caracterización de un yacimiento carbonático usando inversión
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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES
COORDINACIÓN DE INGENIERÍA GEOFÍSICA
CARACTERIZACIÓN DE UN YACIMIENTO CARBONÁTICO USANDO INVERSIÓN ACÚSTICA Y TÉCNICAS MULTI-ATRIBUTOS
Por:
Bernardo Gebus Camargo
PROYECTO DE GRADO Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar
como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Geofísico
Sartenejas, Octubre de 2010
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES
COORDINACIÓN DE INGENIERÍA GEOFÍSICA
CARACTERIZACIÓN DE UN YACIMIENTO CARBONÁTICO USANDO INVERSIÓN ACÚSTICA Y TÉCNICAS MULTI-ATRIBUTOS
Por:
Bernardo Gebus Camargo
Realizado con la Asesoría de:
Tutor Académico: Dra Milagrosa Aldana Tutor Industrial: MSc Pedro Alvarez (PDVSA)
Sartenejas, Octubre 2010
iv
RESUMEN
El propósito de este estudio es caracterizar petrofísicamente, mediante el uso de datos
sísmicos, el miembro informal “O” de la Formación Escandalosa del campo Maporal, en la
cuenca Barinas-Apure, cuya composición es un carbonato de mezcla con alta variabilidad
litológica; para lograrlo se integro un mapa de pseudo porosidad, obtenido de la inversión
acústica de datos sísmicos, mapas de similitud sísmica y mapas de facies sísmicas. Todas utilizan
principalmente las amplitudes sísmicas y logran discriminar propiedades físicas de la roca o la
calidad de la misma presente en el yacimiento.
La inversión acústica fue realizada mediante el algoritmo “Sparse Spike” de tipo
inversión restringida de autovectores (“Constrained Eigenvectors Inversion”), el cual, partiendo
del cubo sísmico y de un modelo inicial de impedancia (formado partiendo de registros de pozo y
las interpretaciones existentes del yacimiento en estudio), genera un cubo de pseudo impedancia
acústica; éste usado para estimar un mapa de pseudo porosidad total, utilizando una relación
entre impedancia acústica y porosidad obtenida a partir de registros de pozo y luego escalada a
una resolución vertical semejante a la de los datos sísmicos de superficie.
Adicionalmente, se hizo un análisis de similitud sísmica y clasificación supervisada de
facies sísmicas. Estas técnicas evalúan la similitud de la respuesta de los atributos extraídos de la
sísmica a ciertas condiciones dadas por el intérprete. Para estos análisis se calcularon un total de
34 atributos. A éstos se les hizo un análisis de componente principal con el fin de obtener nuevos
atributos sísmicos linealmente independientes entre sí. Los cuales fueron usados como dato de
entrada para la generación de los mapas de similitud y facies sísmicas.
Finalmente, combinando los resultados anteriores, se logró identificar 2 cuerpos de interés
en el campo. Según los resultados, uno de ellos estaría compuesto principalmente de dolomía con
una porosidad relativamente alta, mientras que el otro sería una combinación entre clásticos y
calizas de baja porosidad.
v
DEDICATORIADEDICATORIADEDICATORIADEDICATORIA
Este trabajo está dedicado a:
Todas aquellas personas que de una u otra forma han tenido impacto en mi vida,
gracias a esas experiencias, sean buenas o malas soy quien soy y tengo lo que tengo
vi
Agradecimientos
A Dios y a la Virgen por concederme la dicha de llegar hasta aquí y darme una familia tan
maravillosa como la que tengo.
A mis padres, Bernard y Maritza, ustedes han sido un pilar indispensable en mi vida, sin ustedes
no hubiese podido llegar hasta acá, este triunfo también es de ustedes.
A mis hermanas Michelle, Maira y Yadira, a mi sobrina Valentina (Titi), por siempre estar a mi
lado sin condiciones y en los momentos más difíciles hacerme sonreír y cambiar de actitud.
A Keyla, por siempre apoyarme, desde mantenerme despierto en las noches y darme ánimos para
seguir trabajando, pasando por prestarme tu computadora para escribir hasta sencillamente
aguantarme, te amo mi mor.
A todos mis amigos, por estar allí, siempre a mi lado. Ustedes ya son más que amigos, se han
convertido en mis hermanos y una segunda familia para mí.
A mi tutora académica, Profe Milagrosa, por guiarme a lo largo de este trabajo con sus acertadas
observaciones que me han ayudado a ser mejor.
A mi tutor industrial, Pedro, por tu paciencia, dedicación, ayuda y confianza durante la
realización de este trabajo, me enseñaste muchas lecciones que van más allá de este trabajo.
A la Universidad Simón Bolívar, por ofrecerme una excelente educación y convertirse en una
segunda casa para mí.
A todos en Estudios Integrados por hacerme sentir como uno más de su equipo.
Al personal de servicio de transporte y comedores, por ayudarme a concretar esta meta, sin su
colaboración no hubiese sido posible. En especial a Rosita mi amiga de, casa del estudiante.
CARACAS CAMPEÓN!!!!!!!!!
A todos aquellos que de una u otra forma me han ayudado a cumplir esta meta.
MUCHAS GRACIAS!!!
vii
INDICE GENERAL Pagina
RESUMEN .................................................................................................................................... iv
DEDICATORIA ............................................................................................................................ v
AGRADECIMIENTOS .............................................................................................................. vi
INDICE GENERAL .................................................................................................................... vii
INDICE DE FIGURAS ................................................................................................................ xi
INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................... 1
MARCO GEOLÓGICO ............................................................................................................... 4
1.1 Ubicación Geográfica ................................................................................................................ 4
1.2 Geología RegionaL .................................................................................................................... 4
1.2.1 Estructura de la Cuenca Barinas-Apure.................................................................................. 4
1.2.2 Eventos Tectónicos ................................................................................................................. 5
1.2.2.1 Paleozoico ............................................................................................................................ 5
1.2.2.2 Jurásico – Cretácico temprano ............................................................................................. 5
1.2.2.3 Cretácico medio – tardío...................................................................................................... 5
1.2.2.4 Cretácico tardío – Paleoceno – Eoceno temprano ............................................................... 5
1.2.2.5 Eoceno ................................................................................................................................. 5
1.2.2.6 Eoceno medio ...................................................................................................................... 6
1.2.2.7 Eoceno medio a tardío ......................................................................................................... 6
1.2.2.8 Eoceno tardío ....................................................................................................................... 6
1.2.2.9 Mioceno medio – Holoceno ................................................................................................ 6
1.2.3 Sistemas Petroleros de la Subcuenca de Barinas .................................................................... 6
1.3 Geología Local del Campo Maporal .......................................................................................... 8
1.3.1 Pre-Cretácico .......................................................................................................................... 9
1.3.2 Cretáceo .................................................................................................................................. 9
1.3.2.1 Formación Aguardiente (Albiense tardío – Cenomaniense temprano). .............................. 9
1.3.2.2 Formación Escandalosa (Cenomaniense temprano - Turoniense medio). .......................... 9
1.3.2.3 Formación Navay .............................................................................................................. 10
1.3.2.4 Miembro La Morita (Turoniense tardío - Santoniense)..................................................... 10
viii
1.3.2.5 Miembro Quevedo (Santoniense - Campaniense). ............................................................ 10
1.3.2.6 Formación Burgüita (Maestrichtiense) .............................................................................. 11
1.3.3 Paleogeno-Neogeno .............................................................................................................. 11
1.3.3.1 Formación Gobernador (Eoceno Medio) ........................................................................... 11
1.3.3.2Formación Masparrito (Eoceno medio). ............................................................................. 12
1.3.3.3 Formación Pagüey (Eoceno medio – tardío) ..................................................................... 12
1.3.3.4 Formación Parángula (Oligoceno – Mioceno medio) ....................................................... 12
1.3.3.5 Formación Río Yuca (Mioceno tardío – Plioceno). .......................................................... 13
1.3.3.6 Pleistoceno ......................................................................................................................... 13
MARCO TEÓRICO .................................................................................................................... 15
2.1 Sísmica y Atributos Sísmicos .................................................................................................. 15
2.1.1 Ondas Sísmicas como señales analíticas .............................................................................. 15
2.1.2 Coeficiente de Reflexión ...................................................................................................... 15
2.1.3 Impedancia Acústica............................................................................................................. 17
2.1.4 Sísmica de Reflexión ............................................................................................................ 17
2.1.5 Resolución Vertical .............................................................................................................. 18
2.1.6 Sismograma Sintético ........................................................................................................... 18
2.1.7 Factores que Afectan la Velocidad de Propagación de Onda ............................................... 19
2.1.7.1 Mineralogía ........................................................................................................................ 20
2.1.7.2 Porosidad ........................................................................................................................... 20
2.1.7.3 Presión ............................................................................................................................... 20
2.1.7.4 Tipo de fluido .................................................................................................................... 20
2.1.7.5 Temperatura ....................................................................................................................... 20
2.1.8 Inversión Sísmica ................................................................................................................. 20
2.1.9 Modelo Inicial o Modelo de Baja Frecuencia ...................................................................... 21
2.1.10 Algoritmo de Inversión ....................................................................................................... 22
2.1.11 Atributos Sísmicos .............................................................................................................. 23
2.2 Petrofísica ................................................................................................................................ 24
2.2.1 Registros de Pozo ................................................................................................................. 24
2.2.1.1 Registro de Rayos Gamma (Gamma Ray) ........................................................................ 25
2.2.1.2 Registro Caliper ................................................................................................................. 25
2.2.1.3 Registro Sónico ................................................................................................................. 25
ix
2.2.1.4 Registro de Densidad ......................................................................................................... 26
2.2.1.5 Registro Neutrón ............................................................................................................... 26
2.2.1.6 Disparo de Verificación (Check-Shot) .............................................................................. 26
2.2.1.7 Registro de Imagen Resistiva ............................................................................................ 26
2.2.2 Límites Elásticos .................................................................................................................. 27
2.2.2.1 Límite Superior ó Límite de Voigt .................................................................................... 27
2.2.2.2 Limite Inferior ó Límite de Reuss ..................................................................................... 28
2.2.3 Suavizado de Backus ............................................................................................................ 28
2.2.4 Relación de Wyllie ............................................................................................................... 29
2.3 Geoestadística .......................................................................................................................... 29
2.3.1 Semivariogramas .................................................................................................................. 30
2.3.2 Kriging .................................................................................................................................. 31
2.3.3 Análisis de Componente Principal ....................................................................................... 32
2.3.4 Teorema de Bayes ................................................................................................................ 33
2.4 Técnicas Multi-Atributos ......................................................................................................... 33
2.4.1 Mapas de Similitud ............................................................................................................... 33
2.4.2 Clasificación de facies Sísmicas ........................................................................................... 34
FÍSICA DE ROCAS .................................................................................................................... 36
3.1 Metodología ............................................................................................................................. 36
3.1.1 Información disponible ......................................................................................................... 36
3.1.2 Control de Calidad de los Registros de Pozo ....................................................................... 37
3.1.2.1 Histogramas de Frecuencia ................................................................................................ 37
3.1.2.2 Limites de Voigt y Reuss .................................................................................................. 38
3.1.2.3 Edición de registros ........................................................................................................... 40
3.1.3 Escalamiento de Registros .................................................................................................... 41
3.1.3.1 Escalamiento de Impedancias Acústica ............................................................................. 41
3.1.3.2 Escalamiento de Porosidades............................................................................................. 42
3.2 Resultados ................................................................................................................................ 43
3.2.1 Relación entre Impedancia Acústica (IA) y Porosidad ........................................................ 43
3.2.2 Factores que Alteran la Relación entre Impedancia Acústica (IA) y Porosidad .................. 45
3.2.2 Relación entre Impedancia Acústica (IA) y Porosidad a escala de Sísmica ........................ 47
x
INVERSIÓN ACÚSTICA ........................................................................................................... 49
4.1 Metodología ............................................................................................................................. 49
4.1.1 Sismogramas Sintéticos ........................................................................................................ 49
4.1.2 Interpretación de Horizontes ................................................................................................ 51
4.1.2.1 Tope de la Formación Pagüey ........................................................................................... 52
4.1.2.2 Tope de la Formación Gobernador .................................................................................... 52
4.1.2.3 Tope de la Formación Escandalosa ................................................................................... 53
4.1.3 Generación del Modelo Inicial o Modelo de Baja Frecuencia ............................................. 54
4.1.4 Inversión Acústica ................................................................................................................ 56
4.2 Resultados ................................................................................................................................ 58
4.2.1 Ondícula Multi-Pozo ............................................................................................................ 58
4.2.2 Modelo Inicial o Modelo de Baja Frecuencia ...................................................................... 58
4.2.3 Inversión Acústica ................................................................................................................ 60
4.2.4 Estimación de Porosidad ...................................................................................................... 63
4.2.5 Corrección del Mapa de Porosidad ....................................................................................... 67
TÉCNICAS MULTI-ATRIBUTOS ........................................................................................... 69
5.1 Metodología ............................................................................................................................. 69
5.1.1 Extracción de Atributos Sísmicos ........................................................................................ 69
5.1.1.1 Atributos de Descomposición Espectral ............................................................................ 70
5.1.1.2 Atributos de Traza Compleja ............................................................................................. 71
5.1.1.3 Atributos de Impedancia Acústica ..................................................................................... 72
5.1.2 Análisis de la Componente Principal ................................................................................... 72
5.2 Resultados ................................................................................................................................ 74
5.2.1 Mapas de Similitud ............................................................................................................... 74
5.2.2 Clasificación Supervisada de Facies Sísmicas ..................................................................... 75
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................................ 80
6.1 Conclusiones ............................................................................................................................ 80
6.2 Recomendaciones .................................................................................................................... 81
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ...................................................................................... 82
xi
INDICE DE FIGURAS
Figura. 1.1 Ubicación geográfica del campo Maporal .................................................................... 4
Figura. 1.2 Sección NO-SE de la Cuenca de Barinas-Apure .......................................................... 4
Figura 1.3 Carta de eventos petroleros para el sistema La Luna-Burgüita de la Cuenca de
Barinas-Apure. ................................................................................................................................. 7
Figura 1.4 Carta de eventos petroleros para el sistema Navay- Gobernardor de la Cuenca de
Barinas-Apure .................................................................................................................................. 7
Figura 1.5 Columna Estratigráfica de la Cuenca Barinas–Apure .................................................... 8
Figura 2.1 Representación de las componentes real e imaginaria de una traza sísmica compleja 15
Figura 2.2 Ondas generadas a partir del la incidencia de una onda P en una interfase con sus
respectivos ángulos de reflexión y refracción ............................................................................... 15
Figura.2.3 Secuencia para generar un sismograma sintético ......................................................... 19
Figura 2.4 Modelo de impedancia y su amarre para diferentes contenidos de frecuencia ............ 22
Figura 2.5 Ilustración de los módulos elásticos superior e inferior para una mezcla de dos
materiales ....................................................................................................................................... 27
Figura.2.6 Esquema de un variograma teórico y experimental con sus componentes ................. 31
Figura 2.7 Análisis de componente para dos dimensiones ............................................................ 32
Figura 2.8 Metodología seguida para la generación de los Mapas de Similitud ........................... 34
Figura 2.9 Metodología de clasificación de facies sísmicas .......................................................... 35
Figura 3.1 Mapa en tiempo de la Formación Escandalosa ............................................................ 37
Figura 3.2 Histogramas de frecuencia del registro sónico del pozo SMW-16 .............................. 38
Figura 3.3 Limites elásticos de Voigt y Reuss .............................................................................. 40
Figura 3.4 Registros del pozo SMW-13 ........................................................................................ 40
Figura 3.5 Suavizado de registro impedancia acústica. ................................................................. 42
Figura 3.6 Suavizado de Porosidad. .............................................................................................. 43
Figura 3.7 Gráfico cruzado de IA vs φ a escala de pozo ............................................................... 44
Figura 3.8 Gráfico de Vp vs φ. ...................................................................................................... 45
Figura 3.9 Gráfico de Porosidad vs Impedancia Acústica agrupados por litologías. .................... 46
Figura 3.10 Comparación entre relación de IA y φ ....................................................................... 47
xii
Figura 4.1 Sismograma sintético en el pozo SMW-14 .................................................................. 50
Figura 4.2 Características espectrales de la ondícula extraída de las trazas cercanas al pozo
SMW-14 ........................................................................................................................................ 50
Figura 4.3 Amarre entre los sismogramas sintéticos y la sísmica real en varios pozos del campo
Maporal. ......................................................................................................................................... 51
Figura 4.4 Sección sísmica (Inline 937 ......................................................................................... 51
Figura 4.5 Interpretación del reflector sísmico perteneciente a la Formación Pagüey .................. 52
Figura 4.6 Interpretación del reflector sísmico perteneciente a la Formación Gobernador .......... 53
Figura 4.7 Interpretación del reflector sísmico correspondiente a la Formación Escandalosa ..... 54
Figura 4.8 Modelo de inicial de impedancias acústica .................................................................. 55
Figura 4.9 Modelo de impedancia obtenido de la inversión acústica. ........................................... 56
Figura 4.10. a) Sección sísmica con las interpretaciones de los horizontes tope de Gobernador y
Escandalosa respectivamente. b) Sección d impedancia con las mismas interpretaciones ........... 57
Figura 4.11 Ondículas pertenecientes a los pozos SMW-6, SMW-13, SMW-14, SMW15,
SMW16, SMW17, SMW20 y ondícula multi pozo o promedio ................................................... 58
Figura 4.12 a) Amarre entre el modelo inicial de IA y el registro de IA del pozo SMW 17. ....... 59
Figura 4.12 b) Amarre entre el modelo inicial de IA y el registro de IA del pozo SMW-20. ....... 59
Figura 4.13 Modelo inicial de impedancia acustica, centrada en el Campo Maporal. .................. 60
Figura 4.14 a) Amarre entre el cubo de IA obtenido y el perfil de IA del pozo SMW-20. ........... 61
Figura 4.14 b) Amarre entre el cubo de IA obtenido y el perfil de IA del pozo SMW-17. ......... 61
Figura 4.15 Comparación entre la sísmica real y la sísmica obtenida del cubo de impedancia .... 62
Figura 4.16 Características espectrales a) Sísmica real b) Sísmica sintética ................................. 62
Figura 4.17 Conversión del mapa impedancia RMS a un mapa de pseudo porosidad total. ........ 63
Figura 4.18 Mapa de porosidad total del miembro “O” de la Formación Escandalosa ................ 64
Figura 4.19. Mapa de pseudo porosidad destacando las zonas de baja porosidad. ....................... 65
Figura 4.20. Mapa de pseudo porosidad destacando las zonas de alta porosidad ......................... 66
Figura 4.21 Comparación entre la porosidad estimada a través de la inversión acústica y la
medida por los registros de pozo. .................................................................................................. 66
Figura 4.22 Mapa de porosidad total del miembro O de la Formación Escandalosa, corregido por
el método de kriging con deriva externa ....................................................................................... 68
Figura 5.1 Espectro de frecuencia de la sísmica ............................................................................ 70
xiii
Figura 5.3 Mapas de atributos extraídos del cubo de impedancia acústica resultante de la
inversión ........................................................................................................................................ 72
Figura 5.4 Gráfico de porcentaje de información versus número de atributos del ACP. .............. 73
Figura 5.6 Mapas de similitud. a) Pozo de referencia SMW-13 con buena calidad de roca. b) Pozo
de referencia SMW-15 con mala calidad de roca .......................................................................... 75
Figura 5.7 Distribución de la data de entrenamiento y validación. ............................................... 76
Figura 5.8 Discriminación de las diferentes Facies en el gráfico cruzado de la componente
principale uno y tres de ACP. ........................................................................................................ 77
Figura 5.9 Esquema de clasificación de facies sísmicas con los datos de los atributos obtenidos
del ACP. ........................................................................................................................................ 78
Figura 5.10 Mapas de probabilidad y gráfico de confiabilidad de los puntos ............................... 78
Figura 5.11 Mapa de facies sísmicas con una probabilidad de asignación mayor al 90 % ........... 79
1
INTRODUCCIÓN
La caracterización sísmica es uno de los objetivos fundamentales en la industria petrolera;
ésta implica la inferencia de propiedades físicas de las rocas a partir de datos sísmicos.
Generalmente, para el momento de realizar un estudio de subsuelo se dispone de datos sísmicos y
de datos geológicos provenientes de los pozos, los cuales pueden obtenerse a partir de perfiles de
pozo o de análisis de núcleos. Estos datos se relacionan entre sí a través de técnicas estadísticas y,
en caso de que la relación entre ellos sea suficientemente buena, se aplica dicha relación a los
datos sísmicos con miras a inferir propiedades físicas en todo el volumen (Nielsen, 2002).
La herramienta más poderosa en el área de la exploración es la sísmica de reflexión. Para
obtener información de las propiedades físicas y petrofísicas del subsuelo a partir de ella, en
muchas ocasiones debe resolverse el problema inverso. Esto significa que en base a las
amplitudes sísmicas debemos establecer parámetros desconocidos que describen la estructura y
propiedades del medio (Bosch, 2003).
En la búsqueda de resolver este problema han surgido numerosas técnicas que permiten
estimar propiedades físicas, petrofísicas o de calidad de roca a partir de los datos de sísmica de
reflexión. Una de las técnicas más usadas es la inversión sísmica, en la cual las amplitudes
sísmicas son llevadas a valores de impedancia acústica y luego a alguna propiedad petrofísica de
la roca, como porosidad o litología.
Otras técnicas usadas para la caracterización de yacimientos son los mapas de similitud y
la clasificación de facies sísmicas; ambas usan como datos de entrada más de un atributo sísmico
y buscan resaltar zonas con respuesta sísmica similar, para así discriminar entre posibles zonas de
interés, ya sea por alta o por baja calidad de roca.
2
En el presente trabajo se aplicaran estas técnicas para estimar la distribución de porosidad
y litología del miembro carbonatico “O” de la Formación Escandalosa del Campo Maporal,
ubicado en la cuenca Barinas -Apure. Este yacimiento es de gran importancia debido a las
reservas remanentes que posee. Sin embargo, dada su naturaleza carbonática y alta
heterogeneidad lateral, es difícil predecir la distribución de las propiedades petrofísicas del
yacimiento, lo que dificulta su caracterización y en consecuencia su optima explotación
Se plantea, entonces, como objetivo general, caracterizar sísmicamente el miembro “O” de
la Formación Escandalosa, en el Campo Maporal, Cuenca Barinas – Apure, y derivar pseudo-
propiedades petrofísicas a partir de este análisis. Para lograr este objetivo, se plantean los
siguientes objetivos específicos:
• Realizar la inversión acústica de los datos sísmicos.
• Realizar la calibración sísmica pozo y extraer la ondícula promedio.
• Estimar la relación entre la impedancia acústica (IA) y la porosidad (Φ).
• Estimar mapas de pseudo porosidad.
• Caracterizar las heterogeneidades del yacimiento mediante técnicas multi-atributos
(mapas de similitud y análisis de facies sísmicas).
Para este estudio se contó levantamiento sísmico 3D de 567 km2. La inversión acústica de los
datos sísmicos fue realizada para un área de 105 km2, además de la información de los pozos
SMW-6, SMW-13, SMW-14, SMW-15, SMW-16, SMW-17 y SMW-20.
CAPITULO I
MARCO GEOLÓGICO
1.1 Ubicación Geográfica
El campo Maporal se encuentra ubicado en la Cuenca Barinas-Apure (Subcuenca de
Barinas), en el centro-norte del Estado Barinas, abarcando una extensión aproximada de 150
Km2. la zona de estudio pertenece al Área Tradicional de Barinas. Dicho Campo esta ubicado a
unos 25 Km. al sureste de la ciudad de Barinas y colinda al oeste con el Campo Silván, al
suroeste con los Campos Palmita y Estero, al noreste con el Campo Caipe y Obispo
Figura. 1.1 Ubicación geográfica del campo Maporal
1.2 Geología Regional
1.2.1 Estructura de la Cuenca Barinas-Apure
La Subcuenca de Barinas es una depresión estructural con forma alargada y asimétrica,
que se extiende desde la antefosa andina al norte, hasta las llanuras situadas entre los ríos Apure y
Arauca al sureste, cuyo eje tiene rumbo aproximado de N 40° E, paralelo a la Cordillera Andina
Venezolana (WEC, 1997).
4
El plegamiento en el flanco sur de la cuenca es suave. Los domos y anticlinales presentan
buzamientos no mayores de 5° (Figura.1.2). La configuración actual de la cuenca se debe a la
evolución del sistema andino cuyo levantamiento principal probablemente comenzó a finales del
Mioceno y que constituye la separación de la Cuenca de Maracaibo.
Figura. 1.2 Sección NO-SE de la Cuenca de Barinas-Apure (Tomado de WEC 1997)
La tectónica extensional desarrollada entre el Cretácico tardío y el Eoceno medio afectó a
la cuenca originando fallas y altos estructurales limitados por fallas. El levantamiento del
Cretácico tardío probablemente ocasionó la elevación de los Arcos de El Baúl, Mérida y Arauca,
los cuales controlan la extensión y distribución de las facies sedimentarias del Paleoceno–
Eoceno. Durante el Oligoceno tardío y Mioceno temprano, es probable que se inicie el primer
evento de tectónica compresiva que está relacionado con el levantamiento de Los Andes. Dicho
régimen tectónico comienza a intensificarse durante el Mioceno medio–Plioceno como resultado
del levantamiento andino, el cual continuó hasta el Plioceno tardío-Pleistoceno. Las estructuras
de estilos compresivos están probablemente relacionadas con la compresión oblicua desarrollada
por el efecto de cizalla a lo largo de las principales fallas de rumbo (Sistema de Fallas de
Boconó). La estructura actual de la Cuenca es el resultado de fuerzas tectónicas que actuaron
durante el Mioceno–Plioceno, sobre rasgos estructurales más antiguos (Cretácico tardío),
contemporáneo a la orogénesis Laramidiana. Sin embargo, los rasgos más antiguos aún persisten
y juegan un papel muy importante y decisivo en la geología petrolera de la Cuenca. Las
acumulaciones de hidrocarburo en el área están controladas tanto por las estructuras
5
extensionales como por las compresivas del Cretácico tardío-Eoceno medio y Mioceno–Plioceno,
Pleistoceno.
1.2.2 Eventos Tectónicos
A partir de los principales eventos de deformación que afectaron la esquina noroccidental
de Suramérica (Rodríguez I, 2004), se correlaciona el estilo estructural con los principales
eventos de deformación y este se presenta en orden cronológico a continuación:
1.2.2.1 Paleozoico
Caracterizado por una fase compresiva asociada a la acreción de los terrenos a Gondwana.
Se evidencia por un cinturón de pliegues y corrimientos imbricados, donde el cinturón se presenta
peniplanado y fosilizado bajo las secuencias transgresivas mesozoicas (De Toni, et al, 1994).
1.2.2.2 Jurásico – Cretácico temprano
Fase distensiva asociada a la ruptura de la Pangea. La evidencia sísmica del sistema rift se
restringe al piedemonte suroccidental de Los Andes de Mérida (De Toni, et al, 1994). Esta es una
etapa de margen pasivo que afecta el norte de Venezuela para ese tiempo y el fallamiento es
prácticamente normal con una orientación NE-SE (Figueroa, et al, 1994).
1.2.2.3 Cretácico medio – tardío
Caracterizado por ausencia de estructuras en la Cuenca. Se deposita una secuencia que se
engrosa hacia el norte y noroeste (De Toni, et al, 1994).
1.2.2.4 Cretácico tardío – Paleoceno – Eoceno temprano
Fase compresiva relacionada con la orogénesis de los Andes Centrales Colombianos, que
origina fallas inversas de dirección noroeste – sureste (Figueroa, Gil, et. al 1994).
1.2.2.5 Eoceno
Fase distensiva que afecta a las unidades cretácicas y a la parte inferior del Eoceno medio,
el fallamiento es normal con dirección noreste – suroeste (Figueroa, et al, 1994).
6
1.2.2.6 Eoceno medio
Se tiene una fase compresiva, asociado probablemente a la formación de las napas al norte
de Venezuela, originando fallas inversas de orientación noroeste – sureste (Figueroa, et al,
1994).
1.2.2.7 Eoceno medio a tardío
Representa una fase distensiva, donde el fallamiento originado tiene una orientación
preferencial noreste-sureste y afecta a las secuencias de dirección noroeste- sureste (Figueroa, et
al, 1994).
1.2.2.8 Eoceno tardío
Surge una fase compresiva, asociada probablemente al último empuje de las napas y al
inicio del levantamiento de los Andes Orientales Colombianos. El fallamiento que se origina es
inverso con una orientación preferencial este – oeste, noreste – suroeste (Figueroa, et al, 1994).
1.2.2.9 Mioceno medio – Holoceno
Es una fase compresiva, asociada al levantamiento de los Andes que genera fallas inversas
en dirección noreste- suroeste que cortan toda la sección. En esta fase se reactivan e invierten las
estructuras preexistentes (Figueroa, et al, 1994).
1.2.3 Sistemas Petroleros de la Subcuenca de Barinas.
La roca madre por excelencia es la Formación Navay de edad Cretácica tardía, cuyas
facies son equivalentes laterales a la de la Formación La Luna. Se han encontrado rocas madre de
importancia secundaria en el Grupo Orocué (Formación Los Cuervos).
Las principales rocas Yacimientos son las Formaciones Escandalosa, Burguita
(Cretácico), Grupo Orocué (Paleoceno), Mirador-Guafita (Miembro Arauca) (Eoceno-
Oligoceno).
La gravedad de los crudos ha sido registrada entre 22 y 28 °API en los campos del Estado
Barinas. Se han identificado dos eventos para la generación, migración y entrampamiento de
7
hidrocarburos en la Subcuenca de Barinas. El primero se relaciona con el sistema La Luna-
Burguita debido a la generación de petróleo en la Cuenca de Maracaibo y su migración al sur-
sureste. (Ver figura 1.3) En este caso, el sello lo constituyen unidades cretácicas: el sello superior
la lutita basal de la Formación Burguita, y el sello inferior las lutitas del Miembro La Morita
(Formación Navay). El Yacimiento principal estaría constituido por unidades cretácicas, como las
Formaciones Aguardiente, Escandalosa (Caliza “O”) y las arenas basales de la Formación
Burguita. El segundo evento se relaciona con el depocentro del flanco surandino. La roca madre
sigue siendo cretácica y el Yacimiento llega a incluir unidades Eocenas como las formaciones
Gobernador y Pagüey. (Figura 1.4).
Figura 1.3 Carta de eventos petroleros para el sistema La Luna-Burgüita de la Cuenca de Barinas-Apure. (Tomado WEC 1997)
Figura 1.4 Carta de eventos petroleros para el sistema Navay- Gobernardor de la Cuenca de Barinas-Apure (Tomado WEC 1997)
8
1.3 Geología Local del Campo Maporal
La secuencia estratigráfica que se encuentra en el Campo Maporal, está representada de
base a tope por el basamento Pre-cretáceo, separado por un hiatus de la secuencia cretácica
conformada por las formaciones Aguardiente, Escandalosa y los miembros La Morita y Quevedo
de la Formación Navay. Por contacto erosivo tenemos la secuencia terciaria a partir del Eoceno
Medio hasta el Eoceno Tardío con la Formación Gobernador y la Formación Paguey.
Posteriormente se tiene la discordancia del Oligoceno que da inicio a la secuencia sedimentaria
constituida por las formaciones Parángula y Río Yuca cubiertos por los aluviones cuaternarios. A
continuación se presenta una descripción breve de cada una de las formaciones presente en la
columna estratigráfica del campo en estudio.
Figura 1.5 Columna Estratigráfica de la Cuenca Barinas–Apure (Modificada de Rodríguez, 2004)
9
1.3.1 Pre-Cretácico
El basamento Pre – cretácico de la Cuenca Barinas – Apure, está conformado por rocas
ígneas y metamórficas, comparables con los tipos expuestos en las regiones montañosas
circunvecinas de Los Andes y El Baúl; el tope del basamento constituye un excelente reflector
sísmico y se caracteriza por ser una superficie peniplanada muy erosionada que infrayace al
Cretácico
1.3.2 Cretáceo
1.3.2.1 Formación Aguardiente (Albiense tardío – Cenomaniense temprano).
Compuesta por areniscas calcáreas duras, de color gris a verde claro, de grano variable y
estratificación cruzada, localmente glauconíticas, con intercalaciones de lutitas micáceas y
carbonáceas y algunos lechos de caliza en la parte inferior; localmente las areniscas son tan
calcáreas que se aproximan a calizas arenosas.
1.3.2.2 Formación Escandalosa (Cenomaniense temprano - Turoniense medio).
Es de edad Cenomaniense-Turoniense, fue introducido por Renz (1959) la cual se encuentra
separada del miembro La Morita (Formación Navay) por una superficie erosiva y suprayace a la
Formación Aguardiente de edad Cenomaniense Inferior. En el área de Barinas, la Formación
Escandalosa fue dividida por Smith en cuatro miembros en base a la litología (Gonzáles de J. et
al., 1980) y las características de los registros eléctricos. Estos miembros de tope a base se
describen a continuación:
♦ Miembro Informal O: Definido por una caliza cristalina grisácea, fosilífera y arenosa,
interestratificada con arenisca de grano fino, calcáreas, limolitas y lutitas arenosas. Yacimiento
petrolífero.
♦ Miembro Informal P: Compuesto de areniscas cuarzosas de grano fino a grueso, localmente
glauconíticas intercaladas con lutitas carbonosas menores.
10
♦ Miembro Informal R: Compuesto por intercalaciones delgadas de areniscas macizas,
glauconíticas, con estratificación local y calizas arenosas con pequeñas cantidades de
lutitas oscuras.
♦ Miembro Informal S: Constituida principalmente por una lutita micácea carbonosa de color
gris oscuro.
1.3.2.3 Formación Navay
En la localidad tipo está compuesta de lutitas silíceas, friables a no friables, blandas,
duras, quebradizas, amarillo claro a crema y blanco; lutitas muy porosas, pardo claro a gris claro,
y unas ftanitas no porosas, lenticulares, pardo claro, y lutitas calcáreas, carbonáticas, gris a gris
oscuro. Ha sido repartida en orden ascendente, en la lutita "N" (Miembro La Morita) y "M" al "I"
(Miembro Quevedo). Tiende a ser más arenosa hacia arriba; se vuelve muy arenosa hacia el
Escudo de Guayana y hacia Apure y la Cuenca de Los Llanos.
1.3.2.4 Miembro La Morita (Turoniense tardío - Santoniense).
Consiste en una sección esencialmente lutítica. Hacia el flanco sur-oriental de la
subcuenca de Barinas, cambia gradualmente a una facies compuesta casi totalmente de areniscas,
con intercalaciones menores de lutitas y ocasionalmente calizas. El contacto inferior con la
Formación Escandalosa es concordante, pero brusco y representa un cambio de ambiente nerítico
interno a medio. Las lutitas de la Morita sirven de sello regional a los Yacimientos petrolíferos de
Barinas (L.E.V, 1997).
1.3.2.5 Miembro Quevedo (Santoniense - Campaniense).
Consiste en una secuencia de rocas silíceas, duras, quebradizas, de fractura concoidea,
predominantemente lutíticas, de color gris claro que meteorizan a blanco, que incluye además
intercalaciones de areniscas gruesamente estratificadas, con estructura flaser en su parte media,
lutitas negras, calizas fosfáticas y capas de ftanita. Los restos de peces forman más del 50% de las
11
capas de areniscas, y aunque la Formación es, en general, muy fosilífera, las faunas están muy
mal preservadas y por consiguiente son de difícil identificación.
1.3.2.6 Formación Burgüita (Maestrichtiense)
Está compuesta principalmente por areniscas micáceas, limolíticas, parcialmente glauconíticas y
frecuentemente calcárea, friable, de grano fino y color gris claro, con fragmentos ftaníticos e
intercalaciones de lutitas gris oscuros y arcillas de color gris claro.
1.3.3 Paleogeno-Neogeno
En la Subcuenca de Barinas y sobre el alto de Mérida, la ausencia de rocas paleocenas,
pudo haber sido por la ausencia de una sedimentación indicando que los movimientos
epirogenéticos se iniciaron en el Cretáceo tardío. Estos movimientos deben corresponder a un
proceso continuo de larga duración en la Cuenca, donde el reinicio de la sedimentación ocurre a
finales del Eoceno medio. Discordantemente por encima de la secuencia cretácica se presenta en
la subcuenca una sección sedimentaria predominante del Eoceno medio tardío, que comprende,
en orden ascendente las formaciones: Gobernador, Masparrito y Pagüey. Discordante a su vez por
debajo de la Formación Parángula del Oligo – Mioceno
1.3.3.1 Formación Gobernador (Eoceno Medio)
La Formación Gobernador, nombrada por originalmente por Pierce (1960) se encuentra
directamente sobre la discordancia. Esta Formación consiste en arenas cuarzosas con
estratificación cruzada, conglomerados y lutitas carbonosas, en capas de espesor variable. La
Formación Gobernador se considera una secuencia transgresiva que va desde ambientes fluvio-
deltaico en su base (miembro C) a un ambiente marino-costero hacia el tope (miembro AB y la
Formación Masparrito) (L.E.V, 1970; González de Juana et al., 1980; Quintero, 1999).
12
1.3.3.2Formación Masparrito (Eoceno medio).
Litológicamente la Formación Masparrito está constituida por calizas arrecifales como
indicación de un ambiente de sedimentación en una plataforma costera y somera. En el subsuelo,
a veces sólo la caliza ha sido reconocida pero lutitas calcáreas, arenas y conglomerados, pueden
estar presentes en cantidades variables (L.E.V, 1997; González de Juana et al., 1980).
1.3.3.3 Formación Pagüey (Eoceno medio – tardío)
Se distingue, tanto en el subsuelo como en la superficie, por la característica
predominancia de lutitas marinas grises a negras, duras, astillosas, bien laminadas, muy
foraminíferas y con niveles comunes de nódulos sideríticos e, incluso, ftaníticas. El ambiente de
depositación es marino profundo. Su contacto inferior es gradacional con la Formación
Masparrito o, en ausencia de ella, con la Formación Gobernador, su contacto superior es
discordante con la Formación Parángula. La secuencia post – eocena es un potente intervalo de
sedimentos continentales (sedimentos molásicos), predominantemente de aguas salobres
constituida por las formaciones Parángula y Río Yuca.
1.3.3.4 Formación Parángula (Oligoceno – Mioceno medio).
Los abundantes palinomorfos indican claramente que esta unidad litológica pertenece
principalmente al Mioceno Inferior a Medio. En la superficie, predominan los conglomerados
lenticulares de grano grueso, de color gris a verdoso y pardo claro a blanco; areniscas de grano
fino en capas masivas con estratificación cruzada, localmente glauconíticas; limolitas y lodolitas
abigarradas a tonos rojos, morados, pardo rojizo y pardo claro. En el subsuelo, la litología es
similar, pero con la ausencia de los conglomerados. En general, predominan los colores
amarillos, rojizos y pardos, característicos del ambiente oxidante, en contraste con los colores
predominantemente gris verdosos de la Formación Río Yuca, que indican un ambiente más
reductor. Tanto en la superficie como en el subsuelo, la Formación Parángula es discordante, con
angularidad sobre la Formación Pagüey, en las partes central y noreste de la Cuenca, y sobre el
Miembro Arauca en las partes sureste y suroeste de la Cuenca. La Formación Parángula, junto
con Río Yuca, conforma un típico depósito molásico que refleja la rápida acumulación de los
13
detritos erosionados del levantamiento de Los Andes de Mérida y depositados en la antefosa
adyacente.
1.3.3.5 Formación Río Yuca (Mioceno tardío – Plioceno).
Consiste en conglomerados de grano grueso (25%), en lechos macizos; areniscas macizas,
con estratificación cruzada, de grano medio a grueso, localmente caoliníticas, blandas a duras,
micáceas, arcillosas, de color típico verde grisáceo, rasgo éste que la distingue de la Formación
Parángula. La Formación Río Yuca constituye una molasa depositada, en su parte inferior, en un
ambiente de marismas o lagunas costeras; el resto de la formación se caracteriza por un ambiente
continental de ríos meandriformes y entrelazados de baja velocidad.
1.3.3.6 Pleistoceno
En la subcuenca de Barinas este periodo está representado por depósitos aluviales (gravas,
arenas, limos y arcillas), que se presentan de manera discordante sobre la Formación Río Yuca
CAPITULO II
MARCO TEÓRICO
2.1 Sísmica y Atributos Sísmicos
2.1.1 Ondas Sísmicas como señales analíticas.
Las ondas sísmicas que son detectadas y grabadas, pueden ser vistas como señales
analíticas, esto significa que poseen una parte real y otra imaginaria, de las cuales solo la parte
real es detectada y mostrada. Esta señal puede expresarse como un fasor dependiente del tiempo
(g(t)), el cual puede ser expresado de la siguiente manera.
Donde
R(t) es la envolvente de la traza sísmica
θ(t) es la fase.
Si se imagina un vector perpendicular al eje del tiempo cuya longitud varía con el tiempo;
además este vector rota alrededor de dicho eje como función del mismo. La proyección de este
vector rotante en el plano real es la traza sísmica convencional y la proyección en el eje
imaginario es la traza cuadratura (h(t)).
Al aplicar la transformada de Hilbert se puede generar la traza cuadratura a partir de la
traza real observada. (Taner y Sheriff, 1977).
Ec. 1
Ec. 2
15
Figura 2.1 Representación de las componentes real e imaginaria de una traza sísmica compleja.
(Modificado de Sheriff, 1997).
2.1.2 Coeficiente de Reflexión:
Si se consideran 2 medios con propiedades físicas distintas (velocidades de onda P y S,
densidad, etc). Las ondas que atraviesen la interfase entre ambos medios cambiaran su dirección
de propagación dependiendo de las propiedades de cada medio.
Figura 2.2 Ondas generadas a partir del la incidencia de una onda P en una interfase con sus
respectivos ángulos de reflexión y refracción. (Modificado de Sheriff, 1997).
16
Por lo tanto, si una onda P viaja por el medio uno al chocar con la interfase con un ángulo
θ1, una parte de la energía se refleja en el medio uno con un ángulo igual y otra se refracta al
medio 2 con una ángulo θ2. A su vez parte de la energía de la onda P es convertida en onda S,
una parte de ella se refleja con un ángulo φ1 y otra se refracta al medio 2 con un ángulo φ2.
El coeficiente de reflexión es la medida de la cantidad de energía que se refleja en la
interfaz entre 2 medios, depende de la velocidad de propagación y la densidad de ambos medios,
así como también del ángulo de incidencia con respecto a la normal, como lo indican las
ecuaciones de Zoeppritz (Ec 3), en la cual se describe la partición de energía entre las ondas
reflejada y refractada para las ondas P y S
Donde:
A es el coeficiente de reflexión de la onda compresional.
B es el coeficiente de reflexión de la onda de cizalla.
C es el coeficiente de transmisión de la onda compresional.
D es el coeficiente de transmisión de la onda de cizalla.
Suponiendo el caso de incidencia normal (θ1 = φ1 = 0) se obtiene
Ec. 3
17
Donde:
Entonces,
Y finalmente,
2.1.3 Impedancia Acústica
La impedancia acústica IA se define como el producto de la densidad ρ por la velocidad
de onda p (Vp).
Esta propiedad de la roca se ve afectada no solo por lo factores que la definen, sino
también por la porosidad, la saturación de fluidos, la presión a la cual se encuentra la roca, entre
otros. Debido a la dependencia de todos estos factores la impedancia es una excelente propiedad
para intentar discriminar litologías, cambios de porosidad y en algunos casos presencia de
hidrocarburos.
2.1.4 Sísmica de Reflexión:
El método sísmico de reflexión se basa en las reflexiones de un frente de ondas sobre las
distintas interfases del subsuelo. Estas interfases (reflectores) responden, a contrastes de
impedancia que posteriormente se relacionaran con las distintas capas geológicas. Las reflexiones
son detectadas por los receptores (geófonos) que se ubican en superficie. Dado que las distancias
entre la fuente y los geófonos son relativamente pequeñas respecto a la profundidad de
Ec. 4
IA=ρ Vp Ec. 5
18
penetración que se alcanza, se puede decir que se esta operando en "corto ángulo" asegurando así
la obtención de reflexiones.
2.1.5 Resolución Vertical:
Se entiende como resolución sísmica vertical la menor distancia vertical entre dos
interfases litológicas que produce dos reflexiones discretas, las cuales pueden separarse
visualmente. En sísmica la resolución vertical concierne al espesor mínimo de una capa, en la
cual las reflexiones provenientes de su tope y de su base pueden ser distinguidas. Este valor de
espesor (limite de resolución) corresponde teóricamente a través del criterio de Rayleigh, y de
forma aproximada, a un cuarto de la longitud de onda dominante (λ/4). (Regueiro, 2007).
2.1.6 Sismograma Sintético:
Los métodos sísmicos se basan en la propagación de ondas por el subsuelo con el
propósito de determinar de manera indirecta su composición interna y la respuesta obtenida de la
propagación de ondas se conoce como traza sísmica. Dicha traza puede ser presentada
matemáticamente por el modelo convolucional de la traza sísmica, el cual no es mas que la
convolución de la ondícula (señal emitida por la fuente) con la serie de reflectividad de la tierra,
mas una componente de ruido aleatorio.
Por otro lado, la meta principal de la interpretación sísmica es realizar mapas que
proveerán información geológica (mapas profundidad, isopacos, porosidad, entre otros). Sin
embargo, incluso si la sísmica es adquirida y procesada de manera ideal solo muestra una imagen
del subsuelo. Para que estos mapas contengan información geológica el pozo y la sísmica deben
correlacionarse. Esta correlación es dada por los sismogramas sintéticos que convierten las
propiedades de roca medidas en el pozo y en una traza sísmica sintética. Esto se logra usando el
modelo convolucional de la traza sísmica (Ec. 6). El primer paso es extraer de los registros de
velocidad y densidad la serie de reflectividad, para luego realizar la convolución de esta serie con
Ec. 6
19
una ondícula, esta ondícula puede ser extraída de la sísmica o fijada por el intérprete. Por último
es necesario verificar el amarre entre la traza generada y la traza real, lo que permitirá asignar
topes formacionales a la imagen sísmica.
Figura.2.3 Secuencia para generar un sismograma sintético. (Modificado de Tearpock, 1991)
Normalmente en estos casos se asume que el ángulo de incidencia de la onda en el estrato
es cero (incidencia normal). Pero en algunos casos como por ejemplo si los contraste de
velocidad y densidad son muy grandes (arenas con gas, carbón, entre otro) se necesita calcular la
serie de reflectividad en función de ángulo lo cual implica relaciones mas complejas y la
utilización de un tercer parámetro, la velocidad de onda S.
2.1.7 Factores que Afectan la Velocidad de Propagación de Onda
Los métodos sísmicos están basados en la reflexión de ondas en interfases con diferentes
velocidades de propagación y densidades, no en aspectos petrofísicos de la roca. Sin embargo,
cambios en estas propiedades petrofísicas (litología, porosidad, contenido de fluidos entre otras)
afectan tanto la velocidad de propagación de la onda como la densidad de la roca yacimiento.
Debido a esto se pueden usar los métodos sísmicos para caracterizar yacimientos, siendo los
principales factores que lo afectan la mineralogía de la roca (litología), porosidad, temperatura,
presión y el contenido de fluidos.
20
2.1.7.1 Mineralogía
Dado que una roca es la mezcla de distintas cantidades de minerales con diferentes
propiedades elásticas. La velocidad de propagación en la roca dependerá de la velocidad de cada
uno de los minerales que la conforma.
2.1.7.2 Porosidad
Esta en una de las propiedades más importantes del yacimiento, ya que proporciona el
espacio vacío en el cual se alojaran los fluidos. La relación existente entre la velocidad de
propagación de la onda y la porosidad es que a mayor porosidad menor es la velocidad de
propagación. Sin embargo, el porcentaje de porosidad no es el único factor que afecta esta
relación, el tipo y la forma de poro juegan un papel muy importante en especial en rocas
carbonaticas, en donde la procedencia (primaria o secundaria) y tipo de poro (vugular, moldica,
entre otras) pueden causar diferencias de hasta 40 % en el rango de velocidad de una roca.
2.1.7.3 Presión
A medida que la roca se va soterrando sufre un aumento de presión que conlleva a que
gran cantidad de poros se cierren, causando que la roca se vuelva mas compacta. Este cambio en
la roca se ve reflejado en el incremento de la velocidad de propagación de la onda. Por lo que se
puede decir que la velocidad aumenta con la profundidad o lo que es lo mismo con la presión
2.1.7.4 Tipo de fluido
El tipo de fluido saturante es otro factor importante que controla la velocidad de
propagación en una roca porosa. Por lo general, un líquido de menor densidad produce una
disminución en la velocidad de la roca.
2.1.7.5 Temperatura
Cambios de temperatura importantes, dentro de una roca yacimiento, también producen
cambios en las velocidades de propagación. Así, se ha observado que un aumento de la
temperatura en la roca produce una disminución en las velocidades. (Regueiro, 2007)
2.1.8 Inversión Sísmica
La inversión sísmica es una herramienta de interpretación que integra de manera óptima la
información geológica y petrofísica con los datos sísmicos para construir una imagen del
subsuelo con mayor resolución que la ofrecida por las imágenes sísmicas convencionales.
21
Por inversión sísmica se entiende cualquier proceso que estime las propiedades físicas del
yacimiento como por ejemplo la impedancia, partiendo de los datos sísmicos. La meta de la
inversión sísmica es transformar cada traza sísmica en un pseudo registro de impedancia y de esta
forma pasar de tener información de interfases (sísmica) a información de intervalos o de
propiedades de la roca (impedancia). (Vasquez, 2009)
Existen 2 tipos de inversión sísmica; la inversión acústica, la cual asume incidencia
normal, esta generalmente se aplica a datos sísmicos post apilados, y la inversión elástica que
depende del ángulo de incidencia, por lo tanto se trabaja datos sísmicos pre-apilados. En este
trabajo aplicara la inversión acústica de los datos sísmicos
Entre las principales ventajas de la inversión acústica están:
• Se reduce los efectos producidos por la ondícula
• Existe la posibilidad de extender la data fuera del ancho de banda de la sísmica
• Variaciones areales en la impedancia acústica pueden revelar cambios en la litología y
porosidad, permitiendo la predicción de propiedades del yacimiento como la
porosidad, espesor de arena entre otros
• Atenúa el ruido aleatorio
2.1.9 Modelo Inicial o Modelo de Baja Frecuencia
La sísmica tiene un contenido de frecuencia limitado, perdiendo generalmente las
frecuencias más altas y bajas. La importancia de las altas frecuencias es que aumentan la
resolución vertical de los datos, mientras que las bajas frecuencias tienen gran importancia en la
interpretación cuantitativa. (Buxton et al.,.2000)
En la figura 2.4 se muestran 3 trazas invertidas con diferentes contenidos de frecuencia.
En la figura 2.4a se tiene un ancho de banda limitando que se podría encontrar en la sísmica
convencional (entre 10-80 Hz), con este contenido de frecuencia se puede estimar el espesor
aproximado, pero el valor de impedancia y forma no son correctos. En la figura 2.4b se
incremento el contenido de frecuencia a 500 Hz, como resultado se pudo obtener el espesor de la
capa pero todavía no se representa de manera correcta el modelo. Por otro lado, en la figura 2.4c
se añadió la información de bajas frecuencia teniendo un espectro que va de 0 a 80Hz, en este
22
caso se obtuvo el mejor resultado tanto de espesor, así como de valor de impedancia
(Buxton et al., 2000).
Por esta razón uno de los datos de entrada de la inversión acústica es el modelo de inicial
o de baja frecuencia, en el cual se amplia el contenido de frecuencia, usando la información de
los registros de pozo interpolada y extrapolada mediante técnicas estadísticas y siguiendo la
forma de estructural de los horizontes interpretados.
Figura 2.4 Modelo de impedancia y su amarre para diferentes contenidos de frecuencia. (Tomado
de Buxton et al., 2000).
2.1.10 Algoritmo de Inversión
La inversión acústica de los datos sísmicos se basa en recuperar las impedancias de la roca
a partir de la serie de reflectividad. Por lo tanto, si partimos del modelo convolucional de la traza
sísmica (ecuación 5), y se conoce la ondícula, se puede determinar la serie de reflectividad. Esta
serie de reflectividad (ecuación 4) esta relacionada con la impedancia de los medios que la
generan, al despejar de esa relación la impedancia infrayacente se obtiene la sigueitne formula
recursiva.
Ec. 7
23
El algoritmo de inversión usado en este trabajo es “Sparse Spike” del tipo inversión
restringida de autovectores (“constrained eigenvectors inversion”), este método es conveniente
para ventanas pequeñas de tiempo y esta basado en estimar la serie de reflectividad de la
expansión. (Makin et al., 1999)
donde
x(t) segmento de la traza de sísmica.
φ la base del vector ortonormal.
Esta base debe ser elegida de tal manea que garantice un pequeña contribución del
segmento de la traza sintética dentro del intervalo de tiempo a ser estudiado. A su vez la ondícula
es reducida a un filtro pasó banda con forma fase cero.
Por lo tanto el problema se reduce a estimas el coeficiente α. Sin embargo, esta solución
no es única, para lograr la unicidad deseada en la solución es necesario aplicar ciertas
restricciones.
Dichas restricciones vienen dadas por las condiciones del área de estudio. Además esta
solución tiene que tener una banda de frecuencia limitada parecida a la banda de frecuencia de la
traza sísmica y también debe ajustarse a toda a información disponible (modelos iniciales,
registros de pozo, modelos geológicos, etc.).
2.1.11 Atributos Sísmicos
Los atributos sísmicos son medidas específicas de características geométricas,
cinemáticas, dinámicas o estáticas provenientes de los datos sísmicos. (Sheriff et al., 1997).
Los atributos pueden presentar información fundamental de la data sísmica: tiempo,
amplitud, frecuencia y atenuación. Los atributos mas comunes son los obtenidos después del
apilamiento (poststack), es decir después de que los datos sísmicos fueron migrados y apilados.
Ec 8
24
En la actualidad existen más de 50 atributos sísmicos distintos calculados a partir de las
trazas sísmicas, estos atributos son aplicados para la interpretación de estructuras geológicas,
estratigráficas y propiedades de roca y fluido. Generalmente los atributos son representados en
tiempo, dado de que al realizar la conversión de tiempo a profundidad se pueden arrastrar errores
en cuando a la profundidad de los reflectores.
En este trabajo se utilizaron tres clases de atributos:
• Descomposición Espectral.
• Traza Compleja.
• Atributos extraídos del cubo de impedancia.
Descomposición Espectral: Estos atributos permiten iluminar las estructuras con
diferentes bandas de frecuencia buscando obtener una mejor resolución. (Partyka, 1999)
La descomposición espectral permite la detección de capas delgadas y de sus
características geológicas más allá de los límites del análisis sísmico tradicional descomponiendo
la señal sísmica en sus componentes de frecuencia. Los mapas de amplitud resultantes de la
descomposición espectral pueden ayudar en la estimación del espesor de las capas y definir
discontinuidades en la estratigrafía lateral.
Traza Compleja: Estos pueden proporcionar información sobre litologías, acumulaciones
de gas o fluidos, entre otros. Se basan en que las ondas sísmicas se dividen en una parte real y
una imaginaria (señal analítica)
Atributos extraídos del Cubo de Impedancia: como su nombre lo indica estos atributos son
extraídos del cubo de impedancia acústica generado a partir de la inversión de los datos sísmicos,
son de gran importancia debido a que dan información sobre propiedades de roca, al contrario de
los nombrados anteriormente que proporcionan información de la reflexión en una interfase.
2.2 Petrofísica
2.2.1 Registros de Pozo
Los registros de pozo ofrecen un reconocimiento detallado de propiedades de la
formación geológica penetrada por un pozo. En la prospección de hidrocarburos estos registros
buscan recabar información de las propiedades de roca y fluido de la formación, con la finalidad
25
de encontrar zonas para la explotación de hidrocarburos en distintos intervalos de formaciones
geológicas. Entre las propiedades de rocas que los registros de pozo pueden grabar están:
eléctricas, acústicas, radioactivas, electromagnéticas, entre otras.
Algunos de los registros de pozo más usados son: Gamma Ray, Caliper, Sónico,
Densidad, Neutrón y Disparo de Verificación (Check Shot)
2.2.1.1 Registro de Rayos Gamma (Gamma Ray)
Es la medición de la cantidad de emisión natural de rayos gamma, que son causados por
la radiación combinada proveniente de Uranio, Thorio y Potasio y otros elementos radioactivos
provenientes de las formaciones en el subsuelo. Los minerales que emiten rayos gamma, se
encuentran generalmente en formaciones compuestas por lutitas o rocas con minerales arcillosos
siendo estos responsables de altas lecturas en el registro en este tipo de rocas. Por otro lado
formaciones limpias de contenido arcilloso tienen generalmente una baja lectura de rayos gamma.
2.2.1.2 Registro Caliper (diámetro del hoyo)
Es una medición física de la distancia entre la pared del hoyo y el punto de medición
ubicado en la herramienta, mediante uno o varios brazos que se extienden hasta alcanzar la pared
del hoyo.
Una de las aplicaciones más importantes de este registro es permitir determinar la
geometría del hoyo y con ellos, las zonas donde existan derrumbes en el pozo. Conocer la
ubicación de los derrumbes es de gran importancia, debido a que durante la corrida de otros
registros estas zonas pueden ocasionar lecturas de la caverna y no de la formación en estudio.
2.2.1.3 Registro Sónico
Es un registro que mide el tiempo que requiere una onda compresional en atravesar un pie
de formación. El tiempo que tarde la onda en recorrer esa distancia es conocido como tiempo de
transito y es el inverso de la velocidad de la onda para una determinada formación, la cual va a
depender principalmente de la litología y la porosidad. Las herramientas usadas en este registro
tienen uno o mas transmisores y dos o mas receptores, los mismos que están diseñados para evitar
efectos producidos por las condiciones del pozo o por la inclinación de la herramienta.
26
2.2.1.4 Registro de Densidad
Este registro emite rayos gamma, los cuales colisionan con electrones de la formación, y
se ocasionan perdida de energía de los rayos emitidos. La magnitud de rayos gamma que regresan
a los detectores se mide en dos niveles de energía. La radiación medida es proporcional a la
densidad electrónica de la formación, por consiguiente es posible determinar la densidad del
volumen de la roca y ésta a su vez relacionarla con porosidad. La profundidad de penetración de
la herramienta es relativamente somera. La medición se efectúa mediante un patín que se apoya
en la pared del pozo, del cual se emite la radiación gamma y tiene dos detectores que compensan
las condiciones del hoyo.
2.2.1.5 Registro Neutrón
Este registro mide la concentración de hidrógeno en la formación. En el mismo una fuente
radioactiva en la herramienta, emite neutrones de manera continua hacia la formación, estos
neutrones colisionan con núcleos de los átomos en la formación, principalmente con átomos de
hidrogeno que tienen masa similar. Al colisionar, los neutrones pierden energía en cada colisión
hasta que son absorbidos por un núcleo. Esta perdida de energía tiene relación directa con la
concentración de átomos de hidrogeno, los cuales forman parte fundamentalmente del agua que
esta contenida en los espacios porosos. De ahí que se puede relacionar la medición efectuada, con
valores de porosidad en el medio.
2.2.1.6 Disparo de Verificación (Check-Shot)
Esta herramienta consiste en colocar fuentes en superficie y detectores a diferentes
profundidades de un pozo, registrando el tiempo de viaje desde la fuente hasta cada uno de los
detectores, generándose así las curvas tiempo-profundidad. Estas curvas dan directamente valores
de velocidad promedio, al dividir la profundidad por el tiempo correspondiente. La importancia
de este registro es que permite llevar la profundidad de los registros a tiempo, permitiendo así
correlacionar la información obtenida de la sísmica con la información de pozo
2.2.1.7 Registro de Imagen Resistiva
Es una imagen de la pared del pozo de alta resolución, en donde electrodos colócalos en
brazos de la herramienta son empujados contra el hoyo y miden la resistividad mas somera de la
formación. Este registro es usado para la determinación de buzamiento y dirección de transponte,
identificación de fallas y fracturas y además de evidenciar detalles estratigráficos como tipos de
macro porosidad en caso de que existan.
27
2.2.2 Límites Elásticos
Los límites elásticos se pueden definir como barreras físicas que los materiales en la
naturaleza no pueden superar en cuanto a suavidad o rigidez de una muestra (Avseth et al., 2005).
Estos límites relacionan la fracción de un material con algún modulo determinado, dando así una
metodología solida para el control de calidad de los registros de pozo. En la práctica los detalles
de la geometría de poro muy pocas veces son conocidos. Por lo que solo se puede calcular el
límite inferior y superior para una mezcla de N cantidad de material y fluidos.
Figura 2.5 Ilustración de los módulos elásticos superior e inferior para una mezcla de 2 materiales
(Modificado de Avserh et al., 2005)
2.2.2.1 Límite Superior ó Límite de Voigt
Es uno de los limites elásticos mas simple, y relaciona un modulo Mv con una la fracción
del material para una mezcla de N materiales. Este límite viene dado por la relación
Donde:
fi es la fracción del i-esimo material
Mi es el modulo del i-esimo material
Ec. 9
28
No hay manera que la naturalaza pueda juntan una combinación de material tales que sean
mas rígidos que el promedio aritmético de los módulos de los materiales dado por el limite de
Voigt. (Avseth et al., 2005).
2.2.2.2 Limite Inferior ó Límite de Reuss:
Al igual que el limite de Voight es una de las aproximaciones mas simples en la cual se
relacionan un modulo (MR) con la fracción del material. Este límite viene dado por la relación.
Donde:
fi es la fracción del i-esimo material
Mi es el modulo del i-esimo material
No hay forma que la naturaleza pueda realizar con combinación de materiales tales que
sean más suaves que promedio armónico de los módulos de los materiales dado por el limite de
Reuss. (Avseth et al., 2005).
Matemáticamente las relaciones de Voigt y Reuss pueden representar cualquier módulo
(módulo de bulk, módulo de cizalla, módulos de Young, entre otros). Sin embargo, tiene mas
sentido realizar este cálculo para el módulo de bulk y de cizalla, que para cualquier otro módulo,
debido a que están directamente relacionados con la velocidad de propagación de onda en un
medio.
2.2.3 Suavizado de Backus
La escala en la cual los registros de pozo son adquiridos es muy pequeña si se compara
con la longitud de onda de la sísmica. Por lo tanto para lograr entender como las propiedades de
roca observadas por la sísmica, como la impedancia, se relacionan con las propiedades medidas
Ec. 10
29
en los pozos, es necesario llevar ambos datos a una misma escala o resolución vertical. Para ello
se tiene que realizar un escalamiento de los registros pozo o lo que es igual un suavizado que
permita que ambas fuentes de información tengan aproximadamente la misma resolución.
El suavizado Backus supone que los módulos elásticos y la densidad de una capa de
algún espesor, pueden ser representados como el promedio de dichas propiedades de varias capas
más finas.
2.2.4 Relación de Wyllie
La ecuación de Wyllie propone una relación empírica entre la velocidad y la porosidad de
la roca cuyos poros están llenos de fluido
Donde V es la velocidad de onda P en la roca saturada, Vflu la velocidad de onda en el
fluido Vmat la velocidad de onda en la matriz rocosa
La interpretación de esta relación es que el tiempo total de transito es la suma del tiempo
de transito de la onda en la matriz y el tiempo de transito en el espacio saturado de fluido.
2.3 Geoestadística
La palabra geoestadística está conformada por dos partes la geo y estadística. Por lo tanto,
su significado puede ser visto como la recopilación de todos los métodos estadísticos y
probabilísticos aplicados a la geociencia.
El objetivo principal de la Geoestadística es la caracterización de fenómenos geológicos que
pueden ser correlacionados espacial o temporalmente, lo que conlleva a varios tipos de
aplicaciones, tales como:
Ec. 11
Ec. 12
30
• La estimación de una variable a partir de un conjunto de medidas.
• Proporcionar medidas sobre la incertidumbre de la estimación, constituyendo un marco
ideal para seleccionar la ubicación de puntos de muestreo, minimizando así la
incertidumbre.
• Proveer las herramientas capaces de integrar disciplinas, tales como la petrofísica, la
sísmica y la geología. (Bauza, 1999).
2.3.1 Semivariogramas
El semivariograma es la herramienta geoestadística básica para visualizar, modelar y
describir la autocorrelación espacial de una variable distribuida en el espacio. Es una medida de
dispersión. El semivariograma es de mucho interés ya que incorpora muchas características de la
continuidad espacial. Estas características se capturan analizando la similitud o disimilitud entre
los puntos de un área que se encuentran separados por una distancia “h” conocida como “lag”. El
semivariograma se calcula a través de la diferencia cuadrada entre los valores del atributo en
cuestión en dos puntos del área en estudio, separados a una distancia “h”. Para obtener una
relación generalizada aplicable a esta área, este cálculo se repite para todas las muestras que están
a una distancia “h” en una misma dirección y se obtiene la diferencia cuadrada media. (Bauza,
1999)
Semivariograma experimental tradicional viene dado por la siguiente ecuación
2
1
)]()([)(2
1)(* ∑
=
+−=n
iii hxZxZ
hNhγ
Donde:
z(xi) =los valores experimentales en los puntos xi
z(xi + h) =los valores experimentales para la localización (xi+ h)
N(h) = número de pares de los valores experimentales para una distancia “h”
γ*(h) = es el semi-variograma experimental
Sobre el semi-variograma experimental se ajusta una ecuación matemática conocida como
“modelo”, donde se definen los parámetros que serán utilizados en la técnica geoestadística
Ec. 13
31
escogida. Los parámetros que se determinan a partir del ajuste son: la meseta (varianza), el
rango.
El semi-variograma se define matemáticamente como:
[ ])()(2
)( hxZxZVar
h +−=γ
Donde
γ(h) = es el semi-variograma teórico
z(xi) =los valores experimentales en los puntos xi
z(xi + h) =los valores experimentales para la localización (xi+ h)
- Meseta (Sill): se refiere al valor de la covarianza cuando el modelo tiende a ser asintótico -
depende del tipo de semi-variograma utilizado.
- Rango (Range): distancia a la cual el modelo matemático tiende a ser asintótico, esto implica
que a partir de esta distancia no existe autocorrelación.
Figura.2.6 Esquema de un variograma teórico y experimental con sus componentes
2.3.2 Kriging
La técnica de kriging implica la estimación de valores desconocidos del atributo Z en una
localización xo, usando datos reales de muestras de localizaciones vecinas. Todas estas técnicas
usan regresiones lineales para obtener el resultado. Dicho método permite calcular estimados de
una variable regionalizable en un punto, sobre un área o dentro de un volumen
El método kriging tiene un número de ventajas sobre otros métodos de interpolación, pero
la principal es que cuando las muestras tienen mayor correlación en una dirección específica
(anisotropía) el kriging le asigna mayor peso a la estimación en esa dirección. Dado que se utiliza
Ec. 14
32
la variografía experimental – al igual que todos los métodos geoestadísticos – el kriging calcula
de forma más precisa los posibles estimados desde la data disponible en la vecindad del pozo.
(Bauza, 1999)
2.3.3 Análisis de Componente Principal
En análisis de componente principal o ACP es una técnica estadística de síntesis de la
información. El objetivo es reducir la cantidad de variables, perdiendo la menor cantidad de
información posible.
El ACP construye una transformación lineal, que escoge un nuevo sistema de coordenadas
para el conjunto original de datos, en el cual la varianza de mayor tamaño del conjunto de datos
es capturada en el primer eje (Primera Componente Principal), la segunda varianza más grande es
el segundo eje, y así sucesivamente. Luego se rota el set de datos para ajustarlo a la estos nuevos
ejes. Por ultimo es de hacer notar que los nuevos ejes son linealmente independientes entre ellos.
El ejemplo mas básico es el caso ilustrado en la figura 2.7, en el cual se poseen 2 atributos
cuales quiera. El primer paso es encontrar las direcciones de mayor varianza las cuales serán
denominadas primera y segunda componente principal. Seguidamente se rota el sistema de
coordenadas para adaptarlo a este nuevo sistema dado por las componente principales, es de
hacer notar que este nuevo sistema de coordenadas esta centrado en las 2 nuevas componentes. Si
se observa el aporte de cada componente, se puede notar como para este ejemplo el 99.97 % de la
información esta contenida solo en la primera componente principal, por lo tanto la segunda
componente puede ser considerada como ruido. De esta manera se puede reducir la
dimensionalidad de los datos, en este caso de dos dimensiones a una solo que posee casi toda la
información.
Figura 2.7 Análisis de componente para dos dimensiones
33
2.3.4 Teorema de Bayes
Sean A1,A2,...,Ai,...,An, sucesos mutuamente excluyentes y de probabilidad distinta a cero.
Sea B un suceso cualquiera del que se conocen las probabilidades condicionales P(B | A1).
Entonces, la probabilidad P(A1 | B) viene dada por la expresión:
Donde:
P(Ai) son las probabilidades a priori.
P(B | Ai) es la probabilidad de B en la hipótesis Ai.
P(Ai | B) son las probabilidades a posteriori.
2.4 Técnicas Multi-Atributos
2.4.1 Mapas de Similitud
El mapa de similitud muestra la semejanza entre la respuesta sísmica de cada región del
área de estudio respecto a un punto seleccionado en el yacimiento (Michelena et al., 1998).
Usualmente, el punto control es un pozo cuyas propiedades resultan ser de interés, bien sea
debido a que las características físicas allí encontradas resultan ideales para la acumulación y
producción de hidrocarburos, o bien porque indican zonas económicamente no atractivas.
Para generar estos mapas primero se extraen mapas de atributos sísmicos en la ventana de
tiempo limitada por los horizontes seleccionados. Luego, se seleccionan aquellos atributos
independientes entre sí a fin de evitar la incorporación de información redundante. Después se
calculan los valores de referencia (media (m) y desviación estándar (σ)) alrededor del punto
control para cada atributo.
Cada valor puntual de un atributo es clasificado en función de su media aritmética,
calculada en su correspondiente ventana de clasificación. Si el valor está comprendido en el
rango definido por mi±σi, se le asigna un puntaje elevado, (típicamente 1), de lo contrario, se le
asigna un valor bajo (típicamente 0). El proceso de clasificación es repetido para todos los puntos
34
del mapa de atributos y para cada uno de los atributos considerados. El resultado de cada
evaluación es asignado a su correspondiente ubicación geográfica. Por último, se combinan todos
los mapas sumándolos. Mientras mayor la similitud, más altos serán los valores obtenidos en el
mapa final (figura 2.8) (Montes, 2002).
Figura 2.8 Metodología seguida para la generación de los Mapas de Similitud (modificado de
Michelena, et a.l, 1998)
2.4.2 Clasificación de facies Sísmicas:
Una facies sísmica puede ser definida como una unidad o región estratigráfica que tiene
un patrón de reflexión distinguible de otras áreas, sobre la base de amplitud de reflexión,
continuidad o geometría (Mitchum, 1977).
La interpretación de facies sísmicas si se realiza de forma directa busca conseguir causas
geológicas que sean responsables de una determinada respuesta sísmica de un área determinada,
por lo tanto la interpretación directa esta orientada a predecir litología, contenido de fluidos,
porosidad, edad relativa, sobrepresión de arcillas, tipos de estratificación, entre otros aspectos.
35
Por otro lado, la interpretación indirecta tiene como meta lograr obtener información
sobre el proceso depositacional y el ambiente, dirección de transponte y algunos aspectos de la
evolución geológica (trasgresión, regresión, etc) entre otros.
Existen 2 tipos de clasificación de facies sísmicas, la clasificación del tipo no supervisada
en la cual el intérprete solo define el número de clases, y la clasificación supervisada el intérprete
tiene que asignar datos de entrenamiento al algoritmo además del número de facies deseadas. Por
otro lado, todas las clasificaciones de facies sísmica tienen 2 pasos fundamentales. El primero de
ellos es verificar si es posible discriminar entre las clases definidas por el intérprete (figura 2.9 a),
si esto es posible, el siguiente paso es asignar a un punto cualquiera una da las facies antes
definidas (figura 2.9 b)
Figura 2.9 Metodología de clasificación de facies sísmicas. a) discriminación de facies definidas.
b) asignación de un punto cualquiera a las facies antes definidas (modificado Fournier, 2007)
a b
CAPITULO III
FÍSICA DE ROCAS
3.1 Metodología
3.1.1 Información disponible
Para la realización de este trabajo se contó con un levantamiento sísmico 3-D grabado en
el año 1993 con las siguientes características:
• Tiempo de grabación = 0 a 4000 ms
• Separación Inline/Crossline = 40 m
• Taza de muestreo = 2 ms
• Frecuencia predominante = 31 Hz
• Resolución vertical de aproximadamente 99.25 ft en la zona de yacimiento en estudio
(Miembro “O” de la Fm Escandalosa).
Es importante resaltar que a este cubo no se le aplicaron post procesos. Lo cual significa
que no se aplico un mejoramiento de la imagen que alterara los valores de amplitudes o la
ondícula incluida en la sísmica después del procesamiento.
Por otro lado, en el campo Maporal existen un total de 30 pozos perforados, de los cuales
27 están completados en el miembro “O” de la Formación Escandalosa. Dado que uno de los
pasos para efectuar la inversión acústica es la generación de sismogramas sintéticos, es
indispensable la existencia de registros velocidad, densidad y check shot. La existencia de los
mismos fue el principal criterio a ser usado para la selección de los pozos que serían usados en la
inversión. En total sólo 7 pozos contaban con la información de los registros necesarios para
realizar la inversión (SMW-6, SMW-13, SMW-14, SMW15, SMW16, SMW17, SMW20). Es de
hacer notar que los pozos que serán usados en la inversión sísmica están bien distribuidos a lo
largo de yacimiento (ver figura 3.1).
37
En la figura 3.1 se observa un mapa en tiempo de la Formación Escandalosa. En el mismo
está plasmado la ubicación de los todos pozos, además de los registros (sónico, densidad y/o
check shot) que este posea.
Figura 3.1 Mapa en tiempo de la Formación Escandalosa. Los puntos negros corresponden a la
ubicación de los pozos. Los puntos azules marcan los pozos con chek shot, los puntos verdes
marcan los pozos con registro sónico. Los puntos rojos marcan los pozos con registro de
densidad.
3.1.2 Control de Calidad de los Registros de Pozo
Los registros de pozo son de gran importancia para realizar cualquier estudio, dado que
proveen información sobre las propiedades de roca en un punto; también permiten dar sentido
geológico a la sísmica. Por ello se debe aplicar un control de calidad a dichos registros para así
garantizar la no propagación de errores y la buena calidad del estudio a realizar. El control de
calidad realizado a los registros se describe a continuación.
3.1.2.1 Histogramas de Frecuencia
En esta fase del control de calidad se generaron histogramas de frecuencia de los registros
de interés de los pozos seleccionados. Dado que todos estos pozos atravesaron las mismas
formaciones, los mismos deberán tener una tendencia parecida en los histogramas. En caso de
encontrarse algún histograma fuera de la tendencia, éste deberá ser normalizado a los valores
extremos la tendencia del grupo, sin modificar la forma del histograma dado que viene dada por
38
las particularidades de cada pozo (variaciones de litología, porosidad, entre otros). Como
resultado se obtuvieron histogramas de cada una de las curvas de densidad y velocidad
disponibles, para determinar si era necesaria la normalización de los registros. Para el único caso
en que fue necesario realizar la normalización, fue en el registro sónico de pozo SMW-16.
En la figura 3.2 se muestra el histograma de frecuencia del registro sónico del pozo
SMW-16. La línea amarilla representa la frecuencia acumulada de los pozos vecinos al SMW-16
en el cual fue observada la anomalía. En la imagen izquierda, se observa cómo dicho registro se
encuentra desfasado respecto a los demás, arrojando valores por debajo de la media. Al
normalizar este registro (figura 3.2 b) se busca descartar posibles anomalías en la adquisición del
mismo; sin embargo, es necesario verificar que las velocidades que han sido modificadas sean
capaces de reproducir los módulos elásticos de la roca.
Figura 3.2 Histogramas de frecuencia del registro sónico del pozo SMW-16. a) Se muestra la
diferencia que existe entre el pozo SMW-16 (azul) y la tendencia de los demás (amarillo) .b) se
muestra el histograma del SMW-16 al ser normalizado a la tendencia de los demás.
3.1.2.2 Limites de Voigt y Reuss
La segunda fase del control de calidad fue calcular en cada pozo los límites elásticos, en
este caso los límites de Voigt y Reuss (Avseth et a.l, 2005). Dado que estos límites se obtienen en
función de los módulos elásticos y la fracción del material (Ec 9 y 10), a primera vista se puede
a) b)
39
pensar que esta fase en el control de calidad de los registros de pozo es inútil debido a la ausencia
de un registro que mida los modulo elásticos. Sin embargo, al estudiar la ecuación de onda P se
observa que ésta velocidad de propagación de la onda en el medio depende del modulo de bulk.
Por otro lado, la fracción de material puede ser vista como el volumen no poroso de una muestra.
Por lo tanto, si se considera una muestra de volumen constante, al disminuir la fracción del
material de la cual está conformada, aumenta la porosidad y con ello se disminuye la densidad de
dicha muestra. Desde este punto de vista es posible aplicar los límites de Voigt y Reuss como
método de control de calidad a los registros sónicos y de densidad
En este trabajo los límites elásticos fueron calculados para una mezcla de calcita - agua y
dolomíta - agua. Se realizaron estas combinaciones debido a que la dolomía y la caliza son las
litologías más abundantes en esta formación, que se define como un carbonato de mezcla. Por
otro lado se empleo el agua como único fluido en la mezcla, con el objetivo de simplificar el
cálculo de los límites. Además, el crudo presente en la zona es de densidad mediana
(aproximadamente 26°API) y no cambia significativamente los resultados.
Si un grupo de puntos se encuentra fuera de los limites de Voigt y Resss, esto sería
indicativo de un error en los datos, ya sea durante la fase de adquisición (posiblemente por
derrumbes en el pozo) o en alguna fase de interpretación previa (edición incorrecta del registros).
Ese error debe ser corregido en caso de ser posible, en caso contrario, descartado del set de datos
a ser utilizado.
En la figura 3.3 se muestra un grafico cruzado de Velocidad vs. Densidad para la
Formación Gobernador y el miembro “O” de la Formación Escandalosa en el pozo SMW-17,
junto con los límites elásticos, para calcita (color verde) y para dolomita (color naranja). Como se
puede distinguir en la imagen, la mayoría de los puntos están dentro del límite de calcita; sin
embargo, algunos puntos están fuera del límite calculado para este mineral. Por otro lado todos
los puntos quedan dentro de los límites de dolomíta; lo que indica la presencia de dolomia en la
zona de estudio. Aunque todos los puntos estén dentro de los límites para dolomita, es de hacer
notar que la dispersión de los mismos es bastante alta evidenciando la heterogeneidad litológica y
petrofísica de las formaciones analizadas.
40
Figura 3.3 Limites elásticos de Voigt y Reuss. Los puntos amarillos corresponden al miembro O
de la Formación Escandalosa, mientras que los puntos azules a la Formación Gobernador la cuel
se encuentra suprayacente a la Formación Escandalosa)
3.1.2.3 Edición de registros
Esta fue la última etapa de control de calidad de los registros, en la cual se compararon los
registros de cada carril (track) buscando inconsistencias entre ellos, como por ejemplo desfases
en profundidad.
Figura 3.4 Registros del pozo SMW-13. Se muestra que el registro de densidad se encuentra
desfasado en profundidad con respecto a los demás
41
En la figura 3.4 se muestra una serie de registros del pozo SMW-13. En la misma observa
que todos los registros muestran un cambio a una profundidad aproxima de 10418 pies, excepto
el registro de densidad que muestra este cambio a 10408; por lo tanto, este registro se encuentra
desfasado en profundidad 10 pies hacia arriba. Si este error no se hubiese detectado, una de las
posibles consecuencias es que la serie de reflectividad estaría errada y con ella la ondícula
extraída para ese pozo afectando de esa manera la ondícula multi pozo, por lo tanto, teniendo un
efecto directo en el resultado de la inversión.
Por éstas y otras razones, el control de calidad de los datos es una de las fases más
importantes del trabajo, debido a que si los datos de entrada se encuentran errados, todo lo que se
genere a partir de ellos también lo estará.
3.1.3 Escalamiento de Registros
Dado que uno de los objetivos de este trabajo es usar la inversión acústica de datos
sísmicos para la estimación de porosidades, se necesita la relación entre porosidad e impedancia
acústica a una resolución vertical aproximada a la de la sísmica. Esto es necesario debido a que la
tierra actúa como un filtro que elimina las altas frecuencia, y la frecuencia a la que son adquiridos
los registros de pozo es muy alta, lo que crea un conflicto de escala. Por lo tanto, si se aplicara la
relación entre IA y φ a escala de pozo se estaría subestimando los valores de porosidad, además
de no tomar en cuenta el comportamiento de filtro de la tierra. La posición en la cual se asigna el
punto del suavizado, es el centro de la ventana elegida para realizar el mismo.
3.1.3.1 Escalamiento de Impedancias Acústica (Suavizado de Backus)
En el caso de la impedancia acústica, la relación que se utilizó es el suavizado de Backus
el cual supone que los módulos elásticos y la densidad de una capa de algún espesor, pueden ser
representados como el promedio de dichas propiedades de varias capas más finas. Este suavizado
viene dado por la relación (Tomado Rodrigues, 2006):
Ec .11
42
El objetivo de este análisis es llevar el registro de pozo a una resolución vertical parecida
a la de la sísmica, ( ) siendo ésta de aproximadamente 30 metros. En este caso la ventana de
suavizado será esta para obtener un registro de impedancia a escala de la sísmica.
En la figura 3.5 se muestra el registro de impedancia original del pozo SMW-16 (línea azul)
muestreado cada pie; la línea roja representa el registro suavizado utilizando la relación de
Backus para una ventana de suavizado de 30 metros. Se puede observar como el registro
suavizado muestra menos cambios que el original, evidenciando así una disminución en la
frecuencia del mismo.
Figura 3.5 Suavizado de registro impedancia acústica.
3.1.3.2 Escalamiento de Porosidades
Debido a que la porosidad es una propiedad de la roca y no depende de la propagación de
onda en la misma, no es posible aplicar el suavizado de Backus. Por lo tanto, para llevar este
atributo a escala de la sísmica, se realiza un promedio aritmético en el cual la ventana del
promedio es la misma que la utilizada en el suavizado de Backus (30 metros).
Ec .15
43
Se muestra el registro de impedancia del pozo SMW-13. La línea azul representa el
registro original muestreado cada pie, la línea roja representa el registro suavizado utilizando la
promedio aritmético para una ventana de suavizado de 30 metros. Se puede observar, al igual que
el suavizado de impedancia, como el registro suavizado muestra menos cambios que el original,
evidenciando así una disminución en la frecuencia del mismo.
Figura 3.6 Suavizado de Porosidad.
3.2 Resultados
3.2.1 Relación entre Impedancia Acústica (IA) y Porosidad
Dado que la porosidad afecta la velocidad de propagación de la onda en el medio, está se
relacionada con la impedancia acústica. Debido a la relación existente entre estas ambas variables
se realizaron gráficos cruzados de IA vs φ. Primero a escala de pozo, lo cual significa usar todos
los puntos del registro de impedancia acústica y porosidad (con un espaciamiento de un pie) con
el objetivo de verificar dicha relación y luego a escala de sísmica, la cual representa la relación a
44
se utilizada cuando se estimen valores de porosidad a partir de los datos de IA obtenidos de la
inversión sísmica
En la imagen 3.7 se observa la relación entre la impedancia acústica y la porosidad a
escala de pozo. Este gráfico cruzado contiene los puntos de pertenecientes al intervalo de la
Formación Escandalosa en todos los pozos que serán usados en la inversión. La relación obtenida
fue
Φ=-0,0000200644*IA+0,3479793542
Tal como se esperaba la relación es inversamente proporcional. Es importante mencionar
que se tomó una aproximación lineal, dado que esta fue la que arrojo el mayor ajuste.
Como se puede observar la dispersión de los datos es moderada, arrojando un ajuste a una
tendencia lineal de aproximadamente el 66%. Si se considera que la formación en estudio es un
carbonato de composición heterogénea (carbonato de mezcla) la dispersión es aceptable.
Figura.- 3.7 Gráfico cruzado de IA vs φ a escala de pozo. Los puntos en azul representan los
valores de impedancia acústica y porosidad para cada punto dentro del intervalo de la Formación
Escandalosa en todos los pozos usado para la inversión. La línea naranja representa el ajuste de
estos puntos a una línea recta, con una correlación de aproximadamente 66 %.
Ec 16
45
3.2.2 Factores que Alteran la Relación entre Impedancia Acústica (IA) y Porosidad
Son muchos los factores que afectan la propagación de las ondas en las rocas. Sin
embargo, el principal agente de alteración de las velocidades y por la tanto de las impedancias en
un yacimiento carbonático, es la porosidad y el tipo de poro. Este último factor es el principal
causante de la dispersión observada en las relaciones, ya sean de impedancia acústica (IA) o Vp
con la porosidad. Por ejemplo, es posible encontrar un grupo de rocas carbonáticas que posea un
20% de porosidad, y velocidad de la onda P comprendida entre 4000 m/s y 5700 m/s, siendo la
única diferencia entre estas rocas el tipo de poro presente en la roca (figura 3.8). Por otro lado, si
se tomara una roca carbonática con un Vp de 4700 m/s dependiendo el tipo de poro puede tener
una porosidad entre 8 y 42 %(Eberli et al, 2003).
Si se genera un gráfico de Vp vs φ y se utiliza una escala de color dependiendo del tipo de
poro, se observaría como los distintos tipo de porosidad de agrupan. La forma en que estos
puntos se agrupan explicaría la dispersión observada en los gráficos obtenidos.
Figura 3.8 Gráfico de Vp vs φ. Se agruparon por color los principales tipo de porosidad presentes
en carbonatos. Se observa la gran variedad de valores de porosidad que puede tomar una roca
dependiendo del tipo de poro que posea (modificado de Eberli et al., 2003)
Para verificar la existencia de este comportamiento, se generó un gráfico de porosidad
versus impedancia acústica. En este gráfico están incluidos todos los puntos que se encuentran en
el miembro informal “O” de la Formación Escandalosa. Se usaron sólo los pozos a los cuales se
le han estimado volúmenes mineralógicos a partir de evaluaciones petrofísicas. Se usaron dichos
pozos debido a que se agruparon los puntos por litologías, tomando un corte de 60 %, es decir, si
46
la roca en ese punto estaba constituida por más de un 60% de un solo mineral se le asignó un
color dado.
En el gráfico 3.9 están representadas las principales litologías presentes en el miembro
“O” de la Formación Escandalosa (cuarzo, caliza y dolomita), y la relación de Wyllie para cada
una de ellas. La relación de Wyllie da el valor teórico de la relación entre IA y φ. Se puede ver
como los puntos pertenecientes a diferentes litologías se agrupan alrededor de su respectiva
relación de Wyllie, sin embargo, existe dispersión, esta se debe a la porosidad y mas a un al tipo
de poro existente en la roca.
Al observar la figura 3.9, se distingue una nube de puntos cuya litología predominante es
dolomita (color azul), la cual presentan valores especialmente altos de porosidad. A su vez estos
puntos pertenecían en su mayoría a un mismo pozo (SMW-20). Uno de los registros que posee
este pozo es el registro de imagen resistiva, el cual genera una imagen de la pared del hoyo, que
permite identificar estructuras como vugas y fracturas. En el registro de imagen de este pozo se
observan fluctuaciones de resistividades características de porosidad vugular (ver figura 3.9).
Figura 3.9 Gráfico de Porosidad vs Impedancia Acústica agrupados por litologías.
47
3.2.2 Relación entre Impedancia Acústica (IA) y Porosidad a escala de Sísmica
Ya con ambos sets de registros llevados a una escala similar a la resolución vertical de la
sísmica se generó nuevamente el gráfico cruzado de IA vs φ. Este gráfico conserva la tendencia
inversamente lineal mostrada inicialmente, sin embargo, la regresión lineal realizada da como
resultado una recta con un ajuste de 51% aproximadamente.
Figura 3.10 Comparación entre relación de IA y φ a) escala de sísmica b) escala de pozo
Si se compara la relación obtenida a escala de sísmica con la obtenida a escala de pozo, a
primera vista resultan similares. Sin embargo, al observa la ecuación resultante de aplicar la
regresión lineal, se nota cómo la pendiente de la recta a escala de sísmica es un poco mayor. Eso
se debe al comportamiento de la tierra como filtro que absorbe las altas frecuencias y, como
consecuencia de eso, los valores de porosidad derivados de esta ecuación son un poco mayor que
los dados por la relación a escala de pozo.
48
Asi, una vez realizada la inversión acústica y obtenido el cubo de impedancia acústica, se
utilizará la ecuación obtenida a escala de sísmica (ecuación 17) para llevar obtener un cubo de
porosidad del yacimiento, dado que se está utilizando la información obtenida en la sísmica para
generar el cubo de impedancia.
Φ=-0,0000373120 *IA + 0,5547576443
. Es importante recordar que esta relación fue obtenida solo con los puntos pertenecientes
al miembro informal “O” de la formación escandalosa, por lo que solo se puede transformar los
valores de impedancia a porosidad en este intervalo ya que dicha relación solo se cumple para ese
miembro carbonatico.
Ec 17
CAPÍTULO IV
INVERSIÓN ACÚSTICA
4.1 Metodología
4.1.1 Sismogramas Sintéticos
Para la generación de sismogramas sintéticos es necesario seguir una serie de pasos.
Primero usando la curva tiempo-profundidad se llevan los registros del pozo de profundidad a
tiempo. Este paso es importante dado que la sísmica esta adquirida en tiempo y si se quiere
comparar ésta con los registros de pozo ambos deben estar en las mismas unidades. Luego
partiendo de los registros sónicos y densidad, se obtienen los registros de impedancia acústica,
que no es más que la multiplicación de los mismos. Posteriormente, a partir del registro de
impedancia, se obtiene la serie de reflectividad.
El siguiente paso es la extracción de la ondícula de los datos sísmicos. El método que se
utiliza en este trabajo es el método deterministico, el cual toma como dato de entrada la serie de
reflectividad calculada a partir de los registros de pozo y busca la ondícula que, al ser
convolucionada con la serie de reflectividad, arroje una traza sintética lo más parecida posible a
la sísmica real. Al no definir ningún parámetro de la ondícula, se garantiza que la que se obtiene
sea aquella mas parecida a de la sísmica después del procesamiento. El otro método de obtener la
ondícula es el probabilístico; en este caso el intérprete define ciertos parámetros de la ondícula,
como por ejemplo la fase, para luego con dichos parámetros buscar una ondícula que de cómo
resultado el mejor amarre posible con la sísmica real.
El último paso para la generación del sismograma sintético es la aplicación de un “shift” o
desplazamiento vertical del sismograma sintético hasta lograr un amarre buen con la sísmica. Sin
embargo, este fase debe realizarse con sumo cuidado dado que, al realizar este ajuste, se están
modificando los valores de la curva tiempo-profundidad pudiendo ocasionar incongruencias
(Henry, 2000)
En la figura 4.1 se muestra el sismograma sintético generado para el pozo SMW-14. Se
observa cómo el amarre con el tope de la Formación Gobernador y el tope de la Formación
50
Escandalosa. En el caso particular de este pozo, siendo este uno de los mejores amarres
obtenidos, fue necesario aplicar un shift de -5 pies al sismograma sintético para lograr un mejor
amarre. La ondícula necesaria para la generación de este sismograma tiene una fase de 5° y una
frecuencia maxima de 30Hz. (figura 4.2)
Figura 4.1 Sismograma sintético en el pozo SMW-14. DT = registro sónico, RHOB registro de
densidad, IA impedancia acústica, GR gamma ray, OND es la ondícula extraída de la sísmica,
SINT sismograma sintético; en el último carril (track) se observa en rojo el sismograma sintético
y la sísmica real en negro. Además se señalan en azul y rojo, los 2 principales reflectores de la
zona que sirven como puntos de amarre.
Figura 4.2 Características espectrales de la ondícula extraída de las trazas cercanas al pozo
SMW-14. Esta ondícula tiene un fase muy pequeña y un frecuencia predominante de
aproximadamente 30Hz.
51
Esta metodología se realizó para todos los pozos que poseen check shot en el campo
(SMW-6, SMW-13, SMW-14, SMW-15, SMW-16, SMW-17, SMW-20). En todos los casos se
observo un muy buen amarre y ondículas con características espectrales parecidas a la obtenida
en el pozo SMW-14 (ver figura 4.3).
Figura 4.3 Amarre entre los sismogramas sintéticos y la sísmica real en varios pozos del campo.
4.1.2 Interpretación de Horizontes
Dado los contrastes de impedancia en la geología de la zona, en la sísmica se diferencian
3 reflectores principales que se observan a lo largo de toda la cuenca. En la figura 4.4 se muestra
el inline 937 con las interpretaciones correspondientes al tope de la Formación Gobernador y
Escandalosa.
Figura 4.4 Sección sísmica (Inline 937). Se
observan los reflectores pertenecientes al tope de
las Formaciones Gobernador y Escandalosa.
52
4.1.2.1 Tope de la Formación Pagüey
La respuesta sísmica de esta formación se debe a una discordancia erosiva entre la base de
la Formación Parángula y el tope de la Formación Pagüey. La Fm Parángula está conformada por
conglomerados y areniscas principalmente. Por otro lado la Formación Pagüey está constituida
por lutilas, limolitas y areniscas glauconiticas. Dada esta configuración de rocas, el contraste de
impedancias es bastante grande siendo el valor de esta negativo. El reflector generado es de fácil
seguimiento en toda la cuenca. Este horizonte fue interpretado con la finalidad de dar mayor
sentido geológico al modelo de baja frecuencia que se generó para toda la columna. Sin embargo,
por encontrarse más somero que el yacimiento en estudio, no se tomó en cuenta a la hora de
realizar el amarre sísmica pozo.
En la figura 4.5 se muestra la interpretación de este horizonte. El buzamiento de la
formación es bastante suave, de alrededor de 1°. Las fallas presentes en este estrato son de salto
muy bajo, inferior a la resolución de la misma, por lo que no pueden ser observadas. (Carmona,
2007)
Figura 4.5 Interpretación del reflector sísmico perteneciente a la Formación Pagüey
4.1.2.2 Tope de la Formación Gobernador
Esta formación es un excelente reflector sísmico debido a la presencia del miembro
Masparrito, el cual está constituido por calizas arrecifales, este miembro se encuentra ubicado
hacia el tope de la formación. El contraste de calizas con las lutitas presentes en la Formación
Pagüey genera un contraste de impedancias el cual se puede observar en gran parte de la cuenca.
Este miembro de la formación Gobernador se distingue desde el Campo Sinco hasta el área entre
53
Barinitas y el río Boconó (Léxico Estratigráfico de Venezuela), abarcando gran parte de la Sub-
cuenca de Barinas. Además, el espesor de este Miembro no sobrepasa los 50 metros, por lo que
sirve para delimitar el tope de la Formación Gobernador.
El buzamiento de las capas es bastante bajo, entre 1° y 2° (ver figura 4.6). El Campo
Maporal a esta profundidad está delimitado al sur, por una falla normal de rumbo aproximado de
este-oeste y al oeste por una falla inversa con rumbo noroeste-sureste.
Figura 4.6 Interpretación del reflector sísmico perteneciente a la Formación Gobernador. La línea
punteada delimita el Campo Maporal.
4.1.2.3 Tope de la Formación Escandalosa
Esta formación ofrece un reflector sísmico regional debido a que el primer ciclo de esta
formación, conocido como miembro informal “O”, es una caliza cristalina que, al estar en
contacto con las lutitas pertenecientes a la Formación La Morita, genera un contraste de
impedancia, cuya respuesta sísmica puede ser fácilmente seguida por toda la subcuenca. Esta
superficie se utilizará para realizar el amarre sísmica-pozo en este trabajo, debido a que es uno de
los reflectores más fuertes en el campo de estudio, además de ser el reflector correspondiente al
yacimiento en estudio.
La estructura del campo Maporal es parte de un anticlinal asimétrico alargado en sentido
sureste –noroeste (figura 4.7), con muy poco relieve, y buzamiento entre 1 y 2 grados en
dirección norte, este y oeste (Carmona, 2007). Esta formación posee 2 fallas mayores, una falla
de tipo normal de ángulo alto, que limita el yacimiento hacia el sureste, y una falla inversa de
ángulo alto con rumbo sureste-noroeste
54
Figura 4.7 Interpretación del reflector sísmico correspondiente a la Formación Escandalosa. La
línea punteada delimita el Campo Maporal.
4.1.3 Generación del Modelo Inicial o Modelo de Baja Frecuencia
El modelo inicial de impedancia acústica es usado como dato de entrada en la generación
del modelo óptimo de impedancia acústica resultante de la inversión. Este modelo incorpora la
información de pozos (registro de impedancia) y los horizontes interpretados de la sísmica. Para
la construcción del modelo de bajas se interpolan y extrapolan los valores de impedancia
siguiendo la forma de los horizontes interpretados; es decir el perfil de la estructura va cambiando
progresivamente según la forma de los distintos horizontes.
Los horizontes usados fueron los principales reflectores observados en la cuenca. El tope
de la Formación Pagüey que varía de 1630 a 1750 milisegundos de profundidad, el tope de la
Formación Gobernador y el tope de la Formación Escandalosa, que cambian de 1890 a 2130 y de
2000 a 2240 milisegundos respectivamente. Los registros de impedancia usados son los
pertenecientes a los pozos SMW-6, SMW-13, SMW-14, SMW-15, SMW-16, SMW-17 y SMW-
20.
Es importante destacar que el modelo inicial generado para la inversión sísmica cubre
todo el rango de frecuencias, desde la más baja hasta la frecuencia más alta disponible en el
55
Kpa*s/m
volumen sísmico incorporando, de esta forma, las bajas frecuencias al modelo de impedancias
resultante de la inversión.
Para la generación del modelo inicial es necesario aplicar ciertas técnicas geoestadística.
La primera de ellas es la generación de semivariogramas experimentales y realizar el ajuste a un
semivariograma teórico. Con ello se consigue ver la similitud o disimilitud de los datos de los
registros de los diferentes pozos ubicados en el campo, además de observar una dirección de
propagación preferencial en caso de que ésta exista. Luego se interpolan y extrapolan los valores
de impedancia de los pozos a todos los puntos en el mapa usando kriging. La forma estructural de
esta interpolación esta signada por las interpretaciones de los horizontes.
En la figura 4.8 se observa el modelo inicial obtenido. Es de hacer notar la importancia de
usar el horizonte interpretado de la Formación Pagüey, ya que sin éste el modelo inicial carecería
de sentido geológico por encima del tope de la Formación Gobernador.
Figura 4.8 Modelo de inicial de impedancias acústica
56
4.1.4 Inversión Acústica
El algoritmo de inversión usado en este trabajo es “Sparse Spike” de tipo
inversión restringida de autovectores (“constrained eigenvectors inversion”). Este algoritmo
requiere, como datos de entrada una ondícula promedio, el modelo inicial de impedancia
acústica, además de parámetros que garantizan la unicidad de la solución encontrada estos
parámetros son:
• Frecuencia mínima =10 Hz (mínima frecuencia de la sísmica que será tomada en
la inversión)
• Frecuencia máxima =55 Hz (máxima frecuencia de la sísmica que será tomada en
la inversión)
• Factor de Escala = 5,47e-8 (valor por el cual es necesario multiplicar la sísmica
sintética para igualar la escala con la sísmica real)
• Corte de Bajas frecuencias = 14 Hz (valor a partir del cual se tomaran los valores
del modelo inicial.
• Corte de Altas frecuencias = 55Hz (valor en el cual se dejara de realizar la
inversión).
En la figura 4.9 se muestra el modelo de impedancia obtenido de la inversión acústica. En
el mismo puede distinguir las principales características dadas por el modelo inicial, mas la
componente de la sísmica, la cual delimita los cuerpos según la respuesta sísmica existente.
Figura 4.9 Modelo de impedancia obtenido de la inversión acústica.
57
Una de las ventajas más importantes de la inversión es la conversión de la información
sísmica de reflexión (interfase) a impedancia (información de intervalo). Como se puede apreciar
en la figura 4.10 la interpretación en la sísmica es realizada en el máximo de amplitud del
reflector, debido a que la ondícula extraída de la sísmica es de fase cercana a cero; y en el modelo
convolucional de la traza sísmica la ondícula se ubica en el centro del coeficiente de reflexión
después de la convolución. Mientras que en la sección de impedancia la misma interpretación va
por el tope de la interfase, que es donde esta ubicado el verdadero cambio entre litologías.
Figura 4.10. a) Sección sísmica con las interpretaciones de los horizontes tope de
Gobernador y Escandalosa respectivamente. b) Sección d impedancia con las mismas
interpretaciones.
a
b
Tope Gob
Tope Esc
Tope Gob
Tope Esc
58
4.2 Resultados
4.2.1 Ondícula Multi-Pozo
Para realizar la inversión acústica es necesario tener una ondícula que represente todo el
campo. Sin embargo, se tienen 7 ondículas, una por cada pozo donde se generó sismograma
sintético. Estas ondículas si bien son parecidas, no son iguales. Se decidió promediarlas, para de
esta forma obtener una ondícula nueva que tiene aporte de información de todas las ondículas del
campo pero sin ser ninguna de las anteriores (figura 4.11).
Figura 4.11 Ondículas pertenecientes a los pozos SMW-6, SMW-13, SMW-14, SMW15,
SMW16, SMW17, SMW20 y ondícula multi pozo o promedio.
Esta ondícula promedio u ondícula multi pozo tiene como características espectrales una
frecuencia de 31 Hz y una fase de 15 º.
4.2.2 Modelo Inicial o Modelo de Baja Frecuencia
El modelo inicial obtenido debe respetar los valores de impedancia arrojados por los
pozos y la forma de la estructura dada por los horizontes interpretados. Por lo tanto, es necesario
realizar un control de calidad al modelo de impedancias obtenido.
59
En las figuras 4.12 a) y b) se presenta el amarre existente entre los registros de impedancia
y el modelo inicial. Como se puede observar en dichas imágenes, el amarre entre ambos es
bastante bueno debido a que, por ejemplo, el tope de la Formación Gobernador y el tope de la
Formaron Escandalosa presentan en los registros valores de impedancia bastante por encima del
resto (debido a las características las litologías de cada una) y éstos se ajustan muy bien a los
valores dados por el modelo inicial. Esta similitud entre el registro de impedancia acústica y el
modelo inicial se observa en toda la extensión de los mismos. El amarre con estos 2 pozos
mostrado en la figura 4.12 y con los demás pozos que posee registro de impedancia es muy
parecido en cuanto a la calidad del mismo; de esta manera se verifico la calidad del modelo
obtenido
Figura 4.12 a) Amarre entre el modelo inicial de IA y el registro de IA del pozo SMW 17.
Figura 4.12 b) Amarre entre el modelo inicial de IA y el registro de IA del pozo SMW-20.
En la figura 4.13 se presenta una vista 3D del modelo de impedancia obtenido en la cual
se puede observar como este respeta la forma dada por los horizontes sísmicos interpretados. Se
observa además que los valores de impedancia dentro de la Formación Escandalosa, están en un
rango entre 15000 y 12000 Kpa*s/m, lo cual concuerda con lo valores típicos de la litología
presente en el yacimiento. (Regueiro, 2007)
60
Figura 4.13 Modelo inicial de impedancia acústica, centrada en el Campo Maporal. La superficie
es el horizonte interpretado Tope de la Formación Escandalosa con sus valores de impedancia
correspondientes Las líneas verticales representas los registros de impedancia.
4.2.3 Inversión Acústica
Igual como se hizo para el modelo inicial, es necesario comparar los registros de
impedancia con las secciones del cubo de impedancia obtenido. Al observar la figura 4.14 a y b,
se nota una correlación bastante buena entre la sección de IA y el registro de IA del pozo, dado
que los principales picos o valles en los valores de impedancia en los pozos se ven reflejados en
la sección. Sin embargo, si se comparara el amarre entre el modelo inicial (figura 4.12) y el
obtenido con el cubo de impedancia después de la inversión (figura 4.14), se nota que el primero
es mejor; de hecho en este último caso se observa un leve desfase. Esto se debe a que en este
último se tiene la influencia de la ondícula promedio y fue iterado para tener una alta componente
de información de la sísmica para así distinguir los cuerpos presentes en ella, mientras que el
modelo inicial es obtenido sólo con información de pozo. Además hay que tener en cuenta la
diferencia de escalas en cuanto a resolución vertical se refiere del registro de pozo y la sección
invertida.
61
Figura 4.14 a) Amarre entre el cubo de IA obtenido y el perfil de IA del pozo SMW-20.
Figura 4.14 b) Amarre entre el cubo de IA obtenido y el perfil de IA del pozo SMW-17.
Tomando en cuenta los factores antes mencionados, se puede decir que el cubo de
impedancia acústica obtenido de la inversión es bastante bueno dado que respeta tanto la
información proveniente de la sísmica como la de los registros de pozo.
Otro resultado que se obtiene al realizar la inversión, es que se logra mejorar la resolución
vertical de la sísmica. En este sentido partiendo del cubo de impedancia acústica resultante de la
inversión y de la ondícula multi-pozo se calculó un volumen de sísmica sintética usando el
modelo convolucional (ver figura 4.15). De este nuevo cubo se obtiene su espectro de frecuencia.
Si se comparan los espectros de frecuencia de la sísmica sintética con la sísmica real se puede
notar que el contenido de frecuencia de la sintética ha aumentado con respecto a la real. Además,
en el espectro de la sísmica sintética, la frecuencia predominante es de 48 Hz y en la sísmica real
de 31 Hz (figura 4.16). Por lo tanto al calcular la resolución vertical se nota un aumento en la
misma; la sísmica convencional puede distinguir cuerpos de un máximo de 30 metros espesor,
mientras que la sintética redujo el espesor minino a 20 metros aproximadamente.
62
Figura 4.15 Comparación entre la sísmica real y la sísmica obtenida del cubo de impedancia.
(Sísmica sintética)
Figura 4.16 Características espectrales a) Sísmica real b) Sísmica sintética
63
4.2.4 Estimación de Porosidad
Para de poder estimar un mapa de porosidad para todo el yacimiento en estudio, primero
es necesario tener un mapa de impedancia del mismo, para aplicar la relación entre IA y φ a
escala de sísmica obtenida en el cuarto capítulo (Ec 17). Dado que el resultado de la inversión
acústica es un cubo, es necesario generar un mapa usando los valores del promedio RMS en el
intervalo de interés para luego, usando la relación entre IA y porosidad a escala de sísmica
convertir el mapa de impedancia en uno de porosidad (figura 4.17).
Figura 4.17 Conversión del mapa impedancia RMS a un mapa de pseudo porosidad total.
Como este mapa de porosidad fue obtenido a través de la inversión acústica y ésta es
derivada de los datos sísmicos, hay que tener especial cuidado con las zonas de fallas, donde se
produce el fenómeno de difracción en las discontinuidades estructurales, afectando las amplitudes
de reflexión y, por tanto, la impedancia obtenida en la inversión acústica. En la figura 4.18 se
presenta un mapa en el cual se incorpora la interpretación de las principales fallas presentes en el
yacimiento. Al observar el mapa de porosidad con la ubicación de la traza de las fallas, lo
primero que se nota es que la mayoría de las zonas de alta porosidad están ubicadas alrededor de
las zonas de falla. Esto puede obedecer como se menciona anteriormente a que los valores de
Ec 17
64
amplitudes cerca de las fallas se ven afectadas por el fenómeno de difracción, haciendo que los
valores de porosidad cercanos a ellas sean poco confiables.
Figura 4.18 Mapa de porosidad total del miembro “O” de la Formación Escandalosa. Las líneas
punteadas delimitan las zonas con valores de porosidad muy marcados. Las líneas negras
representan la interpretación estructural.
Sin embargo, se pueden diferenciar 2 cuerpos con porosidades bien definidas. Uno de
ellos ubicado cerca de la trampa oeste del campo alrededor del pozo SMW-1, caracterizado por
porosidades medias a bajas de entre 4 y 8 %. Otro al norte del campo, alrededor del pozo
SMW-13 que contiene porosidades en un rango entre 12 y 15%.
Para una mejor visualización de estos cuerpo se aplicó la técnica de opacidad, la cual se
basa en aplicar diferentes grados de luminosidad a ciertos valores en el mapa, con el objetivo de
eliminar valores que pudieran generan ruido. De esta manera se espera obtener un mapa lo más
limpio posible, además de destacar cuerpos geológicos de interés dentro del yacimiento. En la
figura 4.19 se muestra el mapa de porosidad obtenido después de aplicar la técnica opacidad, en
donde se resaltan lo valores de porosidad total menores a 7%. La forma en que se iluminan los
valores está representada en la figura 4.19c.
65
Figura 4.19. Mapa de pseudo porosidad destacando las zonas de baja porosidad. a) Vista en 3D,
b) Vista 2D c) Curva de opacidad.
A su vez se genero otro mapa en el cual se resaltaron los valores de porosidad mayores a
10% (figura 4.20). En esta visualización, las fallas tienen un valor de porosidad muy alto para
cualquier tipo de roca e imposible en un carbonato. Esto se debe al fenómeno de difracción y la
forma en la que distorsiona las amplitudes en la sísmica; sin embargo, al norte del campo,
alrededor del pozo SMW-13, se observa un cuerpo de interés con valores altos de porosidad en
un rango entre 12% y 15%.
Dado que ciertos pozos en el campo cuentan con el registro de porosidad total (ya sea
porosidad neutrón o porosidad derivada de la densidad), se realizó una comparación entre los
valores estimados por medio de la inversión acústica y el promedio del registros de porosidad en
la zona de estudio (ver grafica 4.21). Dando como resultado que la inversión tiende a sobrestimar
los valores de porosidad presentes en los pozos. La diferencia promedio entre la porosidad
estimada por la inversión y la medida por los registros de pozos fue de 33% aproximadamente en
todos los casos, siendo esta diferencia bastante elevada, por lo que resultó necesario aplicar una
corrección al mapa de pseudo porosidad obtenido mediante la inversión.
a b
c
66
Figura 4.20. Mapa de pseudo porosidad destacando las zonas de alta porosidad. a) Vista en 3D, b) Vista 2D c) Curva de opacidad.
Figura 4.21 Comparación entre la porosidad estimada a través de la inversión acústica y la
medida por los registros de pozo.
a b
c
67
4.2.5 Corrección del Mapa de Porosidad
La diferencia entre los valores de porosidad estimada y las medida en los pozo no es
despreciable; está se debe a un gran cantidad de factores, principalmente a los mismos que
afectan la velocidad de propagación de la onda (capitulo 4) (la porosidad y el tipo de poro), ahora
sumando el efecto de difracción, causado por las fallas en el cual se alteran las amplitudes en la
sísmica, se tienen muchas fuentes de error asociadas a este tipo de mapa. Por lo tanto, es
necesario hacer una corrección del mapa, con el fin de que éste represente lo mejor posible la
distribución de porosidades presente en el yacimiento.
El método elegido para realizar esta corrección fue el de kriging con deriva externa. Este
método supone una relación entre las variables de la forma
Y = aX(Φ) + b + ε(Φ)
donde ε es el error asociado a la función.
Para la obtención de esta corrección, primero se calcula la diferencia entre los valores
estimados de porosidad y los arrojados por los registros de pozo, obteniéndose así el error en esos
puntos. Luego se genera un semivariograma experimental de dicho error y se hace el respectivo
ajuste de un semivariograma teórico, para con ellos realizar un kriging, obteniéndose un mapa de
error. Este mapa será sumando algebraicamente al mapa de porosidad estimada, logrando así un
mapa de porosidad corregido usando los datos reales de los registros de pozo.
En la figura 4.22 se muestra el mapa de porosidad total corregido. Es de hacer notar la
reducción notable de los valores globales del mismo, como también que la anomalía de porosidad
generada por efecto de las fallas a sido sectorizada a la zona más cercana a ellas. También se nota
como los valores de los cuerpos de interés mencionados anteriormente sufrieron una reducción
sustancial, en especial el cuerpo cercano al pozo SMW-13. Este cuerpo ahora arroja valores de
porosidad entre 10 y 13% los cuales son más cónsonos con la litología presente en el área,
aunque siguen siendo bastante altos. Por lo tanto esta zona se podría definir como la más
interesante del yacimiento desde un punto de vista de explotación. Sin embargo hay que resaltar
nuevamente que los valores en este mapa son de porosidad total y que el yacimiento en estudio es
un carbonato de mezcla, lo que quiere decir que tiene cantidades no despreciables de arena y
arcilla. Por lo tanto la porosidad efectiva de esta zona no tiene por qué seguir esta tendencia.
Ec 18
68
Figura 4.22 Mapa de porosidad total del miembro O de la Formación Escandalosa, corregido por
el método de kriging con deriva externa
CAPÍTULO V
TÉCNICAS MULTI-ATRIBUTOS
5.1 Metodología
Con el objetivo de lograr caracterizar el yacimiento, se utilizaron técnicas multi-atributos.
Con estas se busca, entre otros aspectos, integrar la información aportada por distintos atributos
para resaltar zonas de interés que sin estas técnicas serían difíciles de observar. Sin embargo, para
garantizar la eficacia de estos métodos es necesario garantizar la independencia lineal de los
atributos usados como entrada; en caso contrario los atributos usados darían como resultado
información redundante y no tendría sentido el uso de las mismas (Michelena et al, 1998). Las
técnicas multi atributos aplicadas en este trabajo son:
• Mapas de similitud.
• Clasificación supervisada de facies sísmicas.
5.1.1 Extracción de Atributos Sísmicos
Se calcularon un total de 34 atributos interválicos post apilamiento, divididos de la siguiente
manera.
• 9 atributos de descomposición espectral.
• 22 atributos de traza compleja
• 3 atributos derivados del cubo de impedancia
Para concentrar el estudio en el yacimiento, se eligió una ventana en tiempo de calculo de
atributos que corresponda al espesor del mismo, siendo ésta de aproximadamente 10
milisegundos (aproximadamente 70 pies)
70
5.1.1.1 Atributos de Descomposición Espectral
Se generaron 9 mapas de amplitudes sísmicas a distintas frecuencias, entre 10Hz y 50Hz.
Dichas frecuencias fueron elegidas de forma tal que se pudiera barrer la mayor parte de la banda
de frecuencia presente en la sísmica. Esta banda de frecuencia en la sísmica se determinó
estudiando el espectro de frecuencia de la misma. Se consideraron sólo las frecuencias que
poseen más de un 60% de amplitud normalizada en el espectro de frecuencia, dado que éstas
aportan un mayor porcentaje de información (figura 5.1).
Figura 5.1 Espectro de frecuencia de la sísmica,
donde se resalta el área con más de un 60% de de
amplitud normalizada.
Figura 5.2 Mapas obtenidos de la
descomposición espectral. a) 25Hz, b)
30Hz y c) 35Hz. Las líneas punteadas
delimitan anomalías de amplitud con
ubicación similar a las zonas definidas en
el mapa de porosidad
a b
c
71
En la figura 5.2 se presentan los mapas obtenidos mediante la descomposición para
frecuencias de 25Hz, 30Hz y 35Hz. Estos son los que mejor discriminan las estructuras presentes
en la sísmica, mostrando las fallas presentes. También se manifiestan cambios en los valores de
amplitud en zonas de ubicación similar a las delimitadas en el mapa de porosidad. En el resto de
los mapas (10 Hz, 15 Hz, 20Hz, 40Hz, 45 Hz y 50 Hz) no se logra diferenciar ninguna estructura
ni anomalía de amplitud; sin embargo, estos serán tomados en cuenta debido a que todos están
dentro de la banda de frecuencia establecida.
5.1.1.2 Atributos de Traza Compleja
En este trabajo se calcularon todos los atributos de este tipo que el software usado
(Geoframe) ofrecía dentro de sus opciones, siendo éstos un total de 22. Estos fueron:
• Aceleración Instantánea
• Ancho de Banda Instantáneo
• Amplitud Absoluta Integrada
• Amplitud Ponderada de Fase
Instantánea
• Amplitud Ponderada de Frecuencia
Instantánea
• Amplitud Ponderada de Polaridad
Aparente
• Coseno de la Fase Instantánea
• Cuadratura de la Señal
• Desviación Estándar
• Diferenciación
• Derivada de la Cuadratura
• Fase Instantánea
• Frecuencia Instantánea
• Frecuencia Promedio Ponderada
• Frecuencia RMS
• Impedancia Acústica Relativa
• Indicador de Capas Finas
• Integración
• Polaridad Aparente
• Q Instantáneo
• Segunda derivada de la Cuadratura
72
Es de hacer notar que todos estos atributos fueron generados a partir la sísmica post
apilada; además son interválicos, siendo este intervalo de 10 milisegundos, lo cual coincide con
el espesor promedio del miembro “O” de la Formación Escandalosa (70pies).
5.1.1.3 Atributos de Impedancia Acústica
Estos atributos son de especial importancia debido a que, al ser extraídos del
cubo de impedancia, representan una propiedad de la roca, mientras que todos los demás
atributos anteriores al ser extraídos de la traza sísmica dependen de la señal sísmica.
Los atributos extraídos fueron: Amplitud RMS, desviación estándar de la amplitud y
amplitud máxima. En la figura 5.3 se muestra una imagen de estos atributos; en la misma se
diferencian las principales estructuras presentes en este yacimiento, siendo el que muestra más
distinción entre ellas el atributo de amplitud máxima.
Figura 5.3 Mapas de atributos extraídos del cubo de impedancia acústica resultante de la
inversión. a) Amplitud RMS, b) Desviación Estándar, c) Máxima amplitud
5.1.2 Análisis de la Componente Principal
Se contó inicialmente con 34 atributos sísmicos, de los cuales muchos son linealmente
dependientes de otros, como por ejemplo: cuadratura de la señal, derivada de la cuadratura y
a b c
73
segunda derivada de la cuadratura. En caso de ser usados para las técnicas multi-atributos, darían
información redundante pudiendo ocasionar resultados incongruentes o ficticios. Por lo tanto, se
les aplicó la técnica de análisis de la componente principal (ACP) con el fin de tener un nuevo
conjunto de atributos. Los nuevos atributos obtenidos del ACP serán linealmente independientes
entre ellos y, por lo tanto, la información redundante será eliminada.
Una vez aplicada la técnica, para definir la cantidad de atributos derivados del ACP a
utilizar en el trabajo se generó un gráfico para observar la cantidad de información que posee
cada atributo con respecto al total (figura 5.4). El aporte combinado de las 3 primeras
componentes es de un 77.68 %, por lo cual se hizo el corte sólo con 3 componentes; la figura 5.5
muestra los mapas de las componentes resultantes, si se observa la tercera componente a pesar de
contener el 7.76% de la información total, se puede apreciar un comportamiento en el cual se
diferencian pocas de las estructuras o cuerpos delimitados anteriormente.
Una cuarta componente ocasionaría una fuente de ruido para los datos, más que una ayuda
para la caracterización del yacimiento. Por lo tanto serán usados estos 3 atributos nuevos para la
realización de las técnicas multi-atributos.
Figura 5.4 Gráfico de porcentaje de información versus número de atributos del ACP.
74
5.2 Resultados
5.2.1 Mapas de Similitud
En el caso en estudio se generaron 2 mapas de similitud usando los atributos extraídos del
ACP. Para generar el primero se tomo como punto de referencia el pozo SMW-13 y un radio
alrededor del mismo de 100 metros; se escogió este punto por ser un cuerpo con porosidades
totales estimadas interesantes para la explotación del yacimiento (entre 10% y 13%). El otro
mapa a generar tiene como punto de referencia el pozo SMW-15 por ser una zona que en el mapa
de porosidad resultó tener porosidades muy bajas (entre 3% y 5%); este también tiene con un
radio de 100 metros alrededor del pozo. (Figura 5.6).
En estos mapas las zonas en color naranja representas zonas con igual similitud que el
punto de referencia; dicho en otras palabras, estas zonas tienen respuesta similar a los 3 atributos
del ACP respecto al punto seleccionado. Sin embargo, en ambos mapas se observa un
comportamiento que no sigue patrones geológicos. Esto puede ser ocasionado por la complejidad
litológica presente en el yacimiento o porque la respuesta sísmica no puede diferenciar entre los
Figura 5.5 Mapas de los 3
primeros atributos resultantes
del ACP con un total de 77.68%
de la información de todos los
atributos.
75
parámetros que han sido usados al definir los puntos de referencia. Sin embargo, al observar el
mapa de similitud de las zonas prospectivas (figura 5.6 a), éste tiene cierta semejanza con el
mapa obtenido de la inversión. En este se pueden observar zonas, no con la misma geometría,
pero sí con ubicación similar a los cuerpos con porosidades anómalas distinguidos en el mapa de
porosidad.
Figura 5.6 Mapas de similitud. a) Pozo de referencia SMW-13 con buena calidad de roca.
b) Pozo de referencia SMW-15 con mala calidad de roca
5.2.2 Clasificación Supervisada de Facies Sísmicas
La clasificación aplicada será del tipo supervisado, en la cual el intérprete suministra
datos de entrenamiento, con el cual se entrena el algoritmo, para luego, con este adiestramiento,
extrapolar la clasificación a todos los puntos del mapa. También el intérprete asigna una data de
validación, cuya función es verificar la calidad de la clasificación conseguida.
Se definieron 3 facies sísmicas para la clasificación, con base a la litología predominante y a la porosidad en los pozos en el intervalo de interés. Estas facies son:
76
• Alto contenido de dolomíta porosa
• Alto contenido de caliza con baja porosidad
• Alto contenido de clásticos con baja porosidad
En la figura 5.7 se muestra la distribución en el campo de los puntos que serán usados
para el entrenamiento y validación de la clasificación. Estos puntos fueron elegidos en función a
los pozos que mejor describen las facies antes mencionadas, usando los resultados de las
evaluaciones petrofísicas existentes. En total se usaron 4 pozos para el entrenamiento, de los
cuales dos pertenecen a la facies de dolomia porosa, uno a la facies de caliza con baja porosidad y
otro a la facies de clásticos con baja porosidad. Por otro lado se contó con dos para la validación
de la clasificación, uno para la facies de dolomia y otro para la de caliza, no se tiene pozo de
validación para la facies de clástico, dado que solo se contaba con un pozo con evaluación
petrofísica cuya litología predominante eran clásticos.
Figura 5.7 Distribución de la data de entrenamiento y validación.
Específicamente la clasificación a utilizar será la clasificación supervisada bayesiana, la
cual se basa en el teorema de probabilidades de Bayes.
77
El primer paso para realizar esta clasificación es discriminar las posibles facies existentes,
en otras palabras, verificar si la data de adiestramiento que es suministrada puede ser separada en
nubes de puntos (clusters). En caso de que esto ocurra, el siguiente paso es asignar una de las
facies antes discriminadas a un punto cualquiera que no, pertenezca a la data de entrenamiento.
En la figura 5.8 se muestra este gráfico de la primera versus la tercera componente
obtenidas del ACP. Es de hacer notar como estos 2 atributos lograron discernir entre las facies
geológicas antes definidas.
Figura 5.8 Discriminación de las diferentes Facies en el gráfico cruzado de la componente
principales uno y tres de ACP.
Luego de lograr discriminar las facies definidas con los datos de entrenamiento, se realizó
la clasificación para el resto de los puntos en el mapa, asignando a cada uno de ellos una de las 3
facies definidas siguiendo el esquema mostrado en la figura 5.9.
Como el método usado para la clasificación está basado en el teorema de Bayes, a todos
los puntos del espacio de atributos se le calculo la probabilidad de pertenecer a cada facies. Dicha
probabilidad fue expresada en forma de mapa de probabilidad, con lo cual se pudo verificar la
confiabilidad de asignación de cada punto a una facies determinada (figura 5.10). También se
pudo generar un gráfico cruzado de los atributos 1 y 3 del ACP, esta vez usando como escala de
color la probabilidad de cada punto de pertenecer a la facies asignada.
78
Figura 5.9 Esquema de clasificación de facies sísmicas con los datos de los atributos obtenidos
del ACP.
Figura 5.10 Mapas de probabilidad y gráfico de confiabilidad de los puntos. a) Mapa de
probabilidad de la facies más dolomítica. b) Mapa de probabilidad de la facies más calcárea.
c) Mapa de probabilidad de la facies más clástica. d) Gráfico de confiabilidad de asignación de
los puntos.
a
d c
b
79
El cuerpo alrededor de pozo SMW-13 esta caracterizado por una facies dolomitica con
altas porosidades; la presencia de este cuerpo en los todos los mapas generados lo convierte en la
zona más atractiva para la localización de futuros pozos. Es de hacer notar que los mapas
mostrados en este estudio solo delimitan zonas, para proponer la ubicación exacta de un pozo es
necesario integrar estos mapas con información de distintas fuentes, como modelos estáticos,
dinámicos y petrofísicos del yacimiento.
Figura 5.11 Mapa de facies sísmicas con una probabilidad de asignación mayor al 90 %
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1 Conclusiones
1. Se generaron mapas de pseudo porosidad, clasificación de facies sísmicas y de similitud,
los cuales evidencian la alta heterogeneidad lateral y vertical del yacimiento. Esta
variabilidad se debe a que la zona de estudio es un carbonato de mezcla de gran
complejidad litológica.
2. El cubo de impedancia resultante de la inversión acústica de los datos sísmicos, cuyos
valores están entre 10000 y 15000 KPa*s/m, permite delinear cuerpos con distintas
calidades de roca, consiguiendo así una mejor caracterización del yacimiento y, en
consecuencia, optimizar su plan de explotación.
3. Debido a la alta variabilidad lateral y vertical en el miembro “O” de la Fm. Escandalosa
(variaciones de litología, porosidad y tipo de poro) la sísmica no tiene una respuesta que
pueda diferencia bien los cambios de litología o fluidos. Esta limitante se ve reflejada en
los mapas generados.
4. Se determinó una relación empírica entre impedancia acústica y porosidad para el
intervalo de estudio:
Φ=-0,0000373120 * Z + 0,5547576443
A partir de esta relación y usando el cubo de impedancia, se estimó la porosidad total del
yacimiento, dando valores entre 0 y 19 %, resultados presentaron una sobre estimación de
aproximadamente 30 % la cual fue corregida utilizando los registros de porosidad en los
pozos y la técnica de kriging don deriva externa.
5. Se identificaron 2 cuerpos de interés en el campo; uno de ellos estaría compuesto
principalmente de dolomíta con una porosidad relativamente alta, entre 10 y 13 %,
mientras que el otro sería una combinación entre clásticos y calizas de baja porosidad
entre 3 y 6%.
81
6. Como resultado de la inversión acústica se logró mejorar la resolución vertical a 20
metros aproximadamente, con respecto a los 30 metros ofrecidos por la sísmica
convencional. De esta manera se pueden resaltar detalles estratigráficos que antes eran no
evidentes.
6.2 Recomendaciones
1. Con el objetivo de tener mayor cantidad de atributos que respondan a heterogeneidades en
la roca y a saturación de fluido, se recomienda realizar la inversión elástica de los datos
sísmicos en la zona en estudio.
2. Para mejorar la comprensión de la zona de estudio, se recomienda generar un modelo
estático y dinámico en este yacimiento usando como base la porosidad estimada es este
trabajo.
3. Con la finalidad de tener mayor cantidad de datos para la inversión elástica de los datos
sísmicos y de puntos control para las técnicas multi atributos, se recomienda correr
registros mineralógicos, de saturación en módulo de espectroscopia, neutrón y,
dependiendo de la cementación, registros sónicos en los pozos existentes.
4. Para lograr aumentar la cantidad de información disponible para este tipo de trabajos, se
recomienda en futuros pozos correr registros sónicos y realizar check shot (disparos de
verificación).
82
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