Inversión sismica y estudio de atributos sismicos

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR INGENIERÍA GEOFÍSICA.

INVERSIÓN SÍSMICA Y ESTUDIO DE ATRIBUTOS SÍSMICOS POST APILAMIENTO DE LOS NIVELES I3 Y TU DE LA FORMACIÓN OFICINA EN EL CAMPO GUICO GUARA, ESTADO ANZOATEGUI

Por

Cristina Ruiz Ochoa

INFORME FINAL DE CURSOS EN COOPERACIÓN Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Geofísico

Sartenejas, Febrero 2007.

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR INGENIERÍA GEOFÍSICA.

INVERSIÓN SÍSMICA Y ESTUDIO DE ATRIBUTOS SÍSMICOS POST APILAMIENTO DE LOS NIVELES I3 Y TU DE LA FORMACIÓN OFICINA EN EL CAMPO GUICO GUARA, ESTADO ANZOATEGUI Por

Cristina Ruiz Ochoa

INFORME FINAL DE CURSOS EN COOPERACIÓN Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Geofísico

Realizado con la Asesoría de: Tutor Académico: Dra Milagrosa Aldana Tutor Industrial: Lic. Emir Marín (PDVSA) Cotutor Industrial: Ing. Tomasz Chrest (Beicip Franlab)

Sartenejas, Febrero 2007.

Este trabajo ha sido aprobado en nombre de la Universidad Simón Bolívar por el siguiente jurado calificador:

________________________ Dr. José Regueiro. Presidente

________________________

Dra. Milagrosa Aldana Tutora Académica

_____________________ Lic. Emir Marín. Tutor Industrial

Resumen

U.S.B

INVERSIÓN SÍSMICA Y ESTUDIO DE ATRIBUTOS SÍSMICOS POST APILAMIENTO DE LOS NIVELES I3 Y TU DE LA FORMACIÓN OFICINA EN EL CAMPO GUICO GUARA, ESTADO ANZOATEGUI

Por Cristina Ruiz Ochoa

RESUMEN

En el presente trabajo se realizó una inversión sísmica (con Interwell del Instituto Francés de Petróleo) así como un estudio de atributos post apilamiento (con Openworks de Landmark) para los niveles I3 y TU pertenecientes a la Formación Oficina, en el Campo Guico Guara ubicado en el estado Anzoátegui, con la finalidad de identificar cuerpos asociados a procesos de sedimentación (canales).

Para el nivel I3 se logró identificar dos canales, uno con orientación NE-SW y otro con orientación NW-SE. Para el segundo canal, se tiene un total de 10 pozos perforados, datos de producción confirman la presencia de yacimientos. Uno de ellos I3 GV 115 produce condensado y el yacimiento I3 GV 73 produjo petróleo liviano; se halló que el atributo de amplitud de pico promedio presenta una relación estadística lineal con el espesor de arena del canal, con dicha relación se generó un mapa de pseudo espesor de arena. Los resultados obtenidos con los mapas de impedancia sugieren reducir la extensión lateral del yacimiento I3 GV 115 y para el yacimiento I3 GV 73 se recomienda cambiar el mapa de oficial. Para el nivel TU se logró identificar un canal, pero la información de pozo no es suficiente para validar que la impedancia posee una relación estadística lineal con el espesor de arena.

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Dedicatoria

U.S.B

DEDICATORIA

Este trabajo está dedicado a: A Dios, a la virgen A mi mamá, Idaly, A mis hermanos, Hernando, Beto y Ricardo A Eduardo A mi misma.

“Sólo hay un camino a la superación: el gran y decidido empeño en alcanzar las metas prometidas, no soñándolas, sino haciendo de éstas realidades. Realizamos lo que nos proponemos con valor y constancia, no olvidando que, al hacerlo, nos proyectamos a la gran realidad, dando lugar a la superación del espíritu” Ramón Díaz

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Agradecimientos

U.S.B

AGRADECIMIENTOS A Dios y a la Virgen por concederme la dicha de llegar hasta aquí y darme una familia tan maravillosa.

A Idaly, por ser una madre tan abnegada y dedicarle tiempo completo a sus hijos, por apoyarme en todo lo que me propongo, sin ti no lo hubiera podido lograr y no sería quien soy, gracias por estar siempre conmigo.

A mis hermanos, a Hernando el que siempre se ha preocupado por su hermanita y me ha brindado los medios para realizar mis propósitos, a Beto por siempre estar allí para brindarme un consejo y que a pesar de la distancia se que siempre estarás conmigo, a Ricardo el que sin pedir explicación me apoya incondicionalmente. No importa donde nos encontremos, nosotros CINCO siempre seremos UNO.

A Eduardo por ayudarme a mantener un equilibrio en mi vida, por estar presente cuando más lo necesité y ser un apoyo único, sin ti no estaría completa.

A la Universidad Simón Bolívar por ofrecerme una excelente educación y ser partícipe en mi formación integral.

Al Sr. José Sambrano por brindarme la oportunidad de hacer la pasantía en PDVSA, por la confianza y paciencia que tuvo conmigo.

A mis tutores, Prof. Milagrosa por su ayuda y disposición en los momentos mas críticos y al Lic. Emir por brindarme su apoyo sincero durante mi estadía en PDVSA.

A Tomasz Chrest y Arnaud Pelgrain de Beicip-Franlab por ayudarme y guiarme durante todo el tiempo de la pasantía. iv

Agradecimientos

U.S.B

Al personal de Estudios Integrados por hacerme sentir como uno más de su equipo.

A todos mis amigos de la Universidad, más que amigos, hermanos, después de tanto reir y llorar poco a poco hemos logrado nuestro principal objetivo dentro de la Universidad: GRADUARNOS.

A todos aquellos que de una a otra forma han formado parte de mí vida.

MUCHAS GRACIAS!!

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Índice General

U.S.B

ÍNDICE GENERAL

Página Capítulo 1. Introducción. ……………………………………………………….........1 Capítulo 2. Marco Geográfico y Geológico …….…………………………………....3 2.1. Ubicación del Área de Estudio……………………………………….........3 2.2. Geología Regional………………………………………………………....4 2.2.1. Cuenca Oriental de Venezuela……………………………….…..4 2.2.2. Evolución Geodinámica de la Cuenca.……………………….….6 2.2.3. Estratigrafía Regional. ……………………………………….….7 2.3. Geología Local………………………………………………………….…9 2.3.1. Marco Geológico de la Formación Oficina. ………………….…9 2.3.2. Modelo Sedimentológico…...…………………………….…….10 2.3.3. Tectónica Local. ………………………………………….…….10 Capítulo 3. Fundamentos Teóricos. ………………………………………….……...11 3.1. Conceptos Básicos de Sísmica. ………………………………….……….11 3.1.1. Ondas Sísmicas como señales analíticas. …………….…….......11 3.1.2. Impedancia Acústica. …………………………………………..12 3.1.3. Coeficientes de Reflexión. ……………………………………..12 3.1.4. Resolución Sísmica Vertical. …………………………………..13 3.1.5. Inversión Sísmica. ……………………………………………...13 3.1.6 Atributos Sísmicos. ……………………………………………..14 3.1.6.1. Atributos de Amplitud. ……………………………....14 3.1.6.1.1. Amplitud RMS. …………………………….15 3.1.6.1.2. Amplitud Absoluta Promedio…………........15 3.1.6.1.3. Amplitud de Pico Promedio…………….......15 3.1.6.1.4. Amplitud de Pico Máximo………………….16 3.1.6.1.5. Amplitud Absoluta Máxima……………......16 3.1.6.1.6. Amplitud Absoluta Total………………...…16 3.1.6.1.7. Amplitud Promedio. …………………..…...17

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Índice General

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3.1.6.2. Atributos de Traza Compleja………………………....17 3.1.6.2.1. Fuerza de Reflexión Promedio………….…..17 3.1.6.2.2. Frecuencia Instantánea Promedio……….…..17 3.1.6.2.3. Fase Instantánea Promedio…………….…....17 3.2. Conceptos Básicos de Geología.…………………………………….…....18 3.2.1 Ambientes sedimentarios. ………………………………….…...18 3.2.2. Modelos de Sedimentación de Ambientes Deltaícos…….……..18 3.2.3. Procesos Deltaicos.……………………………………….…….19 3.2.3.1. Clasificación de los Deltas. …………………….…….19 3.2.3.2. Facies y ambientes depositacionales de un Ambiente Deltaico. ……………………….…….20 3.2.3.2.1. Llanura Deltaica Alta………….…….20 3.2.3.2.2. Llanura Deltaica Baja……………….22 Capítulo 4. Metodología. …………………………………………………………….25 4.1. Inventario de Datos Disponibles.…………………………………………25 4.1.1 Datos Sísmicos. …………………………………………………25 4.1.2. Datos de Pozo. …………………………………………………25 4.2. Evaluación de los Datos Sísmicos. ………………………………………26 4.3. Calibración y Extracción de la Ondícula usando Interwell………………28 4.3.1. Generación de curvas de Impedancia…………………………..28 4.3.2. Etapa 0: Definición de los parámetros para la calibración 3D. ………………………………………………..28 4.3.3. Etapa 1: Determinación de los Desplazamientos Residuales. ……………………………………………………29 4.3.4. Etapa 2: Estimación de la Mejor Fase. …………………………29 4.3.5. Etapa 3: Estimación del Coeficiente de Normalización en Energía. ……………………………………………………31 4.4. Generación de Sismogramas Sintéticos. …………………………………32 4.4.1. Usando Interwell. ………………………………………………32 4.4.2. Usando Syntool…………………………………………………33 4.5. Resolución Sísmica. …………………………………………………….. 35 vii

Índice General

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4.6. Interpretación de los niveles de Interés. …………………………………...36 4.7. Inversión Sísmica.………………………………………………………….39 4.7.1. Construcción del modelo “A-Priori” ………………………….....39 4.7.2. Inversión Final. …………………………………………………..41 4.9. Generación de Mapas de Atributos. ……………………………………….43 4.10. Cálculo de Parámetros Petrofísicos. ……………………………………...44 4.11 Elaboración de Gráficos Cruzados. ……………………………………….44 Capítulo 5. Análisis de Resultados. …………………………………………………...46 5.1. Mapas de Impedancia. Identificación de Estructuras………………………46 5.2. Estudio de Atributos Post Apilamiento. …………………………………...49 5.2.1. Resultados del Nivel I3.………………………………………….49 5.2.2. Resultados del Nivel TU. ………………………………………..53 5.3. Generación de mapas de Espesores. ………………………………………56 5.4. Validación de Resultados. …………………………………………………57 5.4.1. Datos de Producción. ……………………………………………57 5.4.1.1. Yacimiento I3 GV 115…………………………………57 5.4.1.2. Yacimiento I3 GV 73. …………………………………59 5.4.1.3. Yacimiento TU GV 84. ………………………………..62 Capítulo 6. Conclusiones y Recomendaciones. ………………………………………65 Capítulo 7. Referencias Bibliográficas.……………………………………………….67

Apéndice 1. Tabla de Parámetros Petrofísicos usados en el nivel I3. Apéndice 2. Tabla de Parámetros Petrofísicos usados en el nivel TU.

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Índice de Figuras

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ÍNDICE DE FIGURAS Página Fig. 1. Ubicación Geográfica del levantamiento sísmico del campo Guico-Guara…………3 Fig. 2. Cuencas petrolíferas de Venezuela. …………………………………………….…...4 Fig. 3. Marco Geológico Regional .para la sedimentación en Venezuela…………………..5 Fig. 4. Sección Sísmica Norte-Sur del Campo Guico Guara. ………………………………7 Fig. 5. Columna estratigráfica de la Cuenca Oriental de Venezuela. ……………………....8 Fig. 6. Corte Estratigráfico y Sedimentológico del Área Mayor de Oficina………………..9 Fig. 7. Componente real e imaginaria de la Traza Sísmica. ……………………………….11 Fig. 8. Composición de una traza a partir de los contrastes de velocidades y densidades…12 Fig. 9. Criterio de Resolución. ……………………………………………………………..13 Fig. 10. Cálculo de la Amplitud RMS a una traza. ………………………………………...15 Fig. 11. Cáculo de la Amplitud Absoluta Promedio a una traza. ………………………….15 Fig. 12. Cáculo de la Amplitud de Pico Promedio a una traza……………………………..15 Fig. 13. Cáculo de la Amplitud de Pico Máximo a una traza………………………………16 Fig. 14. Cáculo de la Amplitud Absoluta Máxima a una traza……………………………..16 Fig. 15. Cáculo de la Amplitud Absoluta Total a una traza………………………………...16 Fig. 16. Cáculo de la Amplitud Promedio a una traza. …………………………………….17 Fig. 17. Asociación de fases en un Modelo Deltaico. ……………………………………...24 Fig. 19. Tiros de Verificación de los pozos GV 117 y OM 387 respectivamente………….26 Fig. 20. Evaluación de la calidad de los datos sísmicos. …………………………………..27 Fig. 21. Calibración Sísmica. Extracción de la Ondícula. Determinación de los tiempos residuales. ……………………………………………………………..29 Fig. 22. Calibración Sísmica. Extracción de la Ondícula. Estimación de la mejor fase de la Ondícula……………………………………………………..30 Fig. 23. Calibración Sísmica. Extracción de la Ondícula. Coeficiente de normalización…..31 Fig. 24. Calibración Sísmica. Mejor Ondícula Estimada.…………………………………..32 Fig. 25. Sismograma Sintético del Pozo GV 117 generado con Interwell………………….32 Fig. 26. Sismograma Sintético del Pozo OM 387 generado con Interwell………………….33 Fig. 27. Sismograma Sintético del Pozo GV 117 generado con Syntool…………………....34 Fig. 28. Sismograma Sintético del Pozo OM 387 generado con Syntool…………………...34 ix

Índice de Figuras

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Fig. 29. Frecuencia Instantánea del Nivel I3………………………………………………...35 Fig. 30. Frecuencia Instantánea del Nivel TU……………………………………………….36 Fig. 31. Mapas en Tiempo de los Niveles I4 y TU respectivamente………………………...37 Fig. 32. Sección Sísmica interpretada del campo Guico Guara. …………………………….38 Fig. 33 Sección Sísmica Interpretada S-N del campo Guico Guara. ………………………..39 Fig. 34. Inversión Sísmica. Modelo “A-Priori” de Impedancias.……………………………40 Fig. 35. Inversión Sísmica. Sección de Residuos. …………………………………………..42 Fig. 36. Modelo Final de Impedancias. ……………………………………………………..42 Fig. 37. Mapa de Impedancia Promedio del Nivel I3………………………………………..46 Fig. 38. Canal Principal en el Nivel I3. …………………………………………….………..47 Fig. 39. Canal secundario en el nivel I3……………………………………………………...47 Fig. 40. Mapa de Impedancia Promedio del Nivel TU………………………………………48 Fig. 41. Canal Principal en el Nivel TU……………………………………………………...48 Fig. 42. Mapa del Atributo Amplitud de Pico Promedio del Nivel I3. ……………………...49 Fig. 43. Gráfico Cruzado entre Espesor de Arena y Amplitud de Pico Promedio para los pozos dentro del canal (Grupo 1) en el Nivel I3. …………………………...51 Fig. 44. Mapa del Atributo Amplitud de Pico Promedio del Nivel TU. …………………….53 Fig. 45. Gráfico Cruzado entre el Espesor de Arena e Impedancia para los pozos dentro del canal (Grupo 1) en el nivel TU. ……………………………….54 Fig. 46. Mapa de Espesores del canal perteneciente al nivel I3. Delimitación del Canal. ……………………………………………………………..56 Fig. 47. Mapa de espesores del canal perteneciente al nivel I3. …………………………….56 Fig. 48. Mapa de Espesores del canal perteneciente al nivel TU. …………………………..57 Fig. 49. Mapa de Impedancia del yacimiento I3L GV 115. ………………………………...58 Fig. 50. Mapa Oficial del Yacimiento I3L GV 115 del nivel I3…………………………….58 Fig.51. Mapa de Impedancia del Yacimiento I3 GV 73……………………………………..60 Fig.52. Mapa Oficial del Yacimiento I3 GV 73. ……………………………………………60 Fig.53. Sección Estratigráfica del Yacimiento I3L GV 73. ………………………………...61 Fig.54. Sección Estratigráfica con los pozos GV 84, GV 153 y GV 90…………………….62 Fig.55. Mapa Oficial del Yacimiento TU GV 84……………………………………………63 Fig.56. Mapa de Impedancia del Yacimiento TU GV 84. …………………………………..63 x

Índice de Tablas

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ÍNDICE DE TABLAS Pagina Tabla 1. Ventana analizada del cubo sísmico. ……………………………………………27 Tabla 2. Resultados de la Calibración. …………………………………………………..37 Tabla 3. Resultados de los coeficientes de determinación para los diferentes atributos y parámetros petrofísicos para los pozos del grupo 1 del nivel I3……...50 Tabla 4. Resultados de los coeficientes de determinación para los diferentes atributos y parámetros petrofísicos para los pozos del grupo 2 del nivel I3……..52 Tabla 5. Resultados de los coeficientes de determinación para los diferentes atributos y parámetros petrofísicos para los pozos del grupo 3 del nivel I3………52 Tabla 6. Resultados de los coeficientes de determinación para los diferentes atributos y parámetros petrofísicos para los pozos del grupo 1 del nivel TU……..53 Tabla 7. Resultados de los coeficientes de determinación para los diferentes atributos y parámetros petrofísicos para los pozos del grupo 2 del nivel TU……..55 Tabla 8. Resultados de los coeficientes de determinación para los diferentes atributos y parámetros petrofísicos para los pozos del grupo 3 del nivel TU……..55 Tabla 9. Datos Básicos Oficiales del Yacimiento I3L GV 115. ………………………….59 Tabla 10. Producción acumulada de petróleo del yacimiento I3 GV 73………………….59 Tabla 11. Datos Básicos Oficiales del Yacimiento I3 GV 73……………………………..60 Tabla 12. Producción Acumulada de Hidrocarburo del Yacimiento TU GV 84………….62 Tabla 13. Datos Básicos Oficiales del Yacimiento TU GV 84. …………………………..64

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Capítulo I. Introducción

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CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN La sísmica dentro de la industria petrolera tiene como principal objetivo localizar trampas que contengan hidrocarburo. Existen estructuras que brindan las condiciones para ser excelentes trampas, sin embargo éstas no necesariamente contienen hidrocarburo, por esta razón se trata de extraer la mayor cantidad de información posible de los datos sísmicos, para tratar de descifrar las propiedades del área de estudio. (Telford, 1990). Desde su introducción en los años 70, los atributos de traza compleja se han vuelto muy populares, debido a que se han convertido en una herramienta analítica valida para la predicción de litología y en la caracterización de yacimientos. Aunque no se ha establecido una relación directa entre todos los atributos y características geológicas y físicas de la tierra (Taner, 2001). Otra de las herramientas útiles en la exploración petrolera por más de 30 años es la Inversión Sísmica, aunque la era moderna de la inversión sísmica comenzó a principios de los años 80 cuando empezaron a aparecer algoritmos que describían amplitudes de ondículas y espectros de fase (Pendrel, 2001) y gracias al desarrollo de nuevas tecnologías que permitían optimizar el tiempo de obtención de resultados. También dicho desarrollo permitió la obtención de nuevos atributos; aunque muchos de ellos no son independientes unos de otros, éstos pueden ser vistos como diferentes formas de representar una información limitada (Brown, 2001).

En Venezuela uno de los campos de petróleo liviano que ha tenido una excelente historia de producción es el campo Guico Guara, ubicado en el Estado Anzoátegui. Anteriormente se realizaron estudios previos en el campo, como es el caso del Estudio Integrado realizado por PDVSA y Beicip Franlab en el año 2002, este trabajo no contempló todos los niveles de la Formación Oficina, pero sentó la base para la realización de nuevos estudios. Debido a ello se hace indispensable la realización de nuevas revisiones y actualizaciones, con un mayor grado de detalle de los diferentes yacimientos. Además es necesario incorporar los nuevos datos adquiridos (nuevos pozos perforados) a los modelos ya existentes, con el fin de hacer una mejor descripción de la arquitectura de los yacimientos y de las posibles variaciones de las características de los mismos. 1

Capítulo I. Introducción

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El objetivo general del presente trabajo fue realizar una inversión sísmica 3D, así como un estudio de atributos sísmicos, con la finalidad de identificar cuerpos asociados a procesos de sedimentación (canales), en los cuales se tratará de encontrar una relación estadística lineal entre las respuestas obtenidas de los atributos y parámetros petrofísicos (espesor de arena, porosidad y saturación de agua) para los niveles I3 y TU de la Formación Oficina, a fin de identificar posibles zonas prospectivas en el área de Guico Guara.

Para el estudio se contó con estudios previos realizados en el campo, información de pozos y paquetes especializados. El proceso de inversión estratigráfica 3D se realizó con INTERWELL, paquete perteneciente al Instituto Francés de Petróleo, y para el estudio de atributos se utilizó como herramienta, el ambiente OPENWORKS de Landmark. El presente trabajo de grado fue realizado durante el período Julio-Diciembre 2006 en las instalaciones de PDVSA Puerto La Cruz, Estudios Integrados Liviano-Mediano de la Unidad de Explotación del Distrito Social San Tomé.

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Capítulo 2. Marco Geográfico y Geológico

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CAPÍTULO 2 MARCO GEOGRÁFICO Y GEOLÓGICO 2.1. UBICACIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO. Los Campos Guico y Guara se encuentran ubicados aproximadamente a 5 km. al Noreste de la Ciudad de El Tigre en el Estado Anzoategui. El Campo Guico fue descubierto en el año 1.944 con la perforación del pozo GV-1 y el Campo Guara en 1.942 con la perforación del pozo GG-1X, las gravedades del crudo oscilan entre 10 y 40 °API.

Nardo Guara Norte

Chimire

Nipa Nipa

Nieblas

Cent

Limón

Guico Oeste

Central Pradera R

N

Guico GG 401 GM 4 Guara Oeste Guara Central

Guara

Fig 1. Ubicación Geográfica del levantamiento sísmico del Campo Guico-Guara. (Tomada del Informe Final de Guico-Guara, 2002 )

El área del levantamiento sísmico GUICO-GUARA (Fig 1), está ubicada en el Estado Anzoátegui y presenta una extensión aproximada de 250 km2, geográficamente esta ubicado entre las coordenadas UTM: Norte 992.170,8 – 1.005.586 y Este 361.695,12 – 384.911,6 (figura 1), fue registrado durante el lapso de tiempo comprendido entre los meses Enero y 3


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Abril del 2001 por la empresa SueloPetrol y fue procesado por Veritas Geoservices para PDVSA Exploración y Producción.

2.2. GEOLOGÍA REGIONAL 2.2.1. Cuenca Oriental de Venezuela. La Cuenca Oriental de Venezuela es una depresión topográfica y estructural ubicada en la región Centro-Este del país. Esta depresión tiene una longitud aproximada de 800 Kilómetros en sentido oeste-este, un ancho promedio de 200 Kilómetros de Norte a Sur y un área aproximada total de 165000 kilómetros Cuadrados. Comprende los estados Anzoátegui, Monagas, Guárico, Delta Amacuro y parte de Sucre; prolongándose hasta la Plataforma Deltana y sur de Trinidad. Topográficamente se caracteriza por extensas llanuras y una zona de mesas en Anzoátegui y Monagas. La Cuenca Oriental de Venezuela es una gran depresión asimétrica limitada al sur por el borde septentrional del Cratón de Guayana, al Norte por el cinturón móvil de las Serranías del Interior, Central y Oriental; y al Oeste por el levantamiento de El Baúl (Fig. 2). Hacia el Este se extiende costa afuera en la Plataforma Deltana; así el flanco Sur se encuentra inclinado ligeramente hacia el Norte y el flanco Norte más tectonizado y con mayor buzamiento.

Fig. 2. Cuencas petrolíferas de Venezuela (Tomada de Beltrán y Quijada, 2001).

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Abarca un área total de aproximadamente 165.000 km2 y se extiende a través de los estados Guarico, Anzoátegui, Monagas, Delta Amacuro, y parte de Sucre. Las principales formaciones productoras presentes en la Cuenca Oriental son Oficina y Merecure, que fueron sedimentadas en ambientes transgresivos sobre el flanco sur de la cuenca, y presentan muy bajo relieve en ambientes de llanuras deltáicas con extensas áreas pantanosas, con abundante vegetación, intercalaciones de aguas salobres y sistemas de caños de dirección generalizada al Norte y ocasionales incursiones de aguas marinas (Fig. 3). Además, presentan un engrosamiento de las formaciones de sur a norte y desaparición de las arenas hacia el noreste (González de Juana, 1980).

Fig. 3. Marco geológico regional para la sedimentación en Venezuela (Cuencas de Maracaibo, Falcón, Barinas – Apure y Oriental) durante el Mioceno y Plioceno (Tomada de WEC, 1997).

La Formación Merecure se depositó sobre la superficie cretácica peniplanada. Suprayacente a dicha unidad se encuentra la Formación de Oficina donde en el Área Mayor de Oficina no presentan grandes cambios de los ambientes someros. Luego por el proceso de retrogradación hacia el Sur con muchas o pocas oscilaciones norte-sur hasta la transgresión que generó la Formación Freites (Beltrán y Quijada, 2001). 5


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El área de Oficina presenta casi 100 arenas diferentes con espesores que varían entre 20 y 150 pies. Algunas de ellas son arenas de canal de longitud considerables, con un rumbo aproximadamente Norte, pero lateralmente no sobrepasa los centenares de metros; y las demás se extienden por muchos kilómetros cuadrados (González de Juana, 1980).

2.2.2. Evolución Geodinámica de la Cuenca La evolución geodinámica de la Cuenca Oriental de Venezuela puede dividirse en 4 períodos (Fig. 4) principales: •

Preabertura (Prerift) durante el Paleozoico.

•

Abertura (Rift) durante el Jurásico y el Cretáceo basal.

•

Margen Pasivo durante el Cretáceo y el Paleógeno.

•

Cuenca de Antepaís a partir del final del Oligoceno.

Existen 2 megasecuencias separadas por una discordancia angular. La inferior, relacionada con el período de Preabertura, podría corresponder a la formación Hato Viejo y la superior, relacionada con el período de apertura continental, podría corresponder a la Formación La Quinta de edad Jurásico a Cretácico inferior descrita en el graben de Espino. La Formación La Quinta se depositó en ambiente continental y se caracteriza por coladas de basalto en su tope. Entonces el margen septentrional de la placa Suramericana estaba sometido a una distensión N-S conduciendo al desarrollo de grábenes alargados en sentido E-W donde se depositaron sedimentos clásticos rojos, volcánicos, evaporitas, etc.

El período de margen pasivo se desarrolla entre el Cretáceo temprano (Aptiense-Albiense) y el Paleógeno, permitiendo el desarrollo de una plataforma relativamente estable. Está caracterizado por tres transgresiones de Norte a Sur que culminan durante el Turoniense, Paleoceno-Eoceno temprano y el Oligoceno. La transgresión inicial está marcada por las arenas básales de la Formación Barranquín y su alcance máximo por un nivel diacrónico de calizas. Durante este período se depositaron la roca madre principal de las formaciones Querecual y San Antonio. Después de la segunda transgresión la regresión culminó en el Eoceno con los depósitos regresivos de la Formación Caratas. La tercera transgresión genera las areniscas básales de la Formación Merecure de edad Oligoceno.

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La Cuenca Oriental se transforma de cuenca de margen pasivo a cuenca de Antepaís durante el Oligoceno. Esta evolución resulta de la colisión con la placa Caribe que provocó el levantamiento de la Serranía del Interior en el margen activo y la subsidencia de tipo flexural.

A

F a l l a s s i n t ét i c a s

GV117

F a l l a s A n t i t ét i ca s

Mfs3 D Mfs6

Fallas inversas

M Mfs8

1.Fase de “Pre-rifting” (Paleozoico). 2.Fase de “rifting” (Jurásico-Cretácico inferior). 3. Fase de “Margen Pasivo” (Cretácico-Paleógeno). 4. Fase de Cuenca Antepaís. Fig. 4. Sección Sísmica Norte-Sur del Campo Guico Guara, mostrando las diferentes etapas de la Evolución Geodinámica de la Cuenca Oriental. (Tomada del Informe Final Guico-Guara 2002).

2.1.3. Estratigrafía Regional. Las formaciones que comprende la Cuenca Oriental se encuentra representada en la columna estratigráfica tomado del Léxico Estratigráfico de Venezuela (1980) (Fig. 5). Se iniciaría en el Paleozoico, con la Formación Hato Viejo de edad Devónico, depositada en discordancia sobre el basamento Precambrico; y la Formación Carrizal, suprayacente,

de edad

Carbonífero. Discordante a ésta se encuentra el Grupo Temblador del Cretácico Medio con las formaciones Canoa y Tigre de edad Aptiense-Santonience. Una nueva discordancia en el Cretácico superior pone en contacto la secuencia marina de San Juan, Vidoño y Caratas, del 7


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Cretácico Superior al Eoceno Medio. Sobre la discordancia del Eoceno se deposita la secuencia transgresiva representada por las formaciones Merecure, Oficina y Freites del Cenozoico Medio, de edad Oligo-Mioceno Medio y en concordancia con ellas termina la sedimentación con la depositación de los sedimentos continentales de Las Piedras y Mesa de edad Mio –Pleistoceno.

Fig. 5. Columna estratigráfica de la Cuenca Oriental de Venezuela.

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2.3. GEOLOGÍA LOCAL 2.3.1. Marco geológico de la Formación Oficina. El Área Mayor de Oficina esta ubicada en la Provincia Oriental, tiene aproximadamente 120 km. de largo y 60 km de ancho. Incluye un gran número de campos petroleros situados cerca del Campo de Oficina propiamente dicho, que es el mayor y más antiguo de la región. Se descubrió en 1937 con el pozo OG-1 (Oficina 1). Desde esa fecha, la exploración ha continuado constantemente hasta el presente, con la incorporación de más de 100 campos. La caracterización y definición geométrica de los yacimientos de esta área dependen de los cambios laterales de litología y de los límites estructurales de las unidades de flujo. Los ambientes de depósito de las formaciones Oficina y Merecure varían de un ambiente marino somero a deltaíco superior, lo que implica variaciones laterales rápidas con la presencia contemporánea de canales arenosos, depósitos detríticos de desbordamiento y depósitos arcillosos de llanura de inundación. Estas variaciones laterales implican cambios de las características petrofísicas relacionados con la litología y por lo tanto con el nivel de energía de depósito en un mismo nivel estratigráfico, lo que implica variaciones laterales y horizontales de las características petrofisicas de los yacimientos y posibilidades de trampas estratigráficas. (Informe final de Guico Guara 2002).

MESA LAS PIEDRAS

MESA

Areniscas, limos y arcillas. Ambiente continental.

Espesor ±500’

LAS PIEDRAS

Areniscas, limolitas, lutitas y lignitos. Ambiente continental con trazas de chert y dolomita.

Espesor ±4100’

Lutitas gris verdosa, intercaladas, en la sección basal con areniscas de granos finos. En la parte media presenta arenas pobremente compactadas propiciando zonas de presiones anormales. Ambiente Marino.

Espesor ±4600’

FREITES OFICINA MERECURE

FREITES

TIGRE CANOA

JURASICO TRIASICO PALEOZOICO

CARRIZAL HATO VIEJO

PRECAMBRICO

BASAMENTO

A-B-C

OFICINA

Pleistoceno Plioceno Mioceno Sup. Mioceno Med. Mioceno Inf. Oligoceno Eoceno Sup. Eoceno Med Eoceno Inf. Paleoceno Maestrich. Campaniense Santoniense Coniaciense Turoniense Cenomaniense Albiense Aptiense Barremiense Neocomiense

REGISTRO TIPO

FORMACIÓN

TEMBLADOR

CRETACE O

TERCIARIO

EDAD

D-E-F-G H-I-J-K L-M-N O-P-Q R-S T-U1

MERECURE (U2 U10)

Alternancia monótona de areniscas con hidrocarburo y lutitas, con abundancias de lignitos de poco espesor pero de gran extensión lateral. Ambiente Fluvio-Deltaíco.

Areniscas-masivas, intercaladas con capas de lutitas Ambiente Fluvial.

Espesor ±4800’

Espesor ±500’? Realizada por: Oscar Bellorin (Feb-99)

Fig. 6. Corte estratigráfico y Sedimentológico del Área Mayor de Oficina

9


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2.3.2. Modelo de Sedimentológico. La Formación Oficina es reconocida como el resultado de la depositación del paleodelta del río Orinoco durante el Mioceno medio a tardío. La formación Oficina como paleodelta del Orinoco dominado por procesos costeros como el oleaje se encuentra en esta categoría de llanura deltaica inferior o baja. El análogo sedimentológico de la formación Oficina es el delta actual del Orinoco, clasificado por Coleman (Coleman and Prior 1980, AAPG Course Note Series#15, deltaic sand bodies) como un delta de tipo I. En los deltas de tipo I, los primeros cuerpos arenosos a depositarse son canales distributarios y bocas de desembocadura. (Ver Capítulo 3). El contenido en arena puede variar mucho lateralmente y depende de la carga sedimentaria en suspensión. En seguida se desarrollan complejos de playa y barras costeras. La geometría de esos cuerpos de tipo barra playeras es alongada con una orientación paralela a la línea de costa. Esos cuerpos se desarrollan de manera preferencial en ambiente de baja energía del oleaje, con deriva costera posiblemente fuerte. (Informe Final Guico Guara, 2002).

2.3.3. Tectónica Local. La estructura del Área Mayor de Oficina se caracteriza por la presencia de homoclinales suaves inclinados hacia el Norte-Noreste, cortados por alineamiento de fallas normales con rumbo entre este-oeste franco y este-noreste, algunas de las cuales buzan y presentan desplazamientos hacia el norte y otras hacia el sur. Algunas fallas se encuentran bifurcadas o unidas a otras fallas convergentes. La magnitud de buzamiento promedio es 34 grados. El plegamiento es muy suave y suele consistir en arqueamientos semi-anticlinales más o menos alargados contra los planos de falla, declives confinados entre planos de falla divergentes y homoclinales oblicuos a una falla longitudinal, cortados y desplazados por fallas transversales. En menos frecuencia se han observado sinclinales de arrastre en el lado deprimido de fallas longitudinales con buzamiento sur, esto pareciera ser consecuencia del movimiento y reajuste entre fallas.

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Capítulo 3. Fundamentos Teóricos

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CAPÍTULO 3 FUNDAMENTOS TEÓRICOS 3.1. CONCEPTOS BÁSICOS DE SÍSMICA 3.1.1. Ondas Sísmicas como señales analíticas. Las ondas sísmicas que normalmente son detectadas y grabadas, pueden ser vistas como señales analíticas, con una parte real y otra imaginaria, de las cuales sólo la parte real es detectada y mostrada. Esto es equivalente a un fasor dependiente del tiempo. Bajo este punto de vista la traza sísmica (g(t)) puede ser expresada. g(t) = R(t)cosθ(t)

Ecuación 1.

donde R(t) es la envolvente de la traza sísmica y θ(t) es la fase. Podría imaginarse un vector perpendicular al eje del tiempo (Fig. 7) cuya longitud varía con el tiempo; además este vector rota alrededor de dicho eje como función del mismo. La proyección de este vector rotante en el plano real es la traza sísmica convencional y la proyección en el eje imaginario es la traza cuadratura (h(t)). h(t) = R(t)senθ (t)

Ecuación 2.

Al aplicar la transformada de Hilbert se puede generar la traza cuadratura a partir de la traza real observada. (Taner y Sheriff, 1977)

Traza Cuadratura (imaginaria)

Traza Sísmica Compeja

Tiempo

Traza Sísmica Actual (real)

Fig. 7. Componentes real e imaginaria de la Traza sísmica Compleja (Modificado de Sheriff, 1977))

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3.1.2. Impedancia Acústica. La impedancia acústica (Z) es la multiplicación del valor local de la velocidad de la onda P con la densidad de la roca. (Ecuación 3) Z = ρVp

Ecuación 3

Debido a que la impedancia es función de la densidad y la velocidad (Fig. 8) y estos parámetros dependen de la porosidad, litología, tipo de fluido dentro de la roca, saturaciones entre otros, resulta de utilidad para predecir cambios en secciones y mapas (producto de inversiones sísmicas) de dichos parámetros, aunque debe ser visto con cuidado ya que más de uno de estos parámetros puede variar al mismo tiempo dentro del yacimiento.

Registros Litología

V

ρ

Traza Sísmica Vρ

RC

RC Integrado Compuesta

Fig. 8. Composición de una traza a partir de los contrastes de velocidades y densidades. (Modificado de Tearpock, 1991)

3.1.3. Coeficientes de Reflexión. El coeficiente de reflexión es la relación existente entre las amplitudes de la onda reflejada y la incidente. Se supone que la onda incidente tiene una magnitud de uno, la reflejada R y la transmitida 1-R. El coeficiente de Reflexión (R) es una función de las velocidades y las densidades de dos medios adyacentes a una interfaz. Para una onda viajando de un medio 1 y reflejada desde una interfaz de un medio 2, R está dado por:

12


R=

ρ 2V2 − ρ1V1 ρ 2V2 + ρ1V1

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Ecuación 4.

Los valores típicos de R son aproximadamente -1 del agua al aire, que significa que cerca del 100% de la energía es reflejada y ninguna es transmitida; aproximadamente 0.5 del agua a la roca; y aproximadamente 0.2 de la lutita a la arena. A incidencia no normal el coeficiente de reflexión definido como una relación de amplitudes depende de otros parámetros, tales como las velocidades de ondas S y es descrita como función del ángulo de incidencia por las ecuaciones de Zoeppritz.

3.1.4. Resolución Sísmica Vertical. Se entiende como resolución sísmica vertical la menor distancia vertical entre dos interfases litológicas que produce dos reflexiones discretas, las cuales pueden separarse visualmente (Regueiro). En sísmica la resolución vertical concierne al espesor mínimo de una capa, en la cual las reflexiones provenientes de su tope y de su base pueden ser distinguidas. El criterio de Rayleigh establece que el límite de resolución es de un ¼ de la longitud de onda dominante. (Sheriff, 1997). (Fig. 9).

Resuelto

Criterio de Rayleigh

No resuelto

Disminución de distancia Fig 9. Criterio de resolución. (Modificado de Sheriff, 1997).

3.1.5. Inversión Sísmica. La Inversión Sísmica Estratigráfica consiste en obtener la impedancia del subsuelo a partir de datos sísmicos de un ancho de banda limitado.

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El principal objetivo de la inversión sísmica es transformar reflexiones sísmicas en propiedades de roca que permita la descripción de un yacimiento. Entre los beneficios de la inversión sísmica se tiene los siguientes (Pendrel, 2001): Se reducen los efectos producidos por la ondícula. Existe la posibilidad de extender la data fuera del ancho de banda de la sísmica. Variaciones areales en la impedancia acústica pueden revelar cambios en litología y porosidad, permitiendo la predicción de propiedades del yacimiento como la porosidad, espesor de arena entre otros. Permite atenuar el ruido aleatorio. 3.1.6. Atributos sísmicos. A partir de que se implantó la sísmica 3-D los atributos sísmicos se han adquirido gran popularidad (Brown, 2001) Los atributos sísmicos son medidas específicas de características geométricas, cinemáticas, dinámicas o estáticas provenientes de los datos sísmicos. (Chen y Sydney, 1997). Los atributos pueden presentar información fundamental de la data sísmica: tiempo, amplitud, frecuencia y atenuación. La mayoría de los atributos usados comúnmente son después del apilamiento (poststack), es decir después de que los datos fueron migrados y cargados en las estaciones de trabajo. Los atributos que son derivados antes del apilamiento (prestack) son principalmente derivados de las variaciones de amplitud con el offset (AVO). Los atributos derivados del tiempo ayudan a discernir talles estructurales, los atributos de amplitud están entre los más útiles, pero los atributos de frecuencia podrían revelar detalles en la estratificación. (Brown, 2001).

3.1.6.1. Atributos de Amplitud. Proporcionan información estratigráfica y estructural. La interpretación en términos geológicos permite definir el patrón de fallas, la litología, los fluidos. (PostStack Family Reference Manual) A continuación se nombran algunos atributos de amplitud que se encuentran en PostStack Family Reference Manual de Landmark. 14


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3.1.6.1.1. Amplitud RMS. Es calculada como la raíz cuadrada del promedio de los cuadrados de las amplitudes encontradas en la ventana

de

análisis.

Puede

observarse un ejemplo en la Fig. 10.

Fig 10. Cálculo de la Amplitud RMS a una traza

3.1.6.1.2. Amplitud Absoluta Promedio. Para cada traza los valores Amplitud Absoluta = Suma de la Amplitudes Absolutas

absolutos de las amplitudes

Promedio

en la ventana de análisis se

Número de muestras

suman, luego el total es dividido por el número de muestras utilizadas. (Ver Fig. 11) Fig 11. Calculo de la Amplitud Absoluta Promedio a una traza

3.1.6.1.3. Amplitud de Pico Promedio Se calcula sumando todos los

valores

positivos

dentro de la ventana de

Amplitud de Pico = Suma de la Amplitudes Positivas Promedio

Número de muestras positivas

estudio, luego se divide por

el

número

de

muestras positivas. (Ver Fig 12).

Fig. 12. Cálculo de la Amplitud de Pico Promedio a una traza

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3.1.6.1.4. Amplitud de Pico Máximo. Para cada traza, se le hace un ajuste parabólico a través de la amplitud máxima positiva en la ventana de análisis.

Utiliza

circundantes

para

los

valores

interpolar

el

Ajusta la curva a éstas tres muestras y determina el máximo valor. Amplitud de Pico Máximo = 125

máximo valor a lo largo de la curva. (Ver Fig. 13)

Fig. 13. Cálculo de la Amplitud de Pico Máximo de una traza

3.1.6.1.5. Amplitud Absoluta Máxima Calcula los valores de picos y valles dentro de la ventana de

Amplitud Absoluta Máxima = 123,6

estudio y determina el mayor pico y valle, hace un ajuste parabólico a

Ajusta la curva a éstas tres muestras y determina el máximo valor.

través de este pico y valle y de las muestras alrededor. Luego el valor máximo es interpolado. (Fig 14)

Fig. 14. Cálculo de Amplitud Absoluta Máxima a una traza

3.1.6.1.6. Amplitud Absoluta Total. Es la suma de todos los valores absolutos de las amplitudes dentro de una ventana específica. Ver Fig. 15.

Amplitud Absoluta Total = Suma de los valores absolutos = 1045

Fig 15. Cálculo de la Amplitud Absoluta Total a una traza

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3.1.6.1.7. Amplitud Promedio Suma las amplitudes dentro

Amplitud =

de la ventana de análisis y

Promedio

Suma de la Amplitudes Número de muestras diferentes de 0

lo divide entre la suma de las muestras diferentes de cero. (Fig. 16)

Fig 16. Cálculo de Amplitud Promedio de una traza.

3.1.6.2. Atributos de Traza Compleja. Estos atributos pueden proporcionar información de la acumulación de gas y fluidos, litología, canales y arenas deltaícas, cambios en la secuencia estratigráfica entre otros. (PostStack Family Reference Manual) Entre algunos atributos de traza compleja que se encuentran en PostStack Family Reference Manual de Lanmark son:

3.1.6.2.1. Fuerza de Reflexión Promedio. La fuerza de reflexión puede ser pensada como la amplitud dependiente de la fase. Es la envolvente de la traza sísmica. Es frecuentemente usada para detectar cambios en secuencias de amplitudes debido a cambios de litología o estratigrafía, también es de gran utilidad para identificar anomalías debido a acumulaciones de gas y de fluidos.

3.1.6.2.2. Frecuencia Instantánea Promedio. La frecuencia Instantánea Promedio provee información acerca de las características de la frecuencia dominante que pueden ser asociados con efectos de absorción de saturación de gas o fractura, también puede indicar cambios de litología o estratigrafía.

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3.1.6.2.3. Fase Instantánea Promedio. La Fase Instantánea Promedio brinda información acerca de las características sobre la fase de un intervalo sísmico. Cambios laterales de fase pueden indicar cambios en el contenido de fluidos de los sedimentos o incluso cambios del carácter de las capas dentro de una secuencia

3.2. CONCEPTOS BÁSICOS DE GEOLOGÍA 3.2.1. Ambientes Sedimentarios. Los ambientes sedimentarios según Klein 1985 se clasifican en: Ambientes Continentales. Ambientes Transicionales. Ambientes Marinos. Dentro de los ambientes transicionales se encuentra el ambiente deltaico (Fig. 17), el cual se estudiará a fondo debido a que la Formación Oficina es reconocida como el resultado de la depositación del paleodelta del río Orinoco durante el Mioceno medio a tardío.

3.2.2. Modelo de Sedimentación en Ambientes Deltaicos. Las facies depositacionales deltaicas son el resultado de la interacción de un conjunto de procesos dinámicos tales como energía de las olas, régimen de marea, corrientes, clima, etc., los cuales modifican y dispersan los depósitos clásticos provenientes de los ríos. En el sentido más amplio, el término delta se puede definir como las características depositacionales, tanto subaéreas como subacuáticas, formadas por los sedimentos fluviales. En muchas ocasiones, los sedimentos fluviales pueden ser fuertemente modificados por fuerzas marinas tales como olas, oleaje, corrientes y mareas, por lo que las características depositacionales encontradas en los deltas presentan una alta variedad. Los depósitos característicos de un delta son: canales distributarios, barras de desembocadura, bahías interdistributarias, llanuras de marea, lomas de marea, playas, dunas eólicas, pantanos, marismas y llanuras evaporíticas. (Coleman, 1976)

Para que una acumulación deltaica significativa tenga lugar debe existir un sistema fluvial que transporte una importante carga de sedimentos provenientes de una cuenca de drenaje hacia una costa, donde los depósitos formarán una llanura deltaica. (Coleman, 1976). 18


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3.2.3. Procesos Deltaicos Un delta se forma cuando un río cargado de sedimentos entra a un cuerpo de agua, perdiendo de esta manera su capacidad de carga o transporte de sedimento. En general la forma del depósito deltaico depende de: La relación de densidades entre el agua proveniente del río y la del cuerpo de agua en la cual el río desemboca. La capacidad de los procesos marinos, olas y mareas para retrabajar la carga sedimentaria aportada por el río (Bhattacharya y Walker, 1992 en Arostegui G. Y Machillanda C., 1999)

Existen además de los factores ya mencionados, otros que pueden influir en la morfología de los depósitos deltaicos y en la dinámica de construcción/destrucción del sistema tales como la naturaleza y geometría de la cuenca receptora, naturaleza de la cuenca hidrográfica drenada, el marco tectónico, el gradiente de la plataforma y el clima, además de los cambios relativos del nivel del mar.

Según Galloway y Hobday (1996) un delta se produce por la competencia entre la depositación debido a procesos constructivos del sistema fluvial y el retrabajo y la redistribución de los sedimentos debido a los procesos destructivos. Dentro de los procesos constructivos están el relleno y la migración de canales, avulsión de canales y formación de lóbulos, abanicos de rotura y agradación de la planicie deltaica. Como procesos destructivos se pueden mencionar la redistribución de los sedimentos causada por el oleaje, corrientes, mareas, la compactación y los transportes gravitacionales de masa.

3.2.3.1.Clasificación de los Deltas La morfología y los patrones de distribución de los sedimentos en deltas modernos muestran que existen tres procesos básicos que determinan la geometría y la distribución de las facies arenosas en un delta (Galloway, 1975 En Galloway y Hobday, 1996), los cuales son: 1.

Aporte de sedimento.

2.

Flujo de energía de las olas. 19


3.

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Flujo de energía de las mareas.

En base a estos procesos Galloway y Hobday (1996) ha podido establecer una clasificación de los deltas, en la cual aparecen deltas dominados fluvialmente, deltas dominados por olas y deltas dominados por mareas. Sin embargo, muy pocos deltas se encuentran dominados por uno solo de estos procesos, sino que son el reflejo de la combinación del impacto entre el proceso constructivo fluvial y los procesos destructivos del oleaje y de la marea. Deltas dominados fluvialmente: En un sistema deltaico dominado fluvialmente, la tasa y el volumen de aporte de sedimento, excede la capacidad flujo marino. Dependiendo del dominio relativo que tengan los procesos constructivos fluviales sobre los destructivos, la geometría de los lóbulos del delta serán altamente elongados y digitados a redondeados o lobulares. Ejemplo de éste tipo de delta es el delta del río Mississippi. (GALLOWAY y HOBDAY, 1996). Deltas dominados por oleaje: En un sistema deltaico dominado por oleaje, los sedimentos que inicialmente se han depositado en la boca de los canales distributarios es retrabajado por el oleaje y redistribuido a lo largo del frente deltaico por las corrientes costeras. Barras de desembocaduras de forma arqueadas, consistiendo de crestas de playa coalescientes. Numerosos deltas oceánicos modernos, incluyendo el Rhone, Magdalena, Tiber, Nilo, Burdekin, Orinoco y Kelantan son dominados por olas. (Idem). Deltas dominados por mareas: A medida que el rango de las mareas se incrementa, lo mismo sucede con las corrientes de mareas, las cuales modifican la geometría de la desembocadura de los canales distributarios y redistribuyen los sedimentos que han sido depositados en la boca de los mismos. En este caso, al contrario de los deltas dominados por oleaje, la dirección de transporte del sedimento es principalmente perpendicular a la costa, hacia dentro y hacia fuera del canal, sobre un extenso prodelta de aguas poco profundas construido por la mezcla y decantación rápida de los sedimentos en suspensión. Las barras de desembocadura son retrabajadas como una serie de barras elongadas que se extienden tanto dentro de la boca de los canales distributarios como en la plataforma del delta subacuática. Ejemplos de deltas dominados por mareas son: Mahakam, Niger, Ganges, Oomkens, y Klang-Langat. 20


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3.2.3.2. Facies y ambientes depositacionales de un Ambiente Deltaíco. Según Coleman y Prior (1992) una llanura deltaica generalmente puede ser subdividida en dos marcos fisiográficos, una donde los componentes son subaéreos y otros donde son subacuáticos. Los componentes subaéreos se dividen frecuentemente en llanura deltaíca alta y baja.

3.2.3.2.1. Llanura Deltaica Alta. Según Coleman y Prior (1992) los ambientes depositacionales más importantes que se desarrollan en la llanura deltaica alta son: canales entrelazados y canales meandriformes, relleno lacustrino de delta, ciénagas y llanuras de inundación (pantanos, ciénagas y lagos de agua dulce): Depósitos de Canales Meandriformes y distributarios: Los ríos meandriformes tienden a estar confinados a un solo canal principal, caracterizado por bancos cohesivos que difícilmente se erosionan. Éstos presentan una gran sinuosidad, se desarrollan en lugares con una baja pendiente y una carga sedimentaria principalmente de tamaño fino. Esta abundancia de sedimentos finos permite la construcción de extensas llanuras fluviales arcillosas que estabilizan las márgenes de los canales, frenando la migración lateral de los mismos. (Bogss, S., 1995). Llanuras de Inundación: Las llanuras de inundación se forma por la acreción vertical en la cual se acumulan sedimentos de grano fino que han sido transportados en suspensión cuando en períodos de inundación el río se desborda. Estos depósitos están constituidos por limos, limos arcillosos y arcillas, masivos, ricos en materia orgánica y en depósitos de carbón. Depósitos de Canal (Channel Lag): Se encuentran constituidos principalmente por depósitos de fondo de canal (channel lag) y están compuestos por material grueso que el río sólo puede mover durante períodos de inundación, donde la velocidad de la corriente es máxima. Estos depósitos son por lo general discontinuos, delgados y presentan forma lenticular. La estratificación no se observa en estos materiales gruesos, pero la imbricación de guijarros es común. El material que los constituye es grueso, tales como grava, bloques parcialmente consolidados de arcillas que han sido 21


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localmente erosionadas de las paredes del canal, pudiendo también encontrarse fragmentos de madera, etc. Están recubiertos por sedimentos de grano más fino, que corresponden a las barras de canal. (Corrales I., et al., 1997). Depósitos de Diques: Durante las crecidas el nivel del agua aumenta y el río desborda el canal. Esto provoca la sedimentación de materiales en suspensión en el margen del canal, formando los diques fluviales a uno y otro lado del canal. Estos diques pueden alcanzar alturas de varios metros por una anchura de unos centenares de metros. Los diques juegan un papel importante morfológico importante puesto que tienden a limitar el canal y a frenar su migración lateral. Depósitos de Abanicos de Rotura: En épocas de inundación pueden producirse fisuras en los diques, a través de los cuales el agua circulará hacia la llanura de inundación. En estas zonas se produce, entonces, un depósito de sedimentos cuyas partículas pueden ser incluso superior al del material de los diques; suelen ser arenas de grano medio a fino que alternan con limos arenosos y arcillosos. Canales Abandonados: Los meandros pueden ser abandonados gradualmente o violentamente Cuando son abandonados gradualmente, el río progresivamente invade la llanura de inundación, y simultáneamente el flujo disminuye gradualmente en el canal principal. La disminución paulatina en el flujo del canal provoca el abandono gradual del meandro, lo cual se refleja en los sedimentos por el desarrollo de espesas secuencias con estructuras sedimentarias de bajo flujo (esencialmente laminación cruzada de rizaduras). Después de que el canal es completamente abandonado, se forma un lago con forma de herradura, donde la sedimentación está restringida a finos (arcillas y limos) que se depositan durante los períodos de inundación de la corriente principal. (Bogss S., 1995)

3.2.3.2.2. Llanura Deltaica Baja Se desarrolla donde ocurre la interacción fluvial-marina y se extiende desde el límite de la marea baja hasta el límite de la marea alta, por lo que su extensión se encuentra controlada por el rango de las mareas y por la pendiente de la topografía. Los principales ambientes depositacionales de la llanura deltaica baja son: depósitos de relleno de bahía (bahías

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interdistributarias, abanicos de rotura, diques naturales) y relleno de canales distributarios abandonados: Depósitos de Relleno de Bahía: Los depósitos de relleno de bahía representan arealmente la mayor parte de la llanura deltaica baja. Las bahías interdistributarias son normalmente cuerpos de agua por lo general, completamente rodeados por canales distributarios. Frecuentemente, sin embargo, las bahías interdistributarias se encuentran parcialmente abiertas hacia el mar o conectadas a éste por un pequeño canal de marea. Canales Distributarios: Los canales distributarios presentan muchas de las características de los canales fluviales. El flujo unidireccional es predominante, con estados de fluctuaciones periódicas. Los sistemas de canales pueden tener o no una alta sinuosidad dependiendo de la pendiente y del tamaño de grano del sedimento. Los depósitos resultantes son por lo general granodecrecientes, aunque pueden ser agradantes, y se inician con una base erosiva y con sedimentos gruesos que pasan a arenas con estratificación cruzada que pueden alternarse con limos y arcillas. Hacia el tope aparecen restos de raíces o cualquier característica que indique emersión. (Oomkens, 1970, 1974; Coleman, 1981 en Reading, 1996). Mientras que la unidad inferior del canal distributario son arenas masivas con estratificación tabular que frecuentemente pueden mostrar bioturbaciones en caso de distributario muerto. Barras de desembocadura: las barras de desembocadura presentan características mixtas entre de canales fluviales.o distributarios y barra - cordón de playa. El flujo unidireccional es predominante, con estados de fluctuaciones periódicas. Los sistemas de boca de desembocadura no tienen una alta sinuosidad y son generalmente muy sensibles a los fenómenos de marea. Los depósitos resultantes son por lo general granocrecientes. Se inician con una base agradante con sedimentos finos y limosos que pasan a arenas con estratificación tabular que pueden alternarse con limos y arcillas. Hacia el tope aparecen restos de raíces o cualquier característica que indique emersión. (Oomkens, 1970, 1974; Coleman, 1981 en Reading, 1996). La secuencia vertical resultante de una barra de desembocadura es granocreciente con arcillas de agua somera salobre y materia 23


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orgánica hacia la parte inferior y arenas bien escogidas hacia la parte inferior, son arenas masivas con estratificación tabular que frecuentemente pueden mostrar bioturbaciones. Playas y frente deltaico: Las playas llegan a constituir la facies más abundante en algunos deltas dominados por olas y oleaje, como es el caso de la formación Oficina como paleo-delta del río Orinoco. Los depósitos característicos presentan estratificación planar de bajo ángulo y son granocreciente como consecuencia de la progradación de la anteplaya (Galloway y Hobway, 1996 en Arostegui G. y Machillanda C., 1999). La secuencia vertical resultante de una barra de playa o de un cordón de playa es cilíndrica La unidad superior se encuentra asociada con depósitos limosos y paleosuelos con bioturbaciones, mientras que la unidad inferior y la mayor parte de la barra de playa son arenas masivas con estratificación tabular o planar de bajo ángulo. (Informe Final Guico Guara, 2002)

Canales Distributarios Cordón de Playa

Ciénagas

Barras de Ante playa

Llanura Deltáica

Arena Transgresiva Bahía

Frente deltaico

Barra de Desembocadura

Fig 17.Asociación de fases en un Modelo Deltaico. (Informe final Guico Guara)

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Capítulo 4. Metodología

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CAPÍTULO 4 METODOLOGÍA

4.1. INVENTARIO DE DATOS DISPONIBLES 4.1.1. Datos Sísmicos En el área de estudio, se consideró un levantamiento sísmico migrado de una superficie de aproximadamente 250 km2, grabado en 1999 por SUELOPETROL con las siguientes características: Ventana de tiempo = 0 – 8000 ms Muestreo = 4 ms El cubo sísmico pasó por un por un proceso de migración y de preservación de amplitudes. Este cubo se encontraba cargado en la base de datos de Openworks de la plataforma LandMark, en formato comprimido. La aplicación de Openworks utilizada para el manejo del cubo sísmico es Seiswork.

Inicialmente se revisó la data que se encontraba en el proyecto, es decir la información existente (fallas, horizontes). Se revisaron los horizontes ya interpretados previamente, así como los mapas generados. Se corrigieron algunos problemas de interpretación, principalmente generados por la propagación automática Zap y luego por los filtros (mediano y suavizado). Para realizar dichas correcciones se partió del horizonte generado por el Zap, corrigiéndose cada uno de los horizontes; luego se aplicaron los filtros de suavizamiento antes mencionados. Estos horizontes fueron corregidos para ser utilizados más adelante en la inversión sísmica. 4.1.2. Datos de Pozo. El proyecto Guico-Guara, que abarca los Campos Guico, Guico Sur, Guico Oeste, Guara Oeste y GM 4, fue creado en la base de datos OpenWorks, de la plataforma Landmark con un total de 1005 pozos, aunque solo se tomaron en consideración 705 pozos que son los que pertenecen al área de 250 Km2 de sísmica 3D.

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Inicialmente se ubicaron los pozos que contenían registros sónico y de densidad, así como registros de verificación (Check Shots) (Fig. 19); en todo el campo de Guico Guara sólo se encontraron 2 pozos que reunían dichas características: GV 0117 y OM 0387.

Fig 19. Tiros de Verificación de los pozos GV 117 y OM 387 respectivamente.

Las curvas de sónico y de densidad de estos pozos son muy irregulares presentando picos no asociados a cambios litológicos, sino a la mala adquisición o a derrumbes, tal como lo indica el registro de cáliper. 4.2. EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DE LOS DATOS SÍSMICOS.

Se analizó la calidad de los datos sísmicos usando el módulo Multitrace Coherence Analysis (MCA) del paquete INTERWELL del Instituto Francés de Petróleo (IFP), para extraer un espectro de amplitud y la ondícula sísmica a partir de los datos sísmicos. También, se estimó el nivel de señal aleatoria (asimilado al ruido) dentro de los datos sísmicos.

El análisis está basado en un cálculo estadístico de la crosscorrelación entre todas las trazas sísmicas dentro del cubo escogido. En el proceso se obtienen funciones de auto y croscorrelación promedio. A partir de la función de autocorrelación promedio, se calcula el

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espectro de amplitud de la señal sísmica fase cero, así como del ruido (señal aleatoria) para estimar el ancho de banda de los datos sísmicos. El porcentaje de señal aleatoria (ruido) dentro de los datos sísmicos se define a partir de la diferencia entre las funciones de crosscorrelación y de autocorrelación. La función de crosscorrelación es más sensible al ruido. (Inversión Sísmica usando Interwell). El análisis se enfocó en los datos sísmicos provenientes de la Formación Oficina, los límites de ésta área es un cubo con las características presentadas en la tabla 1.

Cubo sísmico Límites del área analizada Ventana en tiempo analizada (ms)

Líneas 2-755

CDP : 14-365 1100-2500 (Formación Oficina)

Tabla 1. Ventana Analizada del Cubo Sísmico.

1

2 3

1. Ondícula fase cero y ventana de corte. 2. Espectros de Amplitud de la Señal y del Ruido. 3. Resultados Fig. 20. Evaluación de la calidad de los datos símicos.

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En la figura 20 se observan los resultados de la evaluación de la calidad de los datos sísmicos. Inicialmente el programa trae de forma predeterminada una ondícula de fase cero (zona 1) con la cual se hacen los primeros cálculos; en la zona 2 se muestra el espectro de amplitud, donde el ancho de banda de la señal va de 10 a 60 Hz, conteniendo una relación señal/ruido del 17% para este cubo sísmico en particular. (Zona 3).

4.3. CALIBRACIÓN Y EXTRACCIÓN DE LA ONDÍCULA USANDO INTERWELL 4.3.1. Generación de las curvas de Impedancia Con los datos de los dos pozos, se calcularon las curvas de impedancia en profundidad usando los registros sónicos y densidad. Debido a la necesidad de convertir las curvas de impedancia de profundidad a tiempo, se realizó una calibración previa mediante la aplicación SYNTOOL de LandMark. Para ello se utilizaron los checkshots, suponiendo que no existen variaciones laterales importantes de velocidad. Como primera aproximación los sismogramas sintéticos fueron calculados usando una ondícula tipo Ricker de 20Hz, de fase cero, debido a que ésta es la ondícula que trae predeterminada el programa. Finalmente las curvas de impedancia fueron exportadas en archivos Ascii e importadas a Interwell. Los mejores parámetros para construir estos sismogramas sintéticos (ondícula, fase de la ondícula y desplazamiento en tiempo, entre otros) fueron definidos usando el módulo de extracción y de calibración 3D de Interwell. Los pasos son descritos a continuación.

4.3.2. Etapa 0: Definición de los parámetros para la calibración 3D Alrededor de cada pozo, se definieron los siguientes parámetros: Un cubo sísmico elemental, con una extensión horizontal que abarcó un área de 10x10 trazas alrededor del pozo, en total el cubo sísmico constaba con 100 trazas y con una extensión en tiempo que incluyó la Formación Oficina. Se cargaron las curvas de impedancia de ambos pozos. Se cargaron los marcadores (Picks) de los pozos correspondientes a algunos topes de arenas que se encuentran en todo el área. 28


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4.3.3. Etapa 1: Determinación de los desplazamientos en tiempo residual En cada ubicación de pozo, se genera un sismograma sintético y la envolvente de su función de autocorrelación usando como primera estimación la ondícula de fase cero calculada durante la fase de análisis de los datos sísmicos. (Ver sección 4.2).

El programa calculó una función de correlación cruzada (crosscorrelación) y su envolvente entre los sismogramas sintéticos, y cada traza sísmica ubicada alrededor de cada uno de los pozos correspondientes. Al final, el desplazamiento residual entre el sismograma sintético y cada traza sísmica se obtiene comparando los máximos de las envolventes de las funciones de crosscorrelación y de autocorrelación. (Fig. 21). (Inversión sísmica usando Interwell).

Fig 21. Calibración Sísmica. Extracción de la Ondícula. Determinación del tiempo residual.

En las siguientes etapas se volverá a calcular los tiempos residuales a medida que se determinen los mejores parámetros para la elaboración de los sismogramas sintéticos.

4.3.4. Etapa 2: Estimación de la mejor fase. El objetivo de esta etapa es estimar la mejor fase de la ondícula para todo el cubo sísmico 3D usando los dos pozos al mismo tiempo, con la finalidad de obtener el mejor coeficiente de correlación entre el sismograma sintético y las trazas sísmicas.

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Para la estimación de la mejor fase, en cada traza ubicada alrededor de cada pozo se generan sismogramas sintéticos; todavía se continúa usando como ondícula inicial fase cero obtenida con el MCA (Ver Sección. 4.2). Luego, se aplica a esta ondícula varias rotaciones de fase entre 0 y 360° con un incremento de 10°. (Fig 22)

Para cada pozo se compara, por correlación en las diferentes etapas de cálculo, el sismograma sintético calculado con las diferentes trazas sísmicas. Para cada traza sísmica, ubicada en el cubo elemental, se define la mejor fase con la mejor correlación entre el sismograma sintético y la traza sísmica. Al final de esta etapa se obtiene una estimación de la fase constante de la ondícula sísmica a partir de todas las trazas seleccionadas alrededor de los pozos. (Inversión Sísmica usando Interwell)

Fig. 22. Calibración Sísmica. Extracción de la Ondícula. Estimación de la mejor fase de la ondícula.

En la Fig. 22 los gráficos muestran la mejor fase encontrada para cada traza en función del coeficiente de correlación correspondiente. El histograma de la parte inferior derecha indica el número de trazas sísmicas correlacionadas con el sismograma sintético dentro de cada rango de fase. Para los dos pozos se determinó que la mejor fase es 180º, lo cual se puede observar en la figura 8.

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4.3.5. Etapa 3: Estimación del coeficiente de Normalización en Energía El objetivo de esta etapa es determinar el coeficiente de normalización de manera de ajustar la ondícula sísmica. Así la amplitud de los sismogramas sintéticos será equivalente a la de las trazas sísmicas. La energía de la mejor ondícula se obtiene como promedio de todos los coeficientes de normalización calculados en cada pozo, comparando la amplitud de las trazas sintéticas con la amplitud de las trazas sísmicas alrededor de cada pozo.

Fig. 23. Calibración sísmica. Extracción de la Ondícula. Coeficiente de normalización.

En la Fig. 23 se muestra el histograma que representa el número de trazas sísmicas encontradas para cada rango de coeficiente de normalización. El pozo GV 117 (en verde) tiene un coeficiente de normalización de 0,63 y el pozo OM 387 (azul) tiene un valor de 0,95. En esta etapa, se estimó en cada traza sísmica el desplazamiento en tiempo residual para tener la mejor correlación entre cada traza sísmica y los sismogramas sintéticos calculados en cada pozo usando la mejor ondícula de fase 180º. Para el pozo GV 117 el tiempo residual fue de 7 ms y para el pozo OM 387 fue de 4 ms.

Finalmente se obtuvo una ondícula de fase 180º con un coeficiente de normalización promedio de 0,81 (Fig. 24) y esta ondícula servirá para construir los sismogramas sintéticos y elaborar las láminas de calibración dentro del programa SYNTOOL.

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Fig. 24. Calibración Sísmica. Mejor Ondícula Estimada

4.4. GENERACIÓN DE SISMOGRAMAS SINTÉTICOS 4.4.1. Utilizando Interwell. Se generaron sismogramas sintéticos con el paquete Interwell después de haber estimado la mejor ondícula; los resultados se observan en las figuras 25 y 26 para cada pozo.

Fig 25. Sismograma Sintético del Pozo GV 117 generado con Interwell

32


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Fig 26. Sismograma sintético del pozo OM 387 generado con Interwell

4.4.2. Usando Syntool.

En las Figuras 27 y 28 se muestran los sismogramas sintéticos generados con Syntool. Esto es necesario ya que Syntool es el módulo de calibración de Openworks y éste automáticamente activa el sismograma generado para este proyecto en Seiswork, que es la aplicación de interpretación de Openworks. Los sismogramas sintéticos se generaron por convolución de la ondícula sísmica, extraída de los datos sísmicos (usando el modulo de calibración 3D de Interwell) (Ver sección 4.3), con el coeficiente de reflexión definido a partir de los contrastes de impedancia.

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Fig 27. Sismograma sintético del pozo GV 117 generado con Syntool

Fig 28. Sismograma sintético del pozo OM 387 generado con Syntool

En varias áreas los sismogramas sintéticos tienen una buena aproximación a la sísmica adquirida por lo tanto es muy útil al momento de correlacionar reflexiones con horizontes en 34


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particular. Entonces la comparación de los sismogramas sintéticos y la sísmica adquirida puede ayudar a determinar cuales eventos podrían representan reflexiones primarias y cuales pueden corresponder a múltiples (Telford, 1990). Se puede observar que para el pozo OM 387 se tiene una buena correlación, aunque para el pozo GV 117 no es tan buena la aproximación; esto es debido a la baja calidad de las curvas de sónico y del registro de densidad.

4.5 RESOLUCIÓN SÍSMICA Para observar la frecuencia dominante en el campo, se generó un mapa de frecuencia instantánea de los niveles estudiados. En el nivel I3 (Fig. 29) se observa que la frecuencia dominante en el campo es de aproximadamente 40 Hz.

Fig. 29. Frecuencia Instantánea del nivel I3.

La lentitud promedio de esta zona es 100 µs/ft, es decir la velocidad promedio es de 3050 m/s con una frecuencia de 40 Hz; la longitud de onda vendría dada por:

λ=

3048 m / s V ⇒λ= = 76,2 m f 40 Hz

La resolución viene dada por λ/4 (Ver sección 3.1.4):

λ 4

=

76,2 m = 19,05 m ⇒ 62,5 pies. 4

35


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Los espesores promedios de arena del nivel I3 oscilan entre 10 y 40 pies es decir de 3 a 12 m; esto quiere decir que está por debajo del espesor de resolución según el criterio de resolución de Rayleigh (Sheriff, 1997)

Para el caso del nivel TU el mapa de frecuencia Instantánea corresponde a la figura 30.

Fig 30. Frecuencia Instantánea del Nivel TU

En este nivel la lentitud promedio es de 90 µs/ft, la velocidad promedio es de 3386,6 m/s con una frecuencia de 30 Hz; la longitud de onda sería:

λ=

3386 m / s V ⇒ λ= = 96,76 m f 35 Hz

La resolución viene dada por λ/4 (Ver sección 3.1.4). Entonces:

λ 4

=

96,76 m = 24,19 m ⇒ 79,36 pies. 4

Para el nivel TU los espesores son muy variados, de 20 a 100 pies, es decir de 7 a 30 m; es decir en promedio está por debajo del espesor de entonación.

4.6. INTERPRETACIÓN DE LOS NIVELES DE INTERÉS. Luego de calibrar la sísmica, se renombraron los horizontes asociados a niveles dentro del proyecto según la tabla 2.

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Calibración Antigua A1 D1 F2 G I3-I4 M1 U1

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Calibración Nueva A0 D1 F3 G I4 M1 U2

Tabla 2. Resultados de la Calibración

Aunque para algunos horizontes no hubo cambio, los utilizados en este estudio sí presentan una pequeña diferencia. Por ejemplo el horizonte ubicado entre el nivel I3 e I4, ahora se asocia al nivel I4. El presente estudio se centró en 2 Niveles, Nivel I3 y el Nivel TU y gracias a la nueva calibración se puede precisar con mejor detalle el tope de los niveles de interés.

Debido a que no se aprecia un cambio significativo en la estructura y la diferencia entre el tope de I3 (indicado por el marcador de pozo) y del horizonte asociado al nivel I4 es pequeña (7 ms) se reinterpretó el nivel I4 (Fig. 31), debido a que era el evento mas claro para interpretar que el evento asociado a I3. En el caso del nivel TU se realizó una interpretación completamente nueva, ya que para este nivel no había interpretación previa, es decir no existía horizonte asociado a este nivel (Fig. 31).

Se seleccionaron estos niveles por su importancia económica a nivel de yacimiento. La interpretación sísmica se realizó cada 10 líneas y cada 5 en zonas de alta densidad de fallas. Es importante destacar que el nivel TU fue difícil de interpretar debido a los constantes cambios de fases.

Fig 31. Mapas en Tiempo de los Niveles I4 y TU respectivamente.

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I4

TU

Fig. 32. Sección sísmica interpretada SE-NW del campo Guico Guara.

En la figura 32 es una sección arbitraria SE-NW, muestra los horizontes interpretados de los niveles I4 y TU; en la sección también se observa las trayectorias de los pozos GV 84 y GV 153, dichos pozos han producido petróleo pesado en el nivel TU (Ver sección 5.4.1.3). El GV 153 es un pozo desviado que tenía como objetivo principal la arena TU, este se convirtió en un pozo horizontal al llegar a esta arena. También es importante destacar que el pozo GV 84 produjo en la arena I3. (Ver sección 5.4.1.2).

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I4

TU

S

N Fig. 33. Sección sísmica interpretada S-N del campo Guico Guara.

En la figura 33 se muestra una sección sísmica interpretada S-N, con los horizontes interpretados en el presente estudio, se muestra la posición del pozo GV 117 (no produjo hidrocarburo en ninguno de los niveles) utilizado en la calibración; obsérvese el complejo estilo estructural de la zona sur del campo. Esto hizo complicada la interpretación de los horizontes.

4.7. INVERSIÓN SÍSMICA 4.6.1

Construcción del modelo geológico “A-priori”

La construcción de un modelo “a-priori” constituye un paso crucial para la inversión estratigráfica. Debido a la falta de unicidad de los resultados, es decir un volumen de impedancia puede deberse a diferentes respuestas sísmicas, el modelo “a-priori” incluye la mayor cantidad de información geológica perteneciente al campo. En esta etapa de la 39


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inversión estratigráfica se estima un modelo inicial de impedancias incorporando los datos de geología y de pozo.

La geología se define a partir de la interpretación estructural, pero también a partir de la geometría de depósito de los sedimentos entre dos horizontes. Para definir dicho modelo se exportaron cinco horizontes desde Seiswork a Interwell. Estos horizontes fueron los que se habían corregido previamente, los cuales estaban asociados a los niveles A0, D1, M1 y a los nuevos horizontes interpretados I4 y TU.

Se definieron unidades geológicas, que corresponden a volúmenes elementarios delimitados por los mismos horizontes. En cada unidad geológica se definen líneas de correlación por intervalos de tiempo regulares, coincidiendo con el muestreo de la sísmica caracterizando la geometría interna del depósito. Luego por medio de la interpolación y extrapolación 3D de las curvas de impedancia provenientes de los datos de pozo, a lo largo de estas líneas de correlación y respetando la organización sedimentaria, se obtiene el cubo final a-priori (Fig 34).

Fig 34. Inversión Sísmica. Modelo “A-priori” de impedancias. 40


4.6.2

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Inversión final

Para generar el modelo final de impedancia, se toma en consideración toda la información disponible, tal como los datos iniciales, la ondícula obtenida durante la fase de calibración y el modelo “a-priori”, el cual fue usado como modelo inicial en el proceso de inversión.

Los siguientes parámetros deben ser definidos en cada unidad geológica para la inversión final:

La desviación estándar de la impedancia representa una medida de la confianza en el modelo geológico inicial (modelo "a priori"). Se estima en unidades de impedancia. Un valor bajo en comparación con los valores promedio de impedancia indica que el resultado de la inversión final no estará muy alejado de las informaciones dadas por el modelo geológico inicial. Al contrario, un valor más alto dará más peso a los datos sísmicos durante la inversión, trayendo como consecuencia una alta probabilidad de invertir ruido. Se realizaron varias pruebas de inversión y el valor que se utilizó fue de 500 m/seg*g/cm3.

El largo de correlación es un parámetro que depende de la continuidad lateral de los valores de impedancias en las secciones. Este valor puede depender del fallamiento, pero también de la homogeneidad de los elementos sedimentarios que se quiere caracterizar con la inversión. Entre más alto sea éste valor se tendrá un mayor grado de suavizamiento a lo largo de las superficies de correlación. El largo de correlación para el presente trabajo fue de 250 metros.

El nivel de ruido (relación señal/ruido), éste es un valor estimado durante el análisis frecuencial y define la calidad de los datos sísmicos (Sección 4.2). Tiene un valor de 17% en el área donde se realizó el estudio (Formación Oficina).

41


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La calidad de los datos de inversión final se controla con las secciones de residuos, estimadas por diferencia de amplitud entre las secciones sísmicas iniciales y las secciones sísmicas sintéticas obtenidas después del cálculo de la inversión. Se estiman estas secciones sintéticas por convolución entre la ondícula sísmica usada para la inversión y los coeficientes de reflexión definidos a partir del mejor modelo de impedancia (metodología de Interwell). En la figura 35. se muestra la sección de residuos; en ella no se observan estructuras, sólo señal aleatoria Fig 35. Inversión Sísmica

correspondiente a ruido sísmico.

Sección de Residuos.

Finalmente al aplicar todos los parámetros antes descritos se obtiene el cubo de impedancia final (Fig. 36).

Fig 36. Modelo Final de Impedancias.

42


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4.9. MAPAS DE ATRIBUTOS. Los atributos no son independientes uno de otro, pero corresponden a diferentes maneras de representar una información limitada (Brown, 2001). Por lo general, los atributos derivados de los horizontes en tiempo llevan información estructural, mientras los atributos derivados de la amplitud sísmica llevan información estratigráfica (cambio de espesor, de litología) o de contenido en fluido. (Informe Final de Guico Guara, 2002). En este trabajo se elaboraron mapas de todos los atributos disponibles en la aplicación PostStack/PAL de los cuales se escogieron aquellos que presentaban claras tendencias de los cuerpos. El paquete utilizado permite trabajar con cuatro grupos principales de atributos:

Atributos de Amplitud. Atributos Espectrales. Atributos de Secuencia. Atributos de Probabilidad Los atributos que dieron mejores resultados fueron los siguientes atributos de amplitud:

Amplitud Absoluta Promedio. Amplitud de Pico Promedio Amplitud Absoluta Máxima. Amplitud de Pico Máximo. Amplitud Promedio. Amplitud RMS. Amplitud Absoluta total. Los siguientes atributos espectrales también dieron buenos resultados:

Fuerza de Reflexión Promedio. Frecuencia Instantánea Promedio. Fase Instantánea Promedio. Se utilizó el cubo original (migrado y de amplitudes preservadas) y se siguió el mismo procedimiento utilizado para obtener los mapas de impedancia. (Sección 5.1).

43


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4.10. CÁLCULO DE PARÁMETROS PETROFÍSICOS. Debido a que la mayoría de los pozos existentes en el campo fueron perforados durante las décadas 1940 y 1950, los registros que se encuentran son de Potencial Espontáneo (SP) y de Resistividad principalmente. La petrófisica cargada en el programa fue revisada por la petrofísico Mariangel Cedeño quien corrió nuevamente las curvas con la aplicación PetroWorks, las cuales guardó en la base de datos del proyecto.

En MapView de la Aplicación Stratworks, de Openworks, se elaboraron mapas de puntos (point sets) en donde se podían apreciar los valores de Arena Neta en la ubicación geográfica del pozo para el nivel deseado. Se colocó como parámetro de corte un contenido de arcilla (Vshale) de 0.35, ya que se está considerando sólo arena limpia (comunicación directa con el geólogo Arnaud Pelgrain). Estos valores fueron verificados manualmente para cada pozo.

Luego los mapas generados en MapView fueron manejados en Z-Map para poder realizar la clasificación de los pozos y poder ser exportados a otra aplicación de nombre Rave, con la cual se elaboraron los gráficos cruzados entre atributos sísmicos y parámetros petrofísicos expuestos más adelante (Sección 4.11). Es importante destacar que todas estas aplicaciones pertenecen a Openworks. También se generaron mapas de puntos de porosidad y de Saturación de Agua siguiendo el mismo procedimiento.

4.11. ELABORACIÓN DE GRÁFICOS CRUZADOS. Para realizar los gráficos cruzados entre parámetros petrofísicos y atributos sísmicos, se utilizó la aplicación Rave; esta aplicación permite hacer un análisis detallado y una visualización bastante buena de los datos, permitiendo detectar y analizar las posibles relaciones entre los datos utilizados (RAVE online help).

Se clasificaron los pozos existentes en el campo en tres grupos para el nivel I3 y el nivel TU (Ver Apéndices). Las características de estos grupos son:

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Grupo 1 Consta de los pozos que se encuentran dentro de la anomalía con orientación NW-SE (Sección 5.1). Este grupo contiene 10 pozos para el nivel I3. Para el caso del nivel TU se cuenta con 7 pozos.

Grupo 2 Consta de los Pozos que se encuentran en el grupo 1 más los pozos que se encuentran alrededor de la anomalía, que no se encuentran fallados. Son un total de 18 pozos para el nivel I3 y 14 pozos para el nivel TU.

Grupo 3 Consta de todos los pozos existentes en el campo y que perforaron los niveles de estudio.

Estos grupos fueron exportados a Rave y guardados en tablas por separado. Luego se exportaron desde Seiswork los horizontes correspondientes a los atributos antes mencionados. El programa tiene una opción que tiene por nombre “Merge”, la cual busca el valor del atributo en la coordenada geográfica del pozo, repitiendo esta operación en todos los pozos. Luego se realizó un gráfico entre el atributo sísmico (variable independiente) y el parámetro petrofísico (variable dependiente). Esto tiene como finalidad tratar de predecir la propiedad petrofísica por medio del atributo sísmico. Se realizó una regresión lineal. RAVE usa una regresión polinomial de mínimos cuadrados para determinar la calidad de esta relación. Una vez generada la regresión lineal, el programa determina qué tan bueno es el ajuste, por medio del coeficiente de determinación.

El coeficiente de determinación tiene un rango que va de “cero” para un pobre ajuste y a “uno” para un ajuste perfecto. Por ejemplo si el valor del coeficiente es 0,9 entonces 90% de la variación de la variable dependiente es explicado por el ajuste de la curva. (Rave Online help). Este fue el parámetro usado para determinar desde el punto de vista estadístico cuales atributos respondían mejor a los parámetros petrofísicos. Se realizaron ajustes para cada grupo de pozos. Los resultados para cada grupo se muestran en las tablas de la 3 a la 8. 45

Capítulo 5. Análisis de Resultados

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CAPÍTULO 5 ANÁLISIS DE RESULTADOS 5.1. MAPAS DE IMPEDANCIA. IDENTIFICACIÓN DE ESTRUCTURAS. Luego de generar el cubo de impedancia final, se exportó el cubo de Interwell a Seiswork, en donde pudo ser manejado para generar los mapas de impedancia. Para elaborar el Mapa de Impedancia correspondiente al nivel I3, se tomó la diferencia en milisegundos que había entre el horizonte asociado al Nivel I4 y el marcador del Nivel I3. Es decir se tomaron los milisegundos que abarca la unidad I3. Esta diferencia fue de 7 ms.

La aplicación utilizada para generar el mapa de impedancia es PostStack/PAL de Landmark; Se tomó como horizonte guía el asociado al Nivel I4, se calculó la amplitud promedio al volumen correspondiente de los 7 ms por encima del horizonte dando como resultado el mapa de la fig. 37.

N

0

1,5 Km

Fig. 37. Mapa de Impedancia Promedio del Nivel I3.

En la figura 37 se muestra el mapa de impedancia del nivel I3; se observan dos cuerpos muy bien definidos, dos canales uno principal con orientación NE- SW y otro secundario con orientación NW-SE.

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El canal principal tiene dimensiones aproximadas de 7 Km de largo y 1,5 Km en su zona más ancha; muestra una clara tendencia de impedancias bajas, aunque sólo se cuenta con la información de un pozo, que es el GV 94 (Fig. 38). En este pozo el espesor de arena para I3 es de 18 m, pero las resistividades se encuentran por GV 94

debajo de 1 ohm.m indicando la presencia de agua; debido a esto se perdió interés en dicha zona, por no ser prospectiva en la búsqueda de hidrocarburos. Fig 38. Canal Principal en el nivel I3

Sin embargo los valores de impedancia en ésta zona son los más bajos de todo el campo; en principio se puede suponer que cierta cantidad de gas puede estar presente; es decir la arena saturada de agua puede tener una pequeña cantidad de gas disuelta, disminuyendo la Velocidad de onda P, y en consecuencia disminuye los valores de impedancia (O´Brien, 2004). Aunque la impedancia depende de varios factores, este contraste también puede estar indicando un cambio en la porosidad o de litología.

Para el canal secundario, con orientación NW-SE (Fig. 39) se tiene una mayor información de pozos. Hay un total de 10 pozos distribuidos a lo largo del canal, la mayoría de ellos perforados entre los años 1940 y 1950. El canal tiene dimensiones aproximadas de 12 Km de largo y 0,5 Km en su zona mas ancha. Se tiene conocimiento que yacimientos de esta área han producido petróleo liviano y condensado, aunque esto será tratado con más detalle con datos de producción. (Sección 5.4.1)

Fig 39. Canal secundario en el nivel I3.

Para generar el mapa de impedancia del nivel TU, se siguió el mismo procedimiento anterior, aunque para este caso se tomó como horizonte guía el interpretado previamente para dicho nivel. (fig. 40). 47


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N

0

1,5 Km

Fig 40. Mapa de Impedancia Promedio del Nivel TU.

Para el caso del nivel TU se observa un canal principal en donde se pueden identificar dos zonas bien diferenciadas (Fig. 41), la “zona 1” que tiene una orientación NW-SE y luego más al Sur la “zona 2” que tiene una orientación E-W. La zona 1 es el área donde se presentan los menores

valores

de

impedancia

(área

amarilla); se tiene conocimiento que es un yacimiento, TU GV 84, el cual presenta 30 m

1

aproximadamente de espesor de arena y

2

contiene petróleo pesado (11º API) con alto contenido de gas en solución (Comunicación Personal con el Ing. Galavi Fuenmayor). Fig 41. Canal Principal en el Nivel TU.

En la zona 2 con orientación E-W se tiene un solo pozo perforado, el pozo GV 152. Este pozo también dio evidencia de petróleo pesado, pero a diferencia de la zona 1, es un petróleo con menor cantidad de gas. Actualmente el pozo se encuentra cerrado por problemas mecánicos, es decir no se tiene mayor información de la zona 2. Para este caso también lo bajos valores de impedancia podrían ser asociados a la presencia del gas (comunicación Personal con el Ing. Tomasz Chrest) aunque no puede hacerse una afirmación definitiva, ya que no se tiene mayor información de esta área.

48


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5.2. ESTUDIO DE ATRIBUTOS POST APILAMIENTO. 5.2.1. Resultados para el Nivel I3. Los mapas de atributos se calcularon con la aplicación PostStack/PAL, esta calcula el valor del atributo en un intervalo específico colocando los resultados en un horizonte, el cual puede ser visto en Seiswork y ser manejado como cualquier horizonte. (PostStack Family Reference Manual). El procedimiento para obtener los mapas de atributos fue el mismo utilizado para generar los mapas de impedancia (Sección 5.1). La única diferencia fue que en vez de usar el cubo de impedancia se utilizó el cubo sísmico original.

N

0

1,5 Km

Fig 42. Mapa del Atributo Amplitud de Pico Promedio del Nivel I3.

En la figura 42 se muestra el mapa del atributo amplitud de pico promedio, en este mapa se puede observar los dos cuerpos con forma de canal, identificados previamente con el mapa de impedancia. Los mapas de atributos de amplitud y espectrales en general presentan el mismo aspecto.

A continuación se presentan los resultados obtenidos al correlacionar los diferentes atributos con algunos parámetros petrofísicos como Espesor de Arena, Porosidad y Saturación de Agua. Estos parámetros fueron calculados en este trabajo (Ver apéndice 1). El criterio de clasificación de los pozos en grupos se encuentra en la sección 4.11.

En la tabla 3 se puede observar que los atributos de amplitud muestran correlación con el espesor de arena, que para la mayoría de los pozos estudiados coincide con el valor de arena 49


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neta. El atributo posee el coeficiente de correlación más alto (0,70) con una propiedad petrofísica es el de Amplitud de Pico Promedio en relación a la arena neta. (Los valores petrofísicos se encuentran en el Apéndice 1).

En el caso de los atributos espectrales, la fuerza de reflexión tiene una correlación estadística de 0,44 con el espesor de arena, aunque el valor de este coeficiente es bajo en comparación con el obtenido para el atributo de amplitud de pico promedio; los demás atributos espectrales no parecen estar respondiendo a dicha propiedad petrofísica.

La porosidad parece tener correlación con la fase instantánea promedio, aunque su valor no es tan alto para generar un mapa de pseudo porosidad a partir de este atributo. Ninguno de los atributos parece estar respondiendo a la saturación de agua de acuerdo a los bajos valores en los coeficientes de correlación.

Atributo Amplitud Absoluta Máxima Amplitud Absoluta Promedio Amplitud Absoluta Total Amplitud de Pico Máximo Amplitud de Pico Promedio Amplitud Promedio Amplitud RMS Fase Instantánea Promedio Frecuencia Instantánea Promedio Fuerza de Reflexión Impedancia

Espesor de Arena 0,20 0,48 0,38 0,51 0,70 0,36 0,39 0,08 0 0,44 0,36

Porosidad 0,05 0,23 0,15 0,08 0,03 0,05 0,22 0,42 0,25 0,20 0,38

Saturación de agua (Sw) 0,06 0,09 0,09 0,03 0,02 0 0,12 0,02 0,02 0,1 0,02

Tabla 3. Resultados de los coeficientes de determinación para los diferentes atributos y parámetros petrofísicos, para los pozos del grupo 1 del nivel I3.

El gráfico cruzado del espesor de arena en función de la Amplitud de Pico Promedio se muestra en la Fig. 43. Los puntos de colores representan los datos reales, los cuales tienen como valor real el dado por el eje del lado izquierdo, la coloración del punto representa el valor que debería tener el punto según el ajuste. La línea rosada es el ajuste y los puntos rosados que se encuentran intersectados por la recta representan la ubicación que deberían tener los datos reales si el ajuste los predijese en un 100%. 50

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Espesor de Arena (ft) (Amplitud de Pico Promedio)

Espesor de Arena (ft)


Fig. 43. Grafico Cruzado entre Espesor de Arena y Amplitud de Pico Promedio para los pozos dentro del canal (Grupo 1) en el Nivel I3.

Como puede observarse en la Fig. 43. La tendencia del gráfico es que a mayor valor de Amplitud de Pico Promedio mayor será el espesor de la arena. Recuérdese que el espesor de estas arenas es menor al espesor de resolución sísmica, por lo tanto este resultado ha de esperarse. Aunque el coeficiente de correlación Impedancia y espesor de arena es muy bajo, éste no será descartado en su totalidad, ya que cualitativamente el mapa de impedancia (Fig 37) presenta la misma tendencia que el mapa de atributo de Amplitud de Pico Promedio (Fig 42). Además la impedancia funciona como un buen delimitador del yacimiento y es muy utilizada actualmente en la industria petrolera.

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Espesor de Arena 0,06 0 0,07 0,04 0,02 0,27 0 0,02 0,09 0,03 0,26

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Porosidad 0,02 0,05 0,05 0,02 0,02 0,08 0,04 0,05 0,07 0,04 0,13

Saturación de agua (Sw) 0,20 0,17 0,10 0,24 0,15 0,13 0,18 0 0,11 0,22 0,09

Tabla 4. Resultados de los coeficientes de determinación para los diferentes atributos y parámetros petrofísicos pertenecientes al Grupo 2 del Nivel I3.


Espesor de Arena 0,02 0,02 0,01 0,18 0,14 0,23 0,01 0,08 0,22 0,02 0,27

Porosidad 0,02 0,04 0,04 0,17 0,13 0,13 0,03 0,05 0,13 0,04 0,25

Saturación de agua (Sw) 0,04 0,03 0,03 0,02 0 0 0,04 0 0 0,03 0,02

Tabla 5. Resultados de los coeficientes de determinación para los diferentes atributos y parámetros petrofísicos para los pozos del grupo 3.

Los resultados presentados en las tablas 4 y 5 muestran valores de correlación muy bajos. Los bajos valores indican que los atributos no están respondiendo de forma lineal a dichos parámetros petrofísicos. Además también puede indicar que al tratar de hacer una correlación entre pozos y atributos que se encuentran ubicados en diferentes ambientes de sedimentación no se obtienen buenos resultados, ya que los atributos según el área pueden estar respondiendo a diferentes propiedades del subsuelo (litología, contenido de fluidos etc).

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U.S.B

5.2.2. RESULTADOS DEL NIVEL TU El procedimiento para generar los mapas de atributos fue el mismo utilizado para generar el mapa de impedancia de la nivel TU. En la figura 44 se muestra el mapa el atributo amplitud de pico promedio, en el mismo se observar el mismo canal identificado en el mapa de impedancia. Al igual que en el nivel I3 los otros atributos de amplitud y los atributos espectrales muestran la misma tendencia.

N

0

1,5 Km

Fig 44. Mapa del Atributo Amplitud de Pico Promedio del Nivel TU.

Siguiendo el mismo procedimiento que el utilizado para el nivel I3 se realizaron correlaciones entre atributos y parámetros petrofísicos para el nivel TU, los resultados obtenidos se muestran en la tabla 6.


Espesor de Arena 0,45 0,35 0,36 0,50 0,35 0,42 0,38 0,01 0,22 0,64 0,70

Porosidad 0,30 0 0 0,22 0,30 0,16 0,03 0,05 0,18 0,11 0,18

Saturación de agua (Sw) 0,09 0,41 0,25 0,31 0,16 0,09 0,42 0,03 0,75 0,48 0,36

Tabla 6. Resultados de los coeficientes de determinación para los diferentes atributos y parámetros petrofísicos, para los pozos del Grupo 1 del nivel TU.

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U.S.B

La Figura 45 muestra el ajuste entre la impedancia y el espesor de arena; aunque el programa arroja un ajuste lineal con un coeficiente de correlación de 0,70, es claro que este ajuste es básicamente la unión de dos grupos por una línea recta. Los datos no son suficientes para corroborar esta tendencia. En la Fig. 45 se observa una relación inversa, a mayor espesor de Arena Neta la impedancia disminuye. Esto puede deberse a que dentro de este yacimiento se encuentra presencia de gas en solución, es decir petróleo pesado con alto contenido de gas. Entonces la presencia de este gas puede estar afectando en forma sustancial los valores de impedancia, debido a que

Espesor de arena (ft) (Impedancia)

Espesor de arena (ft)

disminuye la velocidad de Onda P. (O´Brien, 2004)

Fig 45. Gráfico Cruzado entre Espesor de Arena e Impedancia para los pozos dentro del canal (Grupo 1) en el nivel TU.

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Espesor de Arena 0,45 0,35 0,34 0,41 0,37 0,25 0,40 0,03 0,20 0,60 0,36

U.S.B

Porosidad 0,09 0,24 0,24 0 0 0 0,22 0,09 0,32 0,19 0,38

Saturación de agua (Sw) 0,30 0,12 0,19 0,07 0,12 0,05 0,13 0,03 0,08 0,09 0,02

Tabla 7. Resultados de los coeficientes de determinación para los diferentes atributos y parámetros petrofísicos, del Grupo 2 del Nivel TU.


Espesor de Arena 0,07 0,05 0,05 0,04 0,04 0,02 0,06 0,02 0 0,06 0,15

Porosidad 0,06 0,05 0,04 0,09 0,06 0,05 0,06 0,06 0 0,07 0,05

Saturación de agua (Sw) 0,01 0 0 0 0 0 0,01 0 0,02 0 0,02

Tabla 8. Resultados de los coeficientes de determinación para los diferentes atributos y parámetros petrofísicos, para los pozos del Grupo 3 del Nivel TU.

Como puede observarse en las tablas 7 la fuerza de Reflexión parece estar respondiendo al espesor de arena en los pozos del grupo 2, pero el valor del coeficiente es bajo para generar un mapa de pseudo espesor de arena a partir de la fuerza de reflexión. Los coeficientes presentados en la tabla 7 y 8, al igual que para el nivel I3 son bastante bajos, por lo que desde el punto de vista estadístico son descartados.

55


U.S.B

5.3. GENERACIÓN DE MAPAS DE ESPESORES. A partir del mejor resultado estadístico obtenido para el nivel I3, basado en el coeficiente de correlación, es decir la relación “Arena Neta Vs. Amplitud de Pico Promedio” se generó, un mapa de pseudo-espesores, pero este solo es válido para el área que se encuentra dentro del canal, ya que fuera no se tienen puntos de control (Fig. 46 y 47). Los mapas son los mismos, sólo que se presentan en diferentes escalas de colores, los valores están en pies.

Fig 46. Mapa de Espesores para el canal perteneciente al nivel I3. Delimitación del Canal

Fig 47. Mapa de Espesores para el canal perteneciente al nivel I3. 56


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Para el Nivel TU, se utilizó la relación de “Impedancia Vs Arena Neta”, que es la que tiene el coeficiente de correlación más alto. El mapa de espesores para la zona dentro del canal se muestra en la figura 48.

Fig 48. Mapa de espesores del canal perteneciente al nivel TU.

5.4. VALIDACIÓN DE RESULTADOS. 5.4.1. Datos de Producción. Debido a que el campo en estudio se encuentra altamente explotado, se cuenta con información bastante completa de los yacimientos. Luego de reconocer las anomalías presentes, se buscó información de producción de los pozos que se encontraban en los canales en cada nivel respectivamente, es decir los pozos que se encuentran en el Grupo 1 en el nivel I3 y el nivel TU. Se pudo constatar que dentro de los canales identificados hay yacimientos, es decir hay presencia de arena con hidrocarburo. A continuación se presentan la descripción de los yacimientos presentes

5.4.1.1. Yacimiento I3L GV 115. Perteneciente al nivel I3, la interpretación sedimentológica de este yacimiento muestra un ambiente fluvio-deltaico y la secuencia sedimentaria está compuesta por sistemas de canales distributarios. (Informe final Guico Guara, 2002).

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U.S.B

Es un yacimiento de condensado, se puede observar el mapa oficial del yacimiento en la Fig. 50. Los datos básicos oficiales del mismo se resumen en la Tabla 9. Actualmente el único pozo que se encuentra produciendo es el GV 115. Recientemente en este yacimiento se perforó un nuevo pozo, el GV 151, el cual según registros de pozo presenta contenido de hidrocarburo en la arena I3.

Pozo GV 115

Fig 49. Mapa de Impedancia del yacimiento I3L GV 117. Obsérvese la ubicación dentro del canal del pozo GV 115.

Fig 50. Mapa Oficial del Yacimiento I3 GV 115.

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Debido a que la tendencia del mapa de impedancia es igual al mapa de Amplitud de Pico Promedio, parece que el mapa de impedancia también está respondiendo al espesor de arena dentro del canal (sección 5.2); para este caso el mapa de impedancia sugiere una extensión menor del yacimiento (Fig. 49)

Datos Básicos Oficiales del Yacimiento I3L GV 115 Área (Acres) 625 Volumen (Acre-pies) 7676 Porosidad (%) 25 Permeabilidad (mD) 176 Gravedad (ºAPI) 54,8 Condensado Original en Sitio (GCOES) (MBLS) 1006 Gas Condensado Original en Sitio (GOES) (MMPCS) 9656 Reservas Recuperables Totales (MBLS) 251 Reservas Remanentes (MBLS) 248 Tabla 9. Datos Básicos Oficiales del Yacimiento I3L GV 115. Reservas Probadas de Petróleo y Gas Asociado.

5.4.1.2. Yacimiento I3 GV 73. Este yacimiento se encuentra al SE del yacimiento GV 115. El pozo GV 73 fue perforado en 1957. Este yacimiento está conformado por tres pozos en total (Fig.34). Actualmente ninguno se encuentra produciendo, pero poseen producción de petróleo acumulado (tabla 8)

Pozo GV 102 GV 73 GV 84

Producción Acumulada. (Barriles de Petróleo) 1.345.643 896.367 502.020

Tabla 10. Producción acumulada de petróleo del yacimiento I3 GV 73. (Tomado del Sumario de Producción por Yacimiento de Junio 2006)

Se puede observar que los pozos se encuentran ubicados dentro del canal (Fig. 51); el pozo GV 102 es el que parece estar ubicado en todo el centro del canal y éste según datos de producción, es el pozo que drenó una mayor cantidad de petróleo en el área.

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U.S.B

Fig 51. Mapa de Impedancia del Yacimiento I3 GV 73.

Datos Básicos Oficiales del Yacimiento I3 GV 73 Área (Acres) 619 Volumen (Acre-pies) 7428 Porosidad (%) 25 Permeabilidad (mD) 176 Gravedad (ºAPI) 23,4 Petróleo Original en Sitio (POES) (MBLS) 10043 Gas Original en Sitio en Solución (GOES) (MMPCS) 9440 Reservas Recuperables Totales (MBLS) 3563 Reservas Remanentes (MBLS) 819 Tabla 11. Datos Básicos Oficiales del Yacimiento GV 73 del Nivel I3. Reservas Probadas de Petróleo y Gas Asociado.

Fig. 52. Mapa Oficial del Yacimiento I3 GV 73 en el Nivel I3.

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U.S.B

Como puede observarse en el mapa oficial del yacimiento (Fig. 52), el canal se encuentra cartografiado en sentido SW-NE; los resultados del presente estudio sugieren que el canal podría tener sentido NW-SE. (Fig 51.) Para verificar la continuidad de la arena dentro del yacimiento se construyó una sección estratigráfica de los pozos GV 102, GV 73 y GV 84, en donde se tienen los registros de SP y Resistividad, los cuales se horizontalizaron en el nivel de I3. Si se revisa la figura 53, se puede observar la continuidad de la arena indicando la presencia de un canal, así como lo indica el mapa de impedancia (Fig. 51)

GV 102 GV 73 GV 84

Fig. 53. Sección Estratigráfica del Yacimiento I3L GV 73. Obsérvese la continuidad de la arena en donde indica la presencia de un canal.

Ahora, si se analiza una sección estratigráfica tomando pozos que se encuentra dentro del canal (GV 84) y fuera del canal, según el mapa de impedancia y los otros mapas de atributos (Sección 5.2.1) es evidente que no hay arena en los pozos GV 153 y GV 90 para el nivel I3, a pesar que la distancia que separa a los pozos GV 84 y GV 153 es 46,55 m. Esto quiere decir que los resultados son bastantes confiables y corrobora que los cambios laterales de facies en la Formación Oficina son bastante rápidos. (Fig. 54)

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U.S.B

GV 90 GV 153 GV 84

Fig 54. Sección Estratigráfica con los pozos GV 84, GV 153 y GV 90. Obsérvese como se pierde la arena tal como lo predice el mapa de impedancia.

5.4.1.3. Yacimiento TU GV 84. Perteneciente al nivel TU, este yacimiento se interpreta como asociaciones de canales en dirección NW-SE; este yacimiento presenta areniscas limpias, masivas con construcción secuencial tipo canal que cambian a extensas llanuras fluviales arcillosas. Con espesores que llegan hasta los 30 m (90 pies aproximadamente). (Informe final Guico Guara, 2002). En la zona en la que se encuentran las impedancias más bajas, es donde hay mayor cantidad de pozos perforados (Fig. 38) y que han producido hidrocarburo (tabla 9).

Pozo GV 84 GV 85 GV 90 GV 152 GV 153

Producción Acumulada (Barriles petróleo) 421.186 495.354 38.617 36.982 188454

Producción acumulada de Gas (Miles de Pies Cúbicos) 669.831 40.945 9145 1321 3924

Tabla 12. Producción Acumulada de Hidrocarburo del Yacimiento TU GV 84. (Tomado del Sumario de Producción por Yacimiento de Junio 2006)

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U.S.B

Es decir la zona 1 (Sección 5.1) es la que mas ha sido explotada, mientras que en la zona 2 se encuentra únicamente el pozo GV 152, el cual tuvo que cerrarse por problemas técnicos (Fig. 56).

Fig 55. Mapa Oficial del Yacimiento TU GV 84.

Fig 56. Mapa de Impedancia del Yacimiento TU GV 84. Observe la ubicación de los diferentes pozos

Comparando el mapa de oficial del yacimiento (Fig. 37) y el de Impedancia (Fig. 38) se puede observar que la delimitación coincide con los límites propuestos por las zonas de bajas impedancias. Estas bajas impedancias se pueden deber a la acumulación de hidrocarburo gaseoso en estas zonas, provocando la disminución de la velocidad de onda P (comunicación personal Ing. Tomasz Chrest). 63


Datos Básicos del Yacimiento TU GV 84 Área (Acres) Volumen (Acre-pies) Porosidad (%) Permeabilidad (mD) Gravedad (ºAPI) Petróleo Original en Sitio (POES) (MBLS) Gas Original en Sitio en Solución (GOES) (MMPCS) Reservas Recuperables Totales (MBLS) Reservas Remanentes (MBLS)

U.S.B

1760 87600 20 180 11,7 86987 13918 6959 6007

Tabla 13. Datos Básicos Oficiales del Yacimiento TU GV 84. Reservas Probadas de Petróleo y Gas Asociado.

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Capítulo 6. Conclusiones y Recomendaciones

U.S.B

CAPÍTULO 6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES En este trabajo se realizó una Inversión Símica, obteniéndose un cubo de impedancia para todos los niveles de la Formación Oficina en el campo Guico Guara.

Se estudiaron los niveles I3 y TU de la Formación Oficina utilizando atributos sísmicos post apilamiento e impedancia.

Para el nivel I3 el atributo Amplitud de Pico Promedio respondió estadísticamente al espesor de arena, con un coeficiente de correlación de 0,7.

Para el Nivel TU, la información de pozo no fue suficiente para validar la relación estadística entre impedancia y espesor de arena.

La Impedancia respondió al espesor de arena, aunque su resultado estadístico no es confiable por falta de datos, puede ser usado para tener idea de la tendencia de los valores de espesor arena.

Los resultados estadísticos obtenidos para la porosidad y saturación de agua a partir de atributos sísmicos e impedancia, no fueron satisfactorios. La mayoría de los atributos no respondieron de forma lineal a los parámetros petrofísicos utilizados.

Por medio de mapas de impedancia generados a través de la Inversión Sísmica, se identificaron dos cuerpos con forma de canal en el nivel I3, uno con orientación NW-SE y otro con orientación NE-SW.

En el Nivel TU se identificó un canal con orientación NW-SE que cambia su dirección a E-W hacia el sur.

A partir del ajuste estadístico de la Amplitud de Pico Promedio, se generó un mapa de pseudo-espesor de arena para el canal con orientación NW-SE en el nivel I3.

En el nivel I3 se identificaron dos yacimientos en el canal con orientación NW-SE. El yacimiento I3L GV 115 produce condensado y el yacimiento I3 GV 73 produjo petróleo liviano (34,9º API).

En el nivel TU, se identificó el yacimiento TU GV 84 en la zona de menores impedancias, se sugiere que estos bajos valores se debe a la presencia de hidrocarburo, principalmente gas.

65

Capítulo 6. Conclusiones y Recomendaciones

U.S.B

Debido a que los resultados estadísticos obtenidos indican que existe correlación entre la impedancia y arena neta se sugiere incorporar los mapas de impedancia obtenidos en este estudio como un soporte para delimitar la extensión lateral de las arenas. Para el nivel I3, se sugiere hacer una revisión de los límites establecidos en los mapas oficiales de los yacimientos I3L GV 115 e I3 GV 73.

La sección estratigráfica (Fig 54) constituye una prueba de las rápidas variaciones laterales de facies en Formación Oficina, coincidiendo con el modelo sedimentológico establecido en la zona.

Se recomienda la inclusión de mapas de impedancia para futuros estudios en otros niveles de interés en el campo Guico Guara, debido a que el cubo de impedancia generado a partir de la inversión sísmica se encuentra disponible en la base de datos de PDVSA.

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Capítulo 7. Referencias Bibliográficas

U.S.B

CAPÍTULO 7 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 1. Beicip-Franlab. “ Interwell 5.1”. Instituto Francés de Petróleo, pp. 25-110 S/F

2. Bello, J., Larrañaga, D. “Caracterización geofísica de las arenas apretadas del campo Yucal Placer”, XIII Congreso Venezolano de Geofísica, pp. 1-4 (2006).

3. Beltran, C, Quijada C, “Interpretación Sísmica del Campo Chimire, Arenas “A” y Arenas “G”, Formación Oficina”. PDVSA-FUNINDES USB, pp 6-24 (2001)

4. Brown, A. “Understanding Seismic Attributes”, Geophysics, Vol 66 (1), pp 47-48 (2001).

5. Buxton, R., Davison, R. “An interpreter´s guide to understanding and working with seismic-derived acoustic impedance data”. The Leading Edge, pp 242-256 (2000).

6. Creole Petroleum Corporation. “Manual de Facies Clásticas”. S/F.

7. Landmark. “RAVE on line help”, pp 1-244 (2003). 8. Landmark, “PostStack Family Referente Manual”, pp. 241-375 (2004).

9. Larrañaga, D. “Delimitación de áreas de interés gasífero, arenas superiores de la Formación Oficina campo Boca-Chimire, Edo Anzoátegui”, Tesis de grado, Universidad Simón Bolívar (2000).

10. O`Brien J. “Seismic Amplitudes from low gas saturation sands”. The Leading Edge, Vol. 23 (12), pp. 1236-1243 (2004).

11. PDVSA, Beicip Franlab. “Estudio Integrado Área Guico/Guara”. Modelo Estático, pp. 64-70 y 107-124 (2002). 67

Capítulo 7. Referencias Bibliográficas

U.S.B

12. PDVSA. “Sumario Mensual de Producción por Yacimiento”, pp. 218 y 226, Junio (2006).

13. Pendrel, J. “Seismic Inversion: The best tool for Reservoir Characterization”, CSEG Recorder, pp. 16-23. (2001). 14. Pendrel, J., Riel, P. “Methodology for Seismic Inversion and Modeling: A Western Canadian Reef Example”. CSEG Recorder, S/F.

15. Quince, C., Sydney S. “Seismic attribute technology for reservoir forecasting and monitoring”, The Leading Edge, (1997).

16. Quilen, K. “Integración de Atributos Sísmicos con datos Petrofísicos para determinar Zonas Prospectivas, Arena L2M, Área de Finca-Yopales, Edo Anzoátegui”, Informe de Pasantía Larga. Universidad Simón Bolívar, pp. 45-78 (2006).

17. Sheriff R. “Seismic Resolution a Key Element”. Explorer, Geophisical Corner (1997).

18. Taner. M. T., Sheriff, E. “Application of Amplitude, Frequency, and Other Attributes to Atratigraphic and Hydrocarbon Determination”. AAPG Memoir 26, Seismic Stratigraphy – Aplications to Hydrocarbon Exploration, pp 301-327 (1977).

19. Taner, M. T. “Seismic Attributes”, CSEG Recorder, Houston, U.S.A., pp. 49-55 (2001).

20. Tearpock, D., Bischke, R. “Applied Subsurface Geological Mapping”. Prentice Hall PTR, New Jersey, pp 94-118 (1991).

21. Telford, W., Geldart L., Sheriff, R. “Applied Geophysics”. Cambridge University Press,

pp

233-267

(1990) 68

Apéndice

U.S.B

APENDICE 1 TABLA DE PARÁMETROS PETROFÍSICOS USADOS PARA EL NIVEL I3.

GRUPO 2

Grupo 1

Pozo

Espesor de

Porosidad

Saturación de

Arena (ft)

(%)

Agua (Sw) (%)

GV 73

21,6

23

40

GV 76

27,3

13

62

GV 84

22,5

24

18

GV 99

27,4

22

70

GV 101

12

20

46

GV 102

19,5

23

29

GV 115

10

23

24

GV 155

30

20

11

GV 151

40

19

6

NV 6

21,4

19

41

GV 74

4,3

14

81

GV 75

12,4

23

68

GV 85

14,2

20

-

GV 103

8

21

40

GV 117

4

11

68

GV 129

3,3

20

63

GV 131

4,5

22

48

GV 143

2

17

64

GV 156

12

20

40

Apéndice

U.S.B

APENDICE 2 TABLA DE PARÁMETROS PETROFÍSICOS USADOS PARA EL NIVEL TU.

GRUPO 2

Grupo 1

Pozo

Espesor de

Porosidad

Saturación de

Arena (ft)

(%)

Agua (Sw) (%)

GV 73

21,6

23

40

GV 84

27,3

13

62

GV 85

22,5

24

18

GV 90

27,4

22

70

GV 93

12

20

46

GV 94

19,5

23

29

GV 103

10

23

24

GV 152

30

20

11

GV 78

40

19

6

GV 82

21,4

19

41

GV 89

4,3

14

81

GV 99

12,4

23

68

GV 114

14,2

20

-

GV 117

8

21

40

Inversión sismica y estudio de atributos sismicos

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