analisis avo en el bloque guamito

ANÁLISIS AVO EN EL BLOQUE GUAMITO-CUENCA VALLE INFERIOR DEL MAGDALENA

CLAUDIA JOHANA DUEÑAS VELEZ

UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA FACULTAD NACIONAL DE MINAS

ESCUELA DE GEOCIENCIAS MEDELLIN

ENERO 2005


CLAUDIA JOHANA DUEÑAS VELEZ

Trabajo Dirigido de Grado presentado como requisito parcial para optar por el título de Ingeniero Geólogo

Director Egon Castro Arévalo

Geólogo

Codirector: Horacio Acevedo Prada Geólogo-Geofísico MS

UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA FACULTAD NACIONAL DE MINAS

ESCUELA DE GEOCIENCIAS MEDELLIN

ENERO 2005

ANALISIS AVO EN EL BLOQUE GUAMITO VALLE INFERIOR DEL MAGDALENA

CLAUDIA DUEÑAS

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A mi Familia Entera. En especial a mis Padres.


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AGRADECIMIENTOS

Un sincero agradecimiento al Geólogo Horacio Acevedo Msc. Geofisico de ECOPETROL, por su ayuda, sugerencias y revisión a este trabajo. Agradezco también a ECOPETROL y al Grupo Caribe por la información y asesoria brindada. A Edgar Guerrero, Oscar Moreno, Juan Fernando Martínez , Sandra Passos y mis compañeros Wilson Velez y Mauricio Casanova los cuales me ayudaron en la recopilación y análisis de la información, mi sincero aprecio. A la Universidad Nacional de Colombia por permitirme realizar el intercambio entre sus Sedes Bogota y Medellín, lo cual fue de gran ayuda para el desarrollo de este trabajo. A mis padres, mis hermanas, mis amigos y compañeros de Medellín y Bogota, por su motivación y compañía, mis mas sinceros agradecimientos.


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TABLA DE CONTENIDO

1. INTRODUCCION ..........................................................................................................8 1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA...............................................................................9 1.2. LOCALIZACIÓN DEL AREA DE ESTUDIO .....................................................................9 1.3. OBJETIVOS Y ALCANCES................................................................................................10 1.4. ANTECEDENTES.................................................................................................................10 2. REVISION DEL ESTADO DEL CONOCIMIENTO SOBRE EL TEMA................... 11 2.1. MARCO TEORICO SOBRE EL ANALISIS AVO.............................................................11 2.2. GEOLOGIA GENERAL ......................................................................................................16 2.2.1. TECTÓNICA........................................................................................................................16 2.2.2. ESTRATIGRAFÍA ...............................................................................................................17 2.2.3. GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO............................................................................................19 2.3. ANTECEDENTES DEL POZO ...........................................................................................21 2.3.1. GENERALIDADES.............................................................................................................21 2.3.2. DEFINICIONES...................................................................................................................21 2.3.3. PRUEBAS DE POZO GUAMITO-1....................................................................................22 3. METODOLOGIA ......................................................................................................... 23 3.1. EDICION DE REGISTROS .................................................................................................24 3.1.1. MARCO TEÓRICO .............................................................................................................24 3.1.2. ANÁLISIS DEL POZO GUAMITO-1 SIN EDITAR...........................................................27 3.1.3. CORRECCIÓN DEL REGISTRO SÓNICO........................................................................31 3.2. MODELO DE REFLECTIVIDAD ......................................................................................37 3.2.1. PARÁMETROS DEL MODELO GEOLÓGICO (ESCENARIOS) .....................................37 3.2.2. ESTIMACIÓN DE LOS PARÁMETROS PARA CALCULAR RPP(COEFICIENTES DE REFLEXIÓN) ....................................................................................................................................39 3.2.3. COEFICIENTES DE REFLEXIÓN PARA EL MODELO GEOLÓGICO ..........................46 3.2.4. ANÁLISIS DEL MODELO GEOLÓGICO PARA LOS DOS ESCENARIOS....................48 3.3. GENERACION Y ANÁLISIS DE CDP GATHER SINTETICO .....................................48 3.3.1. DATOS NECESARIOS PARA LA GENERACIÓN DE UN CDP GATHER SINTÉTICO.49 3.3.2. DIAGRAMA DE FLUJO PARA LA GENERACIÓN DE UN CDP GATHER SINTÉTICO 50 3.3.3. VP, VS Y DENSIDAD ........................................................................................................53 3.3.4. CDP GATHER SINTÉTICO EN LOS DOS ESCENARIOS................................................54 3.4. CDP GATHER DE LA SISMICA.........................................................................................58 3.4.1. GENERALIDADES DE LA SÍSMICA................................................................................58 3.4.2. SECUENCIA DE REPROCESAMIENTO PARA ESTUDIO AVO ....................................59 3.4.3. CALIBRACIÓN SISMICA CON SINTETICO ...................................................................61 3.4.4. CDP GATHER DE LA SISMICA.........................................................................................63 3.4.5. “ANGLE STACKS” APILADOS POR RANGOS DE ANGULOS DE INCIDENCIA.......64 4. ANALISIS DE RESULTADOS ................................................................................... 66 5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES............................................................ 68 6. REFERENCIAS ............................................................................................................ 70


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TABLA DE FIGURAS Figura 1-1: Mapa Gravimétrico de localización del Bloque Guamito y el pozo Guamito-1..........9 Figura 2-1:Atributos Sísmicos. Tomado de “Interpretation of three-domensional seismic data”Capitulo 8 ...................................................................................................................................12 Figura 2-2: Factores que afectan la AMPLITUD. Modificado de Castagna “DHI Work Process to Risk Seismic Amplitude Prospects”..................................................................................................13 Figura 2-3: Teoria de Gassmann aplicada a una arenisca genérica. Tomado de Pennington. Curso Seismic Petrophysic. ...........................................................................................................................13 Figura 2-4: Izquierda-Respuesta AVO en CDP Gather de una arenisca gasifera de baja impedancia y otra arenisca gasifera de alta impedancia. Schlumberger.2004. Derecha-CDP Gather para una arenisca saturada de agua en la parte superior y una arenisca gasifera en la parte inferior. Tomado de Castagna “DHI Work Process to Risk Seismic Amplitude Prospects”...............................................................................................................................................................14 Figura 2-5: Grafica de valores de amplitud contra sen2 Θ del ángulo de incidencia, mostrando la línea de mejor ajuste para los valores de amplitud obtenidos de una ventana de polaridad constante Modificado de Castagna “DHI Work Process to Risk Seismic Amplitude Prospects”...............................................................................................................................................................15 Figura 2-6: Diagrama simplificando muy general de los factores ideales y necesarios para aplicar un análisis de amplitudes AVO. Modificado Hernandez-Camargo 1999...........................16 Figura 2-7: Columna estratigráfica de la Sub-cuenca del Plato en el Valle Inferior del Magdalena. Tomado de ECOPETROL.2002 .....................................................................................18 Figura 2-8:Resumen de pruebas en el Pozo Guamito-1.Tomado de ECOPETROL.2002 ..........22 Figura 3-1: Diagrama de flujo sobre la metodología implementada en este trabajo. .................23 Figura 3-2: Ilustración de como uno o más ciclos pueden ser “skipped” si la ganancia es mas alta o la señal es atenuada. Tomada de Ransom1, 1995 en Acevedo(2002) ...................................25 Figura 3-3: Registros del pozo Guamito-1 sin editar. Observe en el registro Caliper las zonas de washout principalmente para Porquero superior, donde predomina material poco consolidado; y las zonas de gaps (hueco) y washout para la secuencia superior de porquero inferior ...........27 Figura 3-4:Traslape de los registros de neutron y densidad mostrando una zona con presencia de GAS. Tomado de Hilchie,1989. .....................................................................................................29 Figura 3-5:Efecto de GAS sobre los registros de Densidad y Neutron, cuando la formación es bastante arcillosa. El Efecto de aumento de arcillosidad aumenta la porosidad en el Neutron, lo que no permite el traslape del Neutron con el de Densidad. Tomado de Hilchie,1989. .............30 Figura 3-6: A la izquierda registro P-sónico con la tendencia de baja frecuencia(M) en rojo, y a la derecha registro “high-pass sonic” después de remover la tendencia de baja frecuencia generada por enterramiento. ............................................................................................................31 Figura 3-7: Registros de porosidad hallados a partir de las ecuaciones de Wyllie´s(verde), Raymer(Rojo) y Densidad(azul rey) , y el registro Neutron(morado). Registro CALIPER izquierda. .............................................................................................................................................32 Figura 3-8: Registro de resistividad calculado con la ecuación(10) en azul y el registro de resistividad original (ILD)...................................................................................................................34 Figura 3-9: Conductividad vs“high-pass sonic” para la zona superior del pozo Guamito-1(2358 ft-5640 ft) .............................................................................................................................................35 Figura 3-10: Conductividad vs “high-pass sonic” para la zona inferior del pozo Guamito-1 .....35 Figura 3-11: Izquierda: Registro P-sónico original(azul), P-sónico corregido(P-sónico*) en rojo,y M(Negro). Derecha: Registro P-sónico original(azul),Dt corregido(rosado) es el mismo P-sónico* pero en la zona de interés tiene los datos del Registro sónico original y M(Negro) . .36 Figura 3-12: Esquema del modelo litológico compuesto por tres capas, las cuales se diferencian claramente en los registros de pozo(Izquierda). En este modelo Litológico se calcula las Velocidades de Onda P, las Velocidades de Onda S y las densidades según el escenario de fluidos presentes en la Roca Almacén...........................................................................................................38 Figura 3-13: Diagrama indicando como calcular los parámetros de Vp, Vs y ρ para la capa 2, para posteriormente generar los coeficientes de Reflexión variando con el ángulo de


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incidencia. ............................................................................................................................................39 Figura 3-14. Registros de Vp. ..............................................................................................................40 Figura 3-15: De izquierda a derecha GR, Vsh, P-sónico*, Vp y Vs utilizando la ecuación 5 de Greenberg-Castagna(1992)................................................................................................................43 Figura 3-16: Registros mostrando los parámetros Vp, Vs, y ρ para el modelo de 3 CAPAS. De izquierda a derecha: GR, CALIPER, Densidad,Vshale,Vp,Vs. Observe en los registros de RHOB los valores de densidad para las 3 capas siendo el de la capa 2 el del escenario GAS, y en el caso de Vp, se leen las dos Vp de la capa2, en azul(AGUA) y en rojo(GAS). .........................................45 Figura 3-17.Modelo litológico de tres capas con los parámetros de Vp, Vs y ρ calculados y leídos de los registros de pozo editados. ..........................................................................................46 Figura 3-18.Rpp vs Angulo de incidencia para la interfaz 1-2 y2-3 en los escenarios HIDROCARBURO MAS AGUA (GAS) y AGUA para el modelo Geológico...............................47 Figura 3-19. Coeficientes de reflexión de Ondas P para una interfase shale-arenisca gasifera (Modificado Rhuterford & Williams (1989), Castagna(1997)..........................................................47 Figura 3-20:Angulo de incidencia máximo para la sísmica existente en el pozo Guamito-1 ....49 Figura 3-21:Diagrama para generación de un sismograma sintético. RC(Coeficientes de Reflexión), AI(Impedancia acústica),W(t)(Ondícula de Ricker), St(Traza sintética)Tomado de Jason “one by one” training manual. ................................................................................................50 Figura 3-22:Análisis Espectral de la línea sísmica GM-91-1540, El pozo Guamito-1 se encuentra en el CDP 2650.Panel Izquierdo: vista de la línea sísmica apilada entre los CDP’s[2620-2700], Panel Derecho: Grafico de amplitud(dB Power) vs Frecuencia(Hz). Ver frecuencia pico en Rojo(20Hz)...........................................................................................................................................51 Figura 3-23: Ondícula de Ricker de 20 Hz de frecuencia pico........................................................51 Figura 3-24: Registro de resistividad a la izquierda (azul), registro P-sónico* (Azul) y Dt corregido(rojo), registro Vp(Rojo-GAS y Azul-AGUA), Vs(Verde-GAS y Azul-AGUA) y densidad................................................................................................................................................................53 Figura 3-25: CDP Gathers Sintéticos en la zona de interés. ..........................................................55 Figura 3-26: Amplitud vs Angulo de incidencia para el CDP Gather sintético del pozo Guamito-1............................................................................................................................................56 Figura 3-27: Rpp vs Angulo de incidencia para el tope y base de la S.Basal en los escenarios HIDROCARBURO MAS AGUA (GAS) y AGUA para el modelo de reflectividad TEORICO descrito en capitulo 3.2. .....................................................................................................................56 Figura 3-28: Mapa de localización de las líneas sísmicas.................................................................58 Figura 3-29: Diagrama de Flujo de la secuencia de reprocesamiento para preservar las amplitudes relativas de la sísmica. Tomado del informe de reprocesamiento de WesternGeco de Colombia. Diciembre-2002. ..........................................................................................................59 Figura 3-30: Grafico de la envolvente de la amplitud para “supergather” de la sísmica reprocesada, mostrando el efecto de aplicar los programas ZAP,SCD y SCAC..........................60 Figura 3-31: Correlación entre el CDP Gather sintético apilado del Caso GAS (Izquierda) con la traza sísmica del CDP2650 de la línea sísmica apilada GM91-1540. .........................................62 Figura 3-32:CDP Gather 2650 de la línea sísmica GM91-1540. .....................................................63 Figura 3-33: La flecha muestra el CDP2650 de la línea GM91-1540 apilado por rangos de ángulos de incidencia en la zona de interés esta en amarillo. Ventana de 400ms. ......................64 Figura 3-34: La flecha roja indica el CDP 2700 de la línea GM91-1000 apilado por rangos de ángulos de incidencia en la zona de interés. Ventana de 400ms....................................................65 Figura 3-35: CDP’s en la zona de AGUA de la línea sísmica GM91-1540 apilados para rangos de ángulos lejanos y cercanos .................................................................................................................66


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TABLA DE ANEXOS ANEXO 1.Ecuación de Zoeppritz’s ANEXO 2. Clasificación de coeficientes de reflexión de areniscas gasíferas ANEXO 3. Generación de CDP Gather ANEXO 4. Registros iniciales del pozo guamito-1 ANEXO 5. CDP Gather sintético en caso gas ANEXO 6.CDP Gather sintético en caso agua ANEXO 7.Mapa en profundidad tope Cienaga de Oro ANEXO 8.Línea sísmica apilada GM91-1000 ANEXO 9.Línea sísmica apilada GM91-1540 ANEXO 10.Resumen ejecutivo


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RESUMEN El propósito de este trabajo es determinar la presencia de anomalías de amplitudes dependientes del offset y/o al ángulo de incidencia (AVO-AVA) en las líneas sísmicas 2D GM91-1540 y GM91-1000, para la Secuencia Basal de la Formación Porquero Inferior en las zonas aledañas al pozo Guamito-1 del Bloque Guamito del VIM, donde se probo la existencia de gas, condensado y agua. Con base en el modelamiento para AVO se observan anomalías siendo la más fuerte hacia la base de esta secuencia y su clasificación para la arenisca gasifera es Clase 1. Se definió las diferencias entre el patrón de anomalías generadas por presencia de gas y agua dentro de la roca reservorio a partir del modelamiento de CDP’s Gather sintéticos generados con registros de pozo editados en MATLAB, presentándose para el caso GAS un cambio de polaridad en la amplitud a ángulos de incidencia mayores de 25°, mientras que el del caso AGUA presenta un constante incremento en amplitud sin cambios de polaridad. El modelamiento fue parcialmente validado con las amplitudes de las líneas sísmicas, ya que su máximo ángulo de incidencia a la roca reservorio es de 25°, el cual es pequeño para observar el cambio de polaridad en la amplitud, por lo que se recomienda la adquisición de sísmica de alta resolución con mayor longitud de cable, para obtener información de mayores ángulos de incidencia, lo cual ayudaría a definir parámetros más concluyentes al momento de realizar estudios de AVO para esta zona.

ABSTRACT The purpose of this study is to determine the potential of presence of amplitude versus offset and/or angle of incidence variation (AVO-AVA) in the seismic lines GM91-1540 and GM91-1000, for the basal sequence of the lower Porquero Formation around de Guamito-1 well, located in the Guamito Block-VIM in Colombia, which gas and condensate was proved. Based in AVO modeling, anomalies were found, been the strongest at the base of the target zone which classified as gas sand CLASS 1. The difference between the anomalies patterns generated for case of gas and brine in the pore space were defined by the use of synthetic CDP gather modeling based on well logs information using MATLAB. For the case of GAS, a polarity changing were found at the angle of incidence of 25°,while for the case of BRINE a constant increment in the amplitude was observed, without polarity change. The modeling were partially validated with the amplitudes from the seismic data, because of the maximum angle of incidence for the target is 25°; that is a low angle for the polarity changed been observed. A higher resolution seismic data acquisition with a longer cable is recommended in order to get seismic amplitudes with a bigger angle of incidence that will help to more conclusive AVO parameters to been applied in this area.


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1. INTRODUCCION El Bloque Guamito ubicado en la subcuenca de Plato en la cuenca del Valle inferior del Magdalena el cual se muestra en la Figura 1-1, presenta yacimientos de gas y condensado asociados a trampas estratigráficas y estructurales, evidenciado por los pozos perforados Ligia y Guamito-1, este ultimo tiene coordenadas con origen en Bogota, N:1.565.350 mts y E: 991.200 mts y fue el utilizado para este modelamiento de AVO, estos pozos en la actualidad no tienen producción comercial de hidrocarburos. La roca Reservorio es la secuencia Basal de la Formación Porquero, la cual se define como zona de interés para este trabajo. La teoría que acompaña la exploración de gas en rocas clásticas mediante el uso del análisis de AVO-AVA se fundamenta en que el gas contenido en el espacio poroso de una roca atenúa la velocidad de las Ondas P mientras que las ondas S mantienen su velocidad casi constante, aun bajo una alta saturación de gas. El cambio anómalo en la relación de velocidades produce una respuesta característica en el comportamiento de los valores de amplitud con respecto al offset, permitiendo en ocasiones identificar interfases shale/arenisca gasifera o shale/arenisca acuífera si se dispone de información sísmica de buena calidad así como de suficiente información geológica y de pozo en el área de estudio. Este análisis AVO fue implementado en el Bloque Guamito con el fin de detectar el potencial de la presencia de anomalías de amplitudes en las líneas sísmicas GM91-1540 y GM91-1000 para la zona de interés causados por la presencia de Gas y agua. La metodología aplicada fue la de modelar con registros de pozo editados y corregidos CDP´s Gather sintéticos para dos escenarios en los que la roca reservorio este saturada de dos tipos de fluidos (Agua con salinidad constante y GAS), con el fin de detectar la ubicación, la clase de arenisca gasifera en la anomalía AVO y el rango de ángulos de incidencia en el que se presenta esta anomalía en las líneas sísmicas mencionadas anteriormente. Posteriormente estos CDP’s Gather sintéticos fueron validados con las líneas sísmicas previamente reprocesadas en las que se preservaron las amplitudes relativas. Este trabajo fue realizado con la información y apoyo logístico de ECOPETROL. S.A, empresa a la cual se le agradece por su colaboración prestada.


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1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA El pozo Guamito-1 ubicado en la subcuenca de Plato, en la cuenca del Valle Inferior del Magdalena (municipio de El Difícil-Departamento Magdalena) fue perforado en el año de 1979, luego fue reacondicionado, probado y abandonado por taponamiento en el año 1984. Según estudios anteriores, la subcuenca de Plato presenta indicios de generación de Hidrocarburos líquidos y gaseosos con base en el contenido de Kerógeno tipo III, y localmente tipo II. Las pruebas realizadas en este pozo, permitieron establecer la presencia de un alto contenido de gas y condensado (46°API) en areniscas de la secuencia Basal y superior de la Formación Porquero, la cual es de edad Mioceno inferior a medio. El análisis AVO(AVA) (amplitud versus offset, o mejor expresado como amplitud versus ángulo de incidencia), consiste en observar la variación en la amplitud de la traza sísmica para varios rangos de ángulo de incidencia utilizando la ecuación de Zoepprit, en los cuales se pueden distinguir anomalías de amplitudes que pueden ser causadas por la presencia de hidrocarburos livianos. Ya que el Pozo Guamito-1 presenta gas y condensado en cantidades apreciables, con el análisis AVA para este pozo (utilizando registros de pozo), se puede saber si en la sísmica existente es posible observar anomalías de amplitudes en el sector aledaño al pozo para luego ser correlacionada con el resto de información sísmica del área. Con este tipo de ejercicio podrían ser detectadas nuevas reservas de gas y condensado.

1.2. LOCALIZACIÓN DEL AREA DE ESTUDIO

El Bloque Guamito pertenece a la subcuenca de Plato en la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena, en la parte NW de Colombia. En la Figura 1-1 se observa el mapa de localización del Bloque Guamito, el cual se encuentra limitado al Sur por el Alto de Magangue, separándola de la sub-cuenca de San Jorge, al oeste con el sistema de fallas de Romeral que la separa del cinturón plegado de San Jacinto y por el Río Magdalena, al oriente y Norte por la Falla Santamarta-Bucaramanga. El mapa a color es un mapa gravimétrico, el cual muestra como un alto estructural al alto de Magangue en rojo, y las zonas mas profundas en azul (Subcuencas de Plato al Norte y San Jorge al Sur).La estrella Blanca representa la ubicación del pozo Guamito-1.

Figura 1-1: Mapa Gravimétrico de localización del Bloque Guamito y el pozo Guamito-1.


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1.3. OBJETIVOS Y ALCANCES OBJETIVO GENERAL: Evaluar el potencial de respuesta de AVO-AVA para la Secuencia Basal de la Formación Porquero Inferior del Bloque Guamito, en la sísmica existente partiendo de datos de pozo, para que pueda ser utilizada como una futura herramienta para la detección de probables reservas de gas y condensado en el bloque Guamito del VIM OBJETIVOS ESPECIFICOS: -Edición e interpretación de los registros del pozo Guamito-1 en el programa MATLAB 6. -Realizar un registro sónico sintético de Ondas S (Ondas de Corte) en el programa MATLAB 6. -Realizar el modelo geológico para dos escenarios de fluidos presentes en la roca reservorio -Generación de dos sets de registros para dos escenarios de fluidos presentes en la roca reservorio (Gas y Agua). -Crear CDP Gathers sintéticos para el pozo Guamito-1, asumiendo dos escenarios uno con presencia de gas y otro con presencia de agua, en el programa MATLAB 6. -Validación del modelo obtenido con la sísmica (Líneas GM91-1540 y GM91-1000), obteniendo los CDP Gather de la sísmica en el software de procesamiento ProMAX®. ALCANCES DEL TRABAJO: Determinar el rango de ángulos de incidencias de ondas sísmicas en el que se aprecie diferencias de amplitudes en las trazas sísmicas, mediante el análisis de un Common depth point (CDP) Gathers sintético generados con información de pozo, con el fin de detectar posibles anomalías AVO que permita encontrar posibles reservas de gas y condensado con la sísmica existente en el Bloque Guamito del Valle Inferior del Magdalena.

1.4. ANTECEDENTES En este proyecto se pretende determinar la existencia de anomalía AVO en las líneas sísmicas GM-91-1540 y GM-91-1000 localizadas en el Bloque Guamito-Cuenca del Valle inferior del Magdalena, a partir del modelamiento de CDP Gathers sintéticos para diferentes fluidos con base a los registros del Pozo (Guamito-1) e informes geológicos. En el área de estudio no se ha implementado hasta el momento esta técnica, la cual a pesar de uso común en la industria aplicada a la detección de gas en rocas clásticas jóvenes, superficiales y porosas, es poco implementada en Colombia. La limitante de esta técnica AVO es que tan solo detecta anomalías de amplitud variando con el offset producido por la presencia de gas en el espacio poral de la roca en datos sísmicos preapilados, pero no distingue entre acumulaciones comerciales de las no comerciales. Sin embargo en este caso ya se perforó el yacimiento, y las pruebas de pozo dieron cantidades apreciables de condensado, gas y agua, por lo que el AVO ayudaría a detectar la presencia de gas en otras zonas cercanas y así definir nuevas reservas.


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2. REVISION DEL ESTADO DEL CONOCIMIENTO SOBRE EL TEMA 2.1. MARCO TEORICO SOBRE EL ANALISIS AVO

Una de las herramientas en la detección de hidrocarburos en la actualidad son los DHI’S (Direct Hydrocarbon Indicators) indicadores directos de hidrocarburos, los cuales son evidencias de hidrocarburos vistas directamente en los datos sísmicos. Los DHI’S son combinaciones de las pequeñas variaciones de la amplitud de las trazas sísmicas en función del ángulo de incidencia, los cuales idealmente producen una fuerte respuesta positiva donde los hidrocarburos están presentes, y una respuesta negativa o débil donde no se encuentran. Un buen DHI’s ayuda a entender el sistema de hidrocarburos, a orientar la perforación exploratoria y a disminuir el riesgo geológico en la exploración de hidrocarburos. Los atributos sísmicos son el resultado de las características sísmicas básicas, estos se muestran en la Figura 2-1.Como aproximación general el dato sísmico “tiempo” brinda información estructural, el atributo derivado de la amplitud brinda información estratigráfica y del reservorio (fluidos). El atributo derivado de la frecuencia aun en materia de estudio, se considera que puede brindar información de gran utilidad estratigráfica de reservorio. La atenuación aun en materia de estudio, es posible que en un futuro brinde información sobre permeabilidad. Muchos atributos son derivados de datos normales apilados y migrados pero las variaciones de medidas básicas con el ángulo de incidencia brindan información adicional acerca de la causa. El principal ejemplo de estos atributos preapilados es el AVO. 1 El AVO significa amplitud de la traza sísmica versus offset (distancia horizontal entre el Shot point-Fuente (punto de disparo) y el geófono), pero se expresa mejor como amplitud versus ángulo de incidencia (AVA).Por eso en muchos casos se utilizará AVA en vez de AVO. El AVO tiene otros significados tales como: -Amplitud vs Offset -Amplitud variando con el offset -Offset dependiente de la reflectividad -AVA (Amplitude variation with angle) Es el mas apropiado matemáticamente y mas utilizado en la industria del petróleo. Como se mencionó anteriormente el AVO hace parte de un análisis al atributo derivado a partir de la amplitud. La amplitud de una onda sísmica que describe un reflector, es directamente proporcional a la magnitud del contraste de las propiedades físicas tales como velocidades y densidades entre las capas del subsuelo. De esta manera estas amplitudes son consideradas como una medida de los coeficientes de reflexión únicamente en ausencia de efectos como la perdida de energía por atenuación, divergencia y todos los demás que puedan ocultar la verdadera respuesta de la Tierra. (Chiburis, E.F 1993, Ostrander, W.J.,1984)2. Los principales factores que afectan la amplitud son los que se muestran en la Figura 2-2. En el análisis AVO se utiliza la ecuación de Zoepprittzz para calcular los coeficientes de reflexión dependendientes del ángulo de incidencia, con esta ecuación se pueden definir atributos sísmicos.

1 BROWN,A.1996. Interpretation of three-domensional seismic data. Memoir 42 AAPG. Pag 234. 2 Tomado de CAMARGO, G & HERNANDEZ, Tesis de Grado.pag 24.


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Figura 2-1:Atributos Sísmicos. Tomado de “Interpretation of three-domensional seismic data”Capitulo 8 En la geometría de la adquisición sísmica de reflexión los registros sísmicos originales de campo están organizados para cada disparo de tal forma que exhiben las trazas registradas en cada uno de los geófonos. Durante el procesamiento las trazas sísmicas son reorganizadas en puntos comunes en profundidad (CDP). Posteriormente la información es corregida por el efecto de Normal Moveout, el cual consiste en ubicar espacialmente de manera correcta los CDP, debido a que el aumento de distancia-fuente-receptor hace que los eventos se presenten de manera hiperbólica. Después de realizar esta corrección se obtiene una sola traza por cada CDP, la cual es el resultado de la sumatoria de todas las trazas que lo conforman. Por ultimo, la traza representativa de cada CDP es ubicada una al lado de otra para conformar la sección sísmica apilada. (Anexo Generación de CDP Gather)


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Figura 2-2: Factores que afectan la AMPLITUD. Modificado de Castagna “DHI Work Process to Risk Seismic Amplitude Prospects” En este caso el análisis de amplitudes con respecto al offset (distancia fuente-receptor), se realiza sobre la información sísmica antes del proceso de apilamiento, a estos registros se les llama CDP Gather. En estos CDP Gathers es factible observar como la amplitud de un evento de interés varia con el aumento del offset, estas variaciones son causadas por los cambios en el coeficiente de Poisson’s a través de la capa. El coeficiente de Poisson es la relación entre la velocidades compresional (Vp) y de corte de la roca (Vs). Su variación es causada por variaciones en la matriz de la roca y el tipo de fluido, en especial cuando el tipo de Fluido es hidrocarburo liviano (GAS), es decir que cuando una roca tiene GAS en su espacio poroso la Vp y la densidad de bulk tiende a disminuir, pero el modulo de cizalladura µ permanece constante (no depende del tipo fluido presente), lo que hace que la Vs aumente. Los valores típicos para la relación de Poisson’s son: 0.30 - 0.40 para shale,0.20-0.30 para areniscas, 0.15-0.20 para areniscas gasíferas.

Figura 2-3: Teoria de Gassmann aplicada a una arenisca genérica. Tomado de Pennington. Curso Seismic Petrophysic.


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En la Figura 2-3 se muestra que cuando la saturación de agua es 100%, la Vp es más alta que cuando la saturación de agua es menor. El “efecto gas” es el decrecimiento de la Vp debido al aumento de la saturación de gas, sin embargo el leve incremento de la Vp cuando la saturación de gas aumenta se debe al decrecimiento de en la densidad de bulk. Puesto que la variación de la amplitud con respecto al offset esta ligada a las propiedades del reservorio y en especial al tipo de fluido que este contenga, es importante realizar un modelamiento en el que se asuma diferentes tipos de fluido en el reservorio a estudiar. Este modelamiento se puede llevar a cabo con la ecuación de Gassmann(1951) (sustitución de Fluidos), la cual estima la disminución de Vp y el leve incremento de Vs cuando una pequeña cantidad de Gas es introducida en el espacio poroso de una arenisca saturada inicialmente con agua de salinidad constante o también utilizando las formulas elementales de la velocidad de la onda P y S. En este proyecto se utilizó una metodología diferente a la de Sustitución de fluidos de Gassmann basada en la relación entre el registro de conductividad y el sónico. Ver capitulo 3. La Figura 2-4 muestra un CDP Gather (derecha) en dos areniscas, una saturada con agua y otra con gas , ambas separadas por shales. Observe como la amplitud en la arenisca gasifera tiende a aumentar con el incremento en el offset, mientras que la arenisca saturada de agua presenta un patrón contrario.

Figura 2-4: Izquierda-Respuesta AVO en CDP Gather de una arenisca gasifera de baja impedancia y otra arenisca gasifera de alta impedancia. Schlumberger.2004. Derecha-CDP Gather para una arenisca saturada de agua en la parte superior y una arenisca gasifera en la parte inferior. Tomado de Castagna “DHI Work Process to Risk Seismic Amplitude Prospects” A la izquierda, se muestra la respuesta AVO para dos tipos de areniscas gasíferas, siendo la típica de un golfo costero de baja impedancia, donde su amplitud aumenta con el incremento del offset; y la típica arenisca continental de alta impedancia, donde su amplitud decrece con el offset llegando a cambiar de polaridad a offsets lejanos. Existen varias formas de detectar anomalías AVO, una de ellas es la mencionada anteriormente; Generar CDP Gather sísmicos y modelar CDP Gathers sintéticos para diferentes tipos de fluidos en la roca reservorio, para después compararlos en el evento de interés. Otras formas son:


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-Separar un CDP Gather en rangos de incidencia, generalmente en ángulos de incidencia cercanos (near angle reflections) y lejanos(far angle reflections), para después apilar por rangos de incidencia y comparar visualmente las trazas apiladas. -Restar la traza apilada de rango cercano (near) a la traza lejana (far)= Far- near. El análisis de esta última indica si existe realmente una variación significativa entre la amplitud a offset cercanos con respecto a los lejanos. -Generar atributos sísmicos definidos a partir de las ecuaciones de Zoepprittz, los cuales tienen en cuenta básicamente la reflectividad de las Ondas P para una incidencia Normal y la tasa de variación de esta reflectividad con respecto al ángulo de incidencia. Estos atributos son conocidos como Intercepto y Gradiente.Figura 2-5. Los dos primeros se utilizaron en este estudio como se explica mas adelante. Antes de la aplicación de un análisis de las amplitudes con respecto al offset (AVO), es necesario hacer una evaluación preliminar de varios aspectos con el objeto de valorar la aplicación de esta técnica. Estos factores a considerar se encuentran en el Figura 2-6.

Figura 2-5: Grafica de valores de amplitud contra sen2 Θ del ángulo de incidencia, mostrando la línea de mejor ajuste para los valores de amplitud obtenidos de una ventana de polaridad constante Modificado de Castagna “DHI Work Process to Risk Seismic Amplitude Prospects”

Rc (Θ) = A + B (sin²Θ)

Θ= angulo de incidencia A =Intercepto de la onda P (incidencia normal) = 1 B = gradiente = pendiente de la amplitud vs sin² Θ = G

0.0 0.5 -0.5

0

5

-5

AVO Intercepto (A)

AVO

Gra

dien

te (B

)

AMP -

+

•

• • • • • • • • • •

• • • •

• • • • •

• • • •

•

Rc = coeficiente de reflexion

B=pendiente

A

Tope de la arenisca

Base de la arenisca

Grafico de Intercepto-Gradiente

sin² Θ


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Figura 2-6: Diagrama simplificado muy general de los factores ideales y necesarios para aplicar un análisis de amplitudes AVO. Modificado Hernandez-Camargo 1999

2.2. GEOLOGIA GENERAL La Cuenca del Valle Inferior del Magdalena se divide en las sub-cuencas de Plato al Norte y de San Jorge al Sur, separadas por el alto estructural denominado alto de Magangue. El área del bloque Guamito se encuentra en la sub-cuenca de Plato. En la sub-cuenca de Plato se conocen varios descubrimientos de gas y condensado, los cuales fueron realizados entre los años 1940 a 1993 en trampas relacionadas con altos estructurales de basamento, identificables en sísmica, gravimetría y pozos. En el año 1975 el pozo Guamito-1 fue perforado por Chevron, el cual presentó en las pruebas de producción apreciables cantidades de gas y condensado en arenitas de la Formación Porquero. (ECOPETROL,2002)

2.2.1. TECTÓNICA La sub-cuenca de Plato limita al Norte y al Este con la falla de Santa Marta-Bucaramanga, al oeste con el sistema de fallas de Romeral que la separa del cinturón plegado de San Jacinto. Al Sur limita con el alto de Magangue, separándola de la sub-cuenca de San Jorge. La depresión de Plato posiblemente corresponde a una cuenca de tipo extensional producto de una compleja interacción tectónica entre las placas del Caribe y SurAmerica.(ECOPETROL,1994). La actividad tectónica en esta sub-cuenca se inició probablemente en el Oligoceno superior, generando un intenso fracturamiento del basamento, lo que conformó un relieve estructural pronunciado y en bloques, desde surcos muy profundos hasta altos estructurales, limitados por fallas normales, que posteriormente y de manera local han sufrido un evento de inversión tectónica. Se genera movimiento ocasional de masas inestables en las áreas de talud en el Oligoceno tardío-Mioceno temprano. En este último tiempo se produce una importante actividad tectónica que

GEOLOGIA -Profundidad del objetivo: define el ángulo de incidencia -Complejidad estructural: El AVO funciona en zonas poco deformadas. -Litología de los posibles reservorios: esta técnica se ha aplicado principalmente en secuencias shale/arenisca -Espesor de los reservorios: suficiente para ser detectado por la sísmica -Tipo de Hidrocarburo: gas y/o aceite con relación alta de

Gas/aceite (Por lo menos 400 pies cúbicos por barril)

INFORMACION SISMICA -Máximo offset disponible -Sísmica 3D, migrada prestack -Calidad de la información sísmica (Alto cubrimiento, mínimo , y buen contenido de frecuencias) -Polaridad de la sísmica -Año de adquisición

REGISTROS DE POZO E INFORMACION ADICIONAL -Registros de pozo en el área: mínimo registros sónico, densidad, resistividad y/o gamma ray. Edición de registros -Información petrofísica -Año de adquisición


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aunada a la subsidencia, profundizaron la cuenca y rompieron el equilibrio, lo cual produjo importantes eventos erosivos que generaron grandes depósitos turbiditicos que migraron hacia el Este a medida que el nivel del mar se fue elevando, llegando al punto de cubrir los altos y dando a lugar a la formación de espesos bancos de calizas, los cuales son cubiertos por sedimentos arcillosos de ambiente cada vez mas profundo. Hasta el Mioceno tardío el estilo estructural interpretado es de fallamiento normal, que asocian a una gran subsidencia. Este estilo estructural es reemplazado por uno de rumbo, representado en la zona del prospecto por el sistema de fallas de Pintura o San Jorge al sur, que generó plegamientos, lo cual finalmente dió lugar a la creación de trampas, que fueron llenadas desde las partes más profundas (Guamito-1, Ligia-1) hacia las partes más altas (Cicuco, Consuelo, La Mocha). La dirección preferencial de estructuración deducida es SW-NE. (ECOPETROL,2002)

2.2.2. ESTRATIGRAFÍA Actualmente existen varias nomenclaturas para las formaciones litoestratigráficas del Valle Inferior del Magdalena, este es un gran problema al momento de correlacionar unidades, ya que la academia y la industria utilizan nomenclaturas diferentes, las cuales se deberían estandarizar para un mejor entendimiento global de la geología de esta zona. En este estudio se optò por utilizar la nomenclatura utilizada por ECOPETROL para la Sub-cuenca de Plato del VIM, ya que la información brindada por esta Empresa (Registros de Pozo ,Líneas sísmicas e informes) está referenciada a esta nomenclatura. La Figura 2-7 muestra la columna estratigráfica del VIM en la Sub-cuenca del Plato. El desarrollo de la subcuenca de Plato está marcada por la depositación de un gran espesor de sedimentos que rellenaron la cuenca tipo extensional oligocénica, colmatada por los sedimentos equivalentes a la Formación Cienaga de Oro, con facies deltaicas hacia el sector oriental del Bloque. Entre el oligoceno tardío- Mioceno temprano a medio, se inicia un importante evento transgresivo asociado con actividad tectónica y fuerte subsidencia, generando gran cantidad de sedimentos, algunos de los cuales corresponden a depósitos turbiditicos, este evento corresponde litoestratigráficamente a la Formación Porquero. La depositación culmina con los sedimentos regresivos del Mioceno Superior- plioceno equivalente litoestratigráficamente a la Formación Tubará.(ECOPETROL,2002)


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Figura 2-7: Columna estratigráfica de la Sub-cuenca del Plato en el Valle Inferior del Magdalena. Tomado de ECOPETROL.2002 En el área Guamito se distinguen las siguientes unidades litoestratigráficas: BASAMENTO (Pre-terciario) Constituido por rocas ígneo-metamórficas de edad pre-Terciario. FORMACIÓN CIENAGA DE ORO(Oligoceno tardío- Mioceno temprano) Arenitas cuarzo-feldespáticas intercaladas con paquetes arcillosos. Al tope se presentan calizas de edad Oligoceno tardío a Mioceno temprano. Las arenitas son de grano fino a medio con frecuentes cambios a facies arcillosas. El ambiente de sedimentación se sitúa entre marino somero y de plataforma al Este que varía a marino profundo hacia el Oeste. En contacto erosional la suprayace la Formación Porquero. El espesor estimado es mayor a 10.000 pies. FORMACIÓN PORQUERO(Mioceno Temprano- Mioceno medio) Compuesta principalmente por lodolitas intercaladas con arenitas y arenitas conglomeráticas. El espesor de esta unidad en la sub-cuenca de Plato fluctúa entre 2.500 y 10.000 pies. En el área de Ligia-1 –Guamito-1, la Formación Porquero fue subdividida en la Unidad Porquero Inferior y Porquero Superior, a saber: Porquero Inferior: Constituido por niveles arenosos con paquetes arcillosos y lutitas. En esta unidad se diferencio de acuerdo con las características sísmicas y litológicas grandes secuencias, que corresponden a eventos erosiónales y depositacionales genéticamente relacionados, con continuidad estratigráfica y expresados por superficies de erosión en plataforma y zonas de depositación en la cuenca.

EDAD

EOC

E

LIGIA-1 GUAMITO1

LA MOCHA-2

CICUCO BOQUETE EL DIFICIL

BUENO A REGULAR

MADURA A INMADURA

BUEN TOC II - III


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Secuencia basal: Constituida por arenitas, con intercalaciones de lodolitas y ocasionales interposiciones de conglomerados polimícticos. Las arenitas son cuarzo-feldespáticas, con fragmentos líticos, de grano medio a grueso y conglomerático, en sectores de grano fino a medio, calcáreas y con esporádica presencia de glauconita. Esta “secuencia” fue reconocida y correlacionada en los pozos Ligia-1 y Guamito-1. En este último pozo produjo alrededor de 420 BPPD de 47°API, 1,7 KPCGD y 420 barriles de agua por día. El espesor fue estimado entre 260 y 370 pies. Secuencia intermedia: Constituida por arcillolitas con delgadas intercalaciones de arenitas. Las arenitas son cuarzo-feldespáticas, de grano fino a medio, cementadas. El espesor fluctúa entre 890 y 3.500 pies. Pruebas iniciales de esta “secuencia”en el pozo Ligia-1 mostraron una producción de 47 barriles de petróleo de 43.2° API, con corte de agua constante, habiendo producido en tres meses cerca de 2580 barriles de petróleo, 8118 GPCG y 3378 barriles de agua. Secuencia superior: Compuesta por lodolitas, intercaladas con arenitas. Las arenitas son cuarzosas, de grano fino a medio. El espesor reportado es de 1800 a 2100 pies. En el pozo Guamito-1 las pruebas iniciales de un nivel arenoso de esta “secuencia” produjo 120 BPPD de 47.7° API y 500.000 PCGD con un corte de 10% de agua. Porquero Superior: Unidad compuesta por lodolitas intercaladas con arenitas y esporádicos niveles calcáreos. FORMACIÓN TUBARA (Mioceno medio a Mioceno Tardío) Constituida por capas gruesas de arenitas, intercaladas con capas delgadas de lodolitas y presencia de niveles de carbón. El espesor fue calculado entre 2.000 y 3000 pies. Esta formación yace suprayacente y discordante sobre la Formación Porquero.

2.2.3. GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO ROCA GENERADORA Evaluaciones geoquímicas regionales fueron realizados por las compañías Chevron, 1986, Robertson, 1989, las cuales indican que los sedimentos finogranulares gris oscuros de la Formación Ciénaga de Oro son las principales rocas generadoras de hidrocarburos. Estos resultados muestran que los mejores indicios para la generación de hidrocarburos líquidos y gaseosos se encuentran en la sub-cuenca de Plato, donde caracterizaron materia orgánica con un contenido predominante de Kerógeno tipo III y en menor proporción de Kerógeno tipo II. (ECOPETROL.2002) El modelamiento Matoil efectuado en los pozos Ligia-1, Guamito-1 y El Castillo-1, permite establecer una ventana de generación que se inicia a 14.000 pies en los depocentros de Plato, alcanzando una profundidad de 18.000 pies. La edad de generación estimada es de 10 millones de años, alcanzando un pico máximo hace unos 4 millones de años, y continuando en la actualidad. ROCA RESERVORIO En el área Ligia-Guamito las areniscas turbidíticas de la Formación Porquero son las principales rocas almacén de hidrocarburos. Las porosidades obtenidas a partir de evaluaciones petrofísicas son del orden del 7 al 10%. Datos a partir de núcleos de perforación del pozo Ligia-1, muestran que la porosidad oscila entre 7 y 12% con un promedio de 10% , permeabilidad vertical de 2,6 mD, permeabilidad horizontal de 3,2 mD en los intervalos 9230-9245 pies y 10977-11022 pies. En el pozo Guamito, la roca reservorio perteneciente a Porquero inferior la constituyen según las pruebas de pozo: la secuencia Superior (8754-8785 pies) y la secuencia Basal (10246-10609 pies).


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ROCA SELLO En la cuenca del Valle Inferior del Magdalena se han considerado como potencial roca sello tanto a los sedimentos finogranulares de la Formación Porquero como a la Formación Cienaga de Oro, los cuales son bastante espesos y regionalmente distribuidos. MIGRACIÓN El área de estudio se encuentra localizada en el borde oriental del eje de la cuenca, donde la profundidad y riqueza orgánica de los sedimentos finogranulares fue propicia para la generación y migración posterior hacia las partes altas, con posibles entrampamientos en todo tipo de estructuras a su paso. Como el área del prospecto se encuentra en la trayectoria de migración de hidrocarburos entre la cocina y la roca almacén, y además como se estima que la estructura ya se había formado para la época de generación (estimada hace unos 4 millones de años), el sincronismo es uno de los parámetros confiables en el sistema petrolífero del prospecto. (ECOPETROL.2002) SINCRONISMO Y PRESERVACIÓN El modelamiento geoquímico con Matoil en los pozos Ligia-1, Guamito-1 y El Castillo-1, sustenta que la generación y migración de hidrocarburos en el depocentro de Plato se inició hace unos 10 millones de años, con un pico de generación máximo alrededor de 4 millones, continuando hasta el presente. La trampa se formó posiblemente a finales del Mioceno tardío (5 millones de años), por lo cual se considera que al inicio de generación y migración la trampa ya estaba formada. (ECOPETROL.2002) TIPO DE TRAMPA La Formación Ciénaga de Oro (Oligoceno Tardío-Mioceno Temprano), sobre la cual se deposito la “secuencia basal” de la Formación Porquero (Mioceno Temprano-Mioceno medio), es la unidad afectada por una serie de fallas normales con vergencia hacia el norte, generando bloques que controlaron la sedimentación y dieron lugar a las trampas combinadas en el bloque. En el área el pozo Guamito-1 probó la trampa generada en el respectivo alto estructural, con un cierre máximo de 1000 acres al contorno de 10600 pies. Ver anexo del mapa en profundidad del tope de la Formación Cienaga de Oro. La presencia de condensado y gas en los pozos Ligia-1 y Guamito-1 en estructuras pequeñas correspondientes a facies que no son las mejores almacenadoras de hidrocarburos, son indicativas de que en esta cuenca existen probabilidades de encontrar acumulaciones comerciales de hidrocarburos en trampas combinadas o estratigráficas con desarrollo de cuerpos potentes de arenitas.(ECOPETROL.2002) TIPO DE HIDROCARBURO Según las pruebas de pozo y análisis geoquímico este se considera un yacimiento de Gas con Condensado


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2.3. ANTECEDENTES DEL POZO

2.3.1. GENERALIDADES El pozo Guamito- 1 fue perforado en 1975 por la compañía Chevron Petroleum Company hasta una profundidad final de 12060' y atravesó sedimentos terciarios del Mioceno y el Oligoceno. El objetivo inicial de la compañía mencionada fue el de comprobar la acumulación de petróleo en una estructura con un cierre de 2800 acres y 600 acres de fallamiento. Se estimo que se podrían encontrar unas “reservas” de 150 Million oil store tank barriles(MOSTB). Una vez realizadas las pruebas, se encontró producción de gas, condensado y agua en la formación Porquero que adicionalmente presentó presiones anormalmente altas ( 0.92 psi/pie de gradiente). En trabajos posteriores se encontró ruptura del revestimiento y en 1984 se abandon6 definitivamente el pozo. Los sedimentos presentes en la estructura de Guamito se depositaron en un ambiente marino profundo tipo "Turbiditas", en donde normalmente se encuentran yacimientos de regular calidad. Esto concuerda con las permeabilidades estimadas de pruebas de presión que muestran valores de menos de 1 md. Vale la pena señalar el hecho de que en la época de perforación y pruebas del pozo, no era de interés económico la producción de gas. Adicionalmente la generalización del concepto de que no son de interés las zonas de bajas permeabilidades y la nula experiencia en el país en cuanto al manejo de yacimientos anormalmente presionados, han contribuido a desmotivar la investigación en grandes áreas de la cuenca. Existen algunas generalizaciones con respecto a yacimientos que no son necesariamente validas y que vale la pena resaltar: - Los yacimientos con presiones anormalmente altas son pequeños - Los yacimientos de bajas permeabilidades no son económicamente atractivos. - Producción de agua en las pruebas iniciales indica cercanía al contacto agua-aceite y prevé una corta vida de producción. Estas afirmaciones aun cuando son validas en algunos casos no se pueden generalizar. Existen yacimientos geopresurizados reportados en la literatura con tamaños de mas de 500 pies cubicos de gas(GPC). Los fracturamientos hidráulicos han probado ser efectivos como sistemas de estimulación para producir pozos en condiciones económicamente favorables cuando se tienen yacimientos con muy bajas permeabilidades (< 0.1 md). Finalmente, en el caso de yacimientos geopresurizados, en donde la intrusión del agua de las arcillas se ha considerado como uno de los mecanismos importantes en la producción, el tener producciones altas de agua desde el comienzo de la producción y el mantener un corte de agua constante durante toda la vida del yacimiento ha sido una situación relativamente común. 3(Forero,1994)

2.3.2. DEFINICIONES Formaciones: Nombre asignado a las unidades litológicas que fueron perforadas en el pozo Guamito-1. Zona de Interés: Según los resultados de las pruebas del pozo Guamito-1, la Formación Porquero Inferior produjo en la Secuencia Basal y Superior hidrocarburos y agua. El análisis AVO para este pozo se desarrollara en estas zonas las cuales se citan en el trabajo como “zona de Interés”, sin embargo debido a que la resolución máxima de la sísmica del área es de

3 FORERO.1994 Evaluación de resultados Pozo Guamito-1.Informe Interno de ECOPETROL. Pag5-25.


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aproximadamente 125 ft (asumiendo una frecuencia de 20 Hz y una velocidad de 2000m/s) , por lo que la secuencia Superior no se consideró en el modelo geológico para el análisis AVO ya que si este presenta alguna anomalía no se podrá ver en la sísmica existente.

Roca almacén: en el pozo Guamito-1 la Roca almacén es la Fm. Porquero Inferior.

2.3.3. PRUEBAS DE POZO GUAMITO-1

Figura 2-8:Resumen de pruebas en el Pozo Guamito-1.Tomado de ECOPETROL.2002

Secuencia Intervalo Espesor Fluidos Basal 10246-10609 ft 400 pies 420 BPPD de 47°API, 1,7 Kilo pies

cúbicos de gas por dia(KPCGD) y 420 Barriles de agua por dia

Superior 8754-8785 ft 31 pies 120 barriles de petroleo por dia(BPPD), 750 KPCGD

Fm. Porquero (Mioc. Inf-Olig. Sup)

Secuencia Superior

DST-1 10584-10609 8500 ppm

DST-4 8754-8785

Secuencia Basal

Secuencia Basal

DST-2 10506-10520 10530-10534

INTERVALO PROBADO PRUEBA INTERVALO SALIN.

71 KPCG y 39 Bls de agua

No concluyente

300-400 KPCG

FLUIDO RECOBRADO

Secuencia Superior 8754-8785 DST-5

8500 ppmCl-

Secuencia Basal DST-3

10246-10321 10374-10402

8700 ppm Cl-

406 BPD 46.7º API , 406 Bls agua 1850 KPCG

120 Bls de Petróleo 47º API- 750 KPC

120 Bls de Petróleo 47º API- 750 KPC


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3. METODOLOGIA Este proyecto esta orientado a determinar la existencia de anomalía AVO en la sísmica (Líneas GM-91-1540 y GM-91-1000) localizada en el Bloque Guamito- Cuenca del Valle inferior del Magdalena, a partir del modelamiento de un CDP Gathers sintéticos para diferentes fluidos con base a los registros del Pozo (Guamito-1) e informes geológicos. La metodología llevada a cabo para este análisis se muestra en el Figura 3-1.

Figura 3-1: Diagrama de flujo sobre la metodología implementada en este trabajo.

MODELAMIENTO PROCESAMIENTO

Edición e Interpretación de Registros Eléctricos del Pozo Guamito-1

Corrección Sónico para escenario GAS y AGUA

Calculo de Vp, Vs y Densidad Para escenarios de Gas y AGUA

Conversión profundidad-tiempo

Calculo de Rpp(θ ) Calculo Ondícula de Ricker

CDP Gather Sintético Final para 2 escenarios(GAS y AGUA)

ANALISIS -Clase de Anomalía AVO -Ubicación de la Anomalía AVO en el pozo Guamito-1 -Rango de ángulos de incidencia en los que se presenta

Reprocesamiento hecho por ECOPETROL preservando amplitudes relativas Para los objetivos: -Secuencia Basal de Porquero Inferior -Secuencia Superior de Porquero Inferior

Resultados Residuales 2 CMP Gathers GM91-1540(con NMO) GM91-1000(con NMO)

INTERPRETACION

Secciones por Rangos de Offset

Sísmica vs Modelo Obtenido

Cercano Medio Lejano


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La fase de modelamiento, la cual es la más importante en este proyecto, tiene como objetivo principal modelar CDP Gather Sintéticos para dos tipos de fluidos en la roca reservorio (AGUA con salinidad constante e Hidrocarburo liviano (GAS)) a partir de los registros de pozo editados, con el fin de reconocer la ubicación, la clase de arenisca Gasifera en la anomalía AVO y el rango de ángulos de incidencia en el que se presenta esta anomalía en la sísmica utilizada. Además de diferenciar el patrón de variación de amplitudes vs Offset para el tipo de fluido presente en el espacio poral de la roca reservorio. Esta fase se ejecutó en el programa MATLAB. La fase de procesamiento fue realizada por WesternGeco De Colombia para ECOPETROL en Diciembre del 2002, del cual se presentará un análisis en el capitulo de CDP Gather de las sísmica. Este procesamiento tuvo como objetivo principal mejorar la resolución de la información sísmica conservando los valores relativos de las amplitudes. En la fase de interpretación se correlaciono el modelo sintético calculado (CDP Gather Sintético), con la información sísmica procesada a partir de la generación de CDP Gather por rangos de ángulos de incidencia, y su respectivo apilamiento. Estos CDP Gather´s y sus respectivos Stacks se realizaron con ayuda del software de procesamiento ProMAX.

3.1. EDICION DE REGISTROS

3.1.1. MARCO TEÓRICO En el modelamiento para el análisis AVA se utilizan los registros de Pozo para generar un modelo de capas que sea acorde con la realidad según sus características petrofísicas, Editar los registros es de suma importancia, ya que al generar sismogramas sinteticos sin previa edición de los registros podría conllevar a resultados pobres en el amarre con la información sísmica, ya que los registros de pozo están afectados por las condiciones en las que se perforo el pozo, existiendo una zona de alteración o invasión dentro de la formación. Las formaciones más competentes muestran un leve cambio, mientras que las formaciones menos competentes sufren alteraciones importantes. Es así como los shales se alteran al exponerse al filtrado de lodo; ellos cavan, erodan, absorben agua e hinchan. El grado de meteorización es una función del tipo y las propiedades del lodo, tal como perdidas de agua, salinidad del filtrado, y peso. También es importante el tiempo de exposición y otros factores mecánicos involucrados en la perforación del pozo. Por otro lado las areniscas son alteradas por relajación (función del peso del lodo), erosión (función del peso del lodo y broca hidráulica) e invasión del lodo filtrado (función del peso del lodo, características de perdida de agua y broca hidráulica).4 En general existen tres niveles de edición de registros de pozo: (Tomado de AUSBURN,B.1977) MECANICO INTERPRETATIVO MODELAMIENTO 4 Tomado de Burch(2002). Seismic to Well ties with problematic sonic Logs. Revista EXPLORER Feb y Marzo.pag 1.


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MECÁNICO: Ya que al generar sismogramas sintéticos se utiliza el contraste de impedancia entre las zonas observadas en los registros de pozo, el primer paso es la calibración de los registros de pozo porque: -Errores de calibración pueden no afectar el rango entero de datos linealmente.

-La determinación de las propiedades físicas absolutas, como el gradiente overburden y las velocidades de las formaciones, son requeridas. Otro factor de la edición mecánica es el observar cuando se tienen datos malos en los registros, estos se pueden detectar como: Ruido instrumental/electrónico En el registro sónico, se pueden presentar varios problemas que se evidencian en que el tiempo de transito se hace mas lento, estos problemas incluyen: -Salto de ciclo (Cycle skips) y ruido. -Cavernas en el pozo.

-Diferencias relativas de presión entre el fluido de perforación y el esfuerzo de confinamiento de las rocas en el pozo. -Alteración de Shale( principalmente hidratación de arcillas por el fluido de perforación) El cycle skipping ocurre cuando la herramienta del sónico registra una llegada que no es correcta (típicamente un “ciclo” tardío en el tren de ondas). Este problema ocurre principalmente en las zonas de washed out, las cuales se caracterizan por ser poco consolidadas y formar cavernas. Cycle skipping crea valores altos anómalos en el calculo del sónico.Sin embargo estas zonas de washout también afectan el registro de densidad, evidenciándose en densidades anormalmente bajas. Con frecuencia, existen algunos datos del registro sónico en huecos, lo que indica la no existencia de datos para esta zona, por lo que se debe llenar estos espacios vacíos con un registro sónico corregido. Alteración de shale: Shales secos pueden absorber fluido de perforación y así producir zona de invasión. En esta zona pueden existir cambios mecánicos debido al hinchamiento de los shales y algunas veces acompañado de fracturas, pero a su vez puede existir alteración química en las arcillas; estos dos fenómenos causan reducción en las velocidades aparentes. INTERPRETATIVO: Este tipo de edición incluye ajustes de “reconocimiento” de datos malos y su “sustitución” adecuada. En otras palabras es la corrección de los registros de Pozo. Relaciones entre registros: Estas pueden ser de gran ayuda al editar los registros o desarrollar estimativos de parámetros geofísicos cuando los registros apropiados no han sido obtenidos en localizaciones críticas. Estos son particularmente valiosos en áreas donde las variaciones de densidad y sónico no son función principalmente de la profundidad.

Figura 3-2: Ilustración de como uno o más ciclos pueden ser “skipped” si la ganancia es mas alta o la señal es atenuada. Tomada de Ransom1, 1995 en Acevedo(2002)

Skipped


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En el caso del registro sónico, el cual presenta varias zonas de mala calidad de datos por los problemas mencionados anteriormente, y además es el registro que genera la Velocidad de onda P, se ha encontrado que los registros que mejor se relacionan con el sónico para su corrección son: densidad, gamma ray, resistividad y potencial espontáneo. Pero desafortunadamente: -El registro de densidad es muy susceptible a las condiciones de pozo, como ocurre en las zonas de washout, por lo que no debe ser usado para corregir datos en el registro sónico. -Tanto las curvas de gamma ray como las de potencial espontáneo son útiles para la correlación, pero ellos tienden a ser más bimodales en su comportamiento y no capturan adecuadamente el rango dinámico de las velocidades de las rocas. -El registro de resistividad profunda (deep resistivity) no es afectado por el ambiente cercano a las paredes del pozo (rugosidades e invasión), no es bimodal, lo que se convierte en el mejor candidato para la generación de datos pseudo sónicos y en muchos casos tiene mayor resolución vertical para enlazar con los datos sísmicos. La corrección para el registro sónico del pozo GUAMITO-1 se mostrara mas adelante con todas las suposiciones hechas. Corrección de los valores del registro en zonas con Hidrocarburos: Los valores de densidad y velocidad registrados en zonas con Hidrocarburos, con frecuencia difieren de los valores in situ debido a la invasión del lodo. Es así como en zonas con contenido de gas, la densidad y la velocidad registrada es menor a la real. MODELAMIENTO: Una consecuencia natural de la edición interpretativa de los registros de pozo es la fase de modelamiento. Una de las preguntas más comunes de modelamiento es el efecto de sustitución de fluidos dentro del prospecto. Estas pueden estar acompañadas por relaciones teóricas o por observaciones empíricas, pero ambos métodos tienen problemas. Esta fase de modelamiento se llevara a cabo en el capitulo del Modelo de Reflectividad, CALCULANDO LA DENSIDAD DE LA ZONA DE INTERES BAJO DOS ESCENARIOS, SATURADA DE GAS Y DE AGUA A SALINIDAD CONSTANTE PARA DESPUES SER COMPARADAS. A manera de conclusión, la edición de los registros de pozo tiene dos grandes facetas: primero, reconocer cuales datos incorrectos han sido registrados y segundo, determinar el mejor valor para la sustitución.


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3.1.2. ANÁLISIS DEL POZO GUAMITO-1 SIN EDITAR

Figura 3-3: Registros del pozo Guamito-1 sin editar. Observe en el registro Caliper las zonas de washout principalmente para Porquero superior, donde predomina material poco consolidado; y las zonas de gaps (hueco) y washout para la secuencia superior de porquero inferior El pozo Guamito-1 fue perforado hasta 12086 pies de profundidad, y fue registrado en su totalidad. En la Figura 3-3 se muestra los registros GR, CALIPER, Densidad, Deep resistivity, sónico y conductividad sin editar generados en MATLAB 6 para un rango de profundidad de (2358-12086 ft), sin embargo existen los registros de neutron, SP, y DRHO, NPHI los cuales se utilizaron en la edición de los registros.


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REGISTRO GAMMA RAY El valor de gamma ray promedio para todas las formaciones es de aproximadamente 50 API, presentándose los valores más altos para la Fm. Porquero Inferior y Fm. Cienaga de Oro. Estos valores más altos se empiezan a presentar en el límite entre Porquero Superior y Porquero Inferior, los cuales se diferencian porque el Superior contiene esporádicos niveles calcáreos, y mayor predominio de arcillolitas. Sin embargo en la zona de Interés, comprendida por la secuencia Basal de la Fm. Porquero Inferior y parte de la secuencia Superior, se puede establecer un cambio fuerte no solo en el registro GR, sino también en los registros de RHOB, ILD, DT , Conductividad y neutron. Este cambio en GR sirve para definir el tope y base de la Secuencia, y a su vez observar que esta zona presenta menores proporciones de arcilla que la Secuencia Intermedia y Formación Cienaga de Oro. Con este registro se puede apreciar la gran cantidad de arcilla asociada a las formaciones, siendo la Fm. Porquero parte del Complejo Turbidítico de Ligia-Guamito, caracterizadas por su heterogeneidad, por ser las secuencias productoras y la principal roca Almacén en el Pozo Guamito-1 y Ligia. REGISTRO SÓNICO El registro sónico se encuentra afectado por la condición de pozo, evidenciando en cycle skipping para la Formación Porquero Superior, la cual presenta varias zonas de washout, rocas poco consolidadas, evidenciadas a su vez en la baja calidad del registro CALIPER para esta zona y para la secuencia superior de Porquero Inferior. También presenta un componente de baja frecuencia por la compactación de enterramiento(M), el cual debe ser removido antes de modelar con otros datos de registros que no tienen este mismo rasgo, tales como el de resistividad. Metodo de Burch(2002) Este registro presenta ∆tshale>110µsg, lo cual indica que las formaciones se están comportando como inconsolidadas. Es importante tener en cuenta este grado de inconsolidación al modelar el CDP Gather sintético, ya que muchas ecuaciones asumen que las formaciones son consolidadas. Por otro lado, el efecto de GAS en el registro acústico es evidenciado en el incremento del tiempo de transito a la profundidad de 6886’, el cual es un reventón de Gas (Gas Kick) que también se puede observar en los otros registros. REGISTRO DE DENSIDAD En el registro de densidad se observa la tendencia de incremento de densidad con la profundidad, llegando a su máximo en la secuencia Basal(compuesta principalmente por niveles de areniscas con delgadas intercalaciones arcillolitas y lutitas), y comienza a disminuir al llegar a la Formación Cienaga de Oro (compuesta principalmente por paquetes arcillosos con delgados niveles de areniscas).Sin embargo por presentar una buena correlación con el registro litológico, se opto por tomar su media aritmética o promedio, la cual remueve los picos. La porosidad derivada del registro de densidad es el valor mas aproximado a la porosidad efectiva en arenas arcillosas ciento por ciento saturadas de líquido.


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REGISTRO DE RESISTIVIDAD Y CONDUCTIVIDAD Los registros de Resistividad y Conductividad indican las mayores resistividades para la Secuencia Basal de la Fm. Porquero Inferior (Zona de Interés), este valor acompañado de los otros registros indican la existencia de una roca almacén, la cual contiene hidrocarburos (gas y condensado) tal como se ha comprobado en las Pruebas de Pozo. Este registro de Resistividad es de buena calidad, por lo que se editará tan solo la sección de la zona de interés para modelar otros escenarios en los que la zona de interés esta saturada de otros fluidos. El registro de resistividad normalmente no es afectado por la condición de pozo o invasión del fluido de perforación, por lo que es el mejor candidato para la corrección del registro P-sónico, descrito en el método de Burch (2002). DETECCIÓN DE LAS ZONAS CON GAS El método tradicional para detectar la presencia de gas en los registros de pozo, es relacionar los registros de Densidad y Neutron. La influencia de Gas en el Neutron reduce la concentración de hidrogeno, lo que hace reducir la porosidad en la zona. La influencia de gas en el registro de densidad se ve reflejada en una reducción de la densidad de bulk, mostrando un aparente incremento en la porosidad calculada a partir de la densidad. El traslape de estos dos registros indicaría la existencia de Gas en una zona con porosidades y permeabilidades buenas para ser una roca almacén.

Figura 3-4:Traslape de los registros de neutron y densidad mostrando una zona con presencia de GAS. Tomado de Hilchie,1989. Sin embargo muchas veces los registros de neutron y densidad no sufren traslape para intervalos productores de gas. Esto podría deberse a un efecto de arcillosidad “shaliness” dentro de la formación, en la Figura 3-5 se muestra dos registros esquemáticos de GR y porosidad Neutron-Densidad en la parte izquierda de la Figura. El intervalo A es una arenisca limpia, pero va aumentando su contenido de arcilla hasta llegar al intervalo E. Como la formación es más arcillosa los registros de neutron y densidad se empiezan a apartar cada vez más, el intervalo C es una arenisca gasifera pero el efecto de gas no es apreciado, ya que tiene mayor peso el efecto de arcillosidad que el efecto de gas.

Zona con Gas


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En la parte derecha de la Figura se observa la correlación entre los valores de diferencia de porosidad Neutron y densidad (ΦN-ΦD), vs GAMMA RAY, el intervalo C muestra el efecto de Gas, pero este no es apreciado porque no afecta el GAMMA RAY.

Figura 3-5:Efecto de GAS sobre los registros de Densidad y Neutron, cuando la formación es bastante arcillosa. El Efecto de aumento de arcillosidad aumenta la porosidad en el Neutron, lo que no permite el traslape del Neutron con el de Densidad. Tomado de Hilchie,1989. En los registros del Pozo Guamito-1, no se aprecia el traslape entre la curva del Neutron y el de la porosidad densidad calculado con matriz arenisca. Esto se debe a que las porosidades del registro Neutron son anormalmente altas, oscilan entre 30-40%, posiblemente debido a: -Presiones anormalmente altas en las arcillas, en la secuencia Basal (10246-10402 ft) de 9200psi. Gradiente de 0.92 psi/pie. En la Secuencia Superior, 8525 psi a 8606 ft y gradiente 0.99 psi/pie. -Las rocas perforadas presentan grandes cantidades de arcilla, según los altos valores de GR y Vshale. -Las arcillas además de estar sobré presionadas, se comportan como inconsolidadas, ya que el ∆t shale en promedio es mayor a 110µsg. Según antecedentes de las pruebas realizadas en el pozo (Forero A.1994), los altos cortes de agua son típicos de yacimientos anormalmente presurizados. Las presiones anormalmente altas del pozo Guamito-1, corresponderían a diversos mecanismos actuantes de manera simultanea. De estos cabe resaltar: a) las altas ratas de sedimentación y subsidencia durante la transgresión del Mioceno Inferior debieron haber sido mayores que la rata de expulsión de agua de los sedimentos, dada su baja permeabilidad, generando una alta presión de poros por compresión vertical, b) Incremento neto del volumen por procesos de degradación termal de sedimentos ricos en materia orgánica, que al igual que la diagénesis de arcillas producen agua. La combinación de registros acústicos y neutron es recomendada para areniscas arcillosas. Ambos registros están afectados por shale como un aparente incremento en la porosidad.


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3.1.3. CORRECCIÓN DEL REGISTRO SÓNICO Las velocidades sísmicas se deducen estadísticamente al apilar varias trazas sísmicas que involucran el muestreo de grandes volúmenes de roca. Mientras que los registros sónicos, opuestos a la sísmica, calculan velocidades directamente, muestreando pequeños volúmenes de roca cercanos al pozo perforado, sobre un corto periodo de tiempo. Por esta razón es que muchas veces es difícil relacionar las líneas sísmicas con los registros de pozo, ya que ambas velocidades se presentan en diferentes frecuencias, siendo la velocidad calculada con el registro sónico la que presenta mayores frecuencias. Debido a que la velocidad de la Onda P juega un papel importante para la Generación del Sismograma Sintético CDP Gather, es necesario corregir el registro P-sónico para poderlo utilizar posteriormente. Los pasos a seguir para llevar a cabo la corrección del Registro P-sónico siguiendo el método descrito por Burch(2002) son: PASO 1 1- Remover el Componente de Baja Frecuencia por la compactación debida al enterramiento (M) antes de modelar con otros datos de registros que no tienen este mismo rasgo, tal como el de Resistividad. La curva final será referida como el “high-pass sonic”

PASO1 Figura 3-6: A la izquierda registro P-sónico con la tendencia de baja frecuencia(M) en rojo, y a la derecha registro “high-pass sonic” después de remover la tendencia de baja frecuencia generada por enterramiento. 2- Generación de un nuevo registro de Resistividad asumiendo que no hay hidrocarburos presentes en las Formaciones, para esto se asume que todas las formaciones están completamente saturadas de agua con salinidad constante. Para la cual se modelaran nuevos datos de resistividad en las zonas de interés conservándose los datos originales del registro de resistividad en las zonas que no se comprobó la existencia de hidrocarburos.

3-Calculo del Registro de Conductividad (1/ Resistividad). Este registro a diferencia del de resistividad se distribuye normal, por lo que es él adecuado para correlacionar con el registro “high pass sonic”.


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4-Obtención del Nuevo registro P-sónico* corregido a partir de la línea que mejor se ajuste en la correlación de los registros de Conductividad y “ high pass sonic”, mas el Componente de Baja Frecuencia por la compactación debida al enterramiento (M). Al final de esta corrección debe quedar claro que este nuevo registro P-sónico* se comportará como si no tuviese hidrocarburos, es decir que al momento de calcular la Velocidad de onda P para la zona de interés, esta velocidad será para una formación completamente saturada de agua (Sw=1). La idea de corregir este registro sónico es la de mejorar la calidad de los datos que están influenciados por las sobrepresiones de las arcillas, grandes cantidades de Volumen de arcilla y zonas de washed out en general. Pero además de esto es generar una velocidad de onda P para un escenario en la que la zona de interés esta completamente saturado de agua con salinidad constante, para después compararla con la velocidad de Onda P para el escenario en el que la zona de interés tiene acumulaciones de hidrocarburos (condensado y gas), la cual es calculada a partir del registro sónico original pero solo en la zona de interés.

Los pasos descritos anteriormente se desarrollaran a continuación: PASO 1 Descrito anteriormente Figura 3-6. PASO 2 (Generación de un nuevo registro de Resistividad en la Zona de Interés) La ecuación de Archie que describe la relación entre la porosidad y resistividad y la ecuación de tiempo promedio de Wyllie´s(1958) que hace alusión a la porosidad, puede ser usada para derivar una relación entre la resistividad y el tiempo de transito. Asumiendo que no hay hidrocarburos. Esta relación es necesaria, para llevar a cabo una correlación adecuada entre “high-pass sonic” y resistividad.

RtFxRwSw =

(1) Sw=saturación de agua de formación F= Factor de formación Rw=resistividad del agua de formación (zona virgen) Rt=resistividad de la formación (zona virgen)

Si Sw=1 entonces RwRtF =

(2 A) siendo este Rt=Ro resistividad en la zona virgen 100% saturada con agua. Y el factor de Formación para:

Figura 3-7: Registros de porosidad hallados a partir de las ecuaciones de Wyllie´s(verde), Raymer(Rojo) y Densidad(azul rey) , y el registro Neutron(morado). Registro CALIPER izquierda.


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Areniscas consolidadas 281.0Fφ

= (2)

Areniscas inconsolidadas 15.262.0F

φ=

(3) Pero se debe calcular primero la porosidad que mejor concuerde con la realidad, para ello se utilizo las formulas de: Wyillie´s(1958) porosidad total

mafl

maSW tt

tt∆−∆

∆−∆= logφ

(4) donde : ∆tlog es calculado del registro P-sónico (µs/ft). En nuestro caso el P-sónico original. ∆tma es el valor P-sónico de la matrix = 54 y 49 (µs/ft) para areniscas y carbonatos respectivamente. ∆tfl es el valor P-sónico del fluido de perforación = 189 (µs/ft) ; esta ecuación de Wyllie´s es buena para sedimentos consolidados Raymer (1980), esta ecuación presenta valores más normales para sedimentos menos consolidados

( )log163.0 ttmaS ∆∆−=φ (5)

Porosidad a partir del registro de densidad:

fma

bmaD ρρ

ρρφ

−−

= (6)

siendo ρma la densidad de la matrix , la cual se asumió como arena, ρma=2.65, ρf=1.1 y ρb=densidad de la formación (g/cc). Según la Figura 3-7 la curva de porosidad generada a partir de la ecuación de Wyllie´s es de muy mala calidad, ya que presenta porosidades muy altas y fuera de la realidad, esto se debe a que esta ecuación asume que las formaciones están bien consolidadas, y este no es el caso para estas formaciones; mientras que las curvas generadas a partir de las ecuaciones de Raymer y densidad, son las mas coherentes con la realidad, y a su vez son muy parecidas en su forma al de neutron, pero este presenta valores muy altos tal como se había mencionado en ANALISIS DE REGISTROS SIN EDITAR. Según los informes para el pozo Guamito-1, la porosidad promedio para las zona de interés es en promedio 10%, el cual es muy parecido a la porosidad calculada a partir del registro de densidad, por lo que para este modelamiento de resistividad, se asumirá la porosidad calculada a partir del registro de densidad. Según estas porosidades halladas y otras observaciones vistas; tales como las del P-sónico original y la mala calidad del CALIPER para la parte superior, se puede destacar dos zonas con diferente grado de consolidación, siendo la parte: -Superior del registro (2358 pies-5640 pies)(Porquero Superior) compuesta por areniscas, lutitas y esporádicos niveles calcáreos con poca consolidación, donde a curva de Wyllie´s presenta valores anormalmente altos para esta zona, lo cual también se puede ver desde el registro P-sónico original para esta zona; el registro de densidad, el cual presenta los valores mas bajos de densidad, y la mala calidad del CALIPER.


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-Inferior(5640.5 pies-12086 pies)Porquero Inferior y Fm Cienaga de Oro: zona con litología de mayor consolidación que la anterior pero a su vez se comporta como inconsolidado, ya que el ∆t de transito para los shales en promedio es mayor a 110µs. Por estas razones se van a tratar estas dos zonas (superior e inferior) de manera diferente; donde las dos se comportan como inconsolidadas pero la primera es menos consolidada que la segunda. Entonces el Factor de Formación se calculó con la ecuación de areniscas inconsolidadas:

Areniscas inconsolidadas

15.262.0F

φ=

(3) Como lo que se desea calcular es un nuevo registro de resistividad para cero hidrocarburos (Sw=1), para hacer la correlación con el “high-pass sonic”, asumiendo salinidad constante, entonces según el Header del Pozo: Rw=0.8 a 80°F: Resistividad del agua de formación a la Temperatura superficial BHT=120°F : Bottom hole temperature TS=80°F: Temperatura superficial Profundidad total 12086 ft

12086TSBHTGT −

= (7) GT=Gradiente de

Temperatura TS)ft(Depth*GTTF += (8)

TF= Temperatura de Formación

++

=77.6TF77.6TS*RwRw TSTF

(9) De 2 A,3,7,8, y 9

TFTF Rw*FRt = (10)

Esta es la ecuación que se utilizó para generar el nuevo registro de resistividad, con salinidad constante, Sw=1, y F: factor de Formación según la zona. En la Figura 3-8, se puede observar el registro de Resistividad calculado con la ecuación anterior (10) en azul y el registro de resistividad original(ILD) en rojo, las cuales se asemejan mucho, pero no son del todo iguales debido a que suponemos la no existencia de hidrocarburos para hacer la correlación, esto se puede ver en la zona de interés en el circulo. PASO 3 (Calculo del registro de Conductividad) Los datos de resistividad están distribuidos logarítmicamente, mientras que el “high-pass sonic” se presenta como una distribución normal, por lo que se debe transformar la resistividad a conductividad (reciproco), antes que el trabajo estadístico sea realizado, ya que ambos registros se deben manejar como distribuciones normal para obtener una correlación adecuada.

Figura 3-8: Registro de resistividad calculado con la ecuación(10) en azul y el registro de resistividad original (ILD)


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PASO 4 ( Nuevo registro P-sónico*) La corrección del registro P-sónico se llevo a cabo para las dos zonas mencionadas anteriormente, ya que el P-sónico original presenta a su vez dos líneas de tendencia de baja frecuencia debido al enterramiento (M).

Figura 3-9: Conductividad vs“high-pass sonic” para la zona superior del pozo Guamito-1(2358 ft-5640 ft) Para esta zona se realizo un ajuste lineal, donde los puntos que se encuentran encima de la linea de ajuste representan zonas de cycle skipping (alto Dt).

Figura 3-10: Conductividad vs “high-pass sonic” para la zona inferior del pozo Guamito-1 (5640.5 ft-12086ft) Para la zona inferior se realizo un ajuste cuadrático, donde la idea es que se ajusten los datos de alta resistividad(circulo que representa la zona de interés)a valores del sónico más bajos para representar la zona de interés saturada de agua, la cual tiene velocidades de onda P mas altos que los saturados de gas. Las figuras Figura 3-9 y Figura 3-10 muestran la relación entre la

conductividad y el “high-passsonic” para las zona superior e inferior respectivamente, el resultado son las líneas de tendencia rojas, las cuales son las que corrigen el registro P-sónico y generan el registro pseudo P-sónico ó P-sónico* , estas líneas presentan la mejor correlación para el ajuste. Este registro pseudo P-sónico representa la zona de interés saturada de agua, por lo que sus valores (dt) para esta zona son menores(mayor velocidad) que los del sónico en el que la zona de interes está saturada de gas. ZONA SUPERIOR ZONA INFERIOR P-sónico*=106.66*C –120 +M P-sónico*=100*C2-8*C-45+M (11) (12) Siendo M la componente de baja frecuencia por la compactación debida al enterramiento.


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Figura 3-11: Izquierda: Registro P-sónico original(azul), P-sónico corregido(P-sónico*) en rojo,y M(Negro). Derecha: Registro P-sónico original(azul),Dt corregido(rosado) es el mismo P-sónico* pero en la zona de interés tiene los datos del Registro sónico original y M(Negro) . En la Figura 3-11 se observa en el panel de la izquierda, el registro P-sónico original (azul), el P-sónico*(rojo), y M(negro), en el panel de la Derecha; el registro P-sónico original (azul), M(negro), y el Dt corregido(rosado) el cual es el mismo P-sónico pero difiere en la zona de interés ya que contiene los datos del registro sónico original para mostrar el efecto de hidrocarburos. Con estos dos registros de sónico, se calcularan las velocidades de onda P, donde el P-sónico* servirá para hallar Vp en todo el registro con el cual se hará la conversión de profundidad a tiempo, y se utilizara este Vp para la zona de interés en el escenario de agua; y con el registro sónico corregido(rosado) se calculara Vp para la zona de interés en el escenario Gas. Con esta nueva curva P-sónico* se realizaran todos los cálculos posteriores que necesiten del registro P-sónico.


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3.2. MODELO DE REFLECTIVIDAD

3.2.1. PARÁMETROS DEL MODELO GEOLÓGICO (ESCENARIOS) En este capitulo se diseño un modelo geológico para observar como deberian varíar los coeficientes de Reflexión (Rpp) con el ángulo de incidencia, para un modelo de tres capas, donde el objetivo principal es la “zona de interés” el cual es la Secuencia Basal de la Formación Porquero Inferior. Estos coeficientes de Reflexión se calculan con la aproximación de Shuey(1985) para la ecuación de Zoeppritz(1919), la cual se explicara mas adelante. Este modelo geológico se llevo a cabo bajo dos escenarios: -Se asume que la secuencia Basal de la formación Porquero Inferior comprendida entre los 10246-10609 ft está completamente saturada de agua con salinidad constante (8500ppm Cl-). -Se asume que la Secuencia Basal de la Formación Porquero Inferior presenta cantidades apreciables de hidrocarburos(condensado 47°API y gas), con Sw entre 50%-70%. La idea de realizar este modelamiento bajo dos escenarios diferentes, es la de comparar los patrones de variaciones de los Rpp con los ángulos de incidencia para diferentes fluidos que rellenan el espacio poroso de nuestra Roca almacén (Secuencia Basal de la Fm. Porquero Inferior). En la Figura 3-12 se observa el esquema del modelo litológico, en el cual la capa1 hace parte de la Secuencia Intermedia de la Fm. Porquero Inferior, la capa 2 es la Secuencia Basal de la Fm. Porquero Inferior y la capa 3 hace parte de la Fm. Cienaga de Oro, estas capas se diferencian claramente en los registros de pozo, GR, RHOB, ILD, SP, Sónico y neutron. Se asume solo esta zona de interés ya que la resolución máxima de la sísmica es de 125 ft, y la secuencia Basal tiene 400 ft de espesor(Ver Definiciones-Capitulo 2). En este esquema se anexan los parámetros que se deben calcular para realizar las graficas de correlación entre Rpp y los ángulos de incidencia según el escenario de fluido presente en la Roca almacén.


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Figura 3-12: Esquema del modelo litológico compuesto por tres capas, las cuales se diferencian claramente en los registros de pozo(Izquierda). En este modelo Litológico se calcula las Velocidades de Onda P, las Velocidades de Onda S y las densidades según el escenario de fluidos presentes en la Roca Almacén.

Vp2w Vs2w Sw=1 ρ2w

Vp2g Vs2g Sw≠1 ρ2g

CAPA 3 Fm Cienaga de Oro Vp3,Vs3, ρ3

CAPA 1 Secuencia Intermedia Porquero Inferior Vp1, Vs1, ρ1

Secuencia Basal de Porquero Inferior

ESCENARIOS AGUA HIDROCARBURO MAS AGUA


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3.2.2. ESTIMACIÓN DE LOS PARÁMETROS PARA CALCULAR RPP(COEFICIENTES DE REFLEXIÓN)

Figura 3-13: Diagrama indicando como calcular los parámetros de Vp, Vs y ρ para la capa 2, para posteriormente generar los coeficientes de Reflexión variando con el ángulo de incidencia. Donde µ es el modulo de corte (shear module), este parametro permanece constante para cualquier tipo de fluido, por lo que se hara el calculo de ρ2w y Vs2w para despues calcular µ y posteriormente calcular Vs2g.

3.2.2.1. VELOCIDADES DE ONDAS LONGITUDINALES (VP) Los registros sónicos tiene varias aplicaciones, como son correlaciones geológicas, determinación de porosidad, identificación de formaciones, creación de sismogramas sintéticos, determinación de velocidades de migración de información sísmica y estimación de relaciones tiempo-profundidad (Dobrin,1988). Las velocidades de ondas P fueron obtenidas a partir del registro sónico corregido (P-sónico*) del Pozo Guamito-1. Utilizando las formulas: Vp= 1000000/Dt(ft/s) (1) Vp= 304.8/Dt (km/s) (2) Para saber si existe anomalía AVO, se genera un modelo geológico de 3 capas, donde la del medio es la secuencia Basal de la Formación porquero. Para este modelo se calcula dos velocidades de onda P (Vp) para la capa 2, siendo la Vp para el escenario de agua (Vp2w) el calculado a partir del registro P-sónico*(panel 1- figura 3-14)), y la Vp para el escenario hidrocarburo mas agua (GAS)(Vp2g) el calculado a partir del registro sónico corregido (Panel2-Figura 3-14).

Rpp(Θ)

ESCENARIO DE AGUA ESCENARIO DE HIDROCARBURO MAS AGUA

Vp2g:generado del Dt editado

Vp2w: generado del P-sónico*

ρ2g: lectura directa de RHOB

Calculo de ρ2w

Calculo de Vs2w relación Greenberg-Castagna

Calculo de µ de la formula de

21

w2w2Vs

ρµ

=

Calculo de Vs2g

21

g2g2Vs

ρµ

=


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En el panel derecho (3) se puede observar el cambio de velocidad de onda P para esta zona, siendo Vp2w mayor a Vp2g como se esperaba. Las velocidades de onda P para las capas 1 y 3 se calculan a partir del registro P-sónico*, y permanecen constantes para los dos modelos. Figura 3-14. Registros de Vp. Panel izquierdo: P-Sónico* en rojo, en la zona de interés esta saturado de agua. Panel Central: Dt corregido en rosado, en la zona de interés tiene Sh=50% Y Sw=50% Panel Derecho: Vp calculado ;Vp1 en rojo es el generado a partir del registro dt editado, Vp2(azul) a partir del p-sónico*

3.2.2.2. VELOCIDAD DE ONDAS DE CORTE O SHEAR (VS) Desafortunadamente la adquisición de información relacionada con la velocidad de ondas S dentro de los registros de pozo no es muy usual, por lo que se han generado ciertas aproximaciones entre la velocidad de las ondas compresionales y las de corte en secuencias siliciclásticas para estimar esta velocidad (Vs) (Castagna et al, (1993), Pickett´s(1963), Batzle, M.L. & Eastwood, R.L, 1985). Existe una variada gamma de relaciones Vp-Vs publicadas, las cuales son claves para la determinación de litología a partir de datos sísmicos o datos de registro sónico. Muchas de estas relaciones y técnicas para estimar Vs se reducen a los siguientes dos pasos:5

-Establecer relaciones empíricas entre Vp, Vs y porosidad φ , para un fluido de poros de referencia, con frecuencia se asume saturado de agua o seco. -Usar la relación de Gassman´s(1951) en estas relaciones empíricas para otros tipos de fluidos de poros. Estas relaciones empíricas son ajustes de datos de laboratorio o de registros, o ambos, y son las más usadas en general. Por lo que en nuestro caso se utilizo la relación dada por Castagna et al, (1993) para estimar Vs.

5 Tomado de MAVKO G., MUKERJI T. & DVORKIN J. 1998. Empirical Relations, in The Rock Physics Handbook. Pag 221-250.


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Castagna et.al( 1985,1993) y Thompsen(1986)5 encontraron el ajuste lineal de algunos datos de laboratorio de Vp-Vs para areniscas y shales saturados con agua. Las relaciones Vs-Vp son: Vs=0.80416.*Vp-0.85588 (km/s) (3) Para areniscas, y Vs=(0.76969.*Vp)-0.86735 (km/s) (4) para shale. Estas tendencias son muy similares a la famosa “linea mudrock” de Castagna et al, (1985), la cual fue derivada de datos in-situ. Vs= 0.8621*Vp-1.1724 (km/s) Y, a su vez también están muy de acuerdo con los resultados de Han et al, (1986) para datos ultrasónicos de laboratorio de 75 muestras de areniscas: Vs= 0.7936*Vp-0.7868 (Km/s) Greenberg y Castagna(1992) dan una relación empírica para estimar Vs a partir de Vp en rocas saturadas de agua, multimineralicas basadas en relaciones polinomiales empíricas de litologías puras monomineralicas (Castagna.1993-ecuaciones 3 y 4). La velocidad de ondas transversales en litologías saturadas de agua es aproximadamente el promedio simple de la media aritmética y armónica de los constituyentes de velocidades de corte de litologías puras:

∑

∑ ∑∑ ∑

=

−

=

−

== =

=

+

=

L

1ii

1L

1i

1N

0j

jiji

L

1i

N

0j

jiji

1X

VpaXVpaX21Vs

ii

(5) L= numero de constituyentes de litología monomineralica pura. Xi=Fraccion volumen de constituyentes litológicos aij=coeficientes de regresión empíricos Ni= Orden del polinomio para constituyentes i. Vp, Vs= velocidades de Onda P y S (km/s) en rocas mulmineralicas saturadas de agua.

Litología ai2 ai2 ai2 R2

Arenisca 0 0.80416 -0.85588 0.98352

Shale 0 0.76969 -0.867355 0.97939

Caliza -0.0558 1.01677 -1.03049 0.99096

Dolomita 0 0.58321 -0.07775 0.87444

Tabla 3-1: Coeficientes de regresión para litologías puras La velocidad de corte Vs para el pozo Guamito-1 se estimo con la ecuación de Greenberg-Castagna(1992) ecuación(5), donde la fracción volumen de los constituyentes litológicos (Xi) se asumió como el volumen de shale calculado a partir del registro gamma ray, ya que nos encontramos en una secuencia siliciclástica, y la corrección hecha para el registro sónico se realizó


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asumiendo una saturación de agua de formación de 100%(Sw=1), con esto se cumple con las condiciones dadas para emplear el método de Greenberg-Castagna(1992). Como anteriormente se había mencionado, las formaciones se comportan como inconsolidados debido a alto valor de ∆tshale , por lo que el volumen de shale (Vsh) se calculó con la ecuación de inconsolidado:

( )[ ]12083.0Vsh IGR*7.3 −= Inconsolidado (6) Formulas (Dresser Atlas 1979) y posteriormente se calculo Vs, con las formulas mencionadas anteriormente: vssand=(0.80416.*vp) -0.85588; 100% arenisca vsshale=(0.76969.*vp)-0.86735; 100% shale vsarith(i)=((1-vsh )*vssand)+(vsh *vsshale); Media Aritmética vsharm(i)=1/(((1-vsh )/vssand)+(vsh /vsshale)); Media Armónica vs=(vsarith+vsharm)/2; Promedio entre las media. La Figura 3-15 muestra el volumen de shale, P-sónico*, Vp y Vs hallado para el pozo Guamito-1,observe como aumenta el contenido de arcilla para las ultimas capas después de 9320 pies de profundidad, correspondientes a la secuencia intermedia de Porquero Inferior, y la Fm Cienaga de Oro. Este registro de Vs fue el que se utilizo para generación de Rpp, pero en el escenario de GAS, se tiene que calcular primero el modulo de cizalladura, para después calcular el nuevo Vs2g, el cual varia levemente con respecto a Vs2w, este calculo se vio necesario realizarlo, ya que existe un cambio leve en la densidad de la formación dependiendo el fluido que contenga, y como la ecuación de la Velocidad de onda de cizalladura :

2/1

=b

dVsρµ

(7) depende de ρ a pesar de que el modulo de corte (µ) se mantenga constante, ya que no es afectado por los fluidos, entonces la Vs cambiara levemente según el tipo de fluido que exista. Este cálculo se mostrará mas adelante, después de calcular las densidades para los diferentes escenarios.


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Figura 3-15: De izquierda a derecha GR, Vsh, P-sónico*, Vp y Vs utilizando la ecuación 5 de Greenberg-Castagna(1992)

3.2.2.3. CALCULO DE DENSIDAD EN EL ESCENARIO AGUA Para el modelo Litológico mostrado en la Figura 3-12, se calculó la densidad para la CAPA 2 asumiendo Sw=1 . La densidad de bulk de rocas siliciclasticas (ρb) puede ser definida como el balance de masa entre la densidad de la matriz mineral (ρma), y el contenido de fluido (ρfl), de acuerdo con su fracción de porosidad y saturación , la densidad esta expresada como

φρ+φ−ρ=ρ lfmab )1( (8)

donde φ denota porosidad total , y:

dcshale

qshale

maVV

ρφ

ρφ

φρ

−

+

−−−

=11

1

(9) donde ρq representa la densidad de la matriz para: arenisca = 2.66 y para carbonato = 2.71 g/cc, y (dc representa la matriz para arcilla seca = 2.8 g/cc. Todos los valores para calcular ρma son conocidos. Según el informe del pozo Guamito-1, la porosidad total para la secuencia Basal es de


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10%, el Vshale calculado en la sección anterior para esta zona es en promedio de 0.1 y la densidad de la matriz es arenisca=2.66g/cc. La ecuación (9) da como resultado: ρma =2.66 g/cc ρfl=ρ(Brine)*Sw + ρ(Gas)*(1-Sw) (10) Como lo que se desea calcular es la densidad para el escenario AGUA, entonces Sw=1, por lo que no existe ningún aporte del Gas, entonces se procede a calcular ρ(Brine). Los métodos para calcular la densidad y modulo de bulk para Brine y live-oil se han resumido por Batzle & Wang (1992) en las siguientes ecuaciones: La densidad para el brine ((B g/cc) depende de la salinidad (S ppm/1000000), presion (P MPa) y Temperatura (T in °C) su formula es:

( )[ ]{ }PS47P13S3300T380TPS2400P30010S44.0668.0S 6wB +−−++−+++ρ=ρ −

donde la densidad para el agua pura ρw esta definida como:

)002.0333.0

103.1016.0248900175.03.380(10122

352326

TPP

PTxPTTPPTTTw

−−

−+−++−−+= −−ρ

Para la Secuencia Basal los datos según los reportes del Pozo Guamito-1 son: Salinidad= 8500 ppm Cl- Rw=0.8 a 81°F P=9200 psi=63.43 MPa Gradiente=0.92 psi/pie TF=114°F=46°C Los resultados fueron: ρw=1.013 g/cc; ρBrine=1.02 g/cc. La ecuación (10) ρfl=1.02 g/cc, y la ecuación (9) en la (8) da como resultado: .ρb=2.507 g/cc Esta es la densidad para la CAPA 2 en el escenario de agua ρ2w=2.507 g/cc Con esta densidad se puede calcular el modulo de corte (µ) con la Vs2w para después calcular Vs2g con la densidad de la CAPA 2 en el escenario de GAS (ρb2g), tal como lo indica el Figura 3-13. La densidad de la CAPA 2 en el escenario de GAS (ρb2g) se lee directamente del registro RHOB como lo muestra la Figura 3-16. Con la densidad leída para la CAPA 2 en el escenario de GAS y la densidad calculada en la ecuación (8) para la CAPA 2 en el escenario AGUA, se puede calcular la Velocidad shear para esta capa en el escenario GAS.

2/1

=b

dVsρµ

(11) µd=Vs2w^2*ρ2w Vs2w=1950m/s; ρ2w =2.507ton/m3


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Figura 3-16: Registros mostrando los parámetros Vp, Vs, y ρ para el modelo de 3 CAPAS. De izquierda a derecha: GR, CALIPER, Densidad,Vshale,Vp,Vs. Observe en los registros de RHOB los valores de densidad para las 3 capas siendo el de la capa 2 el del escenario GAS, y en el caso de Vp, se leen las dos Vp de la capa2, en azul(AGUA) y en rojo(GAS). µd = 9.513GPa este es el modulo de corte para la CAPA2, el cual no depende del tipo de fluido que contenga la formación, porque los fluidos no pueden sufrir cizalladura. Vs2g=[µd/ ρ2g] ^0.5 ρ2g=2.5ton/m3 Vs2g=1950.7m/s Este es el valor de la velocidad de corte para la CAPA2 en el escenario gas. Esta velocidad es levemente mayor a la del escenario con agua, esto se debe a que la densidad cuando la formación esta saturada con agua es mayor que cuando tiene alguna cantidad de gas presente. La Figura 3-17 muestra los parámetros calculados y leídos de los registros de pozo editados, para el modelo geológico.


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Figura 3-17.Modelo litológico de tres capas con los parámetros de Vp, Vs y ρ calculados y leídos de los registros de pozo editados.

3.2.3. COEFICIENTES DE REFLEXIÓN PARA EL MODELO GEOLÓGICO

Para un ángulo dado de incidencia y reflexión de ondas P, la expresión que es utilizada y simplifica el estudio del AVO(aproximación de la ecuación de Zoeppritz’s es (Shuey 1985):

)(tan)(sinC)(sinBA)(Rpp 222 θθ+θ+=θ (12) Donde: θ = ángulo de incidencia; A es igual a la reflexión de la incidencia normal (Rpo); B (o AVO gradiente) describe la variación a ángulos intermedios de incidencia; y C domina el ángulo critico. Utilizando esta ecuación, e interpretando registros de pozo se calcula el CDP Gather sintético, para realizar el análisis AVO. La aproximación de Shuey(1985), presenta el Gradiente AVO en términos del coeficiente Poisson’s(σ), como se muestra en la ecuación (13)

[ ]θ−θ∆

+θ

∆+

ρρ∆

−∆

+

ρρ∆

+∆

=θ 2222

2sentg

Vp2Vp1sen

VsVs2

VpVs2

Vp2Vp1

VpVp

21)(Rpp

13 Donde ∆Vp=Vp2-Vp1; ∆Vs=Vs2-Vs1; ∆ρ=ρ2-ρ1; Vp=(Vp2+Vp1)/2 ; Vs=(vs2+Vs1)/2; ρ=(ρ2+ρ1)/2 Θ=( Θ2+ Θ1)/2 Esta ecuación depende de la Vp, Vs, y densidad, parámetros hallados en la sección anterior para el modelo litológico de 3 capas. Con estos datos se procede a calcular los coeficientes de Reflexión para la interfaz 1-2 y 2-3 del modelo litológico para los dos escenarios, con variaciones de 5° en los ángulos de incidencia en un rango de [0-90°]. Ver Figura 3-18. En la figura la Interfaz 1-2 es la interfaz shale-arenisca , y la interfaz 2-3 es la interfaz arenisca-shale, según sea el escenario la arenisca es gasifera o saturada de agua. La interpretación de Anomalias

CAPA 1 Secuencia Intermedia Porquero Inferior Vp1, Vs1, ρ1

Vp2w=3600m/s Vs2w=1950m/s Sw=1 ρ2w=2.5g/cc

Vp2g=3200m/s Vs2g=1950m/s Sw=0.5 ρ2g=2.5g/cc

CAPA 3 Fm Cienaga de Oro Vp3,Vs3, ρ3

Secuencia Basal de Porquero Inferior

ESCENARIOS AGUA HIDROCARBURO MAS AGUA

Vp1=2900m/s Vs1=1400m/s ρ1=2.48g/cc

Vp3=2250m/s Vs3=1000m/s ρ3=2.38g/cc


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AVO generalmente se lleva a cabo para la interfase shale-arenisca gasifera (en este caso interfaz 1-2), tal como se indica en la sección de análisis.

Rpp AGUA- GAS

-0.5-0.4-0.3-0.2-0.1

00.10.20.30.40.5

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

Angulos de Incidencia

Rpp

RPP 1-2 Gas RPP 2-3Gas

RPP1-2 Agua RPP2-3Agua

Figura 3-18.Rpp vs Angulo de incidencia para la interfaz 1-2 y2-3 en los escenarios HIDROCARBURO MAS AGUA (GAS) y AGUA para el modelo Geológico.

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Figura 3-19. Coeficientes de reflexión de Ondas P para una interfase shale-arenisca gasifera (Modificado Rhuterford & Williams (1989), Castagna(1997)


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3.2.4. ANÁLISIS DEL MODELO GEOLÓGICO PARA LOS DOS ESCENARIOS

De la se Figura 3-18 puede deducir que los coeficientes de Reflexión para el modelo geológico en los dos escenarios presentan patrones diferentes. Existe una clasificación de las reflexiones de areniscas gasíferas en interfase shale-arenisca gasifera, según Rutherford & Williams(1989), el cual define 3 clases en términos del valor del Intercepto(A) y del gradiente (B), existe una cuarta clase definida por Castagna(1997), donde las areniscas gasíferas son de baja impedancia, cuyos coeficientes de reflexión disminuyen con el aumento del offset, esto puede ocurrir cuando la Velocidad de las Ondas S en la arenisca gasifera es menor que en el shale encajante.(Anexo Clasificacion AVO) En el escenario de Hidrocarburo mas agua, el Rpp1-2(Interfase Shale-Arenisca gasifera) ubica la arenisca gasifera en la CLASE 1 de la Figura 3-19, la cual tiene mayor impedancia que el shale encajante y la magnitud de la tasa de cambio de la amplitud con respecto al offset, conocido como “Gradiente” usualmente es mayor para esta clase que para las clases 3 y 4. Según este modelo de reflectividad, existe una clara diferencia entre el comportamiento de los coeficientes de reflexión variando con el ángulo de incidencia para los dos escenarios mencionados, esta diferencia radica en el cambio de polaridad en el escenario Hidrocarburo mas agua(GAS),el cual no se presenta en el escenario AGUA.

3.3. GENERACION Y ANÁLISIS DE CDP GATHER SINTETICO El modelamiento sísmico permite correlacionar la información sísmica con la geología. Es así como modelos en dos dimensiones a cero offset (información en estado de apilamiento) o a offset variable (preapilado) son usados para calcular el tiempo de transito y/o las amplitudes de las reflexiones a través de varios escenarios geológicos. Los registros originales sísmicos de campo están organizados de tal forma que exhiben todas las trazas generadas por cada fuente. Durante el procesamiento las trazas sísmicas son reorganizadas en puntos comunes en profundidad(CDP). Posteriormente la información es corregida por el efecto de Normal Moveout, el cual consiste en ubicar espacialmente de manera correcta los CDP, debido a que el aumento de distancia-receptor hace que los eventos se presenten de manera hiperbólica. Después de realizar esta corrección se obtiene una sola traza por cada CDP, la cual es el resultado de la sumatoria de todas las trazas que lo conforman. Por ultimo la traza representativa de cada CDP es ubicada una al lado de otra para conformar la sección sísmica apilada. (Anexo Generación de CDP Gather) En este caso el análisis de amplitudes con respecto al offset(distancia fuente-receptor), se realiza sobre la información sísmica antes del proceso de apilamiento, para lo cual es necesario en la etapa de modelamiento la creación de un sismograma sintético a ángulos de incidencia variable comparable con la información sísmica registrada en el terreno. El sismograma sintético a ángulos de incidencia variable, equivale a un CDP Gather sintético, ya que agrupa ondas sísmicas que inciden sobre los mismos puntos del suelo. Estos CDP’s Sintéticos son comparados con la información sísmica real preapilada, definiendo similitudes y diferencias en las variaciones de amplitud, con el fin de generar conclusiones acerca del comportamiento de estas y su posible relación con fluidos o litologías particulares. En este capitulo se mostrara la generación de este CDP Gather sintético y se hará un análisis de este mismo comparándolo con el modelo de reflectividad del capitulo anterior.


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3.3.1. DATOS NECESARIOS PARA LA GENERACIÓN DE UN CDP GATHER SINTÉTICO

Un sismograma sintético resulta de convolucionar una Ondícula teórica o extractada de la sísmica, que se asemeja a la fuente de energía que los generó, con los coeficientes de reflexión obtenidos de registros de pozo de velocidad y densidad, para la generación del sismograma sintético de este proyecto fue necesario los siguientes datos: -Datos de registros de Pozo: Sónico, Densidad y gamma ray (entre otros), para calcular Vp, Vs , lo cual se realizo en los capítulos anteriores. -Zona de interés: profundidad del objetivo (Secuencia Basal-(10246-10609ft)), espesor(363ft)el cual se puede ver en la sísmica, ya que la resolución máxima es 125ft. -Tipos de fluidos presentes: Dos escenarios(gas y condensado(47°API);agua 8500ppm-Cl) -Velocidad promedio: para conversión de profundidad a tiempo; según los registros de pozo se maneja una velocidad promedio de 2000m/sg hasta 2358ft de profundidad, y en el rango de profundidades [2358-12086ft] se maneja la Vp calculada a partir del Registro sónico corregido(P-sónico*) . -Ondícula de Ricker: la frecuencia que se utiliza para esta Ondícula se extrae de la sísmica existente. -Angulo máximo de incidencia para la zona de interés en la sísmica existente: 25°, este ángulo se calculo así: -Longitud máxima del Cable= 3012m -Profundidad máxima de la zona de interés(Objetivo)=10609ft(3233.6m)

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Figura 3-20:Angulo de incidencia máximo para la sísmica existente en el pozo Guamito-1


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3.3.2. DIAGRAMA DE FLUJO PARA LA GENERACIÓN DE UN CDP GATHER SINTÉTICO

Figura 3-21:Diagrama para generación de un sismograma sintético. RC(Coeficientes de Reflexión), AI(Impedancia acústica),W(t)(Ondícula de Ricker), St(Traza sintética)Tomado de Jason “one by one” training manual.

3.3.2.1. CONVERSION DE LOS DATOS DE PROFUNDIDAD A TIEMPO

La información de velocidad del registro sónico corregido (P-sónico*) también se empleo para pasar los registros de Vp, Vs y ρ en función de profundidad a tiempo. El resultado fue una escala de tiempo irregularmente espaciada que para ser convolucionada requiere una distribución regular que concuerde con la rata de muestreo a la que es adquirida la sísmica convencional (entre 2 y 4 ms), por lo cual esta escala fue remuestreada cada 2 ms para obtener una nueva escala de tiempo regular . La velocidad utilizada para los 2358 primeros pies de profundidad fue de 2000 m/s, ya que en el registro de Vp se ve que la tendencia hacia superficie es de 2000m/s.

3.3.2.2. CALCULO DE LA ONDÍCULA Una Ondícula es una señal transitoria en el dominio del tiempo, la cual tiene una duración finita, es decir tiene un principio y un fin, y su energía esta confinada a estas dos posiciones de tiempo. La Ondícula de Ricker es una Ondícula de fase cero, es decir que es simétrica al t=0, y su pico esta en el tiempo cero. El papel de la Ondícula en la generación del sismograma sintético es el de asemejar la fuente en la sísmica. Los parámetros necesarios para la construcción de una Ondícula de Ricker son: frecuencia pico, intervalo de muestreo y longitud de tiempo; la frecuencia pico se extrae del análisis espectral de la sísmica, tal como se ve en la Figura 3-22.

Dominio de la Frecuencia


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Frecuencia pico= 20Hz Intervalo de muestreo 0.002 s (2ms) Longitud de Tiempo= 0.1s Ecuación de la Ondícula de Ricker fase cero La grafica de la Ondícula de Ricker utilizada para este ejercicio esta en la Figura 3-23.La Ondícula de Ricker completa se convolucionara con los coeficientes de Reflexión en el domino de tiempo.

Figura 3-22:Análisis Espectral de la línea sísmica GM-91-1540, El pozo Guamito-1 se encuentra en el CDP 2650.Panel Izquierdo: vista de la línea sísmica apilada entre los CDP’s[2620-2700], Panel Derecho: Grafico de amplitud(dB Power) vs Frecuencia(Hz). Ver frecuencia pico en Rojo(20Hz)

Figura 3-23: Ondícula de Ricker de 20 Hz de frecuencia pico

3.3.2.3. OBTENCION DE LOS COEFICIENTES DE REFLEXION

Los coeficientes de Reflexión se calculan a partir la aproximación de Shuey de la ecuación de Zoeppritz’s:

[ ]θ−θ∆

+θ

∆+

ρρ∆

−∆

+

ρρ∆

+∆

=θ 2222

2sentg

Vp2Vp1sen

VsVs2

Vp

Vs2Vp2Vp1

VpVp

21)(Rpp

donde: Vp= Velocidad de la onda P para la capa (i) Vs=Velocidad de la onda S para la capa (i) ρ= Densidad de la capa (i)

( )[ ] ( )[ ]2p

2p tfexptf21)t(w π−π−=


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θ =ángulo de Incidencia

En este ejercicio se tomo θ entre [0°-50°], con cambios cada 2°, a una rata de muestreo de 0.002s.

3.3.2.4. CONVOLUCIÓN El concepto de la Convolución, como es manejado en la exploración geofísica, se puede definir como el cambio de la forma de la onda como resultado del paso a través de un filtro cualquiera.(Dobrin,1988). Considere dos funciones de tiempo f(t)y g(t). La primera puede ser una señal sísmica mientras la segunda puede ser el impulso de un filtro a través del cual la señal pasa. La señal de salida del filtro, es decir el producto de la Convolución entre la dos funciones se puede expresar de la siguiente forma:

ττ−τ= ∫∞

∞−d)t(g)(f)t(h

o h(t)=f(t)*g(t) donde el símbolo * implica Convolución. La operación matemática de la Convolución entre f(t)y g(t), consiste en invertir el orden de la Ondícula g(t)y multiplicarla por la función f(t), número a número, desplazándose una muestra cada vez. En cada desplazamiento, los elementos que están alineados son multiplicados y los productos resultantes son sumados.

3.3.2.5. TRAZAS SINTÉTICAS Las trazas sintéticas(t) son el resultado convolucionar los coeficientes de Reflexión RC(t) con la Ondícula de Ricker w(t): S(t)= RC(t)*w(t) El resultado es una traza sísmica para un ángulo de incidencia definido, en este ejercicio, el número de trazas total son 31, desde [0°-50°] variando cada 2° y utilizando los ángulos múltiplos de 5°.

3.3.2.6. APILAMIENTO El apilamiento consiste en promediar las trazas sintéticas, para obtener una sola traza, en la sísmica correspondería a un CDP en el cual existe una relación señal-ruido más alta que las trazas de un CDP Gather. Para este ejercicio, se apilo hasta la traza del ángulo de incidencia igual a 25°, ya que la idea es comparar este CDP Gather con la sísmica existente, y el máximo ángulo de incidencia para esta sísmica es de 25°. Sin embargo cabe recordar que el análisis AVO se realiza en sísmica preapilada, pero el primer paso es detectar posibles zonas donde podría existir anomalías, a partir de un sondeo general de la sísmica, y la manera mas rápida es observar la sísmica ya apilada , y después realizar el análisis en los datos preapilados.


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Figura 3-24: Registro de resistividad a la izquierda (azul), registro P-sónico* (Azul) y Dt corregido(rojo), registro Vp(Rojo-GAS y Azul-AGUA), Vs(Verde-GAS y Azul-AGUA) y densidad. Este registro esta en profundidad, indicando a los 6886ft un Reventón de Gas; evidenciado en el alto Dt y Vs, bajo Vp y Densidad. El registro sónico se corrigió en dos partes debido al grado de consolidación que presentan estas formaciones, siendo la parte superior menos consolidada que la inferior; estas dos partes se empatan en la profundidad de 5640.5 ft, por lo que este empate del registro sónico mostrara un evento especial en la traza sintética.(CR)

3.3.3. VP, VS Y DENSIDAD Según los cálculos señalados en el capitulo anterior, la velocidad de la onda P, de la onda S y la densidad, para los dos escenarios (GAS y AGUA) se muestran en la Figura 3-24, siendo él del color rojo en el registro Vp y densidad del escenario GAS y el de color azul perteneciente al escenario (AGUA), y el de Vs en escenario GAS es verde. Observe como el registro Vp muestra mayores valores en la zona de interés(Secuencia Basal) cuando este está saturado de agua, que cuando contiene cantidades apreciables de hidrocarburos(en este caso escenario GAS), lo mismo sucede para el registro de densidad, pero en el caso de Vs ocurre lo contrario, siendo la Vs en el escenario de AGUA ligeramente menor que en el escenario GAS, esto se debe a que la Vs depende de el modulo de cizalladura(µ), el cual es independiente del tipo de fluido presente en la roca, pero a su vez Vs es inversamente proporcional a la densidad, la cual es mayor en el escenario AGUA.

ZONA DE INTERES


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3.3.4. CDP GATHER SINTÉTICO EN LOS DOS ESCENARIOS El CDP Gather Sintético equivale al sismograma sintético a offset variable, ya que agrupa ondas sísmicas que inciden sobre los mismos puntos del suelo. Este CDP Gather sintético se realizo según la metodología anteriormente descrita para dos escenarios AGUA y GAS, se calcularon 25 trazas sísmicas, para un rango de ángulos de incidencia desde 0° hasta 50° variando cada 2°. Estas trazas fueron graficadas en el mismo panel resaltando la traza del ángulo de incidencia de 25°, con el fin de ver la existencia de algún efecto de AVO en el CDP Gather generado. En la Figura 3-25 se muestran los CDP’s para la zona de interés en los dos casos AGUA y GAS, en los paneles izquierdo(panel 1 y 2) se muestran los registros de GR y resistividad versus el tiempo, con los cuales se diferencian las unidades litoestratigráficas, el Panel 3 muestra el CDP Gather para diferentes ángulos de incidencia, el Panel 4 muestra las diferencias de amplitudes en todas las trazas generadas del panel 3 y el Panel 5 muestra el apilamiento de las trazas correspondientes al rango de ángulos de incidencias de [0°-25°]. En el anexo de CDP Gather sintético se muestra los registros completos, en los cuales el rango de tiempo es de 750-3390ms.


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Figura 3-25: CDP Gathers Sintéticos en la zona de interés. La superior es para el escenario AGUA en el cual se observa como las amplitudes para la interfase(S. Basal-Fm. Cienaga de oro) disminuyen de magnitud con el offset pero nunca cambia de polaridad ( negativo en esta parte), el apilamiento es hasta la traza roja(25°), la cual se asemejará a la traza del CDP 2650 de la línea GM91-1540 apilada. La inferior corresponde al escenario GAS, en el cual se observa un cambio de polaridad de amplitudes de la interfase (S. Basal-Fm. Cienaga de oro), caso contrario al escenario AGUA. Y la traza apilada en esta interfaz muestra valores más pequeños que la apilada en el escenario agua.


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3.3.4.1. GRÁFICOS Figura 3-26: Amplitud vs Angulo de incidencia para el CDP Gather sintético del pozo Guamito-1. En el tope y base de la secuencia Basal para los dos escenarios AGUA y GAS. CDP Gather sintético generado en este ejercicio.

Rpp AGUA- GAS

-0.5

-0.3

-0.1

0.1

0.3

0.5

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

Angulos de Incidencia

Rpp

RPP 1-2 Gas RPP 2-3GasRPP1-2 Agua RPP2-3Aguamax.angulo

Figura 3-27: Rpp vs Angulo de incidencia para el tope y base de la S.Basal en los escenarios HIDROCARBURO MAS AGUA (GAS) y AGUA para el modelo de reflectividad TEORICO descrito en capitulo 3.2.

Am

plitu

d


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3.3.4.2. ANÁLISIS La variación vista de los coeficientes de reflexión vs ángulo de incidencia en el modelo teórico del capitulo 3.2 indicaba la presencia de una arenisca gasifera de CLASE 1, en la cual la magnitud del coeficiente de reflexión cambiaba de polaridad para el escenario GAS, mientras que en el escenario AGUA también existía una disminución en la magnitud del coeficiente reflexión pero no existía un cambio en su polaridad. Este parámetro de comportamiento también se ve reflejado en la trazas sintéticas (coeficiente de reflexión convolucionado con la Ondícula de Ricker) generada en el CDP Gather sintético, donde la amplitud de la traza sísmica ubicada en la base de la Secuencia Basal de Porquero Inferior presenta el mayor contraste de amplitud. Este contraste es fácilmente distinguible en la Figura 3-26(Escenarios de AGUA y GAS), donde se observa el cambio de polaridad de la traza sintética (Escenario GAS) para ángulos de incidencia mayores de 25°, el cual coincide con el ángulo máxima de incidencia en el cual se puede observar la base de la Secuencia Basal con la sísmica existente. Esta grafica de cambio de polaridad de la traza sintética versus el ángulo de incidencia para los dos escenarios( AGUA y GAS), es muy parecido al grafico de Coeficientes de reflexión versus ángulo de incidencia para los mismos dos escenario pero del modelo de reflectividad planteado de manera teórica en el capitulo 3.2. Con este análisis, se puede concluir la existencia de anomalía AVO para la interfase (S. Basal-Fm Cienaga de Oro) en el escenario GAS a ángulos de incidencia mayores a los brindados por la sísmica (25°),el cual coincide con el modelo de reflectividad para un modelo de tres capas planteado en el capitulo 3.2.Esta anomalía difiere de la anomalía presentada en el escenario AGUA , ya que esta ultima no presenta cambios de polaridad. Por ultimo cabe recordar que el CDP Gather sintético presenta un evento específico para los datos de pozo, los cuales pueden ser vistos en el CDP Gather de la sísmica, este evento está asociado al reventón de gas (Kick Gas) durante la perforación a 6886 ft de profundidad.( Ver Anexo CDP Gather sintético). Según el análisis espectral de la línea sísmica GM-91-1540 donde el pozo Guamito-1 se encuentra, se dedujo que la frecuencia pico de la sísmica es de 20 Hz para la zona de interés, con esta frecuencia pico fue calculada la Ondícula de Ricker de fase cero y posteriormente se convolucionó con los coeficientes de reflexión generados a partir de la aproximación de Shuey de la Ecuación de Zoeppritz’s.


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3.4. CDP GATHER DE LA SISMICA

3.4.1. GENERALIDADES DE LA SÍSMICA Fue adquirida en el año 1991, siendo la nomenclatura utilizada por ECOPETROL para las líneas sísmicas GM91-Número de la línea. En este estudio se utilizaron la línea de Rumbo GM91-1540 y la línea de Buzamiento GM91-1000 tal como se muestra en la Figura 3-28, además los parámetros de adquisición se encuentran en la Tabla 3-2

Figura 3-28: Mapa de localización de las líneas sísmicas Los parámetros más importantes a tener en cuenta en este tipo de estudios son: el offset lejano, el fold, la frecuencia máxima, el tamaño de la carga de dinamita y la polaridad. Según los parámetros dados por la tabla, la sísmica debe tener un ángulo máximo de incidencia a la zona de interés de 25°(calculado en el capitulo anterior) lo cual limita el análisis del modelo obtenido, además el tamaño de la carga es bajo para obtener llegadas bastantes fuertes a la zona de interés (10609’). La polaridad de la sísmica es normal según la convención de polaridad estándar SEG-Society Exploration and Geophysic(datos a cero fase), donde el pico representa coeficientes de reflexión positivos.

Tabla 3-2: Parámetros de adquisición de la sísmica. En las líneas sísmicas apiladas (Anexo), se puede ver que los datos en términos generales son de buena calidad para observar las estructuras que forman la trampa del yacimiento, la cual esta influenciado por la presencia de areniscas turbiditicas asociadas a plegamientos en la zona de Falla de Pintura, la cual limita las estructuras en gran proporción.

PARAMETROS DE ADQUISICION

Numero de Trazas 240 Cubrimiento Máximo 60 Offset Cercano 37.5 Offset lejano 3012 FUENTE

Tipo de Fuente Dinamita Tamaño de Carga 450gr/pozo

INT.P.T 50m Distancia entre Disparos INT.EST 25m Arreglo 1 pozo Profundidad 10m RECEPTORES

Tipo de Geofonos GSC-200 Frecuencia Natural 10Hz Distancia entre Grupos 25m Geofonos por Grupo* 12 Distancia entre Geofonos 2.08m INSTRUMENTOS

Formato de Grabación SEG-Y Densidad de Cinta 6250BPI Longitud de Registro 6s Intervalo de muestreo 2ms Filtro de Corte Bajo No

Filtro de Corte Alto 200Hz 252 DB7oct


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3.4.2. SECUENCIA DE REPROCESAMIENTO PARA ESTUDIO AVO En el año 2002 WesternGeco de Colombia realizo para ECOPETROL el reprocesamiento de la sísmica con el objetivo de evaluar la aplicación de programas y parámetros que ayudaran a conservar los valores de las amplitudes relativas para obtener información confiable en el proceso de AVO. El Figura 3-29 muestra el diagrama de flujo para la secuencia de reprocesamiento utilizada. En términos generales los programas que mejor preservaron la forma de la amplitud en la secuencia de procesamiento en preapilado fueron el ZAP (atenuación de amplitudes anómalas)el cual es efectivo en la eliminación de picos, monofrecuencias y ruidos aislados o aleatorios, además de ayudar a preservar el cubrimiento en el subsuelo, puesto que las trazas no son eliminadas, solamente atenuadas sus amplitudes anómalas, diferente a lo que ocurre en el editado manual, donde para eliminar el ruido la traza debe ser excluida del procesamiento.

Figura 3-29: Diagrama de Flujo de la secuencia de reprocesamiento para preservar las amplitudes relativas de la sísmica. Tomado del informe de reprocesamiento de WesternGeco de Colombia. Diciembre-2002. Otro programa fue el SCD (Deconvolución consistente en superficie), el cual se define en cuatro fases:


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1-Análisis espectral consistente con la superficie(CS):para el cual se calcula el espectro de poder de sus componentes en superficie(tiro, prc y distancia fuente-receptor) con base en la información obtenida de las ventanas de tiempo seleccionadas para el análisis. 2-Descomposición del espectro CS: en el cual se descompone la traza en sus elementos convolucionados de tiro, receptor, distancia fuente-receptor y reflectividad de la tierra, y luego con el inverso del filtro recuperar la componente de reflectividad. 3-Diseño de operador CS: en este diseño del operador de fase mínima, la distancia de predicción controla el alcance al cual la deconvolución comprime la onda sísmica, siendo la deconvolución inversamente proporcional a la distancia de predicción. 4-Aplicación de la deconvolución CS: se aplican los operadores de fase mínima consistente con la superficie. Se diseño una ventana siguiendo la estructura principal del prospecto con los siguientes parametros: Distancia de Predicción:4ms(“spiking”) Longitud de Operador:160ms Ruido Blanco:0.01% Y el ultimo de los programas fue el SCAC (Compensación de amplitudes consistente con la superficie), este programa hace escalares para los “gathers” de tal forma que todos tendrán una amplitud RMS igual en el dominio del disparo, del receptor y de los planos de distancias. El escalar es necesario especialmente cuando la energía de la fuente varia a lo largo de la línea debido a que la información de los disparos más débiles se perderá cuando se apile o se sume con las trazas que tengan amplitudes más grandes. De esta forma descomponiendo las trazas, en sus componentes de CS, SCAC podrá calcular los factores que ajustaran las amplitudes de cada disparo. Al analizar las graficas de la envolvente de la amplitud para los “Supergathers” de la línea sísmica reprocesada con los ZAP, SCAC y SCD como se muestra en la Figura 3-30.Se puede ver que la desventaja de aplicar estos programas, es que algunos de ellos como el ZAP disminuyen la forma

Figura 3-30: Grafico de la envolvente de la amplitud para “supergather” de la sísmica reprocesada, mostrando el efecto de aplicar los programas ZAP,SCD y SCAC.


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de la amplitud a offsets lejanos mientras que el SCAC disminuye la forma de la amplitud a offsets cercanos. En cuanto a la calidad de la sísmica, se puede decir que esta influenciada fuertemente por efectos como el: -Ground roll: el cual tiende a enmascarar las señales de reflexión deseadas, se caracteriza por ser una energía de onda superficial de baja velocidad, baja frecuencia y alta amplitud. Y algunas veces es llamado onda pseudo-Rayleigh. -Baja Relación Señal/Ruido (Signal/Noise): sobre todo para la zona de interés debido al bajo cubrimiento(63) y a la baja carga de dinamita para llegar a esta zona. -Estáticas por refracción: especialmente en la Linea GM91-1540 debido a problemas estáticos de periodo largo, los cuales fueron resueltos por el programa EGRM-Estáticas por refracción (en el reprocesamiento)el cual estima tiempos de retardo y sus velocidades de reemplazamiento (2800m/s) siendo el plano de referencia fijo igual a 280m. -Ruido aleatorio: el cual se genero como consecuencia de haber usado carga sísmica baja.

3.4.3. CALIBRACIÓN SISMICA CON SINTETICO Los CDP´s Gathers sintéticos generados en el capitulo anterior para fluidos de agua y (gas y condensado), fueron calculados a partir de los registros del Pozo Guamito-1y la frecuencia de la Ondícula de Ricker, adquirida del análisis espectral de la línea sísmica GM91-1540. Este pozo se ubica en la Figura 3-28 sobre la línea sísmica de rumbo GM91-1540 en el CDP2650(Anexo), por lo que se puede correlacionar con esta línea sísmica real preapilada, definiendo similitudes y diferencias en las variaciones de amplitud, con el fin de generar conclusiones acerca del comportamiento de estas y su posible relación con fluidos o litologías particulares. Como primera aproximación, se calibró el CDP Gather sintético Apilado para el caso GAS con el CDP2650 de la línea sísmica apilada GM91-1540, con el objetivo de encontrar la ubicación del reflector en la zona de interés además de ver la calidad del ajuste entre estos dos. La figura 3-31 muestra la correlación entre estos dos, el cual no es exacto ya que la sísmica maneja una mayor magnitud de volumen de roca y una resolución de la sísmica menor comparada con la de los registros de pozo, esto se ve afectado directamente en la velocidad con la que se realiza el cambio de profundidad a tiempo en el sismograma sintético. El CDP Gather sintético apilado o sismograma sintético se encuentra en el panel del izquierdo de la Figura 3-31. Las letras que se observan sobre este registro corresponden a los puntos de amarre con la sísmica, los cuales se definieron por tener una forma y valor característico en su amplitud. En la correlación los puntos de amarre más concluyentes fueron el Gas kick ubicado a los 2072ms en la sísmica y 2250ms en el sismograma sintético, el cual se nombra como “g kick”; el otro punto de amarre concluyente es el Tope de la Formación Porquero Superior ubicado a los 1648ms en la sísmica y 1700ms en el sismograma sintético, este punto se nombra “f”. Al momento de validar el modelo obtenido con la sísmica, se buscó el reflector ubicado a los 2800ms en la sísmica, denotado con la letra “m” ya que este es el que se correlaciona con el sismograma sintético.


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Figura 3-31: Correlación entre el CDP Gather sintético apilado del Caso GAS (Izquierda) con la traza sísmica del CDP2650 de la línea sísmica apilada GM91-1540.


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Dentro de la metodología implementada para realizar el análisis de AVO, en este capitulo se muestra la fase de interpretación, donde se valida el modelo obtenido en los anteriores capítulos con la símica existente. Hasta ahora se obtuvo la ubicación de la zona de interés en la sísmica para los dos casos tal como se muestra en el anexo de las líneas sísmicas apiladas. En el capitulo anterior se llego a la conclusión de que cuando la zona de interés estaba saturada de agua a salinidad constante, la amplitud de este en un CDP Gather apilado hasta 25° es mayor que cuando la zona de interés esta saturada de GAS y Condensado . Esto se ve evidenciado en las líneas sísmicas apiladas donde la zona aledaña al pozo presenta amplitudes negativas leves para el tope de la Formación Cienaga de Oro en comparación con el mismo reflector en zonas donde no se ha probado la existencia de hidrocarburos (zonas saturadas con agua) las cuales presentan amplitudes negativas más fuertes. Conociendo la ubicación de la zona de interés en el caso GAS (2800ms), se generó un CDP Gather en la línea sísmica GM91-1540 con la ayuda del software de procesamiento ProMAX.

3.4.4. CDP GATHER DE LA SISMICA En la Figura 3-32 se observa el CDP Gather 2650, donde se encuentra el pozo Guamito-1, la generación de un CDP Gather se puede consultar en el anexo. En este CDP Gather se observa que el máximo ángulo de incidencia es 25° para observar la zona de interés, tal como se había calculado en el capitulo anterior, por lo que el modelo obtenido tan solo se pudo validar hasta este ángulo de incidencia.

0° 10° 15°

25°

CDP Gather 2650 (Pozo Guamito-1)

Maximo ángulo de incidencia

?Zona de Interes

Offset

tiem

po (

ms)

Figura 3-32:CDP Gather 2650 de la línea sísmica GM91-1540. En el eje X se encuentra el offset en metros y en el eje Y el tiempo doble (ms), también se encuentra separados por ángulos de incidencia y la zona de interés está en el tiempo 2800ms.


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En esta figura se observa que la zona de interés ubicada a los 2800 ms no presenta continuidad , por lo que el análisis en este tipo de grafico es difícil de realizar .Esta no continuidad se asocia a la baja relación S/N y al gran ground roll de está sísmica, por lo que se procede a separar este CDP Gather en tres rangos de ángulos de incidencia: Ángulos de Incidencia cercanos(near)= 0°-10° Ángulos de Incidencia intermedios= 8°-18° Ángulos de Incidencia lejanos(far)= 15°-25° Y posteriormente apilarlos con el fin de generar “Stacks” por rangos de ángulos de incidencia y observar sobre ellos las variaciones de amplitud con respecto al offset.

3.4.5. “ANGLE STACKS” APILADOS POR RANGOS DE ANGULOS DE INCIDENCIA

Según el modelo obtenido CDP Gather sintético en el caso de GAS, la amplitud del reflector del tope de la Formación Cienaga de Oro ó Base de la secuencia Basal de Porquero Inferior, es negativo y disminuye en su magnitud a medida que el offset aumenta, llegando a cambiar de polaridad a ángulos de incidencia mayores de 25°, pero en estas líneas sísmicas solo se tiene hasta 25° de ángulo de incidencia. En la Figura 3-33 y Figura 3-34 se observa los CDP’s apilados por los rangos de ángulos de incidencia anteriormente mencionados. Estos CDP’s se ubican donde el pozo Guamito-1 se encuentra (CDP2650 en la línea sísmica GM91-1540 y CDP2700 en la línea sísmica GM91-1000), por lo que estos gráficos se correlacionan con el modelo planteado para el caso GAS.

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Figura 3-33: La flecha muestra el CDP2650 de la línea GM91-1540 apilado por rangos de ángulos de incidencia en la zona de interés esta en amarillo. Ventana de 400ms.


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Figura 3-34: La flecha roja indica el CDP 2700 de la línea GM91-1000 apilado por rangos de ángulos de incidencia en la zona de interés. Ventana de 400ms. En estas graficas se observa que la amplitud del reflector de la zona de interés (recuadro ó línea amarilla ) en el CDP apilado disminuye en magnitud hasta llegar al último rango, y el mayor contraste se presenta en el rango de ángulos lejanos con respecto a los cercanos, siendo los de mayor amplitud negativa los primeros. Pero no se podrá ver el cambio de polaridad reflejado en el modelamiento debido a que este cambio se presenta a ángulos de incidencia mayores de 25°, lo cual no se puede ver con esta sísmica porque le falta offset. Para realizar la convalidación del modelo en el caso AGUA se genero apilados por rangos de ángulos de incidencia en los CDP’s 2420-2450 de la línea sísmica GM91-1540, los cuales son bastante continuos y se presentan como un fuerte reflector negativo (anexo). Estos CDP’s apilados se observan en la Figura 3-35 donde se observa el gran contraste entre los apilados de ángulos cercanos y los de ángulos lejanos, observe como los últimos presentan una menor tonalidad de azul que los primeros.


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Figura 3-35: CDP’s en la zona de AGUA de la línea sísmica GM91-1540 apilados para rangos de ángulos lejanos y cercanos

4. ANALISIS DE RESULTADOS Como se menciono en el capitulo 2.3 en Definiciones la zona de Interés para este estudio es la Secuencia Basal de la Formación Porquero Inferior (espesor aproximado de 400 ft) debido a que la resolución máxima de la sísmica del área es de aproximadamente 125 ft (asumiendo una frecuencia de 20 Hz y una velocidad de 2000m/s). El modelamiento para el análisis AVO se llevó a cabo bajo dos escenarios de fluidos presentes en esta zona de interés. Para llevar a cabo este modelamiento, el primer paso fue la edición de registros, en el cual se observó que la calidad de los registros en términos generales es buena, sin embargo el registro sónico presentaba algunos problemas como el cycle skipping, washout y ∆tshale>110µsg, lo cual indica que las formaciones se están comportando como inconsolidadas. La corrección del registro sónico se llevó a cabo siguiendo la metodología de Burch(2002), en la cual se correlaciona los registros de conductividad (1/resistividad) vs Sónico, para obtener un nuevo registro sónico corregido. Con este registro corregido se modeló el CDP Gather Sintético para el escenario en el que la zona de interés está saturada con agua y siguiendo el diagrama de la Figura 3-13en cual se estiman los parámetros para calcular los coeficientes de reflexión, se obtuvo los registros Vs, Vp y ρ para cada uno de los escenarios. Los coeficientes de reflexión fueron calculados a partir de la aproximación de la ecuación de Zoeppritz’s (Shuey 1985), los cuales fueron finalmente convolucionados con la Ondícula de Ricker (frecuencia extraída de la sísmica), para obtener los CDP´s Gathers sintéticos para los dos escenarios. Según el modelo de reflectividad para dos capas Figura 3.27, se concluyó que la arenisca gasifera de la zona de interés es de CLASE I(Clasificación Rutherford & Williams(1989)), la cual se comporta como consolidada , y sus amplitudes son bajas decreciendo con el ángulo de incidencia, llegando a cambiar de polaridad a ángulos de incidencia mayores de 25°. Este modelo de reflectividad fue validado por los CDP´s Gather sintéticos generados en MATLAB, donde el mayor contraste se ubica en el tope de la Formación Cienaga de Oro, ya que las


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impedancias acústicas entre la secuencia Basal y la Formación Cienaga de Oro difieren más que las comprendidas entre la S. Basal y la S. Intermedia. El patrón de variación de la amplitud con el offset es diferente para los dos escenarios , siendo el del escenario GAS el que presenta un decrecimiento y cambio de polaridad en la amplitud a ángulos de incidencia mayores de 25°, mientras que el del escenario AGUA con una mayor amplitud y decrecimiento con el offset, no presenta cambios de polaridad a ningún ángulo de incidencia. La sísmica analizada en este estudio fue adquirida con unos parámetros tales que el máximo ángulo de incidencia con el que se puede ver la zona de interés es de 25°. Esto limita la validación del modelo, el cual presenta su patrón más concluyente para definir la existencia de gas o agua saturando la roca a ángulos de incidencia mayores a este. Esta sísmica fue reprocesada por WesternGeco de Colombia(2002) para ECOPETROL con el objetivo de mejorar la calidad sísmica a la zona de interés preservando las amplitudes relativas , para lo cual se utilizó programas de atenuación de amplitudes anómalas (ZAP), (SCD)Deconvolución consistente en superficie y (SCAC) Compensación de amplitudes consistente con la superficie, pero la desventaja de estos programas es que algunos de ellos como el ZAP disminuyen la forma de la amplitud a offsets lejanos mientras que el SCAC los disminuye a offsets cercanos. A pesar de este reprocesamiento, al momento de analizar los CDP Gather de la sísmica no se observó continuidad en el evento de interés, lo cual se debe posiblemente a problemas en la sísmica como el Ground roll, baja relación S/N, ruido aleatorio y baja carga de dinamita, lo cual unido al bajo ángulo de incidencia limitan la validación del modelo obtenido en este estudio. El modelo de AVO representado en los CDP Gather sintéticos fue primero correlacionado con la sísmica, siendo los puntos de amarre más concluyentes entre el CDP Gather sintético apilado hasta 25° (Sismograma sintético) y el CDP2650 de la línea sísmica apilada GM91-1540, el “Gas Kick”(2072ms en la línea sísmica) y el tope de la Formación Porquero Superior(1648 ms en la sísmica). Se analizaron los CDP´s Gathers de la sísmica apilados en tres rangos de ángulos de incidencia [0-10],[8-18] y [15-25], tanto para la zona en la que la zona de interés esta saturada con GAS (aledaño al pozo Guamito-1) como para la zona en la que esta saturada con AGUA (Anexo Líneas sísmicas apiladas). De este análisis se concluyó que en la zona de AGUA, la amplitud es mucho más fuerte que en la zona de GAS y en ambos la amplitud disminuye con el offset, observándose el mayor contraste entre los rangos de ángulos de incidencia lejanos y los cercanos.


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5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Las principales conclusiones de este trabajo son: Según el modelamiento realizado con los registros del Pozo Guamito-1 para escenarios de gas y agua en la roca reservorio se concluyó que la Base de la secuencia Basal de la Formación Porquero Inferior presenta un mayor coeficiente de reflexión(contraste) comparada con el tope de la misma, siendo la anomalía AVO en la arenisca gasifera de la Secuencia Basal clasificada como CLASE 1, donde la amplitud decrece con el offset llegando inclusive a cambiar de polaridad a ángulos mayores de los 25° de ángulo de incidencia, mientras que cuando la Secuencia Basal se encuentra saturada con agua exhibe un decrecimiento continuo de la amplitud con el aumento del offset (ángulo de incidencia), siendo esta amplitud más grande que la de la arenisca gasifera, y sin presentar cambio en su polaridad. El potencial de la sísmica para validar el modelamiento de AVO está limitado por el bajo offset que presenta esta sísmica, ya que el máximo ángulo de incidencia a la zona de interés es muy bajo (25°) para observar el cambio de polaridad en la amplitud del caso GAS. Entre otros limitantes que se tiene de la sísmica es que es 2D, no ha sido migrada prestack, presenta fuerte groundroll y baja relación señal/Ruido. Los CDP’s Gathers sintéticos apilados hasta el máximo ángulo de incidencia para la zona de interés (25°) muestran que la amplitud generada por la arenisca gasifera es mas débil que la generada para la arenisca saturada con agua. Esta conclusión es observada en la información sísmica y es importante para la detección de posibles anomalías AVO en las actuales líneas sísmicas apiladas. Conclusiones secundarias: Para que la interpretación entre el modelo obtenido y la sísmica se valide, es necesario editar los registros de pozo antes de realizar el modelamiento. La ausencia del registro Vs en el área de estudio, hizo necesario modelar este siguiendo los métodos publicados, por lo tanto fue necesario corregir el registro Vp y densidad y calcular el registro Vshale y de porosidad, con los cuales se calculo el registro Vs usando la relación empírica de Greenberg- Castagna(1992).


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Recomendaciones: En el área de estudio existen claros indicios de presentarse facies sísmicas que eventualmente pueden constituir trampas estratigráficas o combinadas para esta zona, pero para concretar un prospecto perforable y disminuir el riesgo en su exploración, se requiere una evaluación estratigráfica con sísmica de alta resolución y el aprovechamiento de modelo como el obtenido en este trabajo para análisis AVO , en el cual se asumiría que la roca reservorio es la Formación Porquero Inferior (Secuencia Basal). Para ello es necesario contar con una malla sísmica más densa (mayor fold,) que mejore la relación S/N, mayor carga para llegar a medidas de amplitudes confiables en la zona de interés y una distancia fuente-receptor mayores 6000m ó 45° de ángulo de incidencia, información con la cual se podría obtener confiabilidad al momento de realizar análisis de AVO. Se recomienda aplicar los resultados obtenidos en estado de apilamiento a la totalidad de la sísmica existente en el área con el objeto de delimitar la zona a la cual se sugiere adquirir una sísmica de alta resolución.


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6. REFERENCIAS ACEVEDO,H. Inversion of 3D seismic data over the Puerto Colon oil field in Colombia, for elastic impedance and reservoir rock quality. 2002.Thesis Master of Sciences in Geophysics. Michigan Technological University. Pag 11-19. ACEVEDO,H. Synthetic CDP Gather using well information. Time series Analysis using MATLAB.Project Report.Michigan Technological University. 2001.En publicación.20 pag. AUSBURN,B. Well Log Editing in support of detailed Seismic Studies. SPWLA Eighteenth annual Logging Symposium. 1977.Pag 45-79 ASQUITH,G & GIBSON. Basic Well Log Analysis for Geologist. AAPG No.3.1982.Pag 96-103 BROWN, A.R. Interpretation of three-domensional seismic data.Memoir 42 AAPG. 1996.Pag 233-280. BURCH,D. Seismic to Well ties with problematic sonic Logs. Revista EXPLORER. Feb y Marzo. 2002.Pag 1-4 CAMARGO, G & HERNANDEZ, D.. Desarrollo de una metodología para la interpretación de información sísmica con base en análisis de amplitud vs distancia(AVO), Cuenca del Putumayo, Colombia. Bogotá. 1999.Trabajo de Grado (Geólogos). Universidad Nacional de Colombia. Facultad de Ciencias. Departamento de Geociencias.Pag 68-85. CASTAGNA J. P.. AVO Análisis – Tutorial and Review. in Castagna J. P. and Backus M. M., Offset Dependent Reflectivity. Soc. Explo. Geophysc No 8. 1993. Pag 3-36. CASTAGNA. J,. Backus.M.. Offset-dependent reflectivity- Theory and practice of AVO Analysis. Soc. Explo. Geophysc. No 8. 1993. pag 135-174 CASTAGNA,J.. DHI interpretation and Risk analisis. ECOPETROL. 2004,67 pag. Cepsa, Informe final de prospectividad - Contratos Guamito, Mangle, Macondo y Mochuelo. Valle inferior del Magdalenaa- Colombia, Volumen I y II. 2002.. 180 pag. Chevron. Contratos de Asociación Canalete y Peña Alta cuenca del Valle Inferior del Magdalena. Inf tecnico anual. ECOPETROL. 2002. . 28 pag. DOBRIN, M. Introduction to Geophysical prospecting.Cuarta Edicion. McGraw Hill Book Company. 1988.Pag 65-70 ECOPETROL. Prospecto La Pinta. Cuenca Valle Inferior del Magdalena. Informe interno de ECOPETROL. 1994. 40 pag. ECOPETROL. Plan exploratorio Bloque Guamito. Cuenca Valle Inferior del Magdalena. Informe interno de ECOPETROL. 1995. 142 pag.


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ANEXO1. ECUACION DE ZOEPPRITZ’S Existen dos tipos fundamentales de ondas sísmicas: ondas internas o de volumen (body waves) y ondas de superficie (surface waves). Siendo las ondas P, las más estudiadas en la industria del petróleo, en estas el movimiento de las partículas es paralelo a la dirección del viaje de la onda.(Sheriff,1992) La velocidad de las ondas P (Vp) ondas internas compresivas, que involucran deformación compresiva, para un material elástico homogéneo e isotrópico, viene dada por:

k = modulo bulk (incompresibilidad) µ = modulo de cizalladura (rigidez) λ = coeficiente Lamés = k-2µ/3 El movimiento de las partículas en las ondas S ((ondas de corte), que involucran deformación de cizalla pura), es perpendicular a la dirección del viaje de la onda, y la velocidad de las ondas S (Vs) viene dado por la ecuación:

En una incidencia normal la reflexión de las Ondas P se muestra en la Figura adjunta (a), siendo el coeficiente de reflexión (Rpo) la expresión:

12

12PIPIPIPI

Rpo+−

=

donde PI1 es la impedancia acústica en el medio incidente y PI2 para el medio de la capa inferior, la impedancia acústica es PI=ρVp donde ρ es densidad de la capa y Vp es la velocidad de la onda P. La impedancia de cizalladura (SI) esta dada por SI = ρVs. Para una incidencia con un ángulo de incidencia diferente de cero, la situación es mas complicada (Figura adjunta (b)). La incidencia de ondas P generan reflexiones y refracciones de ondas P y S. En este caso el coeficiente de Reflexión depende del ángulo de incidencia y de las propiedades de las dos capas.

Vp1, Vs1, ρ1

Vp2, Vs2, ρ2

θ0

θ2 φ2 P-

wave

S-wave

Incidente P-wave

S-wave

P-wave

transmitida

Reflejada

φ1

Reflexión y transmisión , y S-waves desde la incidencia de las P-wave, en a) incidencia normal y b) ángulo de incidencia y la ley de Snell .Tomado de Acevedo(2002)

Vp2, ρ2

Vp1, ρ1

a) b)

θ1

Snell Law: 21

1

2

2

1

1

1

0 2VsSin

VsSin

VpSin

VpSin

VpSin φφθθθ

====

2/12/1342

+=

+=

ρµ

ρµλ kVp

2/1

=

ρµVs


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La relación de estas dos velocidades Vp/Vs es llamada coeficiente de Poisson’s(σ),y es expresado como : σ = (0.5 – (Vs/Vp)²) /( 1 – (Vs/Vp)²)

Figura de la relación de Poisson´s. Modificado de Castagna “DHI Work Process to Risk Seismic Amplitude Prospects” Valores típicos para la relación de Poisson's : 0.30 to 0.40 para shale 0.20 to 0.30 para areniscas 0.15 to 0.20 para areniscas gasíferas Este coeficiente de Poissons’s puede ser usado en la ecuación de Zoeppritz’s. La cual sirve para calcular el coeficiente reflexión (con variaciones del ángulo de incidencia), pero está formula es muy engorrosa por lo que algunos autores han llegado a algunas aproximaciones.

Hilterman, 2001 SEG

Relacion de Poisson’s


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Aki and Richards (1980), Shuey (1985), Hilterman (1989), Castagna (1993) y otros han llegado a aproximaciones de la ecuación de Zoeppritz’s, las cuales se resumen así: Shuey (2 term) RC(θ)=A + B sin²θ Shuey (3 term) RC(θ)=A + B sin²θ + C (sin²θ tan²θ) Verm & Hilterman RC(θ)=NIpcos²θ + PR sin²θ Bortfeld RC(θ)=BO+ B1 tan²θ + B2 (sin²θ tan²θ) Smith & Gidlow RC(θ)=A/cos²θ + B sin²θ6 La ecuación utilizada en este estudio fue la aproximación de Shuey(1985)

)(tan)(sinC)(sinBA)(Rpp 222 θθ+θ+=θ

[ ]θ−θ∆

+θ

∆+

ρρ∆

−∆

+

ρρ∆

+∆

=θ 2222

2sentg

Vp2Vp1sen

VsVs2

VpVs2

Vp2Vp1

VpVp

21)(Rpp

Donde: θ = ángulo de incidencia; A es igual a la reflexión de la incidencia normal (Rpo); B (o AVO gradiente) describe la variación a ángulos intermedios de incidencia; y C domina el ángulo critico. La ecuación de Zoeppritz’s dice que la reflectividad a pequeños ángulos de incidencia esta mucho más influenciado por Vp y PI, mientras que Vs empieza a ser más importante a ángulos de incidencia más lejanos. El tercer coeficiente de Shuey´s(C) debe ser requerido para separar el contraste de velocidad y densidad (Castagna 1993). 6 Tomado del curso de Castagna “DHI Work Process to Risk Seismic Amplitude Prospects”


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ANEXO 2. CLASIFICACION DE COEFICIENTES DE REFLEXION DE ARENISCAS GASIFERAS Rutherford & Williams(1989) y Castagna(1997) CLASE 1: Arenisca de alta impedancia El coeficiente de Reflexión para estas areniscas es positivo a incidencia normal e inicialmente disminuye su magnitud con respecto al offset. La velocidad interválica usualmente es mayor a 12000’/s. La magnitud de la reflectividad inicialmente disminuye con respecto al offset, pero puede cambiar de polaridad si hay suficiente distancia fuente receptor. CLASE 2: Arenisca cuyo contraste de impedancia es cercano a cero. Los gradientes de esta clase presentan valores altos pero inferiores a los de la clase 1. Los cambios de polaridad pueden ocurrir si el valor de intercepto es positivo, sin embargo estos no son fácilmente detectables ya que ocurren a una distancia fuente receptor corta, donde la relacion señal-ruido es baja. CLASE 3: Arenisca de baja impedancia. Las areniscas de esta clase presentan anomalías de amplitud en los datos sísmicos apilados, además de tener valores de reflectividad altos para cualquier distancia fuente-receptor. En algunos casos, los cambios de amplitud son tan pequeños que nos son fácilmente detectables, debido al efecto causado por capas delgadas cuyas reflexiones se unen con la distancia fuente-receptor (tunning), además, a la atenuación y la relación señal-ruido disminuye con el aumento en la distancia fuente receptor, ocultando las verdaderas reflectividades. CLASE 4: Arenisca de baja impedancia y gradiente positivo. Definida por Castagna(1997). Son areniscas de baja impedancia, cuyos coeficientes de reflexión disminuyen con el aumento en la distancia fuente-receptor, esto puede ocurrir cuando la velocidad de ondas S en la arenisca gasifera es menor que en el shale encajante. Comúnmente se presenta esta clase de areniscas cuando se encuentran suprayacidas por unidades de alta velocidad, tipo shales duros(silicios o calcáreos), arcillolitas, areniscas fuertemente cementadas o carbonatos.(Hernandez &Camargo) La siguiente figura muestra la variación de los coeficientes de Reflexión con la profundidad, ubicando las tres clases de areniscas gasíferas definidas por Rutherford & Williams(1989). Observe que la arenisca gasifera Clase 1, corresponde a la mas profunda, más afectada por el enterramiento.

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Coeficientes de reflexión de Ondas P para una interfase shale-arenisca gasifera (Modificado Rhuterford & Williams (1989), Castagna(1997)


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Rc vs Profundidad Secuencia arenisca/shale

Hilterman, Liang & Verm, The Leading Edge, 1998

5000 ft

10,000 ft

-0.4

Bright Spot (AVO Clase 3 Arenisca gasifera)

Polaridad Inversa (AVO Clase 2)

Dim Spot (AVO Clase 1)

AreniscaGasifera limpia

Arenisca saturada con agua

0.4 0.0

Gas Sand Range

RC vs Profundidad para las clases de Areniscas gasíferas. Modificado de Castagna “DHI Work Process to Risk Seismic Amplitude Prospects”


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ANEXO 3. GENERACION DE CDP GATHER Los registros originales de campo están organizados de tal forma que muestran todas las trazas generadas por cada fuente(S) registradas en cada uno de los geofonos (En la Parte A de la figura adjunta se muestra la geometría de adquisición y un registro de campo donde aparecen todas las trazas generadas por una misma fuente S). Durante el procesamiento las trazas sísmicas son reorganizadas en puntos comunes en profundidad (CDP)-Parte B de la Figura adjunta donde se muestra la representación grafica del diseño de un punto común en profundidad, el CDP es R6 y el grafico es un CDP Gather, cada traza corresponde a un par fuente-receptor diferente. Posteriormente la información es corregida por el efecto de Normal Moveout- Parte C de la Figura, el cual consiste en ubicar espacialmente de manera correcta los CDP, debido a que el aumento de distancia-fuente-receptor hace que los eventos se presenten de manera hiperbólica. Después de realizar esta corrección se obtiene una sola traza por cada CDP, la cual es el resultado de la sumatoria de todas las trazas que lo conforman. Por ultimo, la traza representativa de cada CDP es ubicada una al lado de otra para conformar la sección sísmica apilada.

R6=CDP

S

A

B

C

Common Midpoint

CDP Gather

S=fuente

R6=CDP

Corrección Normal Moveout

Modificado del curso “DHI Work Process to Risk Seismic Amplitude Prospects”


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ANEXO10. RESUMEN EJECUTIVO


CLAUDIA JOHANA DUEÑAS VELEZ Director: Egon Castro Arévalo, Codirector: Horacio Acevedo Prada

Trabajo Dirigido de Grado. Ingeniería Geológica. Universidad Nacional de Colombia. Facultad Nacional de Minas

Medellín,2005 RESUMEN: El propósito de este trabajo es determinar la potencia de presencia de anomalías de amplitudes con respecto al offset y/o al ángulo de incidencia (AVO-AVA) en las líneas sísmicas GM91-1540 y GM91-1000, para la Secuencia Basal de la Formación Porquero Inferior en las zonas aledañas al pozo Guamito-1 del Bloque Guamito del VIM, donde se probo la existencia de gas, condensado y agua. El patrón de anomalías generadas por presencia de gas y agua dentro de la roca reservorio a partir del modelamiento de CDP’s Gather sintéticos generados con registros de pozo editados en MATLAB, fue parcialmente validado con la sísmica, ya que su máximo ángulo de incidencia a la roca reservorio es de 25°, el cual es muy pequeño para observar el cambio de polaridad en la amplitud para el caso GAS, por lo que se recomienda la adquisición de sísmica de alta resolución con mayor longitud de cable. PALABRAS CLAVES: AVO, Gas, CDP Gather, ángulo de incidencia máximo. ABSTRACT: The purpose of this study is to determined the potential of existence of amplitude variation with offset and/or angle of incidence (AVO-AVA) in the seismic lines GM91-1540 and GM91-1000, in the reservoir rock of Guamito-1 well in the Guamito Block-VIM, which gas and condensated was proved. The anomalies patterns generate from gas and brine into the reservoir rock was defined with the model of synthetic CDP gather, which was generated from edited well logs in MATLAB and was partially validated with the seismic lines due to low angle incidence at the reservoir depth. The acquisition high resolution seismic with a longer cable is suggested to define conclusive parameters for making AVO studies. KEY WORDS: AVO,Gas,CDP Gather, maximum angle of incidence. INTRODUCCION: El Bloque Guamito en el VIM presenta yacimientos de Gas y condensado asociados a trampas estratigráficas y estructurales, siendo la roca Reservorio la secuencia Basal de la Formación Porquero para las zonas aledañas al pozo Guamito-1, la cual se define como zona de interés para este trabajo. La teoría que acompaña la exploración de gas en rocas clásticas mediante el uso del análisis de AVO-AVA se fundamenta en que el gas contenido en el espacio poroso de una roca

atenúa la velocidad de las Ondas P mientras que las ondas S mantienen su velocidad casi constante, aun bajo una alta saturación de gas. El cambio anómalo en la relación de velocidades produce una respuesta característica en el comportamiento de los valores de amplitud con respecto al offset, permitiendo en ocasiones identificar interfases shale/arenisca gasifera o shale/arenisca acuífera si se dispone de información sísmica de buena calidad así como de suficiente información geológica y de pozo en el área de estudio. Este análisis AVO fue implementado en el Bloque Guamito con


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el fin de detectar el potencial de la presencia de anomalías de amplitudes en las líneas sísmicas GM91-1540 y GM91-1000 para la zona de interés causados por la presencia de Gas y agua. La metodología aplicada fue la de modelar con registros de pozo editados y corregidos CDP´s Gather sintéticos para dos escenarios en los que la roca reservorio este saturada de dos tipos de fluidos (Agua con salinidad constante y GAS), con el fin de detectar la ubicación, la clase de arenisca gasifera en la anomalía AVO y el rango de ángulos de incidencia en el que se presenta esta anomalía en las líneas sísmicas mencionadas anteriormente. Posteriormente estos CDP’s Gather sintéticos fueron validados con las líneas sísmicas previamente reprocesadas en las que se preservaron las amplitudes relativas. Este trabajo fue realizado con la información y apoyo logístico de ECOPETROL. S.A, empresa a la cual se le agradece por su colaboración prestada. GENERALIDADES El AVO significa amplitud de la traza sísmica versus offset (distancia horizontal entre el Shot point-Fuente (punto de disparo) y el geófono), pero se expresa mejor como amplitud versus ángulo de incidencia (AVA).Por eso en muchos casos se utilizará AVA en vez de AVO. El AVO tiene otros significados tales como: -Amplitud vs Offset -Amplitud variando con el offset -Offset dependiente de la reflectividad -AVA (Amplitude variation with angle) Es el mas apropiado matemáticamente y mas utilizado en la industria del petróleo. El pozo Guamito-1 ubicado en la subcuenca de Plato, en la cuenca del Valle Inferior del Magdalena (municipio de El Difícil-Departamento Magdalena) fue perforado en el año de 1979, luego fue reacondicionado,

probado y abandonado por taponamiento en el año 1984. Ya que el Pozo Guamito-1 presenta gas y condensado en cantidades apreciables, con el análisis AVA para este pozo (utilizando registros de pozo), se puede saber si en la sísmica existente es posible observar anomalías de amplitudes en el sector aledaño al pozo para luego ser correlacionada con el resto de información sísmica del área. Con este tipo de ejercicio podrían ser detectadas nuevas reservas de gas y condensado. ESTRATIGRAFÍA El desarrollo de la subcuenca de Plato esta marcada por la Depositación de un gran espesor de sedimentos que rellenaron la cuenca Pre-Oligocenica colmatada por sedimentos equivalentes a la Formación Ciénaga de Oro, con facies deltaicas hacia el sector oriental del Bloque Guamito. Entre el Oligoceno tardío-Mioceno temprano a medio, se inicia un importante evento transgresivo asociado con actividad tectónica y fuerte subsidencia , generando gran cantidad de sedimentos, algunos de los cuales corresponden a depósitos turbidíticos, este evento corresponde litoestratigraficamente a la Formación Porquero. La Depositación culmina con los sedimentos regresivos del mioceno superior- Plioceno equivalente litoestratigraficamente a la Formación Turbará. En el Bloque Guamito se distinguen las siguientes unidades: Basamento: Rocas ígneas-metamórficas Pre-Terciario. Formación Cienaga de Oro: Secuencia de areniscas cuarzofeldespaticas intercaladas con paquetes arcillosos. Hacia la parte superior niveles importantes de calizas. En contacto erosional la suprayace la Formación Porquero. Oligoceno tardio-Mioceno temprano. Formación Porquero: Arcillolitas y lutitas con intercalaciones de limolitas, areniscas y areniscas conglomeraticas. En contacto


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discordante con la Formación que la suprayace Formación Turbará. Unidad Porquero Inferior: Niveles arenosos con paquetes arcillosos y lutitas.

Secuencia Basal: areniscas con intercalaciones de arcillolitas y lutitas. Las areniscas son cuarzo feldespáticas, con fragmentos líticos, grano medio a grueso a conglomeraticos. Localmente conglomerado polimictico con matriz arenosa. Secuencia intermedia: Arcillolitas con delgados niveles de arenisca Secuencia Superior: Lutitas,

arcillolitas y niveles de arenisca Unidad Porquero Superior: Arcillolita con intercalación de Areniscas, lutitas y esporádicos niveles calcáreos. Mioceno inferior a medio. Formación Turbará: Capas gruesas de arenisca , intercalada con capas delgadas de arcillolitas, limolitas y delgados niveles de carbón. Mioceno tardío-Plioceno temprano. ROCAS GENERADORAS: Lutitas y arcillolitas de la Formación Porquero y Cienaga de Oro. ROCAS ALMACENADORAS: Areniscas turbiditicas de la Formación Porquero. SELLO LATERAL Y VERTICAL: Secuencias de arcillolitas y lutitas de la Formación Porquero. TIPO DE TRAMPA La Formación Ciénaga de Oro (Oligoceno Tardío-Mioceno Temprano), sobre la cual se deposito la “secuencia basal” de la Formación Porquero (Mioceno Temprano-Mioceno medio), es la unidad afectada por una serie de fallas normales con vergencia hacia el norte, generando bloques que controlaron la sedimentación y dieron lugar a las trampas

combinadas en el bloque. En el área el pozo Guamito-1 probó la trampa generada en el respectivo alto estructural, con un cierre máximo de 1000 acres al contorno de 10600 pies. METODOLOGIA Este proyecto esta orientado a determinar la existencia de anomalía AVO en la sísmica (Líneas GM-91-1540 y GM-91-1000) localizada en el Bloque Guamito- Cuenca del Valle inferior del Magdalena, a partir del modelamiento de un CDP Gathers sintéticos para diferentes fluidos con base a los registros del Pozo (Guamito-1) e informes geológicos. La metodología llevada a cabo para este análisis se muestra en la Figura 1. FASE DE MODELAMIENTO: Debido a que la velocidad de la Onda P juega un papel importante para la Generación del Sismograma Sintético CDP Gather, fue necesario corregir el registro P-sónico para poderlo utilizar posteriormente. Esta corrección se llevo a cabo siguiendo el método descrito por Burch(2002). La idea de corregir este registro sónico es la de mejorar la calidad de los datos que están influenciados por las sobrepresiones de las arcillas, grandes cantidades de Volumen de arcilla y zonas de washed out en general. Pero además de esto es generar una velocidad de onda P para un escenario en la que la zona de interés esta completamente saturado de agua con salinidad constante, para después compararla con la velocidad de Onda P para el escenario en el que la zona de interés tiene acumulaciones de hidrocarburos (condensado y sónico original pero solo en la zona de interés gas), la cual es calculada a partir del registro.

.

Pres

enci

a de

Gas


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Figura 1: Diagrama de flujo implementado en este trabajo. En el modelamiento se diseño un modelo geológico para observar como deberían variar los coeficientes de Reflexión (Rpp) con el ángulo de incidencia, para un modelo de tres capas, donde el objetivo principal es la “zona

de interés” el cual es la Secuencia Basal de la Formación Porquero Inferior. Estos coeficientes de Reflexión (Rpp(Θ)) se calcularon con la aproximación de Shuey(1985) para la ecuación de Zoeppritz(1919).

MODELAMIENTO

PROCESAMIENTO

Edición e Interpretación de Registros Eléctricos del Pozo Guamito-1

Corrección Sónico para escenario GAS y AGUA

Calculo de Vp, Vs y Densidad Para escenarios de Gas y AGUA

Conversión profundidad-tiempo

Calculo de Rpp(θ ) Calculo Ondícula de Ricker

CDP Gather Sintético Final para 2 escenarios(GAS y AGUA)

ANALISIS -Clase de Anomalía AVO -Ubicación de la Anomalía AVO en el pozo Guamito-1 -Rango de ángulos de incidencia en los que se presenta

Reprocesamiento hecho por ECOPETROL preservando amplitudes relativas Para los objetivos: -Secuencia Basal de Porquero Inferior -Secuencia Superior de Porquero Inferior

Resultados Residuales 2 CMP Gathers GM91-1540(con NMO) GM91-1000(con NMO)

INTERPRETACION

Secciones por Rangos de Offset

Sísmica vs Modelo Obtenido

Cercano Medio Lejano


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[ ]θ−θ∆

+θ

∆+

ρρ∆

−∆

+

ρρ∆

+∆

=θ 2222

2sentg

Vp2Vp1

sen

Vs

Vs

2

Vp

Vs

2

Vp2

Vp1

Vp

Vp

2

1

)(Rpp

Donde ∆Vp=Vp2-Vp1; ∆Vs=Vs2-Vs1; ∆ρ=ρ2-ρ1; Vp=(Vp2+Vp1)/2 ; Vs=(vs2+Vs1)/2; ρ=(ρ2+ρ1)/2 Θ=( Θ2+ Θ1)/2

Donde los parámetros para el calculo de Rpp(Θ) en los dos escenarios, se estimaron bajo el siguiente diagrama de flujo. Figura 2

Figura 2: Diagrama indicando como calcular los parámetros de Vp, Vs y ρ para la capa 2, para posteriormente generar los coeficientes de Reflexión variando con el ángulo de incidencia.. Donde µ es el modulo de corte (shear module),Vs2w y Vp2w es la velocidad de corte y onda P respectivamente para el escenario de agua, Vs2g y Vp2g es la velocidad de corte y onda P respectivamente para el escenario GAS, ρ2w y ρ2g es la densidad para el escenario agua y gas respectivamente. Estos parámetros pertenecen a la secuencia basal de la Formación Porquero Inferior, donde µ permanece constante para cualquier tipo de fluido, por lo que se hizo el calculo de ρ2w y Vs2w para calcular µ y posteriormente calcular Vs2g. Con estos parámetros se genero los coeficientes de reflexión variando con el ángulo de incidencia para la interfaz 1-2(S. Intermedia-S.Basal) y 2-3(S. Basal-Formación

Cienaga de Oro) del modelo litológico para los dos escenarios, con variaciones de 5° en los ángulos de incidencia en un rango de [0-90°], tal como se muestra en la Figura 3. En el escenario de Hidrocarburo mas agua, el Rpp1-2(Interfase Shale-Arenisca gasifera) ubica la arenisca gasifera en la CLASE 1(Clasificación de Rutherford & Williams(1989)). Con estos Coeficientes de reflexión calculados para todo el registro del pozo Guamito-1, más el cálculo de la Ondícula de Ricker se procedió al calculo de los CDP Gather sintéticos para los dos escenarios.

Rpp(Θ)

ESCENARIO DE AGUA

ESCENARIO DE HIDROCARBURO MAS AGUA(GAS)

Vp2g:generado del Dt editado

Vp2w: generado del P-sónico* A

ρ2g: lectura directa de RHOB

Calculo de ρ2w

Calculo de Vs2w relación Greenberg-Castagna

Calculo de µ de la formula de

21

w2w2Vs

ρµ

=

Calculo de Vs2g

21

g2g2Vs

ρµ

=


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Figura 3: Rpp vs Angulo de incidencia para la interfaz 1-2 y2-3 en los escenarios HIDROCARBURO MAS AGUA (GAS) y AGUA para el modelo litológico (Secuencia Intermedia-Secuencia Basal- Formación Cienaga de Oro). El CDP Gather sintético equivale al sismograma sintético a offset variable, ya que agrupa ondas sísmicas que inciden sobre los mismos puntos del suelo. Este CDP Gather sintético se realizo según la metodología

anteriormente descrita para dos escenarios AGUA y GAS, se calcularon 25 trazas sísmicas, para un rango de ángulos de incidencia desde 0° hasta 50° variando cada 2°. Estas trazas fueron graficadas en el mismo panel resaltando la traza del ángulo de incidencia de 25°, con el fin de ver la existencia de algún efecto de AVO en el CDP Gather generado. En la Figura 4 se muestran los CDP’s para la zona de interés en los dos casos AGUA y GAS, en los paneles izquierdo(panel 1 y 2) se muestran los registros de GR y resistividad versus el tiempo, con los cuales se diferencian las unidades litoestratigráficas, el Panel 3 muestra el CDP Gather para diferentes ángulos de incidencia, el Panel 4 muestra las diferencias de amplitudes en todas las trazas generadas del panel 3 y el Panel 5 muestra el apilamiento de las trazas correspondientes al rango de ángulos de incidencias de [0°-25°].

Figura 4: CDP Gathers Sintéticos en la zona de interés


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La izquierda es para el escenario AGUA en el cual se observa como las amplitudes para la interfase(S. Basal-Fm. Cienaga de oro) disminuyen de magnitud con el offset pero nunca cambia de polaridad ( negativo en esta parte), el apilamiento es hasta la traza roja(25°), la cual se asemejará a la traza del CDP 2650 de la linea GM91-1540 apilada. La derecha corresponde al escenario GAS, en el cual se observa un cambio de polaridad de amplitudes de la interfase (S. Basal-Fm. Cienaga de oro), caso contrario al escenario AGUA. Y la traza apilada en esta interfaz muestra valores más pequeños que la apilada en el escenario agua. FASE DE INTERPRETACION Estos CDP Gather sintéticos fueron validados con las líneas símicas 2D de Rumbo GM91-1540 y la de Buzamiento GM91-1000 reprocesadas por ECOPETROL para la preservación de amplitudes relativas. Pero a pesar de este reprocesamiento, al momento de analizar los CDP Gather de la sísmica no se observó continuidad en el evento de interés, lo cual se debe posiblemente a problemas en la sísmica como el Ground roll, baja relación S/N, ruido aleatorio y baja carga de dinamita, lo cual unido al bajo ángulo de incidencia limitan la validación del modelo obtenido en este estudio. El modelo de AVO representado en los CDP Gather sintéticos fue primero correlacionado con la sísmica, siendo los puntos de amarre más concluyentes entre el CDP Gather sintético apilado hasta 25° (Sismograma sintético) y el CDP2650 de la línea sísmica apilada GM91-1540, el “Gas Kick”(2072ms en la línea sísmica) y el tope de la Formación Porquero Superior(1648 ms en la sísmica). Se analizaron los CDP´s Gathers de la sísmica apilados en tres rangos de ángulos de incidencia [0-10],[8-18] y [15-25], tanto para la zona en la que la zona de interés esta saturada con GAS (aledaño al pozo Guamito-1) como para la zona en la que esta saturada con AGUA. De este análisis se concluyó que en la zona de AGUA, la amplitud es mucho más fuerte que

en la zona de GAS y en ambos la amplitud disminuye con el offset, observándose el mayor contraste entre los rangos de ángulos de incidencia lejanos y los cercanos. CONCLUSIONES Las principales conclusiones de este trabajo son: Según el modelamiento realizado con los registros del Pozo Guamito-1 para escenarios de gas y agua en la roca reservorio se concluyó que la Base de la secuencia Basal de la Formación Porquero Inferior presenta un mayor coeficiente de reflexión(contraste) comparada con el tope de la misma, siendo la anomalía AVO en la arenisca gasifera de la Secuencia Basal clasificada como CLASE 1, donde la amplitud decrece con el offset llegando inclusive a cambiar de polaridad a ángulos mayores de los 25° de ángulo de incidencia, mientras que cuando la Secuencia Basal se encuentra saturada con agua exhibe un decrecimiento continuo de la amplitud con el aumento del offset (ángulo de incidencia), siendo esta amplitud más grande que la de la arenisca gasifera, y sin presentar cambio en su polaridad. El potencial de la sísmica para validar el modelamiento de AVO está limitado por el bajo offset que presenta esta sísmica, ya que el máximo ángulo de incidencia a la zona de interés es muy bajo (25°) para observar el cambio de polaridad en la amplitud del caso GAS. Entre otros limitantes que se tiene de la sísmica es que es 2D, no ha sido migrada prestack, presenta fuerte groundroll y baja relación señal/Ruido. Los CDP’s Gathers sintéticos apilados hasta el máximo ángulo de incidencia para la zona de interés (25°) muestran que la amplitud generada por la arenisca gasifera es mas débil que la generada para la arenisca saturada con agua. Esta conclusión es observada en la información sísmica y es importante para la detección de posibles anomalías AVO en las actuales líneas sísmicas apiladas.


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Conclusiones secundarias: Para que la interpretación entre el modelo obtenido y la sísmica se valide, es necesario editar los registros de pozo antes de realizar el modelamiento. La ausencia del registro Vs en el área de estudio, hizo necesario modelar este siguiendo los métodos publicados, por lo tanto fue necesario corregir el registro Vp y densidad y calcular el registro Vshale y de porosidad, con los cuales se calculo el registro Vs usando la relación empírica de Greenberg- Castagna(1992). Recomendaciones: En el área de estudio existen claros indicios de presentarse facies sísmicas que eventualmente pueden constituir trampas estratigráficas o combinadas para esta zona, pero para concretar un prospecto perforable y disminuir el riesgo en su exploración, se requiere una evaluación estratigráfica con sísmica de alta resolución y el aprovechamiento de modelo como el obtenido en este trabajo para análisis AVO , en el cual se asumiría que la roca reservorio es la Formación Porquero Inferior (Secuencia Basal). Para ello es necesario contar con una malla sísmica más densa (mayor fold,) que mejore la relación S/N, mayor carga para llegar a medidas de amplitudes confiables en la zona de interés y una distancia fuente-receptor mayores 6000m ó 45° de ángulo de incidencia, información con la cual se podría obtener confiabilidad al momento de realizar análisis de AVO. Se recomienda aplicar los resultados obtenidos en estado de apilamiento a la totalidad de la sísmica existente en el área con el objeto de delimitar la zona a la cual se sugiere adquirir una sísmica de alta resolución.

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analisis avo en el bloque guamito

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