es el proceso de modelado
36
de fallas. La data importada al programa representa la forma inicial de la falla que es
editada con el uso de pilares claves. Estos pilares son líneas verticales en el plano de
falla definido por tres puntos y que representan las líneas de falla que fueron
interpretadas en la sísmica, la unión lateral de estos pilares definen el plano de falla
(ver figura 3.7)
En el caso de las fallas que se interceptan se debe generar un pilar común
entre ambas para que una termine contra la otra esto es importante en el caso de que
el cruce de las fallas genere un cierre estructural en el campo. Luego de generar el
modelo de fallas se construyó el esqueleto del modelo estático que representa una
malla que consiste de un tope una base y una intermedia compuestas de celdas, cada
una atada a los puntos de amarre de los pilares claves de fallas (ver figura 3.10)
Una vez generada la malla se debe cuidar que las celdas de dicha malla estén
lo mas cuadriculadas posible esto es un problema sobre todo en la zona de fallas
donde las celdas buscan un arreglo preferencial en torno a la falla y pierden su forma
ortogonal. Esto es de gran ayuda cuando se introduce el modelo estático al simulador.
Se generó una nueva malla 3D donde se especificó la orientación de las celdas
alrededor de las fallas con la opción “I” (este-oeste) para que las celdas se acomoden
lo más perpendicularmente posible como es necesario para realizar la simulación y en
las fallas con orientación vertical se aplicó zig-zag para que las celdas no se
desorienten alrededor de estas fallas.
Una ventaja de crear el esqueleto del modelo basado en los pilares de falla y
no basado en las superficies, es que se puede actualizar el modelo con respecto a un
nuevo horizonte sin tener que repetir el modelado de falla y grillado de pilares de
falla.
El esqueleto del modelo representa el espacio donde los horizontes van a ser
incorporados posteriormente, esto significa que los pilares no están asociados a
valores de profundidad las tres mallas creadas no representan superficies, estas
representan la posición de los puntos de control del pilar en el tope medio y base de la
malla.
37
El paso final en el modelado estructural es incorporar los horizontes a la malla
del esqueleto (ver figura 3.11). El programa Petrel permite la opción de importar los
horizontes en tiempo y luego convertirlo a profundidad en este estudio los horizontes
y fallas ya están en el dominio de profundidad por lo que el resultado final es una
malla 3D que consiste en un conjunto de pilares conectado en la base el medio y el
tope y donde tanto estas como las celdas de la malla están atadas a los valores en
profundidad de los horizontes.
Luego de haber incorporados los horizontes a la malla 3D e incorporarlo al
modelo de falla en el proceso Hacer Horizontes (“Make Horizons”) de Petrel se
crearon zonas dentro de los horizontes que representan el tope y base del modelo con
el proceso Hacer Zonas (“Make Zones”) de Petrel.
Estas zonas son los isópacos generados en ZMAP y que fueron importados a
Petrel. Los mapas isópacos fueron generados con la correlación hecha por los
geólogos entre tope y base permeable de las arenas de interés por lo que un isópaco
representa el espesor entre el tope permeable y base permeable de una arena.
También se realizaron isópacos para los intervalos no permeables para no generar
vacíos en el modelo y que a la vez representan sello dentro del paquete de arenas.
Los mapas isópacos generaron valores negativos en las zonas donde los pozos
tienen espesor igual a cero, esto es debido al algoritmo de extrapolación del programa
que genera un campo negativo para pasar de espesores iguales a cero a espesores
mayores a cero. Para corregir este error se aplicó un clip mínimo a la malla del
isópaco para forzar a que los valores negativos que no representan cruces en los topes
se hagan cero.
La metodología que el programa emplea para generar estos mapas de
espesores se basa en la extrapolación de los valores de espesor medidos en los pozos
tenemos la ventaja que existe una cantidad considerable bien distribuida de pozos que
permiten que la extrapolación se adapte mejor a espesores reales. En zonas donde no
se han interpretados los topes y el mapa isópaco no extrapola los espesores se contó
38
con la colaboración del geólogo que los interpreto en pozos claves para la realización
de estos isópacos.
En el proceso de Hacer zonas “Make Zones” de petrel los isópacos pueden ser
incorporados al modelo con la opción “True vertical thickness” o “True stratigraphic
thicksness”, se eligió la opción “True vertical thickness” ya que fue la misma opción
que se utilizó para importar los mapas isópacos al proyecto. Luego se selecciona el
intervalo estratigráfico donde se van a sumar los espesores en este caso se aplicó un
solo intervalo TOP P1-TOP S4 dentro de este intervalo se incorporan 8 isópacos
correspondiente a arena neta y 8 correspondiente a los intervalos no permeables que
representan el sello. Luego se especifico el número de zonas en total 15 que
corresponden a los isópacos dentro del intervalo TOP P1-TOP S4 y se define el tope
entre cada isópacos esto con el fin de que el horizonte generado no presente errores
con los topes interpretados en los pozos.
Al ejecutar el proceso de hacer horizontes “make horizons” se genera un
reporte de error entre los topes de los pozos y los horizontes generados dentro de la
malla 3D. Este mismo reporte es generado en el proceso de “Make Zones” estos
errores corresponden a la diferencia entre los topes en los pozos y los horizontes
generados guiados por el espesor de los mapas isópacos para cada nivel estratigráfico.
Las primeras realizaciones arrojaron errores del orden de los 300 pies un error
muy grande que supera en gran medida los limites aceptables para realizar alguna
propuesta o trabajo de pozo, luego de realizar las correcciones pertinentes (ver
análisis de resultados) se disminuyó el error al orden de los 20 pies en algunos pozos
esto podría considerarse un error aceptable tomando en cuenta que estos se ubican en
algunos pozos identificados y distribuidos en el área pero se decidió seguir mejorando
este error tomando en cuenta que a la hora de realizar trabajos en los pozos con
errores del orden de los 20 pies se estaría corriendo el riesgo de ubicar objetivos fuera
de profundidad más aún si se sabe que las arenas de interés en muchos casos no
superan los 15 pies de espesor. Finalmente el error se llevó a cero pies por pozo con
excepción de algunos pozos que no sobrepasaron los 5 pies de error.
39
N
Figura 3.7. Horizontes tope y base del modelo estático donde se presentan los pilares de fallas asociados a los
planos de falla dentro del intervalo de interés. Profundidad en pies
40
N
Figura 3.8. Horizontes tope y base del modelo 3D donde se presentan los planos de fallas dentro del intervalo de
estudio desde una perspectiva este-oeste. Profundidad en pies
41
N
Figura 3.9. Horizontes tope y base del modelo 3D donde se presentan los planos de fallas dentro del intervalo de
estudio desde una perspectiva oeste-este. Profundidad en pies
42
N
Figura 3.10. Mallado de los horizontes y las fallas vista en planta. Profundidad en pies
43
N
Figura 3.11. Modelo 3D dentro de la malla 3D (esqueleto) del campo Oritupano C. Profundidad en pies
44
N
Figura 3.12. Modelo 3D del campo Oritupano C donde se aprecian la estructura bloque levantado al norte y
bloque caído al sur. Así como el bloque intermedio al este del campo producto del cruce entre dos fallas
normales. Profundidad en pies
45
3.6 Definición de capas “Layering”, escalado “up scaling” y Distribución de
propiedades petrofísicas (modelado petrofísico)
Luego del proceso hacer horizontes “make zone” y definir los espesores en el
intervalo de interés se procedió a definir las capas dentro de cada arena. La forma de
estimar el número de estas capas fue revisando los registros de cada uno de los pozos
del campo, las curvas que fueron revisadas corresponden a la propiedad que se
deseaba crear posteriormente en escalamiento de los pozos. La revisión consistió en
tomar el registro más complicado con mayor número de deflexiones en la curva para
cada arena y aproximar el número de capas que mejor representara la curva en el
dominio discreto. Los intervalos impermeables se les asignó una sola capa dentro del
“layering” (definición de capas).
El escalado “ups scaling” de los pozos consiste en generar un registro discreto
a partir del registro continuo de la propiedad petrofisica que se desea utilizar en el
modelo por esta razón es necesario definir un número de capas adecuado para cada
arena que reproduzca de manera precisa el registro continuo (ver figura 3.16), además
en este proceso se evidenció la corrección de los mapas isópacos dentro del modelo
ya que el registro discreto se encuentra dentro de los topes interpretados en los pozos
y que se observan en los registros en la sección de pozos.
Posterior a la definición de capas se generaron las propiedades petrofisicas
dentro del modelo, se generó porosidad efectiva (Phie) y saturación de agua (Sw).
Con estas propiedades se va a realizar una extrapolación geostadística para definirlas
a través de las arenas R del campo Oritupano C.
3.6.1 Definición de capas “Layering”
Este proceso define la resolución vertical de la malla 3D (ver figura 3.13).
Luego de la zonación estas deben ser divididas en un número de capas representativas
de los registros de pozos sobre todo de los registros que se piensan emplear para la
creación de propiedades dentro del modelo 3D (ver figura 3.15). Esta subdivisión
46
tiene como finalidad contener información de facies. Estas capas no deben perder
detalle pero tampoco deben ser muy delgadas ya que generara un número
considerable de celdas que desmejorara el manejo del modelo. Si se tiene una
detallada descripción de facies estas se pueden combinar con propiedades petrofísicas
como las empleadas en el modelo de porosidad efectiva y saturación de agua.
3.6.2 Escalamiento “Scale up well logs”
Este proceso consiste en asignar valores a las celdas de la malla 3D que
atraviesan los pozos, debido a que cada celda puede mantener un solo valor el
escalamiento resulta de un promedio de los valores del registro continuo. El propósito
de este escalamiento de los registros de pozos es utilizar esta información para el
modelado de propiedades. Se puede actualizar una propiedad existente o crear una
nueva propiedad basado en los registros existentes en los pozos en primera instancia
se crearon dos propiedades de primer interés que son porosidad efectiva y saturación
de agua, se seleccionan todos los pozos para aplicar la propiedad cabe destacar que
existen pozos a los cuales no se les corrió estos registros, por ultimo se selecciona el
método de escalamiento a emplear, el programa permite la utilización de varios
métodos debido a que diferentes propiedades requieren diferentes métodos de
escalamiento para obtener el mejor resultado posible. Estos métodos son:
Aritmético: típicamente usado para propiedades como porosidad, saturación y
espesor neto ya que estas son variables aditivas.
Harmónico: provee la permeabilidad efectiva si el reservorio esta dividido con
permeabilidad constante en cada capa.
Geométrico: es un buen estimador de permeabilidad
Mínimo: muestrea el valor mínimo del registro en la celda correspondiente
Máximo: muestrea el valor máximo del registro en la celda correspondiente
Mejor muestra: (solo para registros discretos): selecciona el valor discreto que mejor
representa el registro en cada celda en particular.
47
Como se utilizaron las propiedades de porosidad efectiva y saturación de agua
se aplicó el método aritmético para escalar los registros (ver figura 3.17).
3.6.3 Modelado petrofísico
Luego de realizar el escalamiento de los pozos y generar las propiedades
petrofisicas discretizando los pozos de manera que reproduzca de manera adecuada
los registros continuos se tiene una malla 3D con valores de propiedades en cada
celda que atraviesa el pozo sin embargo para la realización de nuevas propuestas de
perforación y en general para una definición completa de las propiedades en todo el
campo es necesario generar un modelo de estas propiedades en toda el área. Petrel
permite realizar modelos de propiedades petrofisicas basados en métodos
geoestadísticos para efectos de este trabajo se presenta una rutina de trabajo para la
realización de estos modelos basados únicamente en métodos estadísticos que ofrece
el programa ya que no se cuenta con un modelo sedimentológico completo que
permita dar una orientación con mayor sentido geológico a la extrapolación de estas
propiedades. En el capítulo de análisis de resultados se presentará una discusión
acerca de los alcances de realizar el modelo basados en algoritmos geoestadísticos y
la recomendación para mejorar el modelo incluyendo modelos geológicos.
Para modelar las propiedades petrofisicas se puede emplear tanto un modelo
determinístico como estocástico.
El modelado determinístico genera resultados suavizados donde se puede
considerar información de variogramas hechos del área y por lo tanto generar
modelos orientados según la anisotropía del área de estudio, entre los métodos
determinísticos están el “krigging” y el “moving average” ambos no producen
variación local por lo que varias realizaciones generan el mismo resultado esto es una
limitación del método si se desea realiza un estudio de incertidumbre en las
propiedades del campo.
Por su parte el modelado estocástico se basa en el método de simulación
secuencial gausiana, con el cual se pueden ejecutar varias realizaciones y hacer
48
estudios de incertidumbre (ver figura 3.18 y 3.19), cabe destacar que estos son
métodos estadísticos y tienen N soluciones posibles por lo que realizar varias
iteraciones del mismo algoritmo puede dar resultados diferentes y la magnitud de esa
diferencia es un reflejo de la incertidumbre de nuestro modelo. Una introducción
teórica de estos métodos se expone en el apéndice de este trabajo.
A continuación se presenta un flujo de trabajo para la realización del
modelado petrofisico dentro del programa Petrel, ambos métodos estocástico y
determinístico presentan una metodología similar:
Dentro del proceso “Modelado Petrofisico” se elige el nivel estratigráfico al
cual se va a poblar con alguna propiedad petrofisica que igualmente debe ser elegida
dentro de los parámetros del modelado. Esta propiedad debe haber sido escalada
previamente en los pozos. Luego se establecen los parámetros de anisotropía rango
mayor y menor que se estimó dentro de los variogramas en el proceso de “análisis de
la data” (ver anexos A.9-A.10) se debe tener en cuenta que tipo de método de
interpolación se va a usar estocástico o determinístico para este modelo se generaron
varias realizaciones para ambos métodos usando simulación gaussiana para el método
estocástico y Krigging by Gslib para el método determinístico.
También se define el azimut y “nugget” (Efecto Pepita) que determina la
independencia del valor de cada celda al momento de realizar el algoritmo de
interpolación de los datos. Se establecen otros parámetros como variables secundarias
en este caso entraría en juego el modelo sedimentológico propuesto por los geólogos
y otras variables como número de celdas máximo a interpolar alrededor de una celda
madre con datos de pozos el radio de búsqueda y numero de refinamientos para cada
interpolación.
49
Figura 3.13. Modelo 3D donde se aprecian las arenas dentro del intervalo de interés y los acuñamientos de estas
que se evidencian en el corte producido por una falla normal. Profundidad en pies, la flecha apunta al norte
50
N
Figura 3.14. Modelo 3D donde se enfoca el área de interés para una propuesta de perforación en el bloque
levantado cercano al cruce de fallas normales. Profundidad en pies
51
Figura 3.15. Registros de PHIE (porosidad efectiva, izquierda) y SW (Saturación de agua, derecha)
continuos y su correspondiente discretizado dependiendo del número de capas definido para cada
intervalo. Se observa la similitud entre ambos registros, intervalos de una sola capa corresponden a
zonas impermeables
52
Figura 3.16. Registros de PHIE (porosidad efectiva, izquierda) y SW (saturación de agua, derecha)
continuos y su correspondiente discretizado dependiendo del número de capas definido para cada
intervalo. Se observa la similitud entre ambos registros, intervalos de una sola capa corresponden a
zonas impermeables
53
Figura 3.17. Horizonte S4 en profundidad dentro del modelo 3D donde se muestran los pozos con las
propiedades petrofisicas escaladas a valores discretos dentro de cada celda que atraviesa el pozo. Profundidad
en pies
54
Figura 3.18. Porosidad efectiva extrapolada en el campo Oritupano C para el nivel estratigráfico
correspondiente a la arena R0 con rango en dirección mayor de 1400 mts y 1000 mts en la dirección menor,
variograma exponencial y un efecto pepita de 0.1. Se presenta la propuesta de perforación (azul)
55
Figura. 3.19 Extrapolación de porosidad efectiva en el intervalo correspondiente a las arenas R0. Se
presentan los valores de porosidad a través de toda la sección y la trayectoria del pozo propuesto (azul).
56
Capítulo 4
ANALISIS DE RESULTADOS
En el siguiente capítulo se van a discutir los resultados obtenidos luego de
aplicar la metodología en los diferentes procesos que conllevan a la generación del
modelo estático 3D, realizando las observaciones pertinentes a los sismogramas
sintéticos, modelos de velocidad, horizontes interpretados en tiempo y mapas en
profundidad, así como los problemas que se presentaron y fueron solucionados al
ensamblar el modelo 3D en el programa Petrel.
4.1 Análisis de sismogramas sintéticos
En la figura 4.1 se presenta un tope estructural en tiempo interpolado del
campo Oritupano-Leona donde se muestran la ubicación de los pozos a los cuales se
realizó sismograma sintético.
Sintético Ori-X1: El pozo Ori-X1 es un pozo desviado que se encuentra al
este del campo Oritupano C, se le realizó sintético ya que es uno de los pocos pozos
que cuentan con registro corregido de densidad y sónico de onda compresional, para
filtrar el sintético se extrajo la ondícula de la sísmica en la ventana de tiempo
correspondiente al intervalo de interés de Oficina medio e inferior. El hecho que el
pozo sea desviado y atraviese una falla hace que desmejore el coeficiente de
correlación a pesar que no haya desfase. Esto es debido al corrimiento en tiempo que
presentan las trazas del otro lado de la falla y que el programa toma para realizar la
correlación entre el sintético y la sísmica. (Ver Figura 4.2)
Sintético Ori-X2: Al igual que Ori-X1 y Ori-X3 estos sintéticos se realizaron
con la finalidad de calibrar la sísmica del campo Oritupano C con los pozos de
57
manera de definir los reflectores a interpretar y al nivel estratigráfico que corresponde
ese reflector. El pozo Ori-X2 se encuentra al oeste del campo es un pozo vertical que
atraviesa la falla principal de Oritupano C en la parte de oficina superior lo cual como
mencionamos anteriormente desmejora la correlación sin embargo se observa una
buena correspondencia entre los reflectores y el sintético sobre todo en la zona de
interés por debajo de los 1550 mseg. (Ver Figura 4.3)
Sintético Ori-X3: Este es un pozo dirigido que se encuentra en la parte
septentrional del campo Oritupano C no existe el problema que el pozo atraviese
alguna falla, se observa una buena correlación en la parte de oficina medio y superior
que desmejora en oficina inferior ya que el sintético presenta picos de amplitud que
no se observan en la sísmica y esto puede es debido a que en la sísmica sobre todo a
esta profundidad tenemos perdida de frecuencias mientras que en los registros de
pozos con los que se realizó el sintético poseen altas frecuencias y se presentas picos
y valles que en la sísmica apenas se pueden distinguir. (Ver Figura 4.4)
Sintéticos LG-X4 y LM-X5: Tanto el LG-X4 como el LM-X5 son sintéticos
que se realizaron para calibrar los pozos del campo Leona oeste. En el caso del LGX4 se encuentra al este del campo es un pozo vertical y muestra una buena
correlación sobre todo en el intervalo de interés entre 1200 y 1600 mseg la tabla
tiempo profundidad generada permitió definir los horizontes a interpretar y ubicarlos
en la sísmica en los pozos del área sobre todo en áreas donde se pierde continuidad de
los reflectores. El pozo LM-X5: es un pozo desviado que atraviesa una falla al nivel
de oficina superior que desmejora la correlación sin embargo la asignación de esta ley
de velocidades a los pozos cercanos permitió calibrar adecuadamente con la sísmica
sin necesidad de aplicar un corrimiento en tiempo mayor al aplicado en el sintético.
(Ver Figuras 4.5 y 4.6)
58
Sintético Adm-X6: El pozo Adm-X6 se encuentra del lado oeste de la falla
con orientación noreste-suroeste que delimita al campo Oritupano C al oeste y lo
separa del Campo Junta, es uno de los pocos pozos que perforó el basamento en este
campo y sirvió para calibrar los pozos del campo Junta y además permitió ver una
relación entre la respuesta del basamento y la fase de la sísmica basados en las
observaciones de que en algunas áreas del volumen sísmico luce como fase mínima y
en otras como fase cero. (Ver Figura 4.7)
Sintético Orm-X8: es un pozo ligeramente desviado ubicado al sur del bloque
en el Campo Oritupano A que no es objeto de este estudio pero se le realizó
sismograma sintético como prueba para la determinación de la fase de la sísmica
como uno de los controles de calidad para el reprocesamiento del volumen sísmico
3D el sintético esta dentro de una ventana de tiempo de 300 mseg ya que los registros
sónicos y densidad fueron tomados solo en este intervalo. (Ver Figura 4.8)
59
Ori-X3
Ori-X1
Adm-X6 Ori-X2
LG-X4
Orm-X8
Ads-X7
LM-X5
N
10 km
Figura 4.1. Mapa estructural en tiempo donde se muestran la ubicación y los pozos (en azul) a los que
se realizó sintético. Escala de tiempo en mseg
60
Figura 4.2. Sintético realizado en el pozo Ori-X1
61
Figura 4.3. Sintético realizado en el pozo Ori-X2
62
Figura 4.4. Sintético realizado en el pozo Ori-X3
63
Figura 4.5. Sintético realizado en el pozo LG-X4
64
Figura 4.6. Sintético realizado en el pozo LM-X5
65
Figura 4.7. Sintético realizado en el pozo Adm-X6
66
Figura 4.8. Sintético realizado en el pozo Orm-X8
67
4.2 Interpretación Sísmica
Se realizó un análisis de espectro de frecuencia a dos líneas dentro del
volumen sísmico (ver figura 4.9) donde se determinó una frecuencia central
dominante en el orden de los 35 Hz y una frecuencia máxima en el orden de los 60
Hz. Estas frecuencias corresponden al intervalo de interés entre los 1450 mseg y 1850
mseg. Si asumimos una velocidad interválica del orden de los 10.000 pies/seg (ver
modelos de velocidad, sección 4.3) y la frecuencia central de 35 Hz, obtenemos un
λ/4= 71 pies de resolución sísmica vertical.
Figura. 4.9. Espectro de frecuencias.
Horizonte en tiempo tope de las arenas P1 (ver figura 4.10): se presenta un
mapa en tiempo del tope de las arenas P1 donde se pueden observar las fallas
principales y las estructura del campo el bloque levantado al norte de la falla principal
con orientación este-oeste lo cual evidencia el carácter estructural del
entrampamiento. Al oeste del campo se observa la intersección de dos fallas normales
que generan un bloque intermedio que tiene sello lateral con el bloque levantado al
norte y existen varios pozos productores. Hacia el este del campo observamos una
falla con orientación noroeste-sureste que delimita el campo y lo separa del campo
adyacente que se conoce como Campo Junta.
68
Horizonte en tiempo de las arenas S4 (ver figura 4.11): Se presenta un mapa
estructural en tiempo correspondiente al tope de las arenas S4 donde se pueden
apreciar rasgos similares al horizonte P1, el sistema de fallas principales cortan de
igual manera los estratos inferiores en dirección este-oeste y con buzamiento al sur.
Horizontes en tiempo Mkr10n y Mkr95 (ver figura 4.12 y 4.13
respectivamente): Se presenta un mapa estructural en tiempo de la parte de Oficina
medio en el campo leona oeste se observa una clara similitud con respecto al campo
Oritupano C en cuanto al sistema de fallas normales con orientación este oeste y el
tipo de entrampamiento que sigue siendo de tipo estructural solo en casos como el
campo 600-700 al este del bloque se registran casos de barras de flujo que entrampan
hidrocarburos, cabe destacar la formación de anticlinales producto del arrastre de las
fallas normales (Pliegues de arrastre normal e inversos) que generan el tipo de
entrampamiento característico de este campo y de los cuales se produce la mayor
cantidad de hidrocarburo.
Línea sísmica Norte-Sur (ver figura 4.14): en esta línea norte sur se observa el
intervalo de interés delimitado por los horizontes interpretados tope de las P1 y S4
dentro del cual se encuentra un paquete de 15 arenas productoras, nuestro modelo se
basa en las arenas R que comprenden 8 arenas en la parte media del intervalo, como
se observa en la línea sísmica la resolución vertical no permitió generar los espesores
de estas arenas a través de horizontes sísmicos ya que solo hay tres reflectores en un
intervalo que contiene 15 arenas por lo que se definió el tope y la base del intervalo y
los espesores se estimaron mediante mapas isópacos hechos con extrapolación de las
correlaciones de estas arenas hechas en los pozos perforados.
69
5 km
Figura 4.10. Horizonte en tiempo. Tope de las arenas P1
(Escala de tiempo en milisegundos)
70
N
N
5 km
Figura 4.11. Horizonte en tiempo. Tope de las arenas S4
(Escala de tiempo en milisegundos)
71
N
5 km
Figura 4.12. Horizonte en tiempo Leona_Wce_Mkr10n
(Escala de tiempo en milisegundos)
72
N
5 km
Figura 4.13. Horizonte en tiempo Leona_Wce_Mkr95
(Escala de tiempo en milisegundos)
73
Figura 4.14. Línea sísmica norte-sur #1560 correspondiente al campo Oritupano C, donde se muestran
algunos pozos del área con topes calibrados. Se observa el carácter extensional de la cuenca con la
presencia de fallas normales que buzan al sur
74
4.3 Modelos de Velocidad
Dentro del modelo de velocidades correspondiente al campo Oritupano C se
puede observar el ajuste de velocidades a los cambios en la estructura dados por el
horizonte sísmico correspondiente al tope de las arenas P1 interpretado en la sísmica
y las bandas de velocidad debido a los cambios litológicos (ver registro Gamma Ray
en la figura 4.16). Cabe destacar que el programa que genera el cubo de velocidades
no considera los saltos de fallas, esto genera un problema si tomamos en cuenta que
los pozos están cercanos a las fallas y que las bandas de velocidad en vez de terminar
contra estas ajustan al horizonte de manera suave, lo cual no representa de manera
adecuada el salto que supone la falla normal en el área y el cambio de velocidad que
este implica. (Ver Figuras 4.15 y 4.16). Esto no representa una falla del modelo, ya
que el error puede ser corregido al convertir los horizontes a profundidad mediante un
ajuste con los topes interpretados en los pozos
Al igual que en el campo Oritupano C en el cubo de velocidades para el
campo Leona Oeste observamos los cambios de velocidad con la profundidad y
respetando la estructura del campo definida por el horizonte interpretado de la
sísmica Leona Mkr95 también se observan las variaciones verticales en velocidad
debido a los cambios litológicos que se pueden comparar con los registros de Gamma
Ray en los pozos que se les realizó sintético. Las lutitas presentan menores
velocidades que las arenas. (Ver Figuras 4.17 y 4.18)
75
Ori-X2
Ori-X1
N
Figura 4.15. Modelo de velocidad del campo Oritupano C, se observa las bandas de velocidad ajustadas a las leyes de
velocidad en los pozos que aumentan relativamente con la profundidad. La franja de color amarillo por debajo del
horizonte representa el cambio de velocidad en el contacto con el basamento. Escala de velocidad en pies/seg
76
Figura 4.16. Modelo de velocidad del campo Oritupano C. Se observa un aumento relativo de las velocidades con la
profundidad; sin embargo se presentan bandas de menor velocidad que responden a cambios litológico como se puede
ver en los registros de Gamma Ray (amarillo) en dos pozos del campo. Escala de velocidad en pies/seg
77
Ori-X5
Ori-X4
N
Figura 4.17. Modelo de velocidad del campo Leona Oeste. Se observa el ajuste de las velocidades del modelo a las
leyes de velocidad en los pozos. El horizonte corresponde al tope de las arenas S5 de oficina inferior. Escala de
velocidad en pies/seg
78
N
Figura 4.18. Modelo de velocidad del campo Leona Oeste. Se observa las bandas de velocidad debido a los cambios
litológicos que se evidencian en el registro de Gamma Ray (amarillo) de un pozo ubicado al oeste del campo. Escala en
velocidad en pies/seg
79
4.4 Generación de mapas en profundidad y corrección de error en Z-MAP Plus
En el “pointset builder” (generador de conjunto de datos) del programa ZMAP PLUS se construye un conjunto de puntos con el valor de los topes en los pozos
en profundidad “sstvd” un incremento de líneas y trazas de 5 por 5 ya que con este
incremento se realizó la interpretación sísmica. Luego se realiza el “back
interpolation” entre la malla en profundidad no corregida, generada con TDQ y el
dato de entrada, que es el conjunto de datos generado anteriormente con el tope de
interés, luego se realiza una operación de data dual “dual data operation” entre el
“back interpolation” y el “sstvd” y esto representa el error entre el tope interpretado y
el horizonte interpretado en la sísmica en tiempo y convertido a profundidad.
Por último se realiza una malla del error y se generan los contornos (Ver
figura 4.19 y 4.21) luego se restan las dos grillas el de profundidad original y el mapa
de error se aplican el suavizado de 30 % y 15 pases se blanquean los polígonos de
fallas y nuevamente se generan los contornos (Ver figura 4.20 y 4.22), luego se
exporta en código ASCII para ser importado al programa Petrel para la generación del
modelo estático.
Los mapas de error generados para cada campo permitieron eliminar la
diferencia entre los mapas en profundidad y los topes, producto de la conversión
hecha con el modelo de velocidad que no ajusta las velocidades correctas a los bordes
de las fallas principales en las cuales se encuentra la mayor parte de los pozos debido
al carácter estructural del entrampamiento. Esto permitió trabajar con mapas en
profundidad que honran tanto la interpretación sísmica de los eventos
correspondientes a las arenas de interés como a los datos de pozo.
80
5 km
Figura 4.19. Mapa de error del horizonte P1 interpretado en la sísmica y el tope P1 interpretado en los pozos (Puntos
blancos representan la ubicación de los pozos de la misma forma se encuentran en blanco el error medido en pies y en
rojo el nombre del pozo)
81
5 km
Figura 4.20. Mapa en profundidad del horizonte P1 corregido y suavizado (Puntos blancos representan la ubicación de
los pozos y la profundidad a la que se encuentra el tope P1 medido en pies)
82
5 km
Figura 4.21. Mapa de error del horizonte S4 interpretado en la sísmica y el tope S4 interpretado en los pozos (Puntos
blancos representan la ubicación de los pozos de la misma forma se encuentran en blanco el error medido en pies y
en rojo el nombre del pozo)
83
5 km
Figura. 4.22. Mapa en profundidad del horizonte S4 corregido y suavizado (Puntos blancos representan la ubicación de
los pozos y la profundidad a la que se encuentra el tope S4 medido en pies)
84
4.5 Generación del modelo estático en Petrel
El problema con la extrapolación de los horizontes en las celdas cercanas a la
falla se debe a que en ciertos pozos muy cercanos a estas, la extrapolación al tope se
realiza del lado contrario de donde se ubica el pozo realmente (esta ubicación real del
pozo fue validada en observaciones a la sísmica ya calibrada), por esta razón se
procedió a editar los planos de falla de manera de corregir este error.
Posteriormente se siguieron presentando errores del orden de los 20 pies que
como se habla en la metodología sigue siendo un error muy grande para un modelo
cuyos objetivos de explotación en algunos casos no superan los 15 pies de espesor y
se detectó que el origen del mismo era el incremento en que fue hecha la malla 3D de
100 x 100, esto ocasionaba que en la zona de falla donde se aplicó zig-zag, las
mismas sobrepasaran la línea de falla y algunos pozos, lo que resultó en que se
mantuviese la extrapolación de los horizontes mas allá del plano de falla.
Se redujo el incremento a 50 x 50 y se solucionó el problema quedando en
todos los pozos un error en el orden de un pie y en un solo caso un error igual a 6 pies
En petrel se realizó el proceso de hacer horizontes “make horizons” y en el
cruce de fallas que se ubica en la parte Este del campo se generaba una depresión en
el horizonte correspondiente al tope de las arenas P1 de la Fm. Oficina, que no
concuerda con el tope interpretado en los pozos y por ende al realizar la zonación los
demás horizontes correspondientes a las diferentes arenas estos arrastraron el mismo
error del horizonte superior.
Se realizaron varias pruebas con los parámetros de la zonación y el proceso de
hacer horizontes “make horizons” así como la edición del horizonte TOP P1 que
consistió en disminuir la profundidad de los contornos en el área en que este se
encuentra errado para luego volver a ejecutar los procesos donde se evidenció la
corrección de los errores entre los horizontes y los topes en los pozos.
85
Las causas que introdujeron estos errores en la generación del esqueleto del
modelo 3D y la forma en que fueron corregidos, se pueden resumir en lo siguiente:
1) El incremento en las celdas 100 x 100 y el zig-zag aplicado a la falla en
cuestión hacen que los pozos que se encuentran muy cerca del plano de falla
queden del otro lado del bloque obligando a los horizontes a pasar por el tope
interpretado del otro lado de la falla. Se disminuyó el incremento a 50 x 50
además se quito la opción de corregir los horizontes en función de los
registros de pozos “well log” para que sólo tome en consideración los topes en
los pozos. Entre otras pruebas se realizó la suma y la resta de los mapas
residuales producto de la incorporación al modelo de los mapas isópacos con
el fin de eliminar el error. El error se redujo pero no era óptimo aún debido al
problema antes mencionado con la falla.
2) Se cambió la distancia de extrapolación en las fallas. En la falla principal se
colocó en 100 celdas, la falla con orientación preferencial norte-sur se colocó
en 50 celdas y el resto de las fallas con 30 celdas, esto de manera de controlar
la extrapolación del programa al generar los horizontes según las propiedades
y necesidades en cada plano de falla.
86
4.6 Definición una localización para el campo Oritupano C.
Como alcance de este estudio se propuso la definición de una localización
para perforar un pozo dirigido en el campo Oritupano C con un objetivo de
explotación en las arenas R de la formación Oficina.
La idea del grupo de geólogos de Petrobras Energía es ubicar dicho pozo en la
parte nor-este del campo cercano a la intersección de dos fallas normales una de
orientación este-oeste y otra de orientación preferencial norte-sur (ver figura 4.24).
De esta manera se busca drenar un área de la cual no han producido estas arenas
anteriormente.
La interpretación de los horizontes sísmicos permitió definir que el nivel
estratigráfico correspondiente a las arenas R de la formación Oficina se encuentran en
un alto estructural cercano a una de las fallas normales producto de un pliegue de
arrastre normal (ver figura 4.23). La edición de los planos de falla permitió diseñar la
trayectoria de la propuesta manera que esta se mantuviese del lado del bloque
levantado y muy cercano a la falla.
Por otra parte la extrapolación geostadística de porosidad efectiva en las
arenas R0 sugiere que la porosidad en estas arenas en un radio de 400 metros
alrededor la localización es del orden del 20%, además que el contacto agua petróleo
aún se encuentra por debajo del nivel estratigráfico donde se presentan estas arenas
(ver figura 4.25).
Finalmente dentro del modelo estático 3D se generó la propuesta de
perforación con el nombre de LOC_R y se realizaron los últimos ajustes en cuanto a
la trayectoria del pozo (ver figuras 4.26 y 4.27).
87
Figura. 4.23. Línea sísmica #1805 donde se observa la intercepción de las fallas normales al nivel de las arenas
P1 y la trayectoria del pozo propuesto bordeando la falla principal del lado del bloque levantado
88
Figura. 4.24. Mapa en tiempo del horizonte sísmico de las arenas S4. Se enfoca el área donde se ubicó la
localización cercana a la intercepción entre los polígonos de fallas. La escala de colores esta editada de manera
de resaltar el alto estructural en torno a la propuesta.
89
Figura. 4.25. Modelo estático 3D donde se presenta los valores de porosidad efectiva y el contacto agua
Petróleo a 6770 pies de profundidad para las arenas R0 y la propuesta de perforación (azul) cercana al pozo
X1 (rosa)
90
Figura. 4.26. Modelo 3D donde se presenta una proyección de la propuesta de perforación (azul) y un pozo vecino
(rosa) que sirvió como referencia para la estimación del contacto agua petróleo.
91
Figura. 4.27. Modelo 3D donde se presenta una proyección de la propuesta de perforación (azul) y un pozo
vecino (rosa) se observa la cercanía con el plano de falla; sin embargo la trayectoria del pozo se mantiene
siempre del lado del bloque levantado
92
Capítulo 5
CONCLUSIONES
El volumen sísmico de la unidad Oritupano-Leona migrado pre-apilamiento
en tiempo presenta “buena” relación señal/ruido con continuidad en los reflectores y
ausencia de problemas de imagen, siendo 35 Hz la frecuencia central dominante a
nivel del objetivo. Se considera que un procesamiento orientado a preservar
amplitudes relativas mejoraría la calidad de los resultados obtenidos con los atributos
sísmicos.
La interpretación sísmica permitió definir la configuración estructural del
campo Oritupano C fundamentalmente caracterizado por una falla normal de rumbo
este-oeste y buzamiento sur, que atraviesa toda la columna de interés y que permitió
la acumulación de hidrocarburos en sus pliegues asociados. Existe fallamiento
inverso producto de la reactivación de una falla normal al norte del campo.
La respuesta sísmica que caracteriza la anomalía de gas y el basamento
acústico que fueron objeto de estudio, representan un indicador confiable de que la
fase de los datos migrados pre-apilamiento en tiempo de la unidad Oritupano-Leona
presentan una fase diferente a cero grados. La rotación de fase aplicada a la sísmica
sugiere que esta es del orden de los 90º o fase mínima.
La buena correlación (Coeficiente de Correlación mayor a 0.65) entre algunos
sismogramas sintéticos y los datos sísmicos 3D, permitió exportar las tablas
tiempo/profundidad generadas a los demás pozos del área (carentes de información de
velocidades y densidades) y asociar los reflectores sísmicos a sus correspondiente
topes geológicos interpretados en los pozos.
Los modelos de velocidad de Oritupano C y Leona-oeste no presentan
cambios laterales importantes (anomalías) y fundamentalmente siguen la orientación
de los horizontes interpretados en tiempo.
El ajuste de los mapas en profundidad mediante la resta de mapas de error
entre los topes interpretados en los pozos y el horizonte correspondiente, es un
método práctico y preciso para corregir el error producto del suavizado de los
modelos de velocidad en torno a los saltos de falla y a la perdida de resolución
sísmica vertical dentro de los horizontes interpretados en tiempo.
93
El análisis de física de rocas mediante la sustitución de fluidos en el pozo OriX1 del campo Oritupano C demuestra que los cambios de impedancia están
parcialmente influenciados: (a) por el tipo de fluido presente en la roca y (b) por la
composición litológica (ambos efectos en un rango de magnitud similar). Esto impide
que puedan asociarse variaciones en impedancia a un solo efecto en particular, lo cual
limita la posibilidad de éxito de una inversión sísmica, más aún si se considera que
estos resultados deben ser extrapolados a datos sísmicos.
Las arenas interpretadas dentro del volumen sísmico no son continuas a lo
largo de todo el campo, su depositación responde a un ambiente fluvial deltáico.
Compuesto de canales y barras de marea, dentro de una secuencia transgresiva de
segundo orden.
Los atributos de máxima amplitud absoluta y máxima amplitud de pico
generan una buena respuesta en los horizontes interpretados correspondientes a las
arenas P1 y S4 de la formación Oficina. Se distinguen canales y sistemas de canales
de orientación preferencial noroeste-sueste que concuerdan con la descripción
geológica del área.
Se definió una propuesta de perforación dentro de un contexto favorable ya
que la interpretación sísmica de los horizontes P1 y S4 evidencian un alto estructural
en la trayectoria que sigue el pozo y la edición de fallas garantiza que este viaja a
través del bloque levantado. Se estima una porosidad efectiva para las arenas R0 de
un 20% en un radio de 300 metros en torno a la localización, mientras que el contacto
agua petróleo (CAPO) para las arenas R0 en dirección lateral se encuentra a 500
metros aproximadamente alejado de la trayectoria del pozo. Dadas estas condiciones
se puede concluir que esta propuesta (LOC_R) es viable y con alta posibilidades de
éxito.
Nuevas propuestas de perforación podrían ser definidas realizando una
simulación numérica basada en este modelo estático que reduzca al mínimo la
incertidumbre asociada al movimiento de fluidos generado por pozos ya existentes.
94
Capítulo 6
RECOMENDACIONES
6.1 Sustitución de fluidos
Durante la realización del proyecto de pasantía que consistió en la generación
de un modelo estático para el campo Oritupano C se realizó un estudio de factibilidad
para la realización de una inversión sísmica en esta área. Los resultados tienen como
finalidad abrir las puertas para estudios más detallados de sustitución de fluidos para
realizar una inversión sísmica que permita delimitar los yacimientos del área y
generar modelos sedimentológicos más precisos que den paso a mejores propuestas
de perforación y trabajos en los pozos. A continuación se presentan los resultados
obtenidos en este estudio de sustitución de fluidos y algunas conclusiones al respecto.
Pozo Ori-X1 Intervalo #1 (6400’-6800’) Oritupano C
Realizando una comparación de los registros de densidad Gamma ray
resistividad profunda y saturación de agua se observa una intercalación de arenas y
lutitas con capas de poco espesor, 15 pies en promedio (línea roja registro Vp).
Figura. 6.1. Registros tomados del pozo Ori-X1 intervalo #1
95
Gráfico Vp-Vs
Este gráfico muestra el intervalo de interés con una saturación de 100% agua
identificada con el color azul y 100% saturado de petróleo identificado con color
negro. Cada saturación corresponde al mismo conjunto de datos y no se observa una
clara división entre ambos grupos. Existen pequeñas diferencias del orden de 6% en
Vp y 5% en Vs equivalente a 150 m/s aproximadamente que no representa una
diferencia significativa para discriminar fluidos en este intervalo al emplear datos
sísmicos.
Figura. 6.2. Gráfico Vp-Vs. Escala en km/seg
Gráfico Ip-Is
En este gráfico se observa una mejor diferenciación entre poros saturados con
100% agua y saturados con 100% petroleo donde las impedancias para saturacion de
agua son mayores que para saturación de petroleo. Este aumento en la diferencia es
debido al efecto que ejerce la densidad que en presencia de agua aumenta y en
presencia de un hidrocarburo como petroleo disminuye.
96
Figura. 6.3. Gráfico Ip-Is. Escala en Km.gr/seg.cm3
Gráfico Vp-Nphi (con saturación de agua)
Aunque en este gráfico las diferencias de onda P entre las arenas y los niveles
más arcillosos están en el orden de los 400m/s se observa una mejor separación de
litologías y una clara tendencia de aumento de las velocidades en las arenas a medida
que disminuye la porosidad. Cabe destacar la inclusión en el gráfico de los bordes de
Reuss y Voigth que sugieren que los estratos a esta profundidad de 6500’ presentan
valores de velocidad dentro de los rangos normales.
97
Figura. 6.4. Gráfico Vp-Nphi (con saturación de agua). Escala de velocidad en
Km/seg,
Gráfico Ip-Nphi (con saturación de agua)
Al notar que existe una diferenciación litologica en el grafico de velocidad de
onda compresional contra el registro de porosidad neutron, se realizó este grafico
donde utilizamos impedancia acústica que es en realidad la variable con la que
estamos trabajando dentro de la sísmica. Y se observa que el comportamiento se
mantiene, es decir, se pueden diferenciar grupos litologicos de arenas y lutitas; sin
embargo parte de los valores de impedancia de estos grupos litologicos coinciden y
sumado a que estos valores tambien responden a presencia de fluidos en la roca como
se evidenció en los graficos anteriores (figura 6.3) es menos probable que se puedan
definir cuerpo litologicos con una inversión sísmica.
98
Lutitas
Arenas
Figura. 6.5 Gráfico Ip-Nphi (con saturación de agua). Escala de impedancia en
Km.gr/seg.cm3
Pozo Ori-X1 Intervalo #2 (7200’-7500’)
Este intervalo corresponde a las arenas P-R-S donde se observa un paquete de
arenas de 100’ de mucho interés ya que presenta saturaciones de hidrocarburo de
hasta un 80 %
Figura. 6.6. Registros tomados del pozo Ori X1 intervalo #2
99
Gráficos Vp-Vs e Ip-Is
En comparación con el mismo gráfico pero en el intervalo superior de este
pozo aquí se muestra una mejor diferenciación entre ambas saturaciones. Con
saturación de agua, la roca presenta mayores velocidades de onda P e iguales
velocidades de onda S, que la roca bajo saturación de petróleo. En el gráfico de
impedancia tanto Is como Ip se hacen mayor bajo saturación de agua y esto puede ser
debido a la componente de densidad. A pesar que existe una separación en los valores
de las propiedades de la roca saturada con diferentes fluidos, se considera que esta
diferencia sigue siendo muy pequeña (~ 6%) lo cual no es suficiente para discriminar
fluidos en este intervalo realizando una inversión de los datos sísmicos.
Figura. 6.7. Gráficos Vp-Vs y Ip-Is. Escala de velocidad en Km/seg y de impedancia
en Km.gr/seg.cm3
Gráfico Vp-Nphi (con saturación de agua)
En el grafico de Vp se observa una mejor separación de litologías y un leve
aumento de las velocidades en las lutitas los cuales se ubican por encima del
promedio de Voigth y Reuss sugiriendo una mayor compactación que en los
intervalos superiores esto en parte justifica el aumento en la velocidad de onda P. Si
bien las arenas deberían presentar una velocidad aun mayor vemos como estas
velocidades son comparables a las de las lutitas y similares a las velocidades en
100
intervalos superiores esto puede ser debido a que el aumento de presión litostática es
contrarestado por el aumento de la presión de poros en los intervalos de arenas con
saturaciones de petróleo mayores a 60%. Además la disminución en la porosidad de
las lutitas son indicadores de su mayor compactación.
Figura. 6.8 Gráfico Vp-Nphi (con saturación de agua). Escala de velocidad en
Km/seg
Gráfico Ip-Nphi (con saturación de agua)
Al igual que en el intervalo #1 en este intervalo el gráfico de impedancia
acústica contra porosidad neutron no permite diferenciar claramente arenas de lutitas,
siendo los niveles arcillosos escasos en esta secuencia. Por lo que no se aprecian en
gran cantidad de puntos como la nube de arenas en color azul. Como se observa en el
gráfico una parte importante de los puntos que representan lutitas poseen los mismos
valores de impedancia que las arenas siendo este un claro indicio que cuestiona la
posibilidad de éxito de una inversión sísmica del área no solo en niveles superiores
sino a estos niveles estratigráficos correspondientes a la Fm. Oficina inferior.
101
Lutitas
Arenas
Figura. 6.9. Gráfico Ip-Nphi (con saturación de agua). Escala de impedancia en
Km.gr/seg.cm3
Observación: debemos recordar que estos registros son tomados de pozo
cuyas frecuencias son altas y se traducen en longitudes de onda cortas para poder
observar el detalle en comparación con la sísmica que se aprovechan mas las bajas
frecuencias y longitudes de onda largas donde una pequeña diferencia observada en el
pozo es imperceptible en la sísmica. De allí a que con los gráficos realizados a pesar
de presentar diferencias no se pueda considerar como factible realizar inversión
sísmica con esos atributos.
Cabe destacar que la sustitución de fluido se realizó con las ecuaciones de
Batzle & Wang que incluye propiedades del fluido, presión, temperatura, etc.
102
6.2 Análisis de atributos
Con la finalidad de mejorar la extrapolación de propiedades petrofísicas
mediante métodos geostadísticos, de forma que represente de manera óptima las
propiedades reales a los diferentes niveles estratigráficos, se realizó un pequeño
análisis de atributos en dos niveles estratigráficos de interés como una primera
aproximación a la generación de un modelo sedimentológico mas detallado.
En primer lugar se realizaron diversos atributos de amplitud, espectro y
estadísticos a dos niveles estratigráficos correspondiente a la arena P1 y la arena S4
que representan el tope y la base de nuestro modelo, para esto se utilizó la
herramienta PostStack/Pal de OpenWorks Landmark donde se carga el volumen
sísmico y se limita al numero de trazas y líneas al cual se le quiere extraer algún
atributo.
De manera de representar los cuerpos en el momento de su depositación, se
horizontalizó la ventana de tiempo, dentro de la sísmica a la cual se extrajeron los
atributos, a los horizontes en tiempo nombrados anteriormente (arenas P1 y S4) con
un rango de tiempo de 20 mseg hacia arriba y hacia abajo.
Luego se observaron los resultados en el “Map view” de SeisWorks. Como
era de suponer no todos los atributos respondieron a una caracterización de la
sísmica. Sin embargo atributos como la amplitud máxima del pico en el nivel P1 y
amplitud máxima absoluta en el nivel S4 mostraron resultado interesantes que se
exponen a continuación (ver figura 6.10 y 6.11).
Estos mapas de atributos mostraron una orientación preferencial de
depositación que permitió estimar el ángulo dentro de los variogramas para la
dirección principal de búsqueda esto también se refiere al ángulo de depositación de
los sedimentos en el momento de su depositación.
103
N
5 km
Figura. 6.10. Mapa de Máxima amplitud de pico, para el horizonte correspondiente al tope de la arena P1, donde se
puede observar un evento sinuoso al sur oeste del campo y una serie de eventos al centro del campo Oritupano C que
pueden sugerir cierto sistema de canalizaciones
104
5 km
N
Figura. 6.11. Mapa de Amplitud máxima absoluta horizontalizado con el tope de las arenas S4 donde se puede
distinguir un evento sinuoso al este del campo Oritupano C con orientación oeste-este
105
Con estos resultados se debería realizar una integración con los datos de pozo
y hallar un cuadro de correlación con distintas propiedades petrofísicas, hacer un
análisis, de que propiedades tienen una mejor correlación con cual atributo y junto
con la orientación de los canales que se observan en los mapas definir cuerpos y
ajustar un modelo sedimentológico que posteriormente se puede incluir dentro del
modelo estático que se presentó en este proyecto del campo Oritupano C, de manera
de mejorar el modelo petrofisico disminuir la incertidumbre y realizar propuestas mas
precisas con menor riesgo y mayores posibilidades de éxito.
106
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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Oritupano-Leona y Mata-Acema, área mayor de oficina, cuenca
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continuo y parámetros no multigaussianos”, 2004, Capítulo 2, Tesis
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108
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de la geostadística al estudio de las propiedades del subsuelo”, 2003,
Comunicaciones científicas y tecnológicas, Universidad Nacional del
Nordeste.
109
APÉNDICE
Propósito de la Geoestadística
-Manejar la incertidumbre.
-A partir de escasa información conocida estimar o predecir el valor de una
variable en localidades donde no se conoce.
¿Por qué usar geostadística?
Permite integrar las diversas fuentes de información (geología, núcleos,
registros y sísmica).
Las herramientas geoestadísticas son cada vez más empleadas en la
modelación de 43 Yacimientos petroleros debido a la disponibilidad de códigos
(software) comerciales que de una manera u otra están basados en estas técnicas.
Cuando nos enfrentamos al problema de predecir el valor de un parámetro en
un punto donde no se ha efectuado una medida debemos adoptar un modelo. Este
modelo puede ser determinístico, como el modelo utilizado para predecir la posición
de las estrellas en el futuro próximo, o puede ser estocástico, como el modelo
utilizado para predecir el resultado de obtener cara o cruz al lanzar una moneda.
La geoestadística utiliza para sus propósitos el modelo de función aleatoria
(MFA). Bajo este modelo, la distribución espacial de la variable en estudio (que sólo
se conoce parcialmente) es considerada como una realización particular de un
conjunto infinito de posibles realizaciones.
El MFA describe completamente el conjunto de realizaciones al cual
pertenece la realidad. El MFA especifica cuál es el rango de valores que puede tomar
la variable en cada punto, y el grado de correlación que debe mantenerse entre
localizaciones cercanas. La utilización de un modelo de función aleatoria es una
herramienta que conviene utilizar para modelar la variabilidad espacial de dicha
110
variable, puesto que no es posible disponer de un modelo determinístico que pueda
explicarla (Gómez Hernández, J. J., 1991).
El variograma, piedra angular de la geoestadística, se refiere al grado de
correlación espacial de la variable (Isaaks, E. H. and Srivastava, R. M., 1989). El
variograma es una medida de la distancia estructural. En su definición se considera
que cuanto mayor sea la distancia u entre dos puntos donde se mida
un determinado atributo z, más distintos serán los valores del atributo en estudio de
forma que, consecuentemente, mayor sea el variograma. Debido a que el grado de
persistencia de la variable cambia con la orientación del vector u, el variograma debe
ser una función que dependa tanto del módulo de u como de su orientación. Teniendo
en cuenta las consideraciones anteriores, el valor del variograma para un vector u con
una tolerancia ∆u se define como la mitad de la media de las diferencias cuadráticas
entre todas las parejas de datos separados por un vector u ± ∆u
Donde γ es el variograma, z representa la variable en estudio y Nh es el
número de parejas situadas dentro de la zona de estudio separadas por el vector u con
una tolerancia ∆u.
El variograma es una herramienta potente para analizar los patrones de
variabilidad espacial de una variable. Si lo interpretamos como una medida vectorial
de la distancia estructural podemos utilizarlo para detectar direcciones de máxima y
mínima continuidad. También se puede detectar un comportamiento fractal potencial,
o cuantificar el grado de suavidad mostrado por la variable. En análisis multivariado,
el variograma cruzado (una extensión del variograma para dos variables) se utiliza
111
para cuantificar la interrelación entre varias variables y su grado de interdependencia
espacial.
Los orígenes de la geoestadística se refieren a la estimación del valor de un
atributo en una localización no muestreada. Como veremos más adelante, el krigeado
proporciona una estimación lineal como función de los valores de la variable en
localizaciones cercanas. El krigeado tiene dos ventajas fundamentales frente a otros
estimadores lineales:
a) Los pesos utilizados en la estimación se determinan en función tanto de la
distancia estructural (variograma) entre los datos y la localización a estimar como de
la distancia estructural entre cualesquiera pareja de datos.
b) La estimación se complementa con una medida de la incertidumbre que se
asocia a tal estimación, la varianza del krigeado. Así se obtiene una estimación que
considera tanto la posible anisotropía en la continuidad espacial del atributo como la
redundancia de los datos, proporcionando además una medida de la confianza que
podemos depositar en la estimación.
De las muchas variantes del krigeado, el krigeado ordinario (OK) es el
utilizado más habitualmente (Cassiraga, E. F. y J. J. Gómez Hernández, 1996). El
estimador por krigeado ordinario de la variable Z en la localización X0 como una
función de n datos Z(Xi) es:
los coeficientes λi se obtienen como solución del sistema de ecuaciones
lineales siguiente que resulta de plantear la minimización del error cuadrático medio
de las estimaciones:
112
Siendo µ el parámetro de Lagrange. La varianza de la estimación se obtiene
según:
Nótese que la varianza de la estimación es independiente de los valores de los
datos y únicamente depende de su localización.
El estimador por krigeado es el mejor estimador lineal insesgado, en el
sentido de que el sistema de ecuaciones que hay que resolver para determinar los
coeficientes del estimador lineal se obtiene bajo las condiciones de que la media de
las estimaciones Z*(X0) sea igual a la media de los datos, y de que la media de las
desviaciones cuadráticas entre los valores estimados y los reales (interpretados como
una realización del modelo de función aleatoria) sea mínima.
Existen otros muchos tipos de krigeado en función del modelo de función
aleatoria escogido y del tipo de estimación (ya sea lineal o no): krigeado simple,
krigeado universal, krigeado indicador, etc.
Cuando dividimos el área de estudio en celdas y estimamos el atributo por
krigeado en cada celda de la malla, obtenemos un mapa de la estimación.
Debido a que la estimación en cada localización se realiza como una función
exclusiva de los datos, las estimaciones en dos localizaciones próximas son muy
similares, dado que los pesos no varían bruscamente. Consecuentemente, el mapa
resultante es una versión suavizada de la realidad muy apropiada para detectar las
tendencias a gran escala y determinar estimadores globales, pero que no es una
representación plausible de la realidad, y no es una de las posibles realizaciones del
113
modelo de función aleatoria. En lo que se refiere a la estimación de conductividades
en un acuífero, los mapas de estimaciones pueden conducir a predicciones del
transporte de masa peligrosamente optimistas debido a su poco realismo.
La simulación estocástica se utiliza cuando se pretende generar una o
múltiples realizaciones que se parezcan a la realidad, es decir, que muestren la misma
clase de variabilidad espacial observada en los datos y modelada por el variograma.
La premisa de la simulación es que todas las simulaciones generadas sean igualmente
probables de acuerdo con el modelo de función aleatoria adoptado y, en este sentido,
cualquiera de ellas pueda ser tomada como la realidad.
Las realizaciones generadas por simulación estocástica se utilizan
normalmente como datos para abordar problemas mediante técnicas de Monte-Carlo,
especialmente cuando se desea analizar fenómenos que no dependen linealmente del
parámetro de estudio. De especial importancia es la simulación de campos de
conductividad en la resolución del caso del problema del transporte de masa en un
acuífero. De los n datos de conductividad hidráulica tomados directamente de la
realidad es posible determinar un único mapa de la estimación por krigeado (junto
con un mapa de varianzas del krigeado) o un número N de realizaciones obtenidas
por simulación estocástica. La resolución del problema de transporte de masa en un
modelo de acuífero obtenido por krigeado va a ser muy diferente de la solución en
cualquiera de las realizaciones obtenidas mediante simulación.
La razón es que el transporte no depende tanto de las características globales
de la conductividad hidráulica (bien representados en el mapa de la estimación por
krigeado) como de la caracterización de las líneas de flujo y los contrastes locales de
la conductividad (representados de forma más realista en cada una de las
realizaciones obtenidas por simulación).
Existen multitud de algoritmos de generación de realizaciones a partir de un
modelo de función aleatoria. Se diferencian en la manera en que logran su objetivo y
en los modelos de función aleatoria para los que es apropiada su utilización. Algunas
de las técnicas más conocidas son el método de las bandas rotantes (Mantoglou, A.,
114
and J. L. Wilson, 1982), la descomposición LU de la matriz de covarianza (Davis, M.
W., 1987), simulación secuencial (Gómez-Hernández et al. (1994)), recocido
simulado (Deutsch (1992)) y campos de probabilidad (Srivastava (1992)).
Modelado petrofísico
-Distribución de las propiedades petrofísicas porosidad, permeabilidad,
saturación, etc) en el yacimiento.
-A cada celda del modelo se le asignan los valores de manera que reproduzcan
las características estadísticas (histograma, variograma, correlación con otra variable)
de la propiedad para la facies asociada con dicha.
¿Que clase de modelo de simulación elegir?
-Basado en Celdas: Cuando no existen geometrías geológicas de las facies
claras, es decir, cuando las facies son diageneticamente controladas o donde las facies
depositacionales originales tienen patrones de variación complejos.
-Basado en Objetos (simulaciones boleanos): Cuando las facies aparentan
seguir patrones geométricos claros, tales como canales abandonados rellenos de
arenas o dunas litificadas.
La simulación secuencial
La generación de una realización mediante simulación secuencial se realiza
definiendo un camino aleatorio visitando todos los nodos a ser simulados y eligiendo
aleatoriamente un valor de la variable en cada nodo de acuerdo a la función de
distribución acumulada condicionada a toda la información disponible (dpacl),
incluyendo los distintos tipos de datos y los valores previamente simulados en otros
nodos cercanos. El proceso se repite partiendo de otro camino aleatorio para generar
otra realización.
115
La simulación secuencial es condicional por construcción y elimina los
inconvenientes de otras técnicas tradicionales que requieren la costosa transformación
de una realización no condicional en una condicional. En el caso de que se necesite
una realización no condicional únicamente es necesario reducir a cero el conjunto de
datos de condicionamiento.
La determinación de las funciones de distribución condicionadas puede
hacerse paramétrica o no paramétricamente. En el primer caso, la función de
distribución condicionada corresponde a un modelo conocido del que hay que
determinar los parámetros. Por ejemplo, en el caso de que la función de distribución
se modele como multigaussiana, las funciones de distribución condicionales son
gaussianas y su cálculo requiere el conocimiento de la media y la varianza. En el
segundo caso, la función de distribución se determina a partir del cálculo de unos
cuantos puntos de la misma. La simulación no paramétrica utiliza variables
indicadoras, y se muestra como una técnica mucho más potente y flexible que la
paramétrica.
La simulación indicadora secuencial no adopta ningún modelo estadístico a
priori al contrario que la simulación gaussiana secuencial que adopta un modelo
multigaussiano. La secuencia de la simulación comienza codificando toda la
información disponible, incluyendo los datos blandos, de acuerdo a la función
indicadora. El krigeado indicador en sus distintas variantes proporciona un estimador
no paramétrico de la función de distribución condicional acumulada que podemos
utilizar directamente en el algoritmo de la simulación secuencial.
Los problemas a la hora de implementar el método en la práctica se refieren
fundamentalmente a la necesidad de considerar los datos de condicionamiento
únicamente en un entorno cercano al punto a simular únicamente el número de puntos
de condicionamiento Desde un punto de vista práctico los problemas a la hora de la
implementación del método se refieren a la necesidad de reducir el número de puntos
de condicionamiento incluyendo únicamente aquellos valores incluidos en un entorno
116
de búsqueda alrededor de la localización que se pretende simular y evitar una
secuencia de cálculo que visite nodos adyacentes de forma consecutiva.
Algoritmos booleanos: constituyen otra categoría dentro de los algoritmos de
simulación estocástica. El objetivo de estos algoritmos es rellenar el espacio a simular
con objetos geométricos en los que los parámetros que definen la geometría de estos
objetos siguen una cierta ley de distribución. Un ejemplo clásico de modelo booleano
es el de redes de fracturas para la modelación del flujo en macizos graníticos. Los
objetos son fracturas planas elípticas y los parámetros geométricos que les definen
son el centro, la orientación del semieje mayor y las longitudes de los semiejes mayor
y menor. Los modelos booleanos aunque atractivos por su fundamento geométrico
son complejos de implementación (es difícil inferir las distribuciones de probabilidad
de los parámetros que definen la geometría de los objetos) y muy difíciles de
condicionar a la información existente.
En el estudio del flujo y el transporte de masa en aguas subterráneas se utiliza
con frecuencia la aproximación de Monte Carlo (Capilla (2003)), consistente en el
estudio de los resultados de los modelos de flujo y transporte para un cierto número
de realizaciones equiprobables de campos de conductividad hidráulica.
De igual forma, otros parámetros de las ecuaciones del flujo y del transporte
de masa (coeficiente de almacenamiento, condiciones de contorno, coeficientes de
retardo) pueden caracterizarse estocásticamente. El método de Monte Carlo consiste
en obtener la solución de la ecuación del flujo (y posiblemente del transporte de
masa) para cada una de las realizaciones de forma que, posteriormente, se pueda
proceder a un análisis estadístico de los resultados obtenidos (altura piezométrica y
concentración de contaminante en función del espacio y el tiempo). La construcción
de una función de distribución de probabilidad en los parámetros de entrada a las
ecuaciones del flujo y del transporte de masa conlleva la obtención de una función de
distribución de probabilidad en los resultados obtenidos tras su resolución.
117
Figura. A.1. Línea sísmica correspondiente al campo Oritupano C, donde se presentan dos pozos calibrados con
los topes dentro del intervalo de interés tope P1 y tope S4
118
Ori-X1
Ori-X2
N
Figura. A.2. Cubo de velocidad generado para el campo Oritupano C. Escala de velocidad en
pies/seg
119
Punto brillante
A.3 Línea sísmica #624 con orientación norte-sur donde se observa la anomalía de amplitud a 900 mseg
presente en la traza 386 (figura 4.1)y se evidencia cierre estructural contra la falla normal en el extremo
izquierdo de la anomalía
120
Figura. A.4. pilares de fallas del modelo asociado a los planos de fallas dentro del intervalo de interés tope
P1 y tope S4
121
Figura. A.5. Horizontes tope y base del modelo estático donde se presentan los pilares de fallas y los planos de falla
asociado a los horizontes P1 y S4. Profundidad en pies
122
Figura. A.6. Horizonte P1 generado en el proceso Hacer horizontes donde se ve como se genera un desajuste
de los topes con respecto a dicho horizonte. Profundidad en pies
123
Figura. A.7. Horizonte importado de Z-MAP donde se puede observar que los topes están ajustados a la
superficie de interés el error es cero. Profundidad en pies
124
Figura. A.8. Este es otro problema en el que se realizó el escalado del registro de PHIE para el intervalo de interés
ubicado entre los topes que aparecen en la figura y como se puede observar el registro discreto aparece fuera de
lugar
125
Figura. A.9. Variograma realizado para el intervalo de la arena R0L en las direcciones de rango mayor y menor
utilizado para la extrapolación de porosidad efectiva del campo Oritupano C (figuras 4.18 y 4.19)
126
Figura. A.10. Variograma realizado para el intervalo de la arena R0 en las direcciones de rango mayor y menor
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